Les projections de demande d’électricité ont été fortement révisées à la hausse, ce qui accroît les risques de planification et de fiabilité du réseau nord-américain. La NERC prévoit désormais 224 gigawatts de puissance de pointe supplémentaires d’ici dix ans, soit 69 % de plus que sa projection publiée l’année précédente. Cette révision pose des enjeux de gouvernance : la décarbonation du chauffage, des transports et de l’industrie et l’expansion numérique se disputent le même réseau sans règle fédérale uniforme et suffisamment claire pour l’attribution des coûts de renforcement liés aux grandes charges.

L’essentiel

  • La NERC prévoit 224 GW de puissance de pointe supplémentaire en Amérique du Nord sur dix ans, les data centers constituant la principale source identifiée de croissance, parmi d’autres facteurs qui contribuent à l’écart avec la projection 2024 (NERC, 2025 Long-Term Reliability Assessment).
  • La régulation fédérale américaine de l’énergie, la FERC, a sommé six opérateurs régionaux de revoir leurs règles de raccordement pour les très grandes charges, et évalue la nécessité de règles plus explicites et adaptées aux très grandes charges.
  • Le mécanisme de tension : les files d’attente de raccordement se remplissent de projets concurrents, parcs solaires, éoliennes, pompes à chaleur industrielles, data centers, même si les files de production sont soumises à des critères de préparation et à des délais fermes.
  • Les bascules positives de la transition énergétique (véhicules électriques, pompes à chaleur, industrie verte) dépendent du même réseau surchargé, ce qui peut affecter leur rythme d’adoption.
  • La question ouverte pour la décennie est de savoir si l’économie numérique et la décarbonation peuvent cohabiter sur le réseau, ou si leur compétition exige une arbitrage politique explicite.

224 GW en dix ans : ce que cache une révision à 69 %

Un gigawatt suffit à alimenter environ 750 000 foyers américains dans des conditions normales. La NERC en prévoit 224 de plus au pic estival d’ici 2035. Pour saisir ce que représente cet écart avec la projection 2024, il faut comprendre comment la NERC construit ses modèles : elle agrège les déclarations de raccordement des opérateurs régionaux, les projections de consommation des États et les plans d’investissement déclarés. Pendant vingt ans, cette méthode donnait des résultats stables. La demande croissait lentement, les marges de fiabilité restaient confortables.

L’essor des data centers accroît l’incertitude et la volatilité des prévisions de charge. Les centres de données de nouvelle génération, ceux qui font tourner les modèles d’intelligence artificielle, consomment entre 100 et 500 mégawatts chacun, autant que des villes moyennes. Leurs promoteurs déposent des demandes de raccordement dans des délais que les opérateurs de réseau n’avaient pas anticipés. Résultat : les files d’attente de raccordement restent très volumineuses et lentes, mais leur volume actif national a diminué en 2024.

L’écart de 69 % entre la projection 2024 et celle de 2025 ne reflète pas une erreur des modèles précédents. Il reflète une augmentation réelle de la demande des opérateurs de data centers et d’autres grandes charges. La révision est un signal de gouvernance autant qu’un signal de demande.

Les files d’attente débordent dans tous les marchés régionaux

Le réseau électrique nord-américain fonctionne en marchés régionaux gérés par des opérateurs indépendants, PJM sur la côte Est, MISO au centre, ERCOT au Texas, CAISO en Californie, entre autres. Chacun gère sa propre file d’attente de raccordement, avec ses propres règles sur qui paie quoi et dans quel délai.

Ces règles ont été conçues pour des producteurs d’électricité, centrales, parcs solaires, éoliennes, cherchant à injecter sur le réseau. Elles n’ont pas été pensées pour des consommateurs massifs cherchant à se connecter à des niveaux de puissance auparavant réservés aux grandes industries. Les data centers font partie d’une catégorie émergente de très grandes charges aux caractéristiques nouvelles, et non d’une catégorie de grandes charges entièrement inexistante auparavant.

Dans le marché PJM, qui couvre treize États de la Pennsylvanie au Illinois, 212 projets actifs du Transition Cycle 1 représentaient environ 14 GW en décembre 2024. Le volume et les projets spéculatifs ont encombré le traitement, ce qui a conduit PJM à adopter des critères de préparation renforcés. Les opérateurs de parcs solaires et éoliens se plaignent que leurs projets patientent des années à côté de demandes spéculatives de data centers qui accaparent la capacité d’étude des services de raccordement.

