Un seul site hyperscale peut consommer plus de 75 MW. En construire cinq, c’est près d’un demi-gigawatt. Ajoutez le pipeline actuel, et la croissance de la demande rivalise avec ce que PJM observait auparavant sur une décennie entière.
La prévision de pointe estivale de PJM pour 2025 vient de grimper à 210 GW en 2035, ou 228 GW d’ici 2045 : une rupture nette après des années de demande stable.
D’ici 2030, PJM prévoit une augmentation de la pointe de 32 GW, dont 94 % sont dus aux centres de données.
Pour maintenir la fiabilité, PJM propose un nouveau cadre pour l’interconnexion de ces projets – qui réécrit les règles pour les charges de 50 MW ou plus.
La nouvelle catégorie : Non-Capacity-Backed-Load
La proposition d’août de PJM introduit une nouvelle classe de demande : Non-Capacity-Backed-Load (NCBL).
- Pas de frais de capacité. NCBL ne participe pas aux enchères de capacité de PJM. PJM retire cette charge de l’obligation de capacité de chaque fournisseur, elle ne compte donc plus dans la courbe de demande qui fixe les prix.
- Première à être effacée. PJM peut effacer la NCBL avant la demande soutenue par la capacité ou les étapes de génération maximale en cas d’urgence.
- Volontaire – jusqu’à ce que ça ne le soit plus. Les charges peuvent choisir le statut NCBL volontaire, mais si PJM prévoit un déficit d’approvisionnement, il l’imposera. Toute production propre (BYOG) contractée par la charge est créditée dans ce calcul.
- Toujours redevable pour le réseau. La NCBL évite les frais de capacité car elle peut être effacée lors des pointes, réduisant ainsi sa contribution à la demande de pointe. Mais elle reste redevable des frais de transport, car PJM réintègre la charge effacée lors du calcul du Network Service Peak Load (NSPL).
Pour les opérateurs de centres de données, le compromis est un coût initial plus bas, mais une exposition à l’effacement si la fiabilité est mise à l’épreuve.
Qui est concerné ? La plupart des nouvelles charges supérieures à 50 MW
Seuil : Ajouts de charge ≥ 50 MW. Le fournisseur (ou l’utilitaire) peut approuver des projets plus petits au cas par cas.
Exclusions : Les infrastructures critiques comme les hôpitaux, centres d’urgence, stations d’épuration, stations de pompage de gaz, installations télécoms ne peuvent pas être désignées NCBL.
Crédits : Les charges participant à BYOG ou à la réponse à la demande sont exemptées à hauteur de leur contribution accréditée.
NCBL réduit les exigences de fiabilité et fait baisser les prix de capacité
Attribuer la NCBL réduit l’exigence de fiabilité (RR) pour PJM et les zones concernées.
Cela déplace la courbe Variable Resource Requirement (VRR) – la courbe de demande de capacité de PJM – vers le bas, ce qui fait baisser les prix de compensation de capacité.
Voici comment la NCBL impacte les enchères de capacité :
1. Avant l’enchère : Les ressources BYOG, la réponse à la demande et la NCBL volontaire sont nominées.
2. Pendant l’enchère : PJM compare l’offre à la RR. En cas de déficit, la NCBL volontaire est attribuée en premier. Si l’écart subsiste, PJM attribue la NCBL obligatoire par zone, au prorata, jusqu’à l’équilibre.
3. Après l’enchère : PJM ajuste la RR et la courbe VRR à la baisse pour refléter la NCBL attribuée. Ensuite, il recalcule les obligations de capacité de chaque fournisseur.
En pratique, les grandes charges prêtes à s’effacer ou à soutenir leur demande avec une nouvelle production réduisent l’exigence de fiabilité du système. Cela fait baisser les prix de capacité, ou au moins les empêche d’augmenter davantage dans un marché déjà tendu.
À titre d’exemple, avec un prix de compensation de 325 $/MW-jour, un site NCBL de 500 MW pourrait faire fonctionner ses groupes électrogènes diesel de secours jusqu’à 417 heures par an tout en restant rentable.
Les centres de données peuvent accélérer l’interconnexion en s’associant à une nouvelle production
La proposition de PJM explore des moyens de lier la charge des centres de données à une nouvelle production pour accélérer l’interconnexion.
Si un campus de centres de données signe un contrat d’achat avec une nouvelle centrale au gaz, solaire ou de stockage, ce projet pourrait avancer plus vite dans la file d’attente.
