Le batterie su scala di rete nel CAISO hanno guadagnato $2,55/kW-mese a giugno 2026.

Si tratta di un calo del 4,6% rispetto ai $2,67/kW di maggio e di $0,52/kW in meno rispetto ai $3,07/kW di giugno 2025, pari a una diminuzione del 16,9% su base annua.

I ricavi continuano a mantenersi intorno ai $2,5-2,7/kW per il terzo mese consecutivo.

Le temperature massime giornaliere hanno raggiunto una media di 82,3°F contro gli 83,0°F di un anno prima, mentre le minime si sono mantenute a 55,4°F rispetto ai 55,3°F. Con temperature stabili, la compressione è arrivata dal lato dell'offerta.

La produzione eolica è aumentata del 31,5% su base annua mentre il progetto SunZia, con sede nel New Mexico, continua a ridurre i prezzi.

I sovrapprezzi per i gas serra (GHG) hanno iniziato a mostrare valori diversi da zero per la prima volta dal loro lancio nel 2013. Il risultato è un aumento dei prezzi nelle ore fuori dal solare, consentendo alle batterie di beneficiare di prezzi di scarica di picco più elevati.

Il cambiamento nei sovrapprezzi GHG è conseguenza dei miglioramenti di mercato introdotti a maggio 2026 insieme all’Extended Day-Ahead Market (EDAM) di CAISO.

Nel settore dei servizi ancillari, i prezzi Regulation Down sono scesi da $5,36/MWh a $3,07/MWh, un calo del 42,7%.

Leggi il report del mese scorso qui.

Gli spread di prezzo TB4 di CAISO si sono ridotti del 14% su base annua

Gli spread di prezzo medi giornalieri Top-Bottom di quattro ore (TB4) sono scesi da $135/MW a $116/MW su base annua.

La giornata più forte di giugno 2026 è stata il 21 giugno con $159/MW. La giornata più debole, il 24 giugno, ha registrato solo $64/MW.

I prezzi Day-Ahead serali hanno avuto una media di $35/MWh nell’ora di punta delle 19:00, in calo del 32,9% rispetto ai $52/MWh di giugno 2025.

I prezzi di ricarica a metà giornata sono scesi a $7,04/MWh nel minimo delle 14:00, rispetto ai $16,55/MWh di un anno prima.

Entrambe le estremità dello spread si sono abbassate, mentre il lato della scarica ha contribuito maggiormente alla compressione.

I sovrapprezzi GHG di CAISO sulle importazioni hanno aggiunto in media $2,9/MWh ai prezzi di scarica di picco - ovvero l’11% dei $2,55/kW-mese totali guadagnati dalla flotta a giugno.

I sovrapprezzi GHG sono ora separati dalla componente Energia degli LMP, in seguito a cambiamenti introdotti a maggio 2026 insieme ai Day-Ahead Market Enhancements (DAME).

Prima del cambiamento, il sovrapprezzo cap-and-trade appariva come un adder negativo per le offerte dei generatori in aree non regolamentate GHG.

Ora, i generatori nel WECC possono aggiungere la componente GHG come valore positivo nelle loro offerte per soddisfare la domanda in Washington e California.

Il carico di picco CAISO resta stabile a 31,6 GW

La domanda media è aumentata dello 0,8% su base annua a 25,2 GW da 25,0 GW. La domanda di picco è cresciuta solo dell’1,0%, a 31,6 GW da 31,3 GW. Il minimo giornaliero è rimasto a 20,6 GW.

Questo è il risultato di temperature in linea con quelle dell’anno scorso.

Le medie giornaliere di massime (82,3°F) e minime (55,4°F) sono rimaste entro un grado rispetto a giugno scorso.

Il net load racconta una storia ancora più marcata. Il minimo giornaliero è sceso a -3,2 GW da -1,4 GW, mentre il massimo giornaliero è diminuito a 26,0 GW da 26,8 GW. Il più ripido ramp serale del mese ha toccato 11.543 MW alle 19:00 del 21 giugno, in crescita del 13,8% rispetto al picco di giugno scorso.

Il carico effettivo (net load più ricarica BESS) è rimasto a 3,5 GW, in linea con giugno 2025. La domanda di ricarica è cresciuta di pari passo con l’approfondimento del minimo del net load.

Poiché il carico di picco è cresciuto solo dell’1,0%, la scomparsa delle ore ad alto prezzo deriva dal lato dell’offerta che assorbe la sera più che da una domanda più debole.

SunZia aumenta la produzione eolica del 31,5%, mentre i tagli limitano la crescita solare di mezzogiorno

Le esportazioni di batterie CAISO sono salite da 36,33 a 48,51 GWh al giorno, un aumento del 33,5%. Il volume aggiuntivo di scarica si è verificato insieme al calo del 32,9% dei prezzi di picco serali.

La diminuzione dei prezzi di picco è strettamente legata all’aumento del 31,5% della produzione eolica (da 79,9 a 105,0 GWh al giorno) grazie all’aggiunta dei 3,5 GW di SunZia nel mix energetico CAISO, come riportato nei mesi precedenti.

SunZia incrementa la produzione eolica soprattutto di notte più che a mezzogiorno perché CAISO dispone solo di 2.131 MW di diritti di trasmissione rispetto ai circa 3.167 MW assegnati, e la maggior parte della sua energia arriva nello stato quando il solare non è in surplus.

Il progetto mostra cosa riserva il futuro per CAISO. Con i progetti eolici offshore di Humboldt e Mora Bay previsti per l’inizio degli anni 2030, gli operatori di batterie possono aspettarsi prezzi di picco più bassi durante i periodi più ventosi dell’anno.

Sul fronte della ricarica, la produzione solare è cresciuta del 4,7% su base annua (da 220,7 a 231,0 GWh al giorno) e la produzione solare istantanea di picco ha raggiunto i 23,0 GW, rispetto ai 21,5 GW precedenti. I volumi di ricarica delle batterie sono aumentati del 33,3% (da 41,89 a 55,86 GWh al giorno). Le ore a prezzo negativo sono triplicate da 19 a 66.

Nonostante la continua installazione di impianti solari in California, la produzione non è aumentata molto.

Questo è una conseguenza dell’aumento dei tagli, che negli ultimi tre mesi hanno raggiunto una media record di 4,8 GW.

I prezzi di mezzogiorno salgono di $20/MWh al Sud, chiudendo il premio NP15-SP15

NP15 è sceso da $124/MW a $112/MW, SP15 da $160/MW a $132/MW e ZP26 da $171/MW a $132/MW.

ZP26 ha registrato la compressione più marcata, con tutti e tre gli hub in calo rispetto all’anno scorso.

Il premio SP15-NP15 si è ridotto da $36/MW a $20/MW.