​Una batteria da 1 MW e 4 ore ha registrato un ricavo modellizzato di 73 $/kW-mese in PJM a maggio 2026. La regolazione ha contribuito per 56 $/kW-mese, l'arbitraggio energetico Real-Time per 12 $/kW-mese e la capacità per 5 $/kW-mese.

Gli spread TB4 Real-Time hanno registrato una media di 389 $/MW-giorno durante maggio, il 106% in più rispetto a maggio 2025. Un'ondata di caldo eccezionale dal 18 al 20 maggio ha spinto questa media verso l'alto: gli spread giornalieri in quei tre giorni sono stati più di tre volte la media del resto del mese. L'aumento è stato dovuto a pochi giorni estremi, non a un mese generalmente più caldo.

Punti chiave

• Una batteria da 1 MW e 4 ore ha ottenuto un ricavo modellizzato di 73 $/kW-mese. La regolazione resta la base dello stack con 56 $/kW-mese, come da proxy Q1 di Modo Energy, in attesa dei dati Q2 a fine luglio.
• Gli spread TB4 Real-Time hanno registrato una media di 389 $/MW-giorno, in aumento del 106% anno su anno. È stato un effetto meteo: pochi giorni estremi hanno alzato la media.
• Gli spread più alti si sono registrati nell'area orientale di PJM, in linea con le temperature più elevate della regione. La Virginia (DOM) è in testa con 898 $/MW-giorno (+118%), seguita da Baltimora (BGE) e Washington DC (PEPCO). Le zone occidentali come ComEd sono aumentate anch'esse, ma su livelli molto inferiori: ComEd ha raggiunto 281 $/MW-giorno, meno di un terzo dello spread della Virginia.
• I prezzi Real-Time hanno raggiunto i 2.152 $/MWh il 18 maggio, mentre il Day-Ahead si è fermato a soli 54 $/MWh. Maggio 2026 ha registrato 21 ore sopra i 200 $/MWh, contro 2 nel maggio 2025.
• La generazione solare è cresciuta del 35% anno su anno, accentuando i cali diurni. Nel mese si sono registrate 137 ore sotto i 20 $/MWh, ampliando la forbice giornaliera dal basso.

Un'ondata di caldo record a maggio, non un cambiamento strutturale, ha guidato lo spread

Gli spread TB4 Real-Time hanno registrato una media di 389 $/MW-giorno a maggio, in aumento rispetto ai 368 $/MW-giorno di aprile e al 106% sopra i 189 $/MW-giorno di maggio 2025. Gli spread Day-Ahead sono stati di 234 $/MW-giorno, il 78% in più rispetto a maggio scorso.

La causa è stata una forte ondata di caldo precoce. Filadelfia ha raggiunto i 98°F il 19 maggio, il giorno di maggio più caldo mai registrato, superando il record di 96°F del 1962. Washington e Baltimora hanno entrambe toccato i 97°F. Tre giorni consecutivi, dal 18 al 20 maggio, hanno segnato nuovi record di temperatura.

Il più grande evento di scarsità di maggio si è verificato il 18 maggio. Verso le 11:40, i prezzi Real-Time sono schizzati a 2.152 $/MWh, mentre i prezzi Day-Ahead per la stessa ora si sono fermati a soli 54 $/MWh. Il massimo mensile Day-Ahead è stato di 400 $/MWh, raggiunto il 19 maggio.

Il caldo ha colpito l'Est, non tutto il sistema. Chicago, nell'area occidentale di PJM, ha raggiunto un massimo di 87°F il 17 maggio per poi scendere a 59°F il 20 maggio. Queste condizioni sono state molto più miti rispetto al Mid-Atlantic.

Un secondo picco Real-Time si è verificato a fine mese. Gli spread TB4 giornalieri hanno raggiunto 1.061 $/MW-giorno il 26 maggio e 868 $/MW-giorno il 27 maggio, quasi quanto durante l'ondata di caldo. Questa volta però non è stato il caldo a guidare l'aumento: le temperature erano intorno agli 80°F e una mattinata tempestosa ha fatto salire il Real-Time fino a 828 $/MWh il 27 maggio.

