Le batterie nell'area SPP South avevano il potenziale di generare $9,96/kW-mese a giugno 2026, ovvero circa $119/kW-anno su base annuale.

Si tratta di un calo rispetto ai $12,20/kW-mese di maggio 2026.

Una batteria che operava con perfetta previsione presso il South Hub ha ottenuto il 78,6% dei suoi ricavi dal servizio di Regolazione. Il prezzo del Regulation Up nel mercato day-ahead ha raggiunto $12,35/MW, il servizio ancillare con il prezzo più alto dell'RTO.

RTO West continua a mostrare il potenziale di ricavi più elevato, superando sia il Sud che il Nord. Questo vantaggio deriva quasi interamente dai Servizi Ancillari, dove il West ha registrato prezzi più alti sia nel Regulation Down che nelle Spinning Reserves.

Tuttavia, questa opportunità è limitata. SPP West è un mercato poco profondo con bassa generazione e domanda. I prezzi di clearing più elevati riflettono un mercato agli inizi e poco competitivo, piuttosto che un ampio bacino di ricavi. La maggior parte delle batterie operative in SPP oggi si trova nel Sud.

Il resto di questa analisi esamina i fattori che hanno determinato le opportunità di ricavo per lo storage a batteria in SPP a giugno 2026.

Per scoprire gli spread di prezzo all’avvio di RTO West, leggi il report benchmark SPP di maggio 2026 pubblicato il mese scorso.

La regolazione ha fornito l’80% dei ricavi simulati a giugno 2026

I Servizi Ancillari hanno rappresentato l’80% dei ricavi modellizzati a giugno, con la sola Regolazione che ha costituito il 78% del totale.

I prezzi del Regulation Up nel mercato day-ahead hanno registrato una media di $12,35/MW a giugno, in aumento dell’1,8% su base annua – il prodotto con il prezzo più alto tra tutti. Questo servizio consente all’operatore di sistema di compensare i deficit nella produzione eolica dominante. I pagamenti elevati riflettono l’impiego di gas flessibile, carbone e idroelettrico per correggere gli squilibri di breve termine.

Il prezzo delle Spinning Reserve day-ahead è sceso del 22% a $3,8/MW, mentre il Ramp Up day-ahead è diminuito del 38,9%.

Leggi la nostra guida ai Servizi Ancillari SPP per scoprire come le batterie partecipano a ciascun mercato.

Gli spread TB4 day-ahead in SPP South sono scesi a $4,7/kW

Gli spread di prezzo TB4 day-ahead misurano il valore di cicli di carica/scarica di una batteria tra le quattro ore con prezzo più alto e più basso della giornata.

Nel mese di giugno, una batteria da quattro ore che effettuava un solo ciclo al giorno con perfetta previsione ha guadagnato $4,75/kW-mese in SPP South, in calo dell’11,2% su base annua. SPP North ha totalizzato $4,42/kW-mese, in diminuzione dell’1,8%, mentre SPP West si è fermato a $3,66/kW-mese.

I TB4 real-time hanno raggiunto $7,34/kW-mese nel Sud, $6,47/kW-mese nel Nord e $9,19/kW-mese nel nuovo RTO West.

Per le batterie, le oscillazioni di prezzo in tempo reale offrono la maggiore opportunità di arbitraggio. Tuttavia, questi spread sono il risultato di deficit intermittenti nella generazione eolica dominante dell’RTO. I prezzi subiscono picchi per brevi intervalli di cinque minuti.

Gli operatori che vogliono sfruttare queste opportunità devono prevedere e gestire accuratamente i tempi di carica e scarica, a differenza delle reti dominate dal solare, dove i minimi e i picchi giornalieri sono più prevedibili.

Pochi giorni hanno fatto la differenza nel mese. Il 17 giugno ha registrato spread nel decile superiore sia in SPP South che in SPP West. Lo spread TB4 giornaliero ha raggiunto $307/MW nel Sud e $216/MW nel West. Il giorno più proficuo per SPP North è arrivato più tardi, il 30 giugno. Con $370/MW, è stato lo spread TB4 giornaliero più ampio del mese in qualsiasi hub.

L’aumento dell’eolico ha ridotto il net load del 6% su base annua

La generazione eolica ha registrato una media di 14,3 GW, in crescita del 19% rispetto all’anno precedente. Il carbone è sceso del 7%, mentre il gas è rimasto stabile e il solare è aumentato del 125% partendo da una base contenuta.

Sebbene la domanda continui a crescere, l’eolico è aumentato più rapidamente. Il carico medio di SPP è salito del 3,5% su base annua a 36,8 GW, con un picco massimo di 51,4 GW. Tuttavia, il net load è diminuito del 6,1% a 21,8 GW. L’eolico aggiuntivo ha più che compensato la crescita della domanda annuale.

L’eccesso di produzione eolica ha assorbito e superato la crescita della domanda, portando la rete a utilizzare meno generatori termici rispetto all’anno precedente e riducendo i prezzi di picco.

Il 17 giugno ha registrato gli spread di prezzo più ampi sia nel Sud che nel West, combinando una forte produzione eolica e un profondo minimo di net load con una rapida salita serale. Il più ripido aumento di net load orario del mese ha raggiunto 4.915 MW da un’ora all’altra.