Las baterías a escala de red en CAISO obtuvieron $3.70/kW-mes por arbitraje de energía y servicios auxiliares en marzo de 2026. Esto casi duplicó los $1.89/kW de febrero (+96%), poniendo fin a tres meses de ingresos estancados por debajo de $2/kW. En comparación anual, los ingresos de las baterías cayeron $1.55/kW (-29%) frente a los $5.25/kW de marzo de 2025.

Para los operadores que dependen de ingresos en el mercado merchant, el mes confirmó que el clima estacional aún puede generar retornos significativos, pero que la tendencia anual de reducción de diferenciales no se ha revertido.

Una ola de calor a mediados de mes impulsó la recuperación. Una cúpula de calor se asentó sobre el suroeste del 16 al 20 de marzo, elevando las temperaturas entre 20 y 30°F por encima de los valores normales de la temporada. Las temperaturas en todo el territorio de CAISO promediaron 60°F durante el mes, 11°F más cálidas que en marzo de 2025. Ese calor incrementó la demanda en un 7% interanual.

Combinado con un 27% más de generación solar, esto restauró la forma diaria de precios que se había comprimido durante el invierno, aunque el diferencial entre los precios máximos y mínimos aún se redujo en comparación con marzo de 2025.

El Mercado Integrado a Plazo (IFM) explicó $0.81/kW de la caída anual de $1.55/kW, es decir, el 52% del total. Es una proporción menor que en meses recientes, cuando el IFM representó entre el 70% y 90% de las caídas. La energía FMM contribuyó con $0.44/kW (28% de la caída) y los servicios auxiliares con $0.27/kW (18%). Dentro de los servicios auxiliares, los precios de regulación descendente colapsaron de $7.73/MWh a $3.34/MWh (-57%), explicando la mayor parte de la caída en AS. La energía RTD estuvo casi plana interanual, cayendo solo $0.03/kW.

Puntos clave

• Los $3.70/kW de marzo fueron los ingresos mensuales más altos desde octubre de 2025 ($2.99/kW) y casi el doble de los $1.89/kW de febrero. El paso de los diferenciales comprimidos del invierno a los días más largos y noches cálidas de la primavera debería mantener formas de precios diarios más amplias durante el verano, aunque el crecimiento de la flota limita el potencial alcista.
• Los diferenciales mensuales TB4 bajaron a $4.5k/MW desde $7.2k/MW hace un año, pero la brecha zonal prácticamente desapareció: NP15, SP15 y ZP26 estuvieron dentro de $200/MW entre sí, comparado con una brecha de $1.8k/MW en marzo de 2025. Para los operadores que evalúan nuevos sitios, las primas de localización ya no son un diferenciador confiable para los ingresos merchant.
• La carga neta promedio alcanzó -2.2GW en su mínimo diario, bajando desde +100 MW en marzo de 2025. Las baterías y renovables ahora superan rutinariamente la demanda total durante las horas pico solares, comprimiendo los precios de carga del mediodía. El caso merchant para nuevas BESS depende cada vez más de que persistan esas ventanas de precios negativos, pero el propio crecimiento de la flota las está reduciendo.

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Una ola de calor a mitad de mes restauró los diferenciales de arbitraje

Los valores diarios promedio de TB4 bajaron de $232/MW a $144/MW interanual. El mes no fue débil de forma uniforme. Durante las dos primeras semanas, los diferenciales diarios de TB4 promediaron $140/MW, igualando los niveles comprimidos de enero y febrero. Las máximas diarias promediaron 65°F del 1 al 7 de marzo, y la nubosidad redujo el pico solar varios días.

Luego, una cúpula de calor se asentó sobre el suroeste. Del 16 al 20 de marzo, las máximas diarias superaron los 79°F en las estaciones meteorológicas de California, alcanzando un máximo de 87°F el 20 de marzo. El Valle de San Fernando llegó a los 100-102°F. Los diferenciales diarios promedio de TB4 saltaron a $179/MW en ese periodo, un 28% por encima del promedio mensual. El 20 de marzo generó $254/MW en ingresos diarios, el día más alto desde septiembre de 2025.

La mayor demanda elevó los precios vespertinos a medida que las plantas de gas despachaban para cubrir la carga. La generación solar, un 27% superior interanual, profundizó al mismo tiempo el valle del mediodía. El resultado fue una oscilación diaria de precios más amplia en la segunda mitad respecto a la primera, impulsada totalmente por el día atípico del 20 de marzo. Esta división en dos periodos ilustra cuánto dependen los ingresos de primavera de eventos meteorológicos episódicos y no de formas estructurales de precios.

Ambos extremos del diferencial de precios se redujeron, pero los precios vespertinos cayeron más

Los precios vespertinos del IFM promediaron $33.32/MWh, un 28% menos que los $46.43/MWh de marzo de 2025. Los precios de carga del mediodía cambiaron de signo, de -$5.32/MWh a $0.95/MWh. El lado de la descarga cayó más rápido, comprimiendo el diferencial TB4 total de $232/MW a $144/MW.

Hay un solo cambio del lado de la oferta que mantuvo un techo en los precios vespertinos.

La flota de baterías de CAISO descargó más agresivamente después de las 5pm, con exportaciones vespertinas totales promedio subiendo de 22.4GWh a 37.4GWh. Este aumento del 67% desplazó en gran medida las importaciones en las primeras horas de la tarde, pero a medida que bajó el estado de carga de la flota, CAISO dependió de sus áreas vecinas para cubrir la demanda nocturna. El Mercado Extendido a Plazo (EDAM) se lanza en mayo y aumentará estos flujos entre regiones. Los ingresos por descarga vespertina seguirán viendo presión a la baja debido a esta competencia creciente.

En el lado de la carga, la generación solar aumentó un 27% (de 127 a 163GWh) y el pico instantáneo de energía solar subió un 13% hasta 17.8GW. Más solar profundizó aún más el valle del mediodía.

Sin embargo, la demanda de carga de baterías absorbió gran parte de ese excedente. Los volúmenes de carga aumentaron un 52% interanual (de 33 a 51GWh). El número de horas con precios negativos en el promedio de buses cayó de 165 a 110 como resultado. Las baterías están elevando los precios del mediodía al consumir el mismo excedente del que se cargan, un bucle de retroalimentación que limita cuán barato puede llenar almacenamiento la flota.

La carga neta promedio en su mínimo diario se profundizó a -2.2GW, desde +100 MW en marzo de 2025. La carga efectiva (carga neta más carga de BESS) subió un 8% a 6.5GW. Las baterías están fijando cada vez más el piso de precios del mediodía en lugar de responder a él.

Los diferenciales zonales convergieron mientras la flota de baterías se expandía

La compresión también se reflejó geográficamente. En marzo de 2025, SP15 y ZP26 registraron TB4 mensuales de $7.9k/MW, mientras que NP15 quedó rezagada con $6.1k/MW. Un año después, las tres zonas produjeron diferenciales casi idénticos: ZP26 con $4.6k/MW, SP15 con $4.5k/MW y NP15 con $4.4k/MW.