Las baterías a escala de red en CAISO obtuvieron $3.70/kW-mes por arbitraje energético y servicios auxiliares en marzo de 2026. Esto casi duplicó los $1.89/kW de febrero (+96%), poniendo fin a tres meses de ingresos por debajo de $2/kW. En comparación anual, los ingresos de las baterías cayeron $1.55/kW (-29%) desde los $5.25/kW de marzo de 2025. Para los operadores que dependen de ingresos de mercado, el mes confirmó que el clima estacional aún puede generar retornos significativos, pero que la tendencia anual de disminución 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, llevando las temperaturas a 20-30°F por encima de lo normal para la temporada. Las temperaturas en toda la zona 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, restauró la forma diaria de precios que se había comprimido durante el invierno, aunque el diferencial entre el pico y el valle aún se redujo en comparación con marzo de 2025.

El Mercado Integrado a Plazo (IFM) explicó $0.81/kW de la caída interanual de $1.55/kW, o el 52% del total. Es una proporción menor que en meses recientes, cuando el IFM representó entre el 70% y el 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 de AS. La energía RTD estuvo casi plana interanual, disminuyendo solo $0.03/kW.

Puntos clave

• Los $3.70/kW de marzo fueron el ingreso mensual más alto desde octubre de 2025 ($2.99/kW) y casi el doble de los $1.89/kW de febrero. La transición de los diferenciales comprimidos del invierno a los días más largos y tardes más 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 cayeron a $4.5k/MW desde $7.2k/MW hace un año, pero la brecha zonal casi desapareció: NP15, SP15 y ZP26 se ubicaron todos dentro de $200/MW entre sí, en comparación con una brecha de $1.8k/MW en marzo de 2025. Para los operadores que evalúan nuevos sitios, las primas de ubicación ya no son un diferenciador confiable respecto a los ingresos de mercado.
• La carga neta promedio alcanzó -2.2GW en su mínimo diario, frente a +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 al mediodía. El caso de mercado 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 cayeron de $232/MW a $144/MW interanual. El mes no fue uniformemente débil. 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 en 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 los 87°F el 20 de marzo. El Valle de San Fernando llegó a 100-102°F. Los diferenciales diarios promedio de TB4 saltaron a $179/MW en este 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.

Una mayor demanda elevó los precios vespertinos a medida que las plantas de gas se despachaban para cubrir la carga. La generación solar, un 27% superior interanual, profundizó simultáneamente el valle al mediodía. El resultado fue una mayor oscilación diaria de precios en la segunda mitad del mes respecto a la primera, impulsada totalmente por el día atípico del 20 de marzo. La división en dos periodos ilustra cuánto dependen los ingresos primaverales de eventos climáticos episódicos más que de formas estructurales de precios.

Ambos lados del diferencial de precios se estrecharon, 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 al mediodía cambiaron de signo, de -$5.32/MWh a $0.95/MWh. El lado de la descarga cayó más rápido, comprimiendo el diferencial TB4 de $232/MW a $144/MW.

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

La flota de baterías de CAISO descargó de manera más agresiva después de las 5pm, con exportaciones vespertinas promedio que aumentaron de 22.4GWh a 37.4GWh. Este aumento del 67% desplazó en gran parte las importaciones en las primeras horas de la tarde, pero a medida que el estado de carga de la flota disminuía, CAISO dependía de sus áreas vecinas de balance para cubrir sus necesidades nocturnas de energía. El Mercado Extendido de Día Adelantado (EDAM) se lanzará en mayo y aumentará estos flujos entre regiones. Los ingresos por descarga vespertina enfrentarán una compresión continua debido a esta mayor competencia.

Por el lado de la carga, la generación solar aumentó un 27% (de 127 a 163GWh) y el pico instantáneo de generación solar subió un 13% hasta 17.8GW. Más solar profundizó aún más el valle al 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 al mediodía al consumir el mismo excedente del que se cargan, un bucle de retroalimentación que limita cuán barato puede llenarse el almacenamiento de 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 BESS) subió un 8% hasta 6.5GW. Las baterías están estableciendo cada vez más el piso de precios al mediodía en lugar de responder a él.

Los diferenciales zonales convergieron a medida que se expandió la flota de baterías

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