​Les écarts TB4 en temps réel dans PJM ont atteint en moyenne 317 $/MW-jour en août 2026, soit 78 % de plus qu’en août 2025. Aucun record de température ou de pointe de demande n’a été enregistré ce mois-ci. Cette hausse des écarts s’explique par une augmentation de la charge de base.

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La demande horaire moyenne a augmenté de 8,4 % sur un an pour atteindre 108 GW, tandis que la pointe a reculé de 0,8 %. C’est l’inverse de juillet, où la demande moyenne avait baissé de 1 % et la pointe avait atteint un record historique.

Le benchmark BESS virtuel (vBESS) de Modo Energy estime qu’une batterie de 100 MW sur 4 heures a généré entre 13 et 15 $/kW-mois dans ComEd, Dominion et Penelec. Cela représente peu de changement par rapport à août 2025. Les gains liés à l’élargissement des écarts ont été en partie compensés par la régulation, qui est tombée à son troisième niveau le plus bas depuis la refonte d’octobre 2025.

Points clés à retenir

• Les batteries ont gagné 14,32 $, 15,08 $ et 13,47 $/kW-mois dans ComEd, Dominion et Penelec.
• L’énergie Day-Ahead a représenté une part plus importante du revenu que l’an passé dans les trois zones, en hausse de 9 à 22 points de pourcentage, tandis que la part de la régulation a diminué.
• Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 317 $/MW-jour, en hausse de 78 % sur un an. Le Day-Ahead a atteint 276 $/MW-jour, en hausse de 70 %.
• La demande moyenne a augmenté de 8,4 % à 108 GW tandis que la pointe a baissé de 0,8 %. La Virginie a représenté à elle seule un tiers de cette hausse, avec une charge en hausse de 17,6 %.

L’énergie Day-Ahead a pris une part plus importante dans le mix de revenus

Une batterie de 100 MW sur 4 heures a rapporté 14,32 $/kW-mois dans ComEd, 15,08 $/kW-mois dans Dominion et 13,47 $/kW-mois dans Penelec.

L’énergie Day-Ahead a contribué davantage que l’an passé dans chaque zone : 36,5 % du revenu de ComEd contre 27,2 %, 51,3 % pour Dominion contre 29,8 %, et 37,0 % pour Penelec contre 24,0 %.

La régulation a évolué dans l’autre sens. Elle reste le principal flux de revenus dans ComEd et Penelec à 53 %, mais c’est en baisse par rapport à 67 % et 71 % un an plus tôt.

La régulation a atteint 87 $/MWh en août contre 186 $/MWh en juillet, mais les revenus de la régulation n’ont baissé que d’un tiers. En divisant les revenus par le prix de compensation, on comprend pourquoi : la batterie de 100 MW a validé environ 12 MW de régulation dans ComEd, contre 8,2 MW en juillet.

Avec la normalisation des spreads énergétiques, l’optimiseur a redirigé la capacité vers le marché qui paie le plus par MW. Si elle est maintenue en continu, la régulation aux prix d’août rapporte 64,81 $/kW-mois, contre 9,83 $/kW-mois pour un seul cycle énergétique quotidien aux spreads TB4 en temps réel d’août.

Le volume limite l’opportunité de revenus pour les services système. PJM a acheté en moyenne 729 MW de régulation à l’échelle du RTO en août, dans une fourchette de 550 à 750 MW, donc une batterie de 100 MW à pleine puissance représenterait 14 % du marché total.

C’est la demande de base, pas des événements extrêmes, qui a élargi l’écart

La croissance de la demande a relevé les deux extrémités de la courbe des prix, mais pas de façon égale. En temps réel, la moyenne des quatre heures les plus chères de chaque jour a bondi de 60 % sur un an à 103 $/MWh. Les quatre heures les moins chères ont augmenté de 19 % à 24 $/MWh. L’écart entre les deux correspond au spread TB4 en temps réel, qui s’est élargi de 78 % à 317 $/MW-jour.

Le gaz a couvert la plus grande part de la croissance de la charge de PJM, augmentant de 3,1 GW sur un an. Cela a couvert 37 % de la hausse de 8,4 GW de la demande. La baisse des exportations a libéré 20 % supplémentaires, le charbon, les renouvelables et d’autres sources complétant le reste. L’appel au gaz plus haut dans l’ordre de mérite a accentué la pente de la courbe.

Sur les douze derniers mois, août se situe dans la moyenne. Ses 317 $/MW-jour le placent à la huitième place sur douze mois, et juillet, avec 895 $/MW-jour, reste le record de la série.

C’est l’évolution annuelle qui marque la différence. Août 2025 avait validé 178 $/MW-jour, le plus bas de la série. Neuf des treize derniers mois ont dépassé les 300 $/MW-jour, dans un PJM constamment tendu.

D’où vient la croissance de la demande ?

La Virginie a été la principale source de croissance de la charge. La zone Dominion, qui couvre la majeure partie de la Virginie, a vu sa charge moyenne atteindre 18,6 GW, en hausse de 17,6 % sur un an et de 18,4 % sur deux ans, contribuant à un tiers de l’augmentation totale de PJM.

AEP a ajouté 9,4 %, ou 14,2 % sur deux ans. ComEd est resté stable trois années de suite.

La progression des spreads suit la même géographie. Le TB4 en temps réel de Dominion a bondi de 135 % à 447 $/MW-jour, la plus forte hausse du PJM. Washington DC (PEPCO) a augmenté de 132 % à 454 $/MW-jour, et Baltimore (BGE) affiche le niveau absolu le plus élevé à 463 $/MW-jour. ComEd n’a progressé que de 38 %, la plus faible hausse des zones de l’ouest.