Le batterie su scala di rete nel CAISO hanno guadagnato $3,70/kW-mese grazie ad arbitraggio energetico e servizi ancillari a marzo 2026. Questo valore è quasi il doppio rispetto agli $1,89/kW di febbraio (+96%), ponendo fine a tre mesi di ricavi bloccati sotto i $2/kW. Su base annua, i ricavi delle batterie sono diminuiti di $1,55/kW (-29%) rispetto ai $5,25/kW di marzo 2025. Per gli operatori che si affidano ai ricavi da merchant, il mese ha confermato che la stagionalità meteorologica può ancora generare ritorni significativi, ma che il trend annuale di riduzione degli spread non si è invertito.

Un'ondata di caldo a metà mese ha guidato la ripresa. Una cupola di calore si è stabilita sul Sud-Ovest dal 16 al 20 marzo, portando le temperature a 11-17°C sopra la media stagionale. Le temperature nell’area CAISO hanno avuto una media di 16°C per il mese, 6°C in più rispetto a marzo 2025. Questo caldo ha aumentato la domanda del 7% su base annua. Insieme a una generazione solare superiore del 27%, ha ripristinato l’andamento giornaliero dei prezzi che si era compresso durante l’inverno, anche se la differenza tra picco e minimo resta più stretta rispetto a marzo 2025.

Il Mercato Integrato a Termine (IFM) ha rappresentato $0,81/kW dei $1,55/kW di calo annuale, pari al 52% del totale. È una quota inferiore rispetto ai mesi precedenti, quando l’IFM guidava il 70-90% dei cali. L’energia FMM ha contribuito per $0,44/kW (28% del calo) e i servizi ancillari per $0,27/kW (18%). All’interno dei servizi ancillari, i prezzi della regolazione in discesa sono crollati da $7,73/MWh a $3,34/MWh (-57%), spiegando la maggior parte del calo AS. L’energia RTD è rimasta quasi invariata su base annua, in calo di soli $0,03/kW.

Punti chiave

• I $3,70/kW di marzo sono stati il ricavo mensile più alto da ottobre 2025 ($2,99/kW) e quasi il doppio rispetto a febbraio ($1,89/kW). Il passaggio da spread compressi in inverno a giornate più lunghe e sere più calde in primavera dovrebbe mantenere andamenti di prezzo giornalieri più ampi fino all’estate, anche se la crescita della flotta ne limita il potenziale.
• Gli spread TB4 mensili sono scesi a $4,5k/MW dai $7,2k/MW di un anno fa, ma il divario zonale è quasi scomparso: NP15, SP15 e ZP26 si sono tutti attestati entro $200/MW l’uno dall’altro, rispetto a un gap di $1,8k/MW a marzo 2025. Per gli operatori che valutano nuovi siti, i premi di localizzazione non sono più un fattore distintivo affidabile per i ricavi merchant.
• Il carico netto medio ha raggiunto -2,2GW al minimo giornaliero, in calo dai +100 MW di marzo 2025. Batterie e rinnovabili ora superano regolarmente la domanda totale nelle ore di picco solare, comprimendo i prezzi di carica di mezzogiorno. Il business case merchant per nuovi BESS dipende sempre più dal persistere delle finestre a prezzo negativo, ma la crescita della flotta le sta restringendo.

Leggi il report del mese scorso qui.

Per qualsiasi domanda sulla ricerca CAISO o benchmarking, contatta logan@modoenergy.com.

Un’ondata di caldo a metà mese ha ripristinato gli spread di arbitraggio

I valori medi giornalieri TB4 sono scesi da $232/MW a $144/MW su base annua. Il mese non è stato uniformemente debole. Nelle prime due settimane, gli spread TB4 giornalieri hanno avuto una media di $140/MW, in linea con i livelli compressi di gennaio e febbraio. Le temperature massime giornaliere hanno avuto una media di 18°C dall’1 al 7 marzo, e la copertura nuvolosa ha attenuato il picco solare in diversi giorni.

Poi una cupola di calore si è stabilita sul Sud-Ovest. Dal 16 al 20 marzo, le massime giornaliere hanno superato i 26°C in tutte le stazioni meteorologiche della California, raggiungendo i 31°C il 20 marzo. La San Fernando Valley ha toccato i 38-39°C. Gli spread TB4 giornalieri sono saliti a $179/MW in questo periodo, il 28% sopra la media mensile. Il 20 marzo ha prodotto $254/MW di ricavi giornalieri, il giorno singolo più alto da settembre 2025.

La domanda più alta ha fatto salire i prezzi serali mentre le centrali a gas venivano attivate per soddisfare il carico. La generazione solare, cresciuta del 27% su base annua, ha contemporaneamente approfondito il minimo di mezzogiorno. Il risultato è stata una maggiore oscillazione giornaliera dei prezzi nella seconda metà del mese rispetto alla prima, dovuta principalmente alla giornata anomala del 20 marzo. Questa suddivisione mostra quanto i ricavi primaverili dipendano da eventi meteorologici episodici piuttosto che da strutture di prezzo stabili.

Entrambi i lati dello spread si sono ristretti, ma i prezzi serali sono scesi di più

I prezzi IFM serali hanno avuto una media di $33,32/MWh, in calo del 28% rispetto ai $46,43/MWh di marzo 2025. I prezzi di carica di mezzogiorno sono passati da -$5,32/MWh a $0,95/MWh. Il lato del discharge è sceso più rapidamente, comprimendo lo spread TB4 complessivo da $232/MW a $144/MW.

C’è un unico cambiamento lato offerta che ha mantenuto un tetto ai prezzi serali.

La flotta di batterie del CAISO ha scaricato in modo più aggressivo dopo le 17:00, con esportazioni serali totali medie salite da 22,4GWh a 37,4GWh. Questo aumento del 67% ha in gran parte sostituito le importazioni nelle prime ore della sera, ma con il calo dello stato di carica della flotta, il CAISO si è affidato alle aree di bilanciamento confinanti per soddisfare il fabbisogno notturno. L’Extended Day-Ahead Market (EDAM) partirà a maggio e aumenterà questi flussi interregionali. I ricavi da scarica serale continueranno a essere compressi a causa di questa maggiore concorrenza.

Lato carica, la generazione solare è aumentata del 27% (da 127 a 163GWh) e la potenza istantanea solare di picco è salita del 13% a 17,8GW. Più solare ha ulteriormente approfondito il minimo di mezzogiorno.

Tuttavia, la domanda di carica delle batterie ha assorbito gran parte di questo surplus. I volumi di carica sono aumentati del 52% su base annua (da 33 a 51GWh). Il numero di ore a prezzo negativo sulla media bus è sceso da 165 a 110 di conseguenza. Le batterie stanno alzando i prezzi di mezzogiorno consumando proprio il surplus da cui si caricano, un effetto feedback che limita quanto la flotta possa riempire lo storage a basso costo.

Il carico netto medio al minimo giornaliero si è approfondito a -2,2GW, da +100 MW a marzo 2025. Il carico effettivo (carico netto più carica BESS) è salito dell’8% a 6,5GW. Le batterie stanno sempre più fissando il prezzo minimo di mezzogiorno invece che rispondervi.

Gli spread zonali si sono allineati con l’espansione della flotta di batterie

La compressione si è manifestata anche geograficamente. A marzo 2025, SP15 e ZP26 avevano entrambi TB4 mensili di $7,9k/MW, mentre NP15 era a $6,1k/MW. Un anno dopo, le tre zone hanno prodotto spread quasi identici: ZP26 a $4,6k/MW, SP15 a $4,5k/MW e NP15 a $4,4k/MW.