​I ricavi merchant per i sistemi di accumulo a batteria su larga scala (BESS) di CAISO sono aumentati del 7,3% rispetto al mese precedente, attestandosi a $2,5/kW per il mese di agosto 2025. Su base annua, i ricavi totali da arbitraggio energetico e servizi ancillari sono diminuiti del 39,5%, partendo da una base di $4,14/kW ad agosto 2024.

Il calo annuale è dovuto principalmente a una riduzione degli spread dei prezzi dell’energia nel mercato del giorno prima. Gli spread medi Top-Bottom su 4 ore sono diminuiti del 40,4%, leggermente più dei ricavi di mercato. Questo significa che le batterie hanno catturato una quota maggiore dello spread disponibile, dato che gli spread sono scesi più dei ricavi.

​Entrambi i lati della negoziazione di arbitraggio energetico del giorno prima si sono contratti: i massimi giornalieri medi sono diminuiti del 34,5% e i minimi giornalieri medi sono aumentati del 29,6%.

Sintesi Esecutiva

• I ricavi delle batterie sono aumentati mese su mese in agosto, nonostante un forte calo su base annua a causa di spread dei prezzi più deboli nel mercato del giorno prima.
• Le dinamiche dei prezzi a metà giornata sono cambiate poiché le centrali a gas naturale e la ricarica dei BESS hanno sollevato i prezzi di fondo, rimodellando i profili di carico effettivi del sistema.
• Le differenze zonali hanno continuato a definire le opportunità di arbitraggio, con ZP26 che ha offerto costantemente spread più ampi rispetto alle altre zone.

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I ricavi di mercato sono diminuiti uniformemente, indipendentemente dalla fonte

I ricavi da arbitraggio del Mercato Integrato a Termine (IFM) — la terminologia CAISO per il mercato del giorno prima — continuano a rappresentare oltre il 70% dei ricavi di mercato dei BESS. Con le opportunità di arbitraggio in quel mercato in calo del 40,4% secondo lo spread TB4, il suo contributo ai ricavi è diminuito di $1,3/kW su base annua.

I ricavi dai Servizi Ancillari hanno seguito l’andamento dell’IFM, riducendo il loro contributo ai ricavi merchant di $0,3/kW complessivi.

​Le variazioni nette dei contributi in tempo reale si annullano: i ricavi del Fifteen Minute Market (FMM) sono diminuiti di $0,60/kW mentre quelli del Real-Time Dispatch (RTD) sono cresciuti di $0,58/kW.

Sebbene la liquidazione in tempo reale sia suddivisa in questi due comparti distinti, le risorse fanno offerte in un unico mercato in tempo reale. CAISO costruisce un programma FMM per gli asset sotto la sua supervisione, inviando poi istruzioni RTD per piccole deviazioni da quel programma.

Questa struttura di mercato annidata spiega la presenza delle barre rosse e verdi nel secondo grafico sopra. CAISO ha sistematicamente sovra-impegnato i BESS nei programmi FMM, per poi ridispacciarli tramite RTD per riacquistare posizioni quando il carico risultava inferiore alle previsioni.

Questo fenomeno è stato molto meno pronunciato ad agosto 2025. È probabile che gli operatori BESS “ombreggino” le proprie offerte in tempo reale più spesso ora: si sotto-impegnano nelle offerte FMM in previsione di un dispacciamento RTD a prezzi potenzialmente più alti.

L’energia IFM resta comunque la principale fonte di ricavi per i BESS, ma i prezzi sono stati particolarmente stabili nell’ultimo mese.

Spread medi di soli $110/MW ad agosto 2025

L’indice TB4 di Modo Energy non ha mai raggiunto i $200/MW, e i prezzi IFM su scala CAISO non hanno mai superato i $115/MWh. Un netto contrasto rispetto all’anno precedente, quando gli spread sono rimasti sopra i $300/MW per sei giorni consecutivi.

​Prezzi di picco elevati hanno guidato gli spread estremi dello scorso anno, concentrati nei primi sei giorni del mese. Le previsioni indicavano massimi giornalieri simili a quelli di luglio 2024, spingendo le previsioni di carico verso l’alto.

Ad agosto 2025 non si sono verificati giorni con prezzi simili, portando a profili giornalieri più piatti: il prezzo massimo medio è stato di $62/MWh e il minimo medio di $29,1/MWh.

​I prezzi elevati del gas naturale hanno sostenuto quei prezzi di fondo più alti per l’energia. L’indice dei prezzi del combustibile di CAISO si è mosso tra $2,48/mmBTU e $3,06/mmBTU lo scorso mese; sempre più alto rispetto all’anno precedente. Sebbene solitamente considerate “peaker”, le centrali a gas naturale di CAISO funzionano anche a metà giornata per garantire la disponibilità durante il ripido aumento del carico netto serale.

Ma non è solo il gas naturale a mantenere più alti i prezzi di metà giornata — anche le batterie su larga scala contribuiscono.

Le batterie aggiungono regolarmente 40GWh di carico a metà giornata

In una tipica giornata di agosto, i BESS importano 7GW ad ogni intervallo di mercato nell’ora che termina alle 11 del mattino. Durante tutto il periodo in cui le batterie di CAISO sono importatrici nette a metà giornata, aggiungono tipicamente 40GWh di domanda elettrica.

​Un altro modo per rappresentare questo fenomeno è tramite il carico effettivo — carico netto più la ricarica dei BESS. Mentre il carico netto minimo medio è sceso di 2,7GW, il carico effettivo minimo è diminuito solo di 300MW. Questa metrica evidenzia come la domanda di energia da fonti non rinnovabili sia cambiata di poco.

Senza un ulteriore sviluppo del solare, che offre grandi quantità di energia a prezzo zero o negativo, le batterie continueranno a sostenere i prezzi di metà giornata.

Tuttavia, le risorse BESS ibride e co-localizzate saranno molto più resilienti a questa tendenza. Una risorsa ibrida solare+storage può caricare le batterie direttamente dalla produzione solare in loco a costo marginale praticamente nullo. Questo la protegge dai prezzi all’ingrosso di metà giornata più alti che i BESS standalone devono pagare caricando dalla rete. In misura minore, anche i BESS co-localizzati beneficeranno dei prezzi locali depressi causati dal loro sito solare associato.

I BESS di ZP26 continuano a offrire le migliori opportunità di arbitraggio

In linea con le tendenze di lungo periodo, la zona centrale ZP26 dello stato ha registrato migliori opportunità di arbitraggio rispetto al sud saturo di solare o al nord più scarsamente popolato.

Per sottolineare questo punto, solo una batteria in SP15 ha registrato uno spread TB4 superiore alla mediana di ZP26 di $4.481/MW ad agosto 2025. Quella risorsa, Eastern BESS 1, ha ottenuto la seconda più alta opportunità TB4 tra tutti i BESS di CAISO, registrando $8.137/MW.