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. Questo valore 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 di settembre. Senza questi due giorni, il mese avrebbe avuto una media di 494 $/MW-giorno.

Il 16 settembre, il carico ha raggiunto il picco di 128 GW, 12 GW sopra la media giornaliera di settembre. Questo carico, insieme a una manutenzione programmata che ha tolto 19 GW di generazione dalla rete, ha lasciato il PJM a corto di riserve dalle 17:45 alle 20:10.

Nonostante il picco, i benchmark vBESS (virtual BESS) di Modo Energy stimano che una batteria da 100 MW e 4 ore avrebbe guadagnato tra 14 $/kW-mese e 20 $/kW-mese nelle zone ComEd, Dominion e Penelec. Si tratta di un valore dal 9% al 17% inferiore rispetto a settembre 2025. Le batterie simulate hanno perso la maggior parte del picco, perché vendono il loro ciclo prima nel Day-Ahead e la carenza si è verificata solo nel Real-Time. I ricavi dall’energia Day-Ahead sono comunque cresciuti di 3 $/kW-mese a 5 $/kW-mese rispetto all’anno precedente. 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, una diminuzione che i guadagni energetici non sono riusciti a compensare.

Punti chiave

• Le batterie 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 ogni stack, 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% anno su anno. Gli spread Day-Ahead hanno raggiunto i 448 $/MW-giorno, in crescita del 139%.
• Il 16 settembre, i prezzi Real-Time hanno toccato i 3.479 $/MWh alle 19:00. Il Day-Ahead per quell’ora era a 353 $/MWh.
• I prezzi delle riserve sincronizzate hanno avuto una media di 12,47 $/MWh, tre volte il valore di settembre 2025. Solo il 16 settembre hanno registrato una media 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 stack di ricavi vBESS: 8,35 $/kW-mese in ComEd, 11,91 $/kW-mese in Dominion e 6,72 $/kW-mese in Penelec. Questo rappresenta dal 47% al 60% di ogni stack, contro il 21%-32% di un anno prima.

La regolazione ha seguito 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 implica una riduzione della quantità di regolazione fornita, poiché il dispatch simulato ha preferito l’arbitraggio energetico.

Le riserve sincronizzate Day-Ahead hanno aggiunto in media 1,65 $/kW-mese, all’interno dell’intervallo di 1 $/kW-mese - 4 $/kW-mese degli ultimi 10 su 12 mesi.

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

Una carenza serale di riserve ha portato 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 ha raggiunto i 448 $/MW-giorno, cioè la metà del Real-Time.

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

Il Day-Ahead del 16 settembre si è chiuso a 945 $/MW-giorno, circa l’11% del Real-Time. Nell’ora delle 19:00, i prezzi Real-Time hanno raggiunto i 3.479 $/MWh contro i 353 $/MWh del Day-Ahead.

Il 17 settembre ha seguito con 3.617 $/MW-giorno in Real-Time, portando i due giorni a metà dello spread cumulativo mensile. I prezzi Day-Ahead erano già elevati e hanno fissato lo spread più alto del mese, 1.456 $/MW-giorno. Le batterie virtuali hanno guadagnato di più di conseguenza. I benchmark vBESS hanno ottenuto il 10%-12% dei loro ricavi mensili quel giorno, contro il 3%-6% del 16.

La manutenzione programmata e il ramp serale hanno lasciato il PJM a corto di riserve