Baterias em escala de rede no CAISO arrecadaram US$ 3,70/kW-mês em março de 2026 por meio de arbitragem de energia e Serviços Ancilares. Isso quase dobrou os 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 mercantil, o mês confirmou que o clima sazonal ainda pode destravar retornos significativos, mas que a tendência de queda ano a ano nos 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 na área do CAISO ficaram em média 15,6°C no mês, 6°C mais quente que março de 2025. Esse calor aumentou a demanda em 7% na base anual. Combinada com 27% mais geração solar, restaurou o perfil diário de preços que havia sido comprimido no inverno, embora o spread entre pico e vale ainda tenha diminuído em relação a março de 2025.

O Mercado Integrado a Termo (IFM) respondeu por US$ 0,81/kW dos US$ 1,55/kW de queda anual, ou 52% do total. Esse é um percentual menor que nos meses anteriores, quando o IFM representou 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, os preços de regulation down despencaram 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 dos US$ 1,89/kW de fevereiro. A transição dos spreads comprimidos do inverno para os dias mais longos e noites mais quentes da primavera deve sustentar perfis diários de preço mais amplos durante 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 entre si, contra uma diferença de US$ 1,8 mil/MW em março de 2025. Para operadores avaliando novos locais, os prêmios locacionais deixaram de ser um diferencial confiável para receitas mercantis.
• A carga líquida média atingiu -2,2GW em seu mínimo diário, ante +100 MW em março de 2025. Baterias e renováveis agora rotineiramente excedem a demanda total durante o pico solar, comprimindo os preços de carregamento ao meio-dia. O caso mercantil para novos BESS depende cada vez mais da persistência dessas janelas de preço negativo, mas o próprio crescimento da frota está as estreitando.

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Onda de calor no meio do mês restaurou spreads de arbitragem

Os valores diários médios do TB4 caíram de US$ 232/MW para US$ 144/MW em relação ao ano anterior. O mês não foi uniformemente fraco. Nas duas primeiras semanas, os spreads diários do TB4 ficaram em média em US$ 140/MW, igualando os níveis comprimidos de janeiro e fevereiro. As máximas diárias ficaram em média 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 médios do TB4 saltaram para US$ 179/MW nesse período, 28% acima da média mensal. O dia 20 de março rendeu US$ 254/MW em receita diária, o maior valor para um único dia desde setembro de 2025.

A demanda mais alta elevou os preços da noite à medida que usinas a gás foram despachadas para atender a carga. A geração solar, 27% maior na comparação anual, aprofundou ainda mais o vale do meio-dia. O resultado foi uma oscilação diária de preços maior na segunda metade do mês em relação à primeira, impulsionada principalmente pelo dia atípico de 20 de março. Essa divisão em dois períodos ilustra o quanto as receitas da primavera dependem de eventos climáticos episódicos, e não de perfis estruturais de preço.

Ambos os lados do spread encolheram, mas os preços da noite caíram mais

Os preços médios do IFM à noite ficaram em US$ 33,32/MWh, queda de 28% em relação aos US$ 46,43/MWh de março de 2025. Os preços de carregamento ao meio-dia mudaram de sinal, de -US$ 5,32/MWh para US$ 0,95/MWh. O lado da descarga caiu mais rapidamente, comprimindo o spread TB4 total de US$ 232/MW para US$ 144/MW.

Houve uma única mudança no lado da oferta que impediu preços noturnos mais altos.

A frota de baterias do CAISO descarregou de forma mais agressiva após as 17h, com as exportações totais médias à noite subindo de 22,4GWh para 37,4GWh. Esse aumento de 67% basicamente substituiu importações no início da noite, mas à medida que o estado de carga da frota caía, o CAISO passou a depender das áreas de balanceamento vizinhas para suprir suas necessidades energéticas noturnas. O Extended Day-Ahead Market (EDAM) será lançado em maio e aumentará esses fluxos inter-regionais. As receitas de descarga à noite devem continuar sob pressão devido à concorrência crescente.

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

No entanto, a demanda de carregamento das baterias absorveu boa parte desse excedente. Os volumes de carregamento subiram 52% na comparação anual (de 33 para 51GWh). 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 do qual se carregam, criando um ciclo de feedback que limita o quão barato a frota pode armazenar energia.

A carga líquida média em seu mínimo diário aprofundou para -2,2GW, ante +100 MW em março de 2025. A carga efetiva (carga líquida mais carregamento BESS) subiu 8% para 6,5GW. 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 spreads mensais TB4 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 com US$ 4,6 mil/MW, SP15 com US$ 4,5 mil/MW e NP15 com US$ 4,4 mil/MW.