I ricavi merchant delle batterie CAISO hanno registrato una media di $1,95/kW-mese a novembre 2025. Si tratta del valore più basso mai registrato dall’indice Modo Energy BESS CAISO. Il secondo valore più basso dell’indice è di $2,26/kW-mese, registrato lo scorso dicembre.

I ricavi medi sono diminuiti di $1,37/kW (-41,4%) su base annua. Anche il calo rispetto al mese precedente è stato significativo: i ricavi sono scesi di $1,04/kW (-35%) rispetto ai $2,99/kW-mese di ottobre 2025.

Il calo dei ricavi dall’Energy day-ahead è stato particolarmente evidente. Lo scorso mese, le batterie CAISO hanno guadagnato $2,17/kW dall’arbitraggio Energy day-ahead, più dei ricavi merchant da tutte le fonti di novembre 2025.

I ricavi dall’arbitraggio day-ahead sono diminuiti a causa di un netto calo delle opportunità di arbitraggio. Gli spread top-bottom (TB) di quattro ore sono scesi di quasi il 30%, sia su base mensile che annua, arrivando a soli $3/kW — lasciando poco margine per un arbitraggio redditizio.

Leggi il report del mese scorso qui.

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I ricavi delle batterie puntano a $40/kW nel 2025

Gli spread di prezzo sono stati bassi in CAISO per tutto il 2025 (leggi i nostri report benchmark di agosto, settembre e ottobre per maggiori dettagli).

Se questa tendenza continuerà fino a dicembre, i ricavi medi dell’intera flotta probabilmente si attesteranno poco sotto i $40/kW per l’anno. Sarebbe un calo del 50% rispetto al 2023 ($80/kW) e una riduzione del 23% rispetto al 2024 ($51/kW).

Il 2025 è stato un anno con condizioni meteorologiche eccezionalmente miti in California, come spesso sottolineato in questa serie di report quale principale causa della calma nei mercati elettrici all’ingrosso CAISO. Senza grandi sbalzi di domanda dovuti al riscaldamento o raffrescamento, le opportunità di arbitraggio redditizio sono state poche.

Le ultime previsioni meteo invernali della NOAA prevedono un dicembre più caldo. Eventuali volatilità il prossimo mese probabilmente non saranno causate da eventi meteorologici estremi.

La domanda è calata su base annua e le operazioni a gas naturale a mezzogiorno hanno aumentato i prezzi di ricarica

Il carico medio ATC (around-the-clock) di CAISO per novembre 2025 è stato di 22,19 GW (-1,7% a/a). Una domanda minore sulla rete ha effetti contrastanti sui ricavi delle batterie: un carico più basso a metà giornata riduce i prezzi di ricarica, mentre picchi di carico più bassi indicano prezzi di scarica inferiori.

Tuttavia, il fatto che il net load ATC sia aumentato dell’1,9% (16,14 → 16,46 GW) e la produzione solare sia diminuita del 3,2% (3,1 → 3,0 TWh) indica prezzi più alti a metà giornata. Prezzi di ricarica più elevati hanno compresso gli spread di arbitraggio, riducendo le opportunità di ricavo rispetto a novembre 2024.

Gli impianti a gas naturale sono intervenuti per compensare la minore produzione solare. La generazione totale a gas è aumentata a 5,44 TWh (+4,9%), mentre la produzione di picco a gas naturale è scesa a 9,55 GW (-3,2%). Insieme, questi due dati significano che la generazione a gas è aumentata nelle ore fuori punta, cioè a metà giornata.

Allo stesso tempo, il costo marginale per questi impianti a gas naturale è stato superiore del 53,8% rispetto all’anno precedente (1,97 → $3,02/mmBTU). Questo ha esercitato una maggiore pressione al rialzo sui prezzi di ricarica BESS, poiché il fornitore marginale di elettricità a metà giornata ha alzato i prezzi dell’energia.

I ricavi dai Servizi Ancillari non sono riusciti a compensare le perdite da arbitraggio: i prezzi ponderati per volume della regolazione si sono quasi dimezzati su base annua.

