Si prevede che gli spread dei prezzi CAISO aumenteranno fino 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 nell’Interconnessione Occidentale è destinata a far salire i prezzi di picco.

Negli anni 2030, le batterie sostituiranno i generatori a gas naturale in pensionamento come produzione 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 scendere più rapidamente di quelli di metà giornata, comprimendo gli spread nel lungo periodo.

Con l’Extended Day-Ahead Market (EDAM) di CAISO previsto per il lancio 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 dai data center (3,5 GW in California) e dall’industria manifatturiera in tutta la WECC farà aumentare i prezzi di picco e porterà gli spread TB4 a 240-270 $/MWh entro il 2030.
• Gli spread TB4 diminuiranno negli anni 2030, quando le batterie sostituiranno le unità a gas naturale in pensionamento e l’eolico offshore abbasserà i prezzi notturni, stabilizzandosi a 90-100 $/MWh entro il 2050.
• I generatori solari offrono a costi marginali guidati dai Renewable Energy Credit (REC), deprimendo i prezzi di metà giornata in tutto il CAISO. Questo minimo persisterà fino al 2050.
• Diablo Canyon, l’ultima centrale nucleare della California, probabilmente riceverà una terza proroga, continuando a operare oltre il 2050.

Gli spread dei prezzi aumentano nel breve termine, poi calano negli anni 2030

Top-bottom four-hour (TB4) gli spread dei prezzi dell’energia nell’area di Southern California Edison (SCE) sono stati in media di 160 $/MWh nel 2025. Questo rappresenta l’opportunità di arbitraggio disponibile per il 70% delle batterie su scala di rete in California.

La volatilità dei prezzi in CAISO è tornata ai livelli medi precedenti al picco dei prezzi globali del gas naturale nel 2022 a seguito del conflitto tra Ucraina e Russia. Questo stesso calo dei prezzi del gas ha fatto sì che anche le medie “around-the-clock” (ATC) seguissero un andamento simile, scendendo a 35-40 $/MWh lo scorso anno.

Ma 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 a metà degli anni 2030, stabilizzandosi a 90-100 $/MWh verso il 2050.

Le tendenze della curva dei prezzi in California nei prossimi 25 anni attraverseranno tre fasi: tra oggi e il 2030, fino al 2040 e poi fino 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 l’Interconnessione Occidentale. Di conseguenza, i prezzi di picco notturni e serali aumenteranno, incrementando la parte alta dello spread TB4.

In California, i nuovi data center potrebbero aggiungere 3,5 GW di domanda di picco, dieci volte rispetto a oggi. Il 90% di questa capacità sarebbe nell’area di competenza di Pacific Gas and Electric (PG&E) che copre la California settentrionale.

Ma la nuova crescita nelle BA confinanti dell’Interconnessione Occidentale influenzerà anche i prezzi dell’energia in CAISO. I loro effetti saranno ancora più rilevanti dopo l’avvio dell’Extended Day Ahead Market (EDAM) di CAISO a maggio 2026.

Si prevede che la crescita della domanda nell’intera WECC aumenterà a un ritmo doppio rispetto alla California.

Nuovi data center, industria emergente dei semiconduttori e delle batterie e l’elettrolisi dell’idrogeno sono le principali fonti di crescita della domanda. Questo cambiamento nella 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 il pensionamento delle centrali a gas

Negli anni 2030, i prezzi di picco scenderanno rapidamente con il pensionamento dei generatori a gas naturale e i prezzi dell’energia si sganceranno dai mercati del gas. Le batterie sostituiranno queste unità come produzione dispacciabile per soddisfare la necessità di ramping del carico netto di CAISO all’alba e al tramonto.

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

Questi generatori ricevono ricavi dalle utility come parte dei Power Purchase Agreements (PPA) per la fornitura di Renewable Energy Credits (REC). Questi crediti sono richiesti dalle utility per raggiungere il 60% di energia pulita entro il 2030, come previsto dai Renewable Portfolio Standards (RPS) della California.

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

La capacità eolica nel nord della California continuerà a crescere nei primi anni 2030, soprattutto con l’introduzione dell’eolico offshore galleggiante. I due principali progetti offshore previsti nella WECC ADS sono Humboldt (900 MW) e Morro Bay (2.900 MW), con entrata in servizio tra il 2032 e il 2034.

L’incertezza principale riguarda il rischio delle politiche federali. Gli ordini di sospensione dei lavori per i progetti eolici offshore sulla costa est da parte dell’attuale amministrazione potrebbero indicare una più ampia opposizione. Morro Bay e Humboldt sono ancora nelle fasi iniziali di sviluppo, avendo ottenuto le concessioni nel 2022 ma senza lavori di costruzione avviati.

Se questi progetti saranno completati con successo, non riceveranno i Production Tax Credits (PTC) federali previsti dall’Inflation Reduction Act. Il termine anticipato dei PTC introdotto dall’One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) significa che i generatori eolici operativi dopo il 2027 non saranno idonei. Tuttavia, continueranno a esercitare una pressione al ribasso sui prezzi all’ingrosso offrendo al prezzo minimo guidato dai REC dei loro PPA.

2040-2050: Le batterie appiattiscono la curva “duck” di CAISO

Con l’elettrificazione continua dell’Interconnessione Occidentale, le Autorità di Bilanciamento della WECC prevedono una crescita della domanda dell’1,2% annuo nei prossimi 25 anni – più del doppio dello 0,5% CAGR previsto per CAISO.

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

Negli anni 2040, solare ed eolico porteranno i valori medi del Net Load fino a -10 GW a metà giornata. Ma con l’approfondirsi della “duck curve”, le batterie costruite appositamente ridurranno questo effetto, appiattendo la curva della domanda che dovrà essere soddisfatta dalla generazione dispacciabile restante.

Conclusioni

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

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

Restano due incertezze: la crescita della domanda e lo sviluppo degli attuali generatori eolici onshore e offshore.

Se la crescita della domanda da data center e industria manifatturiera sarà inferiore alle attese, gli spread continueranno a diminuire rispetto agli attuali livelli.

E se le politiche federali dovessero ostacolare lo sviluppo dei principali progetti eolici, i prezzi medi nelle ore senza solare non scenderanno tanto rapidamente quanto previsto.