Les écarts de prix CAISO devraient augmenter à 240-270 $/MWh d'ici 2030, contre 160 $/MWh en 2025. Par la suite, les écarts diminueront pour atteindre 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 remplacent les centrales à gaz naturel en fin de vie comme moyens de production pilotables. L’éolien et le solaire se développent pour atteindre les objectifs carbone de l'État, entraînant une baisse des prix de gros. Cependant, les prix de pointe pourraient baisser plus rapidement que les prix de la mi-journée, réduisant les écarts sur le long terme.

Avec la mise en service prévue du marché étendu de l’avant-journée (EDAM) du CAISO en mai 2026, les autorités d’équilibrage voisines (BAs) commenceront à avoir un impact plus important 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 tout le 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, alors que les batteries remplacent les unités à gaz naturel en fin de vie et que l’éolien offshore réduit les prix nocturnes, pour s’établir à 90-100 $/MWh d’ici 2050.
• Les producteurs solaires enchérissent à leur coût marginal dicté par les certificats d’énergie renouvelable (REC), ce qui fait baisser les prix de mi-journée sur l’ensemble du CAISO. Ce plancher persiste jusqu’en 2050.
• Diablo Canyon, la dernière centrale nucléaire de Californie, devrait obtenir une troisième prolongation et continuer à fonctionner 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) étaient en moyenne de 160 $/MWh en 2025. Cela sert de référence pour l'opportunité d'arbitrage offerte à 70 % des batteries à grande échelle de Californie.

La volatilité des prix dans le CAISO est revenue aux niveaux observés avant la flambée des prix mondiaux du gaz naturel en 2022, à la suite du conflit entre l’Ukraine et la Russie. Cette même baisse du prix du gaz a entraîné une baisse similaire des moyennes ATC (autour de l’horloge), 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 atteindre 90-100 $/MWh à l’approche de 2050.

Les tendances de la courbe des prix en Californie sur les 25 prochaines années passeront par trois étapes : entre aujourd’hui et 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 les heures de fonctionnement des anciennes centrales à gaz naturel sur l’ensemble de l’Interconnexion de l’Ouest. En conséquence, 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 que la capacité actuelle. 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 l’Interconnexion de l’Ouest influencera également les prix de l’électricité du CAISO. Leur impact sera encore plus marqué après la mise en service de l’EDAM du CAISO prévue en mai 2026.

La croissance de la demande dans l’ensemble du WECC devrait être deux fois plus rapide que celle de la 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 : Baisse des prix de pointe avec la fermeture des centrales à gaz

Dans les années 2030, les prix de pointe chutent rapidement avec la fermeture des centrales à gaz naturel, et les prix de l’électricité se décorrèlent des marchés gaziers. Les batteries remplacent alors ces unités comme moyens de production pilotables pour répondre aux besoins de rampes de charge nette du CAISO au lever et au coucher du soleil.

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

Ces producteurs reçoivent des revenus des services publics dans le cadre de leurs contrats d'achat d'électricité (PPA) pour la fourniture de certificats d'énergie renouvelable (REC). Ces certificats sont utilisés par les services publics pour atteindre 60 % d’énergie propre d’ici 2030, conformément aux normes californiennes (RPS).

Avec la concurrence croissante entre producteurs solaires, les offres se rapprochent du coût marginal de production afin de respecter les termes des PPA et garantir l’obtention des certificats, rapprochant ainsi les prix du système à mi-journée du prix de ces REC.

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

L’incertitude principale concerne le risque lié à la politique fédérale. Les ordres d’arrêt des projets éoliens offshore sur la côte Est par l’administration actuelle pourraient signaler une opposition plus large. Morro Bay et Humboldt sont encore en phase de développement, ayant obtenu des concessions en 2022 mais sans travaux de construction en cours.

Si ces projets aboutissent, ils ne bénéficieront pas des crédits d’impôt à la production fédéraux (PTC) prévus par l’Inflation Reduction Act. L’accélération de la fin des PTC introduite par le One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) signifie que les projets mis en service après 2027 ne seraient pas éligibles. Ils exerceront toutefois une pression à la baisse sur les prix via les PPA liés aux REC.

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

À mesure que l’Interconnexion de l’Ouest 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 croissance annuel moyen (TCAM) de 0,5 % attendu dans le CAISO.

Mais la croissance parallèle des renouvelables et des batteries fait en sorte que la charge effective sera à la fois plus basse et plus plate qu’aujourd’hui.

Dès les années 2040, le solaire et l’éolien créeront des moyennes de charge nette aussi basses que -10 GW à la mi-journée. Mais à mesure que la courbe du canard s’accentue, les batteries construites en parallèle réduisent cet effet, aplatissant la courbe de charge à satisfaire 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 récompenseront les développeurs capables de mettre en service de la capacité avant le début de la compression des écarts.

Mais au-delà de 2035, le modèle de revenus évolue. Les contrats Resource Adequacy fourniront la majorité des revenus des batteries – comme c’est le cas depuis deux ans.

Deux incertitudes demeurent : la croissance de la demande et le développement des projets éoliens terrestres et offshore en cours.

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 nouvelles incertitudes fédérales freinent le développement des grands projets éoliens, les prix moyens en dehors des heures solaires ne baisseront pas aussi vite qu’attendu.