Las baterías a escala de red en CAISO ganaron $2.77/kW-mes en abril de 2026. Esto está por debajo de los $3.70/kW de marzo (-25,1%) y es el tercer mes del año con ingresos por debajo de $3/kW.

Las temperaturas se mantuvieron dentro de un grado respecto a abril pasado. Con el clima neutral, la compresión de precios vino del lado de la oferta: una flota de baterías de más de 16 GW absorbió el excedente del mediodía y descargó suficiente energía después de la puesta del sol para limitar los picos nocturnos, desplazando al gas de la matriz de suministro.

La producción eólica en CAISO aumentó un 32%, alcanzando nuevos récords de generación máxima gracias a la entrada en operación del parque eólico SunZia de 3.5 GW en Nuevo México.

La generación solar cayó un 6,5% interanual. Estas dos fuerzas comprimieron ambos extremos del diferencial de precios: el mayor pico solar al mediodía elevó los precios en ese horario, mientras que los vientos nocturnos y vespertinos más fuertes mantuvieron los precios de la tarde por debajo de los picos del año pasado.

​Lee el informe del mes pasado aquí.

Los diferenciales TB4 se redujeron de $189/MW a $123/MW interanual

El promedio diario de TB4 cayó de $189/MW a $123/MW respecto al año anterior. El día más fuerte de abril de 2026 fue el 4 de abril con $169/MW, que habría sido un día por debajo del promedio en abril de 2025. El día más débil, el 25 de abril, registró solo $74/MW.

La mayor parte de las pérdidas en la oportunidad comercial de las baterías se produjo en la fase de descarga.

Los precios de la energía en el mercado Day-Ahead en la tarde promediaron $24/MWh en el pico de las 19:00, una caída del 43,7% respecto a los $43/MWh de abril de 2025.

Los precios de carga al mediodía apenas variaron, pasando de -$5.06/MWh a -$5.00/MWh en el mínimo de las 14:00.

A diferencia del mes pasado, las diferencias de temperatura año a año no tuvieron un impacto significativo en los diferenciales de precios.

Las temperaturas máximas diarias promedio (66.1°F) y mínimas (43.2°F) se mantuvieron dentro de un grado respecto a abril pasado, y los días grado de calefacción sumaron 310, apenas por encima de los 297 de abril de 2025. Con temperaturas prácticamente sin cambios, la mezcla del lado de la oferta fue la que más influyó.

La producción eólica creció un 32% reduciendo los precios vespertinos

La producción eólica en CAISO aumentó un 31,6%, mientras que la generación solar cayó un 6,5% interanual.

El cambio en la combinación renovable permitió que el viento aportara más después del atardecer, mientras que la solar disminuyó al mediodía. El resultado fue un perfil de precios más plano y picos vespertinos más suaves.

El promedio mensual de producción eólica máxima estableció un nuevo récord con 5.7 GW.

Parte de esto se debe a que el proyecto SunZia sumó 3.5 GW de producción eólica en Nuevo México tras 20 años de desarrollo.

La combinación de viento y baterías desplazando plantas de gas natural para reducir los precios en horas pico es un fenómeno que esperamos continúe en el mercado mayorista de CAISO.

Dos grandes desarrollos eólicos marinos en Humboldt (900 MW) y Morro Bay (2,900 MW) se espera que entren en operación en el norte de California a principios de la década de 2030. Sus incorporaciones seguirán presionando a la baja los precios mayoristas vespertinos a largo plazo.

La carga neta promedio en su mínimo diario se profundizó a -3.5 GW desde -3.0 GW en abril de 2025. La carga efectiva (carga neta más carga de baterías) subió a 3.6 GW desde 2.2 GW. La demanda de carga creció en 1.4 GW mientras que el mínimo de carga neta solo se profundizó en 0.5 GW, por lo que las baterías están elevando los precios del mediodía en términos netos en vez de simplemente seguirlos.

Los diferenciales zonales colapsaron al unísono sin converger

Los diferenciales TB4 en los tres hubs de CAISO cayeron un tercio respecto a abril de 2025. NP15 fue el más afectado, cayendo un 37,3% de $180/MW a $113/MW. SP15 cayó de $206/MW a $139/MW (-32,6%) y ZP26 de $208/MW a $145/MW (-30,0%). ZP26 sigue mostrando el mayor diferencial y NP15 el menor.

La prima ZP26-NP15 se amplió de $28/MW a $33/MW.

SP15 y ZP26 presentan cada uno un 40% de horas con precios negativos, en comparación con el 19% en NP15.

Los mínimos más profundos mantienen intacta la oportunidad de arbitraje en el sur, incluso cuando los diferenciales absolutos se comprimen. Las baterías ubicadas en SP15 y ZP26 siguen beneficiándose de la ventana de carga al mediodía que NP15 no experimenta.

Los ingresos en tiempo real de las baterías se comprimieron más rápido que los del mercado Day-Ahead

​Con la capacidad de almacenamiento de energía en baterías en CAISO creciendo en unos 5 GW, las ofertas Day-Ahead por debajo de $50/MWh se han vuelto predominantes en todas las horas del día, reduciendo los precios mayoristas.

En abril de 2025, las ofertas en tiempo real concentraban el volumen de carga al mediodía y el de descarga en el pico de 18:00 a 20:00. La flota seguía en gran medida el programa Day-Ahead con poca desviación en tiempo real.

Ahora, en abril de 2026, el volumen de carga al mediodía aumentó un 40% en esas mismas horas, y el volumen de descarga al mediodía cayó en dos tercios. La flota extrajo más energía en el punto más bajo de la curva y la retuvo por más tiempo; las ofertas de descarga barata en la tarde aumentaron a ~6,000MW a las 19:00.

Los ingresos en tiempo real cayeron un 59,8% interanual, más del doble que la caída del 27,3% en el mercado Day-Ahead, porque ese cambio coincidió con precios de liquidación FMM mucho más débiles.

Precios de PacifiCorp se dividen entre Este y Oeste con el lanzamiento de EDAM

​EDAM ya está activo en la mayor parte de la región WECC, con PacifiCorp como su primer participante.

El principal miembro del nuevo mercado occidental está dividido en dos BAAs que liquidan en lados opuestos de la frontera.

Los precios Day-Ahead de PacifiCorp East (PACE) promediaron $6.13/MWh en los primeros cinco días tras el lanzamiento, frente a $19.25/MWh en PacifiCorp West (PACW) y $19.04/MWh en CAISO.