Les écarts de prix du CAISO devraient augmenter à 240-270 $/MWh d'ici 2030, contre 160 $/MWh en 2025. Ces écarts diminueront ensuite pour se stabiliser 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 faire grimper les prix de pointe.

Dans les années 2030, les batteries remplaceront les centrales à gaz naturel en fin de vie comme moyens de production pilotables. L'éolien et le solaire augmenteront pour atteindre les objectifs carbone de l'État, entraînant une baisse des prix de gros. Cependant, les prix de pointe pourraient baisser plus vite que ceux de la mi-journée, comprimant ainsi les écarts sur le long terme.

Avec la mise en service prévue en mai 2026 du marché étendu du jour précédent (EDAM) du CAISO, les autorités d’équilibrage voisines (BAs) auront un impact croissant sur les prix de gros de l'électricité en Californie.

Notre dernière analyse du marché CAISO utilise la version de février 2026 des prévisions de prix de l'électricité WECC de Modo Energy - désormais disponible dans le Terminal.

Points clés à retenir

• La croissance de la demande des centres de données (3,5 GW en Californie) et de l'industrie dans tout le 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, les batteries remplaçant les unités à gaz naturel en fin de vie et l’éolien en mer faisant baisser les prix nocturnes, pour se stabiliser à 90-100 $/MWh d’ici 2050.
• Les producteurs solaires enchérissent à leur coût marginal, déterminé par les crédits d'énergie renouvelable (REC), ce qui fait baisser 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 de fonctionnement, poursuivant son activité au-delà de 2050.

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

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

La volatilité des prix au CAISO est revenue aux moyennes observées avant la flambée mondiale des prix du gaz naturel en 2022, suite au conflit entre l’Ukraine et la Russie. Cette même baisse des prix du gaz a entraîné une diminution des moyennes horaires (ATC), tombant à 35-40 $/MWh l’an dernier.

Mais à l’avenir, les écarts TB4 devraient remonter à 240-270 $/MWh pour le reste de la décennie, avant d’entamer un déclin progressif au milieu des années 2030 pour se stabiliser à 90-100 $/MWh à l’approche de 2050.

La croissance de la demande élargit les écarts à court terme, puis batteries et renouvelables les réduisent

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

2026-2030 : Forte croissance de la demande à l’Ouest, hausse des prix de pointe

Au cours des cinq prochaines années, la hausse de la demande augmentera le nombre d’heures de fonctionnement des anciennes centrales à gaz naturel sur l’Interconnexion de l’Ouest. Par conséquent, les prix de pointe nocturnes et en soirée augmenteront, tirant vers le haut 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 raccordée à Pacific Gas and Electric (PG&E), qui couvre le nord de la Californie.

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

La croissance de la demande dans l’ensemble du WECC devrait être deux fois plus rapide qu’en Californie.

Les nouveaux centres de données, la fabrication de semi-conducteurs et de batteries ainsi que l’électrolyse de l’hydrogène sont les principales sources d’augmentation 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 chutent avec la fermeture des centrales à gaz

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 dissocient des marchés gaziers. Les batteries remplacent alors ces unités comme production pilotable pour répondre aux besoins de flexibilité du CAISO à l’aube et au crépuscule.

Le solaire continue de dominer la production quotidienne, faisant baisser les prix de 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’électricité propre d’ici 2030, comme l’exige le Renewable Portfolio Standard (RPS) californien.

La concurrence entre producteurs solaires les pousse à proposer des prix proches de leur coût marginal de production, conformément à leurs PPA, pour garantir l’obtention des crédits, rapprochant ainsi les prix du système à 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 le WECC ADS sont Humboldt (900 MW) et Morro Bay (2 900 MW), avec des mises en service entre 2032 et 2034.

L’incertitude principale concerne la politique fédérale. Les ordres d’arrêt des projets éoliens offshore sur la côte Est par l’administration actuelle peuvent signaler une opposition plus large. Morro Bay et Humboldt n’en sont qu’à leurs débuts, les baux ayant été accordés en 2022 et aucun chantier n’ayant démarré.

Si ces projets aboutissent, ils ne bénéficieront pas des crédits d’impôt fédéraux à la production (PTC) de l’Inflation Reduction Act. La suppression anticipée des PTC introduite par l’OBBBA (One Big Beautiful Bill Act) signifie que les éoliennes mises en service après 2027 ne seront pas éligibles. Elles exerceront néanmoins une pression à la baisse sur les prix via les PPA liés aux REC.

2040-2050 : Les batteries aplanissent la courbe du canard

À mesure que l’Interconnexion de l’Ouest s’électrifie, les autorités d’équilibrage du WECC prévoient une croissance de la demande de 1,2 % par an sur les 25 prochaines années – soit plus du double du taux annuel de 0,5 % en Californie.

Mais l’essor concomitant des renouvelables et des batteries implique que la demande effective sera à la fois plus basse et plus stable qu’aujourd’hui.

Dans les années 2040, le solaire et l’éolien généreront des moyennes de charge nette aussi basses que -10 GW à midi. Mais à mesure que la courbe du canard s’accentue, les batteries construites en parallèle atténueront cet effet, aplanissant la courbe de charge à couvrir par d’autres moyens pilotables.

En résumé

Pour les investisseurs dans les batteries au CAISO, les cinq prochaines années offriront le meilleur environnement d’arbitrage si la croissance de la demande entraîne une hausse des prix de pointe comme prévu. Les écarts TB4 de 240-270 $/MWh jusqu’en 2030 récompenseront les développeurs capables de mettre de la capacité en ligne avant que la compression des écarts ne débute.

Mais au-delà de 2035, le modèle de revenus évolue. Les contrats de capacité deviendront la principale source de revenus pour les batteries – comme c’est déjà le cas depuis deux ans.

Deux incertitudes subsistent : la croissance de la demande et le développement des projets éoliens terrestres et marins actuels.

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

Et si de nouvelles politiques fédérales freinent le développement de grands projets éoliens, les prix moyens hors heures solaires ne baisseront pas aussi rapidement qu’attendu.