Gli spread TB4 Real-Time in PJM hanno registrato una media di $317/MW-giorno ad agosto 2026, il 78% in più rispetto ad agosto 2025. Il mese non ha fatto segnare record di temperatura o di domanda di picco. Gli spread più alti sono stati determinati da un carico di base più elevato.

La domanda media oraria è aumentata dell'8,4% su base annua raggiungendo i 108 GW, mentre la domanda di picco è diminuita dello 0,8%. È l'inverso di luglio, quando la domanda media era scesa dell'1% e il picco aveva raggiunto un nuovo massimo storico.

Il benchmark virtuale BESS (vBESS) di Modo Energy stima che una batteria da 100 MW per 4 ore abbia guadagnato tra $13 e $15/kW-mese nelle zone ComEd, Dominion e Penelec. Si tratta di una variazione minima rispetto ad agosto 2025. I guadagni dovuti agli spread più ampi sono stati in parte compensati dalla regolazione, scesa al terzo livello più basso dal redesign dell’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 all’anno precedente in tutte e tre le zone, con un aumento dal 9 al 22%, mentre la quota della regolazione è diminuita.
• Gli spread TB4 Real-Time hanno registrato una media di $317/MW-giorno, in aumento 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 carico in crescita del 17,6%.

L’energia Day-Ahead ha aumentato la propria quota nei ricavi

Una batteria da 100 MW per 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 di più rispetto all’anno precedente in ogni zona: 36,5% dei ricavi di ComEd contro il 27,2%, 51,3% di Dominion contro il 29,8% e 37,0% di Penelec contro il 24,0%.

La regolazione si è mossa nella direzione opposta. Rimane comunque la principale fonte di ricavo in ComEd e Penelec con il 53%, ma in calo rispetto al 67% e 71% dell’anno precedente.

La regolazione ha registrato $87/MWh in agosto contro $186/MWh di luglio, ma i ricavi da regolazione sono diminuiti solo di un terzo. Il motivo si vede dividendo i ricavi per il prezzo di clearing: la batteria da 100 MW ha fornito circa 12 MW di regolazione in ComEd, rispetto agli 8,2 MW di luglio.

Con la normalizzazione degli spread energetici, l’ottimizzatore ha riportato la capacità sul mercato che paga 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 al TB4 Real-Time di agosto.

Il volume limita le opportunità di ricavo dai servizi ancillari. PJM ha acquisito in media 729 MW di regolazione su tutta la RTO in agosto, all’interno di una banda 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 estremi

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

Il gas ha coperto la maggior parte della crescita del carico di PJM, aumentando di 3,1 GW su base annua. Questo ha coperto il 37% dell’aumento di 8,4 GW della domanda. Esportazioni inferiori hanno liberato un altro 20% di quell’aumento, mentre carbone, rinnovabili e altre fonti hanno coperto il resto. L’utilizzo del gas più in alto nella merit order ha reso la curva più ripida.

Nell’ultimo anno, agosto si è posizionato a metà classifica. Il valore di $317/MW-giorno è l’ottavo 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 risalta. Agosto 2025 aveva registrato $178/MW-giorno, il valore più basso della serie. Nove degli ultimi tredici mesi hanno registrato valori sopra i $300/MW-giorno, in un PJM costantemente sotto pressione.

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 a un terzo dell’intero aumento di 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 Real-Time di Dominion è salito del 135% a $447/MW-giorno, il ritmo più rapido in PJM. Washington DC (PEPCO) è salito del 132% a $454/MW-giorno e Baltimora (BGE) ha registrato il livello assoluto più alto a $463/MW-giorno. ComEd è cresciuta del 38%, il ritmo più lento tra le zone occidentali.