Les batteries à grande échelle du réseau CAISO ont généré 2,77 $/kW-mois en avril 2026. C’est en dessous des 3,70 $/kW de mars (-25,1 %) et représente le troisième mois sous la barre des 3 $/kW cette année.

Les températures sont restées à moins d’un degré d’avril dernier. Avec une météo neutre, la compression des prix vient de l’offre : une flotte de batteries de plus de 16 GW a absorbé le surplus de la mi-journée et restitué suffisamment d’énergie après le coucher du soleil pour plafonner les pics du soir, remplaçant le gaz dans la pile d’approvisionnement.

La production éolienne de CAISO a augmenté de 32 %, atteignant de nouveaux records de production maximale grâce à la mise en service du site éolien SunZia de 3,5 GW au Nouveau-Mexique.

La production solaire a diminué de 6,5 % sur un an. Ces deux dynamiques ont comprimé les extrémités de l’écart de prix : le pic solaire plus faible à midi a augmenté les prix de mi-journée, tandis que des vents plus forts la nuit et en soirée ont maintenu les prix du soir en dessous des pics de l’an passé.

​Lisez le rapport du mois dernier ici.

Les écarts TB4 se sont resserrés de 189 $/MW à 123 $/MW sur un an

La moyenne journalière des TB4 est passée de 189 $/MW à 123 $/MW sur un an. Le jour le plus fort d’avril 2026 fut le 4 avril avec 169 $/MW, ce qui aurait été un jour en dessous de la moyenne en avril 2025. Le jour le plus faible, le 25 avril, a affiché seulement 74 $/MW.

La majorité des pertes d’opportunités pour les batteries s’est faite sur le côté décharge.

Les prix de l’énergie en soirée en Day-Ahead ont atteint en moyenne 24 $/MWh au pic de 19h, soit une baisse de 43,7 % par rapport aux 43 $/MWh d’avril 2025.

Les prix de charge à mi-journée ont peu évolué, passant de -5,06 $/MWh à -5,00 $/MWh au creux de 14h.

Contrairement au mois dernier, les écarts de température d’une année sur l’autre n’ont pas eu d’impact significatif sur les écarts de prix.

Les températures maximales (66,1 °F) et minimales (43,2 °F) quotidiennes sont restées à moins d’un degré d’avril dernier, et les heating-degree days ont atteint 310, légèrement au-dessus des 297 d’avril 2025. Avec des températures quasi inchangées, c’est le mix côté offre qui a fait la différence.

La production éolienne a augmenté de 32 %, faisant baisser les prix du soir

La production éolienne dans le CAISO a augmenté de 31,6 %, tandis que la production solaire a baissé de 6,5 % sur un an.

Ce changement dans le mix renouvelable a permis à l’éolien d’assurer une plus grande part de la production après le coucher du soleil, tandis que le solaire restait en retrait à la mi-journée. Résultat : un profil de prix plus plat et des pics du soir plus modérés.

La production éolienne moyenne mensuelle au pic a atteint un nouveau record à 5,7 GW.

Ceci est en partie dû au site SunZia, qui a mis en service 3,5 GW d’éolien au Nouveau-Mexique après 20 ans de développement.

La combinaison de l’éolien et des batteries qui remplace les centrales à gaz pour faire baisser les prix aux heures de pointe est un phénomène qui devrait se poursuivre sur le marché de gros du CAISO.

Deux grands projets éoliens offshore à Humboldt (900 MW) et Morro Bay (2 900 MW) devraient être mis en service au nord de la Californie au début des années 2030. Leur arrivée continuera à faire pression sur les prix de gros du soir à long terme.

La charge nette moyenne quotidienne à son minimum a atteint -3,5 GW contre -3,0 GW en avril 2025. La charge effective (charge nette plus charge batterie) a augmenté à 3,6 GW contre 2,2 GW. La demande de charge a crû de 1,4 GW alors que le creux de la charge nette ne s’est approfondi que de 0,5 GW, ce qui signifie que les batteries tirent les prix de mi-journée vers le haut plutôt que de simplement les suivre.

Les écarts zonaux se sont effondrés en parallèle sans converger

Les écarts TB4 sur les trois hubs CAISO ont chuté d’un tiers par rapport à avril 2025. NP15 a le plus baissé, chutant de 37,3 % de 180 $/MW à 113 $/MW. SP15 est passé de 206 $/MW à 139 $/MW (-32,6 %) et ZP26 de 208 $/MW à 145 $/MW (-30,0 %). ZP26 affiche toujours l’écart le plus élevé, NP15 le plus faible.

La prime ZP26-NP15 s’est élargie, passant de 28 $/MW à 33 $/MW.

SP15 et ZP26 connaissent chacun 40 % d’heures à prix négatif, contre 19 % pour NP15.

Les creux plus profonds maintiennent intacte l’opportunité d’arbitrage au sud, même si les écarts absolus se sont resserrés. Les batteries situées à SP15 et ZP26 bénéficient toujours de la fenêtre de charge de mi-journée que NP15 ne voit pas.

Les revenus des batteries en temps réel se sont comprimés plus vite que ceux du day-ahead

​Avec une capacité de stockage d’énergie par batterie dans le CAISO en hausse d’environ 5 GW, les offres day-ahead sous 50 $/MWh sont devenues dominantes à toute heure, faisant baisser les prix de gros.

En avril 2025, les offres en temps réel concentraient la charge à mi-journée et la décharge sur le pic de 18-20h. La flotte suivait en grande partie le planning day-ahead avec peu d’écarts en temps réel.

Aujourd’hui, en avril 2026, le volume de charge à mi-journée a augmenté de 40 % aux mêmes heures, et le volume de décharge à mi-journée a chuté des deux tiers. La flotte a soutiré plus d’énergie au creux de la courbe et l’a conservée plus longtemps ; les offres de décharge bon marché le soir sont montées à ~6 000 MW à 19h.

Les revenus en temps réel ont chuté de 59,8 % sur un an, plus du double de la baisse de 27,3 % en day-ahead, car ce changement s’est heurté à des prix FMM bien plus faibles.

Les prix PacifiCorp se séparent entre l’Est et l’Ouest au lancement d’EDAM

​EDAM est désormais actif sur la majeure partie du périmètre WECC, avec PacifiCorp comme premier participant.

Le principal membre du nouveau marché de l’Ouest est scindé en deux BAAs, chacune compensée de part et d’autre de la frontière.

Les prix day-ahead de PacifiCorp East (PACE) ont atteint en moyenne 6,13 $/MWh au cours des cinq premiers jours après le lancement, contre 19,25 $/MWh pour PacifiCorp West (PACW) et 19,04 $/MWh pour CAISO.