Qui paie le réseau dont les centres de données ont besoin ?

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Dernière mise à jour : 25 octobre 2026 · 23 min de lecture

En 2024, la Northern Virginia Electric Cooperative, connue sous le nom de NOVEC, comptait environ 180 000 compteurs et une liste de clients peu ordinaire. Sur les douze mois s’achevant en septembre 2024, les centres de données avaient consommé 64 % de l’énergie qu’elle avait livrée. En 2026, NOVEC a fait savoir à la Commission fédérale de régulation de l’énergie (FERC), qui encadre les marchés de gros de l’électricité aux États-Unis, qu’une règle en projet pourrait l’obliger à déposer environ 1,95 milliard de dollars de garanties, soit davantage que la valeur de tout ce qu’elle possède. Elle n’était même pas certaine de pouvoir réunir 2 milliards de dollars.

Cette règle accompagnait un achat d’urgence. PJM Interconnection, qui gère le réseau et les marchés de gros de l’électricité pour plus de 67 millions de personnes dans 13 États et le district de Columbia, n’avait pas obtenu assez de capacité lors de son enchère ordinaire pour 2028-2029. Il prévoyait un achat « de dernier recours » d’environ 6,8 GW de capacité nouvelle, assorti d’engagements sur 15 ans. Les distributeurs qui alimentent les ménages et les entreprises en supporteraient le coût, et chacun déposerait 1,5 million de dollars de garanties pour chaque mégawatt qui lui serait attribué, de quoi couvrir environ la moitié de la valeur des engagements. Si l’un d’eux ne payait pas, sa part impayée serait répartie entre tous les autres. La part de chaque distributeur serait fixée d’après un instantané unique de la demande prévue. Amazon, qui exploite lui-même des centres de données, a fait valoir devant la FERC qu’un tel instantané était incompatible avec la causalité des coûts, le principe selon lequel celui qui cause un coût doit le payer.

Le 29 septembre, la FERC a accepté le dispositif, puis l’a suspendu jusqu’au 28 février 2027, estimant que la répartition des coûts, les règles de sortie applicables aux propriétaires de réseaux de transport et les garanties exigées des acheteurs pourraient être injustes et déraisonnables. Sa présidente, Laura Swett, a écrit : « Cette commission ne se laissera pas contraindre à accepter un mécanisme d’achat de dernière minute, profondément défaillant, aux conséquences chiffrées en milliards de dollars pour les consommateurs. »

L’impasse de NOVEC condense deux questions auxquelles les régulateurs, de la Virginie à Dublin et à Londres, tentaient de répondre à l’automne 2026. Lorsque des centres de données se raccordent à un réseau, par quelles voies leurs coûts atteignent-ils la facture de tous les autres ? Et lorsque la demande pour laquelle on a planifié arrive en retard, moins forte que prévu ou pas du tout, qui a déjà payé ? Les réponses passent par une enchère dont peu de consommateurs ont entendu parler, par des prévisions construites en partie à partir des demandes des centres de données, et par des règles encore en cours de rédaction fin octobre 2026. Dans le monde, la consommation d’électricité des centres de données a augmenté de 17 % en 2025, et celle des centres consacrés à l’IA de 50 %. Les données régionales, elles, comptent tous les centres de données, quoi que fassent tourner leurs serveurs.

Acheter de la capacité pour une demande qui n’est pas encore là

Dans la zone de PJM, un distributeur doit démontrer qu’une offre suffisante couvre la demande de ses clients. Il peut posséder des centrales, acheter de la capacité à d’autres par contrat de gré à gré, ou l’acheter sur le marché de capacité de PJM, en place depuis 2007. Le marché de capacité n’achète pas d’électricité. Selon la description qu’en donne PJM, il paie « la promesse de produire de l’électricité lorsqu’on y fait appel ».

L’enchère repose sur une prévision. Les distributeurs indiquent à PJM la quantité d’électricité dont ils pensent que leurs clients auront besoin, et PJM convertit la pointe prévue en une exigence de fiabilité, augmentée d’une réserve. Cette exigence sert d’ancrage à une courbe de demande, qui fixe la quantité de capacité achetée à chaque niveau de prix ; le résultat peut donc tomber au-dessus ou en dessous de la cible. L’enchère retient d’abord les offres les moins chères, puis remonte. Lorsqu’elle s’arrête, chaque vendeur retenu dans une zone reçoit le prix d’équilibre de cette zone, fixé par la dernière offre nécessaire ; là où les lignes de transport limitent les importations, une zone peut s’équilibrer à un prix plus élevé que le reste. Le marché est conçu pour acheter trois ans avant l’année de livraison, mais les enchères récentes se sont tenues selon un calendrier resserré : celle de juillet 2024 n’a eu lieu qu’environ un an à l’avance.

