Armazenamento em baterias no CAISO em 2026: 8 pontos para ficar de olho
Armazenamento em baterias no CAISO em 2026: 8 pontos para ficar de olho
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) atingiu 16,2 GW em 13 de agosto de 2026, após um recorde de 4,7 GW instalados 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 da Modo Energy sobre ISOs e RTOs dos EUA.
Principais estatísticas
| Métrica | Valor (em) | Fonte |
|---|---|---|
| Capacidade BESS instalada, base de referência (recursos medidos separadamente) | 16,2 GW (13 ago 2026) | Modo Energy |
| Capacidade BESS instalada, todos os locais (incluindo híbridos com medição compartilhada) | 15,7 GW / 59,6 GWh (final de 2025) | Modo Energy |
| Recorde de adições anuais | 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 do RA na receita | Mais de 50% para a maioria das baterias (análise de 2025) | Modo Energy |
| Preço do contrato de capacidade RA | Alta de ~66%, de 2020 a set 2024; contratos BESS até ~$35/kW-mês | Modo Energy |
| Spread TB4 do mercado do dia anterior | US$ 116/MW (jun 2026, queda de 14% em relação ao ano anterior) | Modo Energy |
| Margem de reserva de planejamento (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 a forma como o valor do Resource Adequacy é obtido, e financiadores dimensionam dívidas considerando essa receita contratada (Modo Energy, 2025).
- A receita de mercado livre atingiu o menor valor mensal em dezembro de 2025 e só se recuperou parcialmente (Modo Energy, 2026).
- As horas de preço negativo no mercado do dia anterior triplicaram em relação ao ano anterior, chegando a 66 em junho de 2026, e o corte de solar na primavera de 2026 atingiu média recorde de 4,8 GW (Modo Energy, 2026).
- Em janeiro de 2026, o Cluster 14 não havia entregado nenhum projeto dos 97 GW propostos (Modo Energy, 2026).
- O risco de localização agora é um limitador para financiamento. A SB 283 está em vigor desde janeiro de 2026.
1. Resource Adequacy representa mais da metade da receita para a maioria das baterias do CAISO
Para a maioria das baterias do CAISO, contratos de capacidade de Resource Adequacy representam mais da metade de toda a receita. No ERCOT, por outro lado, energia de mercado e serviços ancilares compõem o retorno, tornando o 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 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 a demanda máxima prevista mais uma margem de reserva, e os recursos firmam contratos bilaterais com obrigação de oferta por um pagamento mensal fixo. Essa previsibilidade permite que desenvolvedores financiem projetos.
Os preços médios ponderados de capacidade no verão subiram cerca de 66% entre 2020 e setembro de 2024, onde termina a série publicada pela Modo Energy. A escassez fez alguns Community Choice Aggregators pagarem até US$ 100/kW-mês (Modo Energy, 2025). Contratos de baterias tendem a ser mais conservadores, raramente acima de US$ 35/kW-mês, pois operadores travam contratos fixos de vários anos.
A reforma Slice-of-Day é a maior mudança. Ela substitui um único pico mensal por uma obrigação de 24 horas e exige que o armazenamento contabilize sua necessidade de recarga. Agora, baterias ganham RA ao deslocar capacidade para o pico noturno apertado. A margem de reserva de planejamento para 2026-2027 é de 18% (CPUC, 2025), o que mantém a demanda por capacidade à noite elevada.
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2. As receitas das baterias CAISO estão se recuperando ou ainda comprimidas?
As receitas das baterias de mercado livre do CAISO continuam comprimidas. Elas atingiram o menor patamar mensal em dezembro de 2025, recuperaram-se na primavera de 2026 e recuaram 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 livre se soma ao contrato de RA, definindo o retorno marginal. O ano completo de 2025 fechou em torno de US$ 40/kW, abaixo dos US$ 51/kW em 2024 e 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 único mês forte pouco diz sobre o seguinte.
Ko utiliza dados de liquidação ao vivo do CAISO da Modo Energy para separar a receita entre energia do dia anterior, energia em tempo real e serviços ancilares. A arbitragem no dia anterior representa 72% da receita no atacado em 2024 (Modo Energy, 2025). Dois fatores comprimiram essa receita: uma frota crescendo rápido disputando os 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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Explore os Benchmarks →3. O que a curva do pato está fazendo com a economia das baterias CAISO?
