Gli spread TB4 in tempo reale nel PJM hanno registrato una media di $317/MW-giorno ad agosto 2026, il 78% in più rispetto ad agosto 2025. Il mese non ha registrato record di temperatura o di picco di domanda. Gli spread più ampi sono stati causati da un carico di base più elevato.

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La domanda media oraria è cresciuta dell’8,4% su base annua fino a 108 GW, mentre il picco di domanda è sceso dello 0,8%. È l’opposto di quanto avvenuto a luglio, quando la domanda media era diminuita dell’1% e il picco aveva raggiunto un massimo storico.

La stima del benchmark vBESS (virtual BESS) di Modo Energy indica che una batteria da 100 MW e 4 ore ha guadagnato tra $13 e $15/kW-mese nelle zone ComEd, Dominion e Penelec. Si tratta di un valore simile ad agosto 2025. I guadagni dovuti agli spread più ampi sono stati in parte compensati dalla regolazione, scesa al terzo livello più basso dall’aggiornamento di ottobre 2025.

Punti chiave

• Le batterie hanno guadagnato $14,32, $15,08 e $13,47/kW-mese rispettivamente in ComEd, Dominion e Penelec.
• L’energia Day-Ahead ha rappresentato una quota maggiore dei ricavi rispetto a un anno fa in tutte e tre le zone, con un aumento tra 9 e 22 punti percentuali, mentre la quota della regolazione è diminuita.
• Gli spread TB4 in tempo reale hanno registrato una media di $317/MW-giorno, in crescita del 78% su base annua. Il Day-Ahead ha raggiunto $276/MW-giorno, +70%.
• La domanda media è salita dell’8,4% a 108 GW mentre il picco è sceso dello 0,8%. La sola Virginia ha contribuito per un terzo all’aumento, con un +17,6% di carico.

L’energia Day-Ahead ha inciso di più sulla composizione dei ricavi

Una batteria da 100 MW e 4 ore ha guadagnato $14,32/kW-mese in ComEd, $15,08/kW-mese in Dominion e $13,47/kW-mese in Penelec.

L’energia Day-Ahead ha contribuito più che un anno fa in tutte le zone: il 36,5% dei ricavi di ComEd contro il 27,2%, il 51,3% di Dominion contro il 29,8% e il 37,0% di Penelec contro il 24,0%.

La regolazione si è invece ridotta. Resta il flusso principale in ComEd e Penelec con il 53% dei ricavi, ma in calo rispetto al 67% e 71% di un anno prima.

La regolazione è stata liquidata a $87/MWh ad agosto contro $186/MWh a luglio, ma i ricavi dalla regolazione sono scesi solo di un terzo. Dividendo i ricavi per il prezzo di clearing si capisce il motivo: la batteria da 100 MW ha fornito circa 12 MW di regolazione in ComEd, rispetto a 8,2 MW a luglio.

Con la normalizzazione degli spread energetici, l’ottimizzatore ha spostato la capacità sul mercato che pagava di più per MW. Se mantenuta costantemente, la regolazione ai prezzi di agosto paga $64,81/kW-mese, contro $9,83/kW-mese per un singolo ciclo energetico giornaliero agli spread TB4 in tempo reale di agosto.

Il volume limita le opportunità di ricavo dai servizi ancillari. PJM ha acquistato in media 729 MW di regolazione a livello RTO ad agosto, in un intervallo tra 550 e 750 MW, quindi una batteria da 100 MW a piena potenza rappresenterebbe il 14% dell’intero mercato.

Spread più ampi dovuti alla domanda di base, non a eventi acuti

La crescita della domanda ha fatto salire entrambe le estremità della curva dei prezzi, ma non in modo uguale. In tempo reale, la media delle quattro ore più alte di ogni giorno è salita del 60% su base annua a $103/MWh. Le quattro più basse sono salite del 19% a $24/MWh. Il divario tra questi valori è lo spread TB4 in tempo reale, che si è ampliato del 78% fino a $317/MW-giorno.

Il gas ha coperto la maggior parte della crescita della domanda PJM, aumentando di 3,1 GW su base annua. Questo ha soddisfatto il 37% dell’aumento di 8,4 GW della domanda. L’export più basso ha liberato un altro 20%, con carbone, rinnovabili e altre fonti a coprire la parte restante. L’invio del gas più in alto nel merit order ha reso la curva più ripida.

Negli ultimi dodici mesi, agosto si colloca a metà. I suoi $317/MW-giorno sono l’ottavo valore più alto degli ultimi dodici mesi, mentre i $895/MW-giorno di luglio restano il massimo della serie.

Il salto su base annua è ciò che colpisce. Agosto 2025 si era fermato a $178/MW-giorno, il minimo della serie. Nove degli ultimi tredici mesi hanno superato $300/MW-giorno, segno di un PJM costantemente teso.

Da dove arriva la crescita della domanda?

La Virginia è stata la principale fonte di crescita del carico. Il carico nella zona Dominion, che copre la maggior parte della Virginia, ha registrato una media di 18,6 GW, in aumento del 17,6% su base annua e del 18,4% su due anni, contribuendo per un terzo all’incremento totale del PJM.

AEP ha aggiunto il 9,4%, o il 14,2% su due anni. ComEd è rimasta stabile per tre anni consecutivi.

La crescita degli spread ha seguito la stessa geografia. Il TB4 in tempo reale di Dominion è salito del 135% a $447/MW-giorno, il ritmo più rapido nel PJM. Washington DC (PEPCO) è salita del 132% a $454/MW-giorno e Baltimora (BGE) ha registrato il livello assoluto più alto a $463/MW-giorno. ComEd è salita del 38%, il ritmo più lento tra le zone occidentali.