Mégawatts, mégawattheures et un prix par jour

Le mégawatt mesure un débit : la puissance qu'une centrale peut fournir à un instant donné. Le mégawattheure mesure l'énergie, la quantité réellement consommée dans la durée, et les factures des ménages la comptent en millièmes, en kilowattheures. Une enchère de capacité achète des mégawatts et en fixe le prix par mégawatt et par jour. À 325 dollars par MW-jour, la promesse d'un mégawatt pendant un an coûte environ 118 600 dollars (simple calcul : 325 fois 365). PJM compte chaque centrale selon sa capacité accréditée, dite UCAP, c'est-à-dire la quantité que le gestionnaire du réseau lui reconnaît, et non selon l'ICAP, le total que la centrale pourrait produire. Une centrale retenue par l'enchère est payée pour être disponible, puis payée une seconde fois, séparément, pour toute l'énergie qu'elle produit. Les consommateurs acquittent la charge de capacité répartie sur l'énergie qu'ils consomment. Le contrôleur du marché de PJM évalue le coût de la capacité à 19,61 dollars par mégawattheure d'électricité de gros au premier semestre 2026, contre 6,39 dollars un an plus tôt.

C’est le prix unique qui donne sa force à la prévision. Ajoutez quelques milliers de mégawatts de demande attendue, et l’enchère doit puiser plus haut dans la pile des offres, parmi des offres plus chères ; le prix plus élevé est alors payé sur chaque mégawatt retenu, y compris l’immense majorité qui l’aurait été de toute façon. La demande n’a pas besoin d’exister déjà. Il lui suffit de figurer dans la prévision. Pour l’enchère 2028-2029, tenue en juillet 2026, la prévision de PJM comprenait 21 470 MW de charge liée aux centres de données, selon le décompte du contrôleur du marché, dont 16 436 MW de croissance prévue que devaient apporter les centres de données nouveaux ou en expansion.

L’enchère pour 2024-2025 s’était conclue à 28,92 dollars par mégawatt et par jour. La suivante, tenue en juillet 2024 pour 2025-2026, s’est établie à 269,92 dollars sur une grande partie de la région. PJM a attribué ce bond principalement à un grand nombre de fermetures de centrales, conjugué à la hausse de la demande et à des réformes du marché approuvées par la FERC, dont de nouvelles règles sur la part de chaque centrale prise en compte. Le défenseur des consommateurs du Maryland a cité les trois mêmes causes et placé en tête la demande, « tirée en grande partie par les centres de données ». Les trois enchères suivantes se sont toutes conclues au prix plafond approuvé par les régulateurs : 329,17, 333,44 et 325 dollars.

Les deux dernières, pour 2027-2028 et 2028-2029, ont toutes deux laissé l’ensemble de la région en deçà de son exigence de fiabilité, la seconde de 6 831 MW. Selon PJM, cela ne signifie pas nécessairement qu’il sera incapable de desservir ses clients de manière fiable ; cela signifie des réserves plus minces et davantage de risque, avec une marge de réserve encore attendue à 14,7 % pour 2028-2029. L’offre proposée lors de cette enchère a augmenté de 3 447 MW et la pointe prévue d’environ 2 000 MW, mais seuls 525 MW de la capacité retenue provenaient de centrales nouvelles ou de modernisations de centrales existantes. « Ces résultats d’enchère montrent que la demande d’électricité continue de croître plus vite que l’offre d’électricité », a déclaré David Mills, directeur général de PJM.

Plus de demande ne signifie pas toujours des prix plus élevés. Une grande partie de ce que coûte un système électrique est fixe : centrales, poteaux et câbles qu’il faut payer quelle que soit la quantité d’électricité qui y circule. Répartis sur davantage de ventes, ces coûts baissent par kilowattheure. Cela vaut dans un système doté de capacités excédentaires. Dans un système tendu, note l’Agence internationale de l’énergie, une charge nouvelle peut imposer de nouveaux investissements et faire monter les prix. En juillet 2026, PJM était un système tendu.

De l’enchère à une facture de Baltimore

PJM gère le marché de gros. Il n’envoie de facture à aucun ménage. Dans le Maryland, PJM facture la capacité aux fournisseurs de détail et aux distributeurs qui assurent le « service d’offre standard », l’approvisionnement par défaut des clients qui n’ont pas choisi de fournisseur, et ceux-ci répercutent le coût dans le tarif de fourniture. Pour amortir les variations de prix, les distributeurs achètent l’électricité de l’offre standard lors de quatre enchères supervisées par l’État et étalées sur deux ans, chacune couvrant un quart des besoins.