Carico effettivo più alto e maggiore partecipazione del gas appiattiscono i profili di prezzo

Novembre 2025 ha visto una maggiore produzione elettrica da gas rispetto all’anno precedente. Mentre una giornata tipica di novembre 2024 registrava circa 3,8 GW di generazione a gas a mezzogiorno, lo scorso mese la produzione media di gas naturale non è mai scesa sotto i 5 GW.

E poiché gli impianti a gas naturale hanno spostato la curva di offerta verso l’alto vendendo la stessa quantità di Energy a un prezzo più alto, la domanda di ricarica delle batterie ha spinto verso l’alto la curva di domanda di Energy. Il “carico effettivo” — net load più ricarica BESS — tra le 10:00 e le 16:00 è aumentato di 5,6 GWh rispetto a novembre 2024.

Questi due fattori insieme appiattiscono i profili di prezzo, riducendo le opportunità per l’arbitraggio Energy che costituisce la maggior parte dei ricavi merchant.

La combinazione di costi di ricarica più alti dovuti al gas e della crescente competizione tra batterie ha creato condizioni difficili per tutto novembre. Il periodo peggiore si è registrato a metà mese, quando una particolare situazione meteorologica ha trasformato le già scarse opportunità di arbitraggio in probabili perdite per alcune batterie.

I pattern meteo di La Niña hanno reso novembre 2025 particolarmente tranquillo

I ricavi medi delle batterie sono diminuiti del 41,4% su base annua, attestandosi a $1,95/kW per il mese di novembre 2025.

Durante il mese, i ricavi giornalieri sono rimasti stabili. Solo cinque giorni all’inizio del mese (1-2 e 7-10 novembre) hanno visto ricavi merchant totali superiori a $100/MW. Più della metà dei giorni del 2024 avevano raggiunto almeno questi livelli.

I ricavi dell’intera flotta sono stati inferiori a $40/MW-giorno per sei giorni consecutivi a metà novembre 2025 (dal 12 al 17). Sorprendentemente, l’arbitraggio Energy day-ahead ha rappresentato solo il 25% dei ricavi in questi giorni. Storicamente, l’Energy IFM rappresenta più del 75% dei ricavi BESS.

Questi sei giorni sotto i $40/MW hanno coinciso con pattern meteo di La Niña caldi e piovosi sulla West Coast. (Sono gli stessi pattern che la NOAA prevede porteranno a un dicembre caldo.) Le temperature massime giornaliere medie in California sono scese sotto la media mensile, mentre le minime sono rimaste superiori alla media.

Un clima mite con poca produzione solare come questo ha portato a profili di prezzo dell’Energy piatti — e opportunità di arbitraggio praticamente nulle. La differenza media tra prezzo massimo e minimo giornaliero tra il 12 e il 17 novembre è stata di soli $14,8/MWh.

Con poche possibilità di arbitraggio nei mercati day-ahead, le BESS sono state utilizzate per gestire le fluttuazioni della domanda in tempo reale. In un evento molto raro, la flotta di batterie CAISO è diventata esportatrice netta a metà giornata il 15 novembre. I ricavi in tempo reale sono arrivati a rappresentare la maggior parte dei flussi di cassa delle batterie (56%) durante questi sei giorni.

Pattern zonali invertiti: le batterie in SP15 hanno visto più opportunità di arbitraggio a novembre 2025

La zona centrale ZP26 della California ha registrato i più alti spread TB4 negli ultimi mesi recenti. La vicinanza della zona all’area soleggiata SP15 e la capacità di trasmissione limitata verso la zona di congestione NP15 a nord hanno portato a profili di prezzo simili a quelli solari, nonostante la presenza limitata di impianti solari nella regione.

Ma nell’ultimo mese, SP15 ha offerto le migliori opportunità di arbitraggio Energy. Lo spread TB4 mediano lì è stato di $3450/MW, contro $3069/MW per ZP26 e $2573/MW per NP15.