​La tempesta invernale Fern ha determinato i ricavi delle batterie a gennaio 2026. Il vortice polare a fine mese ha causato blackout forzati, picchi di prezzo e il più ampio differenziale 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). In confronto, la stessa batteria di riferimento aveva registrato 28 $/kW-mese a dicembre 2025.

I differenziali Day-Ahead TB1 hanno raggiunto i 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 i 1.700 $/MW/h durante le ore di rampa serali.

La tempesta ha messo in luce vulnerabilità note. I flussi limitati nei gasdotti hanno portato i prezzi spot del gas a 30 $/MMBtu. Le centrali a gas hanno dovuto affrontare sia carenza di carburante sia apparecchiature congelate, raddoppiando i blackout forzati. Con meno capacità disponibile, i prezzi sono stati fissati da unità a olio e impianti di picco. La combinazione di costi del combustibile in forte aumento 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, i profili di prezzo seguivano da vicino quelli di 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 medi giornalieri Real-Time sono stati 7 volte superiori rispetto alle prime tre settimane del mese.

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

Come si è tradotta questa volatilità in opportunità di arbitraggio?

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

Si è trattato dei differenziali più alti dal picco estivo di giugno 2025. Tuttavia, 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 ha probabilmente aggravato gli errori di previsione. Il 27 gennaio, il carico previsto da PJM ha superato il carico reale 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 si è sempre materializzata.

In diversi giorni tra il 26 e il 29 gennaio, i prezzi Day-Ahead hanno superato quelli Real-Time. Le batterie che hanno partecipato al mercato Day-Ahead avrebbero ottenuto spread maggiori rispetto a chi si è affidato solo al Real-Time.

Questo è l’opposto del solito andamento. Nella maggior parte dei mesi, la volatilità Real-Time supera quella Day-Ahead. Gennaio 2026 ha premiato le batterie che hanno partecipato al mercato Day-Ahead.

I prezzi della Regolazione sono stati particolarmente elevati e volatili

La Regolazione ha continuato a registrare prezzi molto superiori rispetto agli altri servizi ancillari. Il prezzo medio mensile della Regolazione ha raggiunto i 139 $/MW/h, contro i 4 $/MW/h delle riserve sincronizzate e primarie.

Anche il differenziale tra Regolazione ed energia si è ampliato a gennaio. La Regolazione ha chiuso a +108% rispetto al mese precedente e a +137% anno su anno. Questo prosegue il trend iniziato dalla riforma del mercato Regolazione di ottobre, che ha visto la Regolazione superare costantemente i prezzi dell’energia.

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

I prezzi della Regolazione a 5 minuti sono esplosi durante le rampe mattutine e serali. I prezzi medi durante queste ore hanno raggiunto i 167 $/MW/h a gennaio 2026, rispetto ai 64 $/MW/h di gennaio 2025.

I prezzi più alti a 5 minuti hanno superato i 1.700 $/MW/h durante le rampe serali. PJM ottimizza congiuntamente energia e servizi ancillari, il che significa che le risorse idonee per la Regolazione erano probabilmente impegnate a fornire energia mentre i prezzi salivano durante le rampe di carico. Ciò ha lasciato una capacità qualificata limitata per la Regolazione, soprattutto poiché il servizio rimane sottoscritto rispetto ai livelli pre-ottobre.

Le batterie idonee per la Regolazione hanno ottenuto ritorni eccezionali in queste finestre. La combinazione di prezzi medi elevati e picchi estremi intraday ha reso gennaio 2026 uno dei mesi di Regolazione più redditizi di sempre.

I prezzi sono esplosi anche se la domanda non era da record

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

Con carichi netti intorno a 100-120 GW, i prezzi di gennaio 2025 erano sotto i 100 $/MWh. Anche il periodo pre-tempesta di gennaio 2026 ha mostrato un andamento simile.

Dopo la tempesta la situazione è cambiata. 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 energetiche durante la tempesta erano in linea con altri periodi storici di alta domanda.

La generazione a gas ha avuto una media di 53 GW durante la tempesta, +18% rispetto a gennaio 2025. La generazione a olio è quadruplicata a 3,4 GW quando il sistema ha richiamato la capacità di picco. Il carbone è salito a 29 GW, +16% rispetto a gennaio 2025, nonostante la produzione mensile sia stata -9% anno su anno.

Con le unità a olio a fornire più GW, probabilmente hanno fissato il prezzo marginale in alcuni intervalli. La generazione a olio è costosa, di solito tra 150-200 $/MWh. Ma nemmeno il solo olio spiega prezzi da 800 $/MWh.

Prezzi dei combustibili e blackout forzati hanno causato la dislocazione dei prezzi

I prezzi del gas sono esplosi insieme alla tempesta. I prezzi spot Henry Hub sono saliti da 2,57 $/MMBtu a inizio gennaio a 30 $/MMBtu il 23 gennaio, mentre i flussi nei gasdotti si riducevano e il gelo bloccava le forniture.

Con il gas a 30 $/MMBtu e i normali tassi di conversione, i costi di generazione a gas salgono a 200-300 $/MWh. Solo questo avvicina i costi marginali ai 700-800 $/MWh osservati durante la tempesta.

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

I blackout forzati hanno amplificato il rincaro dei combustibili

I blackout forzati sono raddoppiati durante la tempesta Fern. Hanno raggiunto il picco di 19,7 GW il 26 gennaio, togliendo capacità pari al 16% del carico medio durante la tempesta.

Dal 1° al 20 gennaio, i blackout forzati hanno avuto una media di 7,7 GW. Dal 21 gennaio in poi, la media è salita a 15,7 GW. I blackout programmati sono rimasti stabili per tutto il periodo.

Le centrali a gas sono state le più colpite. Gasdotti limitati e apparecchiature congelate hanno costretto le unità termiche a fermarsi proprio quando la domanda di riscaldamento era al massimo. È la terza volta in un decennio che il freddo intenso mette fuori servizio grandi quantità di generazione a gas nel PJM.

L’aumento dei prezzi del gas ha fatto salire i costi marginali. I blackout forzati hanno ridotto l’offerta. Insieme, hanno spinto i prezzi a 700-800 $/MWh.

Le batterie sono state protette da entrambe le dinamiche. Non hanno subito vincoli di carburante né blackout dovuti al gelo. Mentre i generatori termici faticavano a rimanere online, le batterie hanno potuto sfruttare i differenziali di prezzo generati.

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La tempesta Fern ha generato risultati diversi tra gli hub PJM

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