​Baterias em escala de rede no CAISO faturaram US$1,81/kW-mês em janeiro de 2026 por meio de arbitragem de energia e Serviços Ancilares. Os baixos preços do gás natural comprimiram os spreads de arbitragem durante a maior parte do mês, embora um pico nos preços do gás no final do mês tenha ampliado temporariamente a diferença.

As receitas aumentaram US$0,62/kW (+52%) em relação a dezembro de 2025, o menor valor mensal desde o início do Índice Modo Energy BESS CAISO em agosto de 2022. Em comparação anual, as receitas caíram US$1,68/kW (-48%) em relação aos US$3,49/kW de janeiro de 2025.

​O Mercado Integrado a Prazo (IFM) representou US$1,50/kW dos US$1,68/kW de queda anual. A arbitragem de energia no mercado do dia anterior continua dominando tanto a pilha de receitas quanto a queda anual.

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Principais destaques

• Os spreads Top-Bottom de quatro horas (TB4) caíram 42% em relação ao ano anterior, para US$2,9mil/MW. Os preços do gás natural na Califórnia caíram 36% (de US$3,82 para US$2,46/mmBTU), reduzindo o custo de geração marginal e comprimindo os preços de pico noturno dos quais as baterias dependem para receita de descarga.
• Um pico nos preços do gás natural no final do mês, durante a tempestade de inverno Fern, gerou 23% da receita total de janeiro em apenas quatro dias (24 a 27 de janeiro). Esses quatro dias contribuíram com cerca de US$0,41/kW dos US$1,81/kW do mês.
• As receitas anuais projetadas para janeiro de 2026 sugerem um retorno de US$21/kW-ano até o final do ano, cerca da metade do ritmo de US$41/kW de janeiro de 2025 e bem abaixo da média anual de US$51/kW em 2024. Essa diferença reforça que as receitas de mercado não sustentam novos investimentos nos níveis históricos.

​Gás natural barato comprimiu os spreads de preços

As receitas de energia do IFM caíram de US$2,85/kW em janeiro de 2025 para US$1,35/kW em janeiro de 2026 (-53%). Essa queda de US$1,50/kW representa 89% da perda total de receita anual. Serviços Ancilares contribuíram com mais US$0,17/kW de queda, com os preços de regulação caindo 52%.

O principal fator foi o colapso dos spreads TB4: de US$5,1mil/MW para US$2,9mil/MW. As baterias obtêm a maior parte de suas receitas do IFM carregando durante as horas de baixo preço ao meio-dia e descarregando no pico da noite. Ambos os lados dessa operação se moveram contra as baterias.

​No lado da descarga, os preços do gás natural na Califórnia caíram 36% em relação ao ano anterior (de US$3,82 para US$2,46/mmBTU). Com combustível mais barato, as usinas a gás ofertaram preços menores no IFM, reduzindo os preços de liquidação recebidos pelas baterias ao descarregar. A geração a gás natural caiu 38% (de 5,41 para 3,33TWh), à medida que preços mais baixos retiraram unidades menos eficientes do despacho. Os spreads TB4 médios diários caíram de US$163/MW para US$95/MW, uma redução de US$68/MW por dia no valor disponível para arbitragem.

No lado da carga, a geração solar caiu 3% (de 3,30 para 3,21TWh) apesar do aumento de capacidade. Os primeiros dias de janeiro de 2026 continuaram uma tempestade iniciada no final de dezembro de 2025. E nuvens cobriram o céu de 18 a 24 de janeiro.

Ambos os fenômenos reduziram a produção solar da qual o CAISO normalmente depende. O operador do sistema conta com a agilidade das baterias nesses períodos, como discutido mais adiante.

​O mínimo médio diário da carga líquida subiu 16% (de 2,90 para 3,37GW), significando que as baterias enfrentaram um vale de preço ao meio-dia menos profundo para carregar. Juntos, preços de descarga mais baixos e custos de carga mais altos estreitaram o spread de cerca de US$40/MWh para US$24/MWh em termos médios pico-vale.

