Les marchés de l'électricité aux États-Unis sont confrontés à une augmentation inédite de la demande, principalement due à la prolifération des centres de données. Cette situation met sous pression un réseau électrique vieillissant et révèle des lacunes dans les structures de marché actuelles, soulevant des questions fondamentales sur la capacité à garantir un approvisionnement fiable et abordable.
Points clés
- La demande d'électricité aux États-Unis connaît sa première hausse significative en décennies.
- Les centres de données sont les principaux moteurs de cette augmentation, créant une tension sur le réseau.
- Les organisations régionales de transport (RTO) comme PJM Interconnection proposent des solutions controversées.
- Le principe historique de «l'obligation de servir» tous les consommateurs est remis en question.
- Des modèles alternatifs, inspirés du gaz naturel et des droits d'eau, sont envisagés pour gérer la rareté.
La demande d'électricité américaine en forte croissance
Les États-Unis enregistrent une hausse substantielle de la demande d'électricité, une première depuis des décennies. Cette tendance est largement attribuée à l'expansion rapide des centres de données. Ces infrastructures numériques, essentielles pour l'intelligence artificielle et le cloud computing, consomment d'énormes quantités d'énergie.
Le réseau électrique américain, souvent ancien, peine à s'adapter. Il fait face à des obstacles financiers, logistiques et légaux pour intégrer de nouvelles sources de production. Cette situation soulève des interrogations sur l'efficacité des marchés de l'électricité actuels.
Statistique clé
PJM Interconnection, le plus grand marché de l'électricité des États-Unis, couvrant 13 États, a averti qu'il n'aurait «tout juste assez de production pour répondre à ses exigences de fiabilité» en 2026 et 2027.
PJM Interconnection face à la controverse
PJM Interconnection est au cœur de cette problématique. L'opérateur de réseau a proposé que les nouveaux grands consommateurs d'énergie, comme les centres de données, puissent être classés comme des «charges non garanties en capacité» (NCBL). Cela signifie qu'ils pourraient être contraints de réduire leur consommation si PJM le jugeait nécessaire.
Cette proposition a suscité de vives réactions. Les propriétaires de lignes de transmission, les producteurs d'électricité et les développeurs de centres de données ont exprimé leur mécontentement. Ils soulignent un conflit entre le devoir historique des services publics de fournir un service ininterrompu et les réalités du marché moderne de l'énergie.
«La proposition NCBL dépasse l'autorité de PJM en établissant un régime où PJM détient le pouvoir de suspendre illégalement le service électrique à certaines catégories de grandes charges.»
Un débat sur les compétences des marchés
Les marchés de l'électricité comme PJM sont censés gérer les ventes d'électricité en gros. Les questions fondamentales sur qui est servi et quand sont traditionnellement du ressort des États. La proposition de PJM est perçue comme une intrusion dans cette compétence.
Exelon, un autre service public, a insisté sur la responsabilité des propriétaires de lignes de transmission à «servir tous les clients – grands, petits et intermédiaires.» Microsoft, acteur majeur de l'IA, a également critiqué la proposition, affirmant qu'elle «non seulement empiéterait illégalement sur l'autorité de l'État, mais saperait également le but même du marché de capacité de PJM.»
Contexte historique des marchés de l'électricité
Historiquement, le système électrique américain a été conçu pour l'abondance. Les services publics monopolistiques construisaient des centrales électriques et des infrastructures de transmission, avec l'obligation de servir tous les clients de leur territoire. En échange, ils bénéficiaient d'une base de clients sécurisée et d'un retour sur investissement garanti par les régulateurs étatiques.
Ce modèle intégré verticalement a commencé à se fissurer dans les années 1970 et 1980, en raison des coûts élevés des investissements et de la déréglementation d'autres industries. En 1999, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) a encouragé la création d'organisations régionales de transport (RTO) comme PJM, où l'électricité est vendue de manière concurrentielle sur un marché de gros.
Le principe de «l'obligation de servir» remis en question
Le principe selon lequel toute la demande doit être satisfaite est un pilier de la politique électrique depuis plus d'un siècle. Rob Gramlich, président de Grid Strategies LLC, a déclaré qu'il n'avait «jamais vu cela être remis en question ou contesté de manière fondamentale.»