A curva do pato está se acentuando e comprimindo o spread negociado pelas baterias. A energia solar ao meio-dia empurra os preços para zero ou abaixo, depois a geração cai rapidamente para o pico da noite, quando as baterias são remuneradas (Modo Energy, 2026).
A diferença entre o vale do meio-dia e o pico da noite é onde a bateria ganha receita. Em junho de 2026, os preços do mercado do dia anterior no fundo das 14h ficaram em média US$ 7/MWh, enquanto o pico das 19h ficou em US$ 35/MWh, frente a US$ 16,55/MWh e US$ 52/MWh um ano antes. Os spreads diários TB4 caíram de US$ 135/MW para US$ 116/MW, e as horas de preço negativo triplicaram para 66 (Modo Energy, 2026).
Durante a primavera de 2026, o corte solar atingiu 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. Os spreads de arbitragem do SP15 foram cerca de 40% maiores que os do NP15 em 2024 (Modo Energy, 2025). O prêmio do SP15 sobre o 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 recarga, mas a receita ainda depende de aproveitar o pico noturno.
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4. Duração de quatro horas domina o CAISO, e a bateria média opera 3,8 horas
A duração de quatro horas é o padrão no CAISO porque o Resource Adequacy mede a capacidade durante quatro horas consecutivas. Essa regra molda como os desenvolvedores constroem os projetos.
A frota reflete isso. A duração média das baterias CAISO chegou a cerca de 3,8 horas no final de 2025, e as novas construções tiveram média de 3,5 horas (Modo Energy, 2025). Um sistema de quatro horas pode contratar toda sua capacidade 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 define quanto do pico noturno a bateria consegue capturar. 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 construção, quatro horas segue como padrão na Califórnia.
O desenho de mercado e as políticas também impactam as receitas CAISO. Ko acompanha os dados ao vivo e previsões de longo prazo da Modo Energy para a Califórnia.
5. O que o EDAM significa para os retornos das baterias CAISO?
O Extended Day-Ahead Market muda a formação de preços do CAISO e abre o Oeste dos EUA para contratos de capacidade transfronteiriços. 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 imediato nos spreads é negativo. Agrupar o CAISO com uma área maior, dominada por térmicas, achata a curva diária de preços. A Modo Energy estima que o piso de carga líquida ao meio-dia suba de cerca de 2 GW para o CAISO sozinho para aproximadamente 12,5 GW no EDAM. Isso eleva a razão mínimo/máximo diário de 10% para 31% (Modo Energy, 2026).
Em maio de 2026, os preços do dia anterior na PacifiCorp East ficaram em média US$ 8,62/MWh contra US$ 18,97 na PacifiCorp West (Utility Dive, 2026).
O EDAM também amplia para quem a bateria pode vender. A precificação por nó gerador permite negociar swaps de capacidade e contratos tolling diretamente pelo ponto de liquidação da bateria, alcançando mais de 50 entidades de carga na Califórnia (Modo Energy, 2026). Para os donos, o EDAM é mais relevante para acesso a compradores do que para nova receita de mercado livre.
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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 livre. Considerando todos os locais, a frota atingiu 15,7 GW no final de 2025 após um recorde de 4,7 GW instalados (Modo Energy, 2026).
O benchmark da Modo Energy, que cobre apenas recursos medidos separadamente, 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 de forma significativa a dinâmica de preços do pico noturno nos mercados do CAISO."
Logan Hotz, líder de mercado CAISO, Modo Energy
Mais oferta concorrendo pelos mesmos spreads noturnos contribui para a compressão das receitas.
A maior parte desse 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).
Cohortes recentes tiveram desempenho ainda pior. Em janeiro de 2026, o Cluster 14 não havia entregue nenhum dos 345 projetos e 97 GW propostos (Modo Energy, 2026). Para investidores, o avanço na fila é o melhor indicador de quais projetos vão realmente adicionar oferta.
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7. Como o risco de localização e licenciamento mudou após Moss Landing?