Les développeurs disposent aussi d’outils existants pour accélérer les projets :
- Demandes de renforcement – financer les mises à niveau du réseau en amont et construire en parallèle. Une turbine à gaz installée sur un campus hyperscale pourrait avancer ainsi si le développeur finance les travaux.
- Service d’interconnexion excédentaire – utiliser la capacité disponible à un point d’interconnexion existant. Un projet solaire + stockage sur un ancien site charbon pourrait partager la connexion, améliorer l’utilisation et alimenter plus rapidement les centres de données voisins.
Effacement ou BYOG : le choix du développeur
La NCBL est en fait une classe interruptible, formalisée à grande échelle. PJM peut effacer ces charges avant d’activer la réponse à la demande soutenue par la capacité ou la génération maximale.
Cela laisse trois options aux développeurs, avec leurs avantages et inconvénients :
- NCBL avec effacement seul : Accepter le risque d’effacement mais éviter les frais de capacité. La fiabilité pourrait tomber à ~98 % de disponibilité. À titre de comparaison, les centres de données exigent souvent « cinq neuf » – 99,999 % de disponibilité, soit seulement 5 minutes d’arrêt par an.
- NCBL avec secours diesel : Éviter les frais de capacité et couvrir les effacements avec des générateurs sur site. Le diesel offre une couverture à court terme mais avec une durée limitée et une fiabilité inférieure à celle du réseau.
- BYOG (Bring Your Own Generation) : Associer la nouvelle charge à une nouvelle production, comme le gaz, le solaire + stockage ou des projets hybrides. Cela apporte une capacité ferme mais soulève des questions de coût, de financement, de chaîne d’approvisionnement et de position dans la file d’attente.
Mais toute l’offre ne correspond pas à la demande hyperscale.
Le graphique ci-dessous compare la demande des centres de données à la production selon différents scénarios d’interconnexion, montrant que chaque option offre un niveau de fiabilité différent.
La charge des centres de données est considérée comme constante et continue. En réalité, elle peut varier de centaines de mégawatts en quelques millisecondes.
Les turbines à gaz peuvent suivre la demande mais font face à des défis de coût et d’émissions.
Les générateurs diesel, fiables en cas d’urgence et conçus pour fonctionner hors réseau, peuvent être soumis à des restrictions d’émissions et à une durée d’utilisation limitée selon l’EPA.
Le solaire + stockage réduit les pointes mais laisse des lacunes.
Pour les développeurs, le compromis est clair
La NCBL réduit les coûts mais expose les projets à l’effacement. Le secours diesel a ses limites. Sécuriser avec une nouvelle production implique plus de capital et d’obstacles d’interconnexion.
Le choix du site devient donc crucial. Les zones à réseau robuste présentent moins de risques, tandis que les projets spéculatifs dans des zones faibles et tendues sur la capacité auront du mal à se financer sans BYOG.
À l’inverse, si le BYOG est utilisé comme solution temporaire en attendant des travaux réseau, la pérennité de cette initiative peut devenir un risque. Si les règles NCBL changent ou que la situation du réseau s’améliore plus vite que prévu, les développeurs pourraient se retrouver avec des actifs sous-utilisés.
La proposition de PJM suscite de vives réactions
Des acteurs hyperscale comme Amazon, Google, Microsoft estiment que le concept NCBL sape l’intégrité des tarifs et la conception du marché.
LS Power et East Kentucky Power avertissent que cela pourrait faire baisser les prix de capacité, miner la confiance des investisseurs et pousser les centres de données vers d’autres RTO. Cela freinerait le développement économique dans la zone PJM.
Certains gouverneurs d’État exhortent PJM à se concentrer plutôt sur une meilleure prévision de la charge, une planification du réseau et une interconnexion plus rapide.
À retenir
La proposition de PJM reste conceptuelle.
Le débat entre membres se poursuit via l’initiative Critical Issue Fast Path (CIFP), avec un dépôt de proposition prévu à la FERC d’ici la fin de l’année.
L’objectif est que toute solution soit en place pour l’enchère de capacité 2028/2029, prévue en juin 2026.
Mais la tendance est claire : les charges hyperscale de PJM feront face à de nouvelles règles.
Ce n’est pas un plafond à la croissance de la charge de PJM. Une baisse de la demande réalisée viendra plus probablement de l’abandon de projets dans la file d’attente que d’un blocage des nouvelles interconnexions par PJM.
Rendez-vous la semaine prochaine pour la traduction de ce cadre dans nos prévisions de charge PJM.
Pour toute question sur cette analyse, contactez l’auteur à deeksha@modoenergy.com.