Cependant, l'afflux d'investissements dans les centres de données menace de faire supporter à tous les contribuables les coûts des nouvelles infrastructures de transmission et de production. Ces infrastructures sont principalement destinées à une seule catégorie de clients. Les prix de l'électricité augmentent déjà plus vite que l'inflation, et de nouvelles installations pourraient avoir des conséquences climatiques si les services publics maintiennent des centrales au charbon vieillissantes ou construisent de nouvelles centrales au gaz naturel.
Selon les professeurs de droit Alexandra Klass de l'Université du Michigan et Dave Owen de l'Université de Californie, «l'IA a considérablement augmenté les enjeux, tout en renforçant les craintes qu'une demande accrue ne signifie plus de combustion de combustibles fossiles.» Ils soulignent les implications économiques et climatiques si la demande diminue à l'avenir grâce à des puces plus efficaces, laissant des infrastructures coûteuses et inutilisées payées par les contribuables.
Modèles alternatifs pour gérer la rareté
Face à ces défis, Klass et Owen proposent d'explorer des modèles de marché qui ne partent pas du principe d'une offre abondante, comme ceux du gaz naturel ou des droits d'eau dans l'Ouest américain.
Leçons du marché du gaz naturel
Dans les années 1970, des interruptions de service de gaz naturel sont devenues courantes en raison de prix plafonnés et d'un déséquilibre offre-demande. Les régulateurs ont alors établi une politique nationale de réduction basée sur l'utilisation finale, donnant la priorité aux utilisateurs résidentiels pour le chauffage. La déréglementation du gaz naturel a ensuite conduit à des réductions plus basées sur le marché, permettant aux clients de négocier la capacité.
Inspirations des droits d'eau de l'Ouest
Les droits d'eau dans l'Ouest américain sont complexes et controversés, mais ils sont fondés sur la rareté. Le système d'«appropriation préalable» alloue les pénuries. Les utilisateurs ont des droits «anciens» et «juniors», les premiers étant satisfaits avant les seconds. Ces droits peuvent être transférés, et les utilisateurs juniors ont développé des efforts de conservation importants, comme en Californie du Sud.
Propositions de «connexion et gestion côté demande»
S'inspirant de ces modèles, Klass et Owen proposent un système de «connexion et gestion côté demande». Les nouvelles charges ne bénéficieraient pas nécessairement d'un service de transmission et de production en tout temps. Les services publics pourraient réduire l'approvisionnement de certains utilisateurs, et les clients auraient la possibilité de négocier des compensations pour les réductions.
«Nous pouvons vous connecter maintenant avant de construire beaucoup de nouvelles générations, mais quand nous en aurons besoin, nous vous réduirons.»
Tyler Norris, chercheur à l'Université Duke, a salué cette étude comme «l'une des contributions les plus importantes à la réévaluation des hypothèses fondamentales du droit américain de l'électricité.» Il souligne le défi d'allouer la rareté lorsque l'offre est limitée et la demande croissante.
Solutions au niveau des États
Certains États adoptent déjà des approches similaires. L'Ohio a mis en place un tarif pour les centres de données visant à protéger les clients des coûts élevés en imposant des paiements minimums aux centres de données, quelle que soit leur consommation réelle. Le Texas a également adopté une loi permettant la réduction de grandes charges et la réforme du processus d'interconnexion pour éviter les projets spéculatifs.
Klass et Owen voient leur idée comme une «stratégie de transition temporaire, principalement pour les périodes où la demande de pointe dépasse l'offre ou menace de le faire.» Même ceux qui ne remettent pas en question les principes fondamentaux des marchés reconnaissent la nécessité d'options flexibles à court terme pour les grands consommateurs d'énergie.
Rob Gramlich conclut: «Certaines options non fermes sont nécessaires à court terme. Beaucoup de clients, beaucoup de ces grandes charges, sont très intéressés, même si c'est un moyen temporaire de se connecter en attendant d'obtenir le service ferme plus tard.»
Alors que les marchés de l'électricité ont fonctionné pendant plus d'un siècle sur le principe que plus de clients pouvaient réduire les coûts pour tous, l'avenir pourrait exiger une approche plus sélective, ou nous devrons en payer le prix.