Durante il mese, i prezzi serali sono stati circa il 63% più alti rispetto a maggio 2025, con le ore 19-20 che hanno registrato circa 91 $/MWh contro i 56 $ dell'anno precedente.

Il Mid-Atlantic in testa perché è lì che si è concentrato il caldo

Tutte le zone PJM hanno visto crescere gli spread TB4 Real-Time anno su anno, ma il Mid-Atlantic è avanzato di più.

La Virginia (DOM) guida con 898 $/MW-giorno, in aumento del 118%. Segue Baltimora (BGE) con 643 $/MW-giorno (+124%) e Washington DC (PEPCO) con 624 $/MW-giorno (+89%).

I persistenti vincoli di trasmissione tra i centri di consumo orientali e la generazione occidentale amplificano la separazione dei prezzi durante le situazioni di scarsità. Il caldo ha caricato questi vincoli proprio dove sono più critici. Le zone occidentali come ComEd sono cresciute, ma molto meno.

Maggiore penetrazione del solare e minori esportazioni nette hanno cambiato lo stack di generazione

La domanda media oraria ha raggiunto 85,6 GW, in aumento del 5,5% rispetto agli 81,1 GW di maggio 2025, anche grazie al caldo.

Il mix di generazione ha risposto al carico in modo diverso rispetto all'anno precedente. La produzione solare è cresciuta del 35%, con una media oraria salita da 3,2 a 4,4 GW. Il gas è diminuito di circa il 5%, il nucleare è salito del 3% e l'eolico è rimasto stabile.

Le esportazioni nette sono diminuite del 72%. PJM ha registrato una media di solo 1,1 GW di esportazioni nette a maggio, rispetto ai 3,9 GW dell'anno precedente, poiché la regione ha fatto più affidamento sulle importazioni per coprire la maggiore domanda.

L'aumento della generazione solare nelle ore centrali della giornata ha accentuato i minimi diurni. Nel mese si sono registrate 137 ore sotto i 20 $/MWh, rispetto a 122 dell'anno precedente, e 21 ore sopra i 200, contro solo 2. Trough più economici allargano la forbice giornaliera dal basso mentre il caldo la estende dall'alto.

La regolazione resta la base dello stack dei ricavi

A sei mesi dalla riforma dell'ottobre 2025, la regolazione resta elevata. Maggio ha chiuso a 97 $/MWh, in calo rispetto ai 104 $/MWh di aprile ma 3,4 volte i 29 $/MWh di maggio 2025.

Le riserve sincronizzate e primarie sono rimaste basse, senza effetti dalla riforma.

Il profilo a 5 minuti mostra lo stesso aumento durante la giornata, con la base più alta tra le ore di rampa che contribuisce tanto quanto i picchi stessi.

Le zone Mid-Atlantic continuano a registrare gli spread più alti nel pipeline

Filtrando i progetti BESS pianificati attraverso gli attuali spread TB, la supremazia del Mid-Atlantic si conferma anche nella pipeline di sviluppo. Le batterie pianificate in PEPCO e BGE registrerebbero i maggiori spread TB4 cumulativi in PJM.

Sia le batterie operative che quelle pianificate nel corridoio catturerebbero circa il doppio degli spread rispetto ai progetti più a ovest con i prezzi attuali.

Cosa ci dice maggio?

La volatilità di maggio è stata guidata dal meteo. Pochi giorni estremi, trainati dall'ondata di caldo record del 18-20 maggio. Questo ha portato a un aumento del 106% anno su anno degli spread Real-Time, anche se le temperature medie mensili sono rimaste pressoché stabili.

La componente strutturale resta la regolazione, che si mantiene sui livelli post-riforma a sei mesi dall'implementazione. L'arbitraggio energetico si aggiunge allo stack quando il meteo è estremo, riflettendo il potenziale di upside per le unità BESS disponibili sul mercato RT durante eventi di scarsità.