Le département américain de l'Énergie a autorisé le gestionnaire de réseau PJM à restreindre la consommation des data centers le 18 mai 2026, sur fond de canicule et de 40 GW d'unités hors service.
Le département américain de l'Énergie (DOE) a publié le 18 mai 2026 un ordre d'urgence autorisant PJM Interconnection, premier gestionnaire de réseau électrique des États-Unis, à réduire la consommation des data centers et autres gros consommateurs industriels disposant de capacités de production de secours. Cette autorisation, prise sur le fondement de la section 202(c) du Federal Power Act, couvre une période de trois jours et constitue une mesure de dernier recours avant le délestage tournant des particuliers.
PJM gère l'électricité de treize États du Mid-Atlantic et du Midwest plus le district de Columbia, soit environ 65 millions d'habitants. Le gestionnaire avait sollicité dimanche 17 mai cette mesure exceptionnelle, anticipant une combinaison de vague de chaleur prématurée et de maintenance planifiée portant plus de 40 gigawatts de capacité hors service. La réserve disponible attendue pour le pic du 18 mai devait tomber sous les 5 800 MW, un seuil critique pour un réseau de cette taille.
Les prévisions de demande publiées par PJM témoignent de la sévérité de l'épisode :
Le Maryland et la Virginie figurent parmi les zones les plus exposées, en raison à la fois des températures prévues et de leur forte concentration de data centers. Le « Data Center Alley » du nord de la Virginie, qui héberge entre 70 et 80 % du trafic Internet mondial, constitue à lui seul une charge équivalente à celle d'une grande métropole américaine.
« Le niveau projeté des indisponibilités de production combiné à la demande prévue fait peser un risque significatif de conditions d'urgence susceptibles de compromettre la fiabilité électrique et la sécurité publique. »
PJM Interconnection, requête du 17 mai 2026 auprès du DOE
La croissance de la consommation électrique liée à l'intelligence artificielle a transformé l'équation du réseau américain. PJM projette une progression de la demande de pointe d'environ 32 GW entre 2024 et 2030, dont 30 GW imputables aux seuls data centers. Lors de la dernière enchère de capacité tenue en décembre 2025, ces installations ont représenté 6,5 milliards de dollars sur les 16,4 milliards de coûts totaux, soit 40 % de la facture. Sur les trois dernières enchères cumulées, leur part atteint 45 % des 47,2 milliards de dollars de coûts engagés.
Le moniteur de marché indépendant Monitoring Analytics a relevé dans son rapport du 5 janvier 2026 que « la croissance de la charge des data centers est la raison principale des conditions récentes et attendues du marché de capacité, y compris la croissance totale prévue de la charge, la tension de l'équilibre offre-demande, le déficit significatif de capacité clearée et les prix élevés ». Le prix s'est calé sur le plafond réglementaire de 333,44 dollars par MW-jour pour la troisième enchère consécutive.
L'épisode du 18 mai illustre une trajectoire que PJM lui-même décrit depuis plusieurs mois. Le gestionnaire prévoit qu'à compter de l'été 2027, les réserves disponibles tomberont sous les seuils de fiabilité exigés. La cause tient à un double mouvement : retrait accéléré de centrales thermiques anciennes et raccordement plus lent des nouvelles unités, notamment éoliennes et solaires en file d'attente d'interconnexion.
Stu Bresler, vice-président exécutif chargé des services de marché de PJM, a indiqué que le gestionnaire publierait dès janvier 2026 une nouvelle prévision de charge assortie de procédures de vérification renforcées. Le déficit constaté lors de la dernière enchère atteint 6 516,6 MW par rapport à la cible de fiabilité.
« La poursuite de la croissance de la charge tirée par les data centers dépasse l'ajout de nouvelle production, ce qui entraîne un resserrement des marges de réserve opérationnelles et un risque accru. »
Michael Bryson, vice-président senior chargé des opérations, PJM, perspective été 2026 publiée le 7 mai 2026
L'impact financier dépasse largement le périmètre des opérateurs technologiques. Selon une analyse de l'IEEFA, la demande des data centers a été responsable de 63 % de la hausse des prix dans l'enchère de capacité 2025-2026, soit 9,3 milliards de dollars qui seront récupérés sur les factures des clients de l'ensemble du périmètre PJM. Sur la durée, les coûts cumulés à 2033 pourraient s'établir dans une fourchette de 100 à 163 milliards de dollars, selon que les plafonds tarifaires se maintiennent ou non.
Une réponse politique s'est organisée. Le 15 janvier 2026, le Conseil national pour la domination énergétique présidé par Doug Burgum, secrétaire à l'Intérieur, et Chris Wright, secrétaire à l'Énergie, a publié avec les gouverneurs des États du périmètre PJM une déclaration de principes commune. Elle prévoit la mise en place d'une enchère de réserve de fiabilité avec garantie de prix sur quinze ans, la définition d'un seuil de 50 MW à un point d'interconnexion pour qualifier une « grosse charge », et un calendrier de réforme du marché de capacité avant l'enchère de mai 2027.
Le précédent américain résonne directement avec les contraintes que les réseaux européens subissent depuis 2024. L'Agence internationale de l'énergie estime que les data centers représenteront 10 % de la croissance de la demande d'électricité de l'Union européenne d'ici 2030, avec un pipeline de projets équivalent à environ 130 % de la capacité installée. Dans les hubs FLAP-D (Francfort, Londres, Amsterdam, Paris, Dublin), les délais d'obtention d'un raccordement haute tension atteignent désormais sept à dix ans en moyenne.
L'Allemagne et la France pourraient voir les data centers représenter 5 à 10 % de leur pointe de demande si l'intégralité des projets se concrétisait. L'Espagne et les Pays-Bas approchent déjà 10 %. Amsterdam et Dublin ont suspendu l'instruction des nouveaux dossiers, et le gestionnaire de réseau danois Energinet a temporairement gelé les accords de raccordement face à un afflux d'environ 60 GW de demandes.
Côté français, RTE recense fin 2024 environ 4,5 GW de capacités déjà engagées par contrat de raccordement et autant en instruction, contre une consommation actuelle des data centers estimée à 10 TWh, soit 2 % de la consommation nationale. À l'horizon 2035, le gestionnaire projette une fourchette de 23 à 28 TWh, correspondant à 4 % de la consommation française.
Quatre sites « fast track » ont été identifiés pour accueillir des grands centres de calcul de 400 à 1 000 MW chacun. RTE indique investir 300 millions d'euros dans les zones d'accueil partagées en Île de France et au nord de Marseille. Le mix électrique français, décarboné à 96 % et soutenu par un parc nucléaire qui a produit 538 TWh en 2025, constitue un avantage comparatif face aux États américains, où la croissance de la demande des data centers s'accompagne d'une relance du gaz et du charbon.
Plusieurs canaux de transmission concernent directement les portefeuilles européens :
L'autorisation accordée à PJM de couper l'alimentation des data centers en cas d'urgence marque un basculement dans la gestion de la transition électrique américaine. Elle confirme que la croissance de l'intelligence artificielle bute désormais sur la contrainte physique du réseau, et que les gouvernements arbitrent en faveur de la sécurité d'approvisionnement des particuliers lorsque la marge s'efface. Pour l'épargnant français, l'épisode rappelle que l'avantage du mix nucléaire hexagonal pourrait se traduire par un afflux de capitaux dans les infrastructures électriques européennes, à condition que les délais de raccordement se réduisent. Les valorisations des hyperscalers et des REIT spécialisés intègrent encore peu cette nouvelle contrainte réglementaire.
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