Les écarts de prix CAISO devraient augmenter pour atteindre 240-270 $/MWh d’ici 2030, contre 160 $/MWh en 2025. Les écarts diminueront ensuite, se stabilisant à 90-100 $/MWh à l’approche de 2050.

À court terme, la croissance de la demande sur l’ensemble de l’Interconnexion de l’Ouest devrait entraîner une hausse des prix de pointe.

Dans les années 2030, les batteries remplaceront les centrales à gaz naturel en fin de vie comme moyens de production pilotables. La capacité éolienne et solaire augmentera pour atteindre les objectifs carbone de l’État, provoquant une baisse des prix de gros. Mais les prix de pointe pourraient baisser plus rapidement que les prix de la mi-journée, comprimant les écarts sur le long terme.

Avec le lancement prévu du marché étendu de l’avant-journée (EDAM) de CAISO en mai 2026, les autorités d’équilibrage voisines (BA) auront un impact croissant sur les prix de gros de l’électricité en Californie.

Points clés à retenir

• La croissance de la demande des centres de données (3,5 GW en Californie) et de l’industrie dans toute la WECC fera grimper les prix de pointe et portera les écarts TB4 à 240-270 $/MWh d’ici 2030.
• Les écarts TB4 diminueront durant les années 2030 à mesure que les batteries remplaceront les unités à gaz naturel en fin de vie et que l’éolien offshore fera baisser les prix nocturnes, se stabilisant à 90-100 $/MWh d’ici 2050.
• Les producteurs solaires enchérissent à leur coût marginal déterminé par le crédit d’énergie renouvelable (REC), ce qui abaisse les prix de mi-journée sur le CAISO. Ce plancher persiste jusqu’en 2050.
• Diablo Canyon, la dernière centrale nucléaire de Californie, devrait recevoir une troisième prolongation, poursuivant son exploitation au-delà de 2050.

Les écarts de prix augmentent à court terme, puis baissent dans les années 2030

Les écarts de prix sur quatre heures (TB4) dans la zone de Southern California Edison (SCE) s’élevaient en moyenne à 160 $/MWh en 2025. Cela sert de référence à l’opportunité d’arbitrage disponible pour 70 % des batteries à grande échelle du réseau californien.

La volatilité des prix sur le CAISO est revenue à des niveaux similaires à ceux observés avant la flambée des prix mondiaux du gaz naturel en 2022, suite au conflit entre l’Ukraine et la Russie. Cette même baisse des prix du gaz a entraîné une baisse des moyennes « around-the-clock » (ATC), tombant à 35-40 $/MWh l’an dernier.

Mais à l’avenir, on s’attend à ce que les écarts TB4 remontent à 240-270 $/MWh pour le reste de la décennie, avant de commencer leur déclin progressif au milieu des années 2030, pour se stabiliser à 90-100 $/MWh à l’approche de 2050.

L’évolution de la courbe des prix en Californie au cours des 25 prochaines années passera par trois étapes : d’aujourd’hui à 2030, puis jusqu’en 2040, et enfin jusqu’en 2050.

​2026-2030 : Forte croissance de la demande dans l’Ouest et hausse des prix de pointe

Au cours des cinq prochaines années, la croissance de la demande augmentera le nombre d’heures de fonctionnement des centrales à gaz vieillissantes sur l’ensemble de l’Interconnexion de l’Ouest. En conséquence, les prix de pointe nocturnes et en soirée augmentent, renforçant l’extrémité supérieure de l’écart TB4.

En Californie, de nouveaux centres de données pourraient ajouter 3,5 GW de demande de pointe, soit dix fois plus qu’aujourd’hui. 90 % de cette capacité serait dans la zone de Pacific Gas and Electric (PG&E), couvrant le nord de la Californie.

Mais la nouvelle croissance dans les BA voisines de l’Interconnexion de l’Ouest influencera aussi les prix de l’électricité sur le CAISO. Leur impact sera encore plus marqué après la mise en service de l’EDAM en mai 2026.

La croissance de la demande dans l’ensemble de la WECC devrait augmenter deux fois plus vite qu’en Californie.

