Le Cycle de Transition 2 (TC2) de PJM a terminé la Phase 2. Cette phase s’est clôturée le 5 juin 2026, suivie du Point de Décision II le 7 juillet. Sur les 607 projets ayant intégré le cycle, 278 restent actifs. Le cycle est désormais en Phase 3, avec le prochain point de décision prévu pour janvier 2027.

82 projets de stockage d’énergie par batterie ont franchi la Phase 2, totalisant 8,5 GW de droits d’interconnexion énergétique et 7,1 GW de droits d’interconnexion de capacité (CIR). Le stockage représente ainsi 28 % des ~30 GW de droits d’interconnexion énergétique actifs dans la file.

Deux nouvelles politiques PJM sont visibles lors de ce cycle : les CIR transférables et l’Initiative de Ressources de Fiabilité. Toutes deux visent à accélérer la mise en service de capacité sur un marché tendu. Cependant, elles ont surtout favorisé le solaire et le gaz, et peu le stockage.

Points clés à retenir

• 82 batteries ont franchi la Phase 2 du TC2 de PJM, pour un total de 8,5 GW d’énergie et 7,1 GW de droits de capacité. La Virginie en compte à elle seule 33, pour 3,2 GW.
• Les systèmes de quatre heures dominent, avec 63 projets totalisant 5,8 GW. Un segment longue durée émerge aussi, mené par neuf projets de dix heures.
• Les droits de capacité transférables sont pour l’instant surtout utilisés par le solaire. Sur les 18 projets concernés, 14 sont solaires, bien qu’une batterie, Chalk Point (670 MW), détienne près de la moitié du volume de CIR transférable.
• L’Initiative de Ressources de Fiabilité a surtout accéléré le gaz, pas le stockage. Seuls 3 de ses 41 projets actifs sélectionnés sont des batteries.
• Les batteries quittent la file à un rythme plus élevé que la moyenne, 62 % contre 50 % pour les autres projets, mais restent alignées en termes de mégawatts. Un coût d’interconnexion élevé et croissant est le principal indicateur de retraits futurs.

Quelles batteries avancent dans la file

La majorité des batteries actives sont autonomes. Sur les 82, 62 sont autonomes, 20 associent stockage et solaire (hybrides), et 21 partagent un point d’interconnexion avec une autre ressource (co-localisées). Les projets autonomes donnent la meilleure indication de l’appétit pour le stockage marchand dans PJM.

La géographie est concentrée. La Virginie arrive largement en tête, avec 33 projets totalisant 3,2 GW. L’Illinois suit avec 1,5 GW, puis le Maryland à 1,3 GW, l’Indiana et l’Ohio étant derrière. La position de la Virginie reflète la croissance de la demande des data centers, attirant de nouvelles capacités dans l’État.

Les durées témoignent d’un marché en maturation. Les systèmes de quatre heures dominent, avec 63 projets pour un total de 5,8 GW. Un segment longue durée émerge également : neuf projets de dix heures, principalement des systèmes solaires hybrides dans le Midwest, et quatre projets de six heures pour environ 1,7 GW.

Comment les nouvelles politiques de PJM ont influencé cette vague

Deux politiques PJM, toutes deux introduites en 2025, sont visibles dans ce cycle. Elles sont arrivées sur un marché de capacité PJM tendu. Aucune, pour l’instant, n’a vraiment servi de levier principal pour les batteries.

Les droits de capacité transférables sont surtout un outil solaire, avec une grande exception batterie

Le Processus d’Interconnexion de Remplacement de Production de PJM est entré en vigueur le 30 janvier 2025. Il permet à une nouvelle ressource située sur le site d’une centrale en fermeture d’hériter des droits d’interconnexion de capacité de cette centrale via une étude accélérée. En principe, une batterie peut donc reprendre la connexion réseau laissée vacante par une unité charbon ou gaz en fermeture.

En pratique, ce mécanisme a surtout été utilisé par le solaire lors du TC2. Sur les 18 projets actifs revendiquant des droits transférés, totalisant 1 562 MW, 14 sont solaires. Seuls trois impliquent du stockage : un hybride solaire + batterie et deux batteries autonomes.

La plus grande opération de transfert concerne toutefois une batterie. Chalk Point, un projet de 670 MW, hérite des droits de capacité d’une unité charbon du Maryland en fermeture. Ce seul projet représente près de la moitié des 1 562 MW de droits transférés du cycle, bien que la majorité des projets soient solaires.

La plupart des droits transférés se concentrent autour de quelques unités fossiles en fermeture. Un groupe de 11 projets remplace l’unité Yorktown 3 en Virginie, avec d’autres transferts plus modestes depuis Chesterfield 6 et Morgantown.

L’Initiative de Ressources de Fiabilité a surtout accéléré le gaz, pas le stockage

L’Initiative de Ressources de Fiabilité (RRI) était une fenêtre accélérée unique, ouverte de fin février à mi-mars 2025. Contrairement à la règle de transfert de CIR, elle ne puisait pas dans la file existante. Elle proposait une voie de candidature distincte pour les nouveaux projets et les augmentations de capacité sur des centrales existantes.

La répartition technologique est nette. Sur les 41 projets actifs sélectionnés via la RRI, 27 sont au gaz et 5 au nucléaire. Seuls trois sont des batteries, tous trois des nouveaux projets Tenaska. Si la RRI a ajouté de la capacité au TC2, cela s’est presque entièrement fait au bénéfice de la production thermique.

PJM a sélectionné 51 des quelque 94 candidatures. Parmi celles-ci, 41 sont encore actives et 10 se sont retirées. Sur les 41 projets actifs, 33 sont des augmentations de capacité et 8 des nouvelles constructions.

Qui sont les développeurs derrière ces projets ?

Les projets batteries sont enregistrés sous des entités à objet spécifique, donc la propriété n’est pas directement divulguée. Modo Energy a identifié les sociétés mères pour 56 des 82 batteries. Les 26 restantes ne sont pas attribuées, par prudence.