​Febbraio 2026 ha registrato alcune delle migliori condizioni di ricavo per le batterie mai viste in PJM. I prezzi della Regulation hanno raggiunto 194$/MWh, un nuovo massimo dopo la riforma del mercato Regulation di PJM nell’ottobre 2025. Gli spread Top-Bottom (TB1) in tempo reale hanno toccato 223$/MW-giorno, il valore più alto degli ultimi 12 mesi.

Una batteria da 1 MW e 4 ore avrebbe potuto guadagnare un valore cumulato di 56$/kW-mese sommando Regulation, arbitraggio energetico in tempo reale e pagamenti di capacità. I ricavi effettivi potrebbero essere ancora più alti: la componente Regulation di questa stima si basa sui ricavi medi realizzati da ottobre a dicembre 2025, prima dell’ultimo picco dei prezzi.

I ricavi di febbraio sono aumentati del 60% rispetto al mese precedente. Un confronto con i 35$/kW-mese di gennaio 2026, già un mese forte grazie alla tempesta invernale Fern.

I prezzi della Regulation hanno toccato il record di 194$/MWh a febbraio dopo la riforma del mercato

I prezzi di clearing della Regulation sono stati in media di 194$/MWh a febbraio, in forte aumento rispetto ai 139$/MWh di gennaio e oltre 5 volte superiori ai 37$/MWh di febbraio 2025. Questo dato da solo suggerisce che febbraio sarà il mese più redditizio mai registrato per le batterie PJM.

La Regulation si è costantemente attestata ben al di sopra degli altri servizi ancillari. Le riserve sincronizzate e primarie hanno registrato una media di circa 4$/MWh a febbraio.

I prezzi Regulation nelle ore di rampa sono aumentati di oltre 10 volte su base annua

Il profilo dei prezzi intraday di febbraio 2026 mostra chiaramente dove si è concentrato il valore. Durante le ore di rampa mattutine e serali, i prezzi Regulation a 5 minuti hanno regolarmente superato i 750$/MWh.

Nel febbraio 2025, i prezzi Regulation nelle ore di rampa erano in media ben al di sotto dei 100$/MW/h. Il contrasto riflette il continuo assestamento del mercato dopo la riforma: meno partecipanti qualificati, requisiti Regulation sottoscritti in modo insufficiente e condizioni di scarsità amplificate dalla pressione della tempesta invernale.

Gli spread energetici in tempo reale hanno raggiunto il massimo di 12 mesi, trainati dalla volatilità post-tempesta nella prima metà del mese

Il profilo dei prezzi energetici di febbraio si è diviso in due metà distinte. I prezzi in tempo reale sono stati estremamente volatili nella prima settimana e mezza, con picchi intraday vicini a 1.000$/MWh all’inizio del mese e un picco netto intorno all’8 febbraio. Nella seconda metà del mese, i prezzi si sono poi stabilizzati notevolmente.

La volatilità di inizio mese ha riflesso la coda della tempesta invernale Fern. I guasti forzati, ereditati da gennaio, sono rimasti sopra i 10 GW, mantenendo il sistema sotto pressione mentre le temperature restavano basse tra Mid-Atlantic e Nordest.

I prezzi Day-Ahead sono stati più bassi e piatti per tutto il mese, sottostimando costantemente il rischio di rampa in tempo reale.

Gli spread TB1 in tempo reale hanno avuto una media di 223$/MW/giorno nel mese, più del doppio della media Day-Ahead di 106$/MW/giorno e il valore più alto in tempo reale degli ultimi 12 mesi. Anche con i prezzi stabilizzati nella seconda metà, la volatilità della prima è bastata a fissare un nuovo massimo.

Maggiore domanda e guasti elevati hanno spinto i prezzi a quasi il doppio rispetto a febbraio scorso

Il gas naturale ha rappresentato il 44% della generazione PJM a febbraio 2026, simile al febbraio 2025. Anche i prezzi spot del gas hanno raggiunto il picco intorno a 7$/MMBtu in entrambi i periodi. Il mix di generazione e i costi dei combustibili non sono stati i fattori determinanti questo mese.

Domanda più elevata e guasti maggiori sono stati i veri motori dei prezzi. Il carico netto giornaliero medio è aumentato anno su anno e le manutenzioni programmate sono triplicate a 7,8 GW, poiché gli operatori hanno approfittato del periodo post-tempesta per portare le unità in manutenzione. I guasti forzati sono rimasti elevati per tutto il mese, proseguendo il picco causato dalla tempesta di gennaio. Il picco totale dei guasti ha raggiunto i 33,8 GW l’11 febbraio.

Con più domanda e meno capacità disponibile, le unità a costo più alto hanno fissato il margine più frequentemente.

I prezzi in tempo reale sono stati in media di 85$/MWh a febbraio, quasi il doppio rispetto alla media di febbraio 2025. A livelli di carico netto simili, i prezzi di febbraio 2026 sono stati molto più elevati e dispersi, con picchi tra 500 e 800$/MWh. Nel febbraio 2025, i prezzi si concentravano invece sotto i 100$/MWh a pari domanda.

Le batterie nelle zone DOM, BGE e APS hanno potuto cogliere spread più che doppi rispetto a quelle in COMED

Le opportunità di arbitraggio sono cambiate notevolmente tra le zone PJM a febbraio. Le batterie operanti nelle zone DOM e BGE hanno ottenuto spread TB1 di 8-9$/kW-mese. Quelle in COMED meno della metà, tra 3,50 e 3,90$/kW-mese.

Le persistenti congestioni di rete nelle zone Mid-Atlantic e Appalachian continuano a causare ripetute separazioni di prezzo nodale durante le ore di rampa. Le batterie in queste zone beneficiano di congestioni che non si estendono alle zone del Midwest.

Lo stesso schema regionale si riscontra anche nella pipeline di sviluppo. Le batterie pianificate nelle zone DOM, BGE e PEPCO avrebbero visto spread TB1 di 8-10$/kW-mese. I progetti nelle zone Midwest come COMED e AEP avrebbero registrato circa la metà.

Le decisioni di posizionamento nodale stanno diventando sempre più determinanti per i ricavi a lungo termine delle batterie in PJM. Con i ricavi Regulation sotto pressione per saturazione dovuta a una flotta in crescita, la localizzazione dell’arbitraggio energetico conterà sempre di più.

Conclusioni

Febbraio 2026 ha rafforzato due tendenze che stanno ridefinendo l’economia delle batterie PJM. Primo, la riforma del mercato Regulation continua a offrire opportunità di ricavo eccezionali per le batterie qualificate, soprattutto durante le ore di rampa. Secondo, il valore dell’arbitraggio energetico sta diventando sempre più specifico per zona, con le aree Mid-Atlantic e Appalachian in vantaggio rispetto al Midwest.

Con i ricavi Regulation sotto pressione per saturazione dovuta alla crescita della flotta, la posizione di una batteria in PJM determinerà sempre più se potrà essere vincente o meno.