Suivons l’enchère de juillet 2024 jusqu’au bout. Elle a fixé le prix de la capacité pour l’année de livraison commencée le 1er juin 2025 et, dans la zone de BGE, le distributeur de Baltimore, où les limites du réseau de transport restreignent les importations, elle s’est établie à 466,35 dollars. L’Office of People’s Counsel du Maryland, le défenseur des consommateurs de l’État, a estimé que le ménage moyen desservi par BGE paierait environ 16 dollars de plus par mois pendant au moins un an, et le ménage moyen desservi par Pepco environ 14 dollars. En 2023, avant cette enchère, la capacité représentait 8 % des coûts de l’électricité de gros, selon le décompte du défenseur. Après elle, cette part atteignait environ 27 %.

Les coûts de capacité ont fait monter les coûts de gros moyens dans l’ensemble de la zone de PJM en 2025, et les prix de détail du Maryland ont augmenté cette année-là, en partie pour la même raison. L’échelonnement des achats et l’allongement des contrats modifient le moment où une hausse atteint les ménages ; l’ampleur de ce qui leur parvient, et à quel moment, dépend des contrats d’achat, des tarifs de détail et des régulateurs des États. Que la couverture réduise aussi le total est contesté.

La capacité est une voie qui mène d’un centre de données à la facture de quelqu’un d’autre. Les réseaux en sont une autre. Selon le défenseur des consommateurs du Maryland, les coûts de transport dans l’État sont tirés par de grands projets d’extension construits principalement pour la croissance des centres de données hors du Maryland, des projets qui, a-t-il soutenu, imposent des coûts injustes aux consommateurs du Maryland. Le transport est financé par des tarifs réglementés, et ces tarifs incluent une rémunération du capital investi.

Les deux voies fonctionnent différemment, et elles appellent des remèdes différents. La capacité passe par un prix de marché commun. Lorsqu’un gros acheteur nouveau entre sur un marché tendu, le prix de l’enchère augmente pour tous les acheteurs qui y sont exposés, même si le nouveau venu paie jusqu’au dernier centime de sa propre facture. Les réseaux passent par des coûts imputés : lignes, postes électriques et centrales construits pour desservir des clients précis et recouvrés au fil de procédures tarifaires, où un régulateur décide qui les supporte. L’organe d’audit du Parlement de Virginie a décrit exactement ces deux voies en décembre 2024. Les centres de données, constatait-il, « paient actuellement l’intégralité du coût du service qui leur est fourni », mais leur demande « augmentera probablement les coûts du système pour tous les clients ».

Ce que dit l’estimation du contrôleur, et ce qu’elle ne dit pas

Quelle part de la hausse des prix de PJM revient aux centres de données ? Une réponse vient de Monitoring Analytics, le contrôleur indépendant qui surveille les marchés de PJM. Sa méthode est contrefactuelle. Il prend chaque enchère telle qu’elle s’est réellement conclue, recalcule le résultat comme si la charge des centres de données n’avait pas figuré dans la prévision, puis compare les recettes. Sur cette base, il estime que la charge existante et prévue des centres de données a pesé pour 6,3 milliards de dollars dans les 16,4 milliards de charges de capacité de 2028-2029, et pour 29,4 milliards de dollars sur les quatre enchères de 2025-2026 à 2028-2029. Il voit dans la croissance des centres de données, réelle et prévue, la raison principale de la tension du marché et des prix élevés, et juge l’exactitude des prévisions « très contestable ».

Pour les trois enchères de 2025-2026 à 2027-2028, le contrôleur a aussi distingué la charge des centres de données qui existait au moment où chaque prévision a été établie des ajouts projetés par la prévision, y compris l’expansion de sites existants. Sur les 23,1 milliards de dollars qu’il a attribués à la charge des centres de données dans ces enchères, 21,3 milliards provenaient des seuls ajouts projetés. Lors de l’enchère 2027-2028, retirer toute la charge des centres de données aurait réduit les recettes de 6,50 milliards de dollars, et retirer seulement les ajouts projetés, de 6,24 milliards. D’après les chiffres du contrôleur, l’essentiel de l’effet venait d’une demande qui n’était encore qu’une projection.