Tempestade de inverno Fern salvou o mês de um recorde negativo

O mês se dividiu em dois períodos distintos. Nos primeiros 20 dias, os spreads TB4 diários ficaram em média em apenas US$86/MW, semelhante às condições que geraram as receitas mínimas recordes de dezembro. Então a tempestade de inverno Fern atingiu os Estados Unidos.

A tempestade atravessou mais de 30 estados entre 23 e 27 de janeiro, com foco principalmente a leste das Montanhas Rochosas. A Califórnia escapou do pior gelo e neve. No entanto, a pressão da tempestade sobre a infraestrutura de gás natural atingiu brevemente a Costa Oeste, levando a um pico acentuado nos custos de geração a gás no sul da Califórnia.

Esse aumento temporário dos preços do gás se traduziu diretamente em preços mais altos de eletricidade. Os spreads TB4 saltaram de US$62/MW em 23 de janeiro para US$208/MW em 26 de janeiro, o maior valor diário do mês. Apenas três dias em todo o mês ultrapassaram US$150/MW, todos durante a tempestade.

​Os quatro dias de 24 a 27 de janeiro geraram US$409/MW em receitas acumuladas, ou 23% do total do mês. Isso equivale a cerca de US$0,41/kW dos US$1,81/kW destacados no mês. As receitas diárias nesse período ficaram em média em US$102/MW, quase o dobro da média de US$55/MW dos primeiros 20 dias.

​Sem a tempestade, as receitas de janeiro de 2026 estariam mais próximas do ritmo mínimo recorde de dezembro. Eventos climáticos continuam sendo o único fator que gera dias de receita excepcional no mercado atual do CAISO. Porém, nem sempre são suficientes, como mostrou a tempestade de Natal do mês anterior.

CAISO conta com baterias para equilibrar a rede em tempo real

Os mercados em tempo real do CAISO (FMM e RTD) contribuíram com US$0,28/kW em janeiro, praticamente estável em relação aos US$0,29/kW do ano anterior. Enquanto as receitas do mercado do dia anterior caíram 53%, as receitas em tempo real se mantiveram. Essa resiliência reflete o papel das baterias no equilíbrio da rede do CAISO em prazos curtos.

A diferença entre os dois estágios de liquidação em tempo real é um padrão recorrente no inverno. A receita de RTD Energy subiu 17% em relação ao ano anterior, para US$0,27/kW, representando quase toda a receita em tempo real. FMM Energy contribuiu apenas com US$0,01/kW, ante US$0,06/kW um ano antes.

​A geração solar é menos previsível nos meses de inverno: neblina, nuvens e tempestades fazem a produção real divergir das previsões com mais frequência do que no verão. Esses erros de previsão afetam os preços do FMM, que ainda dependem de projeções atualizadas minutos antes da entrega.

O RTD, despachando a cada cinco minutos de acordo com as condições reais da rede, captura o valor de corrigir esses desvios. As baterias são o recurso mais rápido disponível para essa correção, e suas receitas de cinco minutos refletem isso.

Esse padrão continuou uma tendência de dezembro de 2025, quando o RTD foi o maior contribuinte de receita em um terço dos dias do mês. Em ambos os meses, as condições do dia anterior foram ruins e o CAISO contou com a capacidade das baterias de responder em minutos para manter o equilíbrio entre oferta e demanda. O RTD foi o segundo maior contribuinte de receita em janeiro, atrás apenas do IFM Energy.

Baterias SP15 tiveram a melhor oportunidade de arbitragem durante a tempestade

Os spreads TB4 de janeiro de 2026 ficaram muito próximos nas três zonas do CAISO. SP15 e ZP26 registraram US$3,0mil/MW, enquanto NP15 ficou em US$2,9mil/MW.

Nas primeiras três semanas do mês, as três zonas acompanharam-se de perto: os spreads TB4 diários diferiram menos de US$15/MW na maioria dos dias. Essa uniformidade reflete dezembro de 2025, quando a baixa congestão deixou pouco espaço para diferenciação zonal.