A ottobre 2026, gli spread TB4 in tempo reale nel PJM hanno registrato una media di 631 $/MW-giorno, in aumento del 107% su base annua. Sono saliti anche gli spread Day-Ahead, del 124% a 494 $/MW-giorno. Il 13 e il 14 ottobre, da soli, hanno rappresentato il 41% dello spread cumulato in tempo reale del mese. Senza questi due giorni, la media mensile sarebbe stata di 409 $/MW-giorno.

Il 13 ottobre, temperature insolitamente elevate hanno portato il carico a 108 GW, mentre 61 GW di generazione erano indisponibili (46 GW dei quali per manutenzioni programmate). Il PJM ha emesso avvisi di capacità con diversi giorni di anticipo e un Maximum Generation Alert il giorno precedente. Il giorno stesso ha attivato la risposta della domanda e fatto ricorso a un ordine di emergenza del Department of Energy.

Un mese prima, il PJM aveva già registrato una concomitanza di caldo e indisponibilità programmate, ma il mercato Day-Ahead non l'aveva anticipata. Questa volta il PJM l'ha prevista: il Day-Ahead ha quotato il 13 ottobre a 2.400 $/MW-giorno, per poi sovrastimare il prezzo del 14 ottobre a 2.927 $/MW-giorno, contro 1.280 $/MW-giorno in tempo reale.

Nonostante la maggiore volatilità dei prezzi dell'energia, i benchmark vBESS (virtual BESS) di Modo Energy indicano che una batteria da 100 MW e 4 ore avrebbe fruttato da 14 $/kW-mese a 18 $/kW-mese nelle aree ComEd, Dominion e Penelec. Un valore inferiore del 51%-54% rispetto a ottobre 2025. Il calo è dovuto in gran parte alla regolazione della frequenza: il prezzo è sceso del 44% e i ricavi sono passati da circa 24 $/kW-mese a meno di 4 $/kW-mese. I maggiori ricavi energetici Day-Ahead non sono bastati a colmare il divario.

Punti chiave

• Le batterie modellizzate in ComEd, Dominion e Penelec hanno generato rispettivamente 16 $/kW-mese, 18 $/kW-mese e 14 $/kW-mese. Per la terza volta soltanto dall'inizio del 2025, l'energia Day-Ahead è stata la principale fonte di ricavi in tutti e tre i mix.
• Gli spread TB4 in tempo reale hanno registrato una media di 631 $/MW-giorno, in aumento del 107% su base annua. Gli spread Day-Ahead hanno raggiunto 494 $/MW-giorno, in crescita del 124% su base annua.
• Il 13 ottobre, alle 18:00, i prezzi in tempo reale hanno toccato 1.640 $/MWh, contro 886 $/MWh sul mercato Day-Ahead. Il giorno seguente il Day-Ahead ha superato il tempo reale: 1.245 $/MWh contro 563 $/MWh nella stessa ora.
• Il prezzo di aggiudicazione della regolazione è stato di 67 $/MWh, il 44% in meno rispetto a ottobre 2025. Entrambi i mesi seguono la revisione del mercato della regolazione del PJM, introdotta a ottobre 2025: si tratta quindi del primo confronto omogeneo e anche del primo calo su base annua dalla riforma.

I benchmark vBESS indicano ricavi potenziali di 14-18 $/kW-mese per una batteria

L'energia Day-Ahead è stata la principale componente di ricavo in tutti i mix vBESS: 8,06 $/kW-mese in ComEd, 10,38 $/kW-mese in Dominion e 6,88 $/kW-mese in Penelec. Nei 22 mesi di dati vBESS disponibili da gennaio 2025, l'energia Day-Ahead ha guidato tutti e tre i mix solo in tre occasioni: luglio, settembre e ottobre 2026. In ComEd e Penelec, i ricavi dall'energia Day-Ahead sono stati rispettivamente del 67% e del 78% superiori a quelli di ottobre 2025.

I ricavi dalla regolazione sono scesi a circa il 13% del livello di ottobre 2025, il dato più basso dei 13 mesi successivi alla riforma in tutte e tre le zone. I prezzi più bassi spiegano solo in parte il calo. Il prezzo della regolazione è sceso del 44%, mentre i ricavi sono diminuiti dell'86%-87%: ciò indica che le batterie modellizzate hanno venduto anche meno servizi di regolazione, spostandosi invece verso l'arbitraggio energetico.

Il caldo e le manutenzioni autunnali hanno causato il picco del 13 ottobre

Il 13 ottobre lo spread TB4 giornaliero in tempo reale si è attestato a 4.873 $/MW-giorno, oltre sei volte il massimo giornaliero di ottobre 2025 (779 $/MW-giorno). Questa sola giornata ha rappresentato il 32% dello spread cumulato in tempo reale del mese.

Il 13 ottobre le temperature hanno raggiunto 81°F a Philadelphia, 82°F a Washington DC e 89°F a Cincinnati, ossia da 12°F a 20°F oltre le massime medie di ottobre 2025. Il carico ha toccato un picco di 108 GW, 14 GW sopra il picco serale mediano del mese, pari a 94 GW.

Nel frattempo, circa 61 GW di generazione erano indisponibili, di cui 46 GW per manutenzioni programmate. Il PJM vieta queste indisponibilità programmate durante il periodo estivo di picco, perciò si concentrano in autunno. Il carico serale e le indisponibilità hanno raggiunto complessivamente 169-170 GW il 13 e il 14 ottobre, il livello più alto del mese.

Il PJM aveva segnalato il rischio già da diversi giorni. Ha emesso avvisi di capacità per il 12, 13 e 14 ottobre e richiamato i generatori dalle manutenzioni. Il 12 ottobre ha dichiarato un Maximum Generation Alert per il 13, poi esteso al 14. L'avviso segnala che il PJM potrebbe aver bisogno di generazione di emergenza e di risposta della domanda per soddisfare il carico, e chiede ai generatori con quale rapidità possano rimettere in servizio le unità sottoposte a manutenzione programmata. Il PJM ha quindi attivato la risposta della domanda in entrambe le giornate.

La situazione si è fatta critica al tramonto del 13 ottobre. La produzione solare è scesa da 10,7 GW alle 16:00 a quasi zero entro le 19:00, mentre il carico è rimasto vicino a 107 GW. I prezzi in tempo reale hanno raggiunto il picco di 1.640 $/MWh nell'ora delle 18:00.

Le riserve non sono mai scese sotto il livello richiesto. Ciononostante, le riserve sincronizzate sono state aggiudicate a prezzi compresi tra 300 e 1.150 $/MWh dalle 17:55 alle 19:50, mentre il margine si assottigliava.

Il Day-Ahead ha previsto il 13 ottobre, a differenza del 16 settembre

Il 16 settembre, il PJM aveva affrontato condizioni di caldo con generatori sottoposti a manutenzione programmata, ma il mercato Day-Ahead non aveva anticipato la situazione. Questa volta il mercato si è preparato.

I prezzi Day-Ahead hanno raggiunto un picco di 886 $/MWh il 13 ottobre e di 1.245 $/MWh il 14. Il 16 settembre si erano fermati a soli 353 $/MWh.