​Los ingresos comerciales de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a gran escala de CAISO aumentaron un 7.3% respecto al mes anterior, situándose en $2.5/kW para el mes de agosto de 2025. En comparación interanual, los ingresos totales por arbitraje de energía y servicios auxiliares cayeron un 39.5%, desde una base de $4.14/kW en agosto de 2024.

La disminución anual se debe principalmente a un estrechamiento de los diferenciales de precios de energía en el mercado del día anterior. Los diferenciales promedio de precios Top-Bottom de 4 horas en el mercado del día anterior disminuyeron un 40.4%, ligeramente más que los ingresos de mercado. Esto significa que las baterías capturaron una mayor proporción del diferencial de precios disponible, ya que los diferenciales bajaron más que los ingresos.

​Ambos extremos del comercio de arbitraje de energía en el mercado del día anterior se estrecharon: los máximos diarios promedio cayeron un 34.5% y los mínimos diarios promedio subieron un 29.6%.

Resumen Ejecutivo

• Los ingresos de las baterías aumentaron mes a mes en agosto, aunque las ganancias interanuales cayeron drásticamente debido a diferenciales de precios más débiles en el mercado del día anterior.
• La dinámica de precios al mediodía cambió ya que las plantas de gas natural y la carga de los BESS elevaron los precios mínimos, modificando los perfiles de carga efectiva en todo el sistema.
• Las diferencias zonales continuaron definiendo las oportunidades de arbitraje, con ZP26 ofreciendo de manera constante diferenciales más sólidos que otras zonas.

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Los ingresos de mercado disminuyeron de manera uniforme, independientemente de la fuente

Los ingresos por arbitraje del Mercado Integrado a Plazo (IFM, por sus siglas en inglés) — la terminología de CAISO para su mercado del día anterior — continúan representando más del 70% de los ingresos de mercado de los BESS. Con la oportunidad de arbitraje en ese mercado cayendo un 40.4% según el diferencial TB4, su contribución a los ingresos disminuyó en $1.3/kW interanual.

Los ingresos por Servicios Auxiliares siguieron la tendencia del IFM, reduciendo su contribución a los ingresos comerciales en $0.3/kW en total.

​Los cambios netos en las contribuciones en tiempo real se redondean a cero: los ingresos del Mercado de Quince Minutos (FMM) cayeron $0.60/kW mientras que los ingresos del Despacho en Tiempo Real (RTD) aumentaron $0.58/kW.

Aunque la liquidación en tiempo real se asigna a estos dos segmentos distintos, los recursos ofertan en un único mercado en tiempo real. CAISO construye un programa FMM para los activos bajo su gestión y luego envía instrucciones RTD para pequeñas desviaciones de ese programa.

Esta estructura de mercado anidada es la razón de las barras rojas y verdes opuestas en el segundo gráfico anterior. CAISO sobrecomprometió sistemáticamente a los BESS en los programas FMM, luego los despachó vía RTD para recomprar posiciones cuando la demanda real era menor a la prevista.

Ese fenómeno fue mucho menos pronunciado en agosto de 2025. Es probable que los operadores de BESS estén “sombreando” sus ofertas en tiempo real con mayor frecuencia ahora: comprometiéndose menos en las ofertas FMM anticipando un despacho RTD a precios potencialmente más altos.

Sin embargo, la energía del IFM es la fuente de la mayoría de los ingresos de los BESS, y sus precios estuvieron excepcionalmente estables el mes pasado.

Los diferenciales de precios promediaron solo $110/MW en agosto de 2025

El índice TB4 de Modo Energy no alcanzó los $200/MW en ninguna ocasión, y los precios del IFM de CAISO a nivel estatal nunca superaron los $115/MWh. Esto contrasta fuertemente con el año anterior, cuando los diferenciales se mantuvieron por encima de $300/MW durante seis días consecutivos.

​Los precios máximos elevados impulsaron los diferenciales extremos del año pasado, concentrados en los primeros seis días del mes. Las previsiones proyectaron máximos diarios similares a los de julio de 2024, elevando las previsiones de carga.

Agosto de 2025 no tuvo días con precios similares, lo que llevó a perfiles diarios más planos: el precio máximo promedio fue de $62/MWh y el mínimo promedio fue de $29.1/MWh.

​Los precios elevados del gas natural respaldaron esos precios mínimos más altos de la energía. El índice de precios del combustible de CAISO osciló entre $2.48/mmBTU y $3.06/mmBTU el mes pasado; consistentemente más alto que el recorrido del año pasado. Aunque normalmente se consideran "de punta", las plantas de gas natural de CAISO funcionan a mediodía para asegurar que estén en línea para la rampa pronunciada de la demanda neta por la tarde.

Pero no solo el gas natural mantiene los precios del mediodía más altos — las baterías a escala de utilidad también lo hacen.

Las baterías agregan regularmente 40GWh de demanda al mediodía

En un día típico de agosto, los BESS importaron 7GW en cada intervalo de mercado durante la hora que termina a las 11am. Durante todo el tiempo en que las baterías de CAISO son importadoras netas en el centro del día, suelen añadir 40GWh de demanda eléctrica.

​Otra forma de expresar esto es usando la carga efectiva — carga neta más carga de los BESS. Mientras que la carga neta mínima promedio cayó 2.7GW, la carga efectiva mínima solo disminuyó 300MW. Esta métrica deja claro que la energía demandada de fuentes no renovables apenas ha cambiado.

Sin una continua expansión solar, que proporciona grandes cantidades de ofertas de energía a precios cero o negativos, las baterías seguirán elevando los precios del mediodía.

Sin embargo, los recursos BESS híbridos y co-ubicados serán mucho más resilientes a esta tendencia. Un recurso híbrido solar más almacenamiento puede cargar su batería directamente de la producción solar en sitio a un costo marginal prácticamente nulo. Eso lo protege de los precios mayoristas del mediodía más altos que los BESS independientes deben pagar al cargar desde la red. Y en menor medida, los BESS co-ubicados se beneficiarán de los precios locales deprimidos causados por su planta solar asociada.

Los BESS de ZP26 siguen viendo las mayores oportunidades de arbitraje

En otra continuación de sus tendencias a largo plazo, la zona central ZP26 del estado vio mejores oportunidades de arbitraje que el sur saturado de energía solar o el norte menos poblado.

Para subrayar este punto, solo una batería en SP15 vio un diferencial TB4 superior a la mediana de $4,481/MW de ZP26 en agosto de 2025. Ese recurso, Eastern BESS 1, tuvo la segunda mayor oportunidad TB4 entre todos los BESS en CAISO, registrando $8,137/MW.