Il California ISO (CAISO) continua a guidare il Nord America nelle installazioni di sistemi di accumulo a batteria, ma cosa significa questo per i ricavi, l’ottimizzazione e gli sviluppi normativi a breve termine?

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Il 14 ottobre abbiamo ospitato una diretta streaming per esplorare le ultime tendenze che stanno plasmando 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 prosegue a ritmo sostenuto

La flotta di batterie del CAISO è cresciuta 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 record annuale precedente, 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.

Oltre il 60% dei 3,5 GW installati quest’anno si concentra nella SP15 Load Zone, leader CAISO per le installazioni di batterie. Questa concentrazione riflette la continua co-localizzazione dell’accumulo con la generazione solare in tutto lo stato. La restante capacità è stata distribuita tra ZP26 e NP15.

Pipeline di progetti batterie ancora solida

I progetti di batterie, sia stand-alone sia co-localizzati, sono presenti in modo consistente nella coda di interconnessione del CAISO dal 2015. L’aumento delle richieste ha allungato i tempi, con progetti stand-alone BESS e solare+BESS che mostrano alcune delle durate di interconnessione più lunghe. Detto ciò, il CAISO ha migliorato i suoi processi in questo periodo e il framework attuale di cluster study mira a snellire le analisi e accelerare il passaggio dei progetti più promettenti.

Quasi tutti i nuovi progetti entrati in coda dal 2015 includono batterie su scala di rete. Questo riflette sia gli incentivi politici a favore dei sistemi ibridi sia il valore operativo dell’abbinamento con la generazione solare. La tendenza sottolinea come l’accumulo sia passato da risorsa complementare a componente standard del nuovo mix energetico californiano.

I dati a breve termine del CAISO indicano una crescita verso ~24 GW di BESS su scala utility entro il 2028. Il ritmo annuale dipenderà dalla programmazione, ma la composizione rimane la stessa: gli impianti stand-alone continuano a prevalere su quelli co-localizzati e ibridi nelle nuove aggiunte.

Ricavi in calo con l’aumento della concorrenza e la domanda più debole

I ricavi medi per i sistemi di accumulo a batteria sono diminuiti negli ultimi 12-18 mesi, riflettendo sia la crescente concorrenza di mercato sia una minore volatilità dei prezzi. A fine settembre, i ricavi merchant del 2025 sono circa il 50% inferiori rispetto al 2023 e circa il 24% sotto i livelli del 2024, evidenziando un calo continuo delle performance anno su anno.

Questa tendenza è stata particolarmente marcata nell’arbitraggio energetico, dove la maggiore partecipazione delle batterie nel mercato del giorno prima ha ridotto gli spread e i margini.

Ricavi merchant in calo in valore assoluto, ma la composizione resta stabile

I ricavi da arbitraggio energetico e servizi ancillari sono diminuiti in valore assoluto negli ultimi due anni. Tuttavia, la loro quota sui ricavi totali merchant 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 sui ricavi totali dall’inizio del 2023. Questo cambiamento evidenzia una composizione dei ricavi in evoluzione: la capacità contrattualizzata ora è una base di guadagno più affidabile, mentre i ricavi di mercato si sono ridotti con l’aumento della partecipazione e la 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 del programma di resource adequacy (RA) dello stato. Il nuovo schema sposta i requisiti RA per gli operatori dal semplice obiettivo mensile a un obbligo di 12 mesi, 24 ore su 24.

Il framework SOD si applica solo al System RA (escludendo Local e Flexible RA) e introduce due cambiamenti chiave che riguardano rinnovabili e accumulo:

1. Profili di superamento: Profili specifici per località e risorsa valutano il contributo orario delle fonti variabili (come solare ed eolico)
2. Requisiti di ricarica: La modellazione esplicita delle esigenze di ricarica dell’accumulo garantisce una rappresentazione più accurata delle sue capacità e limitazioni.

Il SOD incide in modo significativo sul valore RA dell’accumulo stand-alone. Nel sistema precedente, gli operatori potevano conteggiare le batterie stand-alone a quattro ore al valore nominale. Con il SOD, invece, il contributo RA dipende dalla capacità di spostare la potenza dalle ore di surplus a quelle di deficit.

Il grafico sottostante mostra come la posizione RA di un operatore diventi lunga nelle ore centrali della giornata grazie al solare, con l’accumulo che permette di spostare la capacità in eccesso verso i periodi successivi.

Quando saranno disponibili i dati FERC EQR di quest’anno, potremo valutare come queste riforme stanno influenzando i ricavi degli accumuli energetici nel CAISO.