Baterias de grande porte no CAISO faturaram US$ 3,70/kW-mês com arbitragem de energia e serviços ancilares em março de 2026. Esse valor quase dobrou em relação aos US$ 1,89/kW de fevereiro (+96%), encerrando três meses de receitas abaixo de US$ 2/kW. Na comparação anual, as receitas das baterias caíram US$ 1,55/kW (-29%) em relação aos US$ 5,25/kW de março de 2025.

Para operadores que dependem de receita de mercado, o mês confirmou que as condições sazonais ainda podem gerar retornos significativos, mas a tendência anual de queda dos spreads não se reverteu.

Uma onda de calor no meio do mês impulsionou a recuperação. Uma cúpula de calor se instalou sobre o Sudoeste dos EUA de 16 a 20 de março, elevando as temperaturas de 11 a 17°C acima da média sazonal. As temperaturas médias na área do CAISO ficaram em 15,6°C no mês, 6°C acima de março de 2025. Esse calor aumentou a demanda em 7% na comparação anual.

Combinado com 27% mais geração solar, isso restaurou o formato diário de preços, que havia se comprimido durante o inverno, embora o spread entre pico e vale tenha permanecido menor em relação a março de 2025.

O Mercado Integrado de Antecipação (IFM) respondeu por US$ 0,81/kW da queda anual de US$ 1,55/kW, ou 52% do total. Essa é uma fatia menor do que nos meses anteriores, quando o IFM foi responsável por 70-90% das quedas. A energia FMM contribuiu com US$ 0,44/kW (28% da queda) e os serviços ancilares com US$ 0,27/kW (18%). Dentro dos serviços ancilares, o preço de regulação descendente despencou de US$ 7,73/MWh para US$ 3,34/MWh (-57%), respondendo pela maior parte da queda dos AS. A energia RTD ficou praticamente estável ano a ano, caindo apenas US$ 0,03/kW.

Principais destaques

• Os US$ 3,70/kW de março foram a maior receita mensal desde outubro de 2025 (US$ 2,99/kW) e quase o dobro de fevereiro (US$ 1,89/kW). A transição dos spreads comprimidos do inverno para os dias mais longos e noites mais quentes da primavera deve manter formatos diários de preço mais amplos até o verão, embora o crescimento da frota limite o potencial de alta.
• Os spreads mensais TB4 caíram para US$ 4,5 mil/MW ante US$ 7,2 mil/MW há um ano, mas a diferença entre zonas praticamente desapareceu: NP15, SP15 e ZP26 ficaram todas dentro de US$ 200/MW uma da outra, frente a um gap de US$ 1,8 mil/MW em março de 2025. Para operadores avaliando novos locais, os prêmios de localização deixaram de ser um diferencial confiável para receitas de mercado.
• A carga líquida média atingiu -2,2 GW no mínimo diário, ante +100 MW em março de 2025. Baterias e renováveis agora frequentemente superam a demanda total durante o pico solar, comprimindo os preços de recarga ao meio-dia. O argumento de mercado para novos BESS depende cada vez mais da persistência desses períodos de preço negativo, mas o próprio crescimento da frota os está reduzindo.

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Onda de calor no meio do mês restaurou spreads de arbitragem

Os valores médios diários de TB4 caíram de US$ 232/MW para US$ 144/MW ano a ano. O mês não foi uniformemente fraco. Nas duas primeiras semanas, os spreads diários de TB4 ficaram em média em US$ 140/MW, igualando os níveis comprimidos de janeiro e fevereiro. As máximas diárias ficaram em 18°C de 1 a 7 de março, e a nebulosidade reduziu o pico solar em vários dias.

Uma cúpula de calor então se instalou sobre o Sudoeste. De 16 a 20 de março, as máximas diárias ultrapassaram 26°C nas estações meteorológicas da Califórnia, chegando a 31°C em 20 de março. O Vale de San Fernando atingiu 38-39°C. Os spreads diários de TB4 saltaram para US$ 179/MW nesse período, 28% acima da média mensal. O dia 20 de março gerou US$ 254/MW em receitas diárias, o maior valor para um único dia desde setembro de 2025.

A maior demanda elevou os preços noturnos, já que usinas a gás foram despachadas para atender à carga. A geração solar, 27% maior que no ano anterior, aprofundou ainda mais o vale do meio-dia. O resultado foi uma oscilação diária de preços mais ampla na segunda metade do mês em relação à primeira, totalmente impulsionada pelo dia atípico de 20 de março. Essa divisão mostra como as receitas de primavera dependem de eventos climáticos episódicos, e não apenas de estruturas de preços.

Ambos os lados do spread se estreitaram, mas preços noturnos caíram mais

Os preços noturnos do IFM ficaram em média em US$ 33,32/MWh, queda de 28% frente aos US$ 46,43/MWh de março de 2025. Os preços de recarga ao meio-dia inverteram sinal, de -US$ 5,32/MWh para US$ 0,95/MWh. O lado do descarregamento caiu mais rápido, comprimindo o spread TB4 geral de US$ 232/MW para US$ 144/MW.

Houve uma única mudança do lado da oferta que limitou os preços noturnos.

A frota de baterias do CAISO descarregou de forma mais agressiva após as 17h, com exportações totais médias à noite subindo de 22,4 GWh para 37,4 GWh. Esse aumento de 67% deslocou em grande parte as importações no início da noite, mas à medida que o estado de carga da frota diminuía, o CAISO passou a depender das áreas vizinhas para suprir sua demanda noturna. O Extended Day-Ahead Market (EDAM) será lançado em maio e aumentará esses fluxos entre regiões. As receitas noturnas de descarregamento tendem a continuar comprimidas devido à maior competição.

Do lado da recarga, a geração solar subiu 27% (de 127 para 163 GWh) e o pico instantâneo de geração solar aumentou 13% para 17,8 GW. Mais solar aprofundou ainda mais o vale do meio-dia.

No entanto, a demanda de recarga das baterias absorveu boa parte desse excedente. Os volumes de recarga aumentaram 52% ano a ano (de 33 para 51 GWh). O número de horas com preço negativo na média dos barramentos caiu de 165 para 110. As baterias estão elevando os preços do meio-dia ao consumir o próprio excedente de energia, criando um ciclo de feedback que limita o quão barato a frota pode se recarregar.

A carga líquida média no mínimo diário aprofundou para -2,2 GW, ante +100 MW em março de 2025. A carga efetiva (carga líquida mais recarga de BESS) subiu 8% para 6,5 GW. As baterias estão cada vez mais definindo o piso de preço do meio-dia, em vez de apenas reagir a ele.

Spreads zonais convergiram com a expansão da frota de baterias

A compressão também ocorreu geograficamente. Em março de 2025, SP15 e ZP26 registraram TB4 mensais de US$ 7,9 mil/MW, enquanto NP15 ficou em US$ 6,1 mil/MW. Um ano depois, as três zonas apresentaram spreads quase idênticos: ZP26 em US$ 4,6 mil/MW, SP15 em US$ 4,5 mil/MW e NP15 em US$ 4,4 mil/MW.