​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 établi ce mois-là. Cette hausse des écarts provient d’une augmentation de la charge de base.

La demande horaire moyenne a augmenté de 8,4 % sur un an pour atteindre 108 GW, tandis que la pointe de demande a reculé de 0,8 %. Cela contraste avec juillet, où la demande moyenne avait baissé de 1 % alors que la pointe atteignait un record absolu.

L’indice de référence vBESS (BESS virtuel) de Modo Energy estime qu’une batterie de 100 MW sur 4 heures a généré entre 13 et 15 $/kW-mois dans les zones ComEd, Dominion et Penelec. Cela représente peu de changement par rapport à août 2025. Les gains liés à l’élargissement des écarts ont été partiellement 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 généré 14,32 $, 15,08 $ et 13,47 $/kW-mois respectivement dans ComEd, Dominion et Penelec.
• L’énergie Day-Ahead a représenté une part plus importante des revenus qu’un an auparavant dans les trois zones, en hausse de 9 à 22 points de pourcentage, alors 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, soit +70 %.
• La demande moyenne a augmenté de 8,4 % à 108 GW tandis que la pointe a baissé de 0,8 %. La Virginie seule a contribué à un tiers de cette hausse, avec une charge en hausse de 17,6 %.

L’énergie Day-Ahead a pris une plus grande part du revenu total

Une batterie de 100 MW sur 4 heures a généré 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 qu’un an auparavant dans chaque zone : 36,5 % des revenus de ComEd contre 27,2 %, 51,3 % de ceux de Dominion contre 29,8 %, et 37,0 % de ceux de Penelec contre 24,0 %.

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

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

À mesure que les écarts énergétiques se normalisaient, l’optimiseur a réaffecté la capacité vers le marché offrant un meilleur paiement par MW. Maintenue en continu, la régulation aux prix d’août rapporte 64,81 $/kW-mois, contre 9,83 $/kW-mois pour un seul cycle quotidien d’énergie au TB4 temps réel d’août.

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

Une demande de base plus élevée, pas des événements extrêmes, a élargi l’écart

La croissance de la demande a relevé les deux extrémités de la courbe des prix, mais pas de manière 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 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 dans 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 couvrant le reste. L’augmentation de la sollicitation du gaz a accentué la pente de la courbe.

Au cours de l’année passée, août se situe dans la moyenne. Ses 317 $/MW-jour le placent en huitième position sur les douze derniers mois, et juillet avec 895 $/MW-jour reste le record de la série.

C’est la progression annuelle qui se démarque. Août 2025 avait effacé 178 $/MW-jour, le plus bas de la série. Neuf des treize derniers mois ont dépassé 300 $/MW-jour, dans un PJM durablement tendu.

D’où vient la croissance de la demande ?

La Virginie a été la principale source de croissance de la charge. La charge dans la zone Dominion, qui couvre la majeure partie de la Virginie, a atteint en moyenne 18,6 GW, soit une 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 consécutives.

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