​Las baterías a escala de red en CAISO obtuvieron $1.81/kW-mes en enero de 2026 gracias al arbitraje de energía y los servicios auxiliares. Los bajos precios del gas natural comprimieron los márgenes de arbitraje durante la mayor parte del mes, aunque un repunte de precios a finales de mes amplió brevemente la diferencia.

Los ingresos aumentaron $0.62/kW (+52%) respecto a diciembre de 2025, el ingreso mensual más bajo desde el inicio del Índice Modo Energy BESS CAISO en agosto de 2022. Comparado con el año anterior, los ingresos cayeron $1.68/kW (-48%) desde los $3.49/kW de enero de 2025.

​El Integrated Forward Market (IFM) representó $1.50/kW de esa caída interanual de $1.68/kW. El arbitraje de energía en el mercado del día anterior sigue dominando tanto la pila de ingresos como la caída interanual.

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Puntos clave

• Los diferenciales de precios Top-Bottom (TB4) de cuatro horas cayeron un 42% interanual, hasta $2.9k/MW. Los precios del gas natural en California bajaron un 36% ($3.82 a $2.46/mmBTU), reduciendo el coste de la generación marginal y comprimiendo los precios pico vespertinos de los que dependen las baterías para obtener ingresos por descarga.
• Un repunte tardío en el precio del gas natural durante la tormenta invernal Fern generó el 23% de los ingresos totales de enero en solo cuatro días (del 24 al 27 de enero). Esos cuatro días aportaron aproximadamente $0.41/kW del total de $1.81/kW del mes.
• Los ingresos mercantiles anualizados para enero de 2026 implican un retorno de $21/kW-año al cierre del año, aproximadamente la mitad del ritmo de $41/kW de enero de 2025 y muy por debajo del promedio anual de 2024 de $51/kW. Esa diferencia refuerza la idea de que los ingresos mercantiles por sí solos no pueden sostener nuevas inversiones al nivel histórico.

​El gas natural barato comprimió los diferenciales de precios

Los ingresos por energía IFM cayeron de $2.85/kW en enero de 2025 a $1.35/kW en enero de 2026 (-53%). Esa reducción de $1.50/kW representa el 89% de la pérdida total de ingresos interanual. Los servicios auxiliares aportaron una caída adicional de $0.17/kW debido a que los precios de regulación bajaron un 52%.

El principal factor fue el colapso de los diferenciales TB4: de $5.1k/MW a $2.9k/MW. Las baterías obtienen la mayor parte de sus ingresos IFM cargando durante las horas de bajo precio al mediodía y descargando durante el pico vespertino. Ambos lados de esa operación se movieron en contra de las baterías.

​En el lado de la descarga, los precios del gas natural en California cayeron un 36% interanual ($3.82 a $2.46/mmBTU). Con combustible más barato, las plantas de gas ofertaron más bajo en el IFM, reduciendo los precios de liquidación que reciben las baterías al descargar. La generación con gas natural bajó un 38% (5.41 a 3.33TWh) ya que los precios más bajos desplazaron a las unidades menos eficientes de la pila. Los diferenciales TB4 diarios promedio cayeron de $163/MW a $95/MW como resultado, una reducción de $68/MW por día en valor de arbitraje disponible.

En el lado de la carga, la generación solar cayó un 3% (3.30 a 3.21TWh) a pesar de nuevas adiciones de capacidad. Los primeros días de enero de 2026 continuaron con una tormenta que comenzó a finales de diciembre de 2025. Y las nubes cubrieron el cielo del 18 al 24 de enero.

Ambos fenómenos redujeron la generación solar de la que normalmente depende CAISO. El operador de la red se apoya en la agilidad de las baterías durante estos periodos, lo que se analiza con más detalle a continuación.

​El mínimo promedio diario de la carga neta aumentó un 16% (2.90 a 3.37GW), lo que significa que las baterías se enfrentaron a un valle de precios al mediodía menos pronunciado para cargar. En conjunto, los precios de descarga más bajos y los mayores costes de carga estrecharon el diferencial de aproximadamente $40/MWh a $24/MWh en términos promedio de pico a valle.

