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La FERC impose un délai de 60 jours à six gestionnaires de réseau

La FERC a renoncé à rédiger une réglementation nationale unique pour les centres de données et a plutôt adressé des injonctions à comparaître à six RTO assorties d'un délai de 60 jours. La thèse haussière sur le réseau électrique, le nucléaire et l'uranium a reçu son articulation la plus complète depuis des années, mais la contestation la plus précise de la semaine a visé les prévisions de demande sur lesquelles repose l'ensemble de la thèse. Notre synthèse pour la semaine du 30 juin 2026.

Alimenter l'IA : réseau, gaz, production et nucléaire

Semaine du 30 juin 2026 : la FERC impose un délai de 60 jours à six gestionnaires de réseau

Alimenter l'IA : réseau, gaz, production et nucléaire, mardi 30 juin 2026

Depuis deux ans, l'histoire du goulot d'étranglement était celle d'un lent enlisement : trop peu de transformateurs, des files d'attente d'interconnexion qui s'étirent sur des années, tout le monde attendant que quelqu'un d'autre bouge en premier. Cette semaine, les régulateurs ont cessé d'attendre. La FERC a donné un délai de 60 jours à six gestionnaires de réseau, une ligne de transport phare de NextEra est enlisée dans un conflit sur qui doit payer, et le milieu de l'uranium commence à dire tout haut ce qu'il ne murmurait d'ordinaire qu'en coulisses. Le supercycle ne s'est pas fait plus bruyant cette semaine. Il est devenu plus contesté.

En bref

  • La FERC a renoncé à rédiger une réglementation nationale unique pour les centres de données et a préféré adresser des injonctions à comparaître à six RTO, un véritable catalyseur daté avec une mèche de 60 jours, et non un énième livre blanc de think tank.
  • La thèse haussière (revalorisation conjointe des équipements de réseau, du nucléaire et de l'uranium) a reçu son articulation la plus complète depuis des années, mais la contestation la plus précise de la semaine visait les prévisions de demande sur lesquelles repose l'ensemble de la thèse.
  • Les initiés du cycle du combustible nucléaire affirment désormais que le goulot d'étranglement s'est déplacé vers l'amont de la chaîne. Le prix à long terme s'établit à 94 dollars la livre et continue de grimper.

Quoi de neuf

La FERC cesse de tergiverser et déclenche le chronomètre. Le développement le plus important de la semaine est venu de la réglementation. Sur le podcast POLITICO Energy, la présidente de la FERC, Laura Swett, a détaillé la décision prise par sa commission le 24 juin : plutôt que d'imposer une réglementation nationale unique en matière de colocalisation, la FERC a adressé des injonctions à comparaître à six gestionnaires de réseau régionaux, dont PJM, CAISO, NYISO et SPP, afin qu'ils justifient ou réécrivent leurs règles d'interconnexion et de répartition des coûts pour les centres de données. SPP se distingue particulièrement, ayant déjà déposé des propositions novatrices ; PJM se trouve « sous le coup de la procédure 206 relative à la colocalisation ». Les délais sont serrés : 60 jours, ou un sursis de 45 jours si un RTO dépose une demande au titre de la section 205. Deux indices montrent qu'il s'agit d'une régulatrice sérieuse et non d'une chasseuse de gros titres : elle a délibérément programmé l'annonce après la clôture des marchés pour éviter de « faire plonger une action », et elle est restée volontairement dans les limites de la compétence fédérale. C'est ce cadre qui déterminera si les hyperscalers pourront se colocaliser en aval du compteur, et à quelle vitesse, exactement ce que l'ensemble du complexe marchand de PJM attendait.

