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

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

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

La production solaire a chuté de 6,5 % sur un an. Ces deux facteurs ont comprimé les deux extrémités de l’écart de prix : le pic solaire de la mi-journée plus faible a relevé les prix, tandis que les vents plus forts la nuit et en soirée ont maintenu les prix du soir sous les 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 quotidienne 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, n’a affiché que 74 $/MW.

La plupart des pertes d’opportunités pour les batteries en marché libre sont venues du côté décharge.

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

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

Contrairement au mois dernier, la compression des spreads n’était pas due à des températures plus élevées.

Les moyennes quotidiennes maximales (19 °C) et minimales (6 °C) sont restées proches de celles d’avril dernier, et les degrés-jours de chauffage ont atteint 310, légèrement au-dessus des 297 d’avril 2025. Avec des températures quasiment inchangées, c’est la structure de l’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 progressé de 31,6 %, tandis que la production solaire a reculé de 6,5 % sur un an.

Ce changement dans le mix renouvelable a permis à l’éolien de prendre le relais après le coucher du soleil alors que le solaire était en retrait à midi. Résultat : un profil de prix plus plat et des pics du soir atténués.

La production mensuelle moyenne de pointe de l’éolien a atteint un nouveau record à 5,7 GW.

Ceci s’explique en partie par la mise en service du site SunZia, qui apporte 3,5 GW d’éolien au Nouveau-Mexique après 20 ans de développement.

La combinaison de l’éolien et des batteries qui évincent les centrales à gaz pour faire baisser les prix aux heures de pointe 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 entrer en service dans le nord de la Californie au début des années 2030. Leur arrivée continuera à peser sur les prix de gros du soir à long terme.

La charge nette moyenne au minimum journalier s’est approfondie à -3,5 GW contre -3,0 GW en avril 2025. La charge effective (charge nette plus charge batterie) est montée à 3,6 GW contre 2,2 GW. La demande de charge a augmenté de 1,4 GW alors que le creux de charge nette ne s’est creusé que de 0,5 GW, ce qui montre que les batteries tirent les prix de la mi-journée vers le haut, et non plus seulement les suivent.

Les écarts zonaux se sont effondrés de manière synchronisée sans convergence

Les spreads TB4 sur les trois hubs du CAISO ont chuté d’un tiers par rapport à avril 2025. NP15 a le plus baissé, de 37,3 % passant 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 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 spreads absolus se sont resserrés. Les batteries installées à SP15 et ZP26 profitent toujours de la fenêtre de charge de mi-journée, contrairement à NP15.

Les revenus batteries en temps réel se sont comprimés plus vite que ceux du Day-Ahead

​Avec une capacité de stockage batterie dans le CAISO qui augmente d’environ 5 GW, les offres Day-Ahead sous 50 $/MWh dominent désormais toutes les heures de la journée, tirant les prix de gros vers le bas.

En avril 2025, les offres Real-Time concentraient la charge à la mi-journée et la décharge au pic de 18-20h. La flotte suivait globalement le programme Day-Ahead avec peu de déviations en temps réel.

Désormais, en avril 2026, le volume de charge de mi-journée a augmenté de 40 % sur les mêmes heures, tandis que le volume de décharge de 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 en soirée ont atteint ~6 000 MW à 19h.

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

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

​EDAM est désormais opérationnel sur la majeure partie de la zone WECC, avec PacifiCorp comme premier participant.

Le principal membre du nouveau marché de l’Ouest est scindé en deux zones d’équilibrage (BAA) compensées de part et d’autre de la frontière.

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