En octobre 2026, les spreads TB4 en temps réel de PJM se sont établis en moyenne à 631 $/MW-jour, en hausse de 107 % sur un an. Les spreads Day-Ahead ont également progressé, de 124 %, à 494 $/MW-jour. Les 13 et 14 octobre ont représenté à eux seuls 41 % du spread cumulé du mois en temps réel. Sans ces deux journées, la moyenne mensuelle aurait été de 409 $/MW-jour.

Le 13 octobre, une douceur inhabituelle a porté la demande à 108 GW, tandis que 61 GW de capacités de production étaient indisponibles (dont 46 GW en maintenance programmée). PJM a émis des avis de capacité plusieurs jours à l’avance, puis une alerte de production maximale la veille. Le jour même, l’opérateur a fait appel à l’effacement de la demande et a eu recours à un arrêté d’urgence du ministère de l’Énergie.

Un mois auparavant, PJM avait déjà connu une conjonction de chaleur et d’arrêts programmés, mais le marché Day-Ahead ne l’avait pas anticipée. Cette fois, PJM l’a prévue : le Day-Ahead a valorisé le 13 à 2 400 $/MW-jour, puis l’a surévalué le 14 à 2 927 $/MW-jour, contre 1 280 $/MW-jour en temps réel.

Malgré une volatilité accrue des prix de l’énergie, les benchmarks vBESS (batteries de stockage virtuelles) de Modo Energy estiment qu’une batterie de 100 MW et 4 heures aurait rapporté entre 14 et 18 $/kW-mois dans les zones ComEd, Dominion et Penelec. C’est 51 % à 54 % de moins qu’en octobre 2025. Cette baisse s’explique en grande partie par la régulation de fréquence : son prix a reculé de 44 % et les revenus correspondants sont passés d’environ 24 $/kW-mois à moins de 4 $/kW-mois. La hausse des revenus de l’énergie Day-Ahead n’a pas suffi à compenser ce manque à gagner.

À retenir

• Les batteries modélisées dans les zones ComEd, Dominion et Penelec ont rapporté respectivement 16, 18 et 14 $/kW-mois. Pour seulement le troisième mois depuis le début de 2025, l’énergie Day-Ahead a constitué la principale source de revenus dans les trois zones.
• Les spreads TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 631 $/MW-jour, en hausse de 107 % sur un an. Les spreads Day-Ahead se sont établis à 494 $/MW-jour, soit une progression de 124 % sur un an.
• Le 13 octobre, les prix en temps réel ont atteint 1 640 $/MWh à 18 h, contre 886 $/MWh sur le marché Day-Ahead. Le lendemain, le Day-Ahead a dépassé le temps réel, à 1 245 $/MWh contre 563 $/MWh à la même heure.
• Le prix de la régulation s’est établi à 67 $/MWh, soit 44 % de moins qu’en octobre 2025. Les deux mois sont postérieurs à la refonte du marché de la régulation de PJM, en octobre 2025 : c’est donc la première comparaison à périmètre constant, et aussi la première baisse sur un an depuis cette refonte.

Les benchmarks vBESS indiquent qu’une batterie aurait pu rapporter de 14 à 18 $/kW-mois

L’énergie Day-Ahead a dominé la composition des revenus vBESS dans les trois zones : 8,06 $/kW-mois dans ComEd, 10,38 $/kW-mois dans Dominion et 6,88 $/kW-mois dans Penelec. Sur les 22 mois de données vBESS disponibles depuis janvier 2025, l’énergie Day-Ahead n’a dominé les trois zones que pendant trois mois : juillet, septembre et octobre 2026. Dans ComEd et Penelec, les revenus de l’énergie Day-Ahead ont dépassé ceux d’octobre 2025 de 67 % et 78 %, respectivement.

Les revenus de la régulation sont tombés à environ 13 % de leur niveau d’octobre 2025, leur plus bas niveau sur les 13 mois écoulés depuis la refonte dans les trois zones. La baisse des prix n’explique qu’une partie de ce recul. Le prix de la régulation a chuté de 44 %, tandis que les revenus ont baissé de 86 % à 87 %. Cela signifie que les batteries modélisées ont également vendu moins de services de régulation, privilégiant plutôt l’arbitrage énergétique.

La chaleur et la maintenance automnale ont provoqué le pic du 13 octobre

Le 13 octobre, le spread TB4 quotidien en temps réel a atteint 4 873 $/MW-jour, soit plus de six fois le plus haut niveau d’octobre 2025 (779 $/MW-jour). Cette seule journée a représenté 32 % du spread cumulé du mois en temps réel.

Le 13 octobre, les températures ont atteint 81 °F à Philadelphie, 82 °F à Washington DC et 89 °F à Cincinnati, soit 12 à 20 °F de plus que les maximales moyennes d’octobre 2025. La demande a culminé à 108 GW, soit 14 GW au-dessus du pic moyen du soir du mois, de 94 GW.

Dans le même temps, environ 61 GW de capacités de production étaient indisponibles, dont 46 GW en maintenance programmée. PJM interdit ces arrêts programmés pendant la période estivale de pointe ; ils se concentrent donc à l’automne. La demande en soirée et les capacités indisponibles ont totalisé entre 169 et 170 GW les 13 et 14 octobre, le niveau le plus élevé du mois.

PJM avait averti du risque plusieurs jours à l’avance. L’opérateur a émis des avis de capacité pour les 12, 13 et 14 octobre, et rappelé des unités de production dont la maintenance avait entraîné l’arrêt. Le 12 octobre, il a déclenché une alerte de production maximale pour le 13, puis l’a prolongée au 14. Cette alerte indique que PJM pourrait avoir besoin de moyens de production d’urgence et d’effacement de la demande pour répondre à la charge ; elle demande également aux producteurs sous quel délai ils peuvent remettre en service les unités en maintenance programmée. PJM a ensuite fait appel à l’effacement de la demande les deux jours.

La tension s’est accentuée au coucher du soleil le 13 octobre. La production solaire est passée de 10,7 GW à 16 h à presque zéro à 19 h, tandis que la demande se maintenait autour de 107 GW. Les prix en temps réel ont culminé à 1 640 $/MWh pendant l’heure de 18 h.

Les réserves ne sont jamais descendues sous le niveau requis. Malgré cela, les réserves synchronisées se sont négociées entre 300 et 1 150 $/MWh de 17 h 55 à 19 h 50, à mesure que la marge se réduisait.

Le marché Day-Ahead a anticipé le 13 octobre, contrairement au 16 septembre

Le 16 septembre, PJM avait également connu une période de douceur alors que des unités étaient en maintenance programmée, mais le marché Day-Ahead ne l’avait pas anticipée. Cette fois, le marché s’y est préparé.

Les prix Day-Ahead ont culminé à 886 $/MWh le 13 et à 1 245 $/MWh le 14. Le 16 septembre, ils n’avaient atteint qu’un maximum de 353 $/MWh.