Le contrôleur assortit ces chiffres de ses propres mises en garde. Ce sont des estimations qui dépendent d’hypothèses, les scénarios ne peuvent pas simplement s’additionner, et en 2027-2028, le prix plancher de l’enchère a réduit l’écart entre eux. La valeur de l’enchère n’est pas non plus ce que paient les consommateurs. PJM affirme que la demande couverte par les propres centrales des distributeurs ou par des contrats bilatéraux n’est pas exposée au prix de l’enchère. Le contrôleur le conteste : « Les couvertures ne peuvent jamais battre le marché dans la durée, car chaque couverture a un acheteur et un vendeur. »

Joe Bowring, président du contrôleur, a énoncé la conséquence sans détour en juillet 2026. « Ce n’est pas quelque chose que les centres de données paient réellement eux-mêmes », a-t-il dit. « C’est un coût imposé à tous les clients de la zone de PJM. » Les centres de données paient leurs propres factures d’électricité. L’argument de Bowring porte sur le prix d’équilibre plus élevé et sur ce qu’il coûte à tous les autres, dont l’exposition dépend de la manière dont leur électricité est achetée.

Les centres de données ne sont pas la seule cause avancée. Le propre bilan de PJM sur le bond de 2024 plaçait les fermetures de centrales en tête, et NOVEC a soutenu devant la FERC que la répartition des coûts de l’achat de dernier recours ignorait des causes structurelles du déficit autres que la croissance de la charge, comme les fermetures de centrales dues aux politiques des États.

Le prix plafond change le calcul à partir de là. Une fois que le prix de l’enchère atteint le plafond, une tension supplémentaire ne peut plus le faire monter et se traduit plutôt par un déficit de capacité par rapport à l’objectif de fiabilité, même si d’autres coûts de l’électricité peuvent encore augmenter. Le plafond ralentit aussi le soulagement : de petites baisses de la demande peuvent laisser le prix au plafond. Dans une lettre du 1er septembre 2026, Mills a écrit au People’s Counsel du Maryland qu’une réduction substantielle de la charge serait nécessaire pour que l’enchère de décembre se conclue sous le plafond, si bien que les modifications de prévision réclamées par le défenseur des consommateurs « n’auront pas d’incidence sur les factures des consommateurs ».

Qui répond d’une prévision

La prévision commence par des demandes. En octobre 2024, NOVEC a demandé à PJM d’ajouter à sa prévision de charge de 2025 un ajustement pour la croissance des centres de données sur son territoire, et d’autres distributeurs ont soumis des demandes semblables. PJM a depuis resserré le filtre. Pour sa prévision de janvier 2026, les années proches exigent des engagements « fermes », comme des obligations de service signées ou des engagements de construction, tandis que les projets plus lointains sont traités comme « non fermes » et décotés, c’est-à-dire comptés pour moins que leur taille réelle. Les ajustements à court terme pour les grandes charges ont ainsi baissé par rapport à la prévision de 2025.

Les demandes brutes montrent pourquoi un filtre est nécessaire. En octobre 2025, le People’s Counsel du Maryland a calculé que les demandes des distributeurs doubleraient à peu près la croissance des centres de données déjà prise en compte dans la planification, pour la porter à environ 60 GW d’ici 2030. La pointe de demande totale du Maryland, construite en un siècle, est d’environ 12 GW. « Il y a de très forts indices que les demandes visant à ajouter davantage de centres de données à la prévision sont démesurément surestimées », a déclaré David Lapp, à la tête de l’Office of People’s Counsel, dont les services ont comparé ces demandes à la ruée vers les terres de l’Oklahoma en 1889. Il s’agissait de demandes, pas de la prévision adoptée par PJM.

Plusieurs forces poussent les prévisions à la hausse. La charge de pointe d’un centre de données reste incertaine même après son ouverture, note l’AIE, parce que les serveurs sont installés progressivement et que les promoteurs réservent souvent un raccordement au réseau plus important que ce dont ils ont besoin au départ. Des juristes de l’Electricity Law Initiative de Harvard soutiennent que les distributeurs ont intérêt à annoncer une croissance optimiste, qui promet des dépenses d’investissement et des profits futurs, et que leur réticence à divulguer le détail des projets peut conduire plusieurs distributeurs à compter un même projet. En octobre 2026, le département de l’Énergie américain a indiqué à la FERC que sans un suivi de la mise en service effective de chaque projet, PJM ne pouvait pas rapprocher ses prévisions de manière fiable ni éviter les doubles comptages.

Le Royaume-Uni montre le même phénomène sous un autre angle. Ses offres de raccordement de demande sous contrat sont passées de 41 GW à 125 GW entre novembre 2024 et juin 2025, plus qu’un triplement en moins d’un an. L’Ofgem, le régulateur de l’énergie, craint qu’un nombre important de ces projets ne voient jamais le jour, « créant des signaux trompeurs sur les besoins futurs d’investissement dans les réseaux ».

