Les écarts de prix du CAISO devraient augmenter à 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 la Western Interconnection devrait faire grimper les prix de pointe.

Dans les années 2030, les batteries remplacent les centrales à gaz naturel en fin de vie comme moyens de production pilotables. La capacité éolienne et solaire augmente pour atteindre les objectifs de neutralité carbone de l'État, faisant baisser les prix de gros. Cependant, les prix de pointe pourraient baisser plus rapidement que ceux du milieu de journée, comprimant les écarts sur le long terme.

Avec le lancement prévu du marché étendu Day-Ahead Market (EDAM) du CAISO en mai 2026, les autorités d'équilibrage voisines (BAs) 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 l'ensemble du WECC fera grimper les prix de pointe et portera les écarts TB4 à 240-270 $/MWh d'ici 2030.
• Les écarts TB4 diminuent au cours des années 2030, les batteries remplaçant les unités à gaz naturel en fin de vie et l'éolien offshore faisant baisser les prix nocturnes, se stabilisant à 90-100 $/MWh d'ici 2050.
• Les producteurs solaires enchérissent à leur coût marginal dicté par les Renewable Energy Credits (REC), ce qui fait baisser les prix de la mi-journée sur l'ensemble du 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 diminuent dans les années 2030

Les écarts de prix top-bottom sur quatre heures (TB4) dans la zone de Southern California Edison (SCE) ont atteint en moyenne 160 $/MWh en 2025. Ceci sert de référence pour les opportunités d'arbitrage accessibles à 70 % des batteries à grande 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 Ukraine-Russie. Cette même baisse des prix du gaz a entraîné une diminution des moyennes « around-the-clock » (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 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 se fera en trois étapes : d'aujourd'hui à 2030, puis jusqu'à 2040, et enfin à 2050.

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

Au cours des cinq prochaines années, la croissance de la demande augmentera les heures de fonctionnement des centrales à gaz vieillissantes à travers la Western Interconnection. En conséquence, les prix de pointe nocturnes et en soirée augmentent, renforçant la partie 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 située dans la zone de Pacific Gas and Electric (PG&E), couvrant le nord de la Californie.

Mais la nouvelle croissance dans les BAs voisines de la Western Interconnection influencera également les prix au CAISO. Leur impact sera d'autant plus marqué après le lancement du marché étendu Day Ahead Market (EDAM) du CAISO en mai 2026.

La croissance de la demande dans le WECC au sens large devrait être deux fois plus rapide qu'en Californie.

Les nouveaux centres de données, la fabrication émergente de semi-conducteurs et de batteries, ainsi que l'électrolyse de l'hydrogène, sont 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 : Baisse des prix de pointe avec la fermeture des centrales à gaz

Dans les années 2030, les prix de pointe chutent rapidement avec le retrait des générateurs à gaz naturel, et les prix de l'électricité se décorrèlent des marchés gaziers. Les batteries remplacent alors ces unités comme production pilotable pour répondre aux besoins de ramping du CAISO au lever et coucher du soleil.

Le solaire continue de dominer la production quotidienne, faisant baisser les prix en milieu de journée.

Ces producteurs reçoivent des revenus des services publics dans le cadre de leurs contrats d'achat d'électricité (PPA) pour la fourniture de crédits d'énergie renouvelable (REC). Ces crédits sont revendiqués par les services publics pour atteindre 60 % d'énergie propre d'ici 2030, conformément aux Renewable Portfolio Standards (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 leurs PPA et s'assurer de recevoir les crédits, ce qui rapproche les prix du système de la mi-journée du coût de ces 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 grands projets éoliens 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 le risque politique fédéral. Les ordres de suspension de l'administration actuelle pour les projets éoliens offshore de la côte Est pourraient annoncer une opposition plus large. Morro Bay et Humboldt sont encore en phase de développement, ayant reçu leurs baux en 2022 et sans travaux de construction lancés.

Si ces projets aboutissent, ils ne bénéficieront pas des crédits d'impôt à la production fédéraux (PTC) prévus par l'Inflation Reduction Act. La suppression accélérée des PTC introduite par 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 via les PPA guidés par les REC.

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

À mesure que la Western Interconnection poursuit son électrification, 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 de 0,5 % attendu au CAISO.

Mais la croissance parallèle des renouvelables et des batteries signifie que la demande effective sera à la fois plus basse et plus régulière qu'aujourd'hui.

D'ici les années 2040, le solaire et l'éolien créeront des moyennes de Net Load aussi basses que -10 GW à la mi-journée. Mais à mesure que la courbe du canard s'accentue, les batteries construites en parallèle atténuent cet effet, aplatissant 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 offrent le meilleur environnement d'arbitrage si la croissance de la demande fait grimper les prix de pointe comme prévu. Les écarts TB4 de 240-270 $/MWh jusqu'en 2030 récompensent les développeurs capables de mettre en ligne des capacités avant le début de la compression des écarts.

Mais au-delà de 2035, la logique de revenus évolue. Les contrats Resource Adequacy fourniront la majorité des revenus pour les batteries - comme c'est le cas depuis deux ans.

Deux incertitudes subsistent : la croissance de la demande et le développement des générateurs éoliens terrestres et offshore 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 nouveaux risques politiques fédéraux freinent le développement des grands projets éoliens, les prix moyens en dehors des heures solaires ne baisseront pas aussi vite qu'attendu.