​Les batteries à grande échelle du CAISO ont généré 1,81 $/kW-mois en janvier 2026 grâce à l’arbitrage énergétique et aux services auxiliaires. Les faibles prix du gaz naturel ont réduit les marges d’arbitrage pendant la majeure partie du mois, bien qu’une flambée des prix du gaz en fin de mois ait brièvement élargi l’écart.

Les revenus ont augmenté de 0,62 $/kW (+52 %) par rapport à décembre 2025, le niveau mensuel le plus bas depuis la création de l’indice Modo Energy BESS CAISO en août 2022. D’une année sur l’autre, les revenus ont chuté de 1,68 $/kW (-48 %) par rapport aux 3,49 $/kW de janvier 2025.

​Le marché intégré à terme (IFM) explique 1,50 $/kW de cette baisse annuelle de 1,68 $/kW. L’arbitrage énergétique day-ahead continue de dominer tant la structure des revenus que la baisse annuelle.

Lisez le rapport du mois précédent ici.

Pour toute question concernant la recherche ou le benchmarking sur le CAISO, contactez logan@modoenergy.com.

Points clés à retenir

• Les écarts de prix Top-Bottom sur quatre heures (TB4) ont chuté de 42 % sur un an pour atteindre 2,9 k$/MW. Les prix du gaz naturel en Californie ont baissé de 36 % (3,82 $ à 2,46 $/mmBTU), réduisant le coût de la production marginale et comprimant les prix de pointe du soir sur lesquels les batteries comptent pour leurs revenus de décharge.
• Une flambée tardive des prix du gaz naturel lors de la tempête hivernale Fern a généré 23 % des revenus totaux de janvier en seulement quatre jours (du 24 au 27 janvier). Ces quatre jours ont contribué à environ 0,41 $/kW des 1,81 $/kW totaux du mois.
• Les revenus marchands annualisés pour janvier 2026 impliquent un rendement de 21 $/kW-an d’ici la fin de l’année, soit environ la moitié du rythme de 41 $/kW de janvier 2025 et bien en dessous de la moyenne annuelle de 51 $/kW en 2024. Cet écart confirme que les revenus marchands seuls ne suffisent pas à soutenir de nouveaux investissements aux niveaux historiques.

​Le gaz naturel bon marché a comprimé les écarts de prix

Les revenus énergétiques de l’IFM sont passés de 2,85 $/kW en janvier 2025 à 1,35 $/kW en janvier 2026 (-53 %). Cette baisse de 1,50 $/kW représente 89 % de la perte totale de revenus d’une année sur l’autre. Les services auxiliaires ont contribué à une baisse supplémentaire de 0,17 $/kW, les prix de la régulation ayant chuté de 52 %.

Le principal facteur a été l’effondrement des spreads TB4 : de 5,1 k$/MW à 2,9 k$/MW. Les batteries génèrent la majorité de leurs revenus IFM en se chargeant durant les heures creuses à bas prix et en se déchargeant lors du pic du soir. Les deux côtés de cette opération ont évolué au détriment des batteries.

​Côté décharge, les prix du gaz naturel en Californie ont chuté de 36 % sur un an (3,82 $ à 2,46 $/mmBTU). Avec un carburant moins cher, les centrales au gaz proposent des prix plus bas dans l’IFM, réduisant les prix de règlement que reçoivent les batteries lors de la décharge. La production d’électricité à partir de gaz naturel a baissé de 38 % (5,41 à 3,33 TWh) car les prix plus faibles ont écarté les unités les moins efficaces. Les spreads TB4 quotidiens moyens sont passés de 163 $/MW à 95 $/MW, soit une baisse de 68 $/MW par jour de valeur d’arbitrage disponible.

Côté charge, la production solaire a diminué de 3 % (3,30 à 3,21 TWh) malgré de nouvelles capacités ajoutées. Les premiers jours de janvier 2026 ont vu la poursuite d’un orage commencé fin décembre 2025. Et des nuages ont couvert le ciel du 18 au 24 janvier.

Ces deux phénomènes réduisent la production solaire sur laquelle le CAISO peut normalement compter. L’opérateur du réseau s’appuie alors sur l’agilité des batteries durant ces périodes, comme détaillé ci-dessous.

​Le minimum quotidien moyen de la demande nette a augmenté de 16 % (2,90 à 3,37 GW), ce qui signifie que les batteries ont dû se charger avec un creux de prix moins prononcé à la mi-journée. Au total, la baisse des prix de décharge et la hausse des coûts de charge ont réduit l’écart d’environ 40 $/MWh à 24 $/MWh en termes de pic à creux moyens.

