​Deux dynamiques concurrentes préparent le terrain pour la croissance à court terme des batteries dans le PJM. La forte augmentation de la demande des centres de données et une vague de retraits de centrales thermiques ouvrent un déficit de capacité ferme que la file d’attente d’interconnexion ne pourra pas combler avant 2033. Les spreads 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 en base (ATC) culminant à 87 $/MWh en 2032.

Guide gratuit de Modo EnergyMettre l’IA au service de l’investissement énergétique et de la gestion d’actifsVous préparez vos perspectives BESS sur le PJM ? Un guide pratique pour utiliser les outils d’IA au sein de vos équipes d’investissement et d’exploitation de l’énergie, avec des conseils concrets et des astuces pour gagner du temps, à appliquer immédiatement.Télécharger le guide →

À partir de 2033, le système se rééquilibre à mesure que les nouvelles capacités gaz s’adaptent à la demande. Les spreads se stabilisent à un niveau structurellement plus bas, autour de 69 000 $/MW-an jusqu’en 2049, Dominion conservant la prime à l’Est grâce à la croissance continue des centres de données.

​Cet article présente l’analyse fondamentale du marché PJM de Modo Energy pour le T3 2026.

​Points clés à retenir

• Les spreads TB4 du PJM atteignent un pic de 112 000 $/MW-an en 2030 et les ATC 87 $/MWh en 2032, avant de se stabiliser à environ 69 000 $ et 59 $/MWh d’ici 2049. Les projets mis en service entre 2028 et 2032 captent la plus grande valeur.
• La pointe de charge simultanée, y compris les exportations prévues, passe de 173,7 GW en 2029 à 190,8 GW en 2030, soit 8,8 fois la croissance médiane annuelle de pointe sur la période de prévision 2026–2049. Les centres de données Dominion représentent la majeure partie de cette hausse.
• Les 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 nouvelles capacités gaz d’ici 2049, ainsi que 147 GW de solaire et d’éolien terrestre. Les CAF prévisionnels les plus récents du PJM montrent des baisses annuelles de 4 à 8 points pour l’éolien et le stockage, maintenant la dépendance au gaz et influençant l’économie future du marché de capacité.
• Le TB4 de Dominion s’établit à 116 000 $/MW-an en 2049, toujours la zone la plus élevée du PJM et seulement 4 % sous son pic de 2030. AEP et les autres zones Ouest chutent à environ 59 000 $.

​La demande de pointe du PJM bondit de 12 GW en 2030 puis s’effondre

​Le PJM connaît la plus forte hausse de charge à court terme de l’Eastern Interconnect. La pointe de charge native simultanée augmente de 12 GW entre 2029 et 2030, tandis que Modo prévoit une hausse des exportations vers les régions voisines de 5 GW. Ce bond annuel de 17,1 GW représente 8,8 fois la croissance médiane annuelle de pointe sur la période 2026–2049.

​La majeure partie de l’augmentation de 2030 se concentre chez Dominion (Virginie du Nord). D’autres pics suivent en 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) et 2041 (+10,7 GW). À partir de 2033, la croissance de pointe retombe à environ 1 GW par an, la construction initiale des centres de données étant achevée.

​Pour une analyse détaillée de la trajectoire de 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’accentuer à court terme

​La tension du système devrait persister de 2026 à 2030, la croissance de la charge étant amplifiée par les retraits thermiques.

9,7 GW de capacité thermique PJM seront retirés d’ici 2030, dont Brandon Shores et Herbert Wagner dans des zones MAAC déjà sous contrainte. Les dates de désactivation de ces deux centrales ont été repoussées pour des raisons de fiabilité.

Les retraits du MISO accentuent la tension, le PJM ayant historiquement exporté vers le MISO.

Le soulagement provenant de la file d’attente d’interconnexion est de courte durée. Les ajouts attendus d’ici 2030 ne suffisent pas à compenser la pression combinée des retraits et de la croissance de la charge. L’analyse de Modo sur les ajouts de file d’attente PJM jusqu’en 2030 inclut 25 GW de solaire principalement dans l’AEP, 4 GW d’éolien terrestre majoritairement dans l’ouest du PJM. Les ajouts d’éolien offshore se limitent au projet Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) de 2,5 GW, suite à une série d’annulations récentes.

​Modo prévoit 139 GW de nouveau 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 nouveau gaz d’ici 2049. Le développement des renouvelables ne remplace pas le gaz. Les deux progressent conjointement.

Le gaz accélère le plus rapidement, 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 restent modestes dans le modèle, autour de 11 GW d’ici 2049, la file d’attente d’interconnexion couvrant déjà la plupart des besoins 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 d’éolien offshore continuent d’être annulés. La charge des centres de données continue d’augmenter. En l’absence de changements dans le dispositif d’adéquation des ressources du PJM, ces dynamiques poussent le système vers davantage de capacité gaz ferme.

Les conditions de rareté, dans un contexte de hausse de la charge, mettront à l’épreuve les politiques environnementales 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 sur la fiabilité incitent 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 dans le New Jersey et le Maryland creusent encore l’écart.

La répartition interne au PJM façonne la congestion à long terme. Le modèle localise la majorité des nouveaux gaz hors Dominion, tandis que Dominion absorbe la plupart du nouveau solaire (environ 46 GW cumulés d’ici 2049). C’est l’octroi des permis qui détermine l’emplacement des capacités, non la charge.

​Les prix du PJM s’envolent en 2030, puis reviennent à la moyenne dès 2033