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 avvicinandosi al 2050.

Nel breve termine, la crescita della domanda in tutta la Western Interconnection porterà ad un aumento dei prezzi di picco.

Negli anni 2030, le batterie sostituiranno i generatori a gas naturale in pensionamento come generazione flessibile. La capacità eolica e solare crescerà per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione dello stato, portando a una diminuzione dei prezzi all’ingrosso. Tuttavia, i prezzi di picco potrebbero scendere più rapidamente rispetto a quelli di metà giornata, comprimendo gli spread nel lungo periodo.

Con l’Extended Day-Ahead Market (EDAM) di CAISO programmato per il lancio a maggio 2026, le autorità di bilanciamento (BA) vicine avranno un impatto sempre maggiore sui prezzi all’ingrosso dell’energia in California.

La nostra ultima analisi del mercato CAISO utilizza la versione di febbraio 2026 della previsione dei prezzi dell’energia WECC di Modo Energy - ora disponibile nel Terminal.

Punti chiave

• L’aumento della domanda da data center (3,5 GW in California) e dall’industria in tutta la WECC farà salire i prezzi di picco e porterà gli spread TB4 a 240-270 $/MWh entro il 2030.
• Gli spread TB4 diminuiranno negli anni 2030 mentre 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 faranno offerte al loro costo marginale guidato dai Renewable Energy Credit (REC), deprimendo i prezzi di metà giornata su CAISO. Questo livello 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 salgono nel breve termine, poi calano negli anni 2030

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

La volatilità dei prezzi in CAISO è tornata ai livelli precedenti all’impennata dei prezzi globali del gas naturale nel 2022, in seguito al conflitto tra Ucraina e Russia. Questo stesso calo dei prezzi del gas ha portato le medie ATC (around-the-clock) a seguire un percorso 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 una graduale diminuzione a metà degli anni 2030, stabilizzandosi a 90-100 $/MWh verso il 2050.

L’aumento della domanda fa salire gli spread nel breve termine, poi batterie e rinnovabili comprimono lo spread

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

2026-2030: Forte crescita della domanda in tutto l’Ovest fa aumentare 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 notturni e serali di picco aumenteranno, facendo salire la parte alta dello spread TB4.

In California, i nuovi data center potrebbero aggiungere 3,5 GW di domanda di picco, dieci volte quanto esiste oggi. Il 90% di questa capacità sarebbe nella giurisdizione di Pacific Gas and Electric (PG&E), che copre la California settentrionale.

Ma la nuova crescita nelle BA confinanti in tutta la Western Interconnection influenzerà anche i prezzi dell’energia in CAISO. I loro effetti saranno ancora più rilevanti dopo l’entrata in funzione 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, la nascente produzione di semiconduttori e batterie, e l’elettrolisi dell’idrogeno sono le principali fonti di crescita della domanda. Questo cambiamento nella curva della 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 calano rapidamente con il pensionamento dei generatori a gas naturale e i prezzi dell’energia si scollegano dai mercati del gas. Le batterie sostituiscono queste unità come generazione flessibile per rispondere alle variazioni di carico netto 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 dei loro Power Purchase Agreement (PPA) per la fornitura di Renewable Energy Credit (REC). Questi crediti sono richiesti dalle utility per raggiungere il 60% di energia pulita entro il 2030, come previsto dagli standard RPS della California.

Con la crescente competizione tra i generatori solari, le offerte si avvicinano sempre più al costo marginale di produzione, rispettando i termini dei PPA e garantendo la ricezione dei crediti, portando i prezzi di sistema di metà giornata sempre più vicini al prezzo dei REC.

La capacità eolica nella California settentrionale continua a crescere nei primi anni 2030, in particolare 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 date di entrata in funzione tra il 2032 e il 2034.

L’incertezza principale riguarda il rischio politico federale. Gli ordini di sospensione dei lavori dell’attuale amministrazione per i progetti eolici offshore sulla costa orientale potrebbero indicare una più ampia opposizione. Morro Bay e Humboldt sono ancora nelle prime fasi 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 Credit (PTC) federali previsti dall’Inflation Reduction Act. Il termine anticipato dei PTC introdotto dalla legge OBBBA significa che i generatori eolici in funzione dopo il 2027 non saranno idonei. Tuttavia, continueranno a esercitare una pressione al ribasso sui prezzi in linea con i PPA guidati dai REC.

2040-2050: Le batterie appiattiscono la duck curve

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

Ma la crescita parallela di rinnovabili e batterie significa che il carico effettivo sarà sia più basso che più piatto rispetto a oggi.

Negli anni 2040, solare ed eolico porteranno la media del Net Load fino a -10 GW a metà giornata. Ma man mano che la duck curve si approfondisce, le batterie costruite appositamente per ridurre questo effetto appiattiscono la curva del carico che deve essere coperta da altra generazione flessibile.

In sintesi

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

Ma dopo il 2035, il quadro 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 dei generatori eolici offshore e onshore esistenti.

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

E se il rischio politico federale dovesse ostacolare lo sviluppo dei grandi progetti eolici, i prezzi medi nelle ore senza solare non scenderanno velocemente come previsto.