Desde 2013, California ha ordenado casi 30 GW de nueva capacidad mediante órdenes de contratación puntuales. Las órdenes proceden de la CPUC y obligan a todas las empresas de servicios públicos bajo su jurisdicción a contratar nueva capacidad. Estos mandatos de contratación son los que impulsan el mercado bilateral de capacidad de California.

Los contratos para cumplir estas órdenes de contratación, mediante adecuación de recursos y contratos de compraventa de energía, representan hoy el 80 % de los ingresos de las baterías en CAISO.

La más importante de estas órdenes en los últimos años ha sido la Orden de fiabilidad a medio plazo de 2021, que dispuso la contratación de 11,5 GW de capacidad limpia y gestionable, lo que contribuyó a que CAISO sea hoy el mayor mercado de almacenamiento de energía en baterías. La última orden de fiabilidad para 2030-2032 (decisión D.26-02-057) se extiende hasta junio de 2032. Todavía no hay ninguna orden que cubra 2033 en adelante.

La Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) quiere sustituir estas órdenes esporádicas por una obligación permanente: el Programa de Contratación de Energía Fiable y Limpia (RCPPP, por sus siglas en inglés).

Hay tres diseños sobre la mesa. Grupos de políticas públicas presionan para que se tome una decisión antes de finales de 2026.

Para los desarrolladores, los diseños se diferencian principalmente en dos aspectos: qué activos cumplen los requisitos y cuánto pagarán los compradores antes de que una sanción resulte más barata.

La opción 3, que cuenta con más respaldo, solo incluye nuevos recursos. Impone a los compradores una multa equivalente al costo neto total de entrada de nueva capacidad (net CONE), de unos 15 $/kW-mes, por la capacidad que no esté en línea. Es una cifra cercana al precio mediano de los contratos de peaje de CAISO. Las opciones 1 y 2 imponen multas por los déficits de contratación equivalentes a la mitad de ese monto.

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Descubre cómo los tres diseños del RCPPP cambiarían el proceso actual, cómo se comparan sus sanciones con los precios actuales de los contratos y qué supondría para los desarrolladores una decisión tardía.

Conclusiones principales

• La opción 3 es la que cuenta con mayor respaldo. 17 de los 25 participantes que presentaron comentarios la apoyan, la mayoría con condiciones, y a noviembre de 2026 la CPUC todavía no había emitido una propuesta de decisión.
• La opción 3 tiene un plazo límite de dos años. Las empresas de servicios públicos deben tener contratado el 100 % de su obligación para junio de 2031 y en línea para junio de 2033. Los desarrolladores necesitan posiciones con capacidad de entrega en la cola a tiempo para la ola de contratación de 2028-2031.
• Una decisión tardía daría lugar a una nueva orden de contratación para 2033-2034. La opción 3 funciona en ciclos de dos años, así que, si se pierde el plan estatal de recursos de febrero de 2028, 2033-2034 quedaría sin cobertura si no se dicta otra orden provisional.
• Las sanciones establecen un límite indirecto a los precios de los contratos. La multa de 15 $/kW-mes de la opción 3 coincide con el precio mediano de los contratos de peaje; la multa de 7,50 $/kW-mes por falta de contratación de las opciones 1 y 2 está por debajo del precio mediano de los contratos de adecuación de recursos (RA), por lo que las empresas de servicios públicos tienen pocos incentivos para firmar con antelación.
• La opción 3 solo recompensa las nuevas instalaciones. Los activos de la Orden de fiabilidad a medio plazo no reciben más crédito y, una vez vencidos sus contratos entre 2038 y 2043, dependen de la RA. Esto favorece la nueva generación frente a las centrales existentes para cumplir los objetivos de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y fiabilidad.

Qué proponen las tres opciones del RCPPP

Todas las opciones del RCPPP buscan desplegar capacidad para cumplir dos objetivos:

1. solicitar la construcción de nuevos proyectos para satisfacer futuras necesidades de adecuación de recursos.