Baterias em escala de rede no CAISO ganharam US$2,77/kW-mês em abril de 2026. Isso está abaixo dos US$3,70/kW de março (-25,1%) e marca o terceiro mês abaixo de US$3/kW neste ano.

As temperaturas se mantiveram dentro de um grau em relação a abril passado. Com o clima neutro, a compressão dos preços veio do lado da oferta: um parque de baterias acima de 16 GW absorveu o excedente do meio-dia e descarregou volume suficiente após o pôr do sol para limitar os picos noturnos, substituindo o gás na matriz de oferta.

A produção eólica no CAISO aumentou 32%, atingindo novos recordes de pico, impulsionada pela entrada em operação do parque eólico SunZia de 3,5 GW no Novo México.

A geração solar caiu 6,5% em relação ao ano anterior. Essas duas forças comprimiram ambos os extremos do spread de preços: o pico solar do meio-dia mais baixo elevou os preços nesse horário, enquanto ventos mais fortes à noite e de madrugada mantiveram os preços noturnos abaixo dos picos do ano passado.

​Leia o relatório do mês passado aqui.

Spreads TB4 caíram de US$189/MW para US$123/MW em relação ao ano anterior

A média diária dos TB4s caiu de US$189/MW para US$123/MW ano a ano. O dia mais forte de abril de 2026 foi 4 de abril, com US$169/MW, o que teria sido um dia abaixo da média em abril de 2025. O dia mais fraco, 25 de abril, registrou apenas US$74/MW.

A maior parte das perdas na oportunidade de mercado das baterias ocorreu no lado da descarga.

Os preços de energia no mercado Day-Ahead no pico das 19h ficaram em média em US$24/MWh, uma queda de 43,7% em relação aos US$43/MWh de abril de 2025.

Os preços de carregamento ao meio-dia mal se alteraram, passando de -US$5,06/MWh para -US$5,00/MWh no fundo das 14h.

Diferente do mês passado, as diferenças de temperatura ano a ano não tiveram impacto significativo nos spreads de preços.

As médias diárias de máxima (19°C) e mínima (6°C) ficaram dentro de um grau em relação a abril passado, e os dias de grau de aquecimento foram 310, ligeiramente acima dos 297 de abril de 2025. Com temperaturas praticamente inalteradas, a composição da oferta foi o principal fator.

Produção eólica subiu 32% reduzindo preços noturnos

A produção eólica no CAISO cresceu 31,6%, enquanto a geração solar caiu 6,5% em relação ao ano anterior.

A mudança na matriz renovável permitiu que o vento assumisse mais protagonismo após o pôr do sol, enquanto a solar ficou atrás ao meio-dia. O resultado foi um perfil de preços mais estável e picos noturnos menos acentuados.

A média mensal do pico de produção eólica atingiu um novo recorde de 5,7 GW.

Parte disso é resultado do projeto SunZia, que trouxe 3,5 GW de produção eólica ao Novo México após 20 anos de desenvolvimento.

A combinação de vento e baterias deslocando usinas a gás natural para conter os preços nos horários de pico é um fenômeno que esperamos ver continuar no mercado atacadista do CAISO.

Dois grandes projetos eólicos offshore em Humboldt (900 MW) e Morra Bay (2.900 MW) devem entrar em operação no norte da Califórnia no início da década de 2030. Essas adições continuarão pressionando os preços atacadistas nos horários de pico noturnos no longo prazo.

A carga líquida média diária no seu mínimo aprofundou para -3,5 GW, de -3,0 GW em abril de 2025. A carga efetiva (carga líquida mais carregamento das baterias) subiu para 3,6 GW, de 2,2 GW. A demanda por carregamento cresceu 1,4 GW enquanto o fundo da carga líquida aprofundou apenas 0,5 GW, ou seja, as baterias estão elevando os preços do meio-dia, e não apenas acompanhando-os.

Spreads zonais colapsaram em conjunto sem convergência

Os spreads TB4 em todos os três hubs do CAISO caíram um terço em comparação a abril de 2025. NP15 foi o que mais caiu, 37,3%, de US$180/MW para US$113/MW. SP15 caiu de US$206/MW para US$139/MW (-32,6%) e ZP26 de US$208/MW para US$145/MW (-30,0%). ZP26 ainda apresenta o spread mais alto e NP15 o mais baixo.

O prêmio ZP26-NP15 aumentou de US$28/MW para US$33/MW.

SP15 e ZP26 apresentam cerca de 40% de horas com preços negativos, respectivamente, contra 19% em NP15.

Os fundos mais profundos mantêm a oportunidade de arbitragem no sul, mesmo com a compressão dos spreads absolutos. Baterias instaladas em SP15 e ZP26 ainda aproveitam a janela de carregamento do meio-dia que NP15 não observa.

Receitas de baterias em tempo real comprimiram mais rápido que no Day-Ahead

​Com a capacidade de armazenamento de energia por baterias no CAISO crescendo cerca de 5 GW, lances no mercado Day-Ahead abaixo de US$50/MWh tornaram-se parte dominante do portfólio de ofertas em todas as horas do dia, reduzindo os preços no atacado.

Em abril de 2025, os lances em tempo real concentravam o carregamento no meio-dia e a descarga no pico das 18-20h. O parque seguia em grande parte o cronograma do Day-Ahead, com pouca variação em tempo real.

Agora, em abril de 2026, o volume de carga ao meio-dia subiu 40% no mesmo horário, e o volume de descarga caiu dois terços. O parque puxou mais energia no fundo da curva e segurou por mais tempo; lances de descarga barata à noite subiram para ~6.000MW às 19h.

As receitas em tempo real caíram 59,8% ano a ano, mais que o dobro da queda de 27,3% no Day-Ahead, pois essa mudança coincidiu com preços de liquidação FMM muito mais fracos.

Preços da PacifiCorp se dividem entre Leste e Oeste no lançamento do EDAM

​O EDAM já está ativo na maior parte do território WECC, com a PacifiCorp como seu primeiro participante.

O principal membro do novo mercado ocidental está dividido em dois BAAs liquidados em lados opostos da fronteira.

Os preços Day-Ahead da PacifiCorp East (PACE) ficaram em média US$6,13/MWh nos primeiros cinco dias após o lançamento, contra US$19,25/MWh na PacifiCorp West (PACW) e US$19,04/MWh no CAISO.