Toute surestimation qui échappe aux contrôles de PJM se répercute sur ce qu’achète l’enchère. Un distributeur soumet une demande, PJM la décote, et l’enchère achète de la capacité en fonction de ce qui reste. Selon le défenseur des consommateurs du Maryland, les règles actuelles de PJM font payer aux clients résidentiels de toute la région la facture des coûts de capacité et de transport tirés par la croissance projetée des centres de données, et cette facture est payée que le centre de données projeté voie le jour ou non. L’achat de dernier recours aurait figé la part de chaque distributeur sur un seul instantané de la prévision pendant 15 ans. Si la prévision se révèle fausse, la capacité a tout de même été achetée, et ce sont les règles qui décident qui la supporte.

Quand les prévisions électriques ont échoué

Dans les années 1970, les planificateurs du Nord-Ouest Pacifique s'attendaient à ce que la demande continue de croître d'environ 7 % par an, et le Washington Public Power Supply System, ou WPPSS, entreprit de construire cinq centrales nucléaires. La hausse des prix ralentit la croissance à 4 %, et en 1983 les prévisions étaient retombées à 2 % par an. Le coût projeté des centrales avait atteint 24 milliards de dollars en 1982. En janvier de cette année-là, WPPSS annula les centrales 4 et 5, dont la production ne serait pas nécessaire. Les 88 distributeurs participants étaient liés par des contrats « take-or-pay » qui les obligeaient à payer leur part « que les projets soient ou non jamais achevés ou mis en service ». La Cour suprême de l'État de Washington jugea par la suite qu'ils n'étaient pas juridiquement tenus de rembourser la dette. En juillet 1983, WPPSS fit défaut sur 2,25 milliards de dollars d'obligations, le plus important défaut obligataire municipal de l'histoire des États-Unis à l'époque, laissant aux porteurs des titres qui ne valaient plus qu'une fraction de leur prix. Les consommateurs payaient déjà : les distributeurs répercutaient leurs coûts, y compris ceux des centrales annulées, et le prix de détail moyen de la région passa de 1,7 à 3,2 cents le kWh entre 1979 et 1983. Les nouveaux contrats de la Virginie sont un instrument d'une autre nature : des contrats de service entre un centre de données et son distributeur, assortis de redevances minimales et de garanties.

Trois remèdes pour trois risques différents

Trois règles adoptées dans trois juridictions montrent l’éventail des réponses. Chacune couvre une partie de l’exposition et en laisse une autre à découvert.

En Virginie, la State Corporation Commission a approuvé une catégorie tarifaire pour les plus gros clients de Dominion Energy, GS-5, qui entre en vigueur en janvier 2027 et couvre les clients nouveaux et existants au-dessus de seuils fixés de capacité et de consommation d’énergie. Les clients concernés, dont les centres de données hyperscale, devront payer chaque mois au moins 85 % des coûts de transport et de distribution engagés pour les desservir, si peu d’électricité qu’ils consomment réellement ; ceux dont le service a commencé avant 2016 en sont exemptés. Les nouveaux gros clients qui signent un contrat à partir du 1er janvier 2027 devront prendre et payer le service pendant au moins 14 ans, et ceux dont la solvabilité est insuffisante pourront devoir garantir jusqu’à 60 % de leurs redevances minimales sur la durée du contrat. La commission a aussi ordonné à Dominion d’abandonner sa méthode de répartition des coûts de production et, après avoir constaté que les gros clients contribuent moins au transport que les autres catégories, de proposer lors de procédures futures de nouvelles manières de répartir les coûts de transport.

Ce tarif est conçu pour les coûts imputés et pour le risque de prévision sur les réseaux. Si un centre de données consomme moins que prévu, ses paiements minimaux continuent de couvrir les lignes construites pour lui. Il ne touche pas au prix de marché commun, la voie qu’avait identifiée l’organe d’audit de Virginie : un centre de données qui paie l’intégralité de son minimum ajoute quand même sa demande à l’enchère de PJM. Un tarif peut toutefois changer qui paie au sein d’un même distributeur. En juillet 2026, la commission des services publics de l’Oregon a approuvé une hausse de tarif de 29,7 % pour la nouvelle catégorie de Portland General Electric réunissant centres de données, mineurs de cryptomonnaies et grands utilisateurs industriels de plus de 20 MW, créée en vertu du POWER Act de l’État. Les clients résidentiels de PGE ont vu dans le même temps leurs factures baisser de 1,3 %, soit environ 1,91 dollar par mois.

