​En septembre 2026, les spreads TB4 en temps réel dans PJM ont atteint en moyenne 897 $/MW-jour, soit une hausse de 244 % sur un an. Ce chiffre dépasse de peu le record de 2026, établi en juillet à 895 $/MW-jour. Les seules journées des 16 et 17 septembre représentent la moitié du spread cumulé du mois. Sans elles, la moyenne mensuelle aurait été de 494 $/MW-jour.

Le 16 septembre, la demande a culminé à 128 GW, soit 12 GW de plus que le pic quotidien moyen du mois. Cette demande, combinée à la maintenance programmée qui a retiré 19 GW de production, a laissé PJM en déficit de réserves de 17h45 à 20h10.

Malgré ce pic, les benchmarks vBESS (BESS virtuel) de Modo Energy estiment qu’une batterie de 100 MW sur 4 heures aurait rapporté entre 14 $/kW-mois et 20 $/kW-mois dans les zones ComEd, Dominion et Penelec. Cela représente 9 % à 17 % de moins qu’en septembre 2025. Les batteries modélisées ont manqué la majeure partie du pic, car elles vendent leur cycle d’abord en Day-Ahead, alors que la pénurie n’est apparue qu’en temps réel. Les revenus Day-Ahead issus de l’énergie ont tout de même augmenté de 3 $/kW-mois à 5 $/kW-mois sur un an. Mais les revenus de régulation ont été divisés par deux, passant d’environ 11,40 $/kW-mois à entre 5,38 $/kW-mois et 5,92 $/kW-mois, une baisse que les gains sur l’énergie n’ont pas compensée.

Points clés à retenir

• Les batteries dans ComEd, Dominion et Penelec ont gagné respectivement 17 $/kW-mois, 20 $/kW-mois et 14 $/kW-mois. L’énergie Day-Ahead a représenté 47 % à 60 % de chaque stack, la part la plus élevée en près de deux ans de données vBESS.
• Les spreads TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 897 $/MW-jour, soit une hausse de 244 % sur un an. Les spreads Day-Ahead ont atteint 448 $/MW-jour, en hausse de 139 %.
• Le 16 septembre, les prix en temps réel ont atteint 3 479 $/MWh à 19h. Le prix Day-Ahead pour cette heure était de 353 $/MWh.
• Les prix des réserves synchronisées ont atteint en moyenne 12,47 $/MWh, soit trois fois le niveau de septembre 2025. Le 16 septembre, ils ont atteint 177 $/MWh.

Les benchmarks vBESS montrent qu’une batterie aurait pu rapporter entre 14 $/kW-mois et 20 $/kW-mois

L’énergie Day-Ahead a constitué la principale source de revenus de chaque stack vBESS : 8,35 $/kW-mois à ComEd, 11,91 $/kW-mois à Dominion et 6,72 $/kW-mois à Penelec. Cela représente 47 % à 60 % de chaque stack, contre 21 % à 32 % un an plus tôt.

La régulation a suivi avec des revenus de 5,38 $/kW-mois à 5,92 $/kW-mois, soit environ la moitié du niveau de septembre 2025, même si le prix de la régulation a plus que doublé. Cela suggère un débit de régulation réduit, car la modélisation a privilégié l’arbitrage énergétique.

Les réserves synchronisées Day-Ahead ont ajouté en moyenne 1,65 $/kW-mois, dans la fourchette de 1 $/kW-mois à 4 $/kW-mois observée sur 10 des 12 derniers mois.

Le pic de réserves du 16 septembre a eu peu d’impact sur les revenus. Il s’est matérialisé en temps réel, où les réserves ont ajouté moins de 0,10 $/kW-mois sur le mois. Les réserves Day-Ahead ont capté le 17, versant 0,33 $/kW ce jour-là, soit près d’un quart du total mensuel.

Une pénurie de réserves en soirée a fait bondir les spreads en temps réel à 8 252 $/MW-jour le 16 septembre

Les spreads TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 897 $/MW-jour, tandis que la moyenne Day-Ahead était de 448 $/MW-jour, soit la moitié du temps réel.

Le 16 septembre, le spread TB4 en temps réel a atteint 8 252 $/MW-jour, soit neuf fois la moyenne mensuelle. Cette seule journée représente 34 % du spread cumulé du mois en temps réel.

Le Day-Ahead du 16 septembre s’est établi à 945 $/MW-jour, soit environ 11 % du temps réel. À 19h, les prix en temps réel ont atteint 3 479 $/MWh contre 353 $/MWh en Day-Ahead.

Le 17 septembre a suivi avec 3 617 $/MW-jour en temps réel, portant à eux deux la moitié du spread cumulé du mois. Les prix Day-Ahead étaient alors élevés et ont fixé le spread le plus élevé du mois, à 1 456 $/MW-jour. Les batteries virtuelles ont ainsi gagné davantage. Les benchmarks vBESS ont réalisé 10 % à 12 % de leurs revenus de septembre ce jour-là, contre 3 % à 6 % le 16.

La maintenance programmée et la rampe du soir ont laissé PJM en déficit de réserves