Les revenus marchands des batteries du CAISO ont atteint en moyenne 1,95 $/kW-mois en novembre 2025. Il s'agit de la valeur la plus basse jamais enregistrée pour l'indice Modo Energy BESS CAISO. La deuxième valeur la plus basse était de 2,26 $/kW-mois, observée en décembre dernier.

Les revenus moyens ont chuté de 1,37 $/kW (-41,4 %) sur un an. La baisse d’un mois sur l’autre a été tout aussi marquée : les revenus ont diminué de 1,04 $/kW (-35 %) par rapport aux 2,99 $/kW-mois d’octobre 2025.

La chute des revenus issus de l’arbitrage Energy day-ahead a été particulièrement marquante. Le mois dernier, les batteries du CAISO ont généré 2,17 $/kW grâce à l’arbitrage Energy day-ahead, soit plus que les revenus marchands toutes sources confondues en novembre 2025.

Les revenus de l’arbitrage day-ahead ont diminué en raison d’une forte baisse des opportunités d’arbitrage. Les écarts top-bottom (TB) sur quatre heures ont chuté d’environ 30 %, aussi bien d’un mois sur l’autre que d’une année à l’autre, atteignant seulement 3 $/kW — laissant peu de place à un arbitrage rentable.

Lisez le rapport du mois dernier ici.

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Les revenus des batteries se dirigent vers 40 $/kW en 2025

Les écarts de prix sont restés faibles dans le CAISO tout au long de 2025 (lisez nos rapports de référence de août, septembre et octobre pour en savoir plus).

Si cette tendance se poursuit jusqu’en décembre, les revenus moyens de l’ensemble du parc devraient finir juste en dessous de 40 $/kW pour l’année. Cela représenterait une baisse de 50 % par rapport à 2023 (80 $/kW) et une réduction de 23 % par rapport à 2024 (51 $/kW).

2025 a été une année exceptionnellement douce en Californie, ce qui a été régulièrement souligné dans cette série de rapports comme la principale raison du calme sur les marchés de gros de l’électricité du CAISO. Sans fortes variations de la demande liées au chauffage ou à la climatisation, les opportunités d’arbitrage lucratives sont rares.

Les dernières prévisions hivernales de la NOAA misent sur un mois de décembre plus chaud. Toute volatilité qui pourrait se produire le mois prochain ne sera probablement pas causée par des conditions météorologiques extrêmes.

La demande a baissé sur un an, et l’exploitation du gaz en milieu de journée a fait grimper les prix de charge

La charge moyenne ATC (around-the-clock) du CAISO pour novembre 2025 était de 22,19 GW (-1,7 % sur un an). Une demande plus faible sur le réseau a des effets mitigés sur les revenus des batteries : une charge réduite en milieu de journée fait baisser les prix de charge, tandis que des pics de charge plus faibles entraînent des prix de décharge plus faibles.

Mais le fait que la charge nette ATC ait augmenté de 1,9 % (16,14 → 16,46 GW) et que la production solaire ait diminué de 3,2 % (3,1 → 3,0 TWh) indique des prix plus élevés en milieu de journée. Des prix de charge plus élevés ont comprimé les spreads d’arbitrage, réduisant les opportunités de revenus par rapport à novembre 2024.

Les centrales à gaz naturel ont compensé la baisse de la production solaire. La production totale de gaz a augmenté à 5,44 TWh (+4,9 %), tandis que la production de pointe de gaz naturel a diminué à 9,55 GW (-3,2 %). Ensemble, ces deux faits signifient qu’il y a eu plus de génération à gaz en dehors des heures de pointe, c’est-à-dire en milieu de journée.

En même temps, le coût marginal pour ces centrales à gaz était 53,8 % plus élevé que l’an dernier (1,97 → 3,02 $/mmBTU). Cela a accentué la pression à la hausse sur les prix de charge BESS, le fournisseur marginal d’électricité en milieu de journée ayant relevé ses offres.

