Se espera que las diferencias de precios en CAISO aumenten a $240-270/MWh para 2030, desde $160/MWh en 2025. Posteriormente, 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 elevar los precios máximos.

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

Con la Extended Day-Ahead Market (EDAM) de CAISO programada 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.

Nuestra última perspectiva del mercado CAISO utiliza la versión de febrero de 2026 del Pronóstico de Precios de Energía WECC de Modo Energy, ya disponible en el Terminal.

Puntos clave

• El crecimiento de la demanda por 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 unidades de gas natural y la energía 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 los precios del mediodía en CAISO. Este piso persiste hasta 2050.
• Diablo Canyon, la última central nuclear de California, probablemente recibirá su tercera extensión, continuando su operación más allá de 2050.

Las diferencias de precios suben a corto plazo, 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 sirve de referencia para la oportunidad de arbitraje disponible para el 70% de las baterías a escala de red en California.

La volatilidad de precios en CAISO ha regresado a los promedios observados 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 provocado que los promedios de todo el día (ATC) sigan una trayectoria similar, bajando a $35-40/MWh el año pasado.

Pero mirando hacia adelante, 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.

El crecimiento de la demanda eleva las diferencias a corto plazo; luego baterías y renovables las comprimen

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 fuerte crecimiento de la demanda en el Oeste eleva los precios máximos

En los próximos cinco años, el crecimiento de la demanda incrementará las horas de operación de las antiguas flotas de gas natural en toda la Interconexión Occidental. Como resultado, los precios máximos nocturnos y vespertinos aumentan, 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 lo existente hoy. 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 a través de la Interconexión Occidental también impulsará los precios de la electricidad en CAISO. Sus efectos serán aún más notorios tras el inicio de la Extended Day Ahead Market (EDAM) de CAISO en mayo de 2026.

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

Nuevos centros de datos, manufactura emergente de semiconductores y baterías, y 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 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 electricidad se desacoplan de los mercados de gas. Luego, las baterías reemplazan estas unidades como generación despachable para cubrir la rampa de carga neta de CAISO al amanecer y al atardecer.

La energía solar sigue dominando la generación diaria, reduciendo los precios del mediodía.

Estos generadores reciben ingresos de las compañías eléctricas como parte de sus Acuerdos de Compra de Energía (PPA) por proveer Certificados de Energía Renovable (REC). Estas certificaciones son reclamadas por las utilities para alcanzar un 60% de energía limpia para 2030, según lo establecido por los Estándares de Cartera Renovable (RPS) de California.

A medida que la competencia entre los generadores solares continúa, las unidades ofertan más cerca de su costo marginal de producción para cumplir con los términos de sus PPA y asegurar que reciban los créditos, llevando los precios del sistema al mediodía más cerca del valor 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 energía 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 inicio entre 2032 y 2034.

La principal incertidumbre es el riesgo de política federal. Las órdenes de paralización de proyectos eólicos marinos en la Costa Este por parte de la administración actual 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 en marcha.

Si estos proyectos se completan exitosamente, no recibirán los Créditos Fiscales Federales a la Producción (PTC) de la Ley de Reducción de la Inflación. La eliminación acelerada de los PTC introducida en la Ley One Big Beautiful Bill (OBBBA) significa que los generadores eólicos que entren en operación después de 2027 no serán elegibles. Sin embargo, seguirán ejerciendo presión a la baja en los precios en línea con los PPA impulsados por REC.

2040-2050: Las baterías aplanan la curva del pato

A medida que la Interconexión Occidental continúa electrificándose, las Autoridades de Balanceo del WECC prevén que la demanda crezca un 1,2% anual durante los próximos 25 años, más del doble que el 0,5% de tasa compuesta anual de California.

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 del pato se profundiza, las baterías construidas para mitigar este efecto aplanan 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 entorno de arbitraje más favorable 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 más allá de 2035, el caso de ingresos cambia. Los contratos de suficiencia de recursos 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 en tierra y mar.

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 la política federal emergente pone en riesgo el desarrollo de grandes proyectos eólicos, los precios promedio fuera de las horas solares no caerán tan rápido como se espera.