La phrase qui explique pourquoi rien de tout cela n'est simple. Sur Catalyst with Shayle Kann, Maeve Allsup de Latitude a disséqué la Mid-Atlantic Reliability Line de NextEra, environ 160 kilomètres, un coût juste en dessous d'un milliard de dollars, approuvée par PJM dès 2022, à une époque où ChatGPT n'existait pas encore. Le projet est aujourd'hui bloqué devant quatre commissions d'État, les défenseurs des consommateurs brandissant l'engagement de protection des usagers annoncé par la Maison-Blanche en mars 2026 pour les hyperscalers, tandis que le Maryland a déposé en mai 2026 une nouvelle plainte auprès de la FERC pour tenter de reporter le coût de transport lié aux centres de données sur la zone de Dominion. La formule de Kann mérite d'être retenue : « l'électricité est le facteur limitant de la croissance de l'IA. » La preuve est brutale : les États-Unis ont construit près de 6 400 kilomètres de lignes à haute tension en 2013 ; ces derniers temps, la moyenne annuelle se compte en quelques centaines de kilomètres, alors qu'il en faudrait des milliers. Ce n'est pas la puce qui freine, c'est le fil.

Washington signe un chèque pour le nucléaire à grande échelle. Sur Motley Fool Hidden Gems Investing, l'équipe a décortiqué le nouveau soutien fédéral, sous forme de prêts, accordé à cinq grands projets nucléaires, acheminé via des véhicules à vocation spéciale. L'AP1000 est « vraiment la seule option viable... la seule option homologuée », et sa société mère est Cameco (CCJ), qui détient Westinghouse à parts égales avec Brookfield. Constellation (CEG), premier exploitant nucléaire américain, qui alimente déjà Walmart, fait figure de favori pour les nouvelles unités. GE Vernova (GEV) décroche les commandes de turbines, même si son carnet de commandes pour les turbines à gaz est déjà rempli « jusqu'en 2031 ». Le chiffre clé, fourni par Goldman : la demande d'électricité des centres de données croîtra de 160 % d'ici 2030, avec environ 1 300 milliards de dollars de dépenses d'investissement des hyperscalers dirigées vers la production d'électricité et les infrastructures associées.

L'uranium connaît « son heure de gloire ». Deux poids lourds de l'uranium ont défendu la même thèse sous des angles différents. Sur The KE Report, Justin Huhn d'Uranium Insider a rapporté les propos du président d'UXC, Jonathan Hinze, tenus lors de la conférence World Nuclear Fuel Markets : la capacité passera d'environ 400 GW à environ 500 GW en cinq à six ans, sur la seule base de ce qui est déjà connu, et « je m'inquiète pour l'uranium », le goulot d'étranglement s'étant déplacé de la conversion et de l'enrichissement vers l'amont de la chaîne. Le prix à long terme s'établit à 94 dollars la livre, en hausse de 14 dollars sur l'année, avec environ 150 millions de livres sous contrat en à peine dix mois. Sur Money of Mine, Mike Alkin de Sachem Cove a livré la version structurelle : le prix est passé de 17 à plus de 100 dollars sur le marché des contrats, environ 430 réacteurs sont en exploitation avec environ 80 autres en construction, et « il n'y a pas assez d'uranium économiquement exploitable pour alimenter cette base », les principales mines devant s'épuiser d'ici cinq à sept ans. Il n'a même pas besoin du récit des petits réacteurs modulaires (SMR) ou des centres de données ; le parc existant suffit à démontrer la thèse.

Le PDG de Cameco explique pourquoi les compagnies d'électricité ne veulent pas être les premières. Sur Energy Evolution, Grant Isaac a livré l'analyse la plus honnête sur le blocage des nouvelles constructions. Le premier réacteur AP1000 de Vogtle a coûté environ 18 milliards de dollars, le second environ 12 milliards : « le problème n'était pas de construire les deux premières unités... le problème est qu'on s'est arrêtés ensuite. » Aux États-Unis, où il n'existe pas de ministre de l'Énergie pouvant simplement décréter la marche à suivre, le fait que Joe Dominguez de Constellation construise deux réacteurs revient à dire aux actionnaires « nous allons construire les deux prochains, encore plus chers », une « course à la médaille de bronze ». La solution envisagée dans le cadre du partenariat stratégique : que le gouvernement commande à l'avance les équipements à long délai de livraison pour jusqu'à dix réacteurs. À surveiller : Duke Energy (DUK), qui détient déjà deux licences d'exploitation pour des réacteurs AP1000, alors que la Caroline du Nord fait avancer un projet de loi interdisant la mise hors service des centrales de charge de base tant qu'une centrale nucléaire d'au moins 1 GW n'est pas approuvée.

