Il California ISO (CAISO) continua a guidare il Nord America nelle installazioni di sistemi di accumulo a batterie, ma cosa significa questo per i ricavi, l’ottimizzazione e gli sviluppi normativi a breve termine?
Il 14 ottobre abbiamo ospitato una diretta streaming per approfondire le ultime tendenze che stanno modellando il panorama dell’accumulo energetico in California. Puoi guardare la registrazione completa qui sopra e scaricare le slide di accompagnamento qui.
Leggi di seguito i punti chiave per aggiornarti sul mercato delle batterie in California.
La crescita delle batterie continua a ritmo sostenuto
La flotta di batterie del CAISO si è espansa rapidamente nel 2025, passando da 11,2 GW a 14,7 GW solo nei primi tre trimestri, con un aumento del 31%. Le installazioni fino al terzo trimestre hanno già superato ogni precedente totale annuale, segnando un ritmo di crescita senza precedenti. I nuovi progetti continuano ad aumentare la capacità di accumulo, con una media ponderata di 3,5 ore di capacità .
Oltre il 60% dei 3,5 GW installati quest’anno si è concentrato nella SP15 Load Zone, l’area leader di CAISO per le installazioni di batterie. Questa concentrazione riflette la continua co-localizzazione dell’accumulo con la generazione solare in tutto lo stato. La capacità rimanente è stata distribuita tra ZP26 e NP15.
Pipeline di progetti di batterie ancora solida
I progetti di batterie, sia stand-alone che co-localizzati, sono presenti in modo significativo nella coda di connessione del CAISO dal 2015. Il boom di richieste ha allungato i tempi di attesa, con progetti stand-alone BESS e solare+BESS che mostrano alcune delle durate più lunghe per la connessione. Tuttavia, CAISO ha migliorato i suoi processi nel tempo: l’attuale sistema di cluster study è pensato per rendere più efficienti le analisi e accelerare l’avanzamento dei progetti validi.
Quasi tutti i nuovi progetti entrati in coda dal 2015 includono batterie su scala di rete. Questo riflette sia gli incentivi normativi a favore dei sistemi ibridi sia il valore operativo dell’abbinamento con la generazione solare. La tendenza evidenzia come l’accumulo sia passato da risorsa complementare a componente standard del nuovo mix energetico californiano.
I dati a breve termine di CAISO indicano una crescita verso ~24 GW di BESS su scala utility entro il 2028. Il ritmo preciso dipenderà dalla programmazione, ma la tendenza compositiva continua: i progetti stand-alone rimangono in vantaggio rispetto a quelli co-localizzati e ibridi nelle prossime aggiunte.
I ricavi diminuiscono mentre la concorrenza cresce e la domanda si attenua
I ricavi medi dei sistemi di accumulo a batterie sono diminuiti negli ultimi 12–18 mesi, riflettendo sia la crescente concorrenza di mercato sia una minore volatilità dei prezzi. A fine settembre 2025, i ricavi merchant sono circa il 50% inferiori rispetto al 2023 e circa il 24% sotto i livelli del 2024, a conferma di un calo continuo delle performance anno su anno.
Questa tendenza è stata particolarmente evidente nell’arbitraggio energetico, dove la maggiore partecipazione delle batterie nel mercato day-ahead ha ridotto gli spread e compresso i margini.
Ricavi merchant in calo in termini assoluti, ma la composizione resta invariata
I ricavi da arbitraggio energetico e servizi ancillari sono diminuiti in valore assoluto negli ultimi due anni. Tuttavia, la loro quota sui ricavi merchant totali è rimasta stabile: l’energia DAM rappresenta circa il 70% dei ricavi BESS, i servizi ancillari circa il 10% e i ricavi RTM Energy il restante 10%.
Nel frattempo, i pagamenti per la capacità sono cresciuti notevolmente, più che raddoppiando la loro quota rispetto all’inizio del 2023. Questo cambiamento evidenzia un mix di ricavi in evoluzione: la capacità contrattualizzata è ora una base di guadagno più affidabile, mentre i ricavi legati al mercato si sono ridotti a causa della maggiore partecipazione e della minore volatilità dei prezzi.
Il framework Slice-of-day della California
Introdotto nel 2022 e in vigore da quest’anno, il framework Slice-of-Day (SOD) della California prevede importanti riforme al programma di resource adequacy (RA) dello stato. Il nuovo schema sposta i requisiti RA per gli operatori di rete da un semplice obiettivo mensile a un obbligo di 12 mesi su 24 ore al giorno.
Il framework SOD si applica solo al System RA (escludendo Local e Flexible RA) e introduce due cambiamenti chiave che riguardano le rinnovabili e l’accumulo:
- Profili di eccedenza: Profili specifici per posizione e risorsa valutano il contributo orario delle fonti variabili (come solare ed eolico)
- Requisiti di carica: Una modellizzazione esplicita delle esigenze di carica dell’accumulo garantisce una rappresentazione più accurata delle capacità e dei limiti dell’accumulo.
Il SOD influisce in modo significativo sul valore RA dell’accumulo stand-alone. Nel sistema precedente, gli operatori potevano conteggiare l’accumulo stand-alone di quattro ore per tutta la sua capacità nominale. Con il SOD, però, il contributo RA dell’accumulo dipende dalla sua capacità di spostare la capacità dalle ore di surplus a quelle di deficit.
Il grafico seguente mostra come la posizione RA di un operatore di rete diventi lunga nelle ore centrali della giornata grazie alla generazione solare, mentre l’accumulo viene utilizzato per spostare tale capacità in eccesso verso le ore successive.
Man mano che i dati FERC EQR di quest’anno saranno disponibili, potremo valutare come queste riforme stanno influenzando i ricavi dell’accumulo energetico nel CAISO.
