Exelon, la société holding de six services publics américains, compte posséder à nouveau des centrales électriques régulées d'ici cinq ans. Un dirigeant de l'entreprise l'a déclaré dans un entretien publié par le magazine POWER le 21 octobre. Exelon s'était séparée de sa production lors de la scission de 2022 avec Constellation Energy et ne détient aujourd'hui que des activités de transport et de distribution : ComEd, PECO, BGE, Pepco, Delmarva Power et Atlantic City Electric, qui desservent environ 10,9 millions de clients en électricité et en gaz, tous situés dans le réseau PJM.
La file d'attente derrière le compteur
La raison en est la charge. Exelon comptait 18 GW de demande de centres de données à forte probabilité à la fin de 2025. Après l'instauration d'accords de sécurité pour le transport, ce chiffre est tombé à environ 11 GW au deuxième trimestre 2026, soit environ 9 GW sur le territoire de ComEd et 2 GW dans la région Mid-Atlantic. Encore 25 GW sont à l'étude ou en attente d'une étude. Pour mettre cela en perspective, POWER rappelle que le pic historique de ComEd, atteint en 2011, était de 23 753 MW ; le dirigeant a précisé que la charge à forte probabilité et le pipeline réunis dépasseraient le double de ce pic.
Dans le cadre d'un tel accord, le client dispose de 30 jours pour signer, paie pendant dix ans les coûts de transport liés à la charge demandée et fournit une garantie. Exelon affirme que cela vise à protéger les autres clients du réseau si un projet n'est jamais réalisé, et que la baisse de 18 à 11 GW est intervenue une fois le filtrage mis en place.
Pourquoi le marché de capacité est critiqué
Le dirigeant estime que les enchères de capacité de PJM envoient un signal de prix une année à la fois, trois ans à l'avance, alors qu'une centrale met cinq à sept ans, voire davantage, à être construite. Le calcul d'Exelon, tel que le rapporte POWER, est que les clients de PJM ont payé 32 milliards de dollars au titre des prix de capacité sur deux enchères et ont reçu 1,2 GW de production en moins. L'enchère 2028/2029 a été conclue à 6 831 MW en dessous de l'exigence de fiabilité de PJM. La FERC a accepté le 29 septembre la procédure d'achat de secours pour la fiabilité de PJM, mais l'a suspendue jusqu'au 28 février 2027, puis a rejeté le 9 octobre le service intérimaire d'adéquation des ressources de PJM. Le dirigeant considère ce mécanisme de secours comme un moyen d'empêcher que la situation ne se dégrade, et non comme une solution.
Exelon souhaite des lois d'État permettant aux services publics régulés de proposer, de construire et de posséder des moyens de production, sous réserve de l'approbation de l'État. Une proposition concrète est une batterie de 500 MW détenue par un service public dans le sud du New Jersey. L'entretien ne précise pas quelle technologie de production Exelon choisirait pour ses propres centrales.
Ce qu'en retient un planificateur
Pour toute personne qui conçoit ou achète des équipements de centrale, l'essentiel tient au décalage de calendrier : un projet qui demande cinq à sept ans est planifié face à un marché qui fixe ses prix une année à la fois. Si les États ouvrent effectivement la porte aux centrales détenues par des services publics, les commandes de moteurs, de turbines et des équipements qui les entourent viendraient d'un acheteur au profil de risque différent de celui d'un promoteur privé. C'est une possibilité, pas une prévision, et l'entretien ne l'affirme pas.
Le même réseau est à l'origine d'autres sujets récents : l'étude PJM sur un campus de 10 GW alimenté au gaz dans l'Ohio et l'accord d'approvisionnement de 1 100 MW de NiSource dans l'Indiana. Sur la façon dont les moyens de production alimentent les centres de données, voir notre page dédiée.
Sources : POWER Magazine
