​La tempête hivernale Fern a marqué les revenus des batteries en janvier 2026. Le vortex polaire en fin de mois a déclenché des arrêts forcés, une envolée des prix et le plus fort écart d'arbitrage Day-Ahead des 12 derniers mois.

Une batterie de 1 MW sur 4 heures aurait pu générer 35 $/kW-mois en janvier, en cumulant la valeur sur l’arbitrage en temps réel (13 $/kW-mois), la régulation (17 $/kW-mois) et les marchés de capacité (5 $/kW-mois). À titre de comparaison, la même batterie de référence avait rapporté 28 $/kW-mois en décembre 2025.

Les spreads TB1 Day-Ahead ont atteint 181 $/MW/jour, soit 112 $/MW/jour de plus qu’en décembre. Les prix de la régulation se sont établis en moyenne à 139 $/MW/h, avec des pointes de prix sur 5 minutes dépassant 1 700 $/MW/h lors des pics de consommation en soirée.

La tempête a mis en lumière des vulnérabilités connues. Les flux de gaz limités dans les pipelines ont fait grimper les prix spot du gaz à 30 $/MMBtu. Les centrales à gaz ont été confrontées à la fois à des pénuries de carburant et à des équipements gelés, doublant ainsi les arrêts forcés. Avec moins de capacité disponible, les unités au fioul et les centrales de pointe ont fixé les prix. La combinaison de la flambée des coûts du combustible et des arrêts de production a entraîné des prix de l’électricité extrêmes.

Pour une analyse détaillée de décembre 2025, consultez le rapport du mois dernier ici.

Pour toute question, contactez aaron@modoenergy.com.

Après la tempête, les prix ont régulièrement atteint 500 $/MWh

Janvier 2026 a été partagé en deux périodes distinctes par la tempête. Avant celle-ci, les profils de prix suivaient de près ceux de janvier 2025. Après la tempête, les prix temps réel ont régulièrement dépassé 500 $/MWh.

La volatilité s’est concentrée sur la dernière semaine. Du 23 au 31 janvier, les prix temps réel moyens quotidiens étaient 7 fois plus élevés que lors des trois premières semaines du mois.

Ce schéma diffère de la vague de froid de décembre. Les pics de prix en décembre étaient des événements isolés. En janvier, ils ont été soutenus par un vortex polaire prolongé.

Comment cette volatilité s’est-elle traduite en opportunité d’arbitrage ?

Les spreads TB1 Day-Ahead ont atteint une moyenne de 181 $/MW/jour en janvier. Les spreads temps réel ont atteint 141 $/MW/jour.

Il s’agit des spreads les plus élevés depuis le pic estival de juin 2025. Mais la nature de l’opportunité était différente.

De manière inhabituelle, les prix Day-Ahead ont souvent été plus volatils que les prix temps réel. Les opérateurs système ont tendance à prévoir de manière conservatrice lors des vagues de froid, la demande devenant plus difficile à anticiper lors de températures très basses. La fermeture des écoles et entreprises pendant la tempête a probablement accentué les erreurs de prévision. Le 27 janvier, la charge prévue par PJM dépassait la charge réelle de 10 GW lors du pic du matin. Ces prévisions agressives ont fait grimper les prix Day-Ahead au-dessus du temps réel, le marché intégrant une pénurie qui ne s’est pas toujours matérialisée.

Pendant plusieurs jours, du 26 au 29 janvier, les prix Day-Ahead ont dépassé ceux du temps réel. Les batteries engagées sur le marché Day-Ahead auraient capté des spreads plus élevés que celles se reposant uniquement sur le temps réel.

C’est l’inverse du schéma habituel. La plupart des mois, la volatilité temps réel dépasse celle du Day-Ahead. Janvier 2026 a récompensé les batteries participant au marché Day-Ahead.

Les prix de la régulation ont été particulièrement élevés et volatils

La régulation a continué de s’établir bien au-dessus des autres services auxiliaires. Le prix mensuel moyen de la régulation a atteint 139 $/MW/h, contre 4 $/MW/h pour les réserves synchronisées et primaires.

L’écart entre la régulation et l’énergie s’est encore creusé en janvier. La régulation s’est établie 108 % au-dessus du mois précédent et 137 % de plus sur un an. Cela prolonge une tendance observée depuis la refonte du marché de la régulation en octobre, qui voit la régulation se fixer systématiquement au-dessus des prix de l’énergie.

Qu’est-ce qui a fait grimper les prix de la régulation lors des rampes ?

Les prix de la régulation sur 5 minutes ont bondi lors des rampes du matin et du soir. Les prix moyens pendant ces périodes ont atteint 167 $/MW/h en janvier 2026, contre 64 $/MW/h en janvier 2025.

