Le batterie PJM hanno registrato un forte aumento dei ricavi: la riforma del mercato della regolamentazione prevista per ottobre 2025 è il principale motore di questa crescita. Prima della riforma (da aprile 2024 a settembre 2025), i ricavi medi della flotta erano di 20 $/kW-mese. Dopo la riforma, i ricavi medi sono saliti a 62 $/kW-mese, con un picco di 104,5 $/kW-mese a febbraio.

Anche l'arbitraggio energetico si è rafforzato. Un'ondata di caldo a metà mese ha portato gli spread TB4 di aprile a 383 $/MW-giorno, il 62% in più rispetto ad aprile 2025.

Il revenue stack modellato di aprile ammonta a 72 $/kW-mese. La regolamentazione contribuisce con 56 $/kW-mese, l'arbitraggio energetico in tempo reale con 11 $/kW-mese e i pagamenti di capacità con 5 $/kW-mese.

Punti chiave

• Le batterie PJM stanno guadagnando circa 3 volte di più rispetto allo scorso anno, trainate quasi esclusivamente dalla regolamentazione.
• Il revenue stack modellato di aprile ha raggiunto 72 $/kW-mese, sostenuto da ricavi più alti dalla regolamentazione e spread TB4 più ampi.
• Gli spread TB4 in tempo reale di aprile hanno raggiunto una media di 383 $/MW-giorno, il 62% in più rispetto ad aprile 2025. Baltimora (BGE) ha guidato a livello zonale con 658 $/MW-giorno, più del doppio rispetto ad aprile scorso.
• Gli spread più ampi sono stati causati da un'ondata di caldo a metà mese (15-16 aprile), prezzi serali circa il 70% più alti rispetto ad aprile 2025 e dalla continua crescita solare diurna che ha abbassato i picchi minimi giornalieri.

La riforma della regolamentazione di ottobre ha triplicato i ricavi della flotta rispetto al livello precedente

La riforma del mercato della regolamentazione di PJM di ottobre 2025 ha sostituito i segnali separati Reg A (lento, termico) e Reg D (veloce, batterie) con un unico segnale unificato. I dati reali del Q1 2026 quantificano l'impatto.

I 18 mesi di dati pre-riforma mostrano ricavi della flotta tra 13 e 37 $/kW-mese, con la regolamentazione che contribuiva in media con 15 $/kW-mese. Dalla riforma in poi, i ricavi medi sono stati di 62 $/kW-mese, con la sola regolamentazione a quota 55 $/kW-mese medi.

I prezzi di clearing dei servizi ancillari sono il motore di questo aumento. Il prezzo minimo mensile di clearing della regolamentazione dopo la riforma (62 $/MWh) è più alto di qualsiasi prezzo mensile dal gennaio 2023.

Le riserve sincronizzate e primarie sono rimaste basse in quanto non influenzate dalla riforma.

Le ore di ramp-up mattutine e serali hanno continuato a produrre forti picchi di prezzo da ottobre. Inoltre, anche il livello di base nelle ore non di ramp-up è aumentato. Le batterie guadagnano sia dai picchi di ramp-up sia dal nuovo livello di base più alto.

Gli spread TB4 si sono ampliati per un'ondata di caldo a metà aprile e per la crescita della generazione solare

Gli spread TB4 in tempo reale di aprile hanno registrato una media di 383 $/MW-giorno, in aumento rispetto ai 358 $/MW-giorno di marzo e il 62% in più rispetto ai 237 $/MW-giorno di aprile 2025. Gli spread day-ahead sono stati di 247 $/MW-giorno, anch'essi sopra marzo e il 51% in più rispetto ad aprile scorso.

Il quadro zonale era familiare. Baltimora (BGE), Washington DC (PEPCO) e Virginia (DOM) hanno guidato con 658, 605 e 601 $/MW-giorno rispettivamente. Baltimora e DC hanno più che raddoppiato anno su anno (+108% e +112%).

Tutte le zone PJM hanno visto aumentare gli spread in tempo reale su base annua, ma il Mid-Atlantic si è distinto ancora di più. Vincoli di trasmissione persistenti tra i centri di carico orientali e la generazione occidentale continuano a generare separazione dei prezzi durante le ore di ramp-up.

Gli spread day-ahead raccontano una versione più moderata della stessa storia. Le zone Mid-Atlantic restano in testa, ma il gradiente geografico è meno marcato e le differenze tra zone più ridotte rispetto al tempo reale.

Aprile non ha visto un evento paragonabile alla tempesta invernale Iona di marzo, con poche oscillazioni meteorologiche estreme. L'evento più rilevante è stata un'ondata di caldo a metà mese, dal 13 al 17 aprile. Il carico medio orario ha raggiunto i 101 GW il 15 aprile, il valore più alto del mese rispetto a una media di aprile di circa 85 GW.

I mercati day-ahead hanno reagito chiaramente, con un picco di 249 $/MWh, il massimo mensile. Anche il tempo reale ha seguito, con un picco di 353 $/MWh la sera del 15 aprile.

Oltre all'ondata di caldo, anche la curva intragiornaliera si è modificata rispetto all'anno precedente. I prezzi medi serali di aprile 2026 sono stati circa il 70% più alti rispetto ad aprile 2025, con la fascia 19-20 che ha registrato una media di quasi 115 $/MWh contro i 65 $ dell'anno scorso.

La maggior parte dei giorni ha seguito una curva oraria simile al 2025, ma con un ramp-up serale più accentuato.

Anche le rinnovabili hanno ampliato gli spread TB. La produzione solare è cresciuta del 27% su base annua in aprile (output medio orario salito da 3,3 a 4,2 GW), con una maggiore produzione diurna che ha spinto i prezzi diurni più in basso. L'eolico è cresciuto del 16%; gas e nucleare sono rimasti stabili.

La flotta di generazione in evoluzione amplifica i picchi dovuti all'ondata di caldo e rende gli spread TB più ampi anno su anno.

I progetti Mid-Atlantic sono i meglio posizionati per i maggiori spread in PJM

Lo stesso schema zonale si ritrova anche a livello di asset. Ogni BESS operativo in BGE, PEPCO e DOM ha registrato circa il doppio dello spread TB cumulativo di aprile rispetto alle batterie operative in COMED, AEP o APS. I progetti pianificati nelle stesse zone Mid-Atlantic beneficerebbero oggi degli spread più elevati tra quelli in pipeline.

Cosa ci dice aprile?

A sei mesi dalla riforma, i dati confermano che la revisione della regolamentazione di ottobre 2025 di PJM ha portato benefici alle batterie. I ricavi mensili medi pre-riforma erano intorno ai 20 $/kW-mese. Da allora sono triplicati, con la regolamentazione che spiega quasi il 100% dell'aumento.

Anche le dinamiche del mercato energetico di aprile indicano un ambiente sempre più redditizio. Gli spread TB4 si sono ampliati anno su anno, spinti da un'ondata di caldo a metà mese durante la stagione delle manutenzioni programmate e dalla continua crescita solare diurna che ha abbassato i minimi giornalieri.

Guardando avanti, la Fase 2 della riforma, prevista per ottobre 2026, dividerà il segnale bidirezionale della regolamentazione in due prodotti separati: RegUp e RegDown. Resta da vedere se questo porterà ulteriori aumenti o farà scendere i prezzi di clearing nella parte finale del 2026.