​Les batteries à l’échelle du réseau dans le CAISO ont généré 1,81 $/kW-mois en janvier 2026 grâce à l’arbitrage énergétique et aux services auxiliaires. Les prix bas du gaz naturel ont réduit les marges d’arbitrage pendant la majeure partie du mois, bien qu’une hausse tardive du prix du gaz 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 la baisse annuelle de 1,68 $/kW. L’arbitrage énergétique à la veille domine toujours tant la structure des revenus que la baisse d’une année sur l’autre.

Lisez le rapport du mois précédent ici.

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Points clés à retenir

• Les écarts de prix Top-Bottom sur quatre heures (TB4) ont chuté de 42 % sur un an, atteignant 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 production marginale et comprimant les prix de pointe du soir sur lesquels les batteries comptent pour leurs revenus de décharge.
• Une flambée des prix du gaz en fin de mois 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 apporté environ 0,41 $/kW sur les 1,81 $/kW du mois.
• Les revenus marchands annualisés pour janvier 2026 suggèrent un rendement de 21 $/kW-an d’ici la fin de l’année, soit environ la moitié du rythme de janvier 2025 (41 $/kW) et bien en dessous de la moyenne annuelle de 2024 (51 $/kW). Cet écart montre que les revenus marchands seuls ne suffisent pas à soutenir de nouveaux investissements à des niveaux historiques.

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

Les revenus énergétiques 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 sur un an. Les services auxiliaires ont contribué à une baisse supplémentaire de 0,17 $/kW, les prix de régulation ayant chuté de 52 %.

Le principal facteur a été l’effondrement des écarts TB4 : de 5,1 k$/MW à 2,9 k$/MW. Les batteries tirent la majorité de leurs revenus IFM en se chargeant pendant les heures creuses à faible prix et en se déchargeant lors du pic du soir. Les deux volets de cette stratégie 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 à gaz ont proposé des prix plus bas à l’IFM, réduisant ainsi les prix de compensation reçus par les batteries lors de la décharge. La production à partir du gaz naturel a diminué de 38 % (5,41 à 3,33 TWh), les prix plus bas ayant écarté les unités les moins efficaces du parc. Les écarts TB4 moyens quotidiens 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 baissé de 3 % (3,30 à 3,21 TWh) malgré de nouvelles installations de capacité. Les premiers jours de janvier 2026 ont vu la poursuite d’un orage débuté fin décembre 2025. Et les nuages ont couvert le ciel du 18 au 24 janvier.

Ces deux phénomènes ont limité la production solaire sur laquelle le CAISO peut généralement compter. L’opérateur du réseau s’appuie alors sur l’agilité des batteries pendant ces périodes, comme détaillé plus bas.

​Le creux de charge net quotidien moyen a augmenté de 16 % (2,90 à 3,37 GW), ce qui signifie que les batteries ont eu moins de marge pour se charger à bas prix en milieu de journée. Ensemble, des prix de décharge plus bas et des coûts de charge plus élevés ont réduit l’écart moyen pic-creux d’environ 40 $/MWh à 24 $/MWh.

La tempête hivernale Fern a sauvé le mois d’un niveau historiquement bas

Le mois s’est divisé en deux périodes distinctes. Pendant les 20 premiers jours, les écarts TB4 quotidiens n’ont atteint que 86 $/MW en moyenne, soit un niveau similaire à celui qui avait provoqué les revenus historiquement faibles 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, touchant surtout l’est des Rocheuses. La Californie a évité le pire de la glace et de la neige. Cependant, la pression exercée sur les infrastructures gazières a brièvement atteint la côte ouest, entraînant une forte hausse des coûts de production à partir du gaz dans le sud de la Californie.

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

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

​Sans la tempête, les revenus de janvier 2026 auraient suivi le rythme historiquement bas de décembre. Les événements météorologiques restent le seul moteur de journées de revenus exceptionnels sur le marché actuel du CAISO. Ils ne suffisent toutefois pas à garantir de telles journées lucratives, comme l’a montré la tempête de Noël le mois précédent.

Le CAISO compte sur les batteries pour équilibrer le réseau en temps réel

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

La divergence entre les deux étapes de règlement en temps réel est un schéma récurrent en hiver. Les revenus RTD Energy ont augmenté de 17 % sur un an pour atteindre 0,27 $/kW, représentant presque la totalité des revenus temps réel. L’énergie FMM n’a apporté que 0,01 $/kW, contre 0,06 $/kW un an plus tôt.

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

Le RTD, qui effectue une répartition toutes les cinq minutes selon les conditions réelles du réseau, valorise la correction de ces écarts. Les batteries sont la ressource la plus rapide pour fournir cette correction, ce que reflètent leurs revenus toutes les cinq minutes.

Cette tendance a commencé en décembre 2025, lorsque le RTD fut le principal contributeur de revenus sur un tiers des jours du mois. Dans les deux mois, les conditions day-ahead étaient mauvaises et le CAISO a compté sur la réactivité des batteries pour maintenir l’équilibre offre-demande en temps réel. Le RTD fut le deuxième contributeur de revenus en janvier, derrière l’IFM Energy.

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

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

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