Le batterie su scala di rete nel CAISO hanno guadagnato $3,70/kW-mese da arbitraggio energetico e servizi ancillari a marzo 2026. Questo valore è quasi raddoppiato rispetto agli $1,89/kW di febbraio (+96%), ponendo fine a tre mesi di ricavi inferiori a $2/kW. Su base annua, i ricavi delle batterie sono scesi di $1,55/kW (-29%) rispetto ai $5,25/kW di marzo 2025.

Per gli operatori che si affidano ai ricavi merchant, il mese ha confermato che le condizioni meteorologiche stagionali possono ancora generare ritorni significativi, ma la tendenza annua di riduzione degli spread non si è invertita.

Una 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, facendo salire le temperature di 10-15°C sopra la media stagionale. Le temperature nell'area del CAISO hanno raggiunto in media i 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 maggiore del 27%, ciò ha ripristinato la forma giornaliera dei prezzi che si era compressa durante l'inverno, anche se lo spread tra picco e minimo è rimasto più stretto rispetto a marzo 2025.

Il Mercato Integrato Forward (IFM) ha rappresentato $0,81/kW della diminuzione annua di $1,55/kW, ovvero il 52% del totale. Si tratta di una quota inferiore rispetto ai mesi recenti, quando l'IFM era responsabile del 70-90% delle diminuzioni. L'energia FMM ha contribuito con $0,44/kW (28% della diminuzione) e i servizi ancillari $0,27/kW (18%). All'interno dei servizi ancillari, i prezzi della regolazione down sono crollati da $7,73/MWh a $3,34/MWh (-57%), rappresentando la maggior parte della riduzione dei ricavi AS. L'energia RTD è rimasta quasi invariata su base annua, scendendo solo di $0,03/kW.

Punti chiave

• I $3,70/kW di marzo rappresentano il ricavo mensile più alto da ottobre 2025 ($2,99/kW) e quasi il doppio rispetto agli $1,89/kW di febbraio. Il passaggio dagli spread compressi dell'inverno alle giornate più lunghe e alle serate più calde della primavera dovrebbe mantenere una maggiore ampiezza dei prezzi giornalieri fino all'estate, anche se la crescita della flotta limita il potenziale di crescita.
• Gli spread mensili TB4 sono scesi a $4.500/MW da $7.200/MW di un anno fa, ma il divario zonale è quasi scomparso: NP15, SP15 e ZP26 si sono tutte attestate entro $200/MW l'una dall'altra, rispetto a un divario di $1.800/MW a marzo 2025. Per gli operatori che valutano nuovi siti, i premi di localizzazione non sono più un fattore differenziante affidabile per i ricavi merchant.
• Il carico netto medio ha raggiunto -2,2GW al minimo giornaliero, in calo rispetto ai +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. La convenienza merchant per nuovi BESS dipende sempre di più dal mantenimento di queste finestre di prezzo negativo, ma la crescita della flotta stessa le sta restringendo.

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Un'ondata di caldo a metà mese ha ristabilito gli spread di arbitraggio

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

Poi una cupola di calore si è insediata sul Sud-Ovest. Dal 16 al 20 marzo, le temperature 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 valore più alto in un solo giorno da settembre 2025.

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

Entrambi i lati dello spread si sono ridotti, ma i prezzi serali sono calati di più

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

C'è un singolo 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 serali, ma con il calo dello stato di carica della flotta il CAISO si è affidato alle aree di bilanciamento vicine per soddisfare il fabbisogno energetico notturno. L'Extended Day-Ahead Market (EDAM) verrà lanciato a maggio e aumenterà questi flussi tra regioni. I ricavi serali da scarica continueranno a essere sotto pressione a causa di questa maggiore concorrenza.

Sul lato carica, la generazione solare è aumentata del 27% (da 127 a 163GWh) e la potenza solare istantanea 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, generando un effetto feedback che limita quanto la flotta possa rifornirsi a basso costo.

Il carico netto medio al minimo giornaliero è sceso a -2,2GW, rispetto ai +100 MW di marzo 2025. Il carico effettivo (carico netto più carica BESS) è aumentato dell'8% a 6,5GW. Le batterie stanno sempre più determinando il prezzo minimo di mezzogiorno invece di rispondervi.

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

La compressione si è manifestata anche a livello geografico. Nel marzo 2025, SP15 e ZP26 hanno registrato TB4 mensili di $7.900/MW, mentre NP15 era indietro a $6.100/MW. Un anno dopo, le tre zone hanno prodotto spread quasi identici: ZP26 a $4.600/MW, SP15 a $4.500/MW e NP15 a $4.400/MW.