Le Cycle 1 de PJM a débuté les études de Phase I le 28 septembre 2026. Il s’agit du premier cycle du processus d’interconnexion réformé de PJM sans aucun projet hérité de l’ancienne file d’attente sérielle.

Tous les projets du Cycle 1 ont été soumis selon les mêmes règles, entre mai 2025 et la date limite du 27 avril 2026. Cela fait du Cycle 1 le reflet le plus fidèle à ce jour des intentions des développeurs dans PJM, du nombre de projets qui franchissent la file d’attente et du temps nécessaire pour obtenir un accord d’interconnexion.

Au total, 811 projets ont été déposés, représentant 220 GW de capacité. 617 d’entre eux, totalisant 169 GW, sont entrés en Phase I. La prochaine vague majeure de retraits est attendue lors du premier point de décision, en février 2027.

Le gaz domine actuellement la cohorte en termes de capacité, avec 81 GW. Le stockage arrive en tête par nombre de projets, avec 265 projets. Le gaz se concentre dans l’ouest et le centre de PJM, le stockage dans la région Mid-Atlantic. Les développeurs prévoient une mise en service du solaire et du stockage dès 2030, suivis du gaz en 2031 et de la plupart des capacités nucléaires à partir de 2033.

Points clés à retenir

• Le gaz représente 48 % de la capacité du Cycle 1. Le stockage compte pour 43 % des projets. Les demandes pour le gaz sont près de six fois supérieures à celles du TC2.
• Le gaz domine l’ouest et le centre de PJM, le stockage domine le Mid-Atlantic. Les zones AEP, Dominion et ComEd concentrent le plus de capacité proposée, et c’est aussi là que PJM prévoit la plus forte croissance des besoins en data centers.
• Pondéré par la capacité, la date médiane de mise en service demandée est octobre 2030 pour le stockage, mai 2031 pour le gaz et juin 2033 pour le nucléaire.
• 24 % des projets se sont retirés avant la Phase I, un chiffre similaire au TC2. TC2 a ensuite perdu 56 % de sa capacité à son premier point de décision et 65 % au second.

Le gaz en tête du Cycle 1 par capacité, le stockage en tête par nombre de projets

Le Cycle 1 est le plus grand cycle jamais organisé par PJM dans le cadre de son processus réformé. Il a attiré 220 GW de demandes, contre 68 GW pour le TC2 et 41 GW pour le TC1.

Le solaire représentait la plus grande part de capacité demandée dans les deux cycles de transition : 52 % dans le TC1 et 37 % dans le TC2. Dans le Cycle 1, cette part tombe à 6 %. À l’inverse, les demandes pour le gaz ont été multipliées par près de six entre le TC2 et le Cycle 1, et celles pour le stockage par près de cinq. Ce changement s’explique probablement par l’accréditation de capacité. Le gaz et le stockage ont des indices ELCC (capacité effective de portage de charge) supérieurs à ceux du solaire, ce qui signifie que PJM compte une plus grande part de chaque MW pour la fiabilité. Avec des prix de capacité plafonnés chez PJM lors de trois enchères consécutives, chaque MW de gaz ou de stockage vaut donc beaucoup plus sur le marché de capacité qu’un MW de solaire.

Parmi les projets désormais en Phase I, le gaz représente 48 % de la capacité mais seulement 20 % des projets. À l’inverse, le stockage compte pour 43 % des projets mais seulement 30 % de la capacité. La centrale à gaz médiane de la cohorte est de 587 MW, tandis que la batterie médiane est de 180 MW. Les trois quarts de la capacité gaz demandent une interconnexion à 345 kV ou plus, contre un tiers pour le stockage.

Le nucléaire est la troisième technologie en importance, avec 18 GW répartis sur 25 projets en Phase I. Les demandes nucléaires sont près de 12 fois supérieures aux 1,5 GW du TC2.

Le solaire (9 GW), les hybrides solaire-stockage (6 GW) et l’éolien (3,5 GW) constituent la majeure partie du reste.

Où les projets du Cycle 1 prévoient-ils de se connecter ?

Les localisations des projets du Cycle 1 suivent quatre grands schémas.

Le gaz domine l’ouest et le centre de PJM. Il représente 84 % de la capacité du Cycle 1 en Pennsylvanie, 80 % en Virginie-Occidentale et 72 % dans l’Ohio.

Le stockage domine la région Mid-Atlantic. Il représente 76 % de la capacité du Cycle 1 dans le Maryland, 64 % dans le New Jersey et 50 % en Virginie.

Le nucléaire se concentre dans la zone AEP, qui regroupe 14,7 GW de demandes d’interconnexion nucléaire. Deux filiales d’AEP détiennent 13,8 GW de ce total : Indiana Michigan Power, avec 11,5 GW entre Rockport et Sullivan dans l’Indiana, et Appalachian Power, avec 2,3 GW à Joshua Falls en Virginie.

Enfin, la capacité totale suit la demande des data centers. Les trois zones avec le plus de capacité proposée sont AEP (46,6 GW), Dominion (30,7 GW) et ComEd (16,9 GW). Elles couvrent les pôles de data centers de l’Ohio central, de la Virginie du Nord et de Chicago, et PJM prévoit qu’avec PPL, elles porteront plus de 80 % de la croissance de la charge des data centers d’ici 2030.

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Quand les développeurs prévoient-ils la mise en service des projets du Cycle 1 ?

Chaque dossier de candidature inclut une date de mise en service demandée, c’est-à-dire l’estimation du développeur pour le début d’exploitation du projet. Pondéré par la capacité, le solaire et le stockage autonomes arrivent en tête, avec des dates médianes de septembre et octobre 2030, et trois quarts de chaque attendus d’ici décembre 2030. Le gaz suit, avec une médiane en mai 2031 et trois quarts d’ici décembre 2031.