Armazenamento em baterias no CAISO em 2026: 8 pontos para acompanhar
Armazenamento em baterias no CAISO em 2026: 8 pontos para acompanhar
O California Independent System Operator (CAISO) é o maior mercado de armazenamento de energia em baterias dos Estados Unidos. Sua frota de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) de referência atingiu 16,2 GW em 13 de agosto de 2026, após um recorde de 4,7 GW adicionados em 2025 (Modo Energy, 2026). Contratos de Resource Adequacy (RA) fornecem mais da metade da receita para a maioria das baterias do CAISO, que receberam US$2,55/kW-mês em junho de 2026 (Modo Energy, 2026).
Este guia é o segundo da série de ISOs e RTOs dos EUA da Modo Energy.
Estatísticas principais
| Métrica | Valor (data) | Fonte |
|---|---|---|
| Capacidade BESS instalada, base de referência (recursos com medição separada) | 16,2 GW (13 ago 2026) | Modo Energy |
| Capacidade BESS instalada, todos os sites (incluindo híbridos com medição compartilhada) | 15,7 GW / 59,6 GWh (final de 2025) | Modo Energy |
| Adições anuais recordes | 4,7 GW adicionados em 2025 | Modo Energy |
| Receita mensal mais recente | US$2,55/kW-mês (jun 2026, queda de 17% em relação ao ano anterior) | Modo Energy |
| Participação da receita de Resource Adequacy | Mais de 50% para a maioria das baterias (análise de 2025) | Modo Energy |
| Preço do contrato de capacidade de RA | Alta de ~66%, 2020 a set 2024; BESS até ~US$35/kW-mês | Modo Energy |
| Spread TB4 Day-Ahead | US$116/MW (jun 2026, queda de 14% em relação ao ano anterior) | Modo Energy |
| Planning Reserve Margin (2026-2027) | 18% sob Slice-of-Day | CPUC |
| Duração média da frota | ~3,8 horas (final de 2025) | Modo Energy |
Fonte: Índices BESS da Modo Energy; CPUC.
Principais destaques
- A reforma Slice-of-Day está mudando como o valor de Resource Adequacy é obtido e como financiadores dimensionam a dívida com base nessa receita contratada (Modo Energy, 2025).
- A receita de mercado atingiu o menor valor mensal já registrado em dezembro de 2025 e só se recuperou parcialmente (Modo Energy, 2026).
- O número de horas com preço negativo no mercado day-ahead triplicou em relação ao ano anterior, chegando a 66 em junho de 2026, e o corte de geração solar na primavera de 2026 teve média recorde de 4,8 GW (Modo Energy, 2026).
- Em janeiro de 2026, o Cluster 14 não havia concluído nenhum dos 97 GW de projetos propostos (Modo Energy, 2026).
- O risco de localização agora é uma restrição de financiamento. A SB 283 está em vigor desde janeiro de 2026.
1. Resource Adequacy representa mais da metade da receita da maioria das baterias do CAISO
Para a maioria das baterias do CAISO, contratos de capacidade de Resource Adequacy representam mais da metade da receita total. No ERCOT, por outro lado, energia de mercado e serviços ancilares são o principal retorno, o que faz da RA a principal diferença estrutural entre os dois mercados.
"Contratos de Resource Adequacy fornecem mais da metade da receita para a maioria dos sistemas de armazenamento de energia em baterias na Califórnia atualmente."
Ovais Kashif, Analista de Mercado, Modo Energy
RA é um programa de conformidade. As entidades que atendem à carga devem garantir capacidade suficiente para cobrir o pico previsto de demanda mais uma margem de reserva, e os recursos assinam contratos bilaterais com obrigação de oferta em troca de um pagamento mensal fixo. Essa previsibilidade é o que permite aos desenvolvedores financiar projetos.
Os preços médios ponderados de capacidade no verão subiram cerca de 66% entre 2020 e setembro de 2024, quando termina a série publicada pela Modo Energy. A escassez levou alguns Community Choice Aggregators a pagar até US$100/kW-mês (Modo Energy, 2025). Contratos de baterias são mais conservadores, raramente acima de US$35/kW-mês, pois os operadores travam preços fixos por vários anos.