Le débat

Les haussiers. L'argumentaire le plus clair est venu d'Animal Spirits, où le stratège réseau de First Trust a soutenu que nous en sommes aux « débuts » d'un cycle de construction qui ajoutera, selon Bloomberg, environ 27 millions de kilomètres de lignes de transport et de distribution sur 25 ans. La liste des bénéficiaires résume à elle seule le supercycle : Quanta (PWR), Eaton (ETN), Schneider, ABB, Johnson Controls, et le câblier Prysmian. Son meilleur argument : il ne s'agit pas d'un pari purement lié aux centres de données ; la relocalisation industrielle (comme les usines Micron de sa ville natale), le renforcement du réseau et le simple vieillissement des infrastructures suffisent à eux seuls à générer un carnet de commandes pluriannuel, même si l'engouement pour l'IA venait à refroidir. Ajoutez à cela le déficit d'uranium et vous obtenez une revalorisation conjointe du réseau, de la production et du combustible.

Les baissiers. Et pourtant, l'argument le plus précis de la semaine visait précisément ce fondement. Sur l'Energy Capital Podcast, un invité rompu aux rouages de PJM a fait remarquer que Dominion projette environ 70 GW de nouvelle capacité de forte charge, contre une pointe de système d'environ seulement 24 GW, des chiffres qu'un organisme indépendant de surveillance du marché a qualifiés sans détour de « pure fiction ». Le mécanisme en cause porte le nom de « charge fantôme » : les promoteurs soumissionnent le même projet dans plusieurs juridictions, les compagnies d'électricité injectent dans PJM des données supplémentaires non vérifiées, et le total finit par être compté plusieurs fois. Cet argument baissier est renforcé sur The Energy Gang, où Ed Crooks de Wood Mackenzie a mis en regard 1 400 milliards de dollars de dépenses d'investissement prévues par les compagnies d'électricité et seulement 31 milliards de dollars de demandes de hausses tarifaires, avertissant que les factures pourraient grimper d'environ 40 % sur cinq ans, exactement le type de ressac politique qui retarde la répercussion des coûts dans les tarifs de base et bloque des lignes comme la MARL. Et sur SunCast, l'argument selon lequel les centrales électriques virtuelles peuvent fournir de la capacité 20 à 40 % moins chère et environ trois fois plus vite que les centrales de pointe au gaz résume en une phrase l'idée que l'efficacité plafonne la trajectoire. Même les haussiers de Motley Fool ont posé la bonne question sur leurs propres valeurs : quelques réacteurs suffisent-ils réellement à faire bouger l'aiguille pour CEG ou GEV, ou est-ce plutôt que « l'industrie nucléaire a davantage besoin de ces entreprises que ces entreprises n'ont besoin du nucléaire » ?

Répercussions

Si la ligne électrique demande sept à dix ans et la turbine à gaz seulement deux, la charge se déporte vers le gaz, comme l'a bien expliqué Barry Cinnamon sur The Energy Show, avec des répercussions sur les groupes électrogènes sur site (CMI, CAT) et sur les fabricants de turbines dont les carnets de commandes (GEV rempli jusqu'en 2031) constituent à la fois l'argument haussier et le goulot d'étranglement. Ce même retard alimente aussi financièrement la filière du cuivre, de l'acier électrique et des câbles (FCX, Prysmian), que la construction du réseau consomme quelle que soit la source de production finalement retenue. Côté financement, Tech Disruptors a chiffré les choses avec clarté : des contrats d'achat d'électricité (off-take) avec des hyperscalers de qualité « investment grade » permettent de financer ces opérations à environ SOFR + 250-350 points de base, tandis que les néo-clouds paient S + 450-500 points de base ; la solvabilité de l'acheteur constitue littéralement la transaction, et le capital-investissement afflue massivement vers les postes de transformation, les appareillages de coupure et le câblage sous-jacent. La répercussion sur l'uranium est celle dont l'échéance est la plus longue : un cycle du combustible hors Russie prend plus de deux ans de bout en bout, ce qui explique pourquoi les compagnies d'électricité contractent dès aujourd'hui des volumes pour 2032-2033, et pourquoi les convertisseurs et les enrichisseurs, pas seulement les mineurs, se trouvent sur le chemin critique.