Prevê-se que os spreads de preços do CAISO aumentem para US$ 240-270/MWh até 2030, em comparação com US$ 160/MWh em 2025. Depois, esses spreads devem cair, estabilizando em US$ 90-100/MWh na aproximação de 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 de energia eólica e solar crescerá para cumprir as metas de carbono do estado, fazendo com que os preços no atacado diminuam. 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 Mercado Estendido do Dia Anterior (EDAM) do CAISO programado para entrar em operação em maio de 2026, as Autoridades de Balanceamento (BAs) vizinhas começarão a ter um impacto maior nos preços da energia no atacado da Califórnia.

Nossa última perspectiva do mercado CAISO utiliza a versão de fevereiro de 2026 da Previsão de Preços de Energia WECC da Modo Energy - já disponível no Terminal.

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 os preços noturnos, estabilizando em US$ 90-100/MWh até 2050.
• Geradores solares ofertam ao custo marginal impulsionado por Créditos de Energia Renovável (REC), pressionando os preços do meio-dia em todo o CAISO. Esse piso persiste até 2050.
• Diablo Canyon, a última instalação nuclear da Califórnia, provavelmente receberá sua terceira extensão, continuando em operação além de 2050.

Spreads de preços sobem no curto prazo e caem na década de 2030

Os spreads de preços de quatro horas (TB4) no território 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 na Califórnia.

A volatilidade dos preços no CAISO retornou às médias observadas antes do pico 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 24 horas (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 iniciar uma queda gradual em meados da década de 2030, estabilizando em US$ 90-100/MWh próximo a 2050.

Crescimento da demanda eleva spreads no curto prazo; depois, baterias e renováveis comprimem o spread

As tendências da curva de preços na 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 demanda aumentará as horas de operação das antigas usinas a gás natural em toda a Interconexão Oeste. Como resultado, os preços de pico à noite e no início da manhã 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), cobrindo o norte da Califórnia.

Mas o novo crescimento nas BAs vizinhas em toda a Interconexão Oeste também influenciará os preços da energia no CAISO. Seus efeitos serão ainda mais evidentes após a entrada em operação do Mercado Estendido do Dia Anterior (EDAM) do CAISO em maio de 2026.

Prevê-se que o crescimento da demanda na WECC como um todo seja 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 a aposentadoria de usinas a gás natural

Na década de 2030, os preços de pico caem rapidamente à medida que geradores a gás natural se aposentam e os preços da energia se desvinculam do mercado de gás. Baterias então substituem essas unidades como geração despachável para atender à rampa de carga líquida do CAISO ao amanhecer e ao entardecer.

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

Esses geradores recebem receitas das distribuidoras como parte de seus Contratos de Compra de Energia (PPAs) ao fornecer Créditos de Energia Renovável (RECs). Esses créditos são utilizados pelas distribuidoras para atingir 60% de energia limpa até 2030, conforme estabelecido pelos Padrões de Portfólio Renovável (RPS) da Califórnia.

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

Eólica no norte da Califórnia continua crescendo no início da década de 2030, especialmente com a introdução da eólica offshore flutuante. Os dois grandes projetos eólicos offshore programados 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 políticas federais. As ordens de paralisação do governo atual para projetos eólicos offshore na Costa Leste podem sinalizar uma oposição mais ampla. Morro Bay e Humboldt ainda estão em estágios iniciais, tendo recebido concessões em 2022 e sem obras iniciadas.

Se esses projetos forem concluídos com sucesso, não receberão Créditos Fiscais de Produção (PTCs) federais da Lei de Redução da Inflação. O encerramento 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 nos preços, alinhados aos PPAs movidos por REC.

2040-2050: Baterias achatam a curva do pato

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 dos 0,5% de CAGR da Califórnia.

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

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 construídas em conjunto para reduzir esse efeito acabam achatando a curva de carga que precisa ser atendida por outras gerações 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 em operação antes do início da compressão dos spreads.

Mas além de 2035, o cenário de receitas muda. Contratos de Adequação de Recursos passarão a ser a principal fonte de 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 a cair em relação aos níveis atuais.

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