A reforma Slice-of-Day é a grande mudança. Ela substitui uma meta única de pico mensal por uma obrigação de 24 horas e faz o armazenamento considerar sua necessidade de carga. Agora, baterias recebem RA ao deslocar capacidade para o pico vespertino. A Planning Reserve Margin para 2026-2027 é de 18% (CPUC, 2025), o que mantém a demanda por capacidade no período da noite elevada.
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2. As receitas das baterias do CAISO estão se recuperando ou ainda comprimidas?
As receitas das baterias de mercado do CAISO continuam comprimidas. Elas atingiram o menor valor mensal já registrado em dezembro de 2025, se recuperaram na primavera de 2026 e depois caíram para US$2,55/kW-mês em junho, queda de cerca de 17% em relação ao ano anterior (Modo Energy, 2026).
A receita de mercado se soma ao contrato de RA, definindo o retorno marginal. O total de 2025 ficou próximo de US$40/kW, abaixo dos US$51/kW em 2024 e dos US$80/kW em 2023 (Modo Energy, 2025).
O Índice ME BESS CAISO variou de cerca de US$78.000/MW/ano em julho de 2024 para aproximadamente US$14.000 em dezembro de 2025 (Modo Energy, 2026). Na Califórnia, oscilações são o padrão, e um mês forte pouco diz sobre o próximo.
Ko utiliza dados ao vivo de liquidação do CAISO da Modo Energy para separar a receita entre energia day-ahead, energia em tempo real e serviços ancilares. A arbitragem day-ahead responde por 72% da receita no atacado em 2024 (Modo Energy, 2025). Dois fatores comprimiram essa receita: crescimento rápido da frota competindo pelos mesmos spreads e clima ameno.
Considere a média do ano anterior. Um pico ou vale isolado pode distorcer o cenário base.
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A curva do pato está se aprofundando e comprimindo o spread negociado pelas baterias. A geração solar no meio do dia empurra os preços para próximo ou abaixo de zero, depois a geração cai rapidamente para o pico noturno, quando as baterias são remuneradas (Modo Energy, 2026).
A diferença entre o meio do dia e o início da noite é onde a bateria obtém receita. Em junho de 2026, os preços day-ahead às 14h ficaram em média US$7/MWh, enquanto o pico das 19h foi de US$35/MWh, contra US$16,55/MWh e US$52/MWh um ano antes. Os spreads diários TB4 estreitaram de US$135/MW para US$116/MW e as horas de preço negativo triplicaram para 66 (Modo Energy, 2026).
Na primavera de 2026, o corte de geração solar teve média recorde de 4,8 GW e a energia solar do CAISO capturou preço negativo de -US$1,7/MWh (Modo Energy, 2026).
O spread varia por localização, e essa diferença está diminuindo. Em 2024, spreads de arbitragem SP15 foram cerca de 40% maiores que NP15 (Modo Energy, 2025). O prêmio SP15 sobre NP15 caiu de US$36/MW em junho de 2025 para US$20/MW em junho de 2026 (Modo Energy, 2026).
Vales mais profundos ao meio-dia reduzem o custo de carregamento, mas a receita ainda depende de capturar o pico da noite.
Energia solar do CAISO capturou -US$1,7/MWh na primavera de 2026
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4. Duração de quatro horas domina o CAISO, e a bateria média opera por 3,8 horas
A duração de quatro horas é o padrão do CAISO porque o Resource Adequacy mede a capacidade ao longo de quatro horas consecutivas. Essa única regra define como os desenvolvedores constroem.
A frota reflete isso. A duração média das baterias do CAISO chegou a cerca de 3,8 horas no final de 2025, e as novas instalações ficaram em média em 3,5 horas (Modo Energy, 2025). Um sistema de quatro horas pode contratar toda sua potência nominal para RA e ainda operar nos spreads noturnos. Sistemas mais curtos precisam ser desclassificados para se qualificar, o que limita sua receita de capacidade.
A duração também decide quanto do pico noturno a bateria captura. No 2º trimestre de 2026, todos os projetos de duas horas acompanhados pela Modo Energy estavam no ERCOT. Todo projeto financiado fora do Texas foi dimensionado para quatro horas (Modo Energy, 2026). Para quem avalia especificação de projeto, quatro horas continua sendo o padrão na Califórnia.
