​I sistemi di accumulo di energia a batteria su larga scala nel CAISO hanno registrato i loro ricavi merchant più bassi di sempre a dicembre 2025. La batteria media su scala di rete ha guadagnato $1,2/kW da Servizi Ancillari e arbitraggio energetico.

​I ricavi medi sono scesi di $0,76/kW (-39%) rispetto a novembre 2025, quando erano $1,95/kW, che rappresentava già il precedente minimo storico per l’indice Modo Energy BESS CAISO. Su base annua, i ricavi sono diminuiti di $1,07/kW (-47%).

L’inverno è tipicamente la stagione meno redditizia per il parco batterie di CAISO. I principali centri di domanda della California si trovano in regioni con inverni miti. L’assenza di forti variazioni di domanda dovute alla temperatura mantiene i prezzi dell’energia in una fascia moderata durante tutta la giornata.

Ciò limita il potenziale di arbitraggio energetico, che rappresenta la principale fonte di ricavi di mercato all’ingrosso per le batterie su scala di rete di CAISO dopo i contratti di Resource Adequacy.

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La minore dipendenza dal gas naturale ha ridotto le opportunità di arbitraggio del 33%

Le batterie su scala di rete nel CAISO hanno ottenuto il 70% dei loro ricavi merchant dall’arbitraggio nel mercato integrato dell’energia (IFM; il mercato day-ahead di CAISO) negli ultimi due anni. Questa dipendenza significa che quasi tutte le riduzioni dei ricavi sono riconducibili al mercato IFM. Il 96%, ovvero $1,03/kW, del calo totale dei ricavi è dovuto alla diminuzione dei ricavi IFM.

​I ricavi da arbitraggio energetico IFM sono diminuiti del -60% a causa di una riduzione del 33% degli spread giornalieri dei prezzi. Lo spread Top-Bottom (TB) di quattro ore, un benchmark per il potenziale di arbitraggio, è sceso da $3k/MW a $2k/MW (-33%).

Il calo anno su anno degli spread TB è stato il tema principale nel CAISO negli ultimi mesi (ad esempio, novembre, ottobre e settembre). Queste riduzioni sono in gran parte spiegate dalla minore frequenza e intensità degli eventi meteorologici nel 2025.

Non è però questo il motivo principale del calo anno su anno dei ricavi BESS per dicembre 2025. Due eventi meteorologici hanno colpito lo stato il mese scorso, e hanno effettivamente ridotto i ricavi delle batterie a causa dell’impatto sulla generazione solare.

Nebbia e alluvioni hanno aumentato i costi di ricarica delle batterie

Nella prima settimana di dicembre, la Tule Fog ha raggiunto Bakersfield e ridotto la produzione di energia dei siti solari vicini. Nell’ultima settimana, forti piogge hanno allagato gran parte della metà meridionale dello stato.

Il risultato netto?

La generazione solare è diminuita su base annua nonostante 1 GW di nuova capacità installata. La generazione totale è scesa del 2% (2,69TWh → 2,64TWh), mentre il picco medio giornaliero è diminuito del 3% (12,31GW → 11,98GW).

La forte presenza del solare nel mix di generazione CAISO spinge i prezzi dell’energia a metà giornata spesso in territorio negativo o vicino allo zero. Questo crea un ampio divario tra i prezzi pagati dalle batterie per caricarsi e i ricavi ottenuti scaricando durante il picco serale. Ma quando il solare manca — come a dicembre 2025 — quel divario si restringe e i ricavi da arbitraggio diminuiscono di conseguenza.

​Le importazioni hanno sostituito la generazione a gas naturale

Anche i prezzi tipici di scarica sono stati inferiori del 15%.

CAISO ha utilizzato meno gas naturale a dicembre 2025, preferendo importazioni più economiche. La generazione totale da centrali a gas è scesa da 5,75TWh a dicembre 2024 a 4,33TWh un anno dopo (-24,7%). Con meno generazione e un profilo giornaliero più piatto, le centrali a gas sono state il generatore marginale meno spesso.

Il cambiamento nella composizione dell’offerta CAISO è visibile nelle distribuzioni di generazione. Le centrali a gas hanno funzionato a livelli di output inferiori su tutta la linea: l’intera distribuzione si è spostata a sinistra di circa 2GW. Le batterie hanno colmato parte di quel divario: le esportazioni BESS hanno superato i 3,5GW per il 20% delle ore di dicembre 2025, rispetto al 12% di un anno prima.

