​La tempête hivernale Fern a marqué les revenus des batteries en janvier 2026. Le vortex polaire de fin de mois a provoqué des arrêts forcés, une flambée des prix et l'écart d'arbitrage Day-Ahead le plus élevé 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 proxy avait atteint 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 ont en moyenne atteint 139 $/MW/h, avec des pointes dépassant 1 700 $/MW/h lors des pics de la soirée.

La tempête a mis en lumière des vulnérabilités connues. Les flux de gaz limités ont fait grimper les prix spot du gaz à 30 $/MMBtu. Les centrales à gaz ont souffert de pénuries de carburant et d’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 du coût des combustibles et des arrêts de production a entraîné des prix de l’électricité extrêmes.

Pour plus d’informations sur 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 s’est divisé en deux périodes distinctes à cause de la tempête. Avant celle-ci, les profils de prix suivaient de près ceux de janvier 2025. Après la tempête, les prix en temps réel dépassaient régulièrement 500 $/MWh.

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

Ce schéma différait du coup de froid de décembre, où les pics de prix 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 en moyenne 181 $/MW/jour en janvier. Les spreads en temps réel ont atteint 141 $/MW/jour.

Ce sont les spreads les plus élevés depuis le pic estival de juin 2025. Mais la nature de l’opportunité était différente.

Fait inhabituel, les prix Day-Ahead étaient souvent plus volatils que ceux du temps réel. Les opérateurs système tendent à prévoir prudemment en période de froid, car la demande devient plus difficile à anticiper par températures très basses. Les fermetures d’écoles et d’entreprises pendant la tempête ont probablement amplifié 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 poussé les prix Day-Ahead au-dessus du temps réel, le marché intégrant une rareté qui ne s’est pas toujours matérialisée.

Durant 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 opérant uniquement en temps réel.

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

Les prix de la Régulation étaient particulièrement élevés et volatils

La Régulation a continué de s’établir bien au-dessus des autres services auxiliaires. Les prix moyens mensuels de la Régulation ont atteint 139 $/MW/h, contre 4 $/MW/h pour les réserves synchronisées et primaires.

L’écart entre la Régulation et l’énergie s’est également creusé en janvier. La Régulation s’est établie à 108 % au-dessus du mois précédent et 137 % de plus en glissement annuel. Cela poursuit une tendance initiée depuis la refonte du marché de la Régulation en octobre, où la Régulation se fixe systématiquement au-dessus des prix de l’énergie.

Qu’est-ce qui a tiré les prix de la Régulation lors des rampes ?

Les prix de la Régulation sur 5 minutes ont explosé lors des rampes du matin et du soir. En janvier 2026, les prix moyens durant ces périodes ont atteint 167 $/MW/h, 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 l’énergie et les 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 pendant les rampes de charge. Il restait donc peu de capacité qualifiée pour la Régulation, d’autant que le service reste sous-souscrit par rapport à avant octobre.

Les batteries qualifiées pour la Régulation ont capté des revenus exceptionnels sur ces créneaux. La combinaison de prix moyens élevés et de pics extrêmes en intrajournalier 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 exceptionnelle

La tempête 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 étaient en-dessous de 100 $/MWh. Avant la tempête, janvier 2026 montrait un schéma similaire.

Après la tempête, c’était différent. La même plage de charge nette a produit des prix entre 200 $/MWh et 700 $/MWh.

La charge moyenne pendant la tempête a atteint 120 GW. C’était élevé mais pas un record. La réaction des prix était disproportionnée par rapport à la demande.

Le mix de production n’explique que partiellement la flambée des prix

Le mix de production n’était pas inhabituel. 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 alors que le système faisait appel à la capacité de pointe. Le charbon est monté à 29 GW, soit 16 % de plus qu’en janvier 2025, même si la production mensuelle de charbon était en baisse de 9 % sur un an.

Avec plusieurs GW fournis par les unités au fioul, elles ont probablement fixé le prix marginal sur certains créneaux. La production au fioul est coûteuse, généralement entre 150 et 200 $/MWh. Mais même cela n’explique pas des prix de 800 $/MWh.

Les prix des combustibles 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, alors que les flux de gaz limités et le gel des conduites resserraient l’offre.

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

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

Les arrêts forcés ont aggravé la flambée des coûts du carburant

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 étaient en moyenne de 7,7 GW. À partir du 21 janvier, ils sont passés à 15,7 GW en moyenne. Les arrêts programmés sont restés stables.

Les centrales à gaz ont été les plus touchées. Les conduites limitées et les équipements gelés ont mis hors ligne les unités thermiques alors que la demande de chauffage atteignait son maximum. C’est la troisième fois en dix ans qu’une vague de froid prive le PJM d’une grande partie de sa production à gaz.

La flambée des prix du gaz a relevé les coûts marginaux. Les arrêts forcés ont resserré l’offre. Ensemble, ils ont poussé les prix entre 700 et 800 $/MWh.

Les batteries étaient protégées contre ces deux dynamiques. Elles n’ont subi ni contrainte de carburant, ni arrêt lié au gel. Tandis que les générateurs thermiques peinaient à rester en ligne, les batteries ont profité des écarts de prix générés.

​​​

La tempête Fern a provoqué des écarts marqués entre hubs PJM

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