La tormenta Fern rescató el mes de mínimos históricos

El mes se dividió en dos periodos distintos. Durante los primeros 20 días, los diferenciales diarios TB4 promediaron solo $86/MW, en línea con las condiciones que produjeron los ingresos mínimos históricos de diciembre. Luego, la tormenta invernal Fern azotó Estados Unidos.

La tormenta atravesó más de 30 estados entre el 23 y el 27 de enero, concentrándose principalmente al este de las Rocosas. California evitó lo peor del hielo y la nieve. Sin embargo, la presión de la tormenta sobre la infraestructura de gas natural llegó brevemente a la Costa Oeste, provocando un fuerte repunte en los costes de generación a gas en el sur de California.

Ese aumento temporal en los precios del gas se trasladó directamente a precios más altos de la electricidad. Los diferenciales TB4 saltaron de $62/MW el 23 de enero a $208/MW el 26 de enero, el valor diario más alto del mes. Solo tres días en todo el mes superaron los $150/MW, y los tres ocurrieron durante la ventana de la tormenta.

​Los cuatro días del 24 al 27 de enero generaron $409/MW en ingresos acumulados, o el 23% del total mensual. Eso equivale a aproximadamente $0.41/kW del titular mensual de $1.81/kW. Los ingresos diarios en ese periodo promediaron $102/MW, casi el doble del promedio de $55/MW de los primeros 20 días.

​Sin la tormenta, los ingresos de enero de 2026 habrían seguido más de cerca el ritmo mínimo histórico de diciembre. Los eventos meteorológicos siguen siendo el único catalizador capaz de producir días de ingresos elevados en el mercado actual de CAISO. Sin embargo, no siempre son suficientes, como demostró la tormenta navideña del mes anterior.

CAISO depende de las baterías para equilibrar la red en tiempo real

Los mercados en tiempo real de CAISO (FMM y RTD) aportaron $0.28/kW en enero, prácticamente igual que los $0.29/kW del año pasado. Mientras que los ingresos del mercado del día anterior disminuyeron un 53%, los ingresos en tiempo real se mantuvieron estables. Esa resiliencia refleja el papel de las baterías en el equilibrio de la red de CAISO en horizontes temporales cortos.

La divergencia entre las dos etapas de liquidación en tiempo real es un patrón recurrente en invierno. La energía RTD subió un 17% interanual hasta $0.27/kW, representando casi todos los ingresos en tiempo real. La energía FMM aportó solo $0.01/kW, frente a $0.06/kW hace un año.

​La generación solar es menos predecible en los meses de invierno: la niebla, la nubosidad y las tormentas hacen que la producción real se desvíe de las previsiones con más frecuencia que en verano. Esos errores de pronóstico se reflejan en los precios FMM, que aún dependen de proyecciones actualizadas minutos antes de la entrega.

RTD, que despacha cada cinco minutos según las condiciones reales de la red, captura el valor de corregir esos desajustes. Las baterías son el recurso más rápido disponible para proporcionar esa corrección, y sus ingresos a cinco minutos lo reflejan.

Ese patrón continuó la tendencia de diciembre de 2025, cuando RTD fue el mayor contribuidor de ingresos en un tercio de los días del mes. En ambos meses, las condiciones del mercado del día anterior fueron desfavorables y CAISO recurrió a la capacidad de respuesta rápida de las baterías para mantener el equilibrio entre oferta y demanda. RTD fue el segundo mayor contribuidor de ingresos en enero, solo por detrás de IFM Energy.

Las baterías SP15 vieron la mejor oportunidad de arbitraje durante la tormenta

Los diferenciales TB4 de enero de 2026 estuvieron muy próximos en las tres zonas de CAISO. SP15 y ZP26 registraron $3.0k/MW, mientras que NP15 quedó atrás con $2.9k/MW.

Durante las primeras tres semanas del mes, las tres zonas se siguieron de cerca: los diferenciales diarios TB4 difirieron en menos de $15/MW la mayoría de los días. Esta uniformidad refleja diciembre de 2025, cuando la baja congestión dejó poco margen para la diferenciación zonal.