Les batteries à l’échelle du réseau dans le CAISO ont généré 3,70 $/kW-mois grâce à l’arbitrage énergétique et aux services auxiliaires en mars 2026. C’est presque le double des 1,89 $/kW (+96 %) enregistrés en février, mettant fin à trois mois de revenus inférieurs à 2 $/kW. Sur un an, les revenus des batteries ont chuté de 1,55 $/kW (-29 %) par rapport aux 5,25 $/kW de mars 2025.

Pour les opérateurs qui dépendent des revenus de marché, ce mois-ci confirme que la météo saisonnière peut encore offrir des rendements significatifs, mais que la tendance annuelle à la baisse des écarts de prix ne s’est pas inversée.

Une vague de chaleur à la mi-mars a permis ce rebond. Un dôme de chaleur s’est installé sur le Sud-Ouest du 16 au 20 mars, faisant grimper les températures de 11 à 17°C au-dessus des normales saisonnières. Les températures sur l’ensemble du territoire du CAISO ont atteint en moyenne 16°C pour le mois, soit 6°C de plus qu’en mars 2025. Cette chaleur a entraîné une hausse de la demande de 7 % sur un an.

Combinée à une production solaire en hausse de 27 %, cela a restauré le profil journalier des prix, qui s’était resserré pendant l’hiver, même si l’écart entre les pics et les creux reste plus réduit qu’en mars 2025.

Le marché intégré à terme (IFM) a expliqué 0,81 $/kW de la baisse annuelle de 1,55 $/kW, soit 52 % du total. C’est une part plus faible que ces derniers mois, où l’IFM représentait 70 à 90 % des baisses. L’énergie FMM a contribué à hauteur de 0,44 $/kW (28 %) et les services auxiliaires à 0,27 $/kW (18 %). Au sein des services auxiliaires, le prix de la régulation descendante s’est effondré de 7,73 $/MWh à 3,34 $/MWh (-57 %), expliquant la majorité de la baisse de cette catégorie. L’énergie RTD est restée quasiment stable sur un an, ne reculant que de 0,03 $/kW.

Points clés à retenir

• Les 3,70 $/kW de mars représentent le revenu mensuel le plus élevé depuis octobre 2025 (2,99 $/kW) et presque le double des 1,89 $/kW de février. Le passage de l’hiver, avec ses écarts comprimés, au printemps, avec des journées plus longues et des soirées plus chaudes, devrait maintenir des profils de prix journaliers plus larges jusqu’à l’été, même si la croissance du parc limite le potentiel de hausse.
• Les écarts TB4 mensuels sont tombés à 4,5k$/MW contre 7,2k$/MW il y a un an, mais l’écart entre zones a quasiment disparu : NP15, SP15 et ZP26 se retrouvent tous dans une fourchette de 200 $/MW, contre un écart de 1,8k$/MW en mars 2025. Pour les opérateurs qui évaluent de nouveaux sites, la prime de localisation n’est plus un critère différenciant fiable pour les revenus de marché.
• La charge nette moyenne a atteint -2,2 GW à son minimum journalier, contre +100 MW en mars 2025. Les batteries et les énergies renouvelables dépassent désormais régulièrement la demande totale lors des pics solaires, comprimant les prix de charge en milieu de journée. Le modèle économique des nouvelles BESS dépend de plus en plus du maintien de ces fenêtres à prix négatifs, mais la croissance du parc les réduit progressivement.

Consultez le rapport du mois dernier ici.

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Une vague de chaleur à la mi-mars a restauré les écarts d’arbitrage

Les valeurs journalières moyennes du TB4 ont chuté de 232 $/MW à 144 $/MW sur un an. Le mois n’a pas été uniformément faible. Durant les deux premières semaines, les écarts journaliers du TB4 ont atteint en moyenne 140 $/MW, soit le même niveau comprimé qu’en janvier et février. Les maximales journalières étaient en moyenne de 18°C du 1er au 7 mars, et la couverture nuageuse a limité le pic solaire certains jours.

Un dôme de chaleur s’est ensuite installé sur le Sud-Ouest. Du 16 au 20 mars, les maximales journalières ont dépassé 26°C dans toutes les stations météo californiennes, atteignant 31°C le 20 mars. La vallée de San Fernando a enregistré 38 à 39°C. Les écarts TB4 journaliers sont alors montés à 179 $/MW, soit 28 % au-dessus de la moyenne mensuelle. Le 20 mars a généré 254 $/MW de revenus journaliers, le plus haut niveau depuis septembre 2025.

La hausse de la demande a fait grimper les prix du soir, les centrales à gaz étant mobilisées pour répondre à la charge. La production solaire, en hausse de 27 % sur un an, a accentué le creux de la mi-journée. Résultat : une plus grande amplitude des prix quotidiens sur la seconde moitié du mois, principalement due à la journée exceptionnelle du 20 mars. Cette répartition en deux périodes montre à quel point les revenus de printemps dépendent d’événements météorologiques ponctuels plutôt que de structures de prix durables.

Les deux extrémités de l’écart se sont resserrées, mais les prix du soir ont le plus chuté

Les prix IFM du soir ont atteint en moyenne 33,32 $/MWh, en baisse de 28 % par rapport à 46,43 $/MWh en mars 2025. Les prix de charge en milieu de journée sont passés de -5,32 $/MWh à 0,95 $/MWh. Le côté décharge a baissé plus vite, comprimant l’écart TB4 global de 232 $/MW à 144 $/MW.

Un seul changement côté offre a maintenu un plafond sur les prix du soir.

Le parc de batteries du CAISO a déchargé plus massivement après 17h, les exportations totales du soir passant de 22,4 GWh à 37,4 GWh en moyenne. Cette hausse de 67 % a largement remplacé les importations en début de soirée, mais à mesure que l’état de charge du parc diminuait, le CAISO s’est appuyé sur les zones d’équilibrage voisines pour répondre à ses besoins nocturnes. Le marché étendu Day-Ahead (EDAM) démarre en mai et augmentera ces flux interrégionaux. Les revenus de décharge du soir devraient continuer à se comprimer face à cette concurrence accrue.

Côté charge, la production solaire a augmenté de 27 % (de 127 à 163 GWh) et la puissance solaire instantanée maximale a progressé de 13 % pour atteindre 17,8 GW. Plus de solaire a accentué le creux de la mi-journée.

Cependant, la demande de charge des batteries a absorbé une grande partie de ce surplus. Les volumes de charge ont augmenté de 52 % sur un an (de 33 à 51 GWh). Le nombre d’heures à prix négatif sur la moyenne des bus est passé de 165 à 110. Les batteries font remonter les prix de la mi-journée en consommant le surplus dont elles se chargent, créant une boucle de rétroaction qui limite la possibilité de remplir le stockage à bas prix.

La charge nette moyenne à son minimum journalier s’est creusée à -2,2 GW, contre +100 MW en mars 2025. La charge effective (charge nette plus charge BESS) a augmenté de 8 % pour atteindre 6,5 GW. Les batteries fixent de plus en plus le plancher de prix de la mi-journée, au lieu d’y réagir.

Les écarts zonaux se sont resserrés avec l’expansion du parc de batteries

La compression s’est aussi manifestée géographiquement. En mars 2025, SP15 et ZP26 affichaient tous deux des TB4 mensuels de 7,9k$/MW, tandis que NP15 était en retrait à 6,1k$/MW. Un an plus tard, les trois zones présentent des écarts presque identiques : ZP26 à 4,6k$/MW, SP15 à 4,5k$/MW et NP15 à 4,4k$/MW.