Les batteries PJM ont vu leurs revenus augmenter fortement, la refonte du marché de la régulation d'octobre 2025 étant le principal moteur structurel de cette hausse. Avant la refonte (d'avril 2024 à septembre 2025), les revenus moyens de la flotte étaient de 20 $/kW-mois. Après la refonte, les revenus moyens sont passés à 62 $/kW-mois, atteignant un pic de 104,5 $/kW-mois en février.

L'arbitrage énergétique s'est également renforcé. Une vague de chaleur à la mi-avril a fait grimper les écarts TB4 d'avril à 383 $/MW-jour, soit 62 % de plus qu'en avril 2025.

La modélisation des revenus d'avril totalise 72 $/kW-mois. La régulation apporte 56 $/kW-mois, l'arbitrage énergétique en temps réel 11 $/kW-mois et les paiements de capacité 5 $/kW-mois.

Points clés à retenir

• Les batteries PJM gagnent environ 3 fois plus que l'an dernier, principalement grâce à la régulation.
• La modélisation des revenus d'avril atteint 72 $/kW-mois, soutenue par des revenus de régulation plus élevés et des écarts TB4 plus larges.
• Les écarts TB4 en temps réel d'avril ont atteint en moyenne 383 $/MW-jour, soit 62 % de plus qu'en avril 2025. Baltimore (BGE) a mené au niveau zonal avec 658 $/MW-jour, plus du double d'avril dernier.
• L'élargissement des écarts est dû à une vague de chaleur à la mi-avril (15-16 avril), à des prix de marché en soirée environ 70 % plus élevés qu'en avril 2025, et à la croissance continue du solaire en milieu de journée qui fait baisser les creux diurnes.

La refonte de la régulation d'octobre a triplé les revenus de la flotte par rapport à la base précédente

La refonte du marché de la régulation de PJM en octobre 2025 a remplacé les signaux séparés Reg A (lent, thermique) et Reg D (rapide, batterie) par un signal unifié. Les chiffres réels du T1 2026 en mesurent l'impact.

Les 18 mois de données avant la refonte plaçaient les revenus de la flotte dans une fourchette de 13 à 37 $/kW-mois, la régulation contribuant en moyenne à 15 $/kW-mois. Depuis la refonte, les revenus moyens sont de 62 $/kW-mois, la régulation seule représentant en moyenne 55 $/kW-mois.

Les prix de compensation des services auxiliaires expliquent cette hausse. Le prix minimum mensuel de la régulation après la refonte (62 $/MWh) dépasse tout prix mensuel depuis janvier 2023.

Les réserves synchronisées et primaires sont restées faibles car elles n'ont pas été affectées par la refonte.

Les heures de montée en puissance du matin et du soir continuent de générer de fortes hausses de prix depuis octobre. De plus, le niveau de base en dehors de ces heures a également augmenté. Les batteries bénéficient à la fois des pics de montée et du niveau de base plus élevé.

Les écarts TB4 se sont élargis avec la vague de chaleur d'avril et la hausse du solaire

Les écarts TB4 en temps réel d'avril ont atteint en moyenne 383 $/MW-jour, contre 358 $/MW-jour en mars et 62 % de plus qu'en avril 2025 (237 $/MW-jour). Les écarts day-ahead étaient de 247 $/MW-jour, également supérieurs à mars et 51 % au-dessus d'avril dernier.

La situation zonale est restée classique. Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) et Virginie (DOM) ont mené avec respectivement 658, 605 et 601 $/MW-jour. Baltimore et DC ont plus que doublé sur un an (+108 % et +112 %).

Toutes les zones PJM ont vu les écarts en temps réel augmenter sur un an, mais la région Mid-Atlantic a progressé davantage. Des contraintes persistantes sur le réseau entre les centres de charge à l'est et la production à l'ouest continuent de provoquer une séparation des prix pendant les heures de montée.

Les écarts day-ahead racontent une version plus atténuée de cette dynamique. Les zones Mid-Atlantic restent en tête, mais le gradient géographique est moins marqué et les différences entre zones sont plus faibles qu'en temps réel.

Avril n'a pas connu d'équivalent à la tempête hivernale Iona de mars, avec peu de variations météorologiques extrêmes. L'événement le plus marquant a été une vague de chaleur du 13 au 17 avril. La charge horaire moyenne a atteint 101 GW le 15 avril, le maximum du mois contre une base habituelle d'environ 85 GW en avril.

Les marchés day-ahead ont clairement réagi, culminant à 249 $/MWh, le maximum du mois. Le temps réel a suivi, atteignant 353 $/MWh le soir du 15 avril.

Au-delà de la vague de chaleur, la forme intrajournalière a elle-même évolué sur un an. Les prix moyens du soir en avril 2026 étaient environ 70 % au-dessus d'avril 2025, avec la tranche 19h-20h à près de 115 $/MWh contre 65 l'an dernier.

La plupart des jours ont suivi une forme horaire similaire à 2025, mais avec une montée du soir plus marquée.

Les énergies renouvelables ont également élargi les écarts TB. La production solaire a augmenté de 27 % sur un an en avril (production horaire moyenne passant de 3,3 à 4,2 GW), avec une production de midi plus importante qui fait baisser les prix en journée. L'éolien a progressé de 16 %; le gaz et le nucléaire sont restés stables.

L'évolution du mix de production accentue les pics liés à la vague de chaleur et fait augmenter les écarts TB d'une année sur l'autre.

Les projets Mid-Atlantic sont les mieux placés pour capter les écarts les plus élevés dans PJM

Le même schéma zonal se retrouve au niveau des actifs. Chaque BESS en fonctionnement dans BGE, PEPCO et DOM a capté environ le double de l'écart TB cumulé d'avril par rapport aux batteries en service dans COMED, AEP ou APS. Les projets en développement dans ces mêmes zones Mid-Atlantic bénéficieraient aujourd'hui des écarts les plus importants du pipeline.

Que nous apprend le mois d'avril ?

Six mois après, les données confirment que la réforme de la régulation d'octobre 2025 chez PJM a bien profité aux batteries. Avant la refonte, les revenus mensuels moyens étaient d'environ 20 $/kW-mois. Ils ont depuis triplé, la régulation expliquant presque toute la hausse.

Les dynamiques du marché de l'énergie d'avril signalent aussi un environnement de plus en plus porteur. Les écarts TB4 se sont élargis sur un an, gonflés par une vague de chaleur à la mi-avril en pleine saison d'arrêts programmés, et par la croissance continue du solaire en journée qui creuse les creux diurnes.

À l'avenir, la phase 2 de la refonte, prévue pour octobre 2026, séparera le signal bidirectionnel de la régulation en deux produits distincts : RegUp et RegDown. Reste à savoir si cela offrira un nouveau potentiel de hausse ou ramènera les prix de compensation à la baisse fin 2026.