Les nouveaux centres de données, la fabrication émergente de semi-conducteurs et de batteries, ainsi que l’électrolyse de l’hydrogène, constituent les principales sources de croissance de la demande. Ce déplacement de la courbe de demande explique la hausse des prix de pointe entre 2026 et 2030.

2030-2040 : Les prix de pointe baissent à mesure que les centrales à gaz ferment

Dans les années 2030, les prix de pointe baissent rapidement à mesure que les générateurs à gaz naturel ferment, et les prix de l’électricité se décorrèlent des marchés du gaz. Les batteries remplacent alors ces unités pour répondre au besoin de flexibilité du CAISO à l’aube et au coucher du soleil.

Le solaire continue de dominer la production quotidienne, abaissant les prix de la mi-journée.

Ces producteurs reçoivent des revenus des services publics via leurs contrats d’achat d’électricité (PPA) pour la fourniture de crédits d’énergie renouvelable (REC). Ces crédits sont utilisés par les services publics pour atteindre 60 % d’énergie propre d’ici 2030, conformément aux normes du portefeuille renouvelable (RPS) de la Californie.

Avec la concurrence croissante entre producteurs solaires, les unités enchérissent au plus près de leur coût marginal pour respecter les termes de leur PPA et garantir l’obtention des crédits, ce qui rapproche les prix du système à la mi-journée du prix des REC.

L’éolien dans le nord de la Californie continue de croître au début des années 2030, notamment avec l’arrivée de l’éolien flottant en mer. Les deux principaux projets offshore prévus dans la WECC ADS sont Humboldt (900 MW) et Morro Bay (2 900 MW), avec une mise en service entre 2032 et 2034.

Le principal facteur d’incertitude reste la politique fédérale. Les ordres d’arrêt de l’administration actuelle concernant l’éolien offshore sur la côte Est pourraient signaler une opposition plus large. Morro Bay et Humboldt n’en sont qu’aux premiers stades, ayant obtenu des concessions en 2022 mais sans travaux de construction engagés.

Si ces projets aboutissent, ils ne bénéficieront pas des crédits d’impôt à la production fédéraux (PTC) de l’Inflation Reduction Act. L’accélération de la suppression des PTC introduite dans le One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) signifie que les générateurs éoliens mis en service après 2027 ne seront pas éligibles. Ils exerceront néanmoins une pression à la baisse sur les prix de gros en enchérissant au prix plancher des REC de leur PPA.

2040-2050 : Les batteries aplanissent la courbe du canard CAISO

À mesure que l’Interconnexion de l’Ouest poursuit son électrification, les autorités d’équilibrage de la WECC anticipent une croissance de la demande de 1,2 % par an sur les 25 prochaines années – plus du double du taux de 0,5 % attendu sur le CAISO.

Mais la croissance parallèle des renouvelables et des batteries signifie que la charge effective sera à la fois plus faible et plus plate qu’aujourd’hui.

D’ici les années 2040, le solaire et l’éolien feront chuter la charge nette jusqu’à -10 GW à la mi-journée. Mais à mesure que la courbe du canard s’accentue, les batteries construites en parallèle réduisent cet effet, aplanissant la courbe de charge à satisfaire par d’autres moyens pilotables.

À retenir

Pour les investisseurs dans les batteries sur le CAISO, les cinq prochaines années offriront l’environnement d’arbitrage le plus favorable si la croissance de la demande fait grimper les prix de pointe comme prévu. Les écarts TB4 de 240-270 $/MWh jusqu’en 2030 récompenseront les développeurs qui mettront de la capacité en ligne avant que la compression des écarts ne commence.

Mais après 2035, la logique de revenus change. Les contrats Resource Adequacy fourniront la majorité des revenus pour les batteries – comme c’est déjà le cas depuis deux ans.

Deux incertitudes demeurent : la croissance de la demande, et le développement des projets d’éolien terrestre et offshore existants.

Si la croissance de la demande liée aux centres de données et à l’industrie est inférieure aux attentes, les écarts continueront de baisser par rapport à aujourd’hui.

Et si de nouveaux risques fédéraux freinent le développement des grands projets éoliens, les prix moyens hors heures solaires ne baisseront pas aussi vite qu’espéré.