Si prevede che gli spread dei prezzi CAISO aumenteranno a 240-270 $/MWh entro il 2030, rispetto ai 160 $/MWh del 2025. Successivamente, gli spread diminuiranno, stabilizzandosi a 90-100 $/MWh verso il 2050.

Nel breve termine, la crescita della domanda in tutta la Western Interconnection è destinata ad aumentare i prezzi di picco.

Negli anni '30, le batterie sostituiranno i generatori a gas naturale in pensionamento come generazione dispacciabile. La capacità eolica e solare crescerà per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione dello stato, causando una diminuzione dei prezzi all’ingrosso. Tuttavia, i prezzi di picco potrebbero diminuire più rapidamente rispetto ai prezzi di metà giornata, comprimendo gli spread nel lungo periodo.

Con il lancio previsto del mercato esteso Day-Ahead CAISO (EDAM) a maggio 2026, le autorità di bilanciamento (BA) confinanti inizieranno ad avere un impatto maggiore sui prezzi all’ingrosso dell’energia in California.

Punti chiave

• La crescita della domanda da data center (3,5 GW in California) e dall’industria nel WECC aumenterà i prezzi di picco e porterà gli spread TB4 a 240-270 $/MWh entro il 2030.
• Gli spread TB4 diminuiranno negli anni '30 mentre le batterie sostituiscono le unità a gas naturale e l’eolico offshore abbassa i prezzi notturni, stabilizzandosi a 90-100 $/MWh entro il 2050.
• I generatori solari offrono al costo marginale guidato dai Renewable Energy Credit (REC), deprimendo i prezzi di metà giornata su CAISO. Questo livello minimo persiste fino al 2050.
• Diablo Canyon, l’ultima centrale nucleare della California, probabilmente riceverà una terza proroga, continuando a funzionare oltre il 2050.

Gli spread dei prezzi aumentano nel breve termine, poi calano negli anni '30

Spread di prezzo top-bottom su quattro ore (TB4) nella giurisdizione di Southern California Edison (SCE) hanno registrato una media di 160 $/MWh nel 2025. Questo rappresenta l’opportunità di arbitraggio disponibile per il 70% delle batterie su scala di rete della California.

La volatilità dei prezzi in CAISO è tornata ai livelli medi precedenti all’aumento dei prezzi globali del gas naturale nel 2022, dopo il conflitto tra Ucraina e Russia. Questo stesso calo dei prezzi del gas ha portato le medie ATC (around-the-clock) a seguire un andamento simile, scendendo a 35-40 $/MWh lo scorso anno.

Guardando al futuro, si prevede che gli spread TB4 risaliranno a 240-270 $/MWh per il resto di questo decennio, prima di iniziare un graduale calo verso la metà degli anni '30, stabilizzandosi a 90-100 $/MWh in prossimità del 2050.

Le tendenze della curva dei prezzi in California nei prossimi 25 anni attraverseranno tre fasi: da oggi al 2030, al 2040 e infine al 2050.

​2026-2030: Forte crescita della domanda nell’Ovest fa salire i prezzi di picco

Nei prossimi cinque anni, la crescita della domanda aumenterà le ore di funzionamento delle vecchie centrali a gas naturale in tutta la Western Interconnection. Di conseguenza, i prezzi di picco notturni e serali aumenteranno, incrementando il limite superiore dello spread TB4.

In California, i nuovi data center potrebbero aggiungere 3,5 GW di domanda di picco, dieci volte la capacità attuale. Il 90% di questa capacità ricadrebbe sotto la giurisdizione di Pacific Gas and Electric (PG&E), che copre il Nord della California.

Ma la nuova crescita nelle BA confinanti della Western Interconnection influenzerà anch’essa i prezzi dell’energia in CAISO. I loro effetti saranno ancora più evidenti dopo l’avvio dell’Extended Day Ahead Market (EDAM) di CAISO previsto per maggio 2026.

La crescita della domanda nel WECC più ampio dovrebbe aumentare il doppio rispetto alla California.

