Baterias em escala de rede no CAISO faturaram US$1,89/kW-mês por arbitragem de energia e Serviços Ancilares em fevereiro de 2026. Isso representa um aumento de US$0,08/kW (+4%) em relação a janeiro, marcando dois meses consecutivos de receitas estáveis em torno de US$1,8/kW. Essa estabilização ocorre após o recorde de baixa de dezembro de 2025, de US$1,20/kW.

Na comparação anual, as receitas caíram US$2,39/kW (-56%) em relação a fevereiro de 2025, quando eram US$4,28/kW. O gás natural barato reduziu os preços de descarga à noite em 37%, enquanto um parque de baterias 42% maior elevou os preços de carregamento ao meio-dia em 168%. Os dois lados do spread de arbitragem se comprimiram simultaneamente.

​O mercado de energia do dia seguinte respondeu por US$1,69/kW dessa queda anual, ou 71%. Os mercados em tempo real contribuíram com mais US$0,42/kW de redução, e os Serviços Ancilares acrescentaram US$0,28/kW.

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Principais destaques

• Resource Adequacy (Suficiência de Recursos) segue como a base para o investimento em BESS, contribuindo agora com cerca de 80% das receitas totais para ativos contratados. As receitas de mercado livre, que antes ofereciam um ganho relevante acima do piso de RA, caíram para seu menor nível anualizado já registrado.
• O agravamento do conflito no Oriente Médio interrompeu o fornecimento global de GNL e elevou acentuadamente os preços internacionais do gás. Se persistirem, custos mais altos do gás podem ampliar os spreads de preço à noite, dos quais as baterias dependem para receitas de arbitragem.
• Com as taxas atuais de mercado livre, cada novo gigawatt de capacidade de baterias ganha progressivamente menos com arbitragem de energia. O ritmo de crescimento da frota sugere que essa compressão deve continuar, a menos que surjam novas fontes de demanda ou maior volatilidade de preços.

Gás natural barato derrubou o lado de descarga dos spreads

As receitas de energia do dia seguinte caíram de US$2,99/kW em fevereiro de 2025 para US$1,30/kW em fevereiro de 2026. Essa queda foi responsável pela maior parte da redução anual de receitas totais.

O principal fator foi a queda nos spreads mensais TB4 (topo-fundo de quatro horas), de US$5,9 mil/MW para US$2,6 mil/MW (-55%). As baterias obtêm a maior parte de sua receita do dia seguinte carregando durante as horas de menor preço ao meio-dia e descarregando no pico da noite. Em fevereiro, ambos os lados dessa operação foram desfavoráveis às baterias.

No lado da descarga, os preços do gás natural na Califórnia caíram 49% em relação ao ano anterior, de US$3,41 para US$1,75/mmBTU. Os preços spot do Henry Hub recuaram para menos de US$3/mmBTU em meados de fevereiro, após o pico de fim de janeiro provocado pela Tempestade de Inverno Fern ter se dissipado. O clima ameno na maior parte do mês reduziu a demanda por aquecimento e manteve os preços do gás baixos, o que por sua vez diminuiu os preços de liquidação à noite que definem a receita de descarga das baterias.

​Apesar do custo menor do combustível, a geração a gás caiu 29%, pois importações mais baratas de autoridades vizinhas de balanceamento substituíram as usinas a gás californianas na ordem de mérito. As importações aumentaram 58%, de 2,3 GWh para 3,7 GWh.

Muitos dos vizinhos do CAISO no Mercado de Desequilíbrio Energético do Oeste possuem grandes frotas de renováveis (solar no Arizona e Nevada, hidrelétricas de grande porte no Noroeste do Pacífico). Essas importações mais baratas definem o preço de liquidação durante o pico, reduzindo a receita das baterias ao descarregar.

Os preços médios do IFM à noite (horas encerradas entre 17 e 20) caíram de US$54,85/MWh para US$34,57/MWh, uma queda de 37%. O prêmio noturno que antes recompensava a descarga das baterias diminuiu em mais de um terço.

Uma frota 42% maior elevou os preços de carregamento ao meio-dia em 168%

No lado do carregamento, a compressão veio das próprias baterias. A frota de BESS do CAISO cresceu 42% em relação ao ano anterior, de 11,4 GW para 16,1 GW. Esses 4,7 GW adicionais de baterias disputaram um excedente solar ao meio-dia que não acompanhou o ritmo de expansão das baterias.

Os preços médios do IFM ao meio-dia (horas encerradas entre 10 e 14) subiram de US$4,79/MWh para US$12,86/MWh (+168%). O número de horas com preços negativos caiu 65%, de 72 para 25. O vale profundo de preços ao meio-dia, do qual as baterias dependem para energia barata, está diminuindo à medida que os preços sobem.

​A geração solar cresceu 12% em relação ao ano anterior (de 3,17 para 3,56 TWh), e o pico solar médio diário subiu 14% (de 14,4 para 16,3 GW). No entanto, a capacidade instalada de solar aumentou apenas 6,5%, de 22,5 GW para 23,9 GW. O número maior de geração reflete melhores condições de irradiação, não um surto de novos projetos. A frota de baterias cresceu 6,4 vezes mais rápido que a capacidade solar (42% contra 6,5%), o que significa que cada bateria agora disputa uma fatia menor do excedente solar.

O resultado é visível no perfil de carga líquida. O mínimo médio da carga líquida caiu 79%, de 2,07 GW para apenas 0,43 GW. As baterias estão absorvendo o excedente solar do meio-dia. A carga efetiva média (carga líquida mais carregamento de BESS) subiu 8%, para 9,2 GW.

A maior carga efetiva exigiu o despacho de mais geradores térmicos durante as horas do meio-dia, o que elevou ainda mais o preço do carregamento.

Zonas do sul têm mais oportunidade de arbitragem, mas o prêmio está diminuindo

Em fevereiro de 2026, ZP26 (Califórnia Central) liderou com um TB4 mensal de US$3,0 mil/MW, seguido por SP15 (Califórnia do Sul) com US$2,9 mil/MW. NP15 (Califórnia do Norte) ficou atrás, com US$2,2 mil/MW, um desconto de 27% em relação a ZP26.

A concentração de capacidade solar no deserto do sul aprofunda os vales de preço ao meio-dia em SP15 e ZP26. A congestão no Caminho 15 limita o fluxo de energia norte-sul, impedindo a convergência de preços entre as zonas.