Le batterie operative nel mercato PJM sono entrate a novembre dopo aver registrato costantemente solide opportunità di ricavo per tutto il 2025.

I sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) nel PJM hanno registrato ricavi medi mensili di 24 $/kW-mese, ovvero 288 $/kW-anno, fino a settembre 2025.

Prezzi di clearing più alti per la fornitura di Regolazione e maggiori differenze nei prezzi dell’energia in tempo reale hanno aumentato le opportunità di mercato su tutto il sistema, anche se i risultati sono variati notevolmente tra i singoli asset.

Le batterie del PJM hanno seguito il percorso globale ormai noto: prima i servizi ancillari, poi l’energia. Le batterie continuano a guadagnare la maggior parte dei ricavi dai servizi di Regolazione e risposta in frequenza, mentre l’arbitraggio energetico gioca un ruolo secondario ma in graduale crescita.

La Regolazione resta la principale fonte di ricavo per le batterie nel PJM

I prezzi di clearing della Regolazione hanno costantemente superato quelli degli altri servizi ancillari nel PJM, spesso risultando di oltre 5 volte superiori rispetto alle riserve sincronizzate o primarie. Nel 2024 e 2025, i prezzi della Regolazione hanno eguagliato o addirittura superato quelli dell’Energia.

La riforma del mercato della Regolazione nel PJM a inizio ottobre 2025 ha accentuato questa dinamica. I prezzi della Regolazione in tempo reale a 5 minuti sono diventati altamente volatili, con picchi brevi fino a circa 1.800 $/MW/h durante le ore di rampa. Le batterie online e in grado di ricevere assegnazioni avrebbero ottenuto rendimenti eccezionali.

Tuttavia, questi estremi riflettevano un mercato in fase di adattamento alle nuove dinamiche di clearing piuttosto che un cambiamento strutturale della domanda. Con la normalizzazione della partecipazione al mercato dopo la riforma, i prezzi della Regolazione a novembre sono calati rispetto ai picchi di ottobre. I prezzi medi di clearing sono stati di 61 $/MW/h, ancora del 36% superiori all’Energia, ma con un divario molto più ridotto rispetto al 136% di ottobre.

Ma la Regolazione è solo una parte della storia.

C’erano opportunità di mercato per l’accumulo di energia oltre la Regolazione?

Sebbene oggi la Regolazione sia la principale fonte di ricavo per le batterie nel PJM, l’arbitraggio energetico diventerà la componente dominante dei ricavi merchant nel lungo periodo.

A differenza di ERCOT e CAISO, i prezzi dell’energia nel PJM sono ancora determinati principalmente dal carico piuttosto che dalla produzione rinnovabile.

I prezzi dell’energia seguono l’andamento della domanda, creando due picchi giornalieri invece dei profondi cali di mezzogiorno tipici dei sistemi ricchi di solare. Questa struttura garantisce una finestra di arbitraggio costante per l’accumulo a batteria nelle ore di rampa.

In tutto il report, le opportunità di arbitraggio sono misurate utilizzando gli scarti Top-Bottom (TB).

Novembre 2025 ha segnato un chiaro cambiamento nella volatilità dei prezzi in tempo reale rispetto all’anno precedente.

I prezzi in tempo reale al nodo PJM-RTO hanno superato i 200 $/MWh in diversi giorni, con intervalli che hanno toccato i 300–400 $/MWh.

Fondamentale, questi picchi non sono stati limitati a una sola finestra di stress, ma si sono verificati su rampe mattutine, nelle ore centrali e nei picchi serali.

Al contrario, nel novembre 2024 i profili di prezzo erano molto più stabili. La volatilità dello scorso anno era concentrata soprattutto nella rampa serale, mantenendo compressi gli scarti giornalieri.

Ripetute dislocazioni intraday dei prezzi, e non un singolo picco, hanno portato gli scarti medi TB4 in tempo reale fino a 216 $/MWh.

Anche le medie mensili raccontano la stessa storia. Gli scarti TB1 in tempo reale sono aumentati di 43 $/MWh su base annua, mentre nel mercato Day-Ahead l’incremento è stato di 20 $/MWh.

Questa è la prima edizione del report di riferimento di Modo Energy sui ricavi delle batterie nel PJM. Gli abbonati a Modo Energy Research possono continuare a leggere per scoprire:

• come i costi dei combustibili sono ancora il principale driver dei prezzi medi nel PJM,
• perché la possibilità di scarti maggiori nelle stagioni intermedie cresce con lo sviluppo del solare,
• come le fermate per manutenzione hanno influenzato gli scarti nel PJM questo autunno,
• e fino a che punto la congestione genera opportunità di arbitraggio energetico diverse per le batterie a seconda della zona.

I costi dei combustibili dettano il tono dei prezzi dell’energia nel PJM

Il PJM resta un sistema fortemente termoelettrico, il che definisce la formazione dei prezzi. Gas naturale e nucleare dominano la produzione, con il carbone che fornisce ulteriore capacità di base.

Di conseguenza, i prezzi dell’energia sono spesso fissati dalle unità termiche marginali. Le variazioni nei costi dei combustibili – in particolare gas e carbone in alcune regioni – si traducono direttamente in cambiamenti dei prezzi dell’energia in tutto il PJM.