Questa maggiore presenza nel mix di offerta è proprio il motivo per cui le batterie hanno finito per fissare da sole i prezzi di scarica.

​CAISO si è affidato a importazioni a basso costo invece che all’attivazione di centrali a gas naturale, più costose. L’aumento di 1,2TWh delle importazioni ha quasi compensato la diminuzione di 1,4TWh della generazione a gas.

Molte delle Balancing Area Authorities confinanti con CAISO dispongono di grandi quantità di rinnovabili (solare in Arizona e Nevada; grandi impianti idroelettrici in Washington e Oregon). I produttori di energia rinnovabile offrono tipicamente la loro energia a prezzi sensibilmente inferiori rispetto ai generatori termici, riducendo la probabilità che queste importazioni facciano salire i prezzi come fanno invece i generatori di picco termici.

I ricavi sono scesi sotto lo zero durante la tempesta di Natale

La flotta BESS di CAISO ha registrato il suo terzo giorno di ricavi negativi proprio a Natale — senza centrali a gas di picco a fissare prezzi di scarica elevati e senza solare a creare un minimo di prezzo a metà giornata.

Nei giorni precedenti le festività, CAISO si è affidato sempre di più alla capacità delle batterie di modificare rapidamente il proprio output. L’energia RTD è stata la principale fonte di ricavi per un terzo dei giorni di dicembre, concentrati nei periodi di bassa produzione solare.

Questi stessi giorni sono tra quelli a minor ricavo per il parco batterie: la metà di essi ha registrato meno di $30/MW-giorno. I ricavi merchant totali sono stati così bassi in questo periodo perché l’arbitraggio energetico IFM non ha contribuito come di consueto. I ricavi day-ahead sono diventati negativi in quattro giorni di dicembre.

Questo dimostra che la relazione simbiotica tra solare e batterie può essere un’arma a doppio taglio. Le batterie possono compensare la mancanza di generazione solare — sia in termini di stabilità di rete sia per rafforzare i propri ricavi — ma non abbastanza da colmare completamente il divario.

​I ricavi delle batterie a dicembre 2025 hanno generalmente seguito un trend negativo nel corso del mese, in parallelo al calo della generazione a gas. Questo indica che il gas naturale è stato progressivamente sostituito come generatore marginale dalle importazioni (e dalle batterie, nei periodi di picco) man mano che il mese avanzava.

Nonostante il maltempo estremo, non si è mai verificata scarsità di energia

Gli eventi meteorologici sono una condizione necessaria ma mai sufficiente per periodi di grandi guadagni per il parco batterie CAISO.

Dopo mesi di clima mite e ricavi delle batterie stabili in California, uno shock importante non ha portato a prezzi estremi. Solo cinque giorni hanno visto uno spread TB4 superiore a $100/MW. In realtà, due dei giorni con il meteo più intenso, il 23 e il 24 dicembre, hanno registrato i due spread TB4 più bassi nella storia di CAISO: $25,51/MW e $26,58/MW rispettivamente.

La domanda non aumenta durante le piogge, e sebbene la generazione solare sia scesa, le importazioni a basso costo sono riuscite a colmare il divario in quei giorni.

​Gli spread TB sono diminuiti costantemente a metà mese, man mano che il gas naturale usciva dal mix di offerta e CAISO importava più rinnovabili per compensare.

​Durante il picco delle piogge e delle alluvioni — il 23 e 24 dicembre — il tipico canyon dei prezzi si è quasi invertito. I prezzi di metà giornata hanno superato quelli delle prime ore del mattino e il prezzo di picco serale era solo $10/MWh superiore a quello pomeridiano — portando ai due spread TB4 più bassi di sempre.

Il valore mediano TB4 rilevato dalle batterie CAISO è stato di $2,2k/MW

Lo spread TB4 mediano per le batterie in SP15 e ZP26 si è attestato a $2,2k/MW; superiore al massimo potenziale di arbitraggio di $2k/MW visto in NP15 (dall’unità Mustang di MN8 Energy). È il secondo mese consecutivo in cui ZP26 non è un outlier evidente in termini di opportunità di arbitraggio, come invece era stato nel 2025. In tutte e tre le zone, il TB4 mediano a dicembre 2025 è stato inferiore del 30% rispetto a novembre 2025.