Espera-se que os spreads de preços do CAISO aumentem para US$ 240-270/MWh até 2030, acima dos US$ 160/MWh em 2025. Em seguida, os spreads devem cair, estabilizando-se em US$ 90-100/MWh à medida que se aproxima 2050.

No curto prazo, o crescimento da demanda em toda a Western Interconnection deve elevar os preços de pico.

Na década de 2030, baterias substituem geradores a gás natural aposentados como geração despachável. A capacidade eólica e solar cresce para atender às metas de carbono do estado, causando queda nos preços no atacado. No entanto, os preços de pico podem cair mais rápido que os preços do meio-dia, comprimindo os spreads no longo prazo.

Com o Extended Day-Ahead Market (EDAM) do CAISO previsto para entrar em operação em maio de 2026, as Autoridades de Balanço (BAs) vizinhas passarão a ter maior impacto nos preços de energia no atacado da Califórnia.

Principais destaques

• O crescimento da demanda de data centers (3,5 GW na Califórnia) e da indústria em toda a WECC elevará os preços de pico e levará os spreads TB4 para US$ 240-270/MWh até 2030.
• Os spreads TB4 caem ao longo da década de 2030, à medida que baterias substituem unidades de gás natural eólica offshore reduz os preços noturnos, estabilizando-se em US$ 90-100/MWh até 2050.
• Geradores solares ofertam ao custo marginal impulsionado pelo Crédito de Energia Renovável (REC), pressionando os preços do meio-dia em todo o CAISO. Esse piso persiste até 2050.
• Diablo Canyon, a última usina nuclear da Califórnia, provavelmente receberá sua terceira extensão, continuando a operar além de 2050.

Spreads de preços sobem no curto prazo e caem nos anos 2030

Spreads de preços top-bottom de quatro horas (TB4) na área da Southern California Edison (SCE) tiveram média de US$ 160/MWh em 2025. Isso serve de referência para a oportunidade de arbitragem disponível para 70% das baterias de grande porte da Califórnia.

A volatilidade dos preços no CAISO retornou às médias vistas antes do aumento dos preços globais do gás natural em 2022, após o conflito Ucrânia-Rússia. Essa mesma queda nos preços do gás fez com que as médias ao longo do dia (ATC) seguissem caminho semelhante, caindo para US$ 35-40/MWh no ano passado.

Mas, olhando para frente, espera-se que os spreads TB4 voltem a subir para US$ 240-270/MWh até o final desta década, antes de iniciarem uma queda gradual em meados dos anos 2030, estabilizando-se em US$ 90-100/MWh até 2050.

As tendências da curva de preços da Califórnia nos próximos 25 anos passarão por três estágios: entre hoje e 2030, até 2040 e depois até 2050.

2026-2030: Forte crescimento da demanda no Oeste eleva preços de pico

Nos próximos cinco anos, o crescimento da demanda aumentará as horas de operação das antigas frotas de gás natural em toda a Western Interconnection. Como resultado, os preços de pico noturnos e vespertinos sobem, elevando o topo do spread TB4.

Na Califórnia, novos data centers podem adicionar 3,5 GW de demanda de pico, dez vezes o que existe hoje. 90% dessa capacidade estaria sob a jurisdição da Pacific Gas and Electric (PG&E), que cobre o norte da Califórnia.

Mas o novo crescimento em BAs vizinhas na Western Interconnection também influenciará os preços de energia no CAISO. Seus efeitos serão ainda mais evidentes após o lançamento do Extended Day Ahead Market (EDAM) do CAISO em maio de 2026.

Espera-se que o crescimento da demanda na WECC seja duas vezes mais rápido que na Califórnia.

Novos data centers, a emergente indústria de semicondutores e baterias e a eletrólise de hidrogênio são as maiores fontes desse crescimento. Essa mudança na curva de demanda ajuda a explicar o aumento dos preços de pico entre 2026 e 2030.

2030-2040: Preços de pico caem com aposentadoria de usinas a gás natural

Na década de 2030, os preços de pico caem rapidamente com a aposentadoria dos geradores a gás natural, e os preços de energia se desvinculam do mercado de gás. Baterias então substituem essas unidades como geração despachável para atender à necessidade de ramp-up do CAISO ao amanhecer e anoitecer.

Solar continua dominando a matriz diária de geração, reduzindo os preços do meio-dia.

Esses geradores recebem receitas das distribuidoras como parte dos Contratos de Compra de Energia (PPAs) por fornecer Créditos de Energia Renovável (RECs). Esses créditos são usados pelas distribuidoras para alcançar 60% de energia limpa até 2030, conforme definido pelo Padrão de Portfólio Renovável (RPS) da Califórnia.

Com o aumento da competição entre geradores solares, as unidades ofertam cada vez mais próximo ao custo marginal de produção para cumprir os termos dos PPAs e garantir os créditos, levando os preços do sistema ao meio-dia mais próximos ao valor desses RECs.

Eólica no norte da Califórnia continua crescendo no início da década de 2030, principalmente com a introdução da eólica offshore flutuante. Os dois principais projetos offshore previstos na WECC ADS incluem Humboldt (900 MW) e Morro Bay (2.900 MW), com início previsto entre 2032 e 2034.

A principal incerteza é o risco de políticas federais. As ordens de paralisação do governo atual para projetos eólicos offshore na Costa Leste podem sinalizar oposição mais ampla. Morro Bay e Humboldt ainda estão em fase inicial, com concessões obtidas em 2022 e sem obras iniciadas.

Se esses projetos forem concluídos com sucesso, não receberão os Créditos Fiscais de Produção Federais (PTCs) do Inflation Reduction Act. O encerramento antecipado dos PTCs, introduzido pelo One Big Beautiful Bill Act (OBBBA), significa que geradores eólicos que entrarem em operação após 2027 não serão elegíveis. Ainda assim, exercerão pressão para baixo nos preços, alinhados aos PPAs impulsionados por REC.

2040-2050: Baterias suavizam a curva do pato do CAISO

À medida que a Western Interconnection continua a eletrificar, as Autoridades de Balanço da WECC preveem crescimento da demanda de 1,2% ao ano nos próximos 25 anos - mais que o dobro dos 0,5% de CAGR esperados no CAISO.

Porém, o crescimento conjunto das renováveis e baterias faz com que a demanda efetiva seja mais baixa e estável em relação a hoje.

Até a década de 2040, solar e eólica criarão médias de Net Load tão baixas quanto -10 GW ao meio-dia. Mas, à medida que a curva do pato se aprofunda, baterias construídas em conjunto reduzem esse efeito, achatando a curva de demanda que deve ser atendida por outras fontes despacháveis.

Resumo

Para investidores em baterias no CAISO, os próximos cinco anos oferecem o ambiente de arbitragem mais favorável, caso o crescimento da demanda eleve os preços de pico conforme esperado. Spreads TB4 de US$ 240-270/MWh até 2030 recompensam desenvolvedores que conseguirem colocar capacidade online antes que a compressão dos spreads comece.

Mas após 2035, o cenário de receitas muda. Contratos de Resource Adequacy passarão a fornecer a maior parte da receita para baterias - como já ocorre há dois anos.

Duas incertezas permanecem: crescimento da demanda e o desenvolvimento dos atuais projetos eólicos offshore e onshore.

Se o crescimento da demanda de data centers e indústria ficar abaixo do esperado, os spreads continuarão caindo em relação aos níveis atuais.

E se riscos federais emergentes afetarem o desenvolvimento de grandes projetos eólicos, os preços médios fora do horário solar não cairão tão rápido quanto o previsto.