​I differenziali top-bottom (TB4) di quattro ore in tempo reale nel PJM hanno registrato una media di 473 $/MW-giorno a giugno, in calo del 9% rispetto all'anno precedente. I differenziali TB4 del giorno prima si sono invece mossi in direzione opposta, salendo a 345 $/MW-giorno, con un aumento del 24%. La domanda di picco è diminuita del 7% su base annua e il prezzo massimo in tempo reale è sceso del 61%.

Tuttavia, la regolazione è aumentata bruscamente il 10 e 11 giugno, con medie giornaliere superiori a 1.000 $/MW-giorno, su una base già elevata dalla riforma del mercato PJM di ottobre 2025.

La curva intraday di PJM si è appiattita. Le ore centrali della giornata sono leggermente aumentate, con le ore 11-15 a una media di 66 $/MWh contro i 59 $/MWh dell'anno precedente. Il picco serale si è attenuato: la media dell’ora HE19 è scesa a 121 $/MWh da 174 $/MWh.

Punti chiave

• I differenziali TB4 in tempo reale hanno registrato una media di 473 $/MW-giorno, in calo del 9% rispetto ai 517 $/MW-giorno dell'anno precedente. I differenziali TB4 del giorno prima sono aumentati in tutto il PJM a 345 $/MW-giorno, in crescita del 24% rispetto ai 279 $/MW-giorno.
• La domanda di picco del sistema è diminuita del 7% su base annua, passando da 161 GW a giugno 2025 a 150 GW a giugno 2026. Il picco serale si è attestato a 121 $/MWh.
• La regolazione in tempo reale è salita a una media giornaliera di 1.185 $/MW-giorno l’11 giugno, oltre tre volte il valore massimo di una singola giornata di giugno 2025. Le riserve sono rimaste basse nello stesso periodo.
• La produzione da carbone è diminuita del 15% su base annua a 16 GW, mentre il solare è salito del 25% a 4,8 GW e l’eolico del 23% a 3 GW.
• I differenziali sono rimasti concentrati nel Mid-Atlantic. Baltimora (BGE) guida il tempo reale con 1.026 $/MW-giorno, seguita da Washington DC (PEPCO) e Virginia (DOM).

I differenziali in tempo reale calano del 9%, quelli del giorno prima si allargano

I differenziali TB4 in tempo reale hanno registrato una media di 473 $/MW-giorno a giugno, in calo del 9% rispetto ai 517 dell'anno precedente.

I differenziali del giorno prima si sono mossi in direzione opposta. I differenziali di quattro ore del giorno prima sono saliti a 345 $/MW-giorno, con un aumento del 24% rispetto ai 279 (il giorno prima è ricostruito, non diretto; vedi la nota sui dati).

Le tre zone del Mid-Atlantic hanno guidato il PJM con un ampio margine. Baltimora (BGE) è in testa nella classifica dei differenziali TB4 in tempo reale con 1.026 $/MW-giorno, seguita da Washington DC (PEPCO) con 939 $/MW-giorno e Virginia (DOM) con 859 $/MW-giorno.

Il resto dell’area si è attestato su valori molto inferiori. Allegheny (APS) ha registrato una media di 516 $/MW-giorno e Dayton (DAY) di 423 $/MW-giorno, mentre Pennsylvania (PPL), Philadelphia (PECO) e New Jersey centrale (JCPL) si sono posizionate tra 290 e 330 $/MW-giorno.

Le persistenti congestioni di rete tra i centri di carico orientali e la produzione occidentale ampliano la separazione dei prezzi quando il sistema si stringe.

Carbone in calo, solare in crescita e un fondo giornaliero più stabile nel PJM

Il mix di generazione è stato molto più vario rispetto a giugno 2025, anche se il PJM affronta una carenza di capacità. La produzione da carbone è scesa del 15% su base annua a una media di 16 GW, mentre il solare è aumentato del 25% a 4,8 GW e l’eolico del 23% a 3 GW.

