Les batteries opérationnelles sur le marché PJM ont abordé le mois de novembre après avoir constaté de solides opportunités de revenus tout au long de 2025.

Les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) dans PJM ont généré des revenus mensuels moyens de 24 $/kW-mois, soit 288 $/kW-an, jusqu’en septembre 2025.

Des prix de règlement plus élevés pour la fourniture de services de Régulation et des écarts plus larges sur le marché de l’énergie en temps réel ont accru les opportunités sur l’ensemble du système, même si les résultats variaient fortement selon les actifs individuels.

Les batteries de PJM suivent une trajectoire globale bien connue : d’abord les services auxiliaires, puis l’énergie. Les batteries PJM continuent de tirer la majorité de leurs revenus de la Régulation et des services de réponse en fréquence, tandis que l’arbitrage énergétique joue un rôle secondaire, mais en croissance progressive.

La Régulation reste la principale source de revenus des batteries dans PJM

Les prix de règlement de la Régulation ont constamment dépassé ceux des autres services auxiliaires dans PJM, dépassant souvent de plus de 5x les réserves synchronisées ou primaires. En 2024 et 2025, les prix de la Régulation ont rivalisé, voire dépassé, ceux de l’Énergie.

La refonte du marché de la Régulation de PJM début octobre 2025 a accentué cette dynamique. Les prix de la Régulation en temps réel sur 5 minutes sont devenus très volatils, avec des pics brefs atteignant près de 1 800 $/MW/h pendant les heures de pointe. Les batteries connectées et capables de recevoir des attributions auraient capté des rendements exceptionnels.

Cependant, ces extrêmes reflétaient un marché en pleine adaptation aux nouvelles dynamiques de règlement, plutôt qu’un changement structurel de la demande sous-jacente. À mesure que de nouveaux participants qualifiés apparaissaient et que la participation se normalisait, les prix de la Régulation en novembre sont redescendus des sommets d’octobre. Les prix de règlement ont atteint en moyenne 61 $/MW/h, soit 36 % de plus que l’Énergie, mais l’écart était bien inférieur aux 136 % observés en octobre.

Mais la Régulation n’est qu’une partie de l’histoire.

Y avait-il des opportunités de marché pour le stockage d’énergie par batterie en dehors de la Régulation ?

Si la Régulation constitue aujourd’hui la principale source de revenus pour les batteries dans PJM, l’arbitrage énergétique deviendra à long terme le principal moteur de revenus pour les acteurs du marché.

Contrairement à ERCOT et CAISO, les prix de l’énergie dans PJM sont encore principalement dictés par la demande plutôt que par la production renouvelable.

Les prix de l’énergie ont suivi la courbe de la demande, créant deux pics quotidiens au lieu des creux profonds de la mi-journée observés dans les systèmes dominés par le solaire. Cette structure offre une fenêtre d’arbitrage régulière pour le stockage d’énergie par batterie autour des heures de pointe.

Dans ce rapport, l’opportunité d’arbitrage est mesurée à l’aide des écarts Top-Bottom (TB).

Novembre 2025 a marqué un changement net dans la volatilité des prix en temps réel par rapport à l’année précédente.

Les prix en temps réel au nœud PJM-RTO ont dépassé 200 $/MWh à plusieurs reprises, avec plusieurs intervalles atteignant la fourchette de 300 à 400 $/MWh.

Surtout, ces pics n’étaient pas limités à une seule période de tension. Les prix élevés sont apparus lors des rampes du matin, des périodes de mi-journée et des pics du soir.

Cela contraste avec novembre 2024, où les profils de prix étaient beaucoup plus lissés. La volatilité de l’an dernier était principalement concentrée sur la rampe du soir, ce qui maintenait les écarts quotidiens réduits.

Ce sont les décalages répétés des prix intrajournaliers, et non un seul pic, qui ont fait grimper la moyenne des écarts TB4 en temps réel à 216 $/MWh.

​Les moyennes mensuelles racontent la même histoire. Les écarts TB1 en temps réel se sont élargis de 43 $/MWh sur un an, tandis que les écarts ont augmenté de 20 $/MWh sur le marché Day-Ahead.

​​Ceci est la première édition du rapport de référence de Modo Energy sur les revenus des batteries dans PJM. Les abonnés à la Recherche Modo Energy peuvent en savoir plus sur :

• comment les coûts des combustibles restent le principal moteur des prix moyens dans PJM,
• pourquoi le potentiel d’écarts plus importants en intersaison augmente avec le développement du solaire,
• comment les indisponibilités de production pour maintenance ont influencé les écarts dans PJM cet automne,
• et dans quelle mesure la congestion entraîne des opportunités d’arbitrage énergétique variables pour les batteries selon les régions.

Les coûts des combustibles donnent le ton aux prix de l’énergie dans PJM

PJM reste un système fortement thermique, ce qui façonne la formation des prix. Le gaz naturel et le nucléaire dominent la production, avec le charbon apportant une capacité de base supplémentaire.

En conséquence, les prix de l’énergie sont fréquemment fixés par les unités thermiques à la marge. Les variations des coûts des combustibles – en particulier du gaz, et du charbon dans certaines régions – se répercutent directement sur les prix de l’électricité dans PJM.