O desenho de mercado e as políticas também impactam as receitas do CAISO. Ko acompanha dados em tempo real e previsões de longo prazo da Modo Energy para a Califórnia.
5. O que o EDAM significa para o retorno das baterias do CAISO?
O Extended Day-Ahead Market muda a formação de preços do CAISO e abre o Oeste para contratos de capacidade entre fronteiras. Entrou em operação em 1º de maio de 2026 com a PacifiCorp como primeira participante, adicionando cerca de 12 GW de geração (Modo Energy, 2026).
O efeito de curto prazo nos spreads é negativo. Agrupar o CAISO com uma base maior e pesada em térmicas suaviza a curva diária de preços. A Modo Energy estima que o piso de carga líquida ao meio-dia sobe de cerca de 2 GW no CAISO isolado para aproximadamente 12,5 GW no EDAM. Isso eleva a razão entre mínimo e máximo diário de 10% para 31% (Modo Energy, 2026).
Em maio de 2026, os preços day-ahead em PacifiCorp East ficaram em média US$8,62/MWh contra US$18,97 em PacifiCorp West (Utility Dive, 2026).
O EDAM também amplia para quem as baterias podem vender. Preços nos nós de geração permitem contratos de swap de capacidade e tolling diretamente no ponto de liquidação, alcançando mais de 50 entidades de atendimento à carga na Califórnia (Modo Energy, 2026). Para os proprietários, o EDAM importa mais pelo acesso ao offtake do que por nova receita de mercado.
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6. A frota ultrapassou 16 GW em 2026 e a fila aponta para 37 GW até meados dos anos 2030
O CAISO possui a maior frota de baterias dos EUA, e seu crescimento é a principal pressão estrutural sobre os spreads de mercado. Contando todos os sites, a frota atingiu 15,7 GW no final de 2025 após um recorde de 4,7 GW adicionados (Modo Energy, 2026).
O benchmark da Modo Energy, que cobre apenas recursos com medição separada, ultrapassou 16,2 GW em agosto de 2026 (Modo Energy, 2026). O pipeline de curto prazo aponta para cerca de 23 GW até 2027, e a fila de longo prazo para aproximadamente 37 GW até meados dos anos 2030 (Modo Energy, 2026).
"Uma frota desse porte representaria bem mais de 100 GWh de capacidade energética, suficiente para remodelar significativamente a dinâmica de preços do pico noturno nos mercados do CAISO."
Logan Hotz, líder de mercado CAISO, Modo Energy
Mais oferta compete pelos mesmos spreads noturnos, o que ajuda a explicar a compressão das receitas.
A maior parte do pipeline nunca entra em operação. Cerca de 10% dos projetos que entram na fila são construídos. Esse número sobe para 36% após o estudo de instalações e para 76% após a assinatura do acordo de interconexão (Modo Energy, 2026).
Coortes recentes tiveram desempenho ainda pior. Em janeiro de 2026, o Cluster 14 não havia concluído nenhum dos 345 projetos e 97 GW de capacidade proposta (Modo Energy, 2026). Para investidores, o avanço na fila é o melhor preditor de quais projetos realmente aumentam a oferta.
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7. Como o risco de localização e licenciamento mudou após Moss Landing?
A localização e o licenciamento agora são riscos reais para o cronograma dos projetos do CAISO. O incêndio de Moss Landing em janeiro de 2025 resultou em nova legislação estadual e uma onda de restrições locais.
A SB 283 entrou em vigor em 1º de janeiro de 2026. Ela exige que os desenvolvedores se reúnam com a autoridade local de incêndio pelo menos 30 dias antes de protocolar o pedido e exige inspeção antes do início das operações (California SB 283).
Desde 1º de julho de 2026, o Office of the State Fire Marshal também foi orientado a considerar restrições de localização de BESS na próxima atualização do código de edificações.
Restrições locais seguiram, algumas temporárias. O condado de Orange impôs moratória de emergência para novas aprovações de baterias em janeiro de 2025, depois estendendo-a enquanto elaborava padrões de zoneamento permanentes (Energy-Storage.news, 2025).
Para proprietários e financiadores, isso significa prazos mais longos e mais incerteza no licenciamento local. O contato antecipado com autoridades de incêndio e planejadores municipais agora é fundamental.
