​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 après la refonte du marché de la Régulation opérée par PJM 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.

Une batterie de 1 MW sur 4 heures aurait pu générer une valeur cumulée de 56 $/kW-mois en combinant Régulation, arbitrage énergétique en temps réel et paiements de capacité. Les revenus réels sont probablement encore supérieurs : la composante Régulation de cette estimation utilise les revenus moyens 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 été un mois solide avec 35 $/kW-mois, soutenu par la tempête hivernale Fern.

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

Les prix de règlement de la Régulation ont atteint en moyenne 194 $/MWh en février, en forte hausse par rapport aux 139 $/MWh de janvier et plus de 5 fois plus élevés que les 37 $/MWh de février 2025. Ce seul prix laisse penser que février sera le mois le plus rentable jamais vu pour les batteries PJM.

La Régulation s’est régulièrement échangée bien au-dessus des autres services auxiliaires. Les réserves synchronisées et primaires ont atteint en moyenne 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. Aux heures de pointe du matin et du soir, les prix de la Régulation sur 5 minutes ont régulièrement dépassé 750 $/MWh.

En février 2025, les prix de la Régulation pendant les heures de pointe étaient bien inférieurs à 100 $/MW/h en moyenne. Ce contraste reflète l’ajustement continu du marché après la refonte : moins de participants qualifiés, une exigence de Régulation souscrite insuffisamment, et des conditions de rareté amplifiées par la persistance des effets de la tempête hivernale.

Les écarts énergétiques 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 périodes distinctes. Les prix en temps réel ont été très volatils durant la première semaine et demie, avec des pics intrajournaliers atteignant près de 1 000 $/MWh début février et un pic marqué 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 héritées de janvier, dépassant 10 GW, ont maintenu le système sous tension alors que les températures restaient basses dans le Mid-Atlantic et le Nord-Est.

Les prix Day-Ahead sont restés plus bas et plus stables sur l’ensemble du mois, sous-estimant systématiquement le risque de pointe 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 plus haut niveau en temps réel de ces 12 derniers mois. Même avec l’apaisement des prix en seconde partie de mois, la forte volatilité du début a suffi à établir un nouveau record.

Une demande plus forte et des indisponibilités élevées ont presque doublé les prix par rapport à février dernier

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

Ce sont la demande accrue et les indisponibilités élevées qui ont tiré les prix vers le haut. La charge nette quotidienne moyenne a augmenté sur un an, et les indisponibilités pour maintenance ont triplé à 7,8 GW alors que les opérateurs profitaient de la période post-tempête pour effectuer des travaux programmés. Les pannes forcées sont restées élevées tout au long du mois, dans la continuité du pic lié à la tempête de janvier. Le total des indisponibilités a culminé à 33,8 GW le 11 février.

Avec une demande accrue et une capacité disponible réduite, les unités les plus coûteuses ont fixé le prix 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 des niveaux de charge nette similaires, les prix de février 2026 étaient bien plus élevés et dispersés, avec des pointes atteignant 500 à 800 $/MWh. En février 2025, les prix étaient concentrés sous les 100 $/MWh à demande comparable.

Les batteries des zones DOM, BGE et APS ont pu capter des écarts plus du double de ceux du COMED

Les opportunités d’arbitrage ont fortement varié selon les zones PJM en février. Les batteries en exploitation dans les zones DOM et BGE ont obtenu des écarts TB1 de 8 à 9 $/kW-mois. Celles en COMED ont perçu moins de la moitié, autour de 3,50 à 3,90 $/kW-mois.

Des contraintes de transmission persistantes dans les zones Mid-Atlantic et Appalaches continuent de provoquer des écarts nodaux répétés pendant les heures de pointe. Les batteries de ces zones profitent d’une congestion qui n’affecte pas les localisations du Midwest.

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

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 la pression de la saturation due à la croissance du parc, la localisation pour l’arbitrage énergétique prendra une importance croissante.

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, surtout aux heures de pointe. Deuxièmement, la valeur de l’arbitrage énergétique devient de plus en plus spécifique à la localisation, avec les zones Mid-Atlantic et Appalaches en avance sur le Midwest.

À mesure que les revenus de la Régulation subissent la pression de la saturation liée à l’augmentation du parc, l’emplacement d’une batterie dans le PJM sera de plus en plus déterminant pour sa rentabilité.