​I sistemi di accumulo di energia a batteria su scala utility in CAISO hanno registrato i ricavi merchant più bassi di sempre a dicembre 2025. In media, una batteria grid-scale 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 solitamente la stagione meno redditizia per il parco batterie di CAISO. I centri di domanda della California si trovano in aree con inverni miti. L’assenza di forti variazioni di domanda dovute alla temperatura mantiene i prezzi dell’energia su livelli moderati durante tutta la giornata.

Questo limita il potenziale di arbitraggio energetico, che rappresenta la principale fonte di ricavo per le batterie grid-scale di CAISO.

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

Le batterie grid-scale in CAISO hanno ottenuto il 70% dei loro ricavi merchant dall’arbitraggio nel Integrated Forward Energy Market (IFM; il mercato day-ahead di CAISO) negli ultimi due anni. Questa dipendenza fa sì che quasi tutti i cali di ricavi siano riconducibili al mercato IFM. Il 96%, ovvero $1,03/kW, della diminuzione totale dei ricavi è dovuto ai minori ricavi IFM.

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

I cali anno su anno degli spread TB sono stati una costante in CAISO negli ultimi mesi (ad esempio novembre, ottobre e settembre). Queste riduzioni sono dovute principalmente al minor numero e all’intensità più bassa degli eventi meteorologici nel 2025.

Non è però questo il caso per la riduzione anno su anno dei ricavi BESS di 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

Per la prima settimana di dicembre, la Tule Fog ha raggiunto Bakersfield e ridotto la produzione di energia dai siti solari vicini. Nell’ultima settimana, forti piogge hanno allagato gran parte del sud dello stato.

Il risultato finale?

La generazione solare è diminuita rispetto all’anno precedente nonostante 1GW di nuova capacità installata. La produzione totale è scesa del 2% (2,69TWh → 2,64TWh), mentre il picco medio giornaliero è calato del 3% (12,31GW → 11,98GW).

La forte presenza del solare nel mix di generazione CAISO abbassa i prezzi dell’energia a mezzogiorno, spesso in territorio negativo o quasi nullo. Questo crea un ampio divario tra i prezzi che le batterie pagano per caricarsi e i ricavi che ottengono scaricando durante il picco serale. Ma quando il solare manca — come a dicembre 2025 — quel divario si riduce 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, privilegiando importazioni più economiche. La produzione totale delle centrali a gas è scesa da 5,75TWh di dicembre 2024 a 4,33TWh un anno dopo (-24,7%). Con meno produzione e un profilo giornaliero più piatto, le centrali a gas sono state il generatore marginale meno spesso.

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

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

​CAISO si è affidato a importazioni a basso costo invece di attivare centrali a gas naturale più costose. L’aumento di 1,2TWh nelle importazioni ha quasi compensato il calo di 1,4TWh nella produzione 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 rinnovabili solitamente offrono la loro energia a prezzi molto inferiori rispetto ai generatori termici, riducendo la probabilità che queste importazioni facciano impennare i prezzi come fanno invece i picchiatori termici.

I ricavi sono scesi sotto zero durante la tempesta di Natale

La flotta BESS di CAISO ha registrato il suo terzo giorno in assoluto di ricavi negativi a Natale — senza picchiatori a gas a fissare prezzi di scarica elevati e senza solare a creare un minimo dei prezzi a mezzogiorno.

Nei giorni precedenti la festività, CAISO si è affidato sempre più alla capacità delle batterie di modificare immediatamente la propria produzione. L’RTD Energy è stata la principale fonte di ricavo per un terzo dei giorni di dicembre, concentrati nei periodi con poco solare.

Gli stessi giorni sono tra i meno redditizi per la flotta di batterie: la metà di essi ha registrato meno di $30/MW-giorno. I ricavi merchant totali sono stati così bassi in questo periodo del mese perché l’arbitraggio IFM non ha contribuito come di consueto alla composizione dei ricavi. 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 che rafforzando i propri ricavi — ma non abbastanza da colmare completamente il divario.

​I ricavi delle batterie per dicembre 2025 hanno generalmente seguito un trend discendente nel corso del mese, in parallelo con il calo della produzione a gas. Questo indica che il gas naturale è stato sostituito come generatore marginale dalle importazioni (e dalle batterie, nei periodi di picco) con il passare delle settimane.

Nonostante il meteo estremo, non si è mai verificata scarsità energetica

Gli eventi meteorologici sono una condizione necessaria ma non sufficiente per periodi di grandi guadagni per la flotta di batterie CAISO.

Dopo mesi di clima mite e ricavi stabili per le batterie in California, uno shock importante non ha prodotto 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 della storia di CAISO: $25,51/MW e $26,58/MW rispettivamente.

La domanda non aumenta durante le tempeste di pioggia, e anche se la produzione solare cala, le importazioni a basso costo possono colmare il gap in quei giorni.

​Gli spread TB sono calati costantemente a metà mese, quando il gas naturale è uscito dal mix di offerta e CAISO ha importato più rinnovabili per compensare.

​Durante il picco delle piogge e delle alluvioni — il 23 e il 24 dicembre — il tipico canyon dei prezzi si è quasi invertito. I prezzi di mezzogiorno 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 visto dalle batterie CAISO è stato di $2,2k/MW

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