Se espera que las diferencias de precios en CAISO aumenten a $240-270/MWh para 2030, desde $160/MWh en 2025. Luego, estas diferencias disminuirán, estabilizándose en $90-100/MWh hacia 2050.

A corto plazo, el crecimiento de la demanda en toda la Interconexión Occidental está preparado para aumentar los precios máximos.

En la década de 2030, las baterías reemplazarán a los generadores de gas natural que se retiran como generación despachable. La capacidad eólica y solar crecerá para cumplir los objetivos de carbono del estado, lo que provocará una disminución de los precios mayoristas. Sin embargo, los precios máximos podrían caer más rápido que los precios del mediodía, comprimiendo las diferencias a largo plazo.

Con el Mercado Extendido del Día Anterior (EDAM) de CAISO programado para entrar en funcionamiento en mayo de 2026, las Autoridades de Balanceo (BAs) vecinas comenzarán a tener un mayor impacto en los precios mayoristas de la electricidad en California.

Puntos clave

• El crecimiento de la demanda de centros de datos (3,5 GW en California) y manufactura en todo el WECC elevará los precios máximos y llevará las diferencias TB4 a $240-270/MWh para 2030.
• Las diferencias TB4 disminuyen durante la década de 2030 a medida que las baterías reemplazan a las unidades de gas natural retiradas y la eólica marina reduce los precios nocturnos, estabilizándose en $90-100/MWh para 2050.
• Los generadores solares ofertan a su costo marginal impulsado por los Certificados de Energía Renovable (REC), presionando a la baja los precios del mediodía en CAISO. Este piso se mantiene hasta 2050.
• Diablo Canyon, la última central nuclear de California, probablemente reciba su tercera extensión, continuando su operación más allá de 2050.

Las diferencias de precios aumentan a corto plazo y luego caen en la década de 2030

Las diferencias de precios de cuatro horas (TB4) en la jurisdicción de Southern California Edison (SCE) promediaron $160/MWh en 2025. Esto marca la oportunidad de arbitraje disponible para el 70% de las baterías a escala de red de California.

La volatilidad de los precios en CAISO ha vuelto a los promedios vistos antes del aumento global de los precios del gas natural en 2022 tras el conflicto entre Ucrania y Rusia. Esta misma caída en los precios del gas ha significado que los promedios de todo el día (ATC) hayan seguido una tendencia similar, cayendo a $35-40/MWh el año pasado.

Pero de cara al futuro, se espera que las diferencias TB4 vuelvan a subir a $240-270/MWh durante el resto de esta década, antes de comenzar su descenso gradual a mediados de la década de 2030, estabilizándose en $90-$100/MWh hacia 2050.

Las tendencias en la curva de precios de California durante los próximos 25 años pasarán por tres etapas: entre hoy y 2030, hasta 2040 y luego hasta 2050.

​2026-2030: El gran crecimiento de la demanda en el Oeste eleva los precios máximos

En los próximos cinco años, el crecimiento de la demanda aumentará las horas de operación de las antiguas flotas de gas natural en toda la Interconexión Occidental. Como resultado, los precios máximos nocturnos y vespertinos suben, elevando el extremo superior de la diferencia TB4.

En California, los nuevos centros de datos podrían añadir 3,5 GW de demanda máxima, diez veces más que la capacidad actual. El 90% de esta capacidad estaría en la jurisdicción de Pacific Gas and Electric (PG&E) que cubre el norte de California.

Pero el nuevo crecimiento en las BAs vecinas en toda la Interconexión Occidental también impulsará los precios de la energía en CAISO. Sus efectos serán aún más notorios después de que el Mercado Extendido del Día Anterior (EDAM) de CAISO entre en funcionamiento en mayo de 2026.

Se espera que el crecimiento de la demanda en el WECC sea el doble de rápido que en California.

Los nuevos centros de datos, la manufactura emergente de semiconductores y baterías, y la electrólisis de hidrógeno son las mayores fuentes de crecimiento de la demanda. Este cambio en la curva de demanda ayuda a explicar el aumento de los precios máximos entre 2026 y 2030.

