​Una batteria da 1 MW e 4 ore avrebbe potuto guadagnare 51$/kW-mese a marzo 2026, combinando Regolazione (35$/kW-mese), arbitraggio in tempo reale (11$/kW-mese) e pagamenti di capacità (5$/kW-mese). Questo è in calo rispetto ai 56$/kW-mese di febbraio, quando ampi differenziali TB invernali hanno generato maggior valore di arbitraggio.

​I differenziali RT TB4 hanno registrato una media di 341$/MW-giorno, il 70% in più rispetto ai 201$ di marzo 2025. Questa media è stata influenzata da alcuni giorni di picchi estremi; la mediana giornaliera è stata di 257$, comunque un incremento significativo del 28% rispetto all'anno scorso.

Punti chiave

• Il potenziale totale di ricavi BESS è sceso a 51$/kW-mese dai 56$ di febbraio, a causa di un arbitraggio RT più basso dato che i differenziali TB4 si sono ridotti da 510$ a 341$/MW-giorno.
• Le zone di Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) e Virginia (DOM) hanno offerto i differenziali TB4 RT più elevati. I differenziali DA hanno mostrato meno variazioni tra le zone.
• La tempesta invernale Iona ha colpito la regione PJM a metà marzo, con raffiche di vento fino a 74 mph, seguite da un'ondata di freddo.
• Le interruzioni programmate di generazione sono aumentate da 2 GW a inizio febbraio a quasi 40 GW a fine marzo, riducendo la capacità disponibile durante la tempesta.
• I prezzi della Regolazione sono scesi a 105$/MWh dal massimo quadriennale di febbraio di 194$/MWh, ma sono rimasti quasi 3 volte i livelli di marzo 2025 dopo la riforma di mercato di ottobre.

I differenziali zonali hanno mostrato forti variazioni, con le zone del Mid-Atlantic in vantaggio

​Non tutte le batterie hanno avuto le stesse opportunità di ricavo a marzo. I differenziali TB4 in tempo reale più elevati si sono concentrati nel corridoio Mid-Atlantic, dalla Virginia al Maryland. Baltimore (BGE) ha guidato con 532$/MW-giorno, seguita dall'area di Washington DC (PEPCO) con 487$/MW-giorno e Virginia (DOM) con 428$/MW-giorno. Più a ovest, le zone di Ohio, Illinois e Pennsylvania hanno registrato differenziali più vicini a 300-370$/MW-giorno.

Questo schema geografico è coerente con gennaio e febbraio. Persistenti vincoli di trasmissione tra i centri di carico orientali e la generazione occidentale continuano a generare separazione dei prezzi durante le ore di rampa.

​Al contrario, i differenziali DA TB4 erano meno differenziati tra le zone e hanno mostrato meno variazioni anno su anno. Alcune aree di New Jersey, Pennsylvania orientale e Delaware sono rimaste essenzialmente stabili o in calo in DA, anche se i loro differenziali RT sono cresciuti in modo significativo. Le batterie che hanno partecipato solo al Day-Ahead avrebbero visto molta meno differenziazione.

A livello di asset, la stessa classifica regionale si conferma. Sia le batterie operative che quelle pianificate nel corridoio Mid-Atlantic avrebbero catturato circa il doppio dei differenziali rispetto a quelle nel Midwest.

I differenziali TB4 sono diminuiti rispetto a febbraio ma restano elevati anno su anno

I differenziali RT TB4 hanno registrato una media di 341$/MW-giorno a marzo, in calo rispetto ai 510$ di febbraio.

​La media è stata influenzata da tre giorni con TB4 sopra i 900$/MW-giorno. La mediana giornaliera era solo 257$/MW-giorno contro 201$/MW-giorno di marzo 2025, con la maggior parte dei giorni che hanno seguito un andamento orario simile.

I picchi attirano l'attenzione, ma anche i valori bassi sono importanti per i differenziali TB. Marzo 2026 ha registrato 108 ore sotto i 20$/MWh, contro solo 13 di marzo 2025. Le batterie traggono profitto dalla differenza tra le ore economiche e costose nello stesso giorno, e marzo 2026 ha offerto gap più ampi su entrambi i fronti.

Due eventi di prezzo distinti spiccano. Il 12-13 marzo, i prezzi in tempo reale sono schizzati a 882$ e 1.252$/MWh mentre il Day-Ahead era solo 91$ e 113$. Il 17-19 marzo il pattern si è invertito: il Day-Ahead ha raggiunto il picco di 272$/MWh mentre il Real-Time è rimasto più basso.

Domanda elevata, outage alti e la tempesta Iona hanno guidato la volatilità di marzo

Tre fattori hanno contribuito a mantenere marzo volatile nonostante il passaggio di stagione.

La domanda è stata più alta su base annua. Il carico medio orario ha raggiunto i 90 GW, rispetto agli 87 GW di marzo 2025. PJM ha registrato 101 ore sopra i 100 GW, più del doppio rispetto all'anno scorso. Questo è visibile nel grafico del mix di combustibili, dove le esportazioni nette sono scese a circa 2,5 GW dai circa 4 GW del 2025.

Dall'altra parte, la stagione di manutenzione primaverile ha ridotto l'offerta. Le interruzioni programmate sono aumentate da circa 2 GW a inizio febbraio a quasi 40 GW a fine marzo. Le interruzioni totali hanno raggiunto il picco di 57 GW.

Poi è arrivata la tempesta invernale Iona. Il 15-16 marzo, forti venti hanno raggiunto 74 mph su tutta l'area PJM e oltre 500.000 clienti sono rimasti senza elettricità. Dal 17 al 19 marzo è seguita un'ondata di freddo artico con temperature di 20-30 gradi sotto la media di metà marzo. I mercati Day-Ahead hanno previsto il freddo e lo hanno prezzato in modo aggressivo, con un picco DA di 272$/MWh il 18 marzo. I prezzi Real-Time per quelle stesse ore sono stati molto più bassi, poiché il freddo è passato più rapidamente del previsto e la capacità richiamata dalla manutenzione è tornata in rete.

I prezzi della regolazione sono diminuiti ma restano elevati dopo la riforma di ottobre

La regolazione si è attestata a 105$/MW/h a marzo, in calo rispetto al massimo quadriennale di febbraio di 194$. Ma 105$ è ancora quasi 3 volte i 36$ di marzo 2025, riflettendo il cambiamento strutturale derivante dalla riforma del mercato della regolazione di ottobre 2025.

Le ore di rampa mattutine e serali hanno ancora prodotto forti picchi di prezzo, sebbene meno estremi rispetto ai picchi di febbraio sopra i 750$/MWh. PJM ha inoltre aumentato il requisito di regolazione fuori rampa da 525 MW a 750 MW anno su anno.

Cosa ci dice marzo?

Marzo 2026 è stato un mese di transizione. La giornata tipo ha generato ricavi moderatamente superiori rispetto all'anno precedente. I giorni eccezionali sono stati determinati dalla sovrapposizione tra una tempesta e la stagione delle manutenzioni primaverili.

I ricavi da regolazione restano strutturalmente elevati. L'arbitraggio offre opportunità reali ma concentrate in pochi giorni ad alta volatilità che richiedono partecipazione al mercato Real-Time e una favorevole posizione nodale per essere colte.