Pour le plus grand marché de l’électricité des États-Unis, le déploiement de batteries de stockage d’énergie à l’échelle des services publics dans le PJM a pris du retard, avec seulement environ 400 MW actuellement en service.
Cependant, la situation va évoluer dans les prochaines années. Les opportunités croissantes sur le marché de la capacité, l’amélioration des écarts d’arbitrage énergétique et la réforme en cours de la file d’attente indiquent tous une mise en service concrète du stockage réseau à venir.
Dans notre livestream « L’état du stockage d’énergie dans le PJM », Deeksha Anand et Brandt Vermillion analysent comment les fondamentaux du marché évoluent pour soutenir la prochaine vague d’adoption du BESS.
Vous pouvez retrouver le lien vers les diapositives ici, ou les consulter en bas d’article.
1. Les centrales thermiques restent les plus gros producteurs, mais les renouvelables progressent
La production thermique reste l’élément central du mix d’approvisionnement du PJM, fixant les prix la plupart du temps.
Le nucléaire et le charbon représentent encore 47 % de la production totale. Cependant, c’est en baisse par rapport à ~70 % en 2016, le gaz ayant comblé la majeure partie du vide laissé par la fermeture de centrales à charbon ces dix dernières années.
Les renouvelables gagnent également du terrain, mais avec seulement 4 à 5 GW de solaire en milieu de journée en 2024, leur impact sur le mix d’environ 100 GW du PJM et sur la formation des prix reste limité – contrairement à des marchés comme le CAISO.
2. Le déploiement du stockage reste limité aujourd’hui, mais la réforme de la file d’attente pourrait permettre jusqu’à 7 GW d’ici 2030
Le parc de stockage à grande échelle du PJM totalise un peu plus de 400 MW aujourd’hui, avec des durées moyennes supérieures à 1 heure.
C’est une fraction de ce qu’ERCOT et CAISO ont ajouté – près de 25 GW à eux deux ces cinq dernières années.
Environ 65 % de la capacité existante se concentre dans seulement 3 États : le New Jersey, l’Illinois et la Virginie. La croissance a été stimulée par des obligations d’achat étatiques, des objectifs des gestionnaires de réseaux et des programmes d’incitation avantageux.
Le principal obstacle à l’adoption du BESS a été le raccordement au réseau. Historiquement, plus de 80 % des projets intégrant la file d’attente du PJM se sont retirés avant d’entrer en exploitation.
Avant 2020, les batteries autonomes dans le PJM mettaient en moyenne 2 ans à se raccorder au réseau.
Mais pour les projets mis en service après 2020, ce délai s’est allongé à 4 ans, certains prenant même jusqu’à 9 ans.
La réforme de la file d’attente, un catalyseur pour le marché du stockage du PJM
Le nouveau processus de regroupement « premier prêt, premier servi » remplace l’ancienne approche sérielle.
Le PJM résorbe l’arriéré via 3 cycles de transition : Fast Lane, Transition Cycle 1 (TC1) et Transition Cycle 2 (TC2).
Ces 3 cycles de transition regroupent près de 18 GW de capacité de batteries en file d’attente. D’ici mi-2026, ces études seront terminées et le PJM lancera son premier cycle entièrement réformé.
Si le calendrier de la réforme de la file d’attente est respecté, même avec une attrition modérée, jusqu’à 7 GW de capacité batterie pourraient être en ligne d’ici 2030 – soit 17 fois la capacité installée actuelle.
3. Les revenus 2025 sont en hausse, mais la régulation a ses limites
2025 a été une année forte pour les opérateurs de batteries du PJM.
Les revenus bruts ont fortement augmenté par rapport aux deux années précédentes, portés par une volatilité accrue des prix de l’énergie en temps réel.
La tarification en situation de pénurie et les événements climatiques – dont la canicule de juin – ont provoqué une demande record sur la côte Est et fait grimper les prix de l’énergie.
Les chiffres ci-dessous présentent les revenus bruts cumulés issus des rapports trimestriels FERC, sans tenir compte du coût de charge des batteries.
La régulation reste la principale source de revenus, représentant les trois quarts des revenus BESS au premier semestre 2025.
Des prix élevés et des paiements à la performance ont fait de la régulation une source de revenus rentable pour les batteries. Cependant, le marché est peu profond et proche de la saturation.
