Les batteries à l'échelle du réseau dans le CAISO ont généré 2,55 $/kW-mois en juin 2026.

C'est une baisse de 4,6 % par rapport aux 2,67 $/kW de mai et 0,52 $/kW en dessous des 3,07 $/kW de juin 2025, soit une diminution annuelle de 16,9 %.

Les revenus restent stables autour de 2,5-2,7 $/kW pour le troisième mois consécutif.

Les températures maximales quotidiennes moyennes ont atteint 82,3°F contre 83,0°F l'année précédente, et les minimales moyennes sont restées à 55,4°F contre 55,3°F. Avec des températures stables, la pression sur les revenus provient de l'offre.

La production éolienne a augmenté de 31,5 % sur un an grâce au projet SunZia, basé au Nouveau-Mexique, qui continue de faire baisser les prix.

Les surcharges de prix pour les gaz à effet de serre (GES) affichent pour la première fois depuis leur lancement en 2013 des prix non nuls. Cela entraîne une hausse des prix en dehors des heures solaires, permettant aux batteries de profiter de prix de décharge de pointe plus élevés.

Ce changement dans les surcharges GES est une conséquence des améliorations du marché introduites en mai 2026 avec l'Extended Day-Ahead Market (EDAM) de CAISO.

Dans les services auxiliaires, les prix du Regulation Down ont chuté de 5,36 $/MWh à 3,07 $/MWh, soit une baisse de 42,7 %.

Consultez le rapport du mois dernier ici.

Les écarts de prix TB4 du CAISO se sont resserrés de 14 % sur un an

Les écarts de prix quotidiens moyens Top-Bottom sur quatre heures (TB4) sont passés de 135 $/MW à 116 $/MW sur un an.

La journée la plus forte de juin 2026 était le 21 juin avec 159 $/MW. La plus faible, le 24 juin, n'a affiché que 64 $/MW.

Les prix Day-Ahead du soir ont atteint en moyenne 35 $/MWh à 19h, en baisse de 32,9 % par rapport à 52 $/MWh en juin 2025.

Les prix de charge en milieu de journée ont chuté à 7,04 $/MWh au creux de 14h, contre 16,55 $/MWh un an plus tôt.

Les deux extrémités de l'écart ont baissé, mais c'est le côté décharge qui a porté la majeure partie du resserrement.

Les surcharges GES du CAISO sur les importations ont ajouté en moyenne 2,9 $/MWh aux prix de décharge de pointe – soit 11 % du total de 2,55 $/kW-mois gagné par la flotte en juin.

Les surcharges GES sont désormais séparées de la composante Énergie des LMPs, suite aux changements introduits en mai 2026 avec les améliorations du Day-Ahead Market (DAME).

Avant ce changement, la surtaxe cap-and-trade apparaissait comme une valeur négative pour les offres des producteurs des zones non réglementées GES.

Désormais, les producteurs du WECC peuvent ajouter la composante GES de façon positive dans leurs offres pour répondre à la demande dans l'État de Washington et en Californie.

La charge de pointe du CAISO reste stable à 31,6 GW

La demande moyenne a augmenté de 0,8 % sur un an pour atteindre 25,2 GW contre 25,0 GW. La demande de pointe n'a progressé que de 1,0 %, à 31,6 GW contre 31,3 GW. Le minimum quotidien est resté à 20,6 GW.

Cela s'explique par des températures similaires à celles de l'an dernier.

Les maximales quotidiennes moyennes (82,3°F) et minimales (55,4°F) sont restées dans un degré de celles de juin dernier.

Le net load donne une image plus précise. Le minimum quotidien est descendu à -3,2 GW contre -1,4 GW, tandis que le maximum quotidien a baissé à 26,0 GW contre 26,8 GW. La plus forte rampe du soir du mois a atteint 11 543 MW à 19h le 21 juin, soit une hausse de 13,8 % par rapport au pic de juin dernier.

La charge effective (net load plus recharge BESS) est restée à 3,5 GW, au même niveau qu'en juin 2025. La demande de charge a augmenté en phase avec l'approfondissement du creux du net load.

Étant donné que la charge de pointe n'a augmenté que de 1,0 %, la disparition des heures à prix élevé provient de l'offre qui absorbe la pointe du soir plutôt que d'une demande plus faible.

SunZia augmente la production éolienne de 31,5 %, tandis que la limitation freine la croissance solaire à midi

Les exportations de batteries du CAISO sont passées de 36,33 à 48,51 GWh par jour, soit une hausse de 33,5 %. Ce volume de décharge supplémentaire a coïncidé avec une baisse de 32,9 % des prix de pointe du soir.

La baisse des prix de pointe est étroitement liée à la hausse de 31,5 % de la production éolienne (de 79,9 à 105,0 GWh par jour) grâce à l'ajout de 3,5 GW de SunZia au mix énergétique du CAISO, comme rapporté les mois précédents.

SunZia augmente la production éolienne de nuit davantage qu'à midi, car le CAISO ne dispose que de 2 131 MW de droits de transmission sur environ 3 167 MW qui lui sont alloués, et la plupart de son énergie entre dans l'État lorsque le solaire n'est pas en excédent.

Le projet illustre ce que l'avenir réserve au CAISO. Avec les projets éoliens offshore de Humboldt et Mora Bay attendus pour le début des années 2030, les exploitants de batteries peuvent s'attendre à des prix de pointe plus faibles lors des périodes plus venteuses de l'année.

Côté recharge, la production solaire a augmenté de 4,7 % sur un an (de 220,7 à 231,0 GWh par jour), et la production instantanée solaire de pointe a atteint 23,0 GW, contre 21,5 GW. Les volumes de recharge des batteries ont augmenté de 33,3 % (de 41,89 à 55,86 GWh par jour). Le nombre d'heures à prix négatif a triplé, passant de 19 à 66.

Malgré la poursuite du déploiement de projets solaires en Californie, la production n'a pas beaucoup augmenté.

Cela s'explique par l'augmentation des limitations, qui ont atteint une moyenne record de 4,8 GW sur les trois derniers mois.

Les prix de midi bondissent de 20 $/MWh dans le Sud, réduisant l'écart NP15-SP15

Le NP15 est passé de 124 $/MW à 112 $/MW, le SP15 de 160 $/MW à 132 $/MW, et le ZP26 de 171 $/MW à 132 $/MW.

ZP26 a connu le resserrement le plus marqué, avec une baisse pour les trois hubs par rapport à l'an dernier.

La prime SP15-NP15 s'est réduite de 36 $/MW à 20 $/MW.