8. Quem está financiando baterias do CAISO e o que muda com o OBBBA?
O offtake de Resource Adequacy é o que torna um projeto do CAISO financiável, e bancos dos EUA voltaram à base de financiadores no 2º trimestre de 2026. O One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) garante ao armazenamento autônomo um prazo maior de crédito fiscal do que solar ou eólica, mas restringe a origem dos custos do projeto.
O CAISO liderou as transações com baterias nos EUA no 2º trimestre de 2026 com quatro operações e 1,3 GW. O maior negócio foi o complexo Darden da IPX Power no condado de Fresno. Esse financiamento de US$4,95 bilhões para solar mais armazenamento une 1,15 GW de solar com 4,6 GWh em baterias e envolveu 19 bancos (Modo Energy, 2026).
O Atlas VIII da TransGrid Energy no Arizona, dentro da área de balanceamento do CAISO, levantou US$656 milhões em dívida em um pacote de US$1,2 bilhão, garantido por contrato de Resource Adequacy de 20 anos com a Southern California Edison (Modo Energy, 2026). Esse contrato de 20 anos foi o que tornou a dívida financiável.
Os bancos dos EUA voltaram no 2º trimestre de 2026, após três trimestres sem nenhum banco norte-americano entre os cinco principais financiadores. Wells Fargo, J.P. Morgan, Truist, KeyBanc e CoBank participaram dos consórcios (Modo Energy, 2026). O tamanho das operações também mudou. Mercados estabelecidos tiveram média de 274 MW por transação contra 372 MW nos ISOs emergentes, invertendo o padrão do 1º trimestre.
A mudança tributária tem dois lados. Projetos de armazenamento que iniciarem construção antes de 2034 mantêm o crédito fiscal de investimento de 30%, enquanto solar e eólica enfrentaram prazo final em 4 de julho de 2026 (ICS Tax, 2025).
Mas as regras para entidades estrangeiras exigem parcela crescente dos custos de projeto de fontes aprovadas, de 55% em 2026 para 75% em 2030 (Novogradac, 2026). O prazo existe; a origem da cadeia de suprimentos virou critério para financiamento.
Relatório de Mercado de Capitais BESS EUA - 2º trimestre de 2026
Fluxo de operações, financiadores e estruturas por mercado. Leia mais →
Perguntas frequentes
Qual a capacidade de armazenamento em baterias do CAISO em 2026?
O benchmark do CAISO da Modo Energy atingiu 16,2 GW em 13 de agosto de 2026 (Modo Energy, 2026). Contando todos os sites, incluindo baterias co-localizadas com medidor compartilhado, o CAISO tinha 15,7 GW e 59,6 GWh no final de 2025, após um recorde de 4,7 GW no ano (Modo Energy, 2026). É o maior mercado de armazenamento de energia em baterias dos Estados Unidos.
O que é Slice-of-Day no CAISO?
Slice-of-Day é uma reforma do programa de Resource Adequacy da Califórnia. Substitui uma exigência de pico mensal única por uma obrigação de capacidade hora a hora durante 24 horas e exige que o armazenamento contabilize sua necessidade de carga ao qualificar capacidade.
As receitas das baterias do CAISO estão subindo ou caindo em 2026?
Estão comprimidas. A receita de mercado atingiu o menor valor mensal já registrado em dezembro de 2025, recuperou-se na primavera e depois caiu para US$2,55/kW-mês em junho de 2026, queda de cerca de 17% em relação ao ano anterior (Modo Energy, 2026). O crescimento da frota e o clima ameno achatou os spreads diários.
Por que as baterias na Califórnia têm duração de quatro horas?
O Resource Adequacy mede a capacidade da bateria em quatro horas consecutivas. Sistemas de quatro horas podem contratar toda a capacidade nominal para RA, por isso esse é o padrão de construção na Califórnia. A duração média da frota era de cerca de 3,8 horas no final de 2025 (Modo Energy, 2025).
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Última atualização: 18 de agosto de 2026
Sobre o autor
Neil Weaver é analista de mercado de energia na Modo Energy. Desde 2021 cobre armazenamento em baterias e mercados de energia nos EUA, GB, Europa e Austrália. Ele escreve e apresenta The Energy Academy: Great Britain (YouTube). Encontre Neil no LinkedIn.
Para onde vão as receitas das baterias do CAISO?
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