​Le batterie su scala di rete nel CAISO hanno guadagnato $1,81/kW-mese a gennaio 2026 grazie all'arbitraggio energetico e ai servizi ancillari. I bassi prezzi del gas naturale hanno ridotto gli spread di arbitraggio per gran parte del mese, anche se un picco nei prezzi del gas a fine mese ha temporaneamente ampliato il divario.

I ricavi sono aumentati di $0,62/kW (+52%) rispetto a dicembre 2025, che aveva registrato il ricavo mensile più basso dall’inizio dell’indice Modo Energy BESS CAISO nell’agosto 2022. Su base annua, i ricavi sono diminuiti di $1,68/kW (-48%) rispetto ai $3,49/kW di gennaio 2025.

​L’Integrated Forward Market (IFM) ha rappresentato $1,50/kW della diminuzione annuale di $1,68/kW. L’arbitraggio energetico del giorno prima continua a dominare sia la composizione dei ricavi sia il calo su base annua.

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Punti chiave

• Gli spread Top-Bottom a quattro ore (TB4) sono diminuiti del 42% su base annua fino a $2,9k/MW. I prezzi del gas naturale in California sono scesi del 36% ($3,82 a $2,46/mmBTU), riducendo il costo della generazione marginale e comprimendo i prezzi di picco serali su cui le batterie fanno affidamento per i ricavi di scarica.
• Un picco nei prezzi del gas naturale a fine mese durante la tempesta invernale Fern ha generato il 23% dei ricavi totali di gennaio in soli quattro giorni (24-27 gennaio). Questi quattro giorni hanno contribuito per circa $0,41/kW sul totale mensile di $1,81/kW.
• I ricavi merchant annualizzati per gennaio 2026 suggeriscono un ritorno di $21/kW-anno entro fine anno, circa la metà del ritmo di $41/kW di gennaio 2025 e ben al di sotto della media annua del 2024 di $51/kW. Questo divario rafforza il fatto che i soli ricavi merchant non possono sostenere nuovi investimenti ai livelli storici.

​Il gas naturale a basso costo ha compresso gli spread di prezzo

I ricavi IFM Energy sono scesi da $2,85/kW a gennaio 2025 a $1,35/kW a gennaio 2026 (-53%). Questo calo di $1,50/kW rappresenta l’89% della perdita totale di ricavi su base annua. I Servizi Ancillari hanno contribuito con un ulteriore calo di $0,17/kW poiché i prezzi della regolazione sono diminuiti del 52%.

Il fattore principale è stato il crollo degli spread TB4: da $5,1k/MW a $2,9k/MW. Le batterie ottengono la maggior parte dei ricavi IFM caricando durante le ore di prezzo basso a metà giornata e scaricando durante il picco serale. Entrambi i lati di questa strategia si sono mossi contro le batterie.

​Sul lato scarica, i prezzi del gas naturale in California sono diminuiti del 36% su base annua ($3,82 a $2,46/mmBTU). Con carburante più economico, le centrali a gas offrono prezzi più bassi nell’IFM, riducendo i prezzi di clearing che le batterie ricevono durante la scarica. La generazione a gas naturale è scesa del 38% (da 5,41 a 3,33TWh) poiché i prezzi più bassi hanno escluso dal mercato le unità meno efficienti. Gli spread TB4 medi giornalieri sono scesi da $163/MW a $95/MW, con una riduzione di $68/MW al giorno nel valore di arbitraggio disponibile.

Sul lato carica, la generazione solare è diminuita del 3% (da 3,30 a 3,21TWh) nonostante ulteriori aumenti di capacità. I primi giorni di gennaio 2026 hanno visto la continuazione di un temporale iniziato a fine dicembre 2025. E le nuvole hanno coperto i cieli dal 18 al 24 gennaio.

Entrambi questi fenomeni hanno ridotto la produzione solare su cui normalmente può contare il CAISO. L’operatore di rete si è affidato all’agilità delle batterie in questi periodi, come discusso più in dettaglio di seguito.

​Il minimo medio giornaliero del net load è aumentato del 16% (da 2,90 a 3,37GW), il che significa che le batterie hanno affrontato un “trough” di prezzo a metà giornata meno profondo per caricarsi. Insieme, prezzi di scarica più bassi e costi di carica più alti hanno ristretto lo spread da circa $40/MWh a $24/MWh in termini di picco-minimo medi.

