​Il collo di bottiglia del gas in New England ha trasformato un'ondata di freddo all'inizio di febbraio in un evento di affidabilità. La generazione a olio è aumentata del 939% rispetto all'anno precedente, raggiungendo il 15% del mix, poiché le centrali 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 in otto dei primi nove giorni. Gli spread TB4 (top-bottom) in tempo reale all'Internal Hub hanno registrato una media di 404 $/MW-giorno, concentrati in questa fase 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 a olio è salita al 15,0% del mix rispetto all'1,7% di un anno prima, segnalando chiaramente il collo di bottiglia dell'infrastruttura gas del 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 a quattro ore day-ahead all'Internal Hub hanno registrato una media di 257 $/MW-giorno, in aumento del 6,1% su base annua.
• Combinando con i pagamenti per regolazione e capacità, il potenziale totale di ricavi BESS a quattro ore all'Internal Hub ha raggiunto 54 $/kW-mese (media di 1.800 $/MW-giorno).
• Lo spread a quattro ore in tempo reale più alto 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 al MISO nello stesso periodo (vedi il benchmark mensile MISO febbraio 2026).

Tra le zone, le medie mensili mostrano 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 il BESS?

La rete del gas del New England non può servire sia il riscaldamento che la produzione elettrica durante il freddo estremo. Il riscaldamento residenziale ha assorbito la capacità dei gasdotti a inizio febbraio, lasciando i generatori a gas senza combustibile. Le centrali a olio sono intervenute.

• Gas naturale: 45,8%, +5,5% su base annua
• Nucleare: 24,5%, stabile
• Olio: 15,0% (media 2.064 MW), rispetto all'1,7% di un anno prima, concentrato nelle prime due settimane
• Eolico: media 662 MW (4,8%), +18,6% su base annua, ma ancora troppo poco per compensare la carenza di gas nelle ore di punta

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

Quanto si sono disaccoppiati 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, Algonquin Citygate, il principale punto di consegna del gas per le centrali del New England, si è disaccoppiato da Henry Hub e la variazione effettiva è stata molto più ampia.

Il 9 febbraio, il tasso di calore implicito, calcolato come il prezzo day-ahead dell'hub diviso per il prezzo spot del gas Algonquin Citygate, ha raggiunto 66,4 MMBtu/MWh — più di nove volte quello di 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 sono scesi a 13-20 MMBtu/MWh mentre il gas è sceso sotto i 3,15 $/MMBtu e i prezzi dell'energia hanno seguito.

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

Cosa ha spinto la domanda più in alto e c'è potenziale 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 ristretto al picco solare (circa 1.000 MW) conferma che l'opportunità BESS in ISO-NE deriva da picchi di prezzo legati al meteo, non dalla "duck curve" solare vista in ERCOT o CAISO.

I prezzi hanno seguito uno schema a doppio picco — riscaldamento mattutino e ramp-up serale ai lati di un calo di metà giornata più contenuto rispetto agli ISO del sud.

Quanto sono stati ampi gli spread BESS?

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

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% a un'ora, -1,6% a quattro ore). Il 9 febbraio, gli spread in tempo reale a quattro ore 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 massimo spread day-ahead a quattro ore con 263 $/MW-giorno (+9,0%), riflettendo condizioni locali di domanda-offerta più tese che favoriscono il BESS nelle sacche di carico del sud del New England. Il divario più ampio tra day-ahead e tempo reale si è verificato nel Maine: lo spread day-ahead più basso (238 $/MW-giorno) ma lo spread in tempo reale più alto (434 $/MW-giorno, +5,5% su base annua). La congestione fisica sui corridoi nord-sud crea scarsità in tempo reale che la programmazione day-ahead non anticipa. Gli operatori BESS con capacità di dispacciamento in tempo reale potrebbero cogliere questo divario.

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 potuto catturare 960 $/MW-giorno solo dagli spread TB, 29 volte la media del tasso TMSR.

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

Prospettive

I ricavi sono guidati dagli eventi: pochi giorni invernali possono determinare il rendimento annuale. La partecipazione in tempo reale è essenziale: gli spread a 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 pienamente. Le zone congestionate, in particolare il Maine, hanno offerto rendimenti reali significativamente superiori a quanto suggerito dai prezzi day-ahead.