Il gas è rimasto il combustibile dominante con una media di 45 GW, in calo del 3% rispetto all’anno precedente. Lo storage PJM ha scaricato energia durante la rampa serale, raggiungendo un picco di circa 163 MW alle 19:00.

Due ondate di calore hanno guidato la volatilità del mese nel PJM

Due eventi di calore hanno portato volatilità in un mese altrimenti tranquillo. Il primo è stata un’ondata di caldo sulla East Coast tra il 10 e l’11 giugno. I prezzi in tempo reale hanno raggiunto un picco di 719 $/MWh l’11 giugno alle 17:00, ben al di sopra della mediana oraria di 31 $/MWh, con una domanda di 145 GW sempre alle 17:00.

A differenza di un singolo picco orario, l’11 giugno i prezzi sono rimasti sopra i 200 $/MWh per otto ore consecutive, dal mezzogiorno alle 20:00. Si è trattato di una giornata di caldo prolungato e non solo di una rampa serale e stress di sistema.

La seconda ondata di caldo ha chiuso il mese. Una cupola di calore ampiamente riportata si è formata su Stati Uniti centrali e orientali, spingendo la domanda PJM al picco di giugno: 144 GW il 29 giugno e 150 GW il 30 giugno. Questi 150 GW sono in linea con il picco estivo 2024 di PJM di 151 GW, anche se inferiori al record storico di 166 GW del 2006.

La regolazione è schizzata il 10 e 11 giugno

La regolazione in tempo reale, un servizio di bilanciamento secondo per secondo distinto dalle riserve, è esplosa in due giorni. Le medie giornaliere hanno raggiunto 1.066 $/MW-giorno il 10 giugno e 1.185 $/MW-giorno l’11 giugno, rispetto a una media mensile di giugno 2025 di 55 $/MW-giorno per tutto il PJM.

Parte di questo aumento è strutturale, non dovuto al meteo. La riforma del mercato della regolazione di PJM è entrata in vigore il 1° ottobre 2025, unificando i segnali RegA e RegD in un unico prodotto e eliminando il premio mileage di RegD. Da allora i prezzi di clearing sono stati più alti su tutto il mercato, quindi la riforma ha alzato la base di giugno 2026, mentre il caldo di metà giugno ha causato il picco di due giorni sopra questa base.

L’11 giugno da solo ha registrato un valore di clearing pari a 3,1 volte il massimo giornaliero di giugno 2025 di 379 $, segnato il 24 giugno. È stato un evento prolungato: oltre 100 intervalli di cinque minuti hanno superato i 500 $/MW-giorno l’11 giugno.

Prospettive per l’estate 2026 nel PJM

I differenziali in tempo reale sono scesi del 9%, la domanda è diminuita del 7% e il prezzo massimo in tempo reale è calato del 61% su base annua nel PJM. I differenziali del giorno prima si sono ampliati del 24% mentre il mercato ha definito una curva giornaliera più solida.

Per una batteria da 100 MW e quattro ore, il differenziale in tempo reale di 473 $/MW-giorno equivale a 14 $/kW-mese, prima di considerare l’efficienza e le perdite di ciclo. La regolazione, che viene liquidata su tutto il PJM, avrebbe potuto eguagliare questi valori nei giorni di picco. Il valore di clearing dell’11 giugno di 1.185 $/MW-giorno è stato 2,5 volte la media mensile dei differenziali energetici, quindi una batteria che offriva regolazione avrebbe potuto ottenere gran parte delle entrate di giugno in uno o due giorni.

La cupola di calore di fine giugno ha spinto la domanda al massimo mensile il 30 giugno, ma il prezzo massimo di quella giornata era solo di 252 $/MWh. Per la maggior parte del PJM, giugno è stato tranquillo, con il Mid-Atlantic ancora protagonista nei differenziali.