Le batterie PJM hanno registrato un netto aumento dei ricavi; la riforma del mercato della regolazione di ottobre 2025 è il principale fattore strutturale 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.

La simulazione dei ricavi di aprile ammonta a 72 $/kW-mese. La regolazione contribuisce per 56 $/kW-mese, con 11 $/kW-mese dall'arbitraggio energetico in tempo reale e 5 $/kW-mese dai pagamenti per la capacità.

Punti chiave

• Le batterie PJM stanno guadagnando circa 3 volte rispetto all'anno scorso, con la sola regolazione a trainare la crescita.
• La simulazione dei ricavi di aprile ha raggiunto 72 $/kW-mese, grazie a ricavi più forti dalla regolazione e a spread TB4 più ampi.
• Gli spread TB4 in tempo reale di aprile sono stati in 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 di clearing serali circa il 70% più alti rispetto ad aprile 2025 e continua crescita solare a mezzogiorno che ha abbassato i minimi diurni.

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

La riforma del mercato della regolazione di ottobre 2025 di PJM ha sostituito i segnali separati Reg A (lento, termico) e Reg D (veloce, batteria) 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 regolazione a contribuire in media per 15 $/kW-mese. Dopo la riforma, i ricavi medi sono stati di 62 $/kW-mese, con la sola regolazione a 55 $/kW-mese.

I prezzi di clearing dei servizi ancillari guidano questa crescita. Il prezzo minimo mensile di clearing della regolazione post-riforma (62 $/MWh) è superiore a qualsiasi prezzo mensile da gennaio 2023.

Le riserve sincronizzate e primarie sono rimaste basse poiché non sono state influenzate dalla riforma.

Le ore di rampa mattutina e serale hanno continuato a produrre forti picchi di prezzo da ottobre. Inoltre, anche il livello base nelle ore non di rampa è aumentato. Le batterie guadagnano sia dai picchi di rampa che dal nuovo livello base più alto.

Gli spread TB4 si sono ampliati grazie a un'ondata di caldo a metà aprile e all'aumento della produzione solare

Gli spread TB4 in tempo reale di aprile sono stati in media di 383 $/MW-giorno, 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 superiori a marzo e il 51% in più rispetto ad aprile scorso.

Il quadro zonale è stato simile al passato. Baltimora (BGE), Washington DC (PEPCO) e Virginia (DOM) hanno guidato rispettivamente con 658, 605 e 601 $/MW-giorno. Baltimora e DC hanno più che raddoppiato rispetto all’anno precedente (+108% e +112%).

Ogni zona PJM ha visto crescere gli spread in tempo reale su base annua, ma il Mid-Atlantic si è distinto ulteriormente. Vincoli di trasmissione persistenti tra i centri di carico orientali e la generazione occidentale continuano a determinare la separazione dei prezzi durante le ore di rampa.

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

Aprile non ha avuto eventi estremi paragonabili alla tempesta invernale Iona di marzo, con fluttuazioni climatiche limitate. L’evento più rilevante è stata un’ondata di caldo a metà mese, dal 13 al 17 aprile. Il carico orario medio ha raggiunto i 101 GW il 15 aprile, il valore più alto del mese rispetto a una media tipica di aprile di circa 85 GW.

I mercati day-ahead hanno reagito chiaramente, raggiungendo 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 l’andamento intragiornaliero si è modificato 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 a una media di circa 115 $/MWh contro i 65 $ dello scorso anno.

La maggior parte dei giorni ha seguito un profilo orario simile al 2025, ma con un ramp serale più marcato.

Anche le rinnovabili hanno ampliato gli spread TB. La produzione solare è cresciuta del 27% su base annua in aprile (la produzione media oraria è passata da 3,3 a 4,2 GW), con una maggiore produzione a mezzogiorno che ha abbassato i prezzi nelle ore diurne. L’eolico è cresciuto del 16%; gas e nucleare sono rimasti stabili.

Il cambiamento della flotta di generazione si somma ai picchi dovuti all’ondata di caldo e rende gli spread TB più ampi anno su anno.

I progetti Mid-Atlantic sono i più favoriti per i massimi spread in PJM

Lo stesso schema zonale si ripete a livello di asset. Ogni BESS in funzione 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 del Mid-Atlantic otterrebbero oggi gli spread più alti tra quelli in pipeline.

Cosa ci dice aprile?

A sei mesi dalla riforma, i dati confermano che la riforma della regolazione di ottobre 2025 di PJM ha portato benefici alle batterie. Prima della riforma, i ricavi medi mensili erano circa 20 $/kW-mese. Ora sono triplicati, con la regolazione che rappresenta quasi il 100% dell’aumento.

Anche le dinamiche del mercato energetico di aprile segnalano un contesto 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 della produzione solare a mezzogiorno che abbassa i minimi diurni.

Guardando avanti, la Fase 2 della riforma, prevista per ottobre 2026, dividerà il segnale bidirezionale della regolazione in prodotti separati RegUp e RegDown. Resta da vedere se ciò porterà ulteriori vantaggi o farà scendere i prezzi di clearing nella seconda parte del 2026.