Las baterías a gran escala 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 por debajo de $3/kW en lo que va del año.

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 del atardecer 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 producción máxima gracias a la entrada en operación del sitio 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 a esa hora, mientras que vientos nocturnos y vespertinos más fuertes mantuvieron los precios nocturnos 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 los TB4 cayó de $189/MW a $123/MW interanual. 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 el lado de la descarga.

Los precios de la energía en el mercado Day-Ahead durante la tarde promediaron $24/MWh en el pico de las 7pm, 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 valle de las 2pm.

A diferencia del mes pasado, la compresión de los diferenciales no fue resultado de temperaturas más altas.

Las temperaturas máximas (66.1°F) y mínimas (43.2°F) diarias promedio estuvieron dentro de un grado respecto a abril pasado, y los días-grado de calefacción fueron 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 marcó la diferencia.

La producción eólica creció un 32% y redujo los precios nocturnos

La producción eólica en CAISO subió 31.6%, mientras que la generación solar cayó un 6.5% interanual.

El cambio en la mezcla renovable permitió que el viento desempeñara un papel más importante después del atardecer, mientras que la solar se quedó atrás al mediodía. El resultado fue un perfil de precios más plano y picos nocturnos más suaves.

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

Parte de esto es resultado de que el sitio 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 suprimir 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 prevé que entren en operación en el norte de California a principios de la década de 2030. Su incorporación continuará presionando a la baja los precios mayoristas nocturnos en el largo plazo.

La carga neta promedio diaria en su mínimo 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 valle de la carga neta solo aumentó 0.5 GW, por lo que las baterías están elevando los precios del mediodía en promedio en vez de solo seguirlos.

Los diferenciales zonales colapsaron al mismo ritmo sin converger

Los diferenciales TB4 en los tres hubs de CAISO cayeron un tercio respecto a abril de 2025. NP15 fue el que más cayó, bajando 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 diferencial más alto, y NP15 el más bajo.

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 valles más profundos mantienen intacta la oportunidad de arbitraje en el sur, incluso cuando los diferenciales absolutos se han comprimido. Las baterías ubicadas en SP15 y ZP26 siguen obteniendo ganancias en la ventana de carga del mediodía que NP15 no experimenta.

Los ingresos de baterías en tiempo real se comprimieron más rápido que en el 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 la parte dominante de la pila de ofertas en todas las horas del día, reduciendo los precios mayoristas.

En abril de 2025, las ofertas en tiempo real concentraban el volumen de carga en la ventana del mediodía y el volumen de descarga en el pico de 6-8pm. La flota seguía en gran medida el horario Day-Ahead con poca desviación en tiempo real.

Ahora, en abril de 2026, el volumen de carga al mediodía subió un 40% durante las mismas horas, y el volumen de descarga al mediodía cayó a un tercio. La flota extrajo más energía en el fondo de la curva y la retuvo por más tiempo; las ofertas de descarga nocturna barata subieron a ~6,000MW a las 7pm.

Los ingresos en tiempo real cayeron un 59.8% interanual, más del doble que la caída del 27.3% en 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 del área WECC, con PacifiCorp como su primer participante.

El principal miembro del nuevo mercado occidental está dividido en dos BAAs que se 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.