Les batteries PJM ont vu leurs revenus augmenter fortement, la refonte du marché de la régulation d'octobre 2025 étant le principal moteur 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 porté les spreads TB4 d'avril à 383 $/MW-jour, soit 62 % de plus qu'en avril 2025.

La modélisation des revenus d'avril atteint 72 $/kW-mois. La régulation représente 56 $/kW-mois de ce total, avec 11 $/kW-mois provenant de l'arbitrage en temps réel et 5 $/kW-mois des paiements de capacité.

Points clés à retenir

• Les batteries PJM gagnent environ 3 fois plus que l'an dernier, grâce à la régulation qui soutient cette hausse.
• La modélisation des revenus d'avril a atteint 72 $/kW-mois, portée par des revenus de régulation plus élevés et des spreads TB4 plus larges.
• Les spreads 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 spreads résulte d'une vague de chaleur à la mi-avril (15-16 avril), les prix de clearing du soir étant environ 70 % plus élevés qu'en avril 2025, et la croissance continue du solaire à midi abaissant davantage 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 PJM d'octobre 2025 a remplacé les signaux séparés Reg A (lent, thermique) et Reg D (rapide, batterie) par un signal unifié. Les données réelles du T1 2026 en quantifient l'impact.

Les 18 mois de données avant la refonte montrent des revenus de flotte entre 13 et 37 $/kW-mois, la régulation rapportant en moyenne 15 $/kW-mois. Depuis la refonte, les revenus moyens sont de 62 $/kW-mois, la régulation seule rapportant en moyenne 55 $/kW-mois.

Les prix de clearing des services auxiliaires expliquent cette hausse. Le prix minimum mensuel de clearing de la régulation après la refonte (62 $/MWh) est supérieur à 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 profitent à la fois des pics de montée et d'un niveau de base plus élevé.

Les spreads TB4 se sont élargis avec la vague de chaleur de mi-avril et la hausse du solaire

Les spreads 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 spreads day-ahead étaient de 247 $/MW-jour, également supérieurs à ceux de mars et 51 % de plus qu'en avril dernier.

Le schéma zonal est resté similaire. 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 en un an (+108 % et +112 %).

Toutes les zones PJM ont vu leurs spreads en temps réel augmenter sur un an, mais la région Mid-Atlantic a progressé davantage. Les contraintes persistantes de transmission entre les centres de charge à l'est et la production à l'ouest continuent d'accentuer la séparation des prix lors des heures de montée.

Les spreads day-ahead racontent une version plus modérée de la même histoire. 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'événement équivalent à la tempête hivernale Iona de mars, avec peu de fluctuations météorologiques extrêmes. L'événement le plus marquant fut une vague de chaleur à la mi-avril (13-17 avril). La charge horaire moyenne a atteint 101 GW le 15 avril, le maximum du mois contre une base habituelle d'avril autour de 85 GW.

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

Au-delà de la vague de chaleur, la courbe intrajournalière a elle-même évolué sur un an. Les prix moyens du soir en avril 2026 étaient environ 70 % plus élevés qu'en avril 2025, la plage 19h-20h atteignant en moyenne près de 115 $/MWh contre 65 $ l'an dernier.

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

Les énergies renouvelables ont également élargi les spreads TB. La production solaire a augmenté de 27 % sur un an en avril (la production horaire moyenne est passée de 3,3 à 4,2 GW), une production accrue à midi faisant baisser les prix diurnes. L'éolien a progressé de 16 % ; le gaz et le nucléaire sont restés stables.

L'évolution du parc de production s'ajoute aux pics causés par la vague de chaleur et amplifie les spreads TB d'une année sur l'autre.

Les projets Mid-Atlantic sont les mieux positionnés pour profiter des spreads les plus élevés du PJM

Le même schéma zonal se retrouve au niveau des actifs. Chaque BESS en exploitation dans BGE, PEPCO et DOM a capté environ le double du spread TB d'avril par rapport aux batteries en exploitation dans COMED, AEP ou APS. Les projets en développement dans ces zones Mid-Atlantic afficheraient aujourd'hui les spreads les plus élevés du pipeline.

Que nous apprend le mois d'avril ?

Six mois après, les données confirment que la réforme de la régulation d'octobre 2025 de PJM a été bénéfique pour les batteries. Avant la refonte, les revenus mensuels moyens étaient d'environ 20 $/kW-mois. Ils ont depuis triplé, la régulation expliquant presque 100 % de la hausse.

La dynamique du marché de l'énergie en avril laisse aussi entrevoir un environnement de plus en plus attractif. Les spreads TB4 se sont élargis sur un an, portés par une vague de chaleur à la mi-avril pendant la saison des arrêts programmés et la poursuite de la croissance du solaire à midi qui accentue les creux diurnes.

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