​Le 14 juillet 2026, PJM a publié les résultats de son enchère de capacité pour la période de livraison du 1er juin 2028 au 31 mai 2029.

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Les prix ont atteint le plafond légal pour la troisième enchère consécutive, se maintenant à 325 $/MW-jour. Les exigences de fiabilité continuent de dépasser la production disponible.

Le prix de règlement est en baisse de 2,5 % par rapport à l’enchère précédente (333 $/MW-jour), mais ce léger recul n’est dû qu’à la réduction du plafond, sans refléter une amélioration des conditions du système.

Pour les batteries, les revenus de capacité par MW-jour sont restés stables. Un système de quatre heures gagne à peu près autant que lors de la dernière enchère, conservant la hausse de 17,5 % enregistrée pour 2027/28.

Sans le plafond, l’enchère 2028/29 aurait atteint 555 $/MW-jour

PJM fixe son prix de règlement là où l’offre rencontre une courbe de demande prédéfinie. Lorsque l’offre est inférieure à l’objectif de fiabilité, le prix grimpe le long de la courbe jusqu’à atteindre un plafond réglementé.

Pour la troisième fois d’affilée, le prix de règlement a atteint ce plafond. Les quatre zones de charge ont été réglées au même niveau de 325 $/MW-jour, sans distinction géographique.

Sans ce plafond, la situation change. La propre simulation de PJM montre que l’enchère aurait été réglée à 555 $/MW-jour, soit 71 % de plus. La zone ComEd seule aurait atteint 777 $/MW-jour. Un marché sans plafond aurait coûté 29,7 milliards de dollars, contre 16,4 milliards effectivement payés par les acheteurs.

Le prix non plafonné était 18 % au-dessus du plafond pour 2026/27, puis 59 % pour 2027/28, et maintenant 71 %. La suppression administrative s’accentue, elle ne s’atténue pas.

La capacité attribuée est inférieure de 6,8 GW à l’exigence de fiabilité

PJM avait besoin de 156 GW de capacité non forcée pour respecter son standard de fiabilité d’un jour sur dix ans. Il en a obtenu 149 GW, dont 138 GW via l’enchère principale et 11 GW via des achats régionaux supplémentaires. Le déficit de 6,8 GW est plus important que celui de 6,5 GW lors de l’enchère précédente.

Le déficit de marge de réserve reflète également la rareté du système. La capacité totale installée couvrait 14,7 % au-dessus de la pointe, contre un objectif de 20 %. C’est la deuxième enchère consécutive à accuser plus d’un point de pourcentage de retard.

La demande creuse l’écart. Le pic prévu par PJM a augmenté d’environ 2 000 MW depuis la dernière enchère, porté par la croissance continue des centres de données. Les nouvelles capacités et les augmentations n’ont ajouté que 525 MW d’UCAP. L’offre progresse à peine tandis que la demande grimpe.

Les coefficients ELCC ont changé, tout comme le mix de ressources attribuées

Chaque technologie obtient un crédit de capacité grâce à sa Capacité Effective de Portage de Charge (ELCC), soit la part de la puissance installée réellement disponible lors du pic de charge. PJM réévalue chaque classe à chaque enchère, indiquant sur quelles ressources il compte pour la fiabilité.

L’éolien a subi la plus forte baisse. L’onshore est passé de 41 % à 34 %, l’offshore de 67 % à 60 %. Les coefficients thermiques ont augmenté pour le gaz et le charbon. Le stockage sur quatre heures est passé de 58 % à 59 %.

Le mix attribué a également évolué, pas seulement à cause des coefficients. Le charbon a baissé de 2,9 GW pour représenter 18 % du parc, principalement en raison de mises à l’arrêt programmées. Le gaz naturel a gagné 5,6 GW d’UCAP et représente désormais 46 %, grâce à une meilleure accréditation, à des unités passant au gaz et au retour sur le marché d’unités précédemment exemptées.

La participation des batteries augmente, mais les revenus se stabilisent

Les batteries ont enregistré une nouvelle hausse de participation. Elles ont proposé 205 MW d’UCAP pour 2027/28 et 478 MW pour 2028/29, soit une augmentation de 133 %. En supposant des systèmes de quatre heures, cela représente environ 810 MW de puissance installée, contre 350 MW auparavant.

Les revenus des batteries ont conservé les gains de l’enchère précédente. Une batterie hypothétique de quatre heures réglée lors de cette enchère gagnerait environ 192 $/MW-jour (69 989 $/MW-an) au prix de règlement de 325 $/MW-jour.

Le même actif a gagné 193 $/MW-jour (70 591 $/MW-an) pour 2027/28, soit moins de 1 % d’écart. Après la hausse de 17,5 % lors de cette enchère, les paiements de capacité pour le stockage se sont stabilisés à un niveau plus élevé, la hausse de l’ELCC compensant la baisse du plafond.

Ce que fait PJM face à la tension

Trois enchères consécutives au plafond ont poussé PJM et les décideurs à adopter de nouveaux outils. Les solutions à court terme sont des mesures temporaires : enchères de secours d’urgence, règles de limitation pour les nouvelles charges importantes, incitations à l’auto-production, et procédures accélérées de raccordement.

La question à plus long terme est de savoir si le marché de capacité survivra sous sa forme actuelle. PJM a proposé trois réformes structurelles, allant de la couverture obligatoire à long terme à la réduction du marché à un filet de sécurité, tandis que la tarification de la rareté sur le marché de l’énergie jouerait un rôle accru.

Les batteries profitent des deux. Les règles d’accès rapide favorisent le stockage actuellement, et une plus grande volatilité du marché de l’énergie le récompenserait à l’avenir.

PJM a besoin de plus de capacité que ce que le marché fournit. Tant que l’offre ne rattrapera pas la demande, les prix continueront de buter sur le plafond, et le stockage sera en bonne position pour capter une part croissante de la réponse.