Las baterías a escala de red en CAISO obtuvieron $2.55/kW-mes en junio de 2026.

Esto representa una disminución del 4.6% respecto a los $2.67/kW de mayo y $0.52/kW menos que los $3.07/kW de junio de 2025, una caída interanual del 16.9%.

Los ingresos se mantienen alrededor de $2.5-2.7/kW por tercer mes consecutivo.

Las temperaturas máximas diarias promediaron 82.3°F frente a 83.0°F del año anterior, y las mínimas se mantuvieron en 55.4°F frente a 55.3°F. Con temperaturas estables, la presión vino del lado de la oferta.

La generación eólica aumentó un 31.5% interanual mientras que SunZia, con sede en Nuevo México, sigue presionando a la baja los precios.

Los recargos por emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) han comenzado a registrar precios distintos de cero por primera vez desde su lanzamiento en 2013. El resultado es un aumento de precios durante las horas fuera de la generación solar, permitiendo que las baterías se beneficien de precios más altos de descarga en picos.

El cambio en los recargos de GEI es consecuencia de las mejoras de mercado introducidas en mayo de 2026 junto con el Mercado Extendido de Día Anterior (EDAM) de CAISO.

En los Servicios Auxiliares, los precios de Regulation Down cayeron de $5.36/MWh a $3.07/MWh, una caída del 42.7%.

Lea el informe del mes pasado aquí.

Los diferenciales de precios TB4 de CAISO se comprimieron un 14% interanual

Los diferenciales diarios promedio Top-Bottom de cuatro horas (TB4) bajaron de $135/MW a $116/MW interanual.

El día más fuerte de junio de 2026 fue el 21 de junio con $159/MW. El día más débil, el 24 de junio, registró solo $64/MW.

Los precios en el horario pico de las 7pm en el mercado de día anterior promediaron $35/MWh, una caída del 32.9% desde los $52/MWh de junio de 2025.

Los precios de carga al mediodía bajaron a $7.04/MWh en el punto mínimo de las 2pm, desde $16.55/MWh hace un año.

Ambos extremos del diferencial bajaron, mientras que el lado de la descarga absorbió la mayor parte de la compresión.

Los recargos de GEI de CAISO en las importaciones sumaron en promedio $2.9/MWh a los precios pico de descarga, lo que representa un 11% del total de $2.55/kW-mes que obtuvo la flota en junio.

Los recargos de GEI ahora están separados del componente de Energía de los LMP, tras los cambios introducidos en mayo de 2026 junto con las Mejoras del Mercado de Día Anterior (DAME).

Antes del cambio, el recargo de cap-and-trade aparecía como un valor negativo en las ofertas de generadores en áreas no reguladas por GEI.

Ahora, los generadores en el WECC pueden añadir el componente GEI como positivo en sus ofertas para abastecer la demanda en Washington y California.

La demanda máxima de CAISO se mantuvo estable en 31.6GW

La demanda promedio aumentó un 0.8% interanual a 25.2GW desde 25.0GW. La demanda máxima solo subió un 1.0%, a 31.6GW desde 31.3GW. El mínimo diario se mantuvo en 20.6GW.

Esto es resultado de que las temperaturas se mantuvieron alineadas con las del año pasado.

Las máximas (82.3°F) y mínimas (55.4°F) diarias promedio se ubicaron dentro de un grado respecto a junio pasado.

La demanda neta muestra una diferencia más marcada. El mínimo diario se profundizó a -3.2GW desde -1.4GW, mientras que el máximo diario bajó a 26.0GW desde 26.8GW. El mayor incremento nocturno del mes fue de 11,543MW a las 7pm del 21 de junio, un 13.8% más alto que el pico del año pasado.

La demanda efectiva (demanda neta más carga de BESS) se mantuvo en 3.5GW, igual que en junio de 2025. La demanda de carga creció en línea con el mayor valle de la demanda neta.

Dado que la demanda máxima solo subió un 1.0%, la desaparición de horas de altos precios provino de la oferta absorbiendo la tarde, más que de una menor demanda.

SunZia impulsa la generación eólica un 31.5%, mientras la limitación modera el crecimiento solar al mediodía

Las exportaciones de baterías de CAISO subieron de 36.33 a 48.51 GWh por día, un aumento del 33.5%. El mayor volumen de descarga coincidió con la caída del 32.9% en los precios pico nocturnos.

La caída de precios en picos está estrechamente relacionada con el aumento del 31.5% en la generación eólica (de 79.9 a 105.0GWh diarios) gracias a la integración de 3.5 GW de SunZia a la matriz energética de CAISO, como se reportó en meses anteriores.

SunZia incrementa la generación eólica principalmente durante la noche porque CAISO solo cuenta con 2,131 MW de derechos de transmisión frente a los aproximadamente 3,167 MW que se le asignaron, y la mayor parte de su energía fluye al estado cuando no hay excedente solar.

El proyecto muestra lo que depara el futuro para CAISO. Con los proyectos eólicos marinos Humboldt y Mora Bay previstos para principios de la década de 2030, los operadores de baterías pueden esperar precios pico más bajos en las épocas más ventosas del año.

Por el lado de la carga, la generación solar aumentó un 4.7% interanual (de 220.7 a 231.0GWh diarios), y la producción solar instantánea máxima alcanzó 23.0GW, frente a 21.5GW. El volumen de carga de baterías subió un 33.3% (de 41.89 a 55.86GWh diarios). Las horas con precios negativos se triplicaron de 19 a 66.

A pesar del despliegue continuo de proyectos solares en California, la generación no ha crecido mucho.

Esto es consecuencia del aumento de la limitación, que alcanzó un promedio récord de 4.8 GW en los últimos tres meses.

Los precios al mediodía suben $20/MWh en el sur, cerrando la brecha NP15-SP15

NP15 bajó de $124/MW a $112/MW, SP15 de $160/MW a $132/MW, y ZP26 de $171/MW a $132/MW.

ZP26 experimentó la mayor compresión, con los tres hubs disminuyendo respecto al año pasado.

La prima SP15-NP15 se redujo de $36/MW a $20/MW.