Almacenamiento en baterías de CAISO en 2026: 8 claves a seguir
Almacenamiento en baterías de CAISO en 2026: 8 claves a seguir
El Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) es el mayor mercado de almacenamiento de energía en baterías de Estados Unidos. Su flota de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de referencia alcanzó los 16,2 GW el 13 de agosto de 2026, tras un año récord de 4,7 GW en 2025 (Modo Energy, 2026). Los contratos de Resource Adequacy proporcionan más de la mitad de los ingresos para la mayoría de las baterías de CAISO, que obtuvieron $2,55/kW-mes en junio de 2026 (Modo Energy, 2026).
Esta guía es la segunda de la serie de ISOs y RTOs de Estados Unidos de Modo Energy.
Estadísticas clave
| Métrica | Valor (fecha) | Fuente |
|---|---|---|
| Capacidad BESS instalada, base de referencia (recursos con medición separada) | 16,2 GW (13 ago 2026) | Modo Energy |
| Capacidad BESS instalada, todos los sitios (incluye híbridos con medición compartida) | 15,7 GW / 59,6 GWh (fin 2025) | Modo Energy |
| Adiciones anuales récord | 4,7 GW añadidos en 2025 | Modo Energy |
| Ingresos mensuales más recientes | $2,55/kW-mes (jun 2026, -17% interanual) | Modo Energy |
| Porcentaje de ingresos por Resource Adequacy | Más del 50% para la mayoría de las baterías (análisis 2025) | Modo Energy |
| Precio del contrato de capacidad RA | Sube ~66%, 2020 a sep 2024; BESS hasta ~$35/kW-mes | Modo Energy |
| Diferencial TB4 Day-Ahead | $116/MW (jun 2026, -14% interanual) | Modo Energy |
| Margen de reserva de planificación (2026-2027) | 18% bajo Slice-of-Day | CPUC |
| Duración media de la flota | ~3,8 horas (fin 2025) | Modo Energy |
Fuente: Índices BESS de Modo Energy; CPUC.
Puntos clave
- La reforma Slice-of-Day está cambiando cómo se gana el valor de Resource Adequacy, y los prestamistas dimensionan la deuda en función de esos ingresos contratados (Modo Energy, 2025).
- Los ingresos merchant tocaron un mínimo histórico en diciembre de 2025 y solo se han recuperado parcialmente (Modo Energy, 2026).
- Las horas de precio negativo en el mercado Day-Ahead se triplicaron interanualmente hasta 66 en junio de 2026, y la limitación solar en primavera promedió un récord de 4,8 GW (Modo Energy, 2026).
- A enero de 2026, el Cluster 14 no había completado ningún proyecto de los 97 GW propuestos (Modo Energy, 2026).
- El riesgo de ubicación es ahora una restricción financiera. La SB 283 está vigente desde enero de 2026.
1. Resource Adequacy aporta más de la mitad de los ingresos para la mayoría de las baterías de CAISO
Para la mayoría de las baterías de CAISO, los contratos de capacidad de Resource Adequacy representan más de la mitad de los ingresos totales. En ERCOT, en cambio, los ingresos merchant y los servicios auxiliares generan la rentabilidad, lo que convierte a RA en la principal diferencia estructural entre ambos mercados.
"Los contratos de Resource Adequacy aportan más de la mitad de los ingresos para la mayoría de los sistemas de almacenamiento en baterías de California hoy en día."
Ovais Kashif, Analista de Mercado, Modo Energy
RA es un programa de cumplimiento. Las entidades que suministran carga deben asegurar capacidad para cubrir la demanda máxima prevista más un margen de reserva, y los recursos firman contratos bilaterales con obligación de oferta por un pago mensual fijo. Esa certeza es la que permite a los desarrolladores financiar proyectos.
Los precios promedio ponderados de capacidad en verano subieron alrededor de un 66% entre 2020 y septiembre de 2024, que es donde termina la serie de precios RA de Modo Energy. La escasez llevó a algunos Community Choice Aggregators a pagar hasta $100/kW-mes (Modo Energy, 2025). Los contratos de baterías son más conservadores, rara vez superan los $35/kW-mes, porque los operadores aseguran precios fijos a varios años.
