Introducción – Una ventana donde mirar el futuro

Desde nuestra perspectiva europea, observar y analizar la realidad diaria del sistema eléctrico de California es como poder contemplar un auténtico laboratorio a cielo abierto del que aprender y desde el que prever cómo puede ser nuestro día a día de aquí a pocos años. La razón es que, hasta hace unos cinco años, el sistema eléctrico californiano tenía una realidad diaria muy similar a la que tenemos actualmente en España: mucha generación fotovoltaica y grandes excedentes de energía al mediodía.

Sin embargo, en 2020 California empezó a cambiar esta realidad diaria con la introducción de las primeras baterías en su sistema eléctrico. Esto ha hecho que en la actualidad, en materia de almacenamiento, California esté cuatro o cinco años por delante de nosotros y de muchos otros sistemas eléctricos europeos en cuanto a capacidad de almacenamiento de energía integrada en el mix eléctrico diario.

Esto ha quedado especialmente patente con la publicación reciente por parte del operador del mercado eléctrico californiano (CAISO, DMM) de los datos de 2024 en un documento titulado Special Report on Battery Storage. Este informe nos ofrece una fotografía muy fiel del funcionamiento actual del sistema eléctrico de California y puede ser una referencia muy valiosa a la hora de hacer previsiones sobre cuál puede ser nuestro futuro inmediato cuando nuestro sistema eléctrico alcance las cifras de acumulación de energía que California tiene en estos momentos.

Esto resulta especialmente relevante si tenemos en cuenta que 2025 ha sido el primer año en el que en España se ha empezado a hablar seriamente de las baterías dentro del sistema eléctrico como infraestructura crítica, y no solo como un recurso auxiliar puntual, como era habitual hasta ahora. En California, ese paso se dio hace ya tiempo y, en la actualidad, el despliegue de baterías está consolidado y sigue avanzando a una velocidad que aquí, de momento, solo podemos imaginar. Los datos publicados este año por el regulador californiano muestran con gran claridad un comportamiento de la evolución de los precios de la energía a lo largo de las distintas horas del día claramente diferente del nuestro, y constituyen una referencia nítida de hacia dónde nos encaminamos si, en los próximos años, generalizamos el almacenamiento como parte integral del mix eléctrico de nuestro sistema.

California 2020–2024: el salto de 0,5 a 13 GW

En solo cuatro años, el parque de baterías que opera en el mercado gestionado por CAISO ha pasado de unos 500 MW en 2020 a cerca de 13.000 MW en diciembre de 2024, con una capacidad total de almacenamiento de energía a finales del año pasado en torno a 47.300 MWh. En la realidad actual de la demanda energética del sistema eléctrico californiano, esta capacidad representa que, si estas baterías estuvieran completamente cargadas y se les pidiera descargar a plena potencia a la red, podrían suministrar energía al sistema durante unas 3,6 horas. Este valor de tiempo está muy próximo a las 4 horas que, de hecho, es el periodo medio diario en el que las baterías están proporcionando energía en la actualidad para cubrir la ventana crítica de demanda entre las 18 y las 22 h.

Operativamente, el resultado que generan estas baterías en el sistema eléctrico de California es claro: al mediodía, las baterías absorben una gran parte de los excedentes solares y reducen tanto las exportaciones “baratas” como la necesidad de realizar curtailment, es decir, de parar producción renovable porque el sistema no puede asumirla. Por la tarde-noche, en cambio, esa energía acumulada durante las horas de sol se devuelve a la red, disminuyendo la necesidad de poner en marcha centrales de gas. Y esto ha provocado, por una parte, que a lo largo del día se aplane la conocida curva del pato, haciendo que los precios no caigan tanto durante las horas de sol; y, por otra, que se suavice la rampa de subida del precio de la electricidad entre las 18 y las 22 h, al entrar en juego en el mix eléctrico la energía acumulada en las baterías, con lo que se consigue reducir parcialmente la dependencia del gas natural en las horas en que empieza a aumentar la demanda de consumo.

