Deux dynamiques concurrentes posent les bases d’une croissance rapide des batteries à court terme dans le PJM. L’explosion de la demande des centres de données et une vague de mises hors service de centrales thermiques créent 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 $ d’ici 2030, le niveau le plus élevé de tous les ISO de l’Est, avec des prix en continu (ATC) atteignant un pic à 87 $/MWh en 2032.

À partir de 2033, le système se rééquilibre à mesure que les nouvelles capacités gaz suivent la demande. Les écarts s’établissent dans un nouvel équilibre structurellement plus bas autour de 69 000 $/MW-an jusqu’en 2049, Dominion conservant une prime à l’Est grâce à la croissance soutenue des centres de données.

Cet article présente l’analyse fondamentale de Modo Energy sur le marché PJM 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 vers 69 000 $ et 59 $/MWh à l’horizon 2049. Les projets mis en service entre 2028 et 2032 captent la plus grande valeur.
• La pointe coïncidente, y compris les exportations prévues, passe de 173,7 GW en 2029 à 190,8 GW en 2030, soit une croissance annuelle 8,8 fois supérieure à la médiane de 2026 à 2049. Les centres de données Dominion expliquent 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 nouvelles capacités gaz d’ici 2049, en plus de 147 GW de solaire et d’éolien terrestre. Les CAF prévisionnels les plus récents du PJM montrent une baisse annuelle 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 de l’Ouest chutent à environ 59 000 $.

La demande de pointe dans le PJM bondit de 12 GW en 2030 puis retombe

Le PJM enregistre la plus forte hausse de charge à court terme dans l’Est. La pointe coïncidente locale augmente de 12 GW entre 2029 et 2030, tandis que Modo prévoit une hausse des exportations de 5 GW vers les régions voisines. Cette hausse de 17,1 GW en une seule année représente 8,8 fois la croissance annuelle médiane sur la période 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). Dès 2033, la croissance de pointe retombe à environ 1 GW par an, la première vague de centres de données étant achevée.

Pour une analyse approfondie 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 sur le système devrait s’aggraver à court terme

La tension sur le système devrait se poursuivre de 2026 à 2030, la croissance de la charge étant accentuée 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 ont été repoussées pour des raisons de fiabilité.

Les retraits du MISO accentuent la tension, compte tenu de l’historique d’exportations nettes du PJM vers le MISO.

Le soulagement apporté par la file d’attente d’interconnexion est de courte durée. Les ajouts prévus d’ici 2030 ne devraient pas compenser la pression combinée des retraits et de la croissance de la demande. L’analyse de Modo sur les ajouts de la file PJM d’ici 2030 inclut 25 GW de solaire (principalement dans l’AEP), 4 GW d’éolien terrestre (principalement à l’Ouest du PJM). Les ajouts d’éolien en mer se limitent au projet Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) de 2,5 GW, suite à une vague d’annulations récentes.

Modo prévoit 139 GW de gaz neuf en parallèle du développement des renouvelables dans le PJM

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

Le gaz croît le plus vite, 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 limités, autour de 11 GW en 2049, la file d’attente couvrant déjà l’essentiel des besoins de stockage d’ici 2030.

Plusieurs facteurs expliquent la trajectoire du gaz. Le PJM a récemment revu à la baisse ses facteurs d’accréditation de capacité (CAF) officiels pour les renouvelables. Les projets éoliens offshore continuent d’être annulés. La charge des centres de données ne cesse de croître. Sauf modification du cadre d’adéquation des ressources du PJM, ces dynamiques poussent le système vers davantage de capacité gaz ferme.

Les conditions de rareté, combinées à la hausse de la demande, mettront à l’épreuve la politique environnementale des États. Les États membres du PJM disposent d’objectifs d’énergie propre comme le VCEA en Virginie et le CEJA dans le Maryland, mais la fiabilité devenant une préoccupation croissante, les régulateurs accordent des dérogations. La SCC de Virginie a approuvé la centrale à gaz de Chesterfield pour Dominion fin 2025, tandis que l’annulation de projets éoliens offshore dans le New Jersey et le Maryland accentue encore l’écart.

La répartition interne au PJM façonne la congestion à long terme. Le modèle localise la plupart des nouvelles capacités gaz hors de Dominion, tandis que Dominion absorbe l’essentiel du nouveau solaire (environ 46 GW cumulés d’ici 2049). Ce sont les autorisations qui déterminent où la capacité s’installe, non la charge.

Les prix PJM flambent en 2030, puis reviennent à la moyenne dès 2033