2030-2040: Los precios máximos caen a medida que se retiran las plantas de gas natural

En la década de 2030, los precios máximos caen rápidamente a medida que se retiran los generadores de gas natural y los precios de la energía se desacoplan de los mercados de gas. Luego, las baterías reemplazan estas unidades como generación despachable para satisfacer la necesidad de rampas de carga neta de CAISO al amanecer y al atardecer.

La solar sigue dominando el stack diario de generación, reduciendo los precios del mediodía.

Estos generadores reciben ingresos de las empresas eléctricas como parte de sus Acuerdos de Compra de Energía (PPA) por proveer Certificados de Energía Renovable (REC). Estas empresas reclaman los créditos para alcanzar el 60% de energía limpia en 2030, según los Estándares de Cartera Renovable (RPS) de California.

A medida que continúa la competencia entre generadores solares, las unidades ofertan más cerca de su costo marginal de producción para cumplir con los términos de sus PPA y asegurar los créditos, acercando los precios del sistema al mediodía al precio de estos REC.

La capacidad eólica en el norte de California sigue creciendo a principios de la década de 2030, especialmente con la introducción de la eólica marina flotante. Los dos principales desarrollos eólicos marinos programados en el WECC ADS incluyen Humboldt (900 MW) y Morro Bay (2.900 MW), con fechas de entrada entre 2032 y 2034.

La principal incertidumbre es el riesgo de políticas federales. Las órdenes de suspensión de proyectos eólicos marinos en la Costa Este por parte de la actual administración pueden señalar una oposición más amplia. Morro Bay y Humboldt aún están en etapas tempranas de desarrollo, habiendo recibido concesiones en 2022 y sin construcción iniciada.

Si estos proyectos se completan con éxito, no recibirán los Créditos Fiscales a la Producción (PTC) federales de la Ley de Reducción de la Inflación. El fin acelerado de los PTC introducido en la Ley OBBBA significa que los generadores eólicos que entren en operación después de 2027 no serán elegibles. Sin embargo, seguirán presionando a la baja los precios mayoristas al ofertar al precio mínimo impulsado por los REC de sus PPA.

2040-2050: Las baterías suavizan la curva duck de CAISO

A medida que la Interconexión Occidental continúa electrificándose, las Autoridades de Balanceo de todo el WECC prevén que la demanda crezca un 1,2% anual en los próximos 25 años, más del doble del 0,5% de crecimiento anual compuesto esperado en CAISO.

Pero el crecimiento paralelo de renovables y baterías significa que la demanda efectiva será tanto menor como más plana en comparación con la actualidad.

Para la década de 2040, la solar y la eólica generarán promedios de carga neta tan bajos como -10 GW al mediodía. Pero a medida que la curva duck se acentúa, las baterías construidas para mitigar este efecto suavizan la curva de demanda que debe ser cubierta por otra generación despachable.

Conclusión

Para los inversores en baterías en CAISO, los próximos cinco años ofrecen el mejor entorno de arbitraje si el crecimiento de la demanda eleva los precios máximos según lo esperado. Las diferencias TB4 de $240-270/MWh hasta 2030 recompensan a los desarrolladores que puedan poner capacidad en línea antes de que comience la compresión de los spreads.

Pero después de 2035, el caso de ingresos cambia. Los contratos de Resource Adequacy proporcionarán la mayor parte de los ingresos para las baterías, como ha sucedido en los últimos dos años.

Permanecen dos incertidumbres: el crecimiento de la demanda y el desarrollo de los actuales generadores eólicos terrestres y marinos.

Si el crecimiento de la demanda de centros de datos y manufactura no cumple las expectativas, las diferencias seguirán disminuyendo desde los niveles actuales.

Y si nuevas políticas federales ponen en riesgo el desarrollo de grandes proyectos eólicos, los precios promedio durante las horas sin sol no caerán tan rápido como se espera.