​Décembre 2025 s’est inscrit dans la continuité des conditions de revenus observées plus tôt dans l’année, avec des prix de régulation élevés, des signaux solides sur le marché de capacité et une volatilité des prix liée à l’hiver qui ont façonné les opportunités pour les batteries PJM.

Les écarts TB1 en temps réel ont atteint en moyenne 88 $/MW/jour, 61 % supérieurs à ceux de décembre 2024, tandis que les prix de la régulation ont atteint en moyenne 66 $/MW/h, soit presque 2 fois le niveau de l’hiver précédent. Par rapport à décembre dernier, la hausse des coûts du combustible a relevé les prix de base de l’électricité, tandis que des températures plus froides que la normale ont entraîné des situations de rareté en temps réel plus fréquentes.

Ensemble, ces facteurs ont généré des opportunités de trading régulières pour les batteries.

Une batterie hypothétique de 1 MW sur 4 heures aurait pu gagner jusqu’à 28 $/kW-mois, en cumulant la valeur de l’arbitrage en temps réel, de la régulation et des marchés de capacité.

Aujourd’hui, les batteries PJM tirent encore la majorité de leurs revenus des services auxiliaires, la régulation et la réponse en fréquence représentant l’essentiel des gains.

Mais les batteries plus grandes et de plus longue durée actuellement dans la file d’attente se positionnent de plus en plus sur les revenus du marché de capacité, l’arbitrage énergétique apparaissant comme un complément une fois que les services auxiliaires sont saturés. Dans ce cas, la volatilité hivernale, la hausse des coûts du combustible et les schémas de congestion jouent un rôle beaucoup plus important dans la formation des rendements.

Lisez le rapport du mois dernier ici.

Pour toute question, contactez deeksha@modoenergy.com.

Les prix en temps réel étaient plus volatils que ceux du Day-Ahead, créant davantage d’opportunités d’arbitrage

Le profil intrajournalier de décembre montre une divergence constante entre les prix Day-Ahead et en temps réel, particulièrement visible lors des montées de chauffage matinales et des pics d’éclairage en début de soirée.

L’exemple le plus frappant s’est produit du 14 au 16 décembre, lorsqu’une vague de froid à la mi-mois dans le Mid-Atlantic et le Nord-Est a tendu les conditions d’exploitation et déclenché des alertes froid sur le réseau PJM.

Les prix en temps réel ont grimpé en flèche, atteignant presque 600 $/MWh sur des intervalles de cinq minutes, tandis que les prix Day-Ahead sont restés bien inférieurs.

Ce n’était pas un événement isolé.

Des pics similaires de prix en temps réel ont eu lieu le 8 décembre, avec des prix de cinq minutes atteignant 400 $/MWh lors de la montée matinale.

Au-delà de ces événements, les profils journaliers des prix en temps réel de décembre 2025 ont montré une volatilité supérieure à celle de décembre 2024. Certains jours ont présenté des doubles pics de prix plus marqués lors des rampes du matin et du soir.

Les marchés Day-Ahead ont constamment sous-estimé le risque de rampe, laissant de la valeur sur le marché en temps réel.

Ces divergences de prix se sont traduites directement en opportunités d’arbitrage.

Les écarts TB1 en temps réel ont atteint en moyenne 88 $/MW/jour en décembre, quasiment stables par rapport à novembre (89 $/MW/jour) mais 61 % plus élevés qu’en décembre 2024 (55 $/MW/jour).

Les écarts en temps réel ont constamment dépassé les opportunités Day-Ahead tout au long du mois, avec des écarts TB1 Day-Ahead moyens de 65 $/MW/jour.

La demande a augmenté, les résultats de prix étaient plus dispersés

Décembre 2025 a enregistré une charge nette 19 % plus élevée qu’en novembre.

La charge nette quotidienne moyenne est passée de 83 GW en novembre à 99 GW en décembre, reflétant des conditions plus froides et une demande accrue de chauffage et d’éclairage électrique.

Malgré cette charge nette plus élevée, les prix en temps réel sont restés à des niveaux similaires à ceux de novembre, car davantage de générateurs sont revenus de maintenance. Cette demande supplémentaire a été satisfaite par une capacité accrue de gaz et de charbon en fonctionnement.

Les prix étaient plus élevés et plus volatils que l’hiver dernier

La comparaison avec décembre 2024 révèle une dynamique différente. À des niveaux de charge nette similaires, les prix de décembre 2025 étaient à la fois plus élevés et bien plus dispersés. Cela s’explique par une combinaison de coûts du combustible plus élevés et d’une flexibilité thermique plus restreinte sur le réseau PJM.

L’opportunité d’arbitrage de décembre provenait de divergences fréquentes de prix intra-horaires. Une charge nette plus élevée a relevé le plancher des prix, mais c’est la plus grande dispersion des prix en temps réel qui a créé des fenêtres de trading répétées pour les batteries.

Il s’agit de la deuxième édition du rapport de référence de Modo Energy sur les revenus des batteries dans le PJM. Les abonnés à la Recherche Modo Energy peuvent en savoir plus sur :

• Comment les pics de régulation lors des heures de rampe ont créé des opportunités exceptionnelles pour les batteries qualifiées
• Comment la hausse des coûts du combustible a relevé les prix de base de l’électricité
• Où les schémas de congestion ont évolué entre les zones en décembre, créant des opportunités d’arbitrage très variables pour les batteries en exploitation et en projet

Les coûts du combustible ont relevé le plancher, pas seulement les pics

Les prix livrés du gaz et du charbon ont augmenté par rapport à l’hiver dernier, ce qui a relevé le coût marginal de production sur l’ensemble du réseau PJM.

Le charbon du nord des Appalaches a atteint en moyenne 62 $/tonne en décembre 2025, soit une hausse de 27 % par rapport à 49 $/tonne en décembre dernier.

Les prix du gaz naturel ont atteint en moyenne 3,8 $/MMBtu en décembre 2025, contre 2,8 $/MMBtu en décembre 2024. Cette hausse de 1 $/MMBtu se traduit par environ 7 à 10 $/MWh de coûts marginaux supplémentaires pour les turbines à gaz à cycle combiné.