Baterias em escala de rede no CAISO ganharam US$2,77/kW-mês em abril de 2026. Esse valor 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 ficaram dentro de um grau em relação a abril passado. Com o clima neutro, a compressão dos preços veio do lado da oferta: uma frota 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 do início da noite, substituindo o gás natural na matriz de oferta.

A produção eólica no CAISO aumentou 32%, atingindo novos recordes de geração máxima, 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 as extremidades do spread de preços: o pico solar mais baixo ao meio-dia elevou os preços nesse horário, enquanto ventos mais fortes durante a noite e o entardecer mantiveram os preços noturnos abaixo dos picos do ano passado.

​Leia o relatório do mês passado aqui.

Spreads TB4 encolheram de US$189/MW para US$123/MW ano a ano

A média diária dos TB4 caiu de US$189/MW para US$123/MW em relação ao ano anterior. O dia mais forte de abril de 2026 foi 4 de abril, com US$169/MW, 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 mercantil das baterias ocorreu no lado da descarga.

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

Os preços de carregamento ao meio-dia pouco mudaram, passando de -US$5,06/MWh para -US$5,00/MWh no vale das 14h.

Diferente do mês passado, a compressão dos spreads não foi resultado de temperaturas mais altas.

As médias diárias de máximas (19,0°C) e mínimas (6,2°C) ficaram dentro de um grau em relação a abril passado, e os heating-degree days chegaram a 310, um pouco acima dos 297 de abril de 2025. Com as 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 maior protagonismo após o pôr do sol, enquanto a solar teve menor participação ao meio-dia. O resultado foi um perfil de preços mais achatado e picos noturnos mais suaves.

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

Parte disso se deve ao projeto SunZia, que trouxe 3,5 GW de geração eólica no 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 deve continuar no mercado atacadista do CAISO.

Dois grandes projetos de energia eólica offshore em Humboldt (900 MW) e Morro Bay (2.900 MW) devem entrar em operação no norte da Califórnia no início da década de 2030. Essas adições continuarão a pressionar para baixo os preços atacadistas noturnos de longo prazo.

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

Spreads zonais colapsaram em sincronia, mas sem convergir

Os spreads TB4 em todos os três hubs do CAISO caíram um terço em comparação com abril de 2025. NP15 teve a maior queda, recuando 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 maior spread e NP15 o menor.

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

SP15 e ZP26 registram cada um cerca de 40% de horas com preços negativos, contra 19% em NP15.

Os vales 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 possui.

Receitas das 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, os lances 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 ao meio-dia e a descarga no pico das 18h às 20h. A frota seguia em grande parte o cronograma day-ahead, com pouca variação no tempo real.

Agora, em abril de 2026, o volume de carregamento ao meio-dia aumentou 40% nessas horas, e o volume de descarga caiu em dois terços. A frota puxou mais energia no fundo do vale e a segurou por mais tempo; lances de descarga barata à noite subiram para cerca de 6.000 MW 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 com o lançamento do EDAM

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

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

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