​En juin, les écarts TB4 (quatre heures top-bottom) en temps réel dans le PJM ont atteint en moyenne 473 $/MW-jour, soit une baisse de 9 % par rapport à l’an dernier. À l’inverse, les écarts TB4 day-ahead ont augmenté à 345 $/MW-jour, en hausse de 24 %. La demande de pointe a reculé de 7 % sur un an, et le prix maximal en temps réel a chuté de 61 %.

Cependant, la régulation a fortement augmenté les 10 et 11 juin, avec des moyennes journalières dépassant 1 000 $/MW-jour, sur un niveau de base déjà relevé par la refonte du marché PJM d’octobre 2025.

La courbe intrajournalière du PJM s’est aplanie. La mi-journée a légèrement progressé, les heures 11 à 15 atteignant en moyenne 66 $/MWh contre 59 $/MWh un an plus tôt. Le pic du soir a évolué à l’inverse : la moyenne HE19 est tombée à 121 $/MWh contre 174 $/MWh.

À retenir

• Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 473 $/MW-jour, soit une baisse de 9 % sur un an (contre 517 $/MW-jour). Les écarts TB4 day-ahead ont augmenté à 345 $/MW-jour, soit +24 % par rapport à 279 $/MW-jour.
• La demande de pointe du système a chuté de 7 % sur un an, passant de 161 GW en juin 2025 à 150 GW en juin 2026. Le pic du soir a atteint 121 $/MWh.
• La régulation en temps réel a bondi à une moyenne journalière de 1 185 $/MW-jour le 11 juin, soit plus de trois fois le record journalier de juin 2025. Les réserves sont restées faibles sur la même période.
• La production de charbon a reculé de 15 % sur un an à 16 GW, tandis que le solaire a progressé de 25 % à 4,8 GW et l’éolien de 23 % à 3 GW.
• Les écarts sont restés concentrés sur le Mid-Atlantic. Baltimore (BGE) a mené le temps réel avec 1 026 $/MW-jour, suivie de Washington DC (PEPCO) et Virginie (DOM).

Les écarts en temps réel se sont détendus de 9 % tandis que les écarts day-ahead se sont élargis

En juin, les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 473 $/MW-jour, soit une baisse de 9 % par rapport à 517 un an plus tôt.

Les écarts day-ahead ont évolué en sens inverse. Les écarts TB4 day-ahead sur quatre heures ont augmenté à 345 $/MW-jour, soit +24 % par rapport à 279 (le day-ahead est reconstitué et non direct ; voir la note sur les données).

Les trois zones du Mid-Atlantic ont largement dominé le PJM. Baltimore (BGE) a pris la tête des écarts TB4 en temps réel avec 1 026 $/MW-jour, devant Washington DC (PEPCO) à 939 $/MW-jour et la Virginie (DOM) à 859 $/MW-jour.

Le reste du périmètre était bien plus bas. Allegheny (APS) a atteint en moyenne 516 $/MW-jour et Dayton (DAY) 423 $/MW-jour, tandis que la Pennsylvanie (PPL), Philadelphie (PECO) et le centre du New Jersey (JCPL) se situaient entre 290 et 330 $/MW-jour.

Des contraintes persistantes sur le réseau entre les centres de consommation à l’est et la production à l’ouest accentuent l’écart de prix lorsque le système se tend.

Le charbon recule, le solaire progresse et le plancher journalier se raffermit dans le PJM

Le mix de production était nettement différent par rapport à juin 2025, alors même que le PJM doit faire face à une pénurie de capacité. La production de charbon a baissé de 15 % sur un an à 16 GW en moyenne, tandis que le solaire a progressé de 25 % à 4,8 GW et l’éolien de 23 % à 3 GW.

Le gaz reste le combustible dominant avec une moyenne de 45 GW, en recul de 3 % sur un an. Le stockage du PJM a déchargé pendant la montée du soir, culminant à près de 163 MW à 19h.

Deux épisodes de chaleur ont alimenté la volatilité du mois dans le PJM

Deux épisodes de chaleur ont provoqué la volatilité d’un mois autrement calme. Le premier fut une vague de chaleur sur la côte Est les 10 et 11 juin. Les prix en temps réel ont culminé à 719 $/MWh le 11 juin à 17h, bien au-dessus de la médiane horaire de 31 $/MWh, avec une demande de 145 GW à 17h.

Contrairement à un pic d’une heure, le 11 juin est resté au-dessus de 200 $/MWh pendant huit heures consécutives, de midi à 20h. Il s’agit donc d’une journée de chaleur soutenue et non d’un simple pic du soir avec tension sur le système.

La seconde vague de chaleur a clôturé le mois. Un dôme de chaleur largement relayé par les médias s’est installé sur le centre et l’est des États-Unis, poussant la demande PJM à son pic de juin : 144 GW le 29 juin et 150 GW le 30 juin. Ce niveau de 150 GW est proche du pic d’été 2024 du PJM (151 GW), mais reste inférieur au record absolu de 166 GW atteint en 2006.

La régulation s’est envolée les 10 et 11 juin

La régulation en temps réel, un service d’équilibrage à la seconde distinct des réserves, a bondi sur deux jours. Les moyennes journalières ont atteint 1 066 $/MW-jour le 10 juin et 1 185 $/MW-jour le 11 juin, contre une moyenne mensuelle de 55 $/MW-jour pour tout le PJM en juin 2025.

Une partie de cette hausse est structurelle, et non liée à la météo. La refonte du marché de la régulation du PJM est entrée en vigueur le 1er octobre 2025, fusionnant les signaux RegA et RegD en un produit unique et supprimant la prime de mileage de RegD. Depuis, les prix de compensation sont plus élevés sur l’ensemble du marché, ce qui a relevé le niveau de base en juin 2026, avec la chaleur de mi-juin qui a amplifié le pic sur deux jours.

La journée du 11 juin à elle seule a atteint 3,1 fois le record journalier de juin 2025 (379 $ le 24 juin). Ce fut un événement soutenu : plus de 100 intervalles de cinq minutes ont dépassé 500 $/MW-jour le 11 juin.

Perspectives pour l’été 2026 dans le PJM

Les écarts en temps réel se sont détendus de 9 %, la demande a baissé de 7 % et le prix maximal en temps réel a chuté de 61 % sur un an dans le PJM. Les écarts day-ahead se sont élargis de 24 % alors que le marché a dessiné un profil journalier plus marqué.

Pour une batterie de 100 MW sur quatre heures, l’écart en temps réel de 473 $/MW-jour correspond à 14 $/kW-mois, avant pertes d’efficacité et de cyclage. La régulation, qui se règle sur l’ensemble du PJM, aurait pu rivaliser avec ce niveau lors des journées de pic. Le règlement du 11 juin à 1 185 $/MW-jour représente 2,5 fois l’écart énergétique moyen du mois, donc une batterie offrant la régulation aurait engrangé une grande part de ses revenus de juin en un ou deux jours.

Le dôme de chaleur de fin juin a poussé la demande à son maximum mensuel le 30 juin, mais le prix le plus élevé ce jour-là n’a atteint que 252 $/MWh. Pour la plupart du PJM, juin a été calme, avec le Mid-Atlantic concentrant toujours les écarts.