Les 6,8 GW de capacité que PJM Interconnection veut acheter en raison de la croissance des centres de données pourraient se révéler nettement moins importants. Dans une note datée du 28 octobre, les analystes de Jefferies écrivent que trois électriciens ont réduit au total de 6,5 GW leurs prévisions de gros consommateurs à court terme, et que la procédure d’achat de secours au titre de la fiabilité pourrait descendre à environ 630 MW une fois que PJM aura recalculé ses besoins. Utility Dive a relayé cette estimation le 3 novembre, avec l’avis du cabinet de conseil ICF sur le dossier révisé de PJM.
Trois électriciens revoient leur charge à la baisse
Il s’agit de PPL Electric, FirstEnergy et AES Ohio, dont les modifications ont été transmises au Load Analysis Subcommittee de PJM ; l’article ne précise pas la répartition des 6,5 GW entre eux. Jeffrey Shields, porte-parole de PJM, a indiqué à Utility Dive que le gestionnaire de réseau prévoit de publier en janvier sa prévision de charge à long terme 2027, une fois les ajustements validés par le sous-comité, et qu’une prévision finale plus basse des gros consommateurs pour 2028/29 pourrait réduire le volume acheté. Une accréditation actualisée des ressources retenues lors de l’enchère de juillet pour 2028/29, ainsi que les contrats bilatéraux entre promoteurs de centres de données et fournisseurs d’électricité, pourraient aussi le faire baisser.
Tout le monde ne lit pas les chiffres de la même manière. Une analyse de Charles River Associates, commandée par PJM comme prévision indépendante des centres de données et examinée par le sous-comité le 2 novembre, conclut que PJM pourrait manquer d’environ 11,5 GW d’ici 2030.
Qui porte les garanties
PJM a déposé la procédure révisée auprès de la FERC le 29 octobre, après que la commission en avait rejeté des éléments essentiels de la première version en septembre, comme le décrivait notre précédent article. La nouvelle version répartit les coûts à partir de données plus récentes sur la croissance des gros consommateurs, modifie la méthode de calcul des garanties et permet à l’obligation et à ses garanties de suivre un gros client qui change de fournisseur.
Maria Scheller, vice-présidente énergie et planification chez ICF, a déclaré à Utility Dive que cela réduit fortement le risque pour les fournisseurs du service par défaut et les fournisseurs de dernier recours, même si un tel fournisseur pourrait encore devoir porter des garanties importantes pendant un certain temps si un gros consommateur démarre en service par défaut. Que l’électricien reste un simple intermédiaire dépend des règles de chaque État en matière de recouvrement rapide des coûts et de garanties clients. Elle s’attend à ce que certains régulateurs d’État doivent adopter de nouvelles règles pour la répartition des coûts, les changements de fournisseur et les gros consommateurs dont la charge diminue, qui font défaut ou qui partent. Selon elle, le risque pour les clients existants baisse mais ne disparaît pas. Le calendrier reste celui du dossier : clôture des offres le 28 mars, fixation des objectifs définitifs le 28 avril et publication des résultats le 10 mai. La FERC ne s’est pas encore prononcée.
Une prévision n’est pas un contrat
Pour qui prévoit une production autour d’un centre de données dans la zone PJM, le signal est clair : les électriciens retirent désormais de la charge de leurs déclarations au lieu d’en ajouter. Un promoteur qui compte sur le marché commun pourrait voir moins de capacité achetée pour son compte que ne le laissait penser le chiffre initial. Celui qui apporte ses propres moteurs ou turbines, ou signe un contrat bilatéral, réduit encore davantage le volume à acheter. L’écart entre 630 MW pour 2028/29 et un déficit de 11,5 GW d’ici 2030 montre à quel point les estimations divergent ; la prévision de janvier tranchera au moins la première. Les types de centrales pour les deux cas figurent sur notre page centrales électriques.
Sources : Utility Dive