La FERC a pris acte de ce dysfonctionnement en juin 2026 en sommant six opérateurs régionaux de proposer de nouvelles règles pour l’intégration des très grandes charges. L’injonction demande d’examiner et d’améliorer les processus de demande et d’étude, les règles de financement et les coûts de renforcement du réseau. Parmi les demandes en attente figurent des projets de décarbonation industrielle et d’électrification, qui s’ajoutent à la demande des data centers et augmentent conjointement les besoins en raccordement au réseau.

L’économie numérique et la décarbonation face au même goulot

Tim Lenton, dans ses travaux sur les points de bascule positifs, a cartographié comment certaines technologies, le solaire, les véhicules électriques, les pompes à chaleur, peuvent s’auto-amplifier une fois qu’elles atteignent un seuil d’adoption critique. Les courbes de coût s’effondrent, les comportements changent, les politiques suivent. Son livre Positive Tipping Points documente plusieurs de ces dynamiques en cours depuis 2020.

Ces bascules supposent un réseau électrique capable de les absorber simultanément, ce qui pose des défis de capacité. Un véhicule électrique n’orne qu’une entrée de garage ; il faut du courant pour le charger. Une pompe à chaleur remplace une chaudière à gaz ; elle consomme de l’électricité. Une usine qui électrifie ses fours remplace du gaz ou du charbon ; elle ajoute des mégawatts à la demande. Ces bascules convergent vers le même réseau au même moment que la demande numérique.

La tension est concrète. Dans plusieurs régions, des projets de parcs solaires destinés à alimenter des programmes d’électrification industrielle connaissent des délais de raccordement allongés. Les opérateurs régionaux invoquent la saturation des postes de transformation et des lignes de transport. Pendant ce temps, certains data centers alimentés provisoirement par d’autres sources, en attente de raccordement au réseau, continuent de fonctionner. L’optimisme des bascules systémiques se heurte à l’inertie des infrastructures partagées.

Daron Acemoglu, dans ses travaux sur la technologie et le pouvoir, interroge l’allocation des ressources rares et ses bénéficiaires. Le réseau électrique est une infrastructure publique dont les coûts de renforcement sont en grande partie mutualisés entre les consommateurs via les tarifs régulés. Si les centres de données génèrent une part significative des investissements de renforcement, les tarifs existants peuvent mutualiser une grande part de ces coûts de renforcement, sans que la part effectivement acquittée par les data centers soit établie avec précision, ce qui pose une question de répartition équitable des charges. La FERC tente de corriger cette situation avec son injonction sur les règles de raccordement.

Qui paie le renforcement du réseau : la question que personne n’a tranchée

L’économie du raccordement électrique fonctionne sur un principe simple en théorie : celui qui se connecte paie les coûts qu’il génère sur le réseau. En pratique, ce principe est appliqué de façons très différentes selon les marchés régionaux. Certains opérateurs appliquent le principe de « deep cost allocation » : le nouvel entrant finance intégralement les renforcements qu’il rend nécessaires. D’autres appliquent une mutualisation partielle entre tous les utilisateurs du réseau.

Pour une éolienne de 50 mégawatts, la différence est gérable. Pour un campus de data centers de grande taille, cette différence peut être très importante. Les opérateurs de data centers, notamment ceux des grandes plateformes technologiques, ont la capacité financière d’absorber ces coûts. Plusieurs ont signé des contrats d’achat d’électricité renouvelable à long terme pour financer de nouveaux parcs solaires ou éoliens. Microsoft, Google et Amazon ont annoncé des investissements dans de nouvelles capacités nucléaires civiles pour alimenter leurs centres.

Mais entre l’intention et la connexion physique au réseau, il y a les règles de raccordement et les délais qui en découlent. Un parc solaire peut connaître des délais importants avant d’être physiquement relié au réseau, pendant lesquels la charge qu’il devait alimenter s’approvisionne par d’autres voies. C’est ce décalage temporel, autant que les coûts, qui pose problème.

Les réponses aux ordonnances de juin 2026 sont dues à la FERC en novembre 2026, après le délai initial de 60 jours. Parmi les pistes d’amélioration figurent des mécanismes de préparation et d’engagement financier pour filtrer les demandes spéculatives, ainsi que l’examen d’une éventuelle hiérarchisation selon les objectifs d’infrastructure.

La capacité que le réseau devra absorber entre 2026 et 2036

La projection décennale de la NERC est un document de planification, non une prévision certaine. Les 224 GW correspondent à la prévision de croissance de pointe estivale de la NERC pour 2025-2035. Des corrections sont probables. Mais la pression sur le réseau devrait rester significative dans les années à venir.

Trois trajectoires se dessinent pour la décennie, sans que les données actuelles permettent d’en favoriser une avec certitude.