La tempesta invernale Fern ha salvato il mese da livelli minimi storici

Il mese si è diviso in due fasi distinte. Per i primi 20 giorni, gli spread TB4 giornalieri hanno registrato una media di soli $86/MW, in linea con le condizioni che hanno prodotto i ricavi minimi record di dicembre. Poi la tempesta invernale Fern ha colpito gli Stati Uniti.

La tempesta ha attraversato oltre 30 stati dal 23 al 27 gennaio, concentrandosi principalmente a est delle Montagne Rocciose. La California ha evitato il peggio di ghiaccio e neve. Tuttavia, la pressione sulle infrastrutture del gas naturale ha raggiunto brevemente la West Coast, causando un forte incremento dei costi di generazione a gas nel sud della California.

Quel picco temporaneo nei prezzi del gas si è tradotto direttamente in prezzi dell’elettricità più alti. Gli spread TB4 sono saliti da $62/MW il 23 gennaio a $208/MW il 26 gennaio, il valore giornaliero più alto del mese. Solo tre giorni in tutto il mese hanno superato i $150/MW, e tutti e tre sono avvenuti durante la finestra della tempesta.

​I quattro giorni dal 24 al 27 gennaio hanno generato $409/MW di ricavi cumulativi, pari al 23% del totale mensile. Ciò corrisponde a circa $0,41/kW dei $1,81/kW totali del mese. I ricavi giornalieri in questo periodo sono stati in media di $102/MW, quasi il doppio dei $55/MW medi dei primi 20 giorni.

​Senza la tempesta, i ricavi di gennaio 2026 sarebbero stati più vicini al ritmo minimo record di dicembre. Gli eventi meteorologici restano l’unico catalizzatore di giornate con ricavi eccezionali nel mercato CAISO attuale. Tuttavia, non sono sufficienti per garantire giorni così redditizi, come dimostra la tempesta di Natale del mese precedente.

CAISO si affida alle batterie per bilanciare la rete in tempo reale

I mercati real-time di CAISO (FMM e RTD) hanno contribuito con $0,28/kW a gennaio, in linea con i $0,29/kW dell’anno precedente. Mentre i ricavi del giorno prima sono diminuiti del 53%, quelli real-time sono rimasti stabili. Questa resilienza riflette il ruolo delle batterie nel bilanciare la rete CAISO su orizzonti temporali brevi.

La divergenza tra le due fasi di regolazione real-time è una tendenza ricorrente in inverno. I ricavi RTD Energy sono aumentati del 17% su base annua a $0,27/kW, rappresentando quasi tutto il ricavo real-time. L’FMM Energy ha contribuito con soli $0,01/kW, in calo rispetto ai $0,06/kW di un anno fa.

​La generazione solare è meno prevedibile nei mesi invernali: nebbia, nuvole e tempeste causano scostamenti tra la produzione effettiva e le previsioni più frequentemente che in estate. Questi errori di previsione si riflettono nei prezzi FMM, che si basano ancora su proiezioni aggiornate pochi minuti prima della consegna.

RTD, che effettua la dispatch ogni cinque minuti in base alle condizioni reali della rete, cattura il valore della correzione di questi scostamenti. Le batterie sono la risorsa più veloce per fornire questa correzione, e i ricavi a cinque minuti lo riflettono.

Questo schema ha continuato la tendenza di dicembre 2025, quando l’RTD è stato il principale contributore di ricavi in un terzo dei giorni del mese. In entrambi i mesi, le condizioni del giorno prima sono state sfavorevoli e il CAISO si è affidato alla capacità delle batterie di rispondere in pochi minuti per mantenere l’equilibrio tra domanda e offerta. L’RTD è stato il secondo contributore di ricavi per gennaio, dietro solo all’IFM Energy.

Le batterie SP15 hanno visto la migliore opportunità di arbitraggio durante la tempesta

Gli spread TB4 di gennaio 2026 sono stati molto simili tra le tre zone CAISO. SP15 e ZP26 hanno registrato $3,0k/MW, mentre NP15 si è fermata a $2,9k/MW.

Per le prime tre settimane del mese, le tre zone si sono mosse in modo molto simile: gli spread TB4 giornalieri differivano di meno di $15/MW nella maggior parte dei giorni. Questa uniformità richiama dicembre 2025, quando la bassa congestione ha lasciato poco spazio a differenze zonali.