L’Irlande s’est attaquée à l’offre. Les centres de données ont consommé 23 % de l’électricité mesurée du pays en 2025, contre 28 % pour l’ensemble des ménages réunis. Après un moratoire de fait sur les nouveaux raccordements de centres de données en vigueur depuis 2021, le régulateur de l’énergie, la CRU, a fixé en décembre 2025 de nouvelles conditions pour les nouvelles demandes de raccordement. Un centre de données qui demande un raccordement de 10 mégavoltampères ou plus, une mesure de la capacité de raccordement, doit apporter, sur site ou à proximité, des moyens de production ou de stockage pilotables à la demande, dimensionnés pour correspondre à ce raccordement une fois déduites les indisponibilités attendues, et il doit participer au marché de gros. Il doit aussi couvrir 80 % de sa demande annuelle par une production renouvelable irlandaise additionnelle dans les six ans suivant son raccordement.

Un centre de données qui apporte sa propre offre pilotable alimente le réservoir commun en même temps qu’il y puise ; la règle agit donc directement sur la voie du prix. Son exposition se situe ailleurs : les centrales doivent être construites, et la règle doit survivre devant les tribunaux. En avril 2026, la Haute Cour a autorisé trois associations environnementales à la contester au titre du droit irlandais et européen du climat et de l’environnement, et au 24 octobre, aucune décision n’avait été rapportée.

Le Royaume-Uni s’attaque à la file d’attente. En juillet 2026, l’Ofgem a proposé que les projets de centres de données de plus de 40 MW garantissent des frais d’engagement de 237 500 à 712 500 livres sterling par mégawatt, en espèces ou au moyen d’une caution ou d’une lettre de crédit, dès qu’ils acceptent une offre de raccordement. Ils seraient restitués à la mise sous tension du projet et perdus s’il quitte la file d’attente prématurément, les sommes perdues venant réduire les charges de transport des autres clients. Les réponses étaient attendues pour le 16 septembre et, au 24 octobre, l’Ofgem n’avait publié aucune décision. Ces frais renchériraient les réservations spéculatives et pourraient donner aux planificateurs du réseau une image plus nette de la demande. Ils visent à donner un prix au risque de ne pas construire, non à payer le réseau.

Dans la zone de PJM, les redevances minimales de la Virginie laissent le prix commun de l’enchère là où il était. Le contrôleur du marché a proposé une manière d’y remédier : retirer de l’enchère ordinaire toute la charge prévue des centres de données qui n’était pas en service au 1er juin 2026 et acheter la capacité correspondante lors d’une enchère de fiabilité distincte. PJM ne l’a pas retenue.

Quand la croissance rend l’électricité moins chère

Parmi les États américains, de 2019 à 2025, ceux où la demande d’électricité a augmenté le plus vite ont en général vu les prix de détail moyens baisser en termes réels, tandis que les États où la demande a reculé ont souvent connu des hausses. Une présence importante de centres de données ne semblait pas modifier ce schéma. Un laboratoire de politiques publiques de l’université Rutgers a mis en relation les factures résidentielles de 24 États, de 2014 à 2024, avec 2 277 centres de données en activité, et n’a trouvé aucun effet statistiquement significatif à l’échelle des territoires des distributeurs, là où les tarifs sont fixés.

La comparaison entre États est moins probante pour les ménages : le lien entre croissance de la demande et prix y est « moins net que pour les prix moyens tous secteurs confondus », et il « pourrait changer ». L’échantillon de Rutgers a une autre limite. La plupart de ses centres de données ont été construits avant la vague actuelle d’investissements dans l’IA, et son auteur a écrit : « L’avenir pourrait être très différent. » Les économistes du Lawrence Berkeley National Laboratory qui ont rassemblé les chiffres par État signalent eux-mêmes l’exception : « Le passé n’est pas forcément un prélude, comme l’illustre l’exemple de PJM. »

Les modélisations prospectives pointent dans l’autre sens. Un modèle du système électrique américain évalué par les pairs, publié en juin 2026, prévoit que la demande des centres de données et du minage de cryptomonnaies pourrait rendre les coûts marginaux de production de 6 % à 29 % plus élevés à l’échelle nationale en 2030 que dans un avenir sans cette demande, et jusqu’à 57 % plus élevés dans le centre et le nord de la Virginie. Il s’agit d’une projection des coûts de gros, et ses auteurs notent que la production n’est qu’une partie de ce que paient les consommateurs.

