La tempesta invernale Fern ha determinato i ricavi delle batterie a gennaio 2026. Il vortice polare di fine mese ha causato interruzioni forzate, impennate dei prezzi e il più alto spread di arbitraggio Day-Ahead degli ultimi 12 mesi.

Una batteria da 1 MW e 4 ore avrebbe potuto guadagnare 35 $/kW-mese a gennaio, sommando valore tra arbitraggio Real-Time (13 $/kW-mese), Regolazione (17 $/kW-mese) e mercati di capacità (5 $/kW-mese). A dicembre 2025, la stessa batteria proxy avrebbe guadagnato 28 $/kW-mese.

Gli spread TB1 Day-Ahead hanno raggiunto 181 $/MW/giorno, in aumento di 112 $/MW/giorno rispetto a dicembre. I prezzi della Regolazione hanno avuto una media di 139 $/MW/h, con picchi di 5 minuti oltre 1.700 $/MW/h durante le ore di rampa serali.

La tempesta ha evidenziato vulnerabilità già note. I flussi limitati nei gasdotti hanno portato i prezzi spot del gas a 30 $/MMBtu. Gli impianti a gas hanno affrontato sia carenze di combustibile sia attrezzature congelate, raddoppiando le interruzioni forzate. Con meno capacità disponibile, i prezzi sono stati fissati da unità a olio e impianti di picco. La combinazione tra aumento dei costi dei combustibili e interruzioni della generazione ha spinto i prezzi dell’elettricità a livelli estremi.

Per ulteriori approfondimenti su dicembre 2025, leggi il report del mese scorso qui.

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Dopo la tempesta, i prezzi hanno raggiunto costantemente i 500 $/MWh

Gennaio 2026 è stato diviso in due periodi distinti dalla tempesta. Prima della tempesta, l’andamento dei prezzi era simile a gennaio 2025. Dopo la tempesta, i prezzi Real-Time hanno regolarmente superato i 500 $/MWh.

La volatilità si è concentrata nell’ultima settimana. Dal 23 al 31 gennaio, i prezzi Real-Time medi giornalieri sono stati 7 volte superiori rispetto alle prime tre settimane del mese.

Questo schema è stato diverso rispetto all’ondata di freddo di dicembre. I picchi di prezzo di dicembre sono stati episodi isolati. Quelli di gennaio sono stati sostenuti da un vortice polare prolungato.

Come si è tradotta questa volatilità in opportunità di arbitraggio?

Gli spread TB1 Day-Ahead hanno avuto una media di 181 $/MW/giorno a gennaio. Gli spread Real-Time hanno raggiunto i 141 $/MW/giorno.

Si è trattato degli spread più alti dal picco estivo di giugno 2025. Ma la natura dell’opportunità era diversa.

In modo insolito, i prezzi Day-Ahead sono stati spesso più volatili di quelli Real-Time. Gli operatori di sistema tendono a fare previsioni conservative durante il freddo intenso, poiché la domanda diventa più difficile da stimare a temperature estremamente basse. La chiusura di scuole e aziende durante la tempesta probabilmente ha amplificato gli errori di previsione. Il 27 gennaio, il carico previsto da PJM ha superato il carico effettivo di 10 GW durante il picco mattutino. Queste previsioni aggressive hanno spinto i prezzi Day-Ahead sopra quelli Real-Time, poiché il mercato ha prezzato una scarsità che non sempre si è materializzata.

In diversi giorni dal 26 al 29 gennaio, i prezzi Day-Ahead hanno superato quelli Real-Time. Le batterie che hanno partecipato al mercato Day-Ahead avrebbero catturato spread maggiori rispetto a quelle attive solo nel Real-Time.

Questo è l’opposto del modello tipico. Nella maggior parte dei mesi, la volatilità Real-Time supera quella Day-Ahead. Gennaio 2026 ha premiato le batterie partecipanti al mercato Day-Ahead.

I prezzi della regolazione sono stati particolarmente alti e volatili

La regolazione ha continuato a essere liquidata a valori molto più alti rispetto agli altri servizi ancillari. I prezzi medi mensili della regolazione hanno raggiunto 139 $/MW/h, contro 4 $/MW/h per le riserve sincronizzate e primarie.

Lo spread tra regolazione ed energia si è ampliato anche a gennaio. La regolazione è stata liquidata a valori superiori del 108% rispetto al mese precedente e del 137% rispetto all’anno precedente. Questo conferma la tendenza iniziata con la riforma del mercato della regolazione di ottobre, che ha visto la regolazione costantemente sopra i prezzi dell’energia.

Cosa ha guidato i prezzi della regolazione durante le ore di rampa?

I prezzi della regolazione su 5 minuti sono saliti durante le rampe mattutine e serali. I prezzi medi durante queste ore hanno raggiunto 167 $/MW/h a gennaio 2026, contro 64 $/MW/h di gennaio 2025.

