PJM Annule Son Propre Vote Des Deux Tiers

Un vote des deux tiers, annulé en cinq semaines

Le 30 juin 2026, les parties prenantes de PJM ont voté sur la manière de combler un déficit de capacité croissant sur le réseau du Mid-Atlantique. Un plan de Reliability Backstop Procurement soutenu par une coalition, fondé sur l'adhésion volontaire, a obtenu le soutien de plus des deux tiers des membres de PJM pondérés par secteur, tandis que toute proposition visant à délester les centres de données et autres grandes charges en cas de pénurie a été rejetée.

Cinq semaines plus tard, le 27 juillet 2026, la présidente du conseil de PJM, Paula Conboy, a envoyé aux parties prenantes une réponse différente. Dans une lettre de décision clôturant le même processus accéléré (Critical Issue Fast Path), le conseil a écrit qu'il reconnaissait le soutien des deux tiers à la proposition de la coalition et ses plusieurs éléments constructifs, mais a conclu qu'un cadre d'adhésion uniquement volontaire n'offrirait pas de garantie suffisante qu'une capacité égale au déficit à court terme identifié serait effectivement acquise. Le conseil a chargé le personnel de PJM de déposer auprès de la FERC un cadre obligatoire incluant exactement l'outil de délestage que la majorité des parties prenantes venait de rejeter.

Le revirement n'a pas été présenté comme un désaveu du vote. La lettre de Conboy remercie la communauté des parties prenantes pour son engagement considérable et affirme que le conseil a examiné attentivement chaque alternative. Mais sur le plan procédural, la gouvernance de PJM permet au conseil de passer outre un vote à la majorité qualifiée des parties prenantes lorsqu'il juge la fiabilité en jeu, et le 27 juillet, c'est exactement ce qu'il a fait.

Ce que fait vraiment l'Interim Resource Adequacy Service

Le mécanisme déposé par PJM s'appelle Interim Resource Adequacy Service (IRAS), un nouveau nom pour ce que les parties prenantes appelaient Connect and Manage. Selon la synthèse de PJM, toute Large Load - définie comme au moins 50 mégawatts de demande de pointe cumulée sur un même site - peut encore s'interconnecter sans apporter de nouvelle production. Mais si cette charge n'a pas enregistré sa propre nouvelle capacité (BYONC) - un contrat d'approvisionnement retenu et en service - avant le 1er juin 2027, elle devient soumise à une réduction automatique de charge.

L'ordre compte. Le propre schéma des procédures d'urgence de PJM place la nouvelle action IRAS comme le premier levier actionné par le système, avant les réductions de gestion de charge avant urgence, avant le délestage des charges de bâtiments non essentielles, avant chaque étape que PJM utilise actuellement pour protéger les clients résidentiels et commerciaux en cas de pénurie. Un centre de données sans contrat BYONC est désormais premier dans la file, pas dernier.

PJM ne demande pas aux grandes charges d'absorber le coût gratuitement. Les distributeurs électriques doivent mettre en place un tarif de compensation approuvé par la FERC pour la charge réduite, fixé à 50 pour cent du tarif existant du Non-Performance Assessment Interval, approuvé par la FERC le 26 juin 2026. Les Large Load existantes déjà en service avant le 1er juin 2027 ont jusqu'au 1er mars 2027 pour s'enregistrer; quiconque construit une nouvelle capacité fait face à des échéances annuelles de dépôt BYONC au 1er avril et à une vérification avant le 15 avril.

L'ordre de la FERC auquel PJM répond vraiment

Le dépôt de PJM n'est pas né dans le vide. Le 18 juin 2026, la FERC a émis des ordres de justification à tous les gestionnaires de réseau de transport régionaux relevant de sa compétence, exigeant que chacun explique sous 60 jours pourquoi ses tarifs d'interconnexion existants pour les grandes charges sont justes et raisonnables, ou les réécrive, et dépose sous 30 jours un rapport obligatoire de fiabilité sur la manière dont il sécurisera assez de production pour les grandes charges croissantes.

Les ordres de la FERC ont défini les grandes charges de la même manière que PJM l'a finalement fait: 50 mégawatts de demande de pointe interconnectés au-dessus de 69 kilovolts. La préoccupation sous-jacente de la Commission, tirée des rapports de fiabilité de la NERC, est que les centres de données et charges de calcul similaires peuvent faire varier leur consommation de centaines de mégawatts en quelques secondes, une vitesse qui ne laisse essentiellement aucun temps de réaction en temps réel aux gestionnaires de réseau.

