​Le stockage à l’échelle du réseau en PJM en est encore à ses débuts, mais les gouvernements des États accélèrent son développement. Trois États (New Jersey, Maryland et Illinois) organisent des programmes d’appel d’offres compétitifs. De plus, la Virginie impose le stockage à l’échelle du réseau via ses services publics.

Ailleurs, le soutien est limité : le Michigan applique des obligations uniquement aux services publics situés hors du périmètre du PJM, la Pennsylvanie et le Delaware sont encore en phase d’élaboration de leurs programmes, et les autres États n’ont ni politiques ni obligations.

À retenir

• Trois États du PJM soutiennent activement le stockage via des programmes compétitifs : le New Jersey vise 2 GW d’ici 2030, le Maryland 3 GW d’ici 2034, et l’Illinois cherche à atteindre 3 GW d’ici 2030.
• Au niveau du transport, les volumes ciblés sont de 1 GW dans le New Jersey et de 1,6 à 2,85 GW dans le Maryland, tandis que l’objectif de 3 GW de l’Illinois concerne uniquement le stockage à grande échelle, mais seulement en partie dans le PJM.
• Les trois États soutiennent différemment les batteries raccordées au réseau de transport. Le New Jersey offre des revenus fixes au propriétaire de l’actif, le Maryland propose une couverture sur les revenus de capacité, et l’Illinois couvre l’ensemble des revenus par rapport à un indice de référence via un crédit indexé sur 20 ans.
• La Virginie détient l’objectif de stockage le plus important et sur le plus long terme du PJM, soit environ 19 à 21 GW d’ici 2045. La Virginie soutient cet objectif par le biais d’une obligation d’approvisionnement imposée à ses services publics, menée par Dominion, et non par un programme géré par l’État.

Comparaison des trois programmes étatiques

Le New Jersey, le Maryland et l’Illinois organisent tous des appels d’offres compétitifs. Les trois seront en phase de sélection en 2026, avec des décisions prévues entre août et octobre.

Ils proposent différents mécanismes de soutien, allant d’un paiement fixe laissant les revenus du marché au développeur à une couverture qui garantit un revenu total par rapport à un prix de référence.

Les délais entre la soumission des offres et les décisions varient également. Le Maryland prend environ 7 mois, tandis que l’Illinois annonce les lauréats en quelques jours grâce à une présélection et à un classement mécanique des offres scellées.

Le New Jersey laisse le potentiel du marché aux développeurs

Le Garden State Energy Storage Program (GSESP) est le programme d’appel d’offres compétitif le plus avancé du PJM. Il est géré par le New Jersey Board of Public Utilities (NJBPU), et les services publics sont exclus de la Phase 1, ce qui ouvre la compétition aux développeurs indépendants et aux entités publiques.

Il offre une incitation fixe en dollars par MW/an, attribuée par appel d’offres sur 15 ans. Ce paiement s’ajoute aux revenus de l’énergie de gros, de la capacité et des services auxiliaires, permettant au développeur de conserver tout le potentiel du marché. L’incitation dépend de la disponibilité et est réduite si un projet fonctionne moins de 90 % des heures sur l’année.

La tranche 1 a attribué 355 MW à trois projets en mars 2026. La tranche 2 a ensuite ouvert pour 645 MW, avec des offres à soumettre avant le 7 août 2026 et une décision du conseil attendue pour fin octobre. Ensemble, elles complètent la phase 1 de 1 000 MW. La phase 2 vise 1 000 MW de projets distribués pour atteindre l’objectif de 2 GW d’ici 2030.

Le Maryland couvre le marché le plus incertain du PJM

La Next Generation Energy Act (NGEA) prévoit deux appels d’offres de 800 MW pour le stockage raccordé au réseau de transport, organisés par la Maryland Public Service Commission (PSC). Elle impose également aux services publics une obligation d’au moins 150 MW de stockage raccordé à la distribution. Ces 1 750 MW s’inscrivent dans un objectif plus large de 3 GW d’ici 2034, dont le reste n’est pas encore attribué à un segment.

Le mécanisme du Maryland est un Energy Storage Capacity Credit (ESCC) attribué par appel d’offres. Fonctionnant comme une couverture sur les revenus de capacité, il transfère la volatilité des revenus de capacité PJM du développeur vers les consommateurs, en échange d’un crédit fixe, tandis que les revenus de l’énergie et des services auxiliaires restent acquis au développeur.

C’est la couverture la plus explicite des trois États. Elle cible la source de revenus la plus incertaine, les paiements de capacité du PJM, et la stabilise, sécurisant ainsi la part la plus volatile du revenu du développeur.

La première phase a reçu cinq candidatures totalisant environ 1 375 MW pour un objectif de 800 MW. La PSC doit annoncer les lauréats avant le 1er octobre 2026. La deuxième phase suivra en janvier 2027.

L’Illinois couvre l’ensemble des revenus

La Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA), entrée en vigueur en juin 2026, est le programme le plus récent et celui avec la durée la plus longue. L’Illinois Power Agency (IPA) prévoit de sélectionner 3 GW d’ici 2030 via un crédit indexé sur 20 ans (Indexed Storage Credit, ISC).

L’ISC est un contrat pour différence. Le développeur propose un prix de référence et règle la différence avec un prix de référence modélisé, composé d’un indice d’arbitrage énergétique et d’un indice de capacité. Si l’indice est inférieur au prix proposé, l’IPA paie la différence. S’il est supérieur, le développeur rembourse l’excédent.

Comme l’indice est une référence et non un revenu réel, les développeurs conservent tout ce qu’ils gagnent au-delà de cette référence.

Le premier appel d’offres est prévu avant le 26 août 2026 pour 1 038 MW. Seuls les 588 MW situés dans la zone ComEd se trouvent dans le PJM. Les 450 MW restants sont attribués à des projets dans le MISO.

La Virginie vise la plus grande capacité, mais Dominion en assurera la majeure partie

La Virginie détient de loin l’objectif de stockage le plus élevé du PJM. L’extension 2026 de la Virginia Clean Economy Act (VCEA) a porté l’obligation totale à environ 21 GW d’ici 2045 et ajouté une première exigence de stockage longue durée.

Ce n’est pas un appel d’offres ouvert. Les services publics présentent leur demande à la State Corporation Commission et livrent la capacité via leurs plans intégrés de ressources.

Dominion porte 20 GW, soit environ 94 % de l’obligation totale, et Appalachian Power les 1,3 GW restants. Jusqu’à 10 % peuvent être installés derrière le compteur, ce qui place la capacité en amont du compteur autour de 19 GW.

Le soutien est réel mais indirect. Les services publics peuvent construire eux-mêmes la capacité, l’acquérir ou la contractualiser. Elle est intégrée dans la base tarifaire des services publics, plutôt que dans un programme géré directement par l’État.

Au-delà des quatre, le soutien étatique s’amenuise

En dehors de ces quatre États, le soutien varie de marginal à inexistant.

Le Michigan vise 2,5 GW, mais DTE et Consumers Energy doivent livrer cette capacité dans le MISO, et non dans le PJM.

La Pennsylvanie et le Delaware élaborent actuellement des lois pour soutenir le développement du stockage par batteries. La Pennsylvanie a proposé une législation qui reste à adopter, et le Delaware prévoit une étude coût-bénéfice en 2026 ainsi que de petits projets pilotes.

Partout ailleurs, les batteries dépendent des revenus du marché plutôt que du soutien étatique.

Le succès de ces quatre programmes servira probablement de modèle pour les autres États du PJM dans les années à venir.