Las baterías a escala de red en California obtuvieron $2.99/kW-mes en ingresos comerciales durante el mes de octubre de 2025.
Eso es $0.44/kW-mes más (+17%) que en septiembre de 2025. Esto marca el tercer mes consecutivo de crecimiento.
Sin embargo, los ingresos comerciales de toda la flota cayeron $0.87/kW-mes (-22.7%) interanual, desde una base de $3.86/kW-mes en octubre de 2024. Esta disminución anual fue menor que en los dos meses anteriores.
Los ingresos por Servicios Auxiliares disminuyeron levemente, reduciendo los ingresos totales en $0.17/kW-mes respecto a octubre de 2024. Los ingresos por energía IFM fueron los que más bajaron, con una caída de $1.09/kW-mes. Sin embargo, las baterías están siendo llamadas cada vez más en el mercado en tiempo real: la energía FMM y RTD aumentaron juntas $0.38/kW-mes.
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Resumen Ejecutivo
- Los ingresos comerciales se recuperan mes a mes pero siguen por debajo de los niveles de 2024: Los ingresos BESS de octubre de 2025 llegaron a $2.99/kW-mes, marcando el tercer aumento mensual consecutivo (+17% respecto a septiembre), aunque aún 22.7% por debajo del desempeño de octubre de 2024.
- El clima templado limitó las oportunidades de ingresos: Las temperaturas más frescas mantuvieron los picos de demanda diaria en solo 27.7GW (vs. 30.8GW el año pasado) y los precios day-ahead por debajo de $65/MWh, resultando en ingresos diarios estables pero limitados de $55-165/MW-día durante octubre.
- Las baterías moldean cada vez más el perfil de carga de CAISO: La flota BESS de 14.7GW importó 7GW durante los picos del mediodía y descargó 7.4GW por las tardes, reduciendo las oscilaciones de carga efectiva de 25GW a 17.5GW, aunque los mercados mayoristas no compensan este servicio de gestión de red.
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La tendencia de 2025 continúa: menos oportunidad de arbitraje de energía day-ahead que el año pasado. El Top-Bottom de cuatro horas promedió $4.2k/MW el mes pasado — una disminución de 17.7% respecto a octubre de 2024.
Los precios extremadamente altos ocurrieron con menos frecuencia, con una demanda diaria máxima promedio de solo 27.7GW. Hace un año, la demanda diaria solía superar los 30.8GW (-10.2%). La demanda promedio durante el día no cayó en la misma proporción: bajó de 25.0 a 22.9GW (-8.5%).
La continua expansión solar en CAISO redujo aún más la carga neta. Un aumento en la generación solar del 11.7% a 17.8GW disminuyó la carga neta promedio a 14.7GW (-15.3%).
Fuera de los mercados mayoristas de energía, el precio ponderado por volumen de la regulación bajó a $3.19/MW (-17.5%). El precio promedio del gas natural, y por tanto el costo marginal típico de las plantas de punta, se mantuvo prácticamente sin cambios.
El clima templado redujo los picos de carga
En otra continuación de las tendencias de los informes de referencia recientes, 2025 sigue siendo un año de clima templado. La máxima diaria promedio a nivel estatal nunca superó los 80°F. El año pasado ocurrió once veces.
Estas temperaturas más frescas explican en parte por qué la carga máxima nunca superó los 32GW en octubre de 2025. El precio promedio de energía por bus tampoco superó los $70/MWh debido a la falta de periodos de alta demanda.
Las temperaturas extremadamente altas de octubre de 2024 se concentraron al inicio del mes, elevando la máxima diaria promedio a 72°F. Eso es 7°F más que la máxima diaria promedio del mes pasado (+9.7%).
Y dado que los extremos de temperatura — tanto los realizados como los esperados — son un factor clave en los spreads top-bottom, las oportunidades de ingresos también se concentraron al inicio de octubre de 2024.
