Gli spread TB4 Real-Time nel PJM hanno registrato una media di 897 $/MW-giorno a settembre 2026, in aumento del 244% rispetto all'anno precedente. Si tratta di un valore che supera di poco il record del 2026 di 895 $/MW-giorno, stabilito a luglio. Solo il 16 e 17 settembre hanno rappresentato metà dello spread cumulativo del mese. Senza questi due giorni, la media mensile sarebbe stata di 494 $/MW-giorno.

Il 16 settembre, il carico ha raggiunto il picco di 128 GW, solo l'ottavo valore più alto del mese. Tuttavia, quel carico, combinato con la manutenzione programmata che ha tolto dalla rete 19 GW di generazione, ha lasciato PJM senza riserve dalle 17:45 alle 20:10.

Nonostante il picco, i benchmark vBESS (virtual BESS) di Modo Energy hanno stimato che una batteria da 100 MW e 4 ore avrebbe guadagnato tra 14 $/kW-mese e 20 $/kW-mese tra ComEd, Dominion e Penelec. Si tratta di un valore tra il 9% e il 17% inferiore rispetto a settembre 2025. Le batterie simulate hanno perso la maggior parte del picco, poiché vendono il loro ciclo prima nel Day-Ahead e la carenza si è verificata solo nel Real-Time. I ricavi energetici Day-Ahead sono comunque aumentati di 3 $/kW-mese fino a 5 $/kW-mese su base annua. Tuttavia, i ricavi dalla regolazione si sono dimezzati, passando da circa 11,40 $/kW-mese a tra 5,38 $/kW-mese e 5,92 $/kW-mese, un calo che i maggiori ricavi energetici non hanno compensato.

Punti chiave

• Le batterie simulate in ComEd, Dominion e Penelec hanno guadagnato rispettivamente 17 $/kW-mese, 20 $/kW-mese e 14 $/kW-mese. L'energia Day-Ahead ha rappresentato dal 47% al 60% di ciascun portafoglio, la quota più alta in quasi due anni di dati vBESS.
• Gli spread TB4 Real-Time hanno registrato una media di 897 $/MW-giorno, in aumento del 244% su base annua. Gli spread Day-Ahead hanno raggiunto i 448 $/MW-giorno, in aumento del 139%.
• Il 16 settembre, i prezzi Real-Time hanno toccato i 3.479 $/MWh alle 19. L'ora corrispondente nel Day-Ahead era quotata a 353 $/MWh.
• I prezzi delle riserve sincronizzate hanno registrato una media di 12,47 $/MWh, tre volte quelli di settembre 2025. Solo il 16 settembre, la media è stata di 177 $/MWh.

I benchmark vBESS mostrano che una batteria avrebbe potuto guadagnare tra 14 $/kW-mese e 20 $/kW-mese

L’energia Day-Ahead ha guidato ogni portafoglio di ricavi vBESS: 8,35 $/kW-mese in ComEd, 11,91 $/kW-mese in Dominion e 6,72 $/kW-mese in Penelec. Si tratta del 47%–60% di ogni portafoglio, contro il 21%–32% dell’anno precedente.

La regolazione segue con valori tra 5,38 $/kW-mese e 5,92 $/kW-mese, circa la metà rispetto a settembre 2025, nonostante il prezzo della regolazione sia più che raddoppiato. Questo indica una riduzione dei volumi di regolazione, poiché la simulazione ha preferito l’arbitraggio energetico.

La riserva sincronizzata Day-Ahead ha aggiunto in media 1,65 $/kW-mese, all’interno dell’intervallo di 1–4 $/kW-mese registrato in 10 degli ultimi 12 mesi.

Il picco delle riserve del 16 settembre ha avuto un impatto minimo sui ricavi. È stato liquidato nel Real-Time, dove le riserve hanno aggiunto meno di 0,10 $/kW-mese nell’arco di settembre. Le riserve Day-Ahead invece hanno colto il 17, pagando 0,33 $/kW in quel giorno, quasi un quarto del totale mensile.

Una carenza serale di riserve ha fatto salire gli spread Real-Time a 8.252 $/MW-giorno il 16 settembre

Gli spread TB4 Real-Time hanno registrato una media di 897 $/MW-giorno, mentre il Day-Ahead si è fermato a 448 $/MW-giorno, la metà del Real-Time.

Il 16 settembre si è registrato uno spread TB4 Real-Time giornaliero di 8.252 $/MW-giorno, nove volte la media mensile. Quel singolo giorno ha rappresentato il 34% dello spread cumulativo Real-Time del mese.

Il Day-Ahead ha liquidato il 16 settembre a 945 $/MW-giorno, circa l’11% rispetto al Real-Time. Nell’ora delle 19, i prezzi Real-Time hanno raggiunto 3.479 $/MWh contro i 353 $/MWh del Day-Ahead.

Il 17 settembre ha seguito con 3.617 $/MW-giorno nel Real-Time, portando i due giorni a rappresentare metà dello spread cumulativo mensile. I prezzi Day-Ahead si sono alzati e hanno fissato lo spread più alto del mese, 1.456 $/MW-giorno. Le batterie virtuali ne hanno beneficiato. I benchmark vBESS hanno realizzato il 10%–12% dei ricavi di settembre in quel giorno, contro il 3%–6% del 16.

Manutenzione programmata e rampa serale hanno lasciato PJM senza riserve