Newsletter · 2026-07-17 · Ashutosh Agarwal

L'uranium atteint un record tandis que le nouveau nucléaire se heurte à un mur de financement - Powering AI: Grid, Gas, Generation & Nuclear - Semaine du 17 juillet 2026

Newsletter Powering AI sur les infrastructures pour la semaine du 17 juillet 2026. Le prix à terme de l'uranium a établi un record absolu tandis que le nouveau nucléaire calait devant un mur de financement, les turbines à gaz restaient épuisées pour des années, et les podcasts de la semaine débattaient de qui assume réellement le risque de construire l'alimentation électrique de l'IA.

Powering AI: Grid, Gas, Generation & Nuclear

Semaine du 17 juillet 2026 : l'uranium atteint un record tandis que le nouveau nucléaire se heurte à un mur de financement

Tout le monde s'accorde à dire que la demande est réelle et considérable. Ce dont les podcasts ont débattu cette semaine est plus discret mais plus utile : qui assume réellement le risque de construire l'électricité. Le nouveau nucléaire continue de se heurter à un mur de financement, même avec l'argent public sur la table, les turbines à gaz sont épuisées pour la majeure partie d'une décennie, et le seul chiffre qui a bougé sans aucun drame est le prix à terme de l'uranium, qui vient d'inscrire un record absolu. Pour quiconque détient quoi que ce soit dans ce complexe, cette semaine a porté sur la plomberie, pas sur le battage médiatique.

TL;DR

Le prix à terme de l'uranium a atteint un record d'environ 95 $/lb, le plus haut jamais enregistré, tandis que le spot se situe autour de 85 $. Plusieurs podcasts estiment que les mineurs ont nettement sous-performé la matière première.
Le problème du nouveau nucléaire n'est pas le réacteur, c'est le contrat. Les « accords » des hyperscalers sont pour la plupart non contraignants, faisant peser environ 100 % du risque de construction sur le promoteur, alors même qu'une start-up (Aalo) affirme avoir atteint la criticité le 4 juillet.
Les turbines à gaz sont pratiquement épuisées (délais de 7 à 8 ans), si bien que les data centers s'emparent de tout ce qui brûle, des moteurs d'avion aux groupes électrogènes diesel, ce qui pousse les tarifs de l'électricité à la hausse et entraîne dans son sillage le cuivre, le gaz et les groupes électrogènes.

Ce qui est nouveau

Le prix à terme de l'uranium a discrètement établi un record absolu. Sur Sprott Radio, Per Jandier, directeur du combustible nucléaire chez WMC, a indiqué que le prix à terme mensuel, celui auquel les compagnies d'électricité signent réellement des contrats pluriannuels, avait atteint 94 $ sur UX et 95 $ sur TradeTech, « le plus haut jamais atteint », n'étant égalé que par le pic de 2007. Le spot reste bloqué autour de 85 $. Son point clé pour quiconque intervient sur ce marché : le prix à terme fixe un plancher sous le spot, car lorsque l'écart dépasse environ 15 $ la livre, « ce carry trade devient une évidence », un trader achète simplement au comptant, porte la position, et revend à terme à une compagnie d'électricité. Il a également signalé que l'activité contractuelle des compagnies d'électricité s'était accélérée « ces deux dernières semaines », l'Inde ayant conclu deux contrats importants avec Kazatomprom et Cameco, et l'offre continuant de trébucher (Kazatomprom manque d'acide sulfurique et privilégie « la valeur au volume », l'inondation du printemps en Saskatchewan chez Cameco étant désormais résolue). Pourquoi c'est important : un prix à terme record avec un spot à la traîne est exactement la configuration que recherchent les contrariens, et cela se répercute directement sur les prix réalisés de Cameco.

Le mur de financement du nouveau nucléaire a été détaillé de façon douloureuse. Le scénario baissier de la semaine vient de Decouple, où Michael Seely (de The Atomic Blender) a expliqué pourquoi presque rien ne se construit malgré des incitations couvrant jusqu'à la moitié du coût des projets. Les coûts des petits réacteurs modulaires (SMR) dérivent à nouveau vers la réalité des grands réacteurs, la première unité de Darlington en Ontario coûte environ 4,5 milliards de dollars américains, très loin du discours « 1 milliard de dollars par réacteur », et l'accord phare de NuScale dans l'Utah (UAMPS) s'est déjà effondré. Le détail décisif : les contrats d'achat d'électricité (PPA) que signent les hyperscalers sont non contraignants, « nous achèterons l'électricité si elle existe, à partir de telle date, à tel prix », ce qui « transfère 100 % du risque sur celui qui développe le projet. Le client ne prend aucun risque. » C'est pourquoi, selon Seely, les fournisseurs ne peuvent pas passer de commandes fermes de composants, et toute la chaîne reste bloquée à des installations de démonstration isolées au lieu d'un carnet de commandes de dix unités. Pourquoi c'est important : c'est une mise en garde directe sur les valeurs SMR et un rappel que l'engagement d'achat signé, non l'enthousiasme, est le catalyseur à surveiller.

Pendant ce temps, une start-up de réacteurs affirme avoir réellement démarré. Sur Energy News Beat et CC Pod, Yasir Arafat, directeur technique d'