Les revenus des services auxiliaires n’ont pas permis de compenser les pertes d’arbitrage : les prix de la régulation pondérés par le volume ont presque été divisés par deux sur un an.

Une charge effective plus élevée et une plus grande participation du gaz aplatissent les profils de prix

Novembre 2025 a vu une production d’électricité à base de gaz supérieure à celle de l’année précédente. Alors qu’un jour type de novembre 2024 comptait environ 3,8 GW de production à gaz à midi, la production moyenne de gaz naturel n’est jamais descendue sous les 5 GW le mois dernier.

Et comme les centrales à gaz ont déplacé la courbe d’offre vers le haut en vendant la même quantité d’énergie à un prix plus élevé, les besoins de charge des batteries ont fait grimper la courbe de demande. La « charge effective » — charge nette plus charge BESS — entre 10h et 16h a augmenté de 5,6 GWh depuis novembre 2024.

Ces deux facteurs combinés aplatissent les profils de prix, laissant moins d’opportunités pour l’arbitrage Energy, qui constitue la majeure partie des revenus marchands.

La combinaison de coûts de charge plus élevés dus au gaz et d’une concurrence accrue entre batteries a créé des conditions difficiles tout au long du mois de novembre. Mais la période la plus compliquée a eu lieu au milieu du mois, lorsqu’un épisode météorologique particulier a transformé des opportunités d’arbitrage déjà faibles en pertes probables pour certaines batteries.

Les conditions La Niña ont apporté un mois de novembre 2025 calme

Les revenus moyens des batteries ont chuté de 41,4 % sur un an, atteignant 1,95 $/kW pour le mois de novembre 2025.

Et sur tout le mois, les revenus quotidiens sont restés stables. Seuls cinq jours, au début du mois (les 1-2 & 7-10), ont vu les revenus marchands totaux dépasser 100 $/MW. Plus de la moitié des jours en 2024 atteignaient au moins ce niveau.

Les revenus de l’ensemble du parc sont restés sous les 40 $/MW-jour pendant six jours consécutifs à la mi-novembre 2025 (du 12 au 17). Fait remarquable, l’arbitrage Energy day-ahead ne représentait que 25 % des revenus pour ces journées, alors qu’historiquement, l’IFM Energy compte pour plus de 75 % des revenus BESS.

Ces six jours sous les 40 $/MW coïncidaient avec des conditions La Niña chaudes et pluvieuses sur la côte Ouest. (Ces mêmes conditions sont attendues par la NOAA pour un mois de décembre doux.) Les températures maximales quotidiennes moyennes en Californie sont passées sous leur moyenne mensuelle, tandis que les minimales restaient au-dessus.

Un temps doux avec peu de production solaire comme celui-ci a conduit à des profils de prix Energy plats — et à des opportunités d’arbitrage quasi inexistantes. L’écart moyen entre les prix quotidien les plus hauts et les plus bas du 12 au 17 novembre n’était que de 14,8 $/MWh.

Avec peu d’opportunités d’arbitrage sur les marchés day-ahead, les BESS ont été mobilisées pour gérer les fluctuations de la demande en temps réel. Exceptionnellement, le parc de batteries du CAISO est devenu exportateur net en milieu de journée le 15 novembre. Les revenus du temps réel ont fini par représenter la majorité des flux de trésorerie des batteries (56 %) sur ces six jours.

Renversement des tendances zonales : plus d’arbitrage pour les batteries de SP15 en novembre 2025

La zone centrale ZP26 de Californie a longtemps affiché les spreads TB4 les plus élevés ces derniers mois successifs. Sa proximité avec la zone ensoleillée SP15 et sa capacité de transmission limitée vers la zone NP15 du nord ont exposé ZP26 à des profils de prix similaires au solaire, malgré une faible présence de centrales solaires dans la région.

Mais le mois dernier, c’est SP15 qui a offert le plus d’opportunités d’arbitrage Energy. Le spread TB4 médian y était de 3 450 $/MW, contre 3 069 $/MW pour ZP26 et 2 573 $/MW pour NP15.