​Une batterie de 1 MW sur 4 heures aurait pu générer 51 $/kW-mois en mars 2026, en cumulant la Régulation (35 $/kW-mois), l’arbitrage en temps réel (11 $/kW-mois) et les paiements de capacité (5 $/kW-mois). C’est en baisse par rapport à février (56 $/kW-mois), où la forte volatilité hivernale des spreads TB avait dopé la valeur de l’arbitrage.

​Les spreads RT TB4 ont atteint en moyenne 341 $/MW-jour, soit 70 % de plus qu’en mars 2025 (201 $). Cette moyenne a été influencée par quelques journées à pics extrêmes ; la médiane était de 257 $, soit tout de même une amélioration significative de 28 % par rapport à l’an dernier.

Points clés à retenir

• Le potentiel total de revenus BESS est tombé à 51 $/kW-mois contre 56 en février, en raison d’un arbitrage RT plus faible alors que les spreads TB4 sont passés de 510 à 341 $/MW-jour.
• Les zones de Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) et Virginie (DOM) ont offert les spreads RT TB4 les plus élevés. Les spreads DA ont montré moins de variations selon les zones.
• La tempête hivernale Iona a frappé la région PJM à la mi-mars, avec des rafales atteignant 119 km/h, suivies d’une vague de froid.
• Les arrêts programmés de production sont passés de 2 GW début février à près de 40 GW fin mars, réduisant la capacité disponible pendant la tempête.
• ​Les prix de la régulation ont baissé à 105 $/MWh après un pic sur 4 ans à 194 $/MWh en février, mais restent près de 3 fois supérieurs à ceux de mars 2025 après la refonte du marché en octobre.

Des écarts zonaux marqués, avec un avantage accru pour le corridor Mid-Atlantic

​Toutes les batteries n’ont pas bénéficié des mêmes opportunités de revenus en mars. Les spreads TB4 en temps réel les plus élevés se concentraient dans le corridor Mid-Atlantic, de la Virginie au Maryland. Baltimore (BGE) menait avec 532 $/MW-jour, suivie de la région de Washington DC (PEPCO) à 487 $/MW-jour et de la Virginie (DOM) à 428 $/MW-jour. Plus à l’ouest, les zones de l’Ohio, de l’Illinois et de la Pennsylvanie affichaient des spreads plus proches de 300-370 $/MW-jour.

Ce schéma géographique est cohérent avec janvier et février. Les contraintes persistantes de transmission entre les centres de consommation à l’est et la production à l’ouest continuent de provoquer une séparation des prix pendant les heures de pointe.

​À l’inverse, les spreads DA TB4 étaient moins différenciés entre les zones et montraient moins de variation d’une année sur l’autre. Certaines parties du New Jersey, de l’est de la Pennsylvanie et du Delaware étaient quasiment stables ou en baisse en DA, alors que leurs spreads RT augmentaient nettement. Les batteries n’opérant qu’en Day-Ahead auraient vu beaucoup moins de différenciation.

À l’échelle des actifs, le classement régional reste le même. Les batteries en service ou prévues dans le corridor Mid-Atlantic auraient capté environ deux fois plus de spreads que celles du Midwest.

Les spreads TB4 baissent par rapport à février mais restent élevés sur un an

Les spreads RT TB4 ont atteint en moyenne 341 $/MW-jour en mars, contre 510 $ en février.

​Cette moyenne a été tirée vers le haut par trois journées où le TB4 est resté au-dessus de 900 $/MW-jour. La médiane n’était que de 257 $/MW-jour contre 201 $/MW-jour en mars 2025, la plupart des jours conservant une forme horaire similaire.

Les pics attirent l’attention, mais les creux comptent tout autant pour les spreads TB. Mars 2026 a enregistré 108 heures sous les 20 $/MWh, contre seulement 13 en mars 2025. Les batteries profitent de l’écart entre les heures bon marché et chères sur une même journée, et mars 2026 a offert des écarts plus larges dans les deux sens.

Deux événements de prix distincts se démarquent. Les 12 et 13 mars, les prix du marché temps réel ont grimpé à 882 et 1 252 $/MWh alors que le Day-Ahead n’était qu’à 91 et 113 $. Du 17 au 19 mars, le schéma s’est inversé : le Day-Ahead a culminé à 272 $/MWh tandis que le temps réel restait plus bas.

Demande élevée, indisponibilités accrues et tempête Iona : une volatilité marquée en mars

Trois facteurs ont maintenu une forte volatilité en mars malgré le changement de saison.

La demande était en hausse sur un an. La charge horaire moyenne a atteint 90 GW, contre 87 GW en mars 2025. PJM a connu 101 heures au-dessus de 100 GW, plus du double de l’an dernier. Cela se voit sur le graphique du mix énergétique, où les exportations nettes sont tombées à environ 2,5 GW contre 4 GW en 2025.

De l’autre côté, la saison de maintenance printanière a réduit l’offre. Les arrêts programmés sont passés d’environ 2 GW début février à près de 40 GW fin mars. Les indisponibilités totales ont culminé à 57 GW.

Puis la tempête Iona a frappé. Les 15 et 16 mars, des vents violents jusqu’à 119 km/h ont balayé la zone PJM, privant plus de 500 000 clients d’électricité. Du 17 au 19 mars, une vague de froid arctique a suivi, avec des températures de 20 à 30 degrés sous les normales de mi-mars. Les marchés Day-Ahead ont anticipé ce froid et l’ont intégré dans les prix, culminant à 272 $/MWh le 18 mars. Les prix temps réel pour ces mêmes heures sont restés bien plus bas, car le froid s’est dissipé plus vite que prévu et une partie des capacités en maintenance a pu être remise en ligne.

Les prix de la régulation se détendent mais restent élevés après la refonte d’octobre

La régulation s’est établie à 105 $/MW/h en mars, en baisse par rapport au pic de février (194 $ sur 4 ans). Mais ce niveau reste près de 3 fois supérieur à celui de mars 2025 (36 $), reflet du changement structurel induit par la refonte du marché PJM en octobre 2025.

Les heures de pointe du matin et du soir ont encore généré de fortes hausses de prix, bien que moins extrêmes que les pics de février (plus de 750 $/MWh). PJM a également relevé l’exigence de régulation hors pointe de 525 MW à 750 MW sur un an.

Que nous apprend le mois de mars ?

Mars 2026 a été un mois de transition. La journée type a permis des revenus modérément supérieurs à l’an dernier. Les journées exceptionnelles ont été causées par une tempête coïncidant avec la saison de maintenance printanière.

Les revenus de la régulation restent structurellement élevés. Le potentiel d’arbitrage existe mais se concentre sur quelques journées très volatiles, nécessitant une participation au marché temps réel et un positionnement nodal favorable pour en profiter.