Le processus des parties prenantes avait tranché en juin, le conseil a rouvert

Le 30 juin, les parties prenantes de PJM ont soutenu un plan d'achat de capacité nouvelle pour les centres de données et rejeté l'option de les couper en période de pénurie. Quatre semaines plus tard, le PJM Board of Managers a émis une lettre de décision datée du 27 juillet ordonnant au gestionnaire de déposer les deux mesures auprès de la Federal Energy Regulatory Commission: une Reliability Backstop Procurement et un Interim Resource Adequacy Service qui coupe les grandes charges.

Une proposition du CIFP disposait du soutien d'une supermajorité des parties prenantes et le conseil l'a jugée insuffisante. Cette séquence est ce qu'il faut retenir. Qui lit un vote des parties prenantes comme un signal avancé de politique de réseau vient d'en voir un produire un faux négatif plein d'assurance, quatre semaines avant que l'inverse n'arrive à la FERC.

Les chiffres derrière le revirement ne sont pas subtils. PJM prévoit environ 70 gigawatts de nouvelle grande charge d'ici 2038 contre quelque 15 gigawatts de production retirée depuis 2022, sur un périmètre desservant 67 millions de clients. Joseph Bowring, de Monitoring Analytics, chiffre à 29,4 milliards de dollars le coût ajouté par les charges de centres de données sur les quatre dernières enchères. Un conseil devant cette arithmétique n'allait pas laisser la coupure de côté bien longtemps.

Le seuil agrège, donc un campus est une seule charge

Une grande charge est définie comme un client final dont la pointe atteint 50 mégawatts ou plus en un seul point de raccordement, ou en plusieurs points de raccordement dans un rayon d'un mille. La clause du mille est toute la conception. Elle ferme la voie de contournement évidente, qui consiste à bâtir le même campus en plusieurs halls comptés séparément et à maintenir chacun sous le seuil.

Trois halls de 20 mégawatts dans un mille forment une grande charge de 60 mégawatts. Il en va de même d'une tranche de 35 mégawatts et de sa phase deux de 20 mégawatts, dès que celle-ci est mise sous tension. Un plan de site dessiné pour garder chaque raccordement modeste ne produit pas trois petits clients; il produit un grand client enregistré, et l'enregistrement est obligatoire.

Le registre lui-même se lit mieux comme une obligation de transparence que comme un formulaire. Il consigne l'emplacement de chaque site, sa rampe de puissance, sa production de secours et son type de combustible, sa capacité éligible et toute allocation reçue de l'achat de secours. Les charges déjà en service avant le 1er juin 2027 doivent s'enregistrer avant le 1er mars 2027. Un exploitant qui n'a jamais eu à déclarer sa courbe de rampe à un régulateur va la déclarer, et ce chiffre est plus difficile à corriger ensuite qu'à fixer maintenant.

Une seconde enchère au prix que la première n'avait pas le droit de payer

L'enchère de capacité de base pour 2028/2029 s'est conclue le 14 juillet à 325 dollars par mégawatt et par jour, exactement le plafond approuvé par la FERC, et s'est arrêtée 6 831 mégawatts trop bas. PJM avait alors publié que, sans le corridor de prix, l'enchère se serait conclue près de 555 dollars sur l'ensemble du périmètre.

L'achat de secours désormais ordonné par le conseil vise 6 831 mégawatts avec une disposition maximale à payer de 555 dollars par mégawatt et par jour en capacité non forcée. Les deux chiffres sont la production de l'enchère elle-même. Le marché plafonné n'a pas échoué à découvrir un prix; il en a découvert un et n'a pas eu le droit de le payer, et le conseil a bâti un second lieu où il le peut. L'appariement bilatéral court en août, la fenêtre centrale d'offres ouvre le 30 septembre et ferme le 21 octobre, l'évaluation va jusqu'au 2 décembre, et les engagements peuvent atteindre quinze ans.

Y voir un sauvetage manque ce qu'il concède. Un plafond qui mord est une règle de rationnement et non un prix, et la bonne réponse à un plafond qui mord est de le déplacer ou de bâtir un canal à côté. PJM a choisi le canal, gardé le corridor dans l'enchère de base et réparti le coût du secours sur les fournisseurs selon la même méthode. Tout le système paie la ressource; seules les nouvelles grandes charges portent l'interruption.

Ce qui couvre 2028, c'est la coupure

Voici l'arithmétique que personne n'a assemblée. Le déficit à résoudre se situe dans l'année de livraison 2028/2029. Les ressources achetées pour le résoudre ne doivent être en service qu'au 1er juin 2032. Cela fait quatre années de livraison entre le trou et l'acier acheté pour le combler.

Quelque chose doit porter de 2028/29 à 2031/32, et le seul instrument du paquet qui existe ces années-là est la coupure. L'Interim Resource Adequacy Service n'est donc pas un secours du secours. C'est le produit de capacité de la période intermédiaire, habillé en garde-fou de fiabilité. Les grandes charges sont en outre retirées de fait de la demande d'enchère à partir de l'année de livraison 2029/2030, ce que Jefferies veut dire en affirmant que le changement devrait baisser les prix de capacité avec le temps: la courbe de demande rétrécit parce qu'une partie de la demande a été reclassée comme interruptible.

Julia Hoos, d'Aurora Energy Research, a décrit le paquet comme un effort pour boucher le trou puis renvoyer aux grandes charges la responsabilité d'acheter de la production nouvelle. C'est une lecture juste du mécanisme, et c'est aussi pourquoi le 1er juin 2027 compte plus que 2032. Apportez votre propre capacité d'ici là et vous êtes une charge ferme. Manquez la date et vous êtes la marge de réserve.

C'est désormais une question de contrat, pas de file d'attente

La version européenne de cette contrainte a eu la forme d'une file. La réforme britannique des raccordements, le moratoire de Dublin, les cartes néerlandaises de congestion: la question était de savoir si l'on pouvait se raccorder, et la réponse était une date. PJM pose une autre question. On se raccorde, puis la charge devient conditionnelle.

Cela déplace l'exposition du modèle de choix de site vers le contrat. Un contrat de colocation promet une disponibilité adossée à l'alimentation du site, et cette alimentation, à partir de 50 mégawatts, est désormais interruptible sauf capacité sécurisée ou allocation obtenue du secours. Les préavis dans les programmes comparables d'effacement vont d'environ trente minutes à quelques jours, et les clients coupés sont indemnisés, si bien que la question commerciale n'est pas de savoir si l'on est exposé mais ce que vaut l'indemnité face à son propre coût d'arrêt.

Trois points appartiennent au prochain contrat signé sur n'importe quel marché de capacité, pas seulement celui-ci. Demandez si votre site s'agrège avec autre chose que votre bailleur exploite dans un mille. Demandez qui détient la capacité éligible ou l'allocation de secours qui vous tient hors de l'ordre de coupure, et faites-la nommer. Et fixez vos conditions de coupure en heures par an avec un préavis déclaré, car une promesse d'indemnité sans plafond horaire n'est pas un niveau de service. En France, l'industrie connaît de longue date les contrats d'interruptibilité avec RTE, ce qui rend la négociation plus simple et l'attente de prix plus réaliste.

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