​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.

Les prix se sont établis au maximum 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 repli limité s'explique uniquement par la réduction du plafond, et non par une amélioration des conditions du système.

Pour les batteries, le revenu de capacité par MW-jour est resté stable. Un système de quatre heures gagne environ autant que lors de la dernière enchère, conservant le gain de 17,5 % acquis pour 2027/28.

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

PJM fixe son prix de règlement à l'intersection entre l'offre proposée et une courbe de demande prédéfinie. Lorsque l'offre ne suffit pas à atteindre l'objectif de fiabilité, le prix grimpe le long de la courbe jusqu'à atteindre un plafond réglementaire.

Pour la troisième enchère consécutive, le prix de règlement a atteint ce plafond. Les quatre zones de consommation ont été attribuées au même prix de 325 $/MW-jour, sans différenciation géographique.

Sans le plafond, la situation aurait été bien différente. La propre simulation de PJM montre que l’enchère aurait réglé à 555 $/MW-jour, soit 71 % de plus. ComEd aurait même atteint 777 $/MW-jour. Ce marché non plafonné aurait coûté 29,7 milliards de dollars, contre 16,4 milliards réellement payés par les acheteurs.

Le prix non plafonné dépassait de 18 % le plafond pour 2026/27, puis de 59 % pour 2027/28, et maintenant de 71 %. La pression administrative s’accentue, elle ne faiblit pas.

La capacité attribuée manque de 6,8 GW l’exigence de fiabilité

PJM avait besoin de 156 GW de capacité non forcée pour satisfaire à sa norme 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 complémentaires. Le déficit de 6,8 GW est plus important que les 6,5 GW de l’enchère précédente.

L’écart de marge de réserve reflète également la pénurie 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 afficher plus d’un point de pourcentage de déficit.

La demande est à l’origine de cet écart. La pointe prévue par PJM a augmenté d’environ 2 000 MW par rapport à l’enchère précédente, portée 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 pendant que la charge augmente.

Les notations ELCC ont changé, tout comme la composition des ressources attribuées

Chaque technologie obtient un crédit de capacité selon sa capacité effective de portage de charge (ELCC), soit la part de puissance nominale qui se manifeste de façon fiable à la pointe. PJM réévalue chaque catégorie 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 notations thermiques ont augmenté pour le gaz et le charbon. Le stockage quatre heures a progressé de 58 % à 59 %.

La composition attribuée a également évolué, pas uniquement à cause des notations. Le charbon a reculé de 2,9 GW à 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, des unités converties au gaz et le retour sur le marché d’unités précédemment exceptées.

La participation des batteries augmente, mais les revenus se stabilisent

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

Le revenu des batteries a conservé les gains de l’enchère précédente. Une batterie hypothétique de quatre heures aurait gagné environ 192 $/MW-jour (69 989 $/MW-an) à ce prix de règlement de 325 $/MW-jour.

Le même actif avait 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 meilleure ELCC compensant le plafond plus bas.

Ce que fait PJM face à la tension

Trois enchères consécutives au plafond poussent PJM et les décideurs à chercher de nouveaux outils. Les mesures à court terme sont des solutions provisoires : enchères de secours en urgence, règles de limitation pour les nouvelles charges importantes, incitations à l’auto-production et processus d’interconnexion accéléré.

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 plus important.

Les batteries bénéficient des deux approches. Les règles d’accès rapide au marché favorisent le stockage aujourd’hui, et un basculement vers plus de volatilité sur le marché de l’énergie le récompenserait demain.

PJM a besoin de plus de capacité que ce que le marché fournit actuellement. Tant que l’offre ne rattrapera pas la demande, les prix continueront de flirter avec le plafond, et le stockage est bien placé pour capter une part croissante de la réponse.