Les deux constats cadrent avec la distinction de l’AIE. La croissance peut faire baisser les coûts moyens là où des capacités excédentaires l’absorbent, et les faire monter là où l’offre supplémentaire et les investissements dans le réseau coûtent davantage. PJM, en deçà de son objectif de fiabilité avec des prix au plafond, est le cas que signalent les auteurs du Berkeley Lab. Quant à savoir qui supporte le coût, l’AIE estime que cela « relève en dernier ressort des décideurs politiques ». Dans l’Oregon, les ménages ont obtenu une petite baisse lorsque les gros utilisateurs ont été facturés davantage.

Ce que personne n’a tranché

Le prix de marché commun est la voie que les tarifs n’atteignent pas, et la tentative de PJM elle-même pour s’y attaquer a échoué en octobre. Son dispositif, l’Interim Resource Adequacy Service, aurait permis à de nouvelles grandes charges de se raccorder sans apporter de capacité nouvelle équivalente, à condition de pouvoir être délestées avant les situations d’urgence. PJM entendait aussi s’en servir pour retirer du côté de la demande de l’enchère de décembre les nouvelles grandes charges qui n’apportaient pas leur propre capacité. Le 9 octobre, la FERC l’a en grande partie rejeté, de même que les règles de PJM dites « apportez votre propre capacité nouvelle », estimant qu’elles empiétaient sur la compétence des États en matière de tarifs de détail et semblaient discriminer les grandes charges.

Ces dispositions, a écrit la FERC, « semblent imposer des obligations directement aux nouvelles grandes charges éligibles, qui sont, pour la plupart, des clients de détail ». Le commissaire David Rosner a averti qu’exclure ces charges pourrait produire « un marché de capacité signalant que PJM dispose de capacités plus que suffisantes alors que la région déleste des milliers de mégawatts de demande ». La FERC a en revanche approuvé un registre consignant, pour chaque grande charge, sa localisation, son calendrier de montée en puissance et son approvisionnement en capacité. Les analystes actions de Jefferies ont jugé que la décision pourrait entraîner des prix de capacité plus élevés plus longtemps.

La question revient ainsi aux États. Le 15 octobre, le gouverneur de Pennsylvanie, Josh Shapiro, a demandé à intervenir dans une affaire contestant la structure tarifaire de PPL Electric Utilities, première intervention d’un gouverneur devant la commission des services publics de l’État depuis au moins 15 ans, et a annoncé qu’il plaiderait pour une catégorie de clientèle distincte pour les grands centres de données. Un projet de loi fédéral qui aurait obligé les régulateurs des États à « envisager » de faire supporter aux gros utilisateurs les coûts des infrastructures construites pour eux a échoué au Sénat le 30 septembre, par 57 voix contre 43, en deçà des 60 voix nécessaires pour avancer. L’enchère de décembre de PJM, pour 2029-2030, doit se tenir sur la base d’une pointe prévue de 171 916 MW et d’un plafond de 337,83 dollars par MW-jour.

Le 7 octobre, le département de l’Énergie a déclaré à la FERC que ce sont les grandes charges, « et non les ménages américains ou les autres entreprises abonnées », qui doivent financer la production et les infrastructures qu’exigent leurs projets. Lors d’une réunion extraordinaire de ses membres le 22 octobre, PJM a présenté les conditions de remplacement qu’il comptait déposer le 29 octobre. La part du coût revenant à chaque zone suivrait sa croissance en grandes charges entre 2026-2027 et 2028-2029, calculée à partir des contrats de service signés par les distributeurs avec ces clients. Les garanties tomberaient à 40 % des paiements actualisés dus : dans l’exemple chiffré de PJM, environ 680 000 dollars par mégawatt au lieu de 1,5 million. Le dépôt des offres s’ouvrirait en mars 2027. Tout cela n’était encore qu’une proposition soumise à la FERC. Le taux plus bas allégerait la charge dont NOVEC disait qu’elle dépassait ses actifs, mais un distributeur qui ne paierait pas laisserait toujours sa part à la charge des autres participants. Qui paie la capacité achetée pour un centre de données qui arrive en retard, le centre de données, le distributeur qui l’a demandée ou tous les autres : c’est de nouveau à la FERC d’en décider.

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Pour aller plus loin

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• Superpower: One Man’s Quest to Transform American Energy — Russell Gold (2019). L’histoire d’un projet de ligne de transport à longue distance avorté, qui montre comment les autorisations, la répartition des coûts et la politique locale bloquent les nouvelles lignes.
• Contre-atlas de l’intelligence artificielle : les coûts politiques, sociaux et environnementaux de l’IA — Kate Crawford (2023). Traite l’IA comme une industrie physique de minerais, d’énergie et de centres de données, ce qui élargit la question de l’article sur qui en supporte les coûts.

