Espera-se que os spreads de preços da CAISO aumentem para US$ 240-270/MWh até 2030, acima dos US$ 160/MWh em 2025. Depois, os spreads devem cair, estabilizando-se em US$ 90-100/MWh próximo de 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 em fim de vida como geração despachável. A capacidade eólica e solar aumenta 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 a entrada em operação do Extended Day-Ahead Market (EDAM) da CAISO prevista para maio de 2026, 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 impulsionará 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 a gás natural e a energia eólica offshore reduz 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 toda a 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 sobem no curto prazo e caem na década de 2030

Spreads de preços top-bottom de quatro horas (TB4) na área de concessão 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 na CAISO voltou aos níveis médios observados antes do aumento 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 "Around-the-Clock" (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 pelo restante desta década, antes de iniciarem uma queda gradual em meados da década de 2030, estabilizando-se em US$ 90-100/MWh próximo de 2050.

As tendências na 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: Grande crescimento de carga no Oeste eleva preços de pico

Nos próximos cinco anos, o crescimento da carga aumentará as horas de operação das antigas frotas de gás natural em toda a Western Interconnection. Como resultado, os preços de pico noturno e vespertino sobem, elevando 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 sob a jurisdição da Pacific Gas and Electric (PG&E), cobrindo o norte da Califórnia.

Mas o novo crescimento em BAs vizinhas na Western Interconnection também impulsionará os preços de energia na CAISO. Seus efeitos serão ainda mais evidentes após a entrada em operação do EDAM da CAISO em maio de 2026.

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

Novos data centers, fábricas de semicondutores e baterias emergentes, e eletrólise de hidrogênio são as maiores fontes de crescimento de carga. 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 das térmicas a gás

Na década de 2030, os preços de pico caem rapidamente à medida que geradores a gás natural se aposentam, e os preços de energia se desacoplam dos mercados de gás. Baterias passam a substituir essas unidades como geração despachável para atender à necessidade de rampa de carga líquida da CAISO ao amanhecer e ao entardecer.

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 utilizados pelas distribuidoras para atingir 60% de energia limpa até 2030, conforme definido pelo Renewable Portfolio Standards (RPS) da Califórnia.

Com a concorrência entre geradores solares, as unidades ofertam cada vez mais próximo ao seu custo marginal de produção para cumprir os termos dos PPAs e garantir o recebimento dos créditos, aproximando o preço do sistema no meio-dia ao valor desses RECs.

Eólica no norte da Califórnia segue crescendo no início da década de 2030, principalmente com a introdução de projetos offshore flutuantes. Os dois principais projetos eólicos offshore previstos no WECC ADS são Humboldt (900 MW) e Morro Bay (2.900 MW), com início entre 2032 e 2034.

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

Se esses projetos forem concluídos com sucesso, não receberão os Créditos Fiscais de Produção (PTCs) federais do Inflation Reduction Act. O término acelerado 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 de baixa sobre os preços, conforme os PPAs baseados em REC.

2040-2050: Baterias achatam a curva do pato da CAISO

À medida que a Western Interconnection segue se eletrificando, as Autoridades de Balanço da WECC projetam crescimento de carga de 1,2% ao ano nos próximos 25 anos - mais que o dobro do CAGR de 0,5% esperado na CAISO.

Mas o crescimento conjunto das renováveis e baterias significa que a carga efetiva será tanto menor quanto mais estável em relação aos dias atuais.

Na década de 2040, solar e eólica criarão médias de carga líquida tão baixas quanto -10 GW ao meio-dia. Mas, à medida que a curva do pato se aprofunda, baterias instaladas em conjunto reduzem esse efeito, achatando a curva de carga a ser atendida por outras gerações despacháveis.

Resumo final

Para investidores em baterias na CAISO, os próximos cinco anos oferecem o ambiente de arbitragem mais favorável se o crescimento da carga elevar os preços de pico conforme 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 ser a principal fonte de receita para baterias - como já ocorre nos últimos dois anos.

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

Se o crescimento da demanda de data centers e fábricas for menor que o esperado, os spreads continuarão caindo em relação aos níveis atuais.

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