Dans la première, les règles de raccordement réformées par la FERC parviennent à discipliner les files d’attente, les data centers financent une part significative des renforcements qu’ils génèrent, et les projets de décarbonation progressent en parallèle. Cette trajectoire suppose une exécution réglementaire rapide et une coopération des opérateurs régionaux, deux conditions que l’histoire récente de la régulation américaine du réseau n’autorise pas à tenir pour acquises.

Dans la deuxième, la compétition pour le raccordement ralentit les deux dynamiques simultanément. Les data centers s’alimentent provisoirement via des contrats hors réseau, incluant des générateurs à gaz sur site. Les projets de décarbonation industrielle et de mobilité électrique prennent du retard dans les régions les plus saturées. La bascule positive documentée par Lenton reste réelle mais plus lente, inégale géographiquement, concentrée dans les États où le réseau dispose encore de marges.

Dans la troisième, l’arbitrage devient explicitement politique. Des États ou le Congrès fédéral légifèrent sur la priorité d’accès au réseau, comme la Virginie, l’État qui abrite la plus grande concentration de data centers au monde, a commencé à le faire avec des lois sur la transparence des consommations. Cette politisation peut accélérer les décisions ou les bloquer selon les coalitions en place.

Le signal le plus instructif à suivre d’ici 2027 sera la réponse des six opérateurs régionaux à l’injonction de la FERC : la qualité des mécanismes proposés, leur calendrier d’application, et la réaction des opérateurs de data centers face à des règles plus contraignantes sur le financement des renforcements. Ces réponses indiqueront si le réseau américain peut gérer la double pression ou s’il devra choisir.

Les signaux qui permettraient de sortir de l’impasse

Plusieurs chantiers techniques pourraient desserrer la contrainte sans attendre une réforme réglementaire complète. La gestion active de la demande, qui permet aux data centers de moduler leur consommation selon les signaux de prix en temps réel, est déjà expérimentée dans plusieurs marchés régionaux. Un data center qui accepte de réduire sa consommation de 20 % pendant les pics de chaleur estivaux libère de la capacité pour d’autres usages, c’est un service rendu au réseau, pas une concession.

Le stockage d’énergie à grande échelle, notamment les batteries de grande puissance installées en amont des postes de transformation saturés, peut amortir les pics de demande et différer des investissements de renforcement coûteux. Plusieurs opérateurs régionaux ont commencé à intégrer ces ressources dans leur planification. Les articles publiés sur l’électrification des villes en contexte de chaleur extrême montrent que cette pression sur le réseau est simultanée sur plusieurs fronts : les data centers n’en sont qu’un vecteur parmi d’autres.

La relocalisation géographique des data centers vers des régions disposant de marges de réseau est une autre piste. Le Montana, le Wyoming, les Dakotas disposent de capacités de transport sous-utilisées et d’un potentiel éolien important. Les coûts fonciers et la disponibilité de l’eau pour le refroidissement compliquent cette option, mais plusieurs projets sont en cours dans ces États.

Enfin, la transparence sur les consommations réelles des data centers est une condition préalable à tout arbitrage sérieux. La concentration géographique des métiers de l’IA dans quelques zones métropolitaines crée une pression supplémentaire sur des nœuds de réseau déjà tendus, mais cette pression est difficile à quantifier faute de données publiques sur les consommations par site. La Virginie a légiféré sur ce point en 2024 ; d’autres États examinent des exigences similaires.

La réforme des règles de raccordement est une condition nécessaire, non suffisante. Elle ne résout pas la question de la capacité totale à déployer, ni celle du financement de nouvelles lignes de transport haute tension dont les délais d’autorisation et de construction s’étendent sur une décennie. Partager un réseau sans règles d’accès explicites revient à laisser le premier arrivé définir les conditions pour tous les autres.

Sources

  1. North American Electric Reliability Corporation, 2025 Long-Term Reliability Assessment, octobre 2025. https://prod.nerc.com/globalassets/our-work/assessments/nerc_ltra_2025.pdf
  2. Federal Energy Regulatory Commission, FERC Launches Aggressive Targeted Action to Speed Large Load Integration, juin 2026. https://ferc.gov/news-events/news/ferc-launches-aggressive-targeted-action-speed-large-load-integration
  3. Tim Lenton, Positive Tipping Points: How to Fix the Climate Crisis, Oxford University Press. https://global.oup.com/academic/product/positive-tipping-points-9780198937678
  4. Daron Acemoglu et Simon Johnson, Power and Progress: Our Thousand-Year Struggle Over Technology and Prosperity, PublicAffairs, 2023.
  5. PJM Interconnection, données de file d’attente de raccordement, rapport annuel 2024 (disponible sur pjm.com, section Planning & Interconnection).