I prezzi più alti su 5 minuti hanno superato 1.700 $/MW/h durante le rampe serali. PJM co-ottimizza energia e servizi ancillari, quindi le risorse abilitate alla regolazione erano probabilmente impegnate a fornire energia mentre i prezzi salivano durante le rampe di carico. Questo ha lasciato poca capacità qualificata per la regolazione, specialmente perché il servizio rimane sottoscritto rispetto ai livelli pre-ottobre.

Le batterie abilitate alla regolazione hanno ottenuto rendimenti eccezionali in queste finestre. La combinazione tra prezzi medi elevati e picchi intraday estremi ha reso gennaio 2026 uno dei mesi migliori mai registrati per la regolazione.

I prezzi sono esplosi anche se la domanda non era senza precedenti

La tempesta invernale Fern ha spinto i prezzi PJM a livelli estremi. Ma una domanda simile a inizio mese e a gennaio 2025 ha visto prezzi molto più bassi.

Con carichi netti attorno ai 100-120 GW, i prezzi di gennaio 2025 erano sotto i 100 $/MWh. Anche il periodo pre-tempesta di gennaio 2026 ha mostrato uno schema simile.

Il post-tempesta è stato diverso. Lo stesso range di carico netto ha prodotto prezzi tra 200 $/MWh e 700 $/MWh.

Il carico medio durante la tempesta ha raggiunto i 120 GW. Era elevato ma non da record. La risposta dei prezzi è stata sproporzionata rispetto al segnale di domanda.

Il mix di generazione spiega solo in parte i picchi di prezzo

Il mix di generazione non era fuori dall’ordinario. Le fonti di energia durante la tempesta erano in linea con altri periodi storici di alta domanda.

La generazione a gas è stata in media di 53 GW durante la tempesta, +18% rispetto a gennaio 2025. La produzione a olio è quadruplicata a 3,4 GW mentre il sistema ricorreva alla capacità di picco. Il carbone è salito a 29 GW, +16% rispetto a gennaio 2025, anche se su base mensile la produzione a carbone è diminuita del 9% anno su anno.

Con unità a olio che fornivano più GW di energia, probabilmente sono state loro a fissare il prezzo marginale nei momenti chiave. La generazione a olio è costosa, di solito tra 150-200 $/MWh. Ma nemmeno il solo olio spiega prezzi dell’energia a 800 $/MWh.

Prezzi dei combustibili e interruzioni forzate hanno causato la dislocazione dei prezzi

I prezzi del gas sono saliti insieme alla tempesta. Gli spot Henry Hub sono passati da 2,57 $/MMBtu a inizio gennaio a 30 $/MMBtu il 23 gennaio, mentre i flussi limitati nei gasdotti e i blocchi da gelo hanno ridotto l’offerta.

A 30 $/MMBtu e tassi di conversione tipici, i costi di generazione a gas salgono a 200-300 $/MWh. Questo porta i costi marginali più vicini ai 700-800 $/MWh osservati durante la tempesta.

I prezzi del gas sono poi scesi a circa 10 $/MMBtu a fine mese, ma i prezzi dell’energia sono rimasti elevati. Se il gas a 30 $/MMBtu spiega una parte della storia, le interruzioni forzate spiegano il resto.

Le interruzioni forzate hanno amplificato l’aumento dei costi dei combustibili

Le interruzioni forzate sono raddoppiate durante la tempesta Fern. Hanno raggiunto il picco di 19,7 GW il 26 gennaio, togliendo capacità pari al 16% del carico medio della tempesta.

Dal 1° al 20 gennaio, le interruzioni forzate sono state in media di 7,7 GW. Dal 21 gennaio in poi, la media è salita a 15,7 GW. Le interruzioni programmate sono rimaste costanti.

Gli impianti a gas hanno subito il peso maggiore. Gasdotti limitati e attrezzature congelate hanno fermato le unità termiche proprio mentre la domanda di riscaldamento era al picco. È la terza volta in un decennio che il freddo intenso mette fuori servizio grandi quantità di generazione a gas in PJM.

I prezzi del gas in aumento hanno alzato i costi marginali. Le interruzioni forzate hanno ristretto l’offerta. Insieme, hanno spinto i prezzi a 700-800 $/MWh.

Le batterie sono state isolate da entrambe le dinamiche. Non hanno subito vincoli di combustibile né interruzioni dovute al gelo. Mentre i generatori termici faticavano a rimanere online, le batterie hanno potuto sfruttare gli spread di prezzo risultanti.

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La tempesta Fern ha generato risultati diversi tra i vari hub PJM

La volatilità dei prezzi non è stata uniforme tra i nodi PJM. Vincoli di trasmissione e interruzioni locali della generazione hanno creato forti divergenze tra hub.