Le vote et ce qu'il a tranché
Le 30 juin 2026, le Members Committee de PJM a approuvé un ensemble pour un achat de réserve de fiabilité et a rejeté toutes les options connect-and-manage qui auraient permis au gestionnaire de réseau d'effacer les grandes charges les années de capacité insuffisante. C'est le choix décisif. Face à un déficit prévu largement porté par les centres de données, les membres de PJM ont choisi d'acheter de la nouvelle offre plutôt que de couper la demande. Le conseil transformera désormais l'approbation en dépôts auprès de la FERC au titre de la Section 205 en juillet.
Le mécanisme est une enchère unique en deux phases. Dans la Phase I, de septembre 2026 à mars 2027, les centres de données et les fournisseurs de charge peuvent négocier des contrats de capacité bilatéraux directement avec de nouveaux projets d'offre. Après mars 2027, PJM mène un achat central pour acquérir la capacité encore nécessaire. L'objectif initial était de 14,9 gigawatts de nouvelles ressources en service d'ici mi-2031 ; le processus révisé pointe vers environ 9 gigawatts, le coût moyen de l'achat étant plafonné à 555 dollars par MW-jour.
Pourquoi les propriétaires de grandes charges doivent lire ceci attentivement
Le sous-texte du vote compte davantage que le chiffre en mégawatts. En rejetant connect-and-manage, les membres de PJM ont refusé de faire des grandes charges l'amortisseur du stress du réseau. Dans l'alternative perdante, un centre de données aurait pu recevoir l'ordre de s'éteindre lorsque le système était tendu. Le chemin gagnant engage plutôt la région à construire ou acheter de l'offre ferme afin que ces charges restent alimentées. Pour une entreprise dont l'économie dépend de la disponibilité, c'est un signal important sur la manière dont le plus grand réseau américain entend vous traiter.
Cela avance aussi une négociation. La Phase I permet aux grandes charges de conclure des contrats directs avec de nouveaux projets avant l'enchère centrale, et une analyse note que les centres de données sont bien placés pour sécuriser tôt l'offre disponible de gaz et de batteries, à des prix favorables, avant que le reste ne parte à l'enchère concurrentielle. L'avantage revient à qui est prêt à contracter à l'automne 2026. Arriver tard à la table est un coût.
Qui finit par payer
Quelqu'un finance cette nouvelle offre, et la conception vise la charge. Selon le plan, les fournisseurs de charge facturent l'achat aux grandes charges, ce qui maintient l'intention que la demande qui crée le besoin en porte aussi le coût. Mais la portée est plus longue qu'une seule enchère. Parce que les contrats de réserve peuvent durer jusqu'à 15 ans, une analyse du programme avertit que les prix conclus aujourd'hui pourraient rester intégrés dans les factures des clients jusqu'au milieu des années 2040, et que l'offre disponible limitée donne aux développeurs un pouvoir de prix qui peut gonfler les offres.
La lecture honnête est que ce programme a peu de chances de faire baisser les prix de l'énergie ou de la capacité ; c'est un instrument de fiabilité, pas une remise. Quiconque modélise le coût total d'une grande charge dans PJM devrait supposer que la réserve ajoute une ligne durable à la facture, pas une temporaire.
Le modèle que cela installe
PJM est le plus grand gestionnaire de réseau des États-Unis et la première ligne de la demande portée par les centres de données, avec une nouvelle croissance des grandes charges prévue à 55 gigawatts d'ici 2030 et 100 gigawatts d'ici 2037. La manière dont il résout la collision entre croissance de la charge et offre devient un modèle que d'autres régions étudient. Le choix fait le 30 juin a été de garantir l'offre et de lui donner un prix, plutôt que de rationner la demande.
Deux choses décident maintenant de la manière dont cela retombe sur vous. D'abord, si les dépôts auprès de la FERC ce mois-ci préservent la structure de coûts à la charge du consommateur de charge ou en reportent une partie sur les abonnés tarifaires, ce qui attirera l'examen. Ensuite, combien d'offre ferme apparaît réellement avec un plafond de 555 dollars par MW-jour lorsque les développeurs détiennent un pouvoir de prix. La région s'est engagée à maintenir les grandes charges alimentées. Ce que cet engagement coûte, et qui le porte, est le chiffre à suivre tout l'été.
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