Deux dynamiques concurrentes préparent le terrain pour la croissance à court terme des batteries dans le PJM. L'explosion de la demande des centres de données et une vague de mises hors service de centrales thermiques ouvrent un déficit de capacité ferme que la file d'attente d'interconnexion ne pourra pas combler avant 2033. Les écarts TB4 plus que doublent, passant de 53 000 $/MW-an en 2026 à 112 000 $ en 2030, le niveau le plus élevé de tous les ISO de l'Eastern Interconnect, avec des prix ATC (autour de l’horloge) atteignant un pic de 87 $/MWh en 2032.

À partir de 2033, le système se rééquilibre à mesure que les ajouts de gaz naturel rattrapent la demande. Les écarts se stabilisent à un niveau structurellement plus bas, autour de 69 000 $/MW-an jusqu’en 2049, Dominion conservant la prime sur la côte Est grâce à la croissance soutenue des centres de données.

Cet article présente les perspectives fondamentales du marché PJM de Modo Energy pour le T3 2026.

Points clés à retenir

• Les écarts TB4 du PJM culminent à 112 000 $/MW-an en 2030 et les ATC à 87 $/MWh en 2032, puis se stabilisent respectivement à environ 69 000 $ et 59 $/MWh d'ici 2049. Les projets mis en service entre 2028 et 2032 capturent le plus de valeur.
• La demande maximale simultanée passe de 173,7 GW en 2029 à 190,8 GW en 2030, soit 8,8 fois la croissance annuelle médiane du pic sur l’horizon de prévision 2026–2049. Les centres de données de Dominion représentent la majeure partie de cette hausse.
• Les énergies renouvelables et le stockage représentent 89 % de la file d’attente d’interconnexion du PJM, tous avec de faibles CAF, face à 9,7 GW de retraits thermiques attendus d’ici 2030.
• Modo prévoit 139 GW de nouveaux gaz d’ici 2049, ainsi que 147 GW de solaire et d’éolien terrestre. Les CAF prévus les plus récents du PJM montrent des baisses annuelles de 4 à 8 points de pourcentage pour l’éolien et le stockage, ce qui verrouille la dépendance au gaz et façonne l’économie future du marché de capacité.
• En 2049, le TB4 de Dominion s’établit à 116 000 $/MW-an, toujours la zone la plus élevée du PJM et seulement 4 % sous son pic de 2030. AEP et les autres zones de l’Ouest chutent à environ 59 000 $.

La demande de pointe du PJM bondit de 17 GW en 2030 puis s'effondre

Le PJM connaît la plus forte hausse de charge à court terme de l’Eastern Interconnect. Le pic simultané passe de 173,7 GW en 2029 à 190,8 GW en 2030. Ce bond annuel unique de 17,1 GW représente 8,8 fois la croissance annuelle médiane du pic sur l’horizon de prévision 2026–2049.

La majeure partie de l’augmentation de 2030 concerne Dominion (Virginie du Nord). Des cohortes secondaires suivent en 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) et 2041 (+10,7 GW). À partir de 2033, la croissance du pic retombe à environ 1 GW par an, à mesure que la construction initiale des centres de données s’achève.

Pour une analyse approfondie de la trajectoire de la charge des centres de données du PJM, consultez la prévision de charge PJM : centres de données jusqu’en 2046 de Modo Energy.

La tension du système devrait s’aggraver à court terme

La tension du système devrait se poursuivre de 2026 à 2030, la croissance de la charge étant aggravée par les retraits thermiques.

9,7 GW de capacité thermique PJM seront retirés d’ici 2030, dont Brandon Shores et Herbert Wagner dans les zones MAAC déjà contraintes. Les deux ont vu leurs dates de désactivation repoussées pour des raisons de fiabilité.

Les retraits du MISO aggravent la tension, étant donné le rôle historique de PJM comme exportateur net vers le MISO.

Le soulagement apporté par la file d’attente d’interconnexion est de courte durée. Les ajouts attendus au système d’ici 2030 ne devraient pas compenser la pression combinée des retraits et de la croissance de la charge. L’évaluation de Modo des ajouts à la file d’attente du PJM jusqu’en 2030 comprend 25 GW de solaire principalement dans l’AEP, 4 GW d’éolien terrestre surtout dans le PJM West. Les ajouts d’éolien en mer se limitent au projet Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) de 2,5 GW, compte tenu des récentes annulations de projets offshore.

Modo prévoit 139 GW de nouveaux gaz parallèlement à l’expansion des renouvelables dans le PJM

Les nouvelles constructions cumulées atteignent 147 GW de solaire et d’éolien terrestre et 139 GW de nouveaux gaz d’ici 2049. Le développement des renouvelables ne remplace pas le gaz : les deux progressent ensemble.

Le gaz connaît la plus forte accélération, atteignant 51 GW en 2035, 95 GW en 2040, et 139 GW en 2049. Le solaire suit une trajectoire similaire jusqu’à 84 GW en 2049. L’éolien terrestre atteint 63 GW. Les ajouts de batteries dans le modèle restent modestes, autour de 11 GW d’ici 2049, car la file d’attente d’interconnexion fournit déjà la plupart des capacités de stockage jusqu’en 2030.