La reforma Slice-of-Day es el mayor cambio. Sustituye un objetivo de pico mensual único por una obligación de 24 horas, y exige que el almacenamiento tenga en cuenta su necesidad de carga. Ahora las baterías ganan RA desplazando capacidad al pico de la tarde. El margen de reserva de planificación para 2026-2027 es del 18% (CPUC, 2025), lo que mantiene firme la demanda de capacidad en la tarde.
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2. ¿Se están recuperando los ingresos de las baterías CAISO o siguen comprimidos?
Los ingresos merchant de las baterías CAISO siguen comprimidos. Tocaron un mínimo histórico en diciembre de 2025, se recuperaron en primavera de 2026 y luego bajaron a $2,55/kW-mes en junio, un 17% menos interanual (Modo Energy, 2026).
El ingreso merchant se suma al contrato RA, así que define el retorno marginal. En todo 2025 fue de unos $40/kW, frente a $51/kW en 2024 y $80/kW en 2023 (Modo Energy, 2025).
El índice ME BESS CAISO osciló de unos $78.000/MW/año en julio de 2024 a unos $14.000 en diciembre de 2025 (Modo Energy, 2026). En California, las oscilaciones son el escenario base, y un solo mes fuerte dice poco sobre el siguiente.
Ko utiliza datos en tiempo real de CAISO de Modo Energy para separar los ingresos entre energía Day-Ahead, energía en tiempo real y servicios auxiliares. El arbitraje Day-Ahead aporta el 72% de los ingresos mayoristas en 2024 (Modo Energy, 2025). Dos factores lo comprimieron: una flota en rápido crecimiento compitiendo por los mismos diferenciales y un clima suave.
Haz tus previsiones con el promedio móvil anual. Un solo pico o valle puede distorsionar el escenario base.
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Explorar los Benchmarks →3. ¿Qué está haciendo la duck curve a la economía de las baterías CAISO?
La duck curve se está acentuando y está comprimiendo el diferencial que negocian las baterías. La energía solar al mediodía empuja los precios hacia o por debajo de cero, luego la generación cae rápidamente hacia el pico vespertino que las baterías cubren (Modo Energy, 2026).
La diferencia entre el mediodía y la tarde es donde gana una batería. En junio de 2026, los precios Day-Ahead en el valle de las 14h promediaron $7/MWh, mientras que el pico de las 19h promedió $35/MWh, frente a $16,55/MWh y $52/MWh un año antes. Los diferenciales TB4 diarios se estrecharon de $135/MW a $116/MW, y las horas de precio negativo se triplicaron a 66 (Modo Energy, 2026).
Durante la primavera de 2026, la limitación solar promedió un récord de 4,8 GW, y la solar de CAISO capturó un precio negativo de -$1,7/MWh (Modo Energy, 2026).
El diferencial varía según la ubicación, y esa brecha se está reduciendo. En 2024, los diferenciales de arbitraje en SP15 eran un 40% más amplios que en NP15 (Modo Energy, 2025). La prima de SP15 sobre NP15 bajó de $36/MW en junio de 2025 a $20/MW en junio de 2026 (Modo Energy, 2026).
Valles más profundos al mediodía reducen el coste de carga, pero los ingresos dependen de captar el pico vespertino.
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4. La duración de cuatro horas domina CAISO y la batería promedio opera 3,8 horas
La duración de cuatro horas es el estándar en CAISO porque Resource Adequacy mide la capacidad durante cuatro horas consecutivas. Esa sola regla define cómo construyen los desarrolladores.
La flota lo refleja. La duración promedio de las baterías CAISO alcanzó unas 3,8 horas a finales de 2025, y las nuevas instalaciones promediaron 3,5 horas (Modo Energy, 2025). Un sistema de cuatro horas puede contratar toda su potencia nominal para RA y cubrir los diferenciales vespertinos. Los sistemas más cortos deben reducir su calificación para calificar, lo que limita sus ingresos por capacidad.
La duración también decide cuánto del pico vespertino puede captar una batería. En el segundo trimestre de 2026, todos los proyectos de dos horas que Modo Energy rastreó estaban en ERCOT. Todo proyecto financiado fuera de Texas fue dimensionado a cuatro horas (Modo Energy, 2026). Para quienes evalúan especificaciones de construcción, cuatro horas sigue siendo el estándar en California.
El diseño del mercado y la política también afectan los ingresos en CAISO. Ko sigue los datos en vivo y las previsiones a largo plazo de Modo Energy para California.
