Le batterie su scala di rete nel CAISO hanno guadagnato $2,77/kW-mese ad aprile 2026. Si tratta di un valore inferiore rispetto ai $3,70/kW di marzo (-25,1%) ed è il terzo mese dell'anno sotto i $3/kW.

Le temperature sono rimaste entro un grado rispetto all'aprile scorso. Con il meteo neutro, la compressione dei prezzi è arrivata dal lato dell'offerta: una flotta di batterie superiore a 16 GW ha assorbito l'eccesso di energia a mezzogiorno e scaricato abbastanza volume dopo il tramonto per limitare i picchi serali, sostituendo il gas nella catena di fornitura.

La produzione eolica nel CAISO è aumentata del 32%, raggiungendo nuovi record di produzione di picco grazie all'entrata in funzione del sito eolico SunZia da 3,5 GW nel New Mexico.

La produzione solare è diminuita del 6,5% rispetto all'anno precedente. Queste due forze hanno schiacciato entrambe le estremità dello spread di prezzo: il picco solare di mezzogiorno più basso ha fatto salire i prezzi nelle ore centrali, mentre venti notturni e serali più forti hanno mantenuto i prezzi serali al di sotto dei picchi dell'anno scorso.

​Leggi il report del mese scorso qui.

Gli spread TB4 si sono ridotti da $189/MW a $123/MW anno su anno

La media giornaliera dei TB4 è scesa da $189/MW a $123/MW rispetto all'anno precedente. Il giorno più forte di aprile 2026 è stato il 4 aprile con $169/MW, che sarebbe stato un giorno sotto la media nell'aprile 2025. Il giorno più debole, il 25 aprile, ha registrato solo $74/MW.

La maggior parte delle perdite nelle opportunità merchant delle batterie si è verificata nella fase di scarica.

I prezzi dell'energia Day-Ahead nelle ore serali hanno registrato una media di $24/MWh durante il picco delle 19:00, in calo del 43,7% rispetto ai $43/MWh di aprile 2025.

I prezzi di carica a mezzogiorno sono rimasti quasi invariati, passando da -$5,06/MWh a -$5,00/MWh nel punto più basso delle 14:00.

A differenza del mese scorso, la riduzione degli spread non è stata causata da temperature più elevate.

Le medie giornaliere delle massime (66,1°F) e delle minime (43,2°F) sono rimaste entro un grado rispetto all'aprile scorso, e i gradi giorno di riscaldamento sono stati 310, leggermente sopra i 297 di aprile 2025. Con temperature sostanzialmente invariate, è stato il mix dal lato dell'offerta a fare la differenza.

La produzione eolica è aumentata del 32% abbassando i prezzi serali

La produzione eolica nel CAISO è salita del 31,6%, mentre la generazione solare è diminuita del 6,5% rispetto all'anno precedente.

Il cambiamento nel mix di rinnovabili ha permesso all'eolico di coprire una quota maggiore del fabbisogno dopo il tramonto, mentre il solare è rimasto indietro nelle ore diurne. Il risultato è stato un profilo prezzi più piatto e picchi serali più morbidi.

La media mensile della produzione eolica di picco ha raggiunto un nuovo record a 5,7 GW.

Parte di questo risultato è dovuto al sito SunZia che, dopo 20 anni di sviluppo, ha portato online 3,5 GW di produzione eolica nel New Mexico.

La combinazione di eolico e batterie che sostituisce le centrali a gas per abbassare i prezzi nelle ore di picco è un fenomeno che ci aspettiamo continui nel mercato all'ingrosso di CAISO.

Due grandi progetti eolici offshore a Humboldt (900 MW) e Morra Bay (2.900 MW) dovrebbero entrare in funzione nel nord della California nei primi anni 2030. Il loro contributo continuerà a mantenere bassi i prezzi all'ingrosso serali nel lungo termine.

Il carico netto medio giornaliero al minimo è sceso a -3,5 GW da -3,0 GW di aprile 2025. Il carico effettivo (carico netto più carica delle batterie) è salito a 3,6 GW da 2,2 GW. La domanda di carica è cresciuta di 1,4 GW mentre il minimo del carico netto si è approfondito solo di 0,5 GW, quindi le batterie stanno effettivamente alzando i prezzi di mezzogiorno invece di limitarsi a seguirli.

Gli spread zonali sono crollati all'unisono senza convergere

Gli spread TB4 su tutti e tre gli hub CAISO sono diminuiti di un terzo rispetto ad aprile 2025. NP15 ha registrato il calo maggiore, scendendo del 37,3% da $180/MW a $113/MW. SP15 è sceso da $206/MW a $139/MW (-32,6%) e ZP26 da $208/MW a $145/MW (-30,0%). ZP26 mostra ancora lo spread più alto, mentre NP15 rimane il più basso.

Il premio ZP26-NP15 si è ampliato da $28/MW a $33/MW.

SP15 e ZP26 registrano ciascuno il 40% di ore a prezzo negativo, contro il 19% di NP15.

I minimi più profondi mantengono intatta l'opportunità di arbitraggio nel sud, anche se gli spread assoluti si sono ridotti. Le batterie installate in SP15 e ZP26 continuano a guadagnare nella finestra di carica di mezzogiorno che NP15 non vede.

I ricavi delle batterie in tempo reale si sono compressi più rapidamente rispetto al day-ahead

​Con la capacità di accumulo di energia a batteria nel CAISO cresciuta di circa 5 GW, le offerte day-ahead sotto i $50/MWh sono diventate la parte dominante della curva delle offerte in tutte le ore del giorno, abbassando i prezzi all'ingrosso.

Ad aprile 2025, le offerte Real-Time concentravano la carica a mezzogiorno e la scarica nel picco 18-20. La flotta seguiva in gran parte la programmazione day-ahead con poche deviazioni in tempo reale.

Ora, ad aprile 2026, il volume di carica di mezzogiorno è aumentato del 40% nelle stesse ore, mentre il volume di scarica di mezzogiorno è diminuito di due terzi. La flotta ha prelevato più energia nel punto più basso della curva e l'ha mantenuta più a lungo; le offerte di scarica serale a basso prezzo sono salite a ~6.000 MW alle 19:00.

I ricavi in tempo reale sono scesi del 59,8% anno su anno, più del doppio rispetto al calo del 27,3% del day-ahead, perché questo cambiamento si è scontrato con prezzi FMM molto più deboli.

I prezzi PacifiCorp si sono divisi tra Est e Ovest al lancio di EDAM

​EDAM è ora attivo sulla maggior parte dell'area WECC, introducendo PacifiCorp come primo partecipante.

Il principale membro del nuovo mercato occidentale è diviso in due BAAs liquidati su lati opposti della separazione.

I prezzi day-ahead di PacifiCorp East (PACE) hanno registrato una media di $6,13/MWh nei primi cinque giorni dopo il lancio, contro $19,25/MWh di PacifiCorp West (PACW) e $19,04/MWh del CAISO.