Une fois le déploiement des batteries supérieur à la taille du marché de la régulation, la cannibalisation des prix devient inévitable – comme observé sur les marchés CAISO et ERCOT.
Cela signifie que les revenus issus de la régulation devraient commencer à diminuer à mesure que de nouveaux projets BESS arrivent sur le marché.
4. Des prix élevés sur le marché de la capacité assurent une base solide pour les revenus BESS
Parallèlement, les prix de la capacité flambent et deviennent le prochain moteur majeur de revenus pour le BESS.
Les dernières enchères ont atteint des niveaux records, portées par une forte croissance de la demande, la fermeture de centrales fossiles, des changements d’accréditation et une offre limitée.
Avec des prix de règlement proches de 300 $/MW-jour, une batterie de 1 MW sur 4 heures ayant une capacité effective de charge (ELCC) de 50 % à l’enchère de capacité du PJM pourrait générer environ 55 000 $/MW/an.
Même obtenir des paiements de capacité pendant seulement deux ou trois ans offre une base solide pour un retour sur investissement rapide.
Avec la croissance de la demande portée par le développement des data centers et une offre à peine suffisante, les prix de la capacité devraient rester élevés – assurant de bons rendements pour le stockage.
La plupart des projets Fast Lane sont dimensionnés sur 4 heures ou plus – un changement par rapport aux installations de courte durée axées sur la régulation auparavant.
Les développeurs privilégient probablement des durées plus longues pour obtenir de meilleurs ELCC et paiements de capacité – à l’image du mécanisme Resource Adequacy du CAISO.
5. Les opportunités d’arbitrage se sont améliorées en 2025 avec la croissance de la demande et le retour de la volatilité
L’arbitrage énergétique devient une source de revenus plus significative pour les batteries.
Les écarts de prix Top-bottom (TB) ont augmenté d’une année sur l’autre, reflétant une volatilité accrue en temps réel due à la hausse de la demande de pointe et à des épisodes climatiques extrêmes où les températures sortent des normes saisonnières.
Les valeurs TB indiquent combien une batterie peut gagner en achetant de l’énergie à bas prix et en la revendant lorsque les prix sont élevés.
6. Les rendements de l’arbitrage varient fortement selon le nœud
Comme l’énergie est tarifée localement – contrairement aux services auxiliaires – le nœud où se situe la batterie a un impact majeur sur son potentiel de revenus d’arbitrage.
La plupart des projets Fast Lane ayant un accord de raccordement signé sont des systèmes de 4 heures, les spreads TB4 sont donc le meilleur indicateur des rendements attendus.
La cartographie des spreads TB4 2024 pour les projets Fast Lane, en utilisant leur nœud ou le plus proche, montre que les rendements peuvent varier de 28 000 $/MW/an à 104 000 $/MW/an.
Les sites batteries en Virginie du Nord et dans le Maryland se démarquent comme des points chauds de l’arbitrage, où la congestion et la demande concentrée des data centers entraînent de fortes variations des prix intrajournaliers.
À l’inverse, les spreads TB4 sont plus faibles dans le New Jersey, reflétant des capacités limitées d’exportation du réseau.
Les prix du PJM ne sont pas encore aussi volatils que ceux du CAISO ou de l’ERCOT.
Mais avec plus de solaire raccordé et la demande des data centers en hausse, des mouvements de prix plus marqués – et un potentiel d’arbitrage accru pour les batteries – sont à prévoir.
7. Une croissance massive de la demande souligne des fondamentaux solides pour des prix de capacité élevés à l’avenir
La demande dans le PJM augmente plus vite que l’offre ne peut suivre – ce qui pousse les prix de capacité à leur plus haut niveau depuis des années.
Même en tenant compte des nouveaux projets qui devraient sortir de la file d’attente réformée, le système restera en dessous de son objectif de fiabilité sur la prochaine décennie.
Cet écart croissant met en évidence le besoin croissant de capacité supplémentaire. Les batteries sont bien placées pour jouer ce rôle, alors que les unités charbon et gaz ferment et que la production renouvelable augmente.
Avec des prix de capacité élevés et le retour de la volatilité sur le marché de l’énergie, le PJM offre désormais des fondamentaux solides pour les investissements dans le stockage.
Les diapositives complètes du livestream sont disponibles ci-dessous :