5. ¿Qué significa EDAM para los retornos de baterías CAISO?
El Mercado Extendido Day-Ahead (EDAM) cambia la formación de precios en CAISO y abre el oeste a la contratación de capacidad transfronteriza. Entró en operación el 1 de mayo de 2026 con PacifiCorp como primer participante, sumando unos 12 GW de generación (Modo Energy, 2026).
El efecto inmediato sobre los diferenciales es negativo. Agrupar CAISO con una huella mayor, cargada de térmicas, aplana la curva de precios diaria. Modo Energy estima que el suelo de carga neta al mediodía sube de unos 2 GW solo en CAISO a unos 12,5 GW en todo EDAM. Eso eleva la relación mínimo/máximo diario del 10% al 31% (Modo Energy, 2026).
En mayo de 2026, los precios Day-Ahead en PacifiCorp East promediaron $8,62/MWh frente a $18,97 en PacifiCorp West (Utility Dive, 2026).
EDAM también amplía a quién puede vender una batería. La tarificación en nodos de generación permite a una batería firmar swaps de capacidad y acuerdos de peaje contra su propio punto de liquidación, alcanzando a más de 50 entidades suministradoras de carga en California (Modo Energy, 2026). Para los propietarios, EDAM importa más por el acceso a compradores que por ingresos merchant nuevos.
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6. La flota superó los 16 GW en 2026 y la cola apunta a 37 GW para mediados de los años 2030
CAISO es la mayor flota de baterías de EE.UU. y su crecimiento es la principal presión estructural sobre los diferenciales merchant. Sumando todos los sitios, la flota alcanzó 15,7 GW a finales de 2025 tras un año récord de 4,7 GW (Modo Energy, 2026).
El benchmark de Modo Energy, que solo cubre recursos con medición separada, superó los 16,2 GW en agosto de 2026 (Modo Energy, 2026). El pipeline a corto plazo apunta a unos 23 GW para 2027 y la cola a largo plazo a unos 37 GW para mediados de la década de 2030 (Modo Energy, 2026).
"Una flota de este tamaño representaría más de 100 GWh de capacidad energética, suficiente para cambiar de forma importante la dinámica de precios en el pico vespertino de los mercados de energía de CAISO."
Logan Hotz, líder de mercado CAISO, Modo Energy
Más oferta compite por los mismos diferenciales vespertinos, lo que explica parte de la compresión de ingresos.
La mayoría de ese pipeline nunca entra en operación. Alrededor del 10% de los proyectos que entran en la cola se construyen. Esa tasa sube al 36% tras el estudio de instalaciones y al 76% tras ejecutar el acuerdo de interconexión (Modo Energy, 2026).
Las cohortes recientes han tenido peores resultados. En los datos de la cola de enero de 2026, el Cluster 14 no había completado ningún proyecto de 345 y 97 GW propuestos (Modo Energy, 2026). Para los inversores, el avance en la cola es el mejor predictor de qué proyectos añadirán oferta.
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7. ¿Cómo cambian los riesgos de ubicación y permisos tras Moss Landing?
La ubicación y permisos son ahora un riesgo real para los plazos de proyectos CAISO. El incendio de Moss Landing en enero de 2025 desencadenó nueva ley estatal y una ola de restricciones locales.
La SB 283 entró en vigor el 1 de enero de 2026. Obliga a los desarrolladores a reunirse con la autoridad local de bomberos al menos 30 días antes de presentar la solicitud y requiere una inspección antes de iniciar operaciones (California SB 283).
Desde el 1 de julio de 2026, la Oficina del Jefe de Bomberos del Estado también debe considerar restricciones de ubicación BESS en la próxima actualización del código de edificación.
Siguieron restricciones locales, varias de ellas temporales. El condado de Orange impuso una moratoria de emergencia para nuevas baterías en enero de 2025, luego la extendió mientras redactaba normas de zonificación permanentes (Energy-Storage.news, 2025).
Para propietarios y prestamistas, eso significa plazos más largos y mayor incertidumbre local en los permisos. La interacción temprana con bomberos y planificadores de condado es ahora clave.
8. ¿Quién financia las baterías CAISO y qué cambia con OBBBA?
