​Février 2026 a offert certaines des meilleures conditions de revenus pour les batteries jamais enregistrées dans le PJM. Les prix de la Régulation ont atteint 194 $/MWh, un nouveau sommet suite à la refonte du marché de la Régulation en octobre 2025. Les écarts Top-Bottom (TB1) en temps réel ont atteint 223 $/MW-jour, le niveau le plus élevé de ces 12 derniers mois.

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Une batterie de 1 MW sur 4 heures aurait pu générer 56 $/kW-mois en cumulant les revenus de la Régulation, de l’arbitrage énergie en temps réel et des paiements de capacité. Les revenus réels sont probablement encore plus élevés : l’estimation pour la Régulation repose sur la moyenne des revenus réalisés d’octobre à décembre 2025, avant la récente flambée des prix.

Les revenus de février ont augmenté de 60 % par rapport au mois précédent. À titre de comparaison, janvier 2026 avait déjà enregistré 35 $/kW-mois, un mois solide porté par la tempête hivernale Fern.

Les prix de la Régulation ont atteint un record de 194 $/MWh en février après la refonte du marché

Les prix de compensation de la Régulation ont atteint en moyenne 194 $/MWh en février, en forte hausse par rapport à 139 $/MWh en janvier et plus de 5 fois supérieurs aux 37 $/MWh de février 2025. Ce prix à lui seul fait de février le mois le plus rentable jamais enregistré pour les batteries PJM.

La Régulation s’est régulièrement négociée bien au-dessus des autres services auxiliaires. Les réserves synchronisées et primaires se sont établies en moyenne à environ 4 $/MWh en février.

Les prix de la Régulation pendant les heures de pointe ont été multipliés par plus de 10 sur un an

Le profil intrajournalier des prix de février 2026 montre précisément où la valeur s’est concentrée. Lors des heures de montée du matin et du soir, les prix de la Régulation sur 5 minutes dépassaient régulièrement 750 $/MWh.

En février 2025, les prix de la Régulation pendant les heures de pointe étaient bien inférieurs à 100 $/MW/h. Ce contraste reflète l’ajustement en cours du marché après la refonte : moins de participants qualifiés, une exigence de Régulation souscrite à la baisse, et une rareté accentuée par la persistance de pressions liées aux tempêtes hivernales.

Les écarts énergie en temps réel atteignent un sommet sur 12 mois, portés par la volatilité post-tempête en début de mois

Le profil des prix de l’énergie en février s’est scindé en deux parties distinctes. Les prix en temps réel ont été très volatils lors de la première semaine et demie, avec des pics intrajournaliers proches de 1 000 $/MWh début février et une forte pointe autour du 8 février. Les prix se sont ensuite nettement stabilisés dans la seconde moitié du mois.

La volatilité du début de mois reflétait la fin de la tempête hivernale Fern. Les pannes forcées se sont poursuivies depuis janvier au-dessus de 10 GW, maintenant la tension du système alors que les températures restaient basses sur le Mid-Atlantic et le Nord-Est.

Les prix Day-Ahead sont restés plus bas et plus stables tout au long du mois, sous-estimant systématiquement le risque de montée en temps réel.

Les écarts TB1 en temps réel ont atteint en moyenne 223 $/MW/jour sur le mois, soit plus du double de la moyenne Day-Ahead de 106 $/MW/jour et le chiffre le plus élevé en temps réel sur les 12 derniers mois. Même si les prix se sont stabilisés en seconde moitié de mois, la volatilité du début a suffi à établir un nouveau record.

Une demande plus forte et des pannes élevées ont fait doubler les prix par rapport à février dernier

Le gaz naturel a représenté 44 % de la production du PJM en février 2026, comme en février 2025. Les prix spot du gaz ont également culminé autour de 7 $/MMBtu lors des deux périodes. Le mix de production et les coûts de combustible n’étaient donc pas les moteurs ce mois-ci.

Une demande plus élevée et des pannes accrues ont été les moteurs des prix. La charge nette quotidienne moyenne a augmenté sur un an, et les arrêts de maintenance ont triplé à 7,8 GW, les opérateurs profitant de la période post-tempête pour programmer des interventions. Les pannes forcées sont restées élevées tout au long du mois, prolongeant le pic lié à la tempête de janvier. Le total des pannes a atteint un maximum de 33,8 GW le 11 février.

Avec une demande accrue et une capacité disponible réduite, les unités les plus coûteuses ont fixé la marge plus fréquemment.

Les prix en temps réel ont atteint en moyenne 85 $/MWh en février, soit près du double de la moyenne de février 2025. À demande équivalente, les prix de février 2026 étaient bien plus élevés et dispersés, avec des pointes à 500-800 $/MWh. En février 2025, les prix restaient inférieurs à 100 $/MWh pour des niveaux de demande similaires.

Les batteries des zones DOM, BGE et APS ont pu capter des écarts plus de deux fois supérieurs à ceux de COMED

Les opportunités d’arbitrage variaient fortement selon les zones du PJM en février. L’exploitation de batteries dans les zones DOM et BGE a permis de capter des écarts TB1 de 8-9 $/kW-mois. Les batteries en zone COMED ont gagné moins de la moitié, autour de 3,50-3,90 $/kW-mois.

Les contraintes persistantes de transmission dans les zones Mid-Atlantic et Appalaches continuent de provoquer des séparations répétées des prix nodaux lors des heures de montée. Les batteries de ces zones profitent d’une congestion qui n’affecte pas les localisations du Midwest.

Le même schéma régional se retrouve dans les projets en développement. Les batteries prévues dans les zones DOM, BGE et PEPCO auraient vu des écarts TB1 de 8-10 $/kW-mois. Les projets dans le Midwest, comme COMED et AEP, auraient obtenu environ la moitié de ce montant.

Le choix du site nodal devient de plus en plus déterminant pour les revenus à long terme des batteries dans le PJM. À mesure que les revenus de la Régulation subissent une pression de saturation due à la croissance du parc, la localisation pour l’arbitrage énergie prendra de l’importance.

Conclusion

Février 2026 a confirmé deux tendances qui transforment l’économie des batteries dans le PJM. Premièrement, la refonte du marché de la Régulation continue d’offrir des opportunités de revenus exceptionnelles pour les batteries qualifiées, en particulier lors des heures de montée. Deuxièmement, la valeur de l’arbitrage énergie devient de plus en plus spécifique à la localisation, les zones Mid-Atlantic et Appalaches prenant une avance sur le Midwest.

À mesure que les revenus de la Régulation subissent la pression d’un parc grandissant, l’emplacement d’une batterie dans le PJM sera de plus en plus décisif pour sa rentabilité.