PJM: refonte du marché face aux centres de données

Paragraphe d'introduction

PJM Interconnection est passé de discussions auprès des parties prenantes à des propositions ciblées de design du marché après qu'une analyse récente ait signalé une charge incrémentale substantielle provenant de centres de données hyperscale. Seeking Alpha a rapporté le 6 mai 2026 que le personnel de PJM estime que la croissance de la demande liée aux centres de données dans la région pourrait se situer entre 5 GW et 8 GW d'ici 2030, un changement qui modifierait matériellement la dynamique intra-journalière et celle du marché de capacité (Seeking Alpha, 6 mai 2026). L'ampleur des ajouts potentiels a catalysé des propositions visant à modifier la tarification de l'énergie, l'accréditation de capacité et la planification des réseaux de transmission au sein de l'empreinte de 13 États qui dessert environ 65 millions de personnes et inclut le District de Columbia (documents publics de PJM, 2026). Les acteurs du marché — des producteurs marchands aux propriétaires de réseaux de transmission et aux opérateurs cloud tels que les grands hyperscalers — débattent ouvertement de la question de savoir si les signaux prix locaux existants et les constructions de capacité continueront d'assurer l'adéquation des ressources au moindre coût. Cet article examine le contexte, les données, les implications sectorielles et les risques des réformes envisagées par PJM et offre une perspective de Fazen Markets sur ce que les investisseurs institutionnels devraient surveiller.

Contexte

PJM est l'organisme régional de transport (RTO) le plus important des États-Unis en termes de pointe de charge et de nombre de clients. Le territoire du RTO couvre un mélange de centres de charge denses dans le Nord-Est et le Mid-Atlantic et de corridors industriels au Midwest, et historiquement il a équilibré des ressources thermiques partant rapidement à la retraite avec de nouvelles énergies renouvelables et des ressources côté demande sous son Reliability Pricing Model (RPM) — Modèle de tarification de la fiabilité (RPM). Au cours de la dernière décennie, les enchères RPM et les mécanismes d'approvisionnement en capacité incrémentale ont établi des signaux prix prospectifs destinés à préserver la fiabilité via le clearing du marché. Ces structures supposaient une croissance de la charge relativement prévisible et distribuée plutôt qu'une demande concentrée et de type pilotable, portée par des centres de données colocés.

Le processus de gouvernance et de parties prenantes de PJM est conçu pour être délibératif ; les propositions à l'étude interviennent après que des études internes de charge et d'interconnexion ont identifié des projets de centres de données regroupés dans des zones de transmission spécifiques. Ce regroupement est important parce que la congestion localisée et les contraintes de transmission peuvent produire des séparations de prix entre nœuds qui ne sont pas visibles dans les moyennes zonales. Si une part disproportionnée des 5–8 GW cités par Seeking Alpha (6 mai 2026) se matérialise dans des poches contraintes, cela pourrait imposer à la fois des améliorations de transmission hors marché et des achats de ressources localisées pour maintenir la fiabilité.

Le débat reflète des enjeux rencontrés dans d'autres ISO où de fortes charges industrielles flexibles ou de nouvelles flottes de production ont créé des défis opérationnels inattendus. ERCOT et SPP ont déjà fait face à des ajustements de marché et opérationnels après des changements rapides de la composition de la charge ou de la production ; la situation de PJM est distincte en raison de son héritage de marché de capacité et de la combinaison d'expositions aux pointes hivernales et estivales sur l'ensemble de son territoire. Le cadre réglementaire est désormais mis à l'épreuve : faut-il que l'accréditation de capacité et le dispatch du marché de l'énergie internalisent explicitement une charge de centres de données fortement concentrée et potentiellement interrompable.

Analyse approfondie des données

L'article de Seeking Alpha du 6 mai 2026 cite des estimations du personnel de PJM selon lesquelles la demande incrémentale des centres de données dans la région pourrait se situer entre 5 GW et 8 GW d'ici 2030 (Seeking Alpha, 06-mai-2026). Pour replacer cette fourchette dans son contexte, la récente pointe estivale de PJM se situe aux alentours de 160–170 GW (chiffres historiques de pointe de l'U.S. EIA ; rapports publics de PJM), ce qui signifie qu'un ajout de 5–8 GW représenterait environ 3%–5% de la demande régionale de pointe. Ce pourcentage peut sembler modeste en termes absolus, mais la concentration spatiale accentue les défis de planification du système : un regroupement de 1 GW dans une zone contrainte peut créer des prix marginaux locatifs (LMP) et des besoins en capacité sensiblement différents par rapport à une augmentation distribuée de 1 GW.

Les files d'interconnexion existantes de PJM et les études de transmission montrent que de nombreux projets de centres de données cherchent une connexion à des nœuds offrant des facilités foncières et de fibre favorables mais disposant d'une capacité locale pilotable limitée. Les dépôts privés et les demandes publiques d'interconnexion soumises à PJM depuis 2024 montrent un tempo croissant de demandes de charge à haute capacité et à fort facteur de charge — des projets qui, contrairement aux charges industrielles traditionnelles, ne se contentent pas d'augmenter une fois pour rester statiques, mais qui peuvent imposer de fortes charges de base avec des besoins de flexibilité à court terme variables. Le modèle RPM accrédite la capacité sur la base de la disponibilité attendue durant les heures de pointe ; la question de savoir comment créditer ou pénaliser de grandes charges pilotables pour leur contribution ferme en capacité est un nœud technique et politique que les parties prenantes de PJM tentent de dénouer.

Des analyses de tiers et des divulgations de développeurs indiquent que les hyperscalers et les opérateurs de centres de données négocient à la fois des accords bilatéraux de capacité et des améliorations de transmission, ce qui a produit un patchwork d'engagements prospectifs susceptibles d'obscurcir les signaux centralisés du marché. Si une part substantielle des 5–8 GW projetés est soutenue par des contrats bilatéraux et par de la production ou du stockage sur site, la pression nette sur les marchés centralisés de capacité pourrait être réduite ; si en revanche la nouvelle charge repose principalement sur le réseau sans sauvegarde ferme sur site, la formation des prix dans le RPM pourrait devoir augmenter pour inciter l'offre ou déclencher des investissements en transmission.

Implications sectorielles

Les propriétaires d'utilités et les producteurs marchands dans PJM font face à des implications de revenus et de planification distinctes. Pour les services publics intégrés verticalement ou les propriétaires de distribution dans des zones contraintes, l'ajout de gros centres de données accélérera probablement les améliorations de distribution locales et augmentera les charges liées aux pointes. Les entreprises publiques cotées exposées substantiellement aux zones de charge de PJM — par exemple PPL Corporation (PPL) et American Electric Power (AEP) — devront concilier les dépenses en capital pour des améliorations localisées avec le calendrier des dossiers tarifaires et les cadres de récupération réglementaire. Les propriétaires de réseaux de transmission peuvent pousser à une allocation des coûts à l'échelle de la région pour de grandes interconnexions, ce qui peut être