La tempête Fern a évité au mois d’atteindre des records historiquement bas

Le mois s’est divisé en deux périodes distinctes. Durant les 20 premiers jours, les spreads TB4 quotidiens n’étaient que de 86 $/MW en moyenne, soit un niveau similaire à celui qui avait entraîné les revenus historiquement bas de décembre. Puis la tempête hivernale Fern a frappé les États-Unis.

La tempête a traversé plus de 30 États du 23 au 27 janvier, principalement à l’est des Rocheuses. La Californie a évité le pire de la glace et de la neige. Cependant, la pression exercée par la tempête sur les infrastructures de gaz naturel s’est brièvement ressentie jusqu’à la côte ouest, provoquant une forte hausse des coûts de production à base de gaz dans le sud de la Californie.

Cette flambée temporaire des prix du gaz s’est traduite directement par une hausse des prix de l’électricité. Les spreads TB4 sont passés de 62 $/MW le 23 janvier à 208 $/MW le 26 janvier, le niveau journalier le plus élevé du mois. Seulement trois jours du mois ont dépassé 150 $/MW, tous pendant la fenêtre de la tempête.

​Les quatre jours du 24 au 27 janvier ont généré 409 $/MW de revenus cumulés, soit 23 % du total mensuel. Cela équivaut à environ 0,41 $/kW sur les 1,81 $/kW du chiffre global du mois. Les revenus quotidiens sur cette période étaient en moyenne de 102 $/MW, soit presque le double de la moyenne de 55 $/MW des 20 premiers jours.

​Sans la tempête, les revenus de janvier 2026 auraient été proches du rythme historiquement bas de décembre. Les événements météorologiques restent le seul catalyseur permettant des journées de revenus exceptionnels dans le marché actuel du CAISO. Ils ne suffisent cependant pas à garantir de telles journées, comme l’a montré la tempête de Noël du mois précédent.

Le CAISO s’appuie sur les batteries pour équilibrer le réseau en temps réel

Les marchés temps réel du CAISO (FMM et RTD) ont généré 0,28 $/kW en janvier, un niveau quasiment stable par rapport à l’an dernier (0,29 $/kW). Alors que les revenus day-ahead ont chuté de 53 %, les revenus temps réel sont restés stables. Cette résilience reflète le rôle des batteries dans l’équilibrage du réseau du CAISO à court terme.

La divergence entre les deux étapes de règlement temps réel est une tendance hivernale récurrente. Les revenus RTD Energy ont augmenté de 17 % sur un an pour atteindre 0,27 $/kW, représentant la quasi-totalité des revenus temps réel. L’énergie FMM n’a contribué que pour 0,01 $/kW, contre 0,06 $/kW un an plus tôt.

​La production solaire est moins prévisible en hiver : brouillard, couverture nuageuse et tempêtes font que la production réelle diverge plus souvent des prévisions qu’en été. Ces erreurs de prévision se répercutent dans les prix FMM, qui reposent encore sur des projections mises à jour quelques minutes avant la livraison.

Le RTD, qui effectue un dispatch toutes les cinq minutes en fonction des conditions réelles du réseau, valorise la correction de ces écarts. Les batteries sont la ressource la plus rapide pour fournir cette correction, et leurs revenus toutes les cinq minutes en témoignent.

Cette tendance s’est poursuivie depuis décembre 2025, lorsque le RTD était la principale source de revenus sur un tiers des jours du mois. Dans les deux mois, les conditions day-ahead étaient défavorables et le CAISO s’est appuyé sur la capacité des batteries à réagir en quelques minutes pour maintenir l’équilibre offre-demande. Le RTD a été le deuxième contributeur de revenus en janvier, juste derrière l’IFM Energy.

Les batteries SP15 ont bénéficié de la meilleure opportunité d’arbitrage pendant la tempête

Les spreads TB4 de janvier 2026 étaient très proches dans les trois zones du CAISO. SP15 et ZP26 ont enregistré 3,0 k$/MW, tandis que NP15 était légèrement derrière avec 2,9 k$/MW.

Durant les trois premières semaines du mois, les trois zones ont évolué de façon similaire : les spreads TB4 quotidiens différaient de moins de 15 $/MW la plupart des jours. Cette homogénéité rappelle décembre 2025, lorsque la faible congestion laissait peu de place à une différenciation zonale.