​Selon la prévision de charge à long terme 2026 de PJM, la demande de pointe estivale passera de 160 GW en 2025 à 253 GW d'ici 2046, soit une augmentation de 58 % principalement due aux data centers.

Cette croissance a des répercussions directes sur les revenus des batteries. Une demande supérieure à l'offre entraîne une hausse des paiements de capacité, comme l'ont montré les deux dernières enchères de capacité de PJM. Des épisodes plus fréquents de tarification de rareté pourraient également stimuler les revenus issus de l'arbitrage énergétique.

Cependant, les data centers consomment une puissance constante, 24h/24, à un niveau stable, de sorte que l'écart entre la demande de pointe et hors pointe reste globalement inchangé. Par conséquent, l'opportunité d'arbitrage croît beaucoup moins que si la hausse de la demande était concentrée sur la pointe, comme avec l'électrification résidentielle.

Cet article examine la méthodologie utilisée par PJM pour élaborer sa prévision, un paramètre clé dans le modèle de coûts de production et de dispatch de Modo Energy pour les revenus des batteries sur l'Eastern Interconnect.

Sans data centers, la demande de pointe PJM aurait diminué. Avec eux, elle augmente de 35 GW en cinq ans.

La prévision de PJM combine un modèle de base capturant la demande résidentielle, commerciale et industrielle, auquel s'ajoute un ajustement important lié aux grandes charges.

La composante de grande charge, principalement liée à l'ajout de data centers, représente plus de 100 % de la croissance de la demande de pointe sur les cinq prochaines années, la demande de base étant en repli. Les ajustements de grande charge de PJM augmentent de 35,1 GW entre 2026 et 2031, pour une croissance totale de la demande de 34,6 GW.

Au-delà de 2031, la tendance s'inverse légèrement. La couche de base recommence à contribuer et les ajouts de data centers ralentissent, tout en restant dominants. La demande de pointe estivale atteint 253 GW en 2046, augmentant de 2,4 % par an sur toute la période, avec les ajustements de grande charge représentant 78 % de cette croissance.

La croissance de la demande est concentrée : DOM, AEP, COMED et PL doublent leur charge d'ici 2046

Cinq zones couvrant la Virginie, la Virginie-Occidentale, la Pennsylvanie, l'Ohio et l'Illinois doublent au moins leur demande annuelle d'énergie d'ici 2046 : DOM (173 %), PL (142 %), AEP (124 %), Dayton (121 %) et COMED (100 %). DOM, AEP, COMED et PL disposent des plus importants pipelines de data centers, représentant 74 % de la croissance annuelle totale de la demande de PJM entre 2026 et 2046.

À noter, la charge annuelle augmente beaucoup plus vite que la demande de pointe estivale. Les data centers fonctionnent à pleine capacité 24h/24, ce qui fait augmenter davantage les heures creuses et intermédiaires en pourcentage par rapport au pic d'après-midi d'été. La carte ci-dessus l'illustre directement : DOM s'éclaircit lorsqu'on passe de la vue énergie annuelle à la vue de la pointe estivale.

Comment PJM intègre les data centers : une sélection rigoureuse

Chaque mois de juillet, PJM demande aux gestionnaires de réseaux de soumettre des ajustements de grande charge. Les gestionnaires présentent leurs demandes au Load Analysis Subcommittee (LAS) en septembre. PJM évalue les soumissions en octobre et novembre, publie une liste préliminaire acceptée en novembre, et finalise la prévision en janvier.

L'écart entre les demandes et les acceptations est significatif. Les soumissions brutes des gestionnaires pour 2030 totalisaient environ 60 GW sur l'ensemble du RTO. PJM en a accepté 34 GW, soit une réduction de 43 % avant publication de la prévision.

