​Il collo di bottiglia del gas in New England ha trasformato un'ondata di freddo a inizio febbraio in un evento di affidabilità. La generazione da olio combustibile è aumentata del 939% rispetto all'anno precedente, arrivando al 15% del mix, poiché gli impianti a gas non riuscivano a procurarsi il combustibile.

I prezzi day-ahead presso l'Internal Hub, il punto di riferimento dei prezzi di sistema ISO-NE, hanno superato i 200 $/MWh per otto dei primi nove giorni. Gli spread TB4 (top-bottom) in tempo reale presso l'Internal Hub hanno registrato una media di 404 $/MW-giorno, concentrati in quel periodo iniziale, il che avrebbe potuto aumentare i ricavi BESS.

I prezzi sono crollati sotto i 70 $/MWh una volta che le temperature si sono normalizzate, lasciando la media day-ahead dell'hub a 126,09 $/MWh, in calo del 3,3% su base annua.

Punti chiave

• La generazione da olio combustibile è salita al 15,0% del mix rispetto all'1,7% dell'anno precedente, segnalando chiaramente il collo di bottiglia infrastrutturale del gas in New England.
• I prezzi day-ahead dell'hub hanno registrato una media di 126,09 $/MWh per il mese, nascondendo una differenza di 2,6 volte tra la prima metà (182 $/MWh) e la seconda metà (70 $/MWh).
• Gli spread TB day-ahead di quattro ore presso l'Internal Hub hanno registrato una media di 257 $/MW-giorno, in aumento del 6,1% su base annua.
• Insieme ai pagamenti per regolazione e capacità, il potenziale totale di ricavi BESS di quattro ore presso l'Internal Hub ha raggiunto 54 $/kW-mese (media di 1.800 $/MW-giorno).
• Il più alto spread di quattro ore in tempo reale si è registrato nel Maine (434 $/MW-giorno) nonostante la zona avesse i prezzi day-ahead più bassi.

Quanto è stato ampio il divario dei prezzi ISO-NE a febbraio?

Otto dei primi nove giorni hanno visto prezzi day-ahead superiori a 200 $/MWh all'Internal Hub, con prezzi in tempo reale che hanno raggiunto i 400,46 $/MWh il 2 febbraio. La media day-ahead è stata di 70,10 $/MWh dal 15 febbraio in poi — la media della prima metà è stata 2,6 volte quella della seconda metà, un divario più ampio rispetto a MISO nello stesso periodo (vedi il benchmark mensile MISO febbraio 2026).

Tra le varie zone, le medie mensili rivelano un gradiente nord-sud modellato dalla congestione:

Lo sconto del Maine riflette la congestione nord-sud che limita le esportazioni verso i centri di carico del sud.

Perché la generazione a olio è aumentata, e ha favorito i BESS?

La rete del gas del New England non può servire sia il riscaldamento che la generazione elettrica durante il freddo estremo. Il riscaldamento residenziale ha consumato la capacità dei gasdotti a inizio febbraio, lasciando i generatori a gas senza combustibile. Gli impianti a olio sono intervenuti.

• Gas naturale: 45,8%, +5,5% su base annua
• Nucleare: 24,5%, stabile
• Olio: 15,0% (media 2.064 MW), in crescita dall'1,7% dell'anno precedente, concentrata nelle prime due settimane
• Eolico: media 662 MW (4,8%), +18,6% su base annua, ma ancora troppo poco per compensare il vincolo del gas nelle ore di punta

La produzione totale ISO-NE è aumentata del 19,6% su base annua fino a 9.225 GWh. Le unità a olio hanno fissato il prezzo marginale nelle ore di punta, scollegando i prezzi all'ingrosso dai fondamentali del gas e ampliando il divario punta-fuori punta che alimenta l'arbitraggio BESS.

Quanto si sono scollegati i prezzi dal gas?

Henry Hub ha registrato una media di 3,60 $/MMBtu. Nella maggior parte degli ISO, la fascia osservata di 3,90 $/MMBtu si tradurrebbe in una variazione di prezzo dell'energia di 30-40 $/MWh. In ISO-NE, l'Algonquin Citygate, il principale punto di consegna del gas per le centrali elettriche del New England, si è scollegato da Henry Hub e la variazione effettiva è stata molto più ampia.