A novembre 2025, prezzi più alti di gas e carbone hanno aumentato la base dei prezzi dell’energia, con i prezzi dell’elettricità che hanno quasi seguito le oscillazioni dei prezzi del gas per tutto il mese.

Inoltre, il carico medio giornaliero è cresciuto del 6%, passando da 84 GW nel novembre 2024 a 89 GW nel novembre 2025, portando all’attivazione di generatori più costosi nella merit order.

Quando il gas è marginale, anche piccoli movimenti del prezzo del combustibile hanno grandi effetti. Un incremento di 1 $/MMBtu si traduce tipicamente in un aumento di circa 7–10 $/MWh nei prezzi dell’energia.

A novembre 2025, i prezzi hanno quindi registrato livelli più alti e una dispersione molto più ampia per un intervallo di carico netto simile rispetto a novembre 2024.

La generazione solare è in crescita, con potenziale per scarti di prezzo maggiori

Lo sviluppo della generazione solare nel PJM è ancora indietro rispetto a mercati come ERCOT e CAISO, ma sta crescendo. Il picco medio giornaliero della produzione solare utility-scale è aumentato del 35% anno su anno, raggiungendo 6,2 GW a mezzogiorno a novembre.

Tuttavia, le rinnovabili rappresentano ancora una quota relativamente piccola del totale della produzione a servizio del carico PJM.

A differenza di CAISO, dove il solare crea profondi cali di prezzo a mezzogiorno, la crescita delle rinnovabili nel PJM non ha ancora sostituito la generazione termica durante le ore tipiche di ricarica.

Di conseguenza, le batterie del PJM continuano a operare in un mercato definito dalla generazione termica che segue il carico, piuttosto che da canyon di prezzo guidati dalle rinnovabili.

Il carico netto resta elevato anche nelle ore centrali della giornata, mantenendo online gli impianti a gas e garantendo che i prezzi vengano fissati dalle unità termiche. Questo limita lo scarto di prezzo disponibile per i sistemi di accumulo a batteria.

I livelli di fermata hanno contribuito a scarti più stretti a novembre rispetto a ottobre 2025

Un altro fattore che può influenzare i prezzi dell’energia sono le fermate programmate e forzate dei generatori.

Nel PJM, la manutenzione programmata è tipicamente concentrata nei mesi di transizione, con i picchi in aprile, maggio e ottobre, quando la domanda è abbastanza bassa da poter fermare le unità senza rischi di affidabilità.

Le fermate di generazione hanno raggiunto il picco di circa 71 GW in ottobre, per poi diminuire costantemente fino a 29 GW a fine novembre.

Questo cambiamento si riflette chiaramente negli scarti di prezzo.

Ottobre 2025 ha registrato scarti più ampi sia nel mercato Day-Ahead che in tempo reale rispetto a novembre, riflettendo condizioni di sistema più tese quando più capacità era indisponibile.

Per le batterie, questa distinzione è rilevante. Le fermate tendono a incrementare le opportunità di arbitraggio a livello di sistema, mentre il loro tempismo e posizione determinano dove tali opportunità si materializzano sulla rete.

La volatilità crea opportunità – la congestione decide chi vince

Anche se gli scarti a livello di sistema sono stati elevati a novembre, le opportunità di arbitraggio sono variate molto in base alla posizione. Anche all’interno della stessa zona di carico, le batterie hanno sperimentato risultati di prezzo molto diversi.

I profili di prezzo in tempo reale mostrano il perché.

A livello di sistema, il PJM mostra le classiche rampe mattutine e serali. Ma zone come Dominion e BGE si separano regolarmente dalla media PJM-RTO, soprattutto nelle ore di picco. Queste separazioni di prezzo dovute alla congestione creano differenze intraday ripetibili che le batterie possono monetizzare.

Al contrario, zone con profili di carico simili ma maggiore connettività di trasmissione tendono a seguire più da vicino la media RTO. I loro profili di prezzo sono più piatti, con meno deviazioni sostenute e minori opportunità di arbitraggio.

Le batterie operative in Dominion e BGE erano localizzate nei punti con i maggiori scarti Top-Bottom a novembre, riflettendo congestione persistente e limitata capacità di trasferimento.

Le batterie in fase di sviluppo mostrano una gamma di risultati ancora più ampia. Nelle stesse zone, gli scarti di novembre 2025 divergono nettamente tra i nodi. I valori più alti si registrano presso Fourth Quarter, una batteria pianificata da 500 MW nella zona PEPCO del Maryland, seguita da Chapel Energy Storage, un progetto da 300 MW nella zona BGE del Maryland.

Vincoli di trasmissione ed effetti di prezzo nodale possono amplificare o ridurre gli scarti presso i singoli nodi batteria, creando vincitori e vinti anche all’interno della stessa zona di carico.

Man mano che si sviluppano nuovi sistemi di accumulo a batteria nel PJM e il valore del servizio di Regolazione diminuisce, questa dispersione diventa sempre più rilevante. Piccole differenze di localizzazione – fino al livello del nodo – possono moltiplicare il valore atteso dell’arbitraggio.