As receitas merchant para sistemas de armazenamento de energia em baterias fecharam em US$2,54/kW-mês em setembro de 2025.

Praticamente não houve alteração nas receitas médias das baterias entre agosto e setembro deste ano. No entanto, US$2,54/kW-mês representa uma queda de 45% nas receitas em relação a setembro de 2024.

​Uma forte redução nas oportunidades de arbitragem no Mercado Integrado Antecipado – o Day-Ahead Market do CAISO – pressionou as receitas para baixo. O spread Top-Bottom (TB4) do mercado day-ahead de 4 horas diminuiu 44% em relação ao ano anterior. Historicamente, as receitas merchant de BESS no CAISO têm forte correlação com o spread TB4.

Resumo Executivo

• As receitas merchant caíram 45% em relação ao ano anterior, para US$2,54/kW-mês, impulsionadas principalmente por uma queda de 44% nos spreads de arbitragem day-ahead, já que uma menor demanda de pico ano a ano resultou em preços de pico mais baixos.
• Apesar das condições favoráveis para volatilidade de preços – incluindo preços do gás 72% mais altos e 11% mais geração solar de pico – a carga máxima de setembro de 2025 caiu 10,8%, para 42,2 GW.
• BESS agora descarregam mais de 8GW durante os picos noturnos – 65% da capacidade da frota.

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Todos os fatores que normalmente ampliam os spreads de preços apontavam para spreads maiores do que em setembro de 2024. Mesmo assim, os TBs do DA do CAISO ficaram em apenas US$114/MW no mês passado; abaixo dos US$203/MW do ano anterior.

​As médias de carga e carga líquida 24h ficaram mais altas em setembro de 2025, o que teoricamente deveria pressionar os preços da energia para cima.

A produção máxima de energia solar em um dia aumentou 11%, o que pressiona os preços do meio-dia para baixo.

E os custos do gás natural, medidos pelo índice de preços de combustível do CAISO, subiram US$1,2/MMBtu, tornando a geração das usinas a gás mais cara.

Mas esses são apenas valores médios. A maior carga registrada no CAISO em cada mês caiu de 47,3 GW em setembro de 2024 para 42,2 GW em setembro de 2025 (-10,8%). Como a carga nunca superou 42,3 GW no mês passado, não houve oportunidade para o gás natural ou baterias definirem preços marginais elevados durante a rampa do início da noite.

Além disso, esses fatores também foram amplamente compensados pelo aumento da flexibilidade proporcionado pela maior presença de capacidade de armazenamento em baterias.

Sistemas de armazenamento de energia em baterias exportam regularmente mais de 8GW à noite

Embora os BESS não tenham conseguido aproveitar eventos de escassez para aumentar receitas, continuam a transformar significativamente a rede do CAISO.

Em uma noite típica no CAISO, baterias em escala de rede exportam mais de 8GW de energia em seu pico. Isso representa 65% da capacidade total instalada da frota e 26% da carga líquida no mesmo horário.

Os BESS na Califórnia conseguem manter esse nível de exportação durante toda a noite, já que a maioria das baterias tem duração de quatro horas. Juntas, as baterias que operam no CAISO normalmente exportam 33 GWh de energia para a rede todas as noites.

Curiosamente, as exportações de BESS não se limitam aos períodos de pico de carga líquida. Por exemplo, em alguns momentos entre meia-noite e 1h da manhã, os BESS descarregam mais de 1GW de energia.

O CAISO enfrenta as rampas de carga líquida mais acentuadas do país, e as baterias são essenciais para gerenciá-las.

Os BESS desempenham seu papel na estabilização da rede. Ao meio-dia, a carga efetiva (carga líquida mais carregamento de BESS) subiu de 10GW para 11,5GW (+15%), enquanto a carga líquida caiu de 5,8GW para 5,2GW (-10%).

Índice CAISO ME BESS | Setembro de 2025: US$2,54/kW-mês

As receitas de agosto com serviços ancilares e arbitragem de energia totalizaram apenas US$2,54/kW-mês. Sem períodos de escassez de energia, as oportunidades de receita – e as receitas obtidas – foram muito consistentes dia após dia: as receitas diárias permaneceram entre US$34/MW-dia e US$128/MW-dia.

​As receitas do ano passado apresentaram comportamento bem diferente. Os BESS ganharam US$1.115/MW em 5 de setembro de 2024 — um quarto do total do mês e quase metade das receitas obtidas em setembro de 2025.

As receitas excepcionais de 5 de setembro de 2024 estão diretamente ligadas à dinâmica discutida anteriormente. A carga de pico naquela noite atingiu 47,3 GW, forçando o CAISO a despachar seus recursos de geração mais caros. Com a demanda pressionando os limites de oferta no mercado day-ahead, as baterias aproveitaram preços de escassez próximos de US$600/MWh.

Esse tipo de oportunidade de alta margem esteve totalmente ausente em setembro de 2025, quando a carga de pico nunca superou 42,3 GW.

Receitas IFM para armazenamento de energia em baterias caíram ano a ano, mas ainda são a principal fonte merchant

As receitas do IFM – ou Mercado Day-Ahead – continuam a representar a maior parte das receitas merchant para armazenamento de energia em baterias no CAISO; 71% em setembro de 2025. Isso representa uma queda em relação aos 81% do ano anterior. Em termos de receita, a contribuição da arbitragem IFM diminuiu em US$1,93/kW-mês.

A receita de todos os quatro serviços ancilares também diminuiu, totalizando uma redução de US$0,41/kW-mês. Os aumentos de receita com energia RTD quase compensaram essa mudança, aumentando US$0,27/kW-mês. Esse crescimento das receitas RTD é uma tendência recente no CAISO – possivelmente como resultado de BESS “sombreando” seus lances.

​O preço da energia day-ahead do CAISO nunca atingiu US$100/MWh em setembro de 2025

O ambiente de preços contido em setembro de 2025 reflete uma mudança fundamental na dinâmica de oferta e demanda do CAISO. O preço máximo da energia day-ahead do mês ficou consistentemente abaixo de US$100/MWh – um forte contraste com setembro de 2024, quando os preços ultrapassaram US$200/MWh por várias horas durante os eventos de escassez de 4 a 6 de setembro.

​A ausência de picos de preços em 2025 reflete as condições de oferta e demanda fundamentalmente diferentes já discutidas: sem carga de pico acima de 42,2 GW, as usinas de gás natural de pico mais caras nunca precisaram ser despachadas, e o preço marginal nunca entrou em território de escassez.

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Oportunidades regionais de arbitragem para armazenamento de energia em baterias divergem significativamente na Califórnia

A zona central ZP26 da Califórnia continua oferecendo a oportunidade de arbitragem mais consistente para operadores de baterias, com spreads TB4 cumulativos medianos de US$5,7 mil/MW em setembro de 2025 — quase o dobro do valor de NP15 e SP15.

Essa hierarquia regional reflete restrições de transmissão que criam separação de preços entre as zonas. A posição de ZP26 no vale central da Califórnia a coloca no cruzamento de grandes corredores de transmissão, onde a congestão durante as rampas noturnas cria escassez localizada que eleva os preços acima das regiões vizinhas.