El 1 de enero de 2025, las baterías en el sistema eléctrico de California representaban aproximadamente el 14% de la potencia disponible del sistema CAISO. A primera vista, puede parecer un porcentaje modesto, pero no lo es. Con “solo” este valor dentro del sistema, las baterías ya han conseguido jugar un papel fundamental en el día a día. Por las tardes y noches de invierno y verano, las baterías pasan a ser una pieza clave del mix eléctrico y dejan de tener un papel meramente de “respaldo”. Y la previsión es que, en los próximos años, ese 14% de potencia disponible que representan actualmente las baterías quede ampliamente superado. En la actualidad, cerca del 46% de toda la potencia de los nuevos proyectos que esperan punto de conexión a CAISO incorpora baterías, ya sea como instalaciones independientes o como proyectos híbridos con renovables. Esto dibuja una tendencia inequívoca: en menos de dos años, el almacenamiento en California podría duplicarse. Y si eso ocurre, con mayor capacidad para absorber el exceso solar del mediodía y devolverlo por la noche, la curva de precios se aplanará aún más entre las horas de máxima producción fotovoltaica y las horas de máximo consumo.

Y es que, con las cifras actuales de producción fotovoltaica, y a pesar de disponer ya de esta capacidad de acumulación, los datos muestran que el sistema eléctrico de California todavía tiene un amplio margen para incorporar nuevas baterías que permitan aprovechar una parte mucho mayor de la producción solar que se genera en un día cualquiera de sol.

El día a día operativo de la red eléctrica californiana

Con este volumen de capacidad de almacenamiento dentro del sistema eléctrico, el patrón operativo en un día “normal” en California se puede dividir en una secuencia de franjas horarias como la siguiente:

• De madrugada, aproximadamente entre las 0 y las 6 h, no hay producción solar y el sistema se sostiene principalmente con gas natural, energía nuclear, energía eólica, hidráulica e importaciones de otros sistemas vecinos. Las baterías presentes en el sistema eléctrico están prácticamente vacías y solo realizan alguna aportación entre las 5 y las 6 de la mañana, entregando al sistema la energía que les queda justo antes de que comience la producción solar del día.

• Por la mañana, de 6 a 10 h, la producción solar empieza a subir y eso permite recortar el uso del gas y reducir las importaciones. Es también en esta franja cuando las baterías comienzan a cargarse, aprovechando el incremento progresivo de la generación fotovoltaica.

• Al mediodía, entre las 11 y las 17 h, la generación solar suele dominar el mix con valores que a menudo se sitúan alrededor de 20 GW y pueden superar puntualmente los 21 GW en días soleados. El gas se mantiene en mínimos técnicos y las baterías absorben varios gigavatios durante 3–4 horas. En muchos momentos, la producción fotovoltaica supera la demanda interna y el sistema puede exportar energía a otros estados. Esta situación tiende a hacer bajar notablemente los precios del mercado, pero el crecimiento del parque de almacenamiento ayuda a reducir tanto el volumen de exportaciones baratas como el alcance del curtailment.

En este sentido, vale la pena destacar los datos de otro documento publicado por CAISO, titulado Key Statistics – June 2025, donde se indica que el 12 de junio el sistema CAISO alcanzó un récord de exportaciones netas de hasta 7,38 GW hacia los sistemas vecinos en plena franja de máxima producción solar.

De manera complementaria, otra publicación de CAISO, el documento Monthly Renewables Performance Report – June 2025, señala que el máximo de generación solar del mes de junio de 2025 fue de 21,6 GW alrededor del mediodía, un registro que el sistema alcanzó el día 13 según las estadísticas del propio operador.

Estos valores ilustran hasta qué punto la fotovoltaica domina el sistema en las horas centrales del día y cómo, cuando la demanda interna queda saturada, el sistema se ve abocado a exportar grandes cantidades de energía a pesar de la capacidad de almacenamiento de la que ya se dispone en la red californiana.

• Por la tarde-noche, entre las 18 y las 22 h, la producción fotovoltaica cae rápidamente y entran con más peso el gas y las importaciones. La demanda neta, es decir, la demanda total menos la producción renovable, aumenta y, con ella, la presión alcista sobre el precio de la electricidad. Es precisamente en esta ventana cuando las baterías pasan a descargar de manera intensa la energía acumulada al mediodía, reduciendo la necesidad de las centrales de gas y suavizando así la subida del precio del kWh. Para evitar que esta descarga se concentre solo en la primera hora cara y las baterías queden demasiado vacías para el resto de la noche, el sistema introduce condiciones sobre cuál debe ser su estado de carga en cada hora: es lo que se denomina End-of-Hour State of Charge (EOH-SOC), es decir, un nivel mínimo de carga que la batería debe mantener al final de cada hora o de ciertas horas clave. Esto obliga, en la práctica, a repartir la descarga a lo largo de toda la ventana crítica (por ejemplo, de 18 a 22 h) y asegura que las baterías sigan aportando energía cuando la demanda y los precios están más tensionados, reduciendo el uso de gas natural en esas horas. En días punta de verano, la descarga ha llegado a cubrir aproximadamente una cuarta parte del consumo nocturno, con inyecciones de 8–10 GW en las horas críticas. Un ejemplo de ello fue el 19 de junio de 2025, entre las 19 y las 21 h, cuando las baterías fueron la principal fuente de electricidad del sistema CAISO, aportando energía equivalente a aproximadamente el 26% del consumo.