PJM applique quatre ajustements à chaque soumission :

• Classification ferme ou non ferme : les projets doivent disposer d'une Electric Service Obligation (ESO) ou d'un Construction Commitment (CC) pour être considérés comme fermes, sauf indication contraire. Toutes les autres soumissions sont classées comme non fermes.
• Taux d'utilisation de 70 % : appliqué par défaut à la capacité nominale demandée, sauf si les gestionnaires fournissent des données historiques justifiant un taux plus élevé.
• Décote pour non ferme : les ajouts non fermes avant 2030 sont ramenés à zéro. La charge non ferme à partir de 2030 subit une décote de 50 %, avec de légers ajustements pour coller à l'échelle nationale moyenne.
• Taux de montée en charge minimum de 36 mois : la demande de chaque projet est intégrée progressivement sur au moins 36 mois, quelle que soit la taille du projet.

Deux zones ont reçu un traitement différent de la décote standard de 50 % sur le non ferme :

• AEP a soumis des données non fermes déjà réduites de plus de 50 % par rapport à son pipeline brut. PJM a accepté ces chiffres sans appliquer de réduction supplémentaire.
• Dominion Energy (DOM) a soumis suffisamment de projets soutenus par des ESA ou CC pour couvrir l'intégralité de sa demande modélisée, classant ainsi sa part comme ferme, bien que d'autres gestionnaires de la zone, comme REC, conservent une composante non ferme.

Il s'agit des deux plus grands contributeurs à la croissance à l'échelle du RTO.

La charge ferme offre un plancher partiel, mais l'incertitude concerne les deux composantes

Les ajouts fermes sont la partie la plus fiable de la prévision. Ils reflètent des projets à un stade avancé de développement, moins susceptibles d'être annulés. Mais ces projets seront tous construits d'ici le milieu des années 2030.

Les ajouts non fermes intègrent la prévision à partir de 2030 et sont moins certains. La décote de 50 % reflète l'estimation de PJM sur la proportion de projets non fermes qui seront abandonnés ou retardés.

Plus tard dans la prévision, il n'existe plus de projets de grande charge spécifiques dans aucune file d'attente d'interconnexion. PJM extrapole à partir de références nationales comparées à des prévisions tierces.

Les projections fermes et non fermes comportent toutes deux un risque baissier. Les projets ayant déjà déclaré une production sur site ont vu leur prélèvement sur le réseau ajusté à la baisse en conséquence. Mais à mesure que l'autoproduction devient plus rentable et que des réformes potentielles rendent la production derrière le compteur plus attractive, davantage d'installations pourraient opter pour cette solution que ne le suggère le pipeline actuel.

Le dispositif Connect and Manage (en attente d'approbation) ajoute une couche supplémentaire d'incertitude. Les projets concernés verraient leur prélèvement sur le réseau réduit lors d'événements de tension, diminuant la pointe estivale sans ralentir l'expansion des data centers. Ni Connect and Manage ni l'adoption de l'autoproduction ne sont tranchés. Les deux pourraient sensiblement faire baisser la demande réelle par rapport aux chiffres acceptés.

Les composantes hors grandes charges ont un effet limité sur la forme de la demande

Sous la couche data centers, le modèle de base de PJM prend en compte la demande résidentielle, commerciale et industrielle à partir des prévisions économiques de Moody's et des données d'usage final d'Itron. La charge des véhicules électriques, le solaire derrière le compteur et le stockage derrière le compteur proviennent de S&P Global. Ensemble, ces composantes progressent, mais lentement par rapport aux data centers.

Comme les data centers dominent la charge supplémentaire, la forme de la demande intra-journalière ne change pas sensiblement. La courbe se déplace vers le haut, mais le profil relatif sur les heures reste globalement stable.

Les limites de la prévision

La fiabilité de la prévision dépend de celle des projets qui la sous-tendent. Les ajouts fermes offrent une base solide à court terme, mais celle-ci disparaît au milieu des années 2030. Au-delà, PJM extrapole et beaucoup de choses peuvent évoluer entre un pipeline de data centers et un data center réellement raccordé au réseau.

Les contraintes de la chaîne d'approvisionnement et les retards d'autorisations peuvent ralentir ou empêcher la mise en service des projets. L'approbation de Connect and Manage et l'adoption de l'autoproduction sont les deux questions politiques les plus susceptibles de faire baisser la demande réelle par rapport aux chiffres acceptés. Aucune n'est tranchée, et les deux pourraient modifier sensiblement la situation de rareté de capacité sans ralentir la construction des data centers.