Se espera que las diferencias de precios de 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 elevar 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 de Día Adelantado (EDAM) de CAISO programado para iniciar operaciones en mayo de 2026, las Autoridades de Balanceo vecinas (BAs) comenzarán a tener un mayor impacto en los precios mayoristas de la electricidad en California.

Puntos clave

• El crecimiento de la demanda por centros de datos (3,5 GW en California) y manufactura en toda la WECC aumentará 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), reduciendo los precios del mediodía en todo CAISO. Este piso persiste hasta 2050.
• Diablo Canyon, la última central nuclear de California, probablemente reciba su tercera extensión, continuando en 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 marca la oportunidad de arbitraje disponible para el 70% de las baterías a escala de red en California.

La volatilidad de precios en CAISO ha vuelto 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 hecho que los promedios de todo el día (ATC) sigan un camino similar, cayendo 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 un 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: Gran crecimiento de la demanda en el Oeste eleva los precios máximos

Durante los próximos cinco años, el crecimiento de la demanda aumentará las horas de funcionamiento de las antiguas flotas de gas natural a través de la Interconexión Occidental. Como resultado, los precios máximos nocturnos y vespertinos aumentan, impulsando el extremo superior de la diferencia TB4.

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

Pero el nuevo crecimiento en las BAs vecinas de la Interconexión Occidental también impulsará los precios de la electricidad en CAISO. Sus efectos serán aún más notorios después de que el EDAM de CAISO entre en funcionamiento en mayo de 2026.

Se espera que el crecimiento de la demanda en el conjunto de la WECC aumente 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 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. Las baterías luego 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 empresas de servicios públicos como parte de sus Acuerdos de Compra de Energía (PPA) por proveer Certificados de Energía Renovable (REC). Estos certificados son reclamados por las utilities para alcanzar el 60% de energía limpia para 2030, según los Estándares de Portafolio Renovable (RPS) de California.

A medida que la competencia entre generadores solares continúa, las unidades ofertan más cerca de su costo marginal de producción para cumplir con los términos de sus PPA y asegurarse de recibir los certificados, 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 grandes desarrollos eólicos marinos programados en el WECC ADS incluyen Humboldt (900 MW) y Morro Bay (2.900 MW) con fechas de entrada en operación entre 2032 y 2034.

La principal incertidumbre es el riesgo de la política federal. Las órdenes de suspensión de la administración actual para proyectos eólicos marinos en la Costa Este pueden indicar una oposición más amplia. Morro Bay y Humboldt aún están en desarrollo inicial, habiendo recibido concesiones en 2022 y sin construcción en marcha.

Si estos proyectos se completan con éxito, no recibirán Créditos Fiscales a la Producción (PTC) federales de la Ley de Reducción de la Inflación. La eliminación acelerada de los PTC introducida 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 en línea con los PPA impulsados por REC.

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

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

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

Para la década de 2040, la solar y la eólica crearán promedios de carga neta tan bajos como -10 GW al mediodía. Pero a medida que la curva "duck" se profundiza, las baterías construidas en conjunto para reducir este efecto aplanan la curva de carga 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 en línea capacidad antes de que comience la compresión de las diferencias.

Pero después 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 ocurrido en los últimos dos años.

Permanecen dos incertidumbres: el crecimiento de la demanda y el desarrollo de los generadores eólicos actuales en tierra y mar.

Si el crecimiento de la demanda por centros de datos y manufactura no cumple las expectativas, las diferencias continuarán disminuyendo desde su nivel actual.

Y si la política federal emergente pone en riesgo el desarrollo de grandes proyectos eólicos, los precios promedio durante las horas sin sol no caerán tan rápido como se espera.