Les batteries dans le sud du SPP avaient le potentiel de générer 9,96 $/kW-mois en juin 2026, soit environ 119 $/kW-an annualisé.

Ce chiffre est en baisse par rapport aux 12,20 $/kW-mois enregistrés en mai 2026.

Une batterie fonctionnant avec une prévoyance parfaite au South Hub a tiré 78,6 % de ses revenus de la régulation. La régulation ascendante du marché day-ahead a atteint 12,35 $/MW, le service auxiliaire le plus cher du RTO.

Le RTO West continue d’afficher le potentiel de revenus le plus élevé, surpassant à la fois le sud et le nord. Cet avantage provient presque entièrement des services auxiliaires, où le West affiche des prix plus élevés en régulation descendante comme en réserves tournantes.

Mais cette opportunité reste limitée. Le SPP West est un marché étroit avec une faible production et une faible demande. Les prix élevés reflètent un marché naissant et peu concurrentiel, plutôt qu’une source de revenus profonde. La plupart des batteries en exploitation dans le SPP aujourd’hui sont situées dans le sud.

La suite de cette analyse détaille les facteurs ayant influencé les opportunités de revenus pour le stockage batterie dans le SPP en juin 2026.

Pour en savoir plus sur les écarts de prix lors du lancement du RTO West, consultez le rapport de référence SPP de mai 2026.

La régulation a généré 80 % des revenus simulés en juin 2026

Les services auxiliaires ont fourni 80 % des revenus modélisés en juin, la régulation représentant à elle seule 78 % du total.

Les prix day-ahead de la régulation ascendante ont atteint en moyenne 12,35 $/MW en juin, soit une hausse de 1,8 % sur un an – le produit le plus cher du marché. Ce service permet à l’opérateur de compenser les déficits dus à la prédominance de la production éolienne. Les paiements élevés reflètent le recours au gaz flexible, au charbon et à l’hydroélectricité pour corriger les déséquilibres à court terme.

La réserve tournante day-ahead a chuté de 22 % à 3,8 $/MW, et la réserve Ramp Up day-ahead a baissé de 38,9 %.

Consultez notre guide des services auxiliaires du SPP pour en savoir plus sur la participation des batteries à chaque marché.

Les écarts TB4 day-ahead dans le sud du SPP chutent à 4,7 $/kW

Les écarts de prix TB4 day-ahead mesurent la valeur de cycler une batterie entre les quatre heures les plus chères et les quatre moins chères d’une journée.

En juin, une batterie de quatre heures effectuant un cycle quotidien avec prévoyance parfaite a généré 4,75 $/kW-mois dans le sud du SPP, soit une baisse de 11,2 % sur un an. Le SPP North a totalisé 4,42 $/kW-mois, en recul de 1,8 %, tandis que le SPP West a atteint 3,66 $/kW-mois.

Les TB4 en temps réel se sont élevés à 7,34 $/kW-mois dans le sud, 6,47 $/kW-mois dans le nord et 9,19 $/kW-mois dans le nouveau RTO West.

Pour les batteries, les fluctuations de prix en temps réel offrent la meilleure opportunité d’arbitrage. Mais ces écarts résultent de déficits intermittents dans la production éolienne dominante du RTO. Les prix s’envolent sur de courtes périodes de cinq minutes.

Les opérateurs qui souhaitent exploiter ces opportunités doivent bien anticiper et chronométrer les phases de charge et de décharge, contrairement aux réseaux dominés par le solaire où les creux et pics quotidiens sont mieux définis.

Quelques jours ont porté le mois. Le 17 juin a affiché le décile supérieur tant au SPP South qu’au SPP West. L’écart TB4 quotidien a atteint 307 $/MW dans le sud et 216 $/MW dans l’ouest. Le plus grand jour du SPP North est survenu plus tard, le 30 juin. À 370 $/MW, il s’agissait du plus large écart TB4 quotidien du mois tous hubs confondus.

L’essor de l’éolien a réduit la charge nette de 6 % sur un an

La production éolienne a atteint en moyenne 14,3 GW, soit une hausse de 19 % sur un an. Le charbon a reculé de 7 %, le gaz est resté stable et le solaire a bondi de 125 % à partir d’une faible base.

Bien que la demande continue d’augmenter, la production éolienne a progressé plus rapidement. La charge moyenne du SPP a augmenté de 3,5 % sur un an pour atteindre 36,8 GW, et la charge de pointe a atteint 51,4 GW. Mais la charge nette a diminué de 6,1 % à 21,8 GW. L’augmentation de l’éolien a plus que compensé la croissance de la demande annuelle.

L’excès d’éolien a absorbé la hausse de la demande et plus encore, ce qui a conduit le réseau à solliciter moins de générateurs thermiques qu’un an auparavant, réduisant ainsi les prix de pointe.

Le 17 juin a offert les plus grands écarts de prix dans le sud et l’ouest. Cette journée a combiné un creux de charge nette profond, dominé par l’éolien, avec une forte remontée en soirée. Le plus fort ramping horaire du mois a atteint 4 915 MW d’une heure à l’autre.