​Les revenus marchands des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) à l’échelle du réseau de CAISO ont augmenté de 7,3 % par rapport au mois précédent, atteignant 2,5 $/kW pour le mois d’août 2025. Sur un an, les revenus totaux issus de l’arbitrage énergétique et des services auxiliaires ont chuté de 39,5 %, passant de 4,14 $/kW en août 2024.

Ce recul annuel s’explique principalement par un resserrement des écarts de prix de l’énergie sur le marché Day-Ahead. Les écarts moyens Top-Bottom sur 4 heures ont diminué de 40,4 %, soit un peu plus que la baisse des revenus du marché. Cela signifie que les batteries ont capturé une part plus importante de l’écart de prix disponible, puisque les écarts ont baissé davantage que les revenus.

​Les deux extrémités de l’arbitrage Day-Ahead se sont resserrées : les pics quotidiens moyens ont chuté de 34,5 % et les creux quotidiens moyens ont augmenté de 29,6 %.

Résumé exécutif

• Les revenus des batteries ont progressé d’un mois sur l’autre en août, même si les gains annuels ont fortement chuté en raison de la faiblesse des écarts de prix Day-Ahead.
• La dynamique des prix en milieu de journée a évolué avec la mise en service des centrales à gaz naturel et la recharge des BESS, ce qui a relevé les prix planchers et modifié les profils de charge sur l’ensemble du système.
• Les différences zonales continuent de définir les opportunités d’arbitrage, la zone ZP26 offrant systématiquement des écarts plus importants que les autres.

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Les revenus du marché ont baissé de façon uniforme, quelle que soit la source

Les revenus d’arbitrage issus du marché intégré à terme (IFM) — la terminologie CAISO pour leur marché Day-Ahead — représentent toujours plus de 70 % des revenus du marché BESS. Avec une opportunité d’arbitrage en baisse de 40,4 % selon l’indicateur TB4, sa contribution aux revenus a diminué de 1,3 $/kW sur un an.

Les revenus des services auxiliaires ont suivi la tendance de l’IFM, réduisant leur contribution aux revenus marchands de 0,3 $/kW au total.

​Les changements nets liés aux contributions en temps réel s’annulent : les revenus du Fifteen Minute Market (FMM) ont chuté de 0,60 $/kW, tandis que ceux du Real-Time Dispatch (RTD) ont augmenté de 0,58 $/kW.

Bien que le règlement en temps réel soit réparti entre ces deux catégories distinctes, les ressources soumissionnent dans un seul marché en temps réel. CAISO établit un planning FMM pour les actifs sous sa gestion, puis envoie des instructions RTD pour corriger légèrement ce planning.

Cette structure de marché imbriquée explique la présence de barres rouges et vertes opposées dans le deuxième graphique ci-dessus. CAISO a systématiquement sur-engagé les BESS dans les plannings FMM, puis les a renvoyés via RTD pour racheter les positions lorsque la demande était inférieure aux prévisions.

Ce phénomène a été beaucoup moins marqué en août 2025. Les opérateurs BESS ont probablement tendance à "moduler" davantage leurs offres en temps réel : ils sous-engagent leurs capacités FMM en prévision d’un dispatch RTD à des prix potentiellement plus élevés.

L’énergie IFM reste la principale source de revenus des BESS, et ses prix sont restés exceptionnellement stables ce dernier mois.

Les écarts de prix ont atteint en moyenne seulement 110 $/MW en août 2025

L’indice TB4 de Modo Energy n’a jamais atteint 200 $/MW, et les prix IFM sur l’ensemble de CAISO n’ont jamais dépassé 115 $/MWh. Cela contraste fortement avec l’an dernier, où les écarts sont restés au-dessus de 300 $/MW pendant six jours consécutifs.

​Les pics de prix élevés ont causé les écarts extrêmes de l’an dernier, concentrés sur les six premiers jours du mois. Les prévisions annonçaient des pics quotidiens comparables à juillet 2024, ce qui a poussé les prévisions de charge à la hausse.

En août 2025, il n’y a pas eu de journées à des prix similaires, aboutissant à des profils quotidiens plus plats : le prix maximum moyen était de 62 $/MWh et le minimum moyen de 29,1 $/MWh.

​La hausse des prix du gaz naturel a soutenu ces creux plus élevés des prix de l’énergie. L’indice des prix du carburant de CAISO a oscillé entre 2,48 $/mmBTU et 3,06 $/mmBTU le mois dernier, soit des niveaux systématiquement supérieurs à ceux de l’an passé. Bien que généralement considérées comme des "peaker", les centrales à gaz naturel de CAISO fonctionnent en milieu de journée pour garantir leur disponibilité lors de la forte montée en charge du soir.

Mais ce ne sont pas seulement les centrales à gaz naturel qui maintiennent les prix de la mi-journée à un niveau élevé : les batteries à grande échelle y contribuent également.

Les batteries ajoutent régulièrement 40 GWh de charge en milieu de journée

Lors d’une journée type en août, les BESS importaient 7 GW à chaque intervalle de marché sur l’heure se terminant à 11h. Durant toute la période où les batteries de CAISO sont importatrices nettes au milieu de la journée, elles ajoutent généralement 40 GWh de demande d’électricité.

​Une autre façon de présenter cela est d’utiliser la charge effective : la charge nette plus la recharge des BESS. Alors que le minimum moyen de la charge nette a baissé de 2,7 GW, le minimum de la charge effective n’a baissé que de 300 MW. Cette mesure montre clairement que la demande d’énergie provenant de sources non renouvelables a peu évolué.

Sans poursuite du développement du solaire, qui fournit de grandes quantités d’offres d’énergie à prix zéro ou négatif, les batteries continueront de soutenir les prix de la mi-journée.

Cependant, les ressources BESS hybrides ou co-localisées seront beaucoup plus résilientes face à cette tendance. Une installation hybride solaire + stockage peut recharger sa batterie directement à partir de la production solaire sur site à un coût marginal quasiment nul. Cela la protège des prix de gros élevés de la mi-journée auxquels les BESS autonomes doivent faire face lorsqu’ils se rechargent sur le réseau. Dans une moindre mesure, les BESS co-localisés bénéficieront aussi des prix locaux plus bas générés par leur site solaire associé.

Les BESS de ZP26 continuent de bénéficier des meilleures opportunités d’arbitrage

Dans la continuité de ses tendances de long terme, la zone centrale ZP26 de l’État a connu de meilleures opportunités d’arbitrage que le sud saturé de solaire ou le nord moins peuplé.

Pour illustrer ce point, une seule batterie dans SP15 a connu un écart TB4 supérieur à la médiane de ZP26 (4 481 $/MW) en août 2025. Cette ressource, Eastern BESS 1, a enregistré la deuxième meilleure opportunité TB4 parmi tous les BESS de CAISO, avec 8 137 $/MW.