Los ingresos de mercado para las baterías de CAISO promediaron $1.95/kW-mes en noviembre de 2025. Ese es el valor más bajo registrado en el índice Modo Energy BESS CAISO. La siguiente lectura más baja del índice es de $2.26/kW-mes, vista en diciembre pasado.

Los ingresos promedio cayeron $1.37/kW (-41.4%) interanual. El descenso mes a mes fue igualmente pronunciado: los ingresos disminuyeron $1.04/kW (-35%) respecto a los $2.99/kW-mes de octubre de 2025.

La caída en los ingresos del mercado de Energía en el día anterior fue especialmente notable. El mes pasado, las baterías de CAISO obtuvieron $2.17/kW por arbitraje de Energía en el día anterior, más que los ingresos totales de mercado de todas las fuentes en noviembre de 2025.

Los ingresos por arbitraje en el día anterior disminuyeron debido a una fuerte reducción en las oportunidades de arbitraje. Las diferencias top-bottom (TB) de cuatro horas cayeron casi un 30%, tanto mes a mes como año a año, hasta solo $3/kW, dejando poco margen para arbitraje rentable.

Lea el informe del mes pasado aquí.

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Los ingresos de las baterías se encaminan a $40/kW en 2025

Los diferenciales de precios han sido bajos en CAISO a lo largo de 2025 (consulte nuestros informes de referencia de agosto, septiembre y octubre para más información).

Si esta tendencia continúa hasta diciembre, es probable que los ingresos promedio de toda la flota cierren el año apenas por debajo de $40/kW. Eso representaría una disminución del 50% respecto a 2023 ($80/kW) y un recorte del 23% en comparación con 2024 ($51/kW).

2025 ha sido un año de clima excepcionalmente templado en California, lo que se ha señalado frecuentemente en esta serie de informes como la razón principal por la que los mercados mayoristas de electricidad de CAISO han estado tan tranquilos. Sin grandes oscilaciones de demanda por calefacción o refrigeración, hay pocos momentos para oportunidades de arbitraje lucrativas.

El pronóstico más reciente de invierno de la NOAA apunta a un diciembre más cálido. Cualquier volatilidad que se presente el próximo mes probablemente no será causada por clima extremo.

La demanda cayó interanualmente y las operaciones de gas natural al mediodía elevaron los precios de carga

La carga promedio de CAISO durante todo el día (ATC) para noviembre de 2025 fue de 22.19GW (-1.7% i.a.). Menor demanda en la red tiene efectos mixtos en los ingresos de las baterías, ya que una menor carga a mediodía reduce los precios de carga, mientras que picos de carga más bajos apuntan a menores precios de descarga.

Pero el hecho de que la carga neta ATC aumentara un 1.9% (16.14 → 16.46GW) y la generación solar disminuyera un 3.2% (3.1 → 3.0TWh) indica precios más altos a mediodía. Precios de carga más altos comprimieron los diferenciales de arbitraje, reduciendo las oportunidades de ingresos respecto a noviembre de 2024.

Las plantas de gas natural intervinieron para reemplazar la menor producción solar. La generación total de gas aumentó a 5.44TWh (+4.9%), mientras que la producción pico de gas natural cayó a 9.55GW (-3.2%). Juntas, estas dos cifras significan que hubo más generación de gas natural en horas fuera de punta, es decir, a mediodía.

Al mismo tiempo, el costo marginal de esas plantas de gas natural fue un 53.8% más alto que el año anterior (1.97 → $3.02/mmBTU). Esto ejerció más presión al alza sobre los precios de carga BESS, ya que el proveedor marginal de electricidad a mediodía elevó los precios.

Los ingresos por Servicios Complementarios no pudieron compensar las pérdidas de arbitraje: los precios de regulación ponderados por volumen casi se redujeron a la mitad interanualmente.

Mayor carga efectiva y mayor participación del gas aplanan los perfiles de precios

Noviembre de 2025 vio más electricidad generada por gas que el año anterior. Mientras que el día típico de noviembre de 2024 tenía alrededor de 3.8GW de generación de gas al mediodía, el promedio de producción de gas natural nunca bajó de 5GW el mes pasado.

Y a medida que las plantas de gas natural desplazaron la curva de oferta hacia arriba vendiendo la misma cantidad de Energía a mayor precio, las necesidades de carga de las baterías empujaron la curva de demanda de Energía hacia arriba. La “carga efectiva” —carga neta más carga de BESS— entre las 10am y las 4pm aumentó en 5.6GWh desde noviembre de 2024.

Estos dos factores juntos aplanan los perfiles de precios, dejando menos oportunidades para el arbitraje de Energía que proporciona la mayor parte de los ingresos de mercado.

La combinación de mayores costos de carga impulsados por el gas y la creciente competencia entre baterías creó condiciones constantemente desafiantes durante noviembre. Pero el peor periodo llegó a mediados de mes, cuando un patrón meteorológico particular convirtió las ya escasas oportunidades de arbitraje en probables pérdidas para algunas baterías.

Patrones de La Niña generaron un noviembre 2025 tranquilo

Los ingresos promedio de las baterías disminuyeron un 41.4% interanual, situándose en $1.95/kW para noviembre de 2025.

Y a lo largo del mes, las lecturas diarias de ingresos se mantuvieron estables. Solo cinco días al inicio del mes (el 1-2 y 7-10) vieron ingresos de mercado totales por encima de $100/MW. Más de la mitad de los días en 2024 alcanzaron al menos ese nivel.

Los ingresos de toda la flota fueron inferiores a $40/MW-día durante seis días consecutivos a mediados de noviembre de 2025 (del 12 al 17). Sorprendentemente, el arbitraje de Energía en el día anterior solo representó el 25% de los ingresos en esos días. Históricamente, la Energía IFM representa más del 75% de los ingresos BESS.

Esos seis días por debajo de $40/MW coincidieron con patrones cálidos y lluviosos de La Niña en la Costa Oeste. (Estos mismos patrones la NOAA espera que conduzcan a un diciembre cálido). Las máximas diarias promedio en California bajaron de su promedio mensual, y las mínimas diarias promedio subieron por encima del suyo.

El clima templado con poca generación solar como este significó perfiles planos de precios de Energía — y oportunidades de arbitraje prácticamente inexistentes. La diferencia promedio entre los precios máximos y mínimos diarios del 12 al 17 de noviembre fue de solo $14.8/MWh.

Con pocas oportunidades de arbitraje en los mercados de día anterior, los BESS fueron despachados para gestionar fluctuaciones de demanda en tiempo real. En un hecho poco común, la flota de baterías de CAISO se convirtió en exportador neto a mediodía el 15 de noviembre. Los ingresos en tiempo real terminaron representando la mayoría de los flujos de caja de las baterías (56%) durante esos seis días.

Patrones zonales se invierten: las baterías en SP15 vieron más oportunidades de arbitraje en noviembre de 2025

La zona central ZP26 de California ha tenido los diferenciales TB4 más altos durante los últimos . La proximidad de la zona al soleado SP15 y su capacidad de transmisión limitada hacia la congestionada NP15 del norte significaba que estaba expuesta a perfiles de precios similares a los solares, a pesar de que las plantas solares no tuvieran gran presencia en la región.