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Médias

Centres de données à Ashburn – Wikimedia Commons

Poste de Conastone de BG&E – Wikimedia Commons (Photo : Tonyglen14, CC BY 2.0)

Tour de refroidissement de la centrale nucléaire de Satsop – U.S. Army (DVIDS)

Principales sources et références

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PJM Interconnection. « Tariff, Section 9.2(b) Stakeholder Consultation of Upcoming 205 Filing on Reliability Backstop Procurement. » Special Members Committee presentation, 22 October 2026. https://www.pjm.com/-/media/DotCom/committees-groups/committees/mc/2026/20261022-special/item-01—1-tariff-section-92b-stakeholder-consultation-of-upcoming-205-filing-on-reliability-backstop-procurement—presentation.pdf

Howland, Ethan. « FERC chair slams PJM ‘mess’ as country’s largest grid operator delays power auction. » Utility Dive, 30 September 2026. https://www.utilitydive.com/news/pjm-delays-backstop-procurement-ferc-data-center/831751/

Howland, Ethan. « DOE presses PJM on ratepayer protections from large load costs. » Utility Dive, 8 October 2026. https://www.utilitydive.com/news/doe-pjm-ferc-ratepayer-protection-large-load-data-center/832479/

Howland, Ethan. « FERC rejects most of PJM’s large load interconnection plan. » Utility Dive, 12 October 2026. https://www.utilitydive.com/news/ferc-pjm-large-load-interconnection-iras-byonc/832716/

Northern Virginia Electric Cooperative. « NOVEC Data Center Load Forecast. » PJM Load Analysis Subcommittee, 25 October 2024. https://www.pjm.com/-/media/DotCom/committees-groups/subcommittees/las/2024/20241025/20241025-item-03b—novec-large-load-request.pdf

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Federal Energy Regulatory Commission. « Energy Primer: A Handbook for Energy Market Basics. » 2024 edition. https://www.ferc.gov/sites/default/files/2024-01/24_Energy-Markets-Primer_0117_DIGITAL_0.pdf

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PJM Interconnection. « PJM Auction Procures 134,311 MW of Generation Resources; Supply Responds to Price Signal. » 22 July 2025. https://www.pjm.com/-/media/DotCom/about-pjm/newsroom/2025-releases/20250722-pjm-auction-procures-134311-mw-of-generation-resources-supply-responds-to-price-signal.pdf

PJM Interconnection. « PJM Capacity Auction Procures 138,318 MW of Generation Resources. » 14 July 2026. https://www.pjm.com/-/media/DotCom/about-pjm/newsroom/2026-releases/20260714-pjm-capacity-auction-procures-138318-mw-of-generation-resources.pdf

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Garimella, Kiran. « Are Data Centers Raising Your Electric Bill? Mostly Not. Yet. » New Jersey State Policy Lab, Rutgers University, 22 June 2026. https://policylab.rutgers.edu/publication/are-data-centers-raising-your-electric-bill-mostly-not-yet/

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Samayoa, Monica. « Oregon approves PGE’s 29.7% rate hike for data centers under landmark law. » OPB, 7 July 2026. https://www.opb.org/article/2026/07/07/oregon-data-center-general-electric-rate-hikes/

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The Irish Times. « Data centres account for almost a quarter of Irish electricity usage in 2025. » 7 July 2026. https://www.irishtimes.com/business/2026/07/07/data-centres-account-for-almost-one-quarter-of-irish-electricity-usage-in-2025/

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Ofgem. « Ofgem acts to free up grid capacity by tackling speculative data centre projects. » 29 July 2026. https://www.ofgem.gov.uk/press-release/ofgem-acts-free-grid-capacity-tackling-speculative-data-centre-projects

Ofgem. « Proposed data centre connection reforms. » Consultation, published 29 July 2026; responses due by 16 September 2026. https://www.ofgem.gov.uk/consultation/proposed-data-centre-connection-reforms

Ofgem. « Consultation Curate – Demand Connections Reform. » 29 July 2026. https://www.ofgem.gov.uk/sites/default/files/2026-07/Proposed-data-centre-connection-reforms-curate-consultation-document.pdf

Federal Reserve Bank of San Francisco. « Default for Washington Power? » FRBSF Weekly Letter, 22 April 1983. https://fraser.stlouisfed.org/files/docs/historical/frbsf/frbsf_let/frbsf_let_19830422.pdf

The Christian Science Monitor. « Another federal bailout? » Editorial, 27 July 1983. https://www.csmonitor.com/1983/0727/072712.html