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

Con l’entrata in funzione dell’Extended Day-Ahead Market (EDAM) di CAISO prevista per maggio 2026, le autorità di bilanciamento (BA) vicine avranno un impatto crescente 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 in tutta la WECC aumenterà i prezzi di picco e porterà gli spread TB4 a 240-270 $/MWh entro il 2030.
• Gli spread TB4 diminuiranno nel corso degli anni 2030, quando le batterie sostituiranno le unità a gas naturale in dismissione e l’eolico offshore abbasserà i prezzi notturni, stabilizzandosi a 90-100 $/MWh entro il 2050.
• I generatori solari offrono prezzi marginali guidati dai Renewable Energy Credit (REC), facendo scendere 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 aumentano nel breve termine, poi calano negli anni 2030

Gli spread dei prezzi top-bottom su quattro ore (TB4) nella giurisdizione di Southern California Edison (SCE) si sono attestati in media a 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 del 2022, in seguito al conflitto tra Ucraina e Russia. Questa stessa diminuzione dei prezzi del gas ha portato anche 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.

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 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, alzando il limite superiore 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 sarà nella giurisdizione di Pacific Gas and Electric (PG&E), che copre il Nord della California.

Ma la nuova crescita nei BA confinanti attraverso la Western Interconnection influenzerà anch’essa i prezzi dell’energia in CAISO. I loro effetti saranno ancora più marcati dopo l’entrata in funzione dell’EDAM di CAISO a maggio 2026.

Si prevede che la crescita della domanda nella WECC più ampia 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 spostamento 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 scendono con la dismissione degli impianti a gas naturale

Negli anni 2030, i prezzi di picco scenderanno rapidamente con la dismissione dei generatori a gas naturale, e i prezzi dell’energia si sganceranno dai mercati del gas. Le batterie sostituiranno poi queste unità come generazione programmabile per soddisfare il 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 tramite 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 stabilito dal Renewable Portfolio Standards (RPS) della California.

Con la crescente competizione tra generatori solari, le offerte si avvicinano sempre di più al costo marginale di produzione, in linea con i termini dei PPA, per assicurarsi i crediti, portando i prezzi di sistema di metà giornata sempre più vicini al 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 date di entrata in funzione tra il 2032 e il 2034.

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

Se questi progetti verranno completati con successo, non riceveranno i Production Tax Credits (PTC) federali previsti dall’Inflation Reduction Act. La rapida eliminazione dei PTC introdotta dall’One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) significa che i generatori eolici attivati dopo il 2027 non saranno idonei. Tuttavia, continueranno a esercitare una pressione al ribasso sui prezzi tramite 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 della WECC prevedono una crescita della domanda dell’1,2% annuo nei prossimi 25 anni - oltre il doppio dello 0,5% di CAGR previsto in CAISO.

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

Negli anni 2040, solare ed eolico porteranno i valori medi di Net Load a -10 GW a metà giornata. Ma con l’approfondirsi della duck curve, le batterie costruite appositamente ridurranno questo effetto, appiattendo la curva di carico che dovrà essere soddisfatta da altra generazione programmabile.

In sintesi

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

Ma oltre il 2035, il modello di ricavi cambierà. 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 offshore e onshore.

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

E se nuovi rischi a livello federale rallenteranno lo sviluppo dei grandi progetti eolici, i prezzi medi nelle ore senza sole non scenderanno così rapidamente come previsto.