​PJM désengorge sa file d’attente alors qu’il se prépare à mettre en œuvre un processus d’interconnexion réformé. Les projets restants dans la file d’attente se répartissent en trois groupes : les projets Fast Lane, Transition Cycle #1 et Transition Cycle #2.

Alors que les deux cycles de transition font encore l’objet d’études préliminaires d’interconnexion, au 18 avril 2025, tous les projets Fast Lane éligibles ont reçu un accord d’interconnexion. Ces projets Fast Lane offrent un premier aperçu du pipeline de batteries de PJM.

Points clés :

• Plus de 4 GW de capacité nominale de batteries devraient rejoindre PJM via 71 projets Fast Lane.
• La majorité des projets Fast Lane devraient entrer en exploitation commerciale entre 2027 et 2029.
• Les producteurs indépendants d’électricité fourniront 95 % de cette capacité ; les services publics n’ajouteront que 250 MW.
• Parmi les projets de stockage d’énergie par batterie ayant communiqué leur durée, 97 % offriront une durée de quatre heures ou plus.
• Les opportunités d’arbitrage énergétique varient fortement selon la localisation de ces projets à venir. Les plus grandes opportunités se situent en Virginie et dans le Maryland, et les plus faibles dans le New Jersey.

La file Fast Lane comprend plus de 4 GW de projets de batteries

La Fast Lane est une voie temporaire permettant aux projets en attente de contourner le premier cycle de transition. Elle donne la priorité aux projets nécessitant moins de 5 millions de dollars de coûts de mise à niveau du réseau, et limite le délai entre l’étude d’interconnexion initiale et la réception d’un accord d’interconnexion à moins de 18 mois.

Parmi les quelque 450 projets ayant terminé la Fast Lane de PJM, 71 incluent un système de stockage d’énergie par batterie à l’échelle du réseau. Parmi eux, 31 projets associent des batteries à d’autres ressources (44 %), tandis que 40 projets misent sur le stockage autonome (56 %).

À la date de publication, trois projets Fast Lane – totalisant environ 100 MW de capacité nominale – étaient déjà en exploitation commerciale.

Quatre autres projets sont actuellement en construction.

Les 64 projets restants, représentant plus de 4 GW de capacité, sont en phase d’ingénierie et d’approvisionnement. Beaucoup de ces projets sont encore à deux à quatre ans de leur mise en service commerciale.

D’ici fin 2031, les développeurs prévoient que tous les projets Fast Lane seront opérationnels. D’autres capacités de stockage par batterie continueront à entrer en exploitation commerciale via les cycles de transition et le processus d’interconnexion réformé.

Les producteurs indépendants dominent le développement des projets Fast Lane

Les projets Fast Lane sont majoritairement développés par des producteurs indépendants d’électricité (IPP). Ces IPP prévoient de livrer 95 % de la nouvelle capacité de batteries.

RWE, Rev Renewables, EDF et Jupiter Power disposent chacun de portefeuilles de plus de 500 MW, représentant ensemble 54 % de la capacité de batteries Fast Lane.

Parmi les services publics, Dominion est le seul développeur majeur. Ses cinq projets, totalisant 245 MW, représentent 5 % de la capacité Fast Lane.

BGE est le seul autre service public à avoir obtenu un accord d’interconnexion Fast Lane pour une solution de stockage. Sa batterie unique a ajouté 2,5 MW lors de sa mise en service commerciale en septembre 2024.

Les systèmes de stockage Fast Lane seront presque tous d’une durée d’au moins quatre heures

Sur les 38 projets pour lesquels la durée est connue, 37 disposeront de batteries d’une durée de quatre heures ou plus.

Ceci contraste avec ERCOT, par exemple, où la plupart des batteries fonctionnent une à deux heures. Ce n’est que récemment que les systèmes de quatre heures sont devenus plus attractifs pour les producteurs au Texas.