En novembre 2025, la hausse des prix du gaz et du charbon a relevé l’ensemble du niveau de base des prix de l’énergie, les prix de l’électricité suivant presque les fluctuations du gaz tout au long du mois. ​

​De plus, la charge moyenne quotidienne a augmenté de 6 %, passant de 84 GW en novembre 2024 à 89 GW en novembre 2025, ce qui a conduit à l’activation de générateurs plus coûteux dans l’ordre de mérite.

Lorsque le gaz est à la marge, de petits mouvements de prix des combustibles ont un impact important. Une hausse incrémentale de 1 $/MMBtu se traduit généralement par une augmentation de 7 à 10 $/MWh des prix de l’électricité.

​​Ainsi, en novembre 2025, les prix ont été plus élevés et beaucoup plus dispersés pour une plage de charge nette similaire à celle de novembre 2024.

La production solaire progresse, ouvrant la voie à de plus grands écarts de prix potentiels

Le développement de la production solaire dans PJM est en retard par rapport à des marchés comme ERCOT et CAISO, mais il progresse. Le pic quotidien moyen de production solaire à l’échelle du réseau a augmenté de 35 % sur un an pour atteindre 6,2 GW à la mi-journée en novembre.

Cependant, les énergies renouvelables représentent encore une part relativement faible de la production totale alimentant la charge de PJM.

Contrairement à CAISO, où le solaire crée de profonds creux de prix en milieu de journée, la croissance renouvelable de PJM n’a pas encore déplacé la production thermique durant les heures typiques de charge des batteries.

​Ainsi, les batteries PJM continuent d’opérer sur un marché défini par une production thermique suivant la demande, et non par des « canyons » de prix causés par les renouvelables.

La charge nette reste élevée en milieu de journée, maintenant les centrales à gaz en ligne et garantissant que les prix sont fixés par les unités thermiques. Cela limite les écarts de prix accessibles au stockage d’énergie par batterie.

Les niveaux d’indisponibilité ont resserré les écarts en novembre par rapport à octobre 2025

Un autre facteur pouvant influencer les prix de l’énergie est l’indisponibilité planifiée ou forcée des générateurs.

Dans PJM, la maintenance planifiée est généralement concentrée sur les mois d’intersaison, avec un pic en avril, mai et octobre, lorsque la demande est suffisamment basse pour mettre des unités hors ligne sans risque majeur pour la fiabilité.

Les indisponibilités de production ont culminé à environ 71 GW en octobre avant de diminuer progressivement tout au long de novembre, atteignant 29 GW à la fin du mois.

Ce changement se reflète clairement dans les écarts de prix.

Octobre 2025 a enregistré des écarts plus larges sur les marchés Day-Ahead et en temps réel que novembre, reflétant des conditions système plus tendues lorsque plus de capacité était indisponible.

Pour les batteries, cette distinction est importante. Les indisponibilités tendent à accroître les opportunités d’arbitrage à l’échelle du système, tandis que leur timing et leur localisation déterminent où ces opportunités se matérialisent sur le réseau.

La volatilité crée des opportunités - la congestion décide des gagnants

Si les écarts à l’échelle du système étaient élevés en novembre, les opportunités d’arbitrage variaient fortement selon la localisation. Même au sein d’une même zone de charge, les batteries ont connu des résultats de prix très différents.

Les profils de prix en temps réel expliquent ce phénomène.

À l’échelle du système, PJM présente les rampes matinales et vespérales classiques. Mais des zones telles que Dominion et BGE s’écartent régulièrement de la moyenne PJM-RTO, surtout pendant les heures de pointe. Ces séparations de prix dues à la congestion créent des écarts intrajournaliers répétitifs que les batteries peuvent valoriser.

À l’inverse, les zones ayant des profils de charge similaires mais une meilleure connectivité de transport suivent plus fidèlement la moyenne RTO. Leurs profils de prix sont plus stables, avec moins de déviations durables et un potentiel d’arbitrage moindre.

Les batteries opérationnelles dans Dominion et BGE étaient situées dans les zones présentant les plus grands écarts Top-Bottom en novembre, reflet d’une congestion persistante et d’une capacité de transfert limitée.

Les batteries en projet montrent une gamme de résultats encore plus large. Au sein des mêmes zones, les écarts de novembre 2025 divergent fortement selon les nœuds. Les écarts les plus élevés apparaissent chez Fourth Quarter, une batterie de 500 MW prévue dans la zone PEPCO du Maryland, suivie par Chapel Energy Storage, un projet de 300 MW dans la zone BGE du Maryland.

Les contraintes de transport et les effets des prix nodaux peuvent amplifier ou réduire les écarts sur chaque nœud de batterie, créant des gagnants et des perdants au sein d’une même zone de charge.

À mesure que de nouveaux systèmes de stockage par batterie sont développés dans PJM et que la valeur du service de Régulation diminue, cette dispersion prend de l’importance. De petites différences d’implantation – jusqu’au niveau du nœud – peuvent multiplier la valeur attendue de l’arbitrage.