Newsletter · 2026-07-07 · Ashutosh Agarwal

Les centres de données représentent désormais 94 % de la croissance de la pointe de charge de PJM

Powering AI Infrastructure pour la semaine du 7 juillet 2026. Le vice-président senior de PJM lui-même affirme que les centres de données sont désormais à l'origine de 94 % de la croissance de la charge de pointe du réseau d'ici 2030, et les podcasts de la semaine se sont partagés entre les opérateurs qui valorisent le trade de la rareté et les stratèges qui remettent en question les multiples de cette vague d'investissement.

Alimenter l'infrastructure de l'IA

Semaine du 7 juillet 2026 : les centres de données représentent désormais 94 % de la croissance de la pointe de charge de PJM

Voici le chiffre qui redéfinit tout le débat : 94 %. C'est la part de la croissance de la pointe de charge projetée de PJM d'ici 2030 qui revient désormais aux centres de données, selon les propos mêmes du vice-président senior de l'opérateur du réseau. Pas une part, quasiment la totalité. Et l'actualité de la semaine n'a cessé de tourner autour du même écart inconfortable entre la vitesse à laquelle le calcul réclame de l'électricité et la lenteur avec laquelle le réseau peut la fournir.

Si vous gérez un portefeuille exposé au réseau, au gaz, à la production ou au nucléaire, c'était une semaine à suivre de près.

TL;DR

PJM est le signal à surveiller. Les centres de données représentent 94 % de la croissance de la pointe de charge d'ici 2030 ; une vague de chaleur a fait bondir les prix de l'électricité du lendemain d'environ 900 %, à 436 $/MWh, avec un pic horaire dépassant 1 200 $. Les producteurs d'électricité indépendants (IPP) en sont les principaux bénéficiaires.
Les projets en aval du compteur (behind-the-meter) ont explosé verticalement. La taille moyenne des projets nord-américains proposés sur site a atteint environ 2 gigawatts au premier trimestre, soit 10 à 100 fois les normes historiques, et fonctionne au gaz. Cela se répercute directement sur la demande de moteurs, de turbines et de gaz.
La ligne de fracture entre haussiers et baissiers porte désormais sur les multiples, pas sur la demande. Personne ne conteste que cette vague d'investissement est réelle. Le débat porte sur la question de savoir si un multiple de 40 fois sur un poste de capex cyclique peut survivre à un retournement de la dérivée seconde.

Ce qui est nouveau

L'opérateur du réseau a dit tout haut ce que tout le monde pensait tout bas. Sur TED Tech, Asim Haque, de PJM, a exposé les chiffres avec une franchise inhabituelle : son réseau de 180 000 MW se dirige vers plus de 220 000 MW en une décennie, les centres de données représentant 94 % de cette croissance, tandis que plus de 50 000 MW de capacité, majoritairement renouvelable, ayant déjà franchi le processus d'approbation de PJM, restent bloqués, la première raison étant les autorisations, l'implantation et le phénomène NIMBY au niveau des États. Sa formule résume toute la thèse : « On peut construire un centre de données en deux ans. La centrale électrique qui l'alimente en prend sept. » C'est ce mur de sept ans qui confère un pouvoir de fixation des prix à l'électricité de marché et aux équipements à long délai de livraison.

Une vague de chaleur a testé le scénario haussier en temps réel. Dans son reportage sur Squawk on the Street, Pippa Stevens a détaillé l'avertissement de PJM sur une « urgence imminente de fiabilité électrique » : une demande record de 166 GW, des prix du lendemain passés de 44 $/MWh la semaine précédente à 436 $ (une hausse d'environ 900 %), et un pic horaire entre 19h et 20h dépassant 1 200 $. Sa lecture sur qui en profite : « Les producteurs d'électricité indépendants comme Constellation, Vistra et Talen pourraient toutefois en bénéficier, puisqu'ils obtiennent des prix plus élevés pour l'électricité qu'ils vendent sur les marchés concurrentiels. » Signe révélateur : le prix du Henry Hub a en réalité baissé sur la semaine. Il s'agit d'une valeur de rareté sur l'électron, pas sur le combustible.