Nuovi data center, la nascita dell’industria dei semiconduttori e delle batterie e l’elettrolisi dell’idrogeno sono le principali fonti di crescita della domanda. Questo spostamento della curva di domanda aiuta a spiegare l’aumento dei prezzi di picco tra il 2026 e il 2030.

2030-2040: I prezzi di picco calano con la dismissione delle centrali a gas

Negli anni '30, i prezzi di picco calano rapidamente con la dismissione dei generatori a gas naturale, e i prezzi dell’energia si sganciano dai mercati del gas. Le batterie sostituiscono queste unità come generazione dispacciabile per soddisfare la domanda netta di CAISO all’alba e al tramonto.

Il solare continua a dominare la produzione giornaliera, abbassando i prezzi di metà giornata.

Questi generatori ricevono ricavi dalle utility come parte degli accordi PPA per la fornitura di Renewable Energy Credits (REC). Questi crediti vengono utilizzati dalle utility per raggiungere il 60% di energia pulita entro il 2030, come previsto dagli standard RPS della California.

Con la concorrenza tra i generatori solari, le offerte si avvicinano sempre più al costo marginale di produzione per rispettare i termini dei PPA e assicurarsi i crediti, portando i prezzi di sistema di metà giornata vicino al valore dei REC.

L’eolico nel Nord della California continua a crescere nei primi anni '30, soprattutto con l’introduzione dell’eolico offshore galleggiante. I due principali progetti offshore previsti nel WECC ADS sono Humboldt (900 MW) e Morro Bay (2.900 MW), con entrata in funzione tra il 2032 e il 2034.

L’incertezza principale riguarda il rischio politico federale. Le sospensioni dei lavori imposte dall’amministrazione attuale ai progetti eolici offshore sulla costa Est potrebbero segnalare un’opposizione più ampia. Morro Bay e Humboldt sono ancora in fase iniziale, avendo ricevuto le concessioni nel 2022 e senza lavori avviati.

Se questi progetti verranno completati con successo, non riceveranno i Production Tax Credits (PTC) federali previsti dall’Inflation Reduction Act. L’accelerazione nella scadenza dei PTC introdotta dall’OBBBA significa che i generatori eolici attivati dopo il 2027 non saranno idonei. Tuttavia, eserciteranno comunque una pressione al ribasso sui prezzi, in linea con i PPA guidati dai REC.

2040-2050: Le batterie appiattiscono la duck curve di CAISO

Con la continua elettrificazione della Western Interconnection, le autorità di bilanciamento nel WECC prevedono una crescita della domanda dell’1,2% annuo nei prossimi 25 anni - più del doppio rispetto allo 0,5% previsto in CAISO.

Ma la crescita parallela di rinnovabili e batterie farà sì che la domanda effettiva sarà sia più bassa che più piatta rispetto a oggi.

Negli anni ‘40, solare ed eolico porteranno la domanda netta media anche a -10 GW a metà giornata. Ma con l’approfondirsi della duck curve, le batterie costruite per contrastare questo effetto appiattiscono la curva di carico che deve essere soddisfatta da altra generazione dispacciabile.

In sintesi

Per gli investitori in batterie in CAISO, i prossimi cinque anni offrono il miglior ambiente di arbitraggio se la crescita della domanda farà effettivamente salire i prezzi di picco come previsto. Gli spread TB4 di 240-270 $/MWh fino al 2030 premiano gli sviluppatori che riusciranno a mettere online capacità prima dell’inizio della compressione degli spread.

Ma oltre il 2035, il caso dei ricavi cambia. I contratti di Resource Adequacy forniranno la maggior parte dei ricavi per le batterie - come già avviene da due anni.

Rimangono due incertezze: la crescita della domanda e lo sviluppo degli impianti eolici onshore e offshore esistenti.

Se la crescita della domanda da data center e industria non dovesse rispettare le aspettative, gli spread continueranno a diminuire rispetto ai livelli attuali.

E se emergenti rischi politici federali ostacolassero lo sviluppo dei principali progetti eolici, i prezzi medi nelle ore fuori dal solare non caleranno così rapidamente come previsto.