Plusieurs facteurs expliquent la trajectoire du gaz. Le PJM a récemment révisé à la baisse ses facteurs d’accréditation de capacité (CAF) officiels pour les renouvelables. Les projets éoliens offshore continuent d’être annulés. La demande des centres de données ne cesse d’augmenter. En l’absence de modifications du cadre d’adéquation des ressources du PJM, ces dynamiques poussent le système vers une capacité gaz plus ferme.

Les conditions de rareté, combinées à la hausse de la charge, mettront à l’épreuve la politique environnementale des États. Les États membres du PJM ont des objectifs d’énergie propre comme le VCEA en Virginie et le CEJA dans le Maryland, mais les préoccupations croissantes en matière de fiabilité poussent les régulateurs à accorder des dérogations. La SCC de Virginie a approuvé la centrale à gaz de Chesterfield pour Dominion fin 2025, tandis que les annulations de projets éoliens offshore au New Jersey et dans le Maryland creusent encore l’écart.

L’allocation à l’intérieur du PJM façonne la congestion à long terme. Le modèle localise la plupart des nouveaux gaz hors de Dominion, tandis que Dominion absorbe la majeure partie du nouveau solaire (environ 46 GW cumulés d’ici 2049). Les autorisations déterminent où la capacité s’implante, et non la charge.

Les prix du PJM grimpent en 2030, puis reviennent à la moyenne d’ici 2033

Les prix ATC du système augmentent à la fin des années 2020 pour atteindre un pic de 87 $/MWh en 2032, le plus élevé de l’Eastern Interconnect cette année-là. Les écarts TB4 plus que doublent, passant de 53 000 $/MW-an en 2026 à 112 000 $ en 2030, soit environ 45 000 $ de plus que le suivant (ISO-NE et NYISO proches de 68 000 $).

La forme boom-bust est plus marquée pour le PJM que pour ses pairs. Le TB4 passe de 101 000 $ en 2032 à 77 000 $ en 2033, une chute sur un an que ne connaissent pas les autres ISO de l’Est. Les ajouts de gaz rattrapent la demande alors que la croissance du pic ralentit.

En 2049, le PJM affiche l’écart le plus bas des ISO de l’Est avec 69 000 $/MW-an, contre 81 000 $ pour NYISO, 77 000 $ pour ISO-NE et à peine plus que le MISO (51 000 $). Les ATC se stabilisent autour de 59 $/MWh, soit environ 33 % sous leur pic. L’accès structurellement moins cher au gaz du PJM façonne les prix jusqu’à l’équilibre à long terme.

Les prix de capacité du PJM reflètent la même tension

Les enchères du Reliability Pricing Model (RPM) du PJM ont atteint des records successifs lors des deux derniers cycles : 269 $/MW-jour à l’échelle du système pour 2025/26 et 329 $/MW-jour pour 2026/27. La prévision de Modo maintient des prix de capacité élevés jusqu’en 2032, la rareté persistant à l’échelle du système, avant que les nouveaux ajouts de gaz n’aplanissent la courbe.

Dominion conserve sa prime à l’Est ; AEP et l’Ouest déclinent après 2033

Les moyennes à l’échelle du PJM masquent une forte dispersion au sein du RTO. Le choix du site à l’intérieur du PJM compte autant que le choix du PJM face aux autres ISO.

La dynamique de congestion se déroule en deux temps. À court terme (2026–2029), les prix du Mid-Atlantic et de l’Ouest s’adoucissent. L’éolien offshore de Coastal Virginia génère à l’intérieur de Dominion. Les mises à niveau du réseau (RTEP 24 et 25) augmentent la capacité d’importation vers MAAC et Dominion. À long terme (2030 et après), le bond de la demande de pointe en 2030 et la croissance continue des centres de données de Dominion rouvrent l’écart Est-Ouest. Les transmissions approuvées répondent au pic actuel mais sont dépassées par la prochaine vague de charge. Les résultats préliminaires de RTEP 26 ciblent ce déficit, mais rien n’est confirmé à la date de publication.

Le choix d’implantation des BESS dans le PJM se fait selon ces trajectoires zonales. Dominion, BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL et PSEG forment les zones de congestion Est, avec des primes durables sur l’Ouest. AEP, DAY, DEOK et ATSI profitent de la vague à court terme mais déclinent après 2033. COMED et RECO suivent une autre trajectoire qui se redresse lors du rééquilibrage du système.

Qu’est-ce que cela signifie pour les développeurs, investisseurs et prêteurs ?

Les projets atteignant l’exploitation commerciale entre 2028 et 2032 capturent des écarts TB4 environ 50 % supérieurs à la moyenne de long terme du PJM, en plus de prix de capacité records. Les entrants ultérieurs bénéficient d’écarts structurellement plus faibles, partiellement compensés par une baisse du CapEx dans les années 2030.

L’emplacement compte autant que le timing. La prime de long terme de Dominion dépend de deux éléments clés : que la prévision de charge des centres de données se maintienne, et que la transmission RTEP 26 n’arrive pas selon le calendrier du modèle. Les zones de l’Est (BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL, PSEG) conservent la prime, tandis que les zones de l’Ouest (AEP, DAY, DEOK, ATSI) profitent de la vague à court terme mais déclinent après 2033.

Cet article fait partie d’une série trimestrielle basée sur les mises à jour de prévisions PJM de Modo Energy. Le prochain volet se penchera sur les cas d’investissement dans les batteries, selon le millésime et la localisation.

La méthodologie et les sources de données pour la prévision complète du PJM sont disponibles sur le site de documentation de Modo Energy.