Localização e licenciamento tornaram-se riscos reais para os cronogramas de projetos CAISO. O incêndio de Moss Landing em janeiro de 2025 desencadeou nova legislação estadual e uma onda de restrições locais.
A SB 283 entrou em vigor em 1º de janeiro de 2026. Ela exige que desenvolvedores consultem a autoridade local de incêndio pelo menos 30 dias antes de protocolar o pedido e uma inspeção antes do início das operações (California SB 283).
Desde 1º de julho de 2026, o Escritório do Chefe dos Bombeiros do Estado também foi orientado a considerar restrições de localização de BESS na próxima atualização do código de edificações.
Restrições locais surgiram, algumas temporárias. O Condado de Orange impôs uma moratória emergencial para novas aprovações de baterias em janeiro de 2025, depois prorrogada enquanto elaborava padrões permanentes de zoneamento (Energy-Storage.news, 2025).
Para donos e financiadores, isso significa prazos mais longos e mais incerteza no licenciamento local. O contato precoce com bombeiros e planejadores do condado agora é etapa crítica.
8. Quem financia as baterias CAISO e o que muda com a OBBBA?
O offtake de Resource Adequacy é o que torna um projeto CAISO financiável, e bancos americanos voltaram à base de financiadores no 2º trimestre de 2026. O One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) garante prazo maior para crédito fiscal de armazenamento do que para 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 foi o complexo Darden da IPX Power no Condado de Fresno. Esse financiamento de US$ 4,95 bilhões associa 1,15 GW de solar a 4,6 GWh de baterias, com participação de 19 bancos (Modo Energy, 2026).
O Atlas VIII da TransGrid Energy, no Arizona, dentro da área de balanço do CAISO, levantou US$ 656 milhões em dívida num pacote de US$ 1,2 bilhão, garantido por contrato de RA de 20 anos com a Southern California Edison (Modo Energy, 2026). Esse contrato de 20 anos foi o que garantiu o financiamento.
Bancos americanos voltaram no 2º trimestre de 2026, após três trimestres sem bancos dos EUA entre os cinco maiores. Wells Fargo, J.P. Morgan, Truist, KeyBanc e CoBank participaram de sindicatos (Modo Energy, 2026). O tamanho das operações também mudou: mercados maduros tiveram média de 274 MW por transação, contra 372 MW em ISOs emergentes, invertendo o padrão do 1º trimestre.
A mudança tributária tem dois lados. Projetos de armazenamento iniciados antes de 2034 mantêm 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 participação crescente de custos de fontes aprovadas: 55% em 2026 e 75% até 2030 (Novogradac, 2026). O prazo é real; a origem da cadeia de suprimentos agora é barreira para financiamento.
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Perguntas frequentes
Qual a capacidade de armazenamento em baterias do CAISO em 2026?
O benchmark CAISO da Modo Energy atingiu 16,2 GW em 13 de agosto de 2026 (Modo Energy, 2026). Considerando todos os locais, inclusive baterias co-localizadas com medição compartilhada, o CAISO tinha 15,7 GW e 59,6 GWh no fim de 2025 após um ano recorde (Modo Energy, 2026). É o maior mercado de armazenamento 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. Ela substitui o requisito de pico mensal único por uma obrigação de capacidade hora a hora, 24 horas por dia, e exige que o armazenamento contabilize a necessidade de recarga ao qualificar capacidade.
As receitas das baterias CAISO estão subindo ou caindo em 2026?
Estão comprimidas. A receita de mercado livre atingiu o menor valor mensal em dezembro de 2025, recuperou-se na primavera e recuou para US$ 2,55/kW-mês em junho de 2026, queda de cerca de 17% em relação ao ano anterior (Modo Energy, 2026). Uma frota crescente e clima ameno achatam 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, tornando esse 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).
Que ferramenta posso usar para acessar dados ao vivo e previsões de receitas BESS no CAISO?
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Modo Energy é o benchmark independente para receitas e expansão de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) nos EUA, Grã-Bretanha, Europa e Austrália. Ko é o assistente de IA da Modo Energy, baseado nesses dados e em previsões até 2050.
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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: Grã-Bretanha (YouTube). Encontre Neil no LinkedIn.
Para onde vão as receitas das baterias CAISO?
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