Il 9 febbraio, il tasso di calore implicito, calcolato come prezzo day-ahead dell'hub diviso per il prezzo spot del gas Algonquin Citygate, ha raggiunto 66,4 MMBtu/MWh — oltre nove volte una centrale a ciclo combinato efficiente — confermando che era l'olio, non il gas, a fissare il prezzo marginale. A fine febbraio, i tassi di calore si sono assestati tra 13 e 20 MMBtu/MWh, poiché il gas è sceso sotto i 3,15 $/MMBtu e i prezzi dell'energia lo hanno seguito.

La limitata capacità dei gasdotti dall'Appalachia, che causa lo scollegamento dell'Algonquin Citygate dal benchmark nazionale, è la causa principale sia dei picchi di prezzo sia dell'aumento della generazione a olio.

Cosa ha fatto aumentare la domanda e c'è potenziale per i BESS?

La domanda lorda di sistema ha registrato una media di 15.147 MW (+4,6% su base annua), trainata dal freddo più che dalla crescita strutturale. Il carico netto ha registrato una media di 14.363 MW (+4,1%). Il divario ridotto al picco solare (circa 1.000 MW) conferma che l'opportunità BESS in ISO-NE deriva dai picchi di prezzo causati dal meteo, non dalla "duck curve" solare osservata in ERCOT o CAISO.

I prezzi hanno seguito un andamento a doppio picco — riscaldamento mattutino e ramp serali affiancati da una lieve flessione a metà giornata rispetto agli ISO del sud.

Quanto sono stati ampi gli spread BESS?

Gli spread TB day-ahead all'hub sono cresciuti moderatamente anno su anno:

I prezzi elevati di febbraio dell'anno precedente hanno compresso questi guadagni. Gli spread in tempo reale sono rimasti stabili su base annua (-0,5% per un'ora, -1,6% per quattro ore). Il 9 febbraio, gli spread di quattro ore in tempo reale hanno raggiunto 960 $/MW-giorno. Nove giorni hanno rappresentato la maggior parte del potenziale di ricavi BESS del mese.

Il Rhode Island ha registrato il più alto spread day-ahead di quattro ore a 263 $/MW-giorno (+9,0%), riflettendo condizioni locali di domanda-offerta più strette che favoriscono i BESS nei centri di carico del sud del New England. Il divario più ampio tra day-ahead e real-time si è verificato nel Maine: lo spread day-ahead più basso (238 $/MW-giorno) ma lo spread real-time più alto (434 $/MW-giorno, +5,5% su base annua). La congestione fisica nei corridoi nord-sud crea scarsità in tempo reale che la programmazione day-ahead non prevede. Gli operatori BESS con capacità di dispatch in tempo reale potrebbero cogliere questo gap.

Come sono stati i prezzi dei servizi ancillari?

L'arbitraggio energetico ha dominato i ricavi BESS a febbraio. Una scarica di quattro ore il 9 febbraio avrebbe permesso di ottenere 960 $/MW-giorno solo dagli spread TB, 29 volte il tasso medio TMSR.

Anche al suo picco del 2 febbraio, il TMSR avrebbe permesso di ottenere meno dell'8% dell'arbitraggio del giorno con il miglior spread. Le riserve sono marginali rispetto agli spread TB durante l'inverno ISO-NE.

Prospettive

I ricavi sono guidati dagli eventi: pochi giorni invernali possono determinare il ritorno annuo. La partecipazione in tempo reale è essenziale: gli spread di quattro ore hanno superato quelli day-ahead del 57% all'hub e dell'82% nel Maine.

I vincoli di trasmissione nord-sud si manifestano in modo imprevedibile durante il dispacciamento in tempo reale, creando scarsità che il mercato day-ahead non anticipa completamente. Le zone congestionate, in particolare il Maine, hanno offerto ritorni real-time significativamente superiori rispetto a quanto suggerito dai prezzi day-ahead.