​Selon la prévision à long terme de la charge de PJM pour 2026, 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 centres de données.

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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 le montrent les deux dernières enchères de capacité de PJM. Des épisodes plus fréquents de tarification de rareté pourraient également augmenter les revenus issus de l'arbitrage énergétique.

Cependant, les centres de données consomment une puissance constante et continue, si bien que l'écart entre la demande de pointe et la demande hors pointe reste globalement inchangé. Par conséquent, l'opportunité d'arbitrage croît beaucoup moins que si la demande supplémentaire était concentrée sur les pics, comme l'électrification résidentielle.

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

Sans les centres de données, la demande de pointe de PJM diminuerait. 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 important ajustement pour les charges exceptionnelles.

La composante de grande charge, principalement les ajouts de centres de données, représente plus de 100 % de la croissance de la demande de pointe sur les cinq prochaines années, la demande de base étant en contraction. 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, l'équilibre évolue légèrement. La couche de base commence à contribuer et les ajouts de centres de données ralentissent, tout en restant dominants. La demande de pointe estivale atteint 253 GW en 2046, soit une hausse de 2,4 % par an sur l'ensemble de 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 grands pipelines de centres de données, représentant 74 % de la croissance annuelle totale de la demande de PJM entre 2026 et 2046.

Il est à noter que la charge annuelle augmente beaucoup plus vite que la demande de pointe estivale. Les centres de données fonctionnent 24h/24 et 7j/7, ce qui fait grimper les heures creuses et intermédiaires en pourcentage par rapport au pic de l'après-midi d'été. La carte ci-dessus l'illustre directement : DOM s'éclaircit lorsqu'on passe de la vue annuelle à la vue de la pointe estivale.

Comment PJM intègre les centres de données : une sélection rigoureuse

Chaque juillet, PJM demande aux fournisseurs d'électricité de soumettre leurs ajustements de grande charge. Les fournisseurs 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, puis finalise la prévision en janvier.

L'écart entre les demandes et les acceptations est significatif. Les soumissions brutes des fournisseurs 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 vs 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 à la capacité demandée par défaut, sauf si les fournisseurs présentent des données historiques justifiant un taux supérieur.
• 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 s'aligner sur la moyenne nationale.
• Taux de montée en puissance minimum de 36 mois : la demande de chaque projet est répartie 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 % pour le non ferme :

• AEP a soumis des données non fermes déjà dépréciées 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 une ESA ou un CC pour couvrir l'ensemble de sa demande modélisée, classant ainsi sa part comme ferme, même si d'autres fournisseurs de la zone, comme REC, conservent une composante non ferme.

Ce sont les deux principaux contributeurs à la croissance sur l'ensemble du RTO.

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

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

Les ajouts non fermes sont intégrés à la prévision à partir de 2030 et sont plus incertains. La décote de 50 % reflète l'estimation de PJM sur le nombre de projets non fermes qui seront abandonnés ou retardés.

Plus loin dans la prévision, aucun projet de grande charge spécifique ne figure dans les files d'attente d'interconnexion. PJM extrapole en utilisant des références nationales et des prévisions tierces.

Les projections fermes et non fermes comportent toutes deux un risque de baisse. Les projets ayant déjà déclaré une production sur site ont vu leur prélèvement 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 suivre cette voie que ce que prévoit le pipeline actuel.

Le dispositif Connect and Manage (en attente d'approbation) ajoute une couche d'incertitude supplémentaire. Les projets concernés verraient leur prélèvement réseau réduit lors d'événements critiques, abaissant la pointe estivale sans ralentir la construction des centres de données. Ni Connect and Manage, ni l'adoption de l'autoproduction ne sont tranchés. Les deux pourraient réduire sensiblement la demande réelle par rapport aux chiffres acceptés.

Les composantes hors grande charge ont un effet limité sur la forme de la demande

Sous la couche des centres de données, 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 liée aux véhicules électriques, au solaire derrière le compteur et au stockage derrière le compteur provient de S&P Global. Ces composantes sont en croissance, mais lentement par rapport aux centres de données.

Comme les centres de données dominent la charge supplémentaire, la forme de la demande intrajournalière ne change pas de manière significative. La courbe se décale vers le haut, mais le profil horaire reste globalement stable.

Les limites de la prévision

La prévision n'est fiable que dans la mesure où les projets qui la sous-tendent le sont. Les ajouts fermes offrent une base solide à court terme, mais cette base s'épuise au milieu des années 2030. Au-delà, PJM extrapole et beaucoup de choses peuvent changer entre un pipeline de centres de données et un centre de données effectivement 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 toutes deux pourraient modifier sensiblement le tableau de la rareté de capacité sans ralentir la construction des centres de données.