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

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Una batteria da 1 MW e 4 ore avrebbe potuto ottenere un valore cumulato di 56 $/kW-mese combinando Regulation, arbitraggio energetico Real-Time e pagamenti di capacità. I ricavi effettivi potrebbero essere ancora maggiori: la componente Regulation di questa stima si basa infatti 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. Per confronto, a gennaio 2026 si erano attestati a 35 $/kW-mese, un mese già forte grazie alla tempesta invernale Fern.

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

I prezzi di clearing Regulation sono stati in media 194 $/MWh a febbraio, in forte crescita rispetto ai 139 $/MWh di gennaio e più di 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.

Il servizio Regulation ha costantemente superato gli altri servizi ancillari. Le riserve sincronizzate e primarie hanno registrato una media di circa 4 $/MWh a febbraio.

I prezzi Regulation nelle ore di ramp hanno superato di oltre 10 volte quelli dell’anno precedente

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

A febbraio 2025, i prezzi Regulation nelle ore di ramp erano ben al di sotto dei 100 $/MW/h. Il confronto riflette l’adattamento del mercato dopo la riforma: meno partecipanti qualificati, un requisito Regulation sottoscritto solo parzialmente e condizioni di scarsità accentuate dalla persistenza degli effetti della tempesta invernale.

Gli spread energetici Real-Time hanno toccato il massimo di 12 mesi, spinti dalla volatilità post-tempesta nella prima metà del mese

Il profilo dei prezzi energetici di febbraio si è diviso in due fasi distinte. I prezzi Real-Time sono stati molto volatili nella prima settimana e mezza, con picchi intraday vicini ai 1.000 $/MWh a inizio febbraio e un forte spike intorno all’8 febbraio. Nella seconda metà del mese, i prezzi si sono poi stabilizzati sensibilmente.

La volatilità di inizio mese rifletteva gli ultimi effetti della tempesta invernale Fern. I guasti forzati, ereditati da gennaio, hanno superato i 10 GW, mantenendo il sistema sotto pressione mentre le temperature restavano basse in tutto il Mid-Atlantic e il Nordest.

I prezzi Day-Ahead sono rimasti più bassi e stabili per tutto il periodo, sottostimando costantemente il rischio di ramp Real-Time.

Gli spread Real-Time TB1 hanno registrato una media di 223 $/MW/giorno durante il mese, più del doppio rispetto alla media Day-Ahead di 106 $/MW/giorno e il valore Real-Time più alto degli ultimi 12 mesi. Anche se i prezzi si sono stabilizzati nella seconda metà, la volatilità della prima parte è bastata a fissare un nuovo massimo.

Domanda elevata e outage sostenuti hanno portato i prezzi a quasi il doppio rispetto a febbraio scorso

Il gas naturale ha rappresentato il 44% della generazione PJM a febbraio 2026, valore simile a febbraio 2025. Anche i prezzi spot del gas hanno toccato i 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 alta e outage sostenuti hanno spinto i prezzi. Il carico netto giornaliero medio è aumentato anno su anno e le manutenzioni programmate sono triplicate a 7,8 GW, con gli operatori che hanno approfittato del periodo post-tempesta per programmare i lavori. I guasti forzati sono rimasti alti per tutto il periodo, eredità del picco causato dalla tempesta di gennaio. Il picco totale degli outage è arrivato a 33,8 GW l’11 febbraio.

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

I prezzi Real-Time sono stati mediamente 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 alti e dispersi, con picchi tra 500 e 800 $/MWh. Nel febbraio 2025, i prezzi si concentravano sotto i 100 $/MWh a domanda comparabile.

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

Le opportunità di arbitraggio sono cambiate molto tra le zone PJM a febbraio. Le batterie in funzione 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 trasmissione nelle zone Mid-Atlantic e Appalachian continuano a generare frequenti separazioni di prezzo nodale nelle ore di ramp. Le batterie in queste zone beneficiano di congestioni che non si estendono alle aree del Midwest.

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

Le scelte di localizzazione nodale sono sempre più il fattore determinante nei ricavi a lungo termine delle batterie in PJM. Con i ricavi Regulation sotto pressione per la saturazione dovuta alla crescita della flotta, la posizione per l’arbitraggio energetico conterà sempre di più.

Conclusioni

Febbraio 2026 ha rafforzato due trend che stanno ridefinendo l’economia delle batterie PJM. Primo, la riforma del mercato Regulation continua a offrire opportunità di ricavi eccezionali per le batterie qualificate, in particolare nelle ore di ramp. Secondo, il valore dell’arbitraggio energetico è sempre più legato alla posizione, con le zone Mid-Atlantic e Appalachian in netto vantaggio rispetto al Midwest.

Man mano che i ricavi Regulation subiscono pressione dalla saturazione della flotta, la posizione di una batteria in PJM sarà sempre più decisiva per il suo successo.