Les prix les plus élevés sur 5 minutes ont dépassé 1 700 $/MW/h lors des rampes du soir. PJM co-optimise énergie et services auxiliaires, ce qui signifie que les ressources qualifiées pour la régulation étaient probablement mobilisées pour fournir de l’énergie alors que les prix grimpaient lors des rampes de charge. Cela a laissé une capacité qualifiée limitée pour la régulation, d’autant que ce service reste souscrite à des niveaux inférieurs à ceux d’avant octobre.

Les batteries qualifiées pour la régulation ont capté des rendements exceptionnels sur ces créneaux. La combinaison de prix moyens élevés et de pics intrajournaliers extrêmes a fait de janvier 2026 l’un des meilleurs mois jamais enregistrés pour la régulation.

Les prix ont flambé alors que la demande n’était pas inédite

La tempête hivernale Fern a poussé les prix PJM à des extrêmes. Pourtant, une demande comparable plus tôt dans le mois et en janvier 2025 s’était soldée par des prix bien inférieurs.

Pour des charges nettes autour de 100-120 GW, les prix de janvier 2025 restaient sous 100 $/MWh. Avant la tempête, janvier 2026 montrait un schéma similaire.

Après la tempête, la même plage de charge nette a généré des prix entre 200 $/MWh et 700 $/MWh.

La charge moyenne durant la période de tempête a atteint 120 GW. C’était élevé, mais pas un record. La réaction des prix était disproportionnée par rapport au signal de demande.

Le mix de production n’explique qu’en partie la flambée des prix

Le mix de production n’avait rien d’exceptionnel. Les sources d’énergie pendant la tempête correspondaient à celles des périodes historiques de forte demande.

La production à partir du gaz a atteint en moyenne 53 GW pendant la tempête, soit 18 % de plus qu’en janvier 2025. La production au fioul a quadruplé à 3,4 GW, le système sollicitant la capacité de pointe. Le charbon est monté à 29 GW, soit 16 % de plus qu’en janvier 2025, alors que la production mensuelle totale de charbon était en baisse de 9 % sur un an.

Avec plusieurs GW fournis par les unités au fioul, celles-ci ont probablement fixé le prix marginal lors des périodes clés. La production au fioul est coûteuse, généralement entre 150-200 $/MWh. Mais même le fioul seul n’explique pas des prix de 800 $/MWh.

Les prix du combustible et les arrêts forcés ont provoqué la dislocation des prix

Les prix du gaz ont flambé avec la tempête. Les prix spot Henry Hub sont passés de 2,57 $/MMBtu début janvier à 30 $/MMBtu le 23 janvier, les flux de pipelines limités et les gels ayant tendu l’approvisionnement.

À 30 $/MMBtu et des rendements thermiques typiques, le coût de production à partir du gaz grimpe à 200-300 $/MWh. Cela rapproche les coûts marginaux des prix de 700-800 $/MWh observés pendant la tempête.

Les prix du gaz sont redescendus vers 10 $/MMBtu en fin de mois, mais les prix de l’électricité sont restés élevés. Si le gaz à 30 $/MMBtu explique une partie de la hausse, les arrêts forcés expliquent le reste.

Les arrêts forcés ont amplifié la flambée des coûts du combustible

Les arrêts forcés ont doublé pendant la tempête Fern. Ils ont culminé à 19,7 GW le 26 janvier, retirant une capacité équivalente à 16 % de la charge moyenne pendant la tempête.

Du 1er au 20 janvier, les arrêts forcés ont atteint en moyenne 7,7 GW. À partir du 21 janvier, ils sont montés à 15,7 GW en moyenne. Les arrêts programmés sont restés stables sur toute la période.

Les centrales à gaz ont été les plus touchées. Les pipelines saturés et les équipements gelés ont mis hors ligne les unités thermiques alors que la demande de chauffage atteignait son pic. C’est la troisième fois en dix ans qu’une vague de froid met à l’arrêt une grande part du parc gazier de PJM.

La flambée du prix du gaz a relevé les coûts marginaux. Les arrêts forcés ont tendu l’offre. Ensemble, ils ont propulsé les prix à 700-800 $/MWh.

Les batteries ont été protégées de ces deux dynamiques. Elles n’ont subi ni contrainte de carburant ni panne liée au gel. Tandis que les centrales thermiques peinaient à rester en ligne, les batteries ont capté les spreads de prix générés.

​​​

La tempête Fern a généré des écarts marqués entre les hubs PJM

La volatilité des prix n’a pas été uniforme sur les différents nœuds de PJM. Les contraintes de transport et les arrêts locaux de production ont créé de fortes divergences entre hubs.