Los ingresos de octubre 2025 fueron estables
Los ingresos diarios de BESS para octubre 2025 oscilaron entre $55/MW-día ($20/kW-año, anualizado) y $165/MW-día ($60/kW-año), con una excepción el 10 de octubre. Esto refleja la estabilidad del Índice TB4 day-ahead, que tocó fondo en $61/MW ($22/kW-año) y nunca superó los $185/MW ($68/kW-año).
Estos ingresos estables sumaron un total mensual de $2,985/MW-mes ($36/kW-año) en ingresos comerciales en CAISO. Su uniformidad también significó que tomó exactamente la mitad del mes — hasta el 16 de octubre — para acumular la mitad de los ingresos mensuales finales.
La falta de días de alta demanda y eventos de escasez redujo el potencial de oportunidades lucrativas. Sin embargo, octubre de 2025 sí registró el tercer aumento mensual consecutivo en los ingresos de toda la flota. Esto rompe la tendencia del año pasado, cuando los ingresos comerciales (y los pagos por capacidad) fueron mayores en septiembre.
Con la llegada del invierno y los atardeceres más tempranos, habrá menos generación solar barata disponible para cubrir los picos de demanda vespertina. La generación despachable — plantas de punta y baterías — tendrá que cubrir esa brecha entre oferta y demanda. Eso aumentaría el potencial de precios de energía más altos por la tarde, y por lo tanto, mayores ingresos en el futuro.
Las baterías moldean la carga para hacerla más manejable
CAISO alberga actualmente la flota BESS operativa más grande de Estados Unidos — resultado directo del programa Resource Adequacy de la CPUC. En promedio, la flota de 14.7GW importó 7GW de energía en su pico del mediodía en octubre de 2025.
La descarga máxima vespertina de la flota es de 7.4GW en promedio, apenas por debajo de la generación típica de gas natural, que se sitúa en 8.4GW a la misma hora del día.
El crecimiento interanual en la descarga máxima de la flota solo aumentó en 1GW, en un periodo en el que la capacidad nominal total creció en 4.5GW. Gran parte de esta energía adicional se está exportando más tarde en la tarde, en lugar de en los momentos de máxima carga. A pesar de que la descarga máxima creció solo 1GW, la cantidad total de energía exportada por BESS en las tardes creció de 24.3GWh a 32.8GWh.
La carga neta promedio mínima para octubre 2025 llegó a solo 733MW (-86.6% interanual). Como resultado, las oscilaciones de carga neta en un día típico en CAISO son de 25GW. Pero gracias a los 43.5GWh de importaciones de baterías durante el mediodía, la oscilación de carga efectiva es solo de 17.5GW. (“Carga efectiva” se define como carga neta más la carga de BESS).
CAISO enfrenta las oscilaciones de carga neta más pronunciadas entre todos los operadores de red de EE.UU., y las baterías son clave para su gestión. Sin embargo, los BESS no son bien compensados por este servicio en los mercados mayoristas.
Los precios day-ahead nunca superaron los $65/MWh en octubre 2025
La calma relativa del mes pasado redujo la demanda de electricidad, y eso mantuvo bajo el precio de la energía. El precio máximo del nodo promedio ocurrió a las 6pm del 29 de octubre, y fue de solo $63.85/MWh. El precio promedio a esa hora del día fue de solo $50.11/MWh, y ni siquiera fue la hora más cara del mes. Eso ocurrió a las 6am, con un precio promedio ligeramente superior de $51.06/MWh.
Los precios máximos en octubre 2025 nunca igualaron los del año anterior, pero los precios mínimos más bajos sí impulsaron las oportunidades de arbitraje. El precio mínimo del mediodía cayó $8/MWh, y a mitad de mes casi baja de cero.
¿Son viables las baterías de más de 4 horas en CAISO?
La dinámica de precios en CAISO está dominada por dos aspectos de la red:
- La presencia de energía solar, concentrada en las zonas de congestión SP15 al sur y ZP26 en el centro.
