Espera-se que os spreads de preços do CAISO aumentem para US$ 240-270/MWh até 2030, acima dos US$ 160/MWh em 2025. Depois, os spreads deverão cair, estabilizando em US$ 90-100/MWh próximo a 2050.

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

Na década de 2030, baterias substituirão as usinas a gás natural aposentadas como geração despachável. A capacidade eólica e solar crescerá para atender às metas de carbono do estado, levando à queda dos preços no mercado atacadista. No entanto, os preços de pico podem cair mais rápido do 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 Balanceamento (BAs) vizinhas terão impacto ainda maior nos preços da energia no atacado da Califórnia.

Principais pontos

• O crescimento da demanda de data centers (3,5 GW na Califórnia) e da indústria em toda a WECC vai elevar os preços de pico e aumentar 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 usinas a gás natural aposentadas e a energia eólica offshore reduz os preços noturnos, estabilizando em US$ 90-100/MWh até 2050.
• Geradores solares ofertam ao custo marginal impulsionado pelos Créditos 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 na década de 2030

Os 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 em escala de rede da Califórnia.

A volatilidade dos preços no CAISO voltou aos níveis vistos antes do pico global dos preços do gás natural em 2022, após o conflito Ucrânia-Rússia. Essa mesma queda nos preços do gás fez com que as médias ATC (around-the-clock) 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 pelo restante desta década, antes de iniciarem uma queda gradual em meados da década de 2030, estabilizando em US$ 90-100/MWh próximo a 2050.

As tendências da curva de preços da Califórnia nos próximos 25 anos passarão por três etapas: 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 usinas a gás natural em toda a Interconexão Oeste. Como resultado, os preços de pico noturnos e do início da noite sobem, impulsionando o topo do spread TB4.

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

Mas o novo crescimento nas BAs vizinhas em toda a Interconexão Oeste também influenciará os preços da energia no CAISO. Esse efeito será ainda mais evidente após o EDAM do CAISO entrar em operação em maio de 2026.

O crescimento da demanda na WECC mais ampla deve ser duas vezes mais rápido do que na Califórnia.

Novos data centers, a indústria emergente de semicondutores e baterias, e a eletrólise de hidrogênio são as maiores fontes de crescimento da demanda. 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 térmicas a gás

Na década de 2030, os preços de pico caem rapidamente com a aposentadoria das usinas a gás natural, e os preços da energia se desvinculam do mercado de gás. Baterias então substituem essas unidades como geração despachável para atender a necessidade de rampa de carga líquida do CAISO ao nascer e pôr do sol.

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

Esses geradores recebem receitas das distribuidoras como parte dos seus contratos de compra de energia (PPAs) por fornecerem Créditos de Energia Renovável (REC). Esses créditos são utilizados pelas distribuidoras para atingir 60% de energia limpa até 2030, conforme estabelecido pelo Padrão de Portfólio Renovável (RPS) da Califórnia.

Com a concorrência entre geradores solares, as unidades ofertam mais próximo do seu custo marginal de produção para cumprir os termos dos PPAs e garantir os créditos, trazendo os preços do sistema ao meio-dia para perto do valor desses RECs.

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

A principal incerteza é o risco de política federal. 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 de desenvolvimento, com concessões recebidas em 2022 e nenhuma obra iniciada.

Se esses projetos forem concluídos com sucesso, não receberão Créditos Fiscais Federais de Produção (PTCs) da Lei de Redução da Inflação. O encerramento acelerado dos PTCs introduzido pela 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 do atacado ao ofertar no piso de preço determinado pelo REC dos seus PPAs.

2040-2050: Baterias achatam a curva duck do CAISO

À medida que a Interconexão Oeste continua a eletrificar, as Autoridades de Balanceamento da WECC preveem que a demanda crescerá 1,2% ao ano nos próximos 25 anos – mais que o dobro do CAGR de 0,5% esperado no CAISO.

Mas o crescimento conjunto de renováveis e baterias significa que a demanda efetiva será menor e mais estável em comparação com hoje.

Na 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 duck se acentua, baterias construídas em conjunto ajudarão a reduzir esse efeito, achatando a curva de carga que precisa ser atendida por outras fontes despacháveis.

Resumo

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

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 nos últimos dois anos.

Duas incertezas permanecem: o 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 de políticas federais emergentes dificultarem o desenvolvimento dos principais projetos eólicos, os preços médios fora do horário solar não cairão tão rápido quanto o esperado.