La prédominance des systèmes de 4 heures ou plus reflète la conception du marché PJM. Le marché de capacité accorde à chaque participant une valeur de capacité (ELCC), qui mesure la capacité estimée d’une ressource à contribuer lors d’un événement de capacité. Plus la durée des batteries est longue, plus leur ELCC est élevé, leur permettant d’offrir davantage sur le marché de capacité. Pour capter plus de revenus, notamment avec les récents prix records des enchères de capacité, les développeurs sont incités à construire des systèmes de plus longue durée.

Sur les 71 projets Fast Lane, 67 ont été approuvés par PJM pour participer au marché de capacité et recevoir une récompense. Les quatre projets exclus n’ont pas communiqué la durée de leur batterie.

Les opportunités d’arbitrage énergétique varient de 28 000 $/MW/an à 104 000 $/MW/an

À mesure que de nouvelles batteries sont mises en service sur le réseau PJM, les marchés des services auxiliaires commencent à saturer, comme on l’a déjà observé en Californie (CAISO) et au Texas (ERCOT). Les batteries vont donc dépendre davantage de l’arbitrage énergétique pour leurs revenus marchands.

Les opérateurs réalisent l’arbitrage énergétique en chargeant la batterie et en achetant de l’énergie lorsque les prix sont bas, puis en la déchargeant lorsque les prix augmentent. Le revenu maximal potentiel intrajournalier est estimé à l’aide de l’écart top-bottom (TB).

Comme la plupart des batteries Fast Lane offrent une durée de quatre heures ou plus, les opportunités de revenus pour ce groupe sont mieux mesurées avec l’écart TB4 — la différence entre les quatre prix horaires les plus hauts et les quatre plus bas.

Comme l’énergie est tarifée localement, contrairement aux services auxiliaires, le nœud où une batterie est installée a un impact bien plus important sur son potentiel de revenus lorsqu’elle commence à générer davantage de revenus via l’arbitrage.

Les opportunités d’arbitrage pour les batteries Fast Lane varient fortement. Scout Storage et RHC Solar affichaient le plus fort potentiel de revenus en 2024, avec plus de 100 000 $/MW par an – même si les batteries n’atteignent que rarement l’écart maximal. À l’inverse, plus d’un tiers des projets n’offraient qu’une opportunité maximale inférieure à 40 000 $/MW en 2024.

En 2025, l’augmentation de la volatilité a entraîné davantage d’opportunités d’arbitrage sur tous les nœuds proxy des batteries à venir. Ainsi, l’écart TB4 moyen est passé de 46 699 $/MW par an en 2024 à 69 375 $/MW en 2025, soit une hausse de 49 %.

Les opportunités d’arbitrage dépendent fortement de la localisation des projets

16 des 20 sites présentant les écarts TB4 les plus élevés en 2024 se trouvent en Virginie du Nord et dans l’est du Maryland. À l’inverse, 16 des 20 sites avec les écarts les plus faibles sont situés dans le New Jersey.

Dans le New Jersey, les écarts TB4 sont souvent plus faibles en raison des capacités limitées d’exportation sur le réseau. Cela limite la possibilité d’exporter la production excédentaire – par rapport à la demande locale – vers le reste du réseau PJM. Ces contraintes d’exportation forcent souvent des réductions de production pendant les périodes de pointe, ce qui limite la volatilité intrajournalière et donc les opportunités d’arbitrage par rapport à d’autres régions du réseau.

À l’inverse, en Virginie du Nord et dans l’est du Maryland, la congestion liée à de forts besoins d’importation pour alimenter des centres de consommation importants peut entraîner de fortes fluctuations de prix.

Malgré ces disparités, des batteries sont en développement dans tout le réseau PJM. La Virginie et le Maryland offrent un fort potentiel d’arbitrage et des prix de marché de capacité élevés, mais les projets du New Jersey bénéficient aussi d’avantages comme le Garden State Energy Storage Program, qui garantit des paiements fixes par mégawatt sur 15 ans.

Ainsi, le portefeuille Fast Lane illustre comment les futurs projets seront développés par un ensemble plus large d’acteurs, dans de nouvelles localisations, cherchant des sources de revenus plus diversifiées que les seuls services auxiliaires qui ont historiquement porté la rentabilité des batteries PJM.

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