PJM constitue désormais la réponse publique la plus concrète à cet ordre parmi les gestionnaires visés. Là où d'autres gestionnaires de réseau rédigent encore leurs réponses, PJM a déjà envoyé à la FERC une conception de registre précise, une date précise de déclenchement du délestage et une formule précise de compensation, un niveau de détail qui met la pression sur des homologues comme MISO et SPP pour qu'ils s'alignent ou expliquent pourquoi ils ne l'ont pas fait.

Pourquoi le calcul de fiabilité a forcé la main du conseil

La lettre du conseil est explicite sur ce qui a changé son calcul. PJM a désormais clôturé deux enchères de résidu de base consécutives en dessous de sa propre exigence de fiabilité, environ 15 gigawatts de production ont été retirés de son périmètre depuis 2022, et les propres projections du gestionnaire de réseau placent la croissance de la nouvelle demande de Large Load jusqu'à 70 gigawatts d'ici 2038 - un écart assez large pour que les comptes rendus sur les résultats de la dernière enchère de capacité de PJM situent le manque identifié à environ 6,8 gigawatts, acquis à un coût record d'environ 16,4 milliards de dollars.

Face à ce calcul, un filet de sécurité uniquement volontaire est apparu au conseil comme un pari que la région ne pouvait pas se permettre de perdre. La lettre du conseil affirme clairement que les nouvelles Large Load qui n'apportent ni ne contractent leur propre nouvel approvisionnement ne devraient pas pouvoir compromettre la fiabilité des clients existants, un langage qui ressemble moins à un compromis entre parties prenantes qu'à un conseil fixant un plancher dans le cadre de sa propre autorité.

Pour tout opérateur planifiant un centre de données en territoire PJM, la lecture pratique est simple: le 1er juin 2027 est désormais une échéance réelle, pas une position de négociation, et l'engagement de capacité le plus sûr est celui qui a déjà remporté une enchère de PJM plutôt que celui encore en négociation dans une feuille de conditions bilatérale.

Le dépôt du 13 août et le miroir européen

Le 13 août 2026, PJM a transformé la lettre décisionnelle du conseil du 27 juillet en un dépôt réel auprès de la Federal Energy Regulatory Commission, demandant à la FERC d'accepter la requête dans un délai de 60 jours, de clore la période de commentaires le 3 septembre 2026 et de faire entrer en vigueur les révisions tarifaires le 12 octobre 2026. Le dépôt maintient le 1er juin 2027 comme date à laquelle commence l'exposition au délestage pour toute Large Load sans contrat BYONC conclu et en service, exactement comme le décrivait la lettre du conseil du 27 juillet. Il ajoute un mécanisme supplémentaire que la lettre du 27 juillet n'avait pas encore chiffré : à partir de l'année de livraison 2029/2030, les mégawatts des nouvelles Large Load qui n'apportent jamais leur propre approvisionnement sont exclus de la courbe Variable Resource Requirement que PJM utilise pour calculer combien de capacité la région doit acheter aux enchères, si bien qu'un centre de données qui se dispense du BYONC ne risque pas seulement un délestage à partir de 2027, il cesse aussi de compter dans la demande sur laquelle PJM fonde sa planification de capacité.

Le dépôt de PJM offre désormais aux opérateurs de réseau et régulateurs européens et britanniques un modèle concret à étudier, adopter ou rejeter explicitement, au moment même où ils traversent la même crise de files d'attente d'interconnexion. Servola a déjà couvert le diagnostic de l'ENTSO-E et de la Commission européenne selon lequel les investissements de réseau européens doivent presque doubler jusqu'à environ 100 milliards d'euros, et selon lequel les exigences de raccordement au réseau pour les centres de données se durcissent avant l'entrée en vigueur du Cloud and AI Development Act de l'UE, si bien qu'il ne s'agit pas d'une curiosité américaine tombée dans le vide. Les mécanismes diffèrent d'une manière qui mérite d'être nommée clairement. PJM procède au délestage après le raccordement, via un ordre de répartition d'urgence lié à un registre public et à une obligation de génération équivalente pour les distributeurs. L'approche émergente de l'Europe, construite jusqu'à présent à partir de déclarations d'intention entre associations et d'improvisations nationales telles que l'exigence irlandaise selon laquelle les nouveaux centres de données doivent couvrir leur propre demande sur site avant que son régulateur ne rouvre une file gelée, agit surtout avant le raccordement, via des exigences techniques et de génération minimales qu'un projet doit satisfaire pour seulement obtenir un accord de raccordement. L'un est une condition pour rester raccordé, l'autre une condition pour être raccordé en premier lieu, et un opérateur qui planifie sur les deux marchés doit satisfaire les deux logiques, pas seulement une.

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