​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 créent 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 $ d’ici 2030, le niveau le plus élevé de tous les ISO de l’Eastern Interconnect, avec des prix « around-the-clock » (ATC) culminant à 87 $/MWh en 2032.

À partir de 2033, le système se rééquilibre à mesure que les ajouts de gaz naturel rattrapent la demande. Les spreads se stabilisent à un nouvel équilibre structurellement plus bas, autour de 69 000 $/MW-an jusqu’en 2049, Dominion conservant la prime de la côte Est grâce à la croissance continue 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 spreads TB4 du PJM atteignent un pic de 112 000 $/MW-an en 2030 et les ATC 87 $/MWh en 2032, puis se stabilisent autour de ~69 000 $ et ~59 $/MWh d’ici 2049. Les projets mis en service entre 2028 et 2032 captent le plus de valeur.
• Le pic 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 annuelle médiane du pic sur la période de prévision 2026–2049. Les centres de données de Dominion expliquent la majeure partie de cette augmentation.
• 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 nouveau gaz d’ici 2049, en plus de 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 de pourcentage 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, restant la zone la plus élevée du PJM et seulement 4 % en dessous de son pic de 2030. AEP et les autres zones de l’Ouest chutent autour de 59 000 $.

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

​Le PJM connaît la plus forte augmentation de charge à court terme de l’Eastern Interconnect. Le pic de charge simultanée locale 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 de 17,1 GW en une année représente 8,8 fois la croissance annuelle médiane du pic sur la période 2026–2049.

​La majeure partie de cette augmentation en 2030 se concentre sur Dominion (Virginie du Nord). D’autres vagues 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, une fois la construction initiale des centres de données achevée.

​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 sur le 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 du PJM seront retirés d’ici 2030, notamment Brandon Shores et Herbert Wagner dans les zones MAAC déjà sous contrainte. Les deux ont vu leurs dates de désactivation repoussées pour des raisons de fiabilité.

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

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

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

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

Le gaz accélère le plus rapidement, atteignant 51 GW d’ici 2035, 95 GW d’ici 2040 et 139 GW d’ici 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 à l’horizon 2049, car la file d’attente d’interconnexion fournit déjà la majeure partie du stockage jusqu’en 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 croissance de la charge des centres de données ne ralentit pas. En l’absence de changements dans la structure d’adéquation des ressources du PJM, ces dynamiques poussent le système vers davantage de capacité gaz ferme.

Des conditions de rareté, sur fond de hausse de la charge, mettront à l’épreuve les politiques environnementales étatiques. 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 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 offshore au New Jersey et dans le Maryland accentuent encore l’écart.

La répartition intra-PJM façonne la congestion à long terme. Le modèle localise la plupart des nouveaux gaz hors de Dominion, tandis que Dominion absorbe la majorité du nouveau solaire (environ 46 GW cumulés d’ici 2049). Les permis déterminent l’emplacement de la capacité, non la charge.

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