El offtake de Resource Adequacy es lo que hace financiable un proyecto CAISO, y los bancos estadounidenses volvieron a financiar en el segundo trimestre de 2026. La ley One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) deja al almacenamiento independiente más tiempo de crédito fiscal que la solar o eólica, pero restringe el origen de los costes del proyecto.
CAISO lideró la actividad de acuerdos de baterías en EE.UU. en el segundo trimestre de 2026 con cuatro transacciones y 1,3 GW. La mayor fue el complejo Darden de IPX Power en el condado de Fresno. Ese financiamiento solar+almacenamiento de $4.950 millones combina 1,15 GW de solar con 4,6 GWh de baterías y atrajo a 19 bancos (Modo Energy, 2026).
Atlas VIII de TransGrid Energy en Arizona, dentro del área de balance de CAISO, levantó $656 millones de deuda en un paquete de $1.200 millones respaldado por un contrato RA de 20 años con Southern California Edison (Modo Energy, 2026). Ese contrato a 20 años es lo que hizo financiable la deuda.
Los bancos estadounidenses regresaron en el Q2 2026, tras tres trimestres sin bancos de EE.UU. entre los cinco principales. Wells Fargo, J.P. Morgan, Truist, KeyBanc y CoBank participaron en los sindicatos (Modo Energy, 2026). El tamaño de los acuerdos también cambió. Los mercados establecidos promediaron 274 MW por transacción frente a 372 MW en ISOs emergentes, invirtiendo la tendencia del Q1.
El cambio fiscal tiene doble filo. El almacenamiento que inicie construcción antes de 2034 mantiene el crédito fiscal a la inversión del 30%, mientras que solar y eólica tenían fecha límite el 4 de julio de 2026 (ICS Tax, 2025).
Pero las reglas sobre entidades extranjeras exigen que un porcentaje creciente de los costes provenga de fuentes aprobadas: 55% en 2026 y subiendo a 75% en 2030 (Novogradac, 2026). El plazo es real; la cadena de suministro es ahora una barrera financiera.
Informe de mercados de capital BESS EE.UU. - Q2 2026
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Preguntas frecuentes
¿Cuánta capacidad de almacenamiento en baterías tiene CAISO en 2026?
El benchmark de CAISO de Modo Energy alcanzó 16,2 GW el 13 de agosto de 2026 (Modo Energy, 2026). Sumando todos los sitios, incluidas las baterías colocalizadas que comparten medidor, CAISO tenía 15,7 GW y 59,6 GWh a finales de 2025 tras un año récord de 4,7 GW (Modo Energy, 2026). Es el mayor mercado de almacenamiento en baterías de EE.UU.
¿Qué es Slice-of-Day en CAISO?
Slice-of-Day es una reforma al programa de Resource Adequacy de California. Sustituye un requisito de pico mensual único por una obligación de capacidad hora a hora durante 24 horas y exige que el almacenamiento tenga en cuenta su necesidad de carga al calificar capacidad.
¿Están subiendo o bajando los ingresos de baterías CAISO en 2026?
Están comprimidos. Los ingresos merchant tocaron un mínimo mensual histórico en diciembre de 2025, se recuperaron en primavera y luego bajaron a $2,55/kW-mes en junio de 2026, un 17% menos interanual (Modo Energy, 2026). Una flota creciente y un clima suave aplanaron los diferenciales diarios.
¿Por qué las baterías en California tienen duración de cuatro horas?
Resource Adequacy mide la capacidad de una batería durante cuatro horas consecutivas. Los sistemas de cuatro horas pueden contratar toda su potencia nominal para RA, así que cuatro horas es el estándar de construcción en California. La duración promedio de la flota era de unas 3,8 horas a finales de 2025 (Modo Energy, 2025).
¿Qué herramienta puedo usar para obtener datos en vivo y previsiones de ingresos BESS en CAISO?
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Modo Energy es el benchmark independiente para ingresos y expansión de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en EE.UU., Gran Bretaña, Europa y Australia. Ko es el asistente de IA de Modo Energy, basado en esos datos y en previsiones hasta 2050.
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Última actualización: 18 de agosto de 2026
Sobre el autor
Neil Weaver es analista de mercados eléctricos en Modo Energy. Desde 2021 cubre almacenamiento en baterías y mercados eléctricos en EE.UU., GB, Europa y Australia. Escribe y presenta The Energy Academy: Great Britain (YouTube). Encuentra a Neil en LinkedIn.
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