​Une batterie de 1 MW sur 4 heures a généré un revenu modélisé de 73 $/kW-mois dans le PJM en mai 2026. La régulation a contribué à hauteur de 56 $/kW-mois, l’arbitrage en temps réel à 12 $/kW-mois et la capacité à 5 $/kW-mois.

Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 389 $/MW-jour sur le mois de mai, soit 106 % de plus qu’en mai 2025. Une vague de chaleur exceptionnelle du 18 au 20 mai a fait grimper cette moyenne : sur ces trois jours, les écarts quotidiens étaient plus de trois fois supérieurs à la moyenne du reste du mois. Cette hausse provient de quelques journées extrêmes, et non d’un mois globalement plus chaud.

Points clés à retenir

• Une batterie de 1 MW sur 4 heures a généré un revenu modélisé de 73 $/kW-mois. La régulation reste l’élément principal avec 56 $/kW-mois, selon le proxy du T1 de Modo Energy, en attendant les dépôts du T2 fin juillet.
• Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 389 $/MW-jour, soit une hausse de 106 % sur un an. Ce phénomène est lié à la météo : quelques jours extrêmes ont tiré la moyenne vers le haut.
• Les écarts les plus élevés ont été observés dans l’est du PJM, là où les températures étaient les plus fortes. La Virginie (DOM) domine avec 898 $/MW-jour (+118 %), suivie de Baltimore (BGE) et Washington DC (PEPCO). Les zones ouest comme ComEd ont également progressé, mais bien moins : ComEd a atteint 281 $/MW-jour, soit moins d’un tiers de l’écart de la Virginie.
• Les prix en temps réel ont grimpé jusqu’à 2 152 $/MWh le 18 mai, tandis que le Day-Ahead s’est fixé à seulement 54 $/MWh. Mai 2026 a compté 21 heures au-dessus de 200 $/MWh, contre 2 en mai 2025.
• La production solaire a progressé de 35 % sur un an, accentuant les creux en milieu de journée. Le mois a enregistré 137 heures en dessous de 20 $/MWh, élargissant la plage de prix quotidienne par le bas.

Une vague de chaleur record en mai, pas un changement structurel, a provoqué l’écart

Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 389 $/MW-jour en mai, contre 368 $/MW-jour en avril et 106 % de plus que les 189 $/MW-jour de mai 2025. Les écarts Day-Ahead étaient de 234 $/MW-jour, soit 78 % de plus que l’an dernier.

La cause : une vague de chaleur précoce et intense. Philadelphie a atteint 98°F le 19 mai, soit le jour de mai le plus chaud jamais enregistré, battant le record de 96°F de 1962. Washington et Baltimore ont toutes deux atteint 97°F. Trois jours consécutifs, du 18 au 20 mai, ont établi de nouveaux records de température.

L’événement de rareté majeur de mai a eu lieu le 18 mai. Vers 11h40, les prix en temps réel ont grimpé à 2 152 $/MWh, alors que le Day-Ahead pour la même heure s’est fixé à seulement 54 $/MWh. Le pic Day-Ahead du mois a été de 400 $/MWh, atteint le 19 mai.

La chaleur a surtout touché l’est, pas l’ensemble du système. À Chicago, dans l’ouest du PJM, le pic a été de 87°F le 17 mai et est descendu à 59°F le 20 mai. Des conditions bien plus douces que dans le Mid-Atlantic.

Un second pic en temps réel a eu lieu en fin de mois. L’écart TB4 quotidien a atteint 1 061 $/MW-jour le 26 mai et 868 $/MW-jour le 27 mai, presque autant que pendant les jours de chaleur. Cette fois, ce n’était pas dû à la chaleur : les températures étaient dans les 80°F, et une matinée orageuse a fait grimper le prix en temps réel près de 828 $/MWh le 27 mai.

Sur l’ensemble du mois, les prix en soirée étaient environ 63 % plus élevés qu’en mai 2025, avec les heures de 19h à 20h autour de 91 $/MWh contre 56 $ l’an passé.

Le Mid-Atlantic en tête, car c’est là que la chaleur était la plus forte

Toutes les zones du PJM ont vu leur écart TB4 en temps réel augmenter sur un an, mais le Mid-Atlantic a connu la plus forte progression.

La Virginie (DOM) domine avec 898 $/MW-jour (+118 %). Baltimore (BGE) suit avec 643 $/MW-jour (+124 %), puis Washington DC (PEPCO) avec 624 $/MW-jour (+89 %).

Les contraintes persistantes sur le réseau entre les centres de consommation à l’est et la production à l’ouest accentuent la séparation des prix lors des périodes de tension. La chaleur a sollicité ces contraintes précisément là où elles sont les plus fortes. Les zones ouest comme ComEd ont également augmenté, mais beaucoup moins.

Plus de solaire et moins d’exportations nettes : la production se transforme

La demande horaire moyenne a atteint 85,6 GW, en hausse de 5,5 % par rapport aux 81,1 GW de mai 2025, portée en partie par la chaleur.

Le mix d’approvisionnement a évolué par rapport à l’an dernier. La production solaire a progressé de 35 %, la moyenne horaire passant de 3,2 à 4,4 GW. Le gaz a reculé d’environ 5 %, le nucléaire a progressé de 3 % et l’éolien est resté stable.

Les exportations nettes ont chuté de 72 %. Le PJM n’a exporté en moyenne que 1,1 GW en mai, contre 3,9 GW un an plus tôt, la région ayant dû importer pour couvrir la hausse de la demande.

L’augmentation de la production solaire à midi accentue les creux diurnes. Le mois a enregistré 137 heures sous les 20 $/MWh, contre 122 l’an dernier, et 21 heures au-dessus de 200 $, contre seulement 2. Des creux moins chers élargissent la plage de prix quotidienne par le bas, tandis que la chaleur l’étire par le haut.

La régulation reste l’ancre de la pile de revenus

Six mois après la refonte d’octobre 2025, la régulation reste élevée. Mai s’est fixé à 97 $/MWh, en baisse par rapport aux 104 $/MWh d’avril mais 3,4 fois plus qu’en mai 2025 (29 $/MWh).

Les réserves synchronisées et primaires sont restées basses, sans impact de la refonte.

Le profil sur 5 minutes montre la même hausse tout au long de la journée, avec un niveau de base plus élevé entre les heures de pointe qui contribue autant que les pics eux-mêmes.

Les zones du Mid-Atlantic captent toujours les écarts les plus élevés du pipeline

En appliquant les écarts TB actuels aux projets BESS prévus, la domination du Mid-Atlantic se poursuit dans le pipeline de développement. Les batteries prévues à PEPCO et BGE bénéficieraient des écarts TB4 cumulés les plus élevés du PJM.

Les batteries en fonctionnement comme celles en projet dans ce corridor capteraient environ deux fois plus d’écarts que les projets plus à l’ouest, selon les prix actuels.

Que nous apprend le mois de mai ?

La volatilité de mai a été dictée par la météo. Quelques jours extrêmes, menés par la vague de chaleur record du 18 au 20 mai. Cela a entraîné une hausse de 106 % des écarts en temps réel sur un an, alors que la température moyenne mensuelle est restée relativement stable.

La régulation reste la source structurelle de revenus, se maintenant à son niveau post-refonte six mois après. L’arbitrage énergétique s’ajoute lors des épisodes météo extrêmes, illustrant le potentiel du PJM pour les BESS disponibles sur le marché RT lors des événements de rareté.