• Por la noche, a partir de las 22 h, se acaba la aportación de energía de las baterías hasta el día siguiente. En este momento del día, el viento suele ganar peso, la hidráulica proporciona un colchón estable y el gas y la nuclear cubren el diferencial restante para garantizar el suministro.

Con este esquema de funcionamiento horario, los datos de 2024 muestran que la realidad actual del sistema eléctrico californiano es que, al mediodía, entre las 10 y las 13 h, cuando la producción solar es abundante y la electricidad es barata, la carga de las baterías llega a representar de media el 14,7% de toda la demanda del sistema. En cambio, por la noche, entre las 17 y las 21 h, cuando el consumo crece y los precios tienden a subir, estas mismas baterías descargan y aportan de media el 8,6% de la electricidad consumida en esa franja. Y dentro de este periodo de descarga, podemos situar el punto álgido habitualmente alrededor de las 19 h, con unos 5.700 MW de inyección de media en 2024. En este sentido, para poner en contexto este último dato, cabe decir que en 2023 esta inyección media a las 19 h era de unos 2.700 MW. Por tanto, en solo un año, la aportación de las baterías al sistema en la franja horaria de las 19 h se ha más que duplicado, y eso ha permitido reducir el pico de potencia que deben aportar las centrales de gas para cubrir la demanda global.

El mensaje de fondo es sencillo, pero contundente: cuando la fotovoltaica tiene un peso muy importante en el sistema, la implantación de baterías se convierte en una pieza estructural clave, porque permite aplanar la curva de precios a lo largo del día y reducir la dependencia del gas natural en las horas con menos sol.

Conclusión

En definitiva, el comportamiento diario del sistema eléctrico de California es un ejemplo real que nos muestra qué ocurre cuando, en un sistema con una gran aportación de fotovoltaica, se introducen baterías como elementos estructurales del mix eléctrico para almacenar parte de la energía producida durante las horas de máxima generación solar y utilizarla posteriormente en las primeras horas de la noche, cuando la demanda empieza a crecer.

En solo unos años, California ha pasado de disponer de unos 500 MW en baterías a tener, en la actualidad, una potencia total en torno a los 13.000 MW. El proceso de despliegue de estos 13.000 MW y su integración en la operación diaria ha cambiado la manera en que el sistema cubre las necesidades de demanda eléctrica en las distintas franjas del día: al mediodía, las baterías absorben excedentes solares que antes habrían tenido que exportarse o desaprovecharse, y por la noche se utilizan para dar respuesta a una parte significativa de la demanda justo cuando la producción renovable cae y el sistema es más vulnerable a picos de precio. El patrón horario que hoy observamos en California, con baterías que se cargan cuando la energía es abundante y barata y se descargan cuando la demanda y los precios se disparan, es la mejor demostración de que el almacenamiento puede pasar de ser un recurso esporádico a convertirse en una pieza estructural del sistema.

Ahora bien, hay que tener presente que este retrato horario es solo una parte de la historia. Para entender hasta qué punto las baterías han transformado el sistema californiano, hay que mirar también qué ocurre “al otro lado del contador” y analizar el papel creciente del autoconsumo, de las plantas eléctricas virtuales y de los programas digitales que coordinan miles de baterías domésticas, así como el impacto conjunto de todo ello sobre el precio del kWh. Esto es precisamente lo que será el hilo conductor de la segunda parte de este artículo, en la que se analizará cómo contribuye al sistema eléctrico de California la energía procedente de las baterías de los hogares californianos y cómo todo este entramado de almacenamiento, tanto el conectado a la red como el distribuido en las viviendas, ha influido en la evolución del coste de la energía en California en los últimos cinco años.