L'aval du compteur n'est plus une note de bas de page. La donnée opérationnelle la plus exploitable de la semaine est venue d'EnergyCents, où l'invité, qui suit ces projets trimestre après trimestre, a indiqué que la taille moyenne des projets proposés en aval du compteur en Amérique du Nord a atteint environ 2 GW au premier trimestre 2026, contre des normes historiques allant de quelques mégawatts à quelques dizaines de mégawatts, et a souligné qu'il s'agit d'une tendance généralisée : « on voit tout simplement des projets plus gros dans tous les segments. » Cela repose sur le gaz : moteurs alternatifs de Caterpillar, Wärtsilä et Cummins, turbines industrielles de plus petite taille, et piles à combustible. La « prime de vitesse d'accès à l'électricité » atteint désormais environ 80 % au-dessus du prix de détail, soit environ 140-150 $/MWh contre environ 80 $. Et la conclusion pour quiconque modélise les carnets de commandes de turbines : Baker Hughes est « vendu jusqu'en 2028 », Siemens annonce des délais de 24 à 36 mois, et la capacité de GE pour 2029 glisse vers 2030 en raison de goulets d'étranglement dans l'ingénierie, les achats et la construction (EPC). Chevron vient de signer un contrat d'enlèvement de 20 ans avec Microsoft au Texas, l'un des plus longs accords de ce type à ce jour, un signe que certaines de ces capacités électriques dites « de transition » n'en sont pas vraiment.

Le réseau lui-même est vieillissant, et quelqu'un doit payer pour le remplacer. Sur Columbia Energy Exchange, Doug Arent et Robin Millican, de Columbia, ont chiffré précisément l'histoire de la base tarifaire : les dépenses d'investissement en distribution ont augmenté d'environ 160 % entre 2003 et 2023, pour atteindre près de 51 milliards de dollars, représentant désormais 43 % des dépenses d'investissement des services publics détenus par des investisseurs, avec 70 % des transformateurs de puissance âgés de plus de 25 ans, 60 % des disjoncteurs de plus de 30 ans, et une augmentation de 150 % des câbles et lignes depuis 2019. C'est ce qui sous-tend le taux de croissance annuel composé du bénéfice par action des services publics. Mais ce sont les sceptiques du groupe cette semaine : ils notent que la croissance de la demande n'est pas le principal moteur national des prix (c'est le combustible), et que dans les États exigeant un engagement financier, « la demande attendue est en baisse d'un tiers. » Un contrepoids utile face à l'emballement.

Le débat

C'est le moment le plus tranché de la semaine, car les positions haussières et baissières ont enfin cessé de se parler sans s'écouter.

Camp haussier : La demande est contractualisée, pas spéculative. Sur Money Rehab, la stratège en chef des investissements de Hightower, forte de 35 ans d'expérience sur le secteur industriel, a indiqué que les valeurs « pelles et pioches » (Quanta, GE Vernova, Vertiv, Eaton, Rockwell, Vistra) ont enregistré une croissance moyenne de leur carnet de commandes de 34 % sur un an, contre une norme historique de 5 %. « Le carnet de commandes, c'est ce qui colle le mieux. C'est contractualisé. » Elle a souligné que Quanta a relevé son marché total adressable (TAM) pour 2030 de 960 milliards à 2 400 milliards de dollars lors d'une récente journée investisseurs, et que GE Vernova est « vendu jusqu'en 2028 » dans le domaine de l'électricité. L'argument le plus solide : il s'agit d'une réévaluation pluriannuelle du réseau, des IPP, du gaz et des équipements ensemble, financée par des dépenses d'investissement des hyperscalers d'environ 800 milliards de dollars cette année (en hausse de 75 %), en route vers environ 1 100 milliards de dollars.

"You're putting very high multiples on what is basically the front end of the investment."

Camp baissier : Cette citation est d'Erik, sur Monetary Matters, et signifie : « Vous appliquez des multiples très élevés à ce qui n'est, en réalité, que le tout début de l'investissement. » C'est la formulation baissière la plus claire de l'année. Son inquiétude n'est pas que la demande soit fictive, il pense d'ailleurs que les dépenses d'investissement « se dirigent vers un trillion de dollars ». Son inquiétude, c'est qu'« on ne paierait pas 40 fois les bénéfices pour des connecteurs » si le marché croyait vraiment que ce cycle est cyclique. Si la dérivée seconde se retourne, passant de 400, 600, 800 milliards, à un trillion de dollars, puis retombant à 750 milliards, ce sont les valeurs de la chaîne d'approvisionnement aux multiples les plus élevés qui seront les plus durement réévaluées. Même le camp haussier reconnaît ce mécanisme : si les dépenses d'investissement retombent de 800 à 500 milliards de dollars, « tout cet édifice commence à se défaire. » Le débat ne porte donc pas sur la hausse ou la baisse, mais sur le multiple que l'on est prêt à payer pour le tout début du cycle d'investissement de quelqu'un d'autre.

Une réserve honnête : l'actualité de cette semaine penchait plutôt du côté haussier sur la demande physique, et seules les deux émissions de stratégie de marché ont exprimé l'argument baissier sur la valorisation. Personne n'a formulé d'argument sérieux du type « les renouvelables et l'efficacité énergétique plafonnent l'ensemble du mouvement », il faudra voir si cet argument émerge la semaine prochaine.

Les valeurs à suivre

Les IPP (VST, CEG, TLN) sont l'expression la plus pure du trade de la rareté ; les pics de prix observés durant la vague de chaleur montrent précisément comment les spreads du marché de gros réagissent lorsque les réserves s'amenuisent. GE Vernova a été cité cette semaine à la fois comme argument haussier et baissier : vendu jusqu'en 2028 sur une émission, exemple type du risque de multiple cyclique sur une autre. Vertiv a reçu sa propre déclaration élogieuse sur Money On Tap, présenté comme le fournisseur dominant du refroidissement liquide, alors que seulement 20 à 30 % des centres de données IA en sont équipés. Quanta (PWR) est la valeur pure de main-d'œuvre pour le réseau derrière cette vague de 51 milliards de dollars de dépenses d'investissement en distribution.

Effets de contagion

Ces fils se rejoignent d'une manière que les analystes concentrés sur une seule valeur manquent parfois :

Groupes électrogènes (CMI, CAT) : Le chiffre de 2 GW en aval du compteur constitue un carnet de commandes direct pour les moteurs alternatifs. Lorsque les turbines de Baker Hughes et Siemens sont vendues jusqu'en 2028-2030, ce sont les moteurs et les piles à combustible qui absorbent le surplus.
Cuivre et appareillage de commutation (FCX) : Sur Interchange Recharged, Nick Chaset, de Siemens, a expliqué le passage au courant continu 800 volts à mesure que les racks dépassent 1 MW, une conception qui réduit la consommation de cuivre jusqu'à 45 % et qui nécessite de nouveaux disjoncteurs à semi-conducteurs. À surveiller : les architectures en courant continu constituent un frein modéré à la consommation de cuivre par rack, même si la demande totale explose, et un vent porteur pour l'appareillage de commutation de nouvelle génération.
Les hyperscalers financent le réseau : Sur Let's Talk Energy, Per Christian Honningsvaag, de Microsoft, a réaffirmé l'engagement de payer directement les mises à niveau du transport et des postes électriques, et a cité GE Vernova et Schneider comme partenaires de digitalisation. Electric Perspectives a montré ce mécanisme en action : Alliant a obtenu, dans l'Iowa, un gel tarifaire de cinq ans en faisant payer à QTS le coût marginal de 500 MW à 1 GW de charge, le client finance la construction, et les abonnés existants ne voient pas leur facture augmenter. C'est ce modèle qui maintient la validité du permis politique accordé à ce secteur.

Ce qui a changé

Le récit sur la fiabilité s'est durci. InvestTalk a signalé que la NERC n'a émis que sa troisième alerte rare de son histoire, avertissant que des grappes de centres de données basculent spontanément sur leur alimentation de secours lors de perturbations mineures, avec des variations de charge de plus de 50 MW en quelques minutes. Côté offre, Factor This a noté que la file d'attente médiane de raccordement de PJM reste de 60 mois, même après l'ordonnance 2023 de la FERC, les promoteurs ayant besoin de « 10 projets pour en faire aboutir 2. » Les deux vont dans le même sens : la contrainte s'aggrave encore, ce qui est favorable à ceux qui disposent déjà de capacité, d'un carnet de commandes ou d'une position validée dans la file d'attente, et brutal pour ceux qui n'en ont pas.

À surveiller la semaine prochaine : tout commentaire sur l'enchère de capacité de PJM, de nouveaux contrats d'enlèvement en aval du compteur sur 20 ans à l'image de l'accord Chevron/Microsoft, et l'apparition éventuelle d'un argument baissier crédible fondé sur l'efficacité énergétique ou les renouvelables.