En avril 2026, le président américain a utilisé la Defense Production Act pour souligner que la grille électrique nationale et les infrastructures énergétiques à grande échelle sont essentielles à la défense nationale.
Or, dans le même temps, des États comme New York ont instauré des moratoires sur les nouveaux centres de données hyperscale, invoquant des risques pour les consommateurs de payer des infrastructures sous-utilisées.
Le cœur du problème se trouve dans la région PJM Interconnection, qui couvre 13 États et concentre une part importante de la capacité industrielle majeure et de la fabrication de semi-conducteurs américaine. Cette région doit gérer une hausse prévue de la demande électrique liée à plus de 48,5 gigawatts de projets de centres de données, représentant environ 30% de sa pointe estivale 2025.
Cette situation soulève la question de la capacité industrielle en cas de mobilisation de défense, notamment la soutenabilité du réseau à absorber simultanément de fortes augmentations de charge commerciale et militaire.
Contrairement au traitement initialement perçu comme physique, le problème clé devient financier et règlementaire: qui doit supporter le coût d’une demande qui pourrait ne jamais se matérialiser ? En mars 2026, les grandes entreprises technologiques ont signé un engagement à supporter les coûts de l’électricité et des infrastructures nécessaires, mais les régulations fédérales et étatiques sont séparées et n’abordent pas de manière coordonnée la répartition des risques.
Le marché de capacité régional prévoit la puissance nécessaire jusqu’à trois ans à l’avance et considère les prévisions de nouveaux centres, parfois gonflées par des demandes redondantes. Les analyses montrent que l’exclusion des charges futures des centres de données pourrait réduire les revenus du marché de capacité de 6,5 milliards de dollars, soit plus de 39%.
Cette situation de « collier tarifaire » réglementaire limite les prix à la hausse et à la baisse pour protéger les consommateurs mais complique la signalisation économique nécessaire à la construction de nouvelles capacités de production.
Des autorités d’États comme la Pennsylvanie contestent les règles fédérales pour défendre leurs consommateurs face aux coûts croissants, tandis que le gestionnaire du marché souligne la nécessité de ces signaux de prix pour inciter à l’investissement dans de nouvelles capacités.
Pour résoudre ce conflit, des propositions émergent, telles qu’un mécanisme dédié aux grandes charges offfrant un lien direct entre la demande et la nouvelle production, excluant la demande non assurée des calculs généraux.
Le cas de l’Ohio illustre comment contraindre l’expression d’intérêt via des engagements financiers firmes réduit notablement les prévisions de charge, même si des tensions subsistent quant à l’intégration de ces données dans les prévisions du marché régional.
Ces différends provoquent des retards de projets, influencent les campagnes électorales et complexifient la gestion politique locale malgré la reconnaissance fédérale de la nécessité d’une infrastructure énergétique rapide et fiable.
La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) a initié des démarches pour réviser et améliorer les règles sur les grandes demandes, mais une vraie solution passe par une coordination formelle fédérale-états afin d’harmoniser la prévision de la demande, les engagements financiers et la répartition des coûts entre marché de gros et tarifs de détail.
Enfin, de meilleures données, notamment via des enquêtes nationales sur la consommation des centres de données, doivent renforcer la transparence. Sans accords clairs sur qui paie quoi et à quel moment, les États continueront d’adopter des mesures restrictives, freinant la montée en puissance indispensable de l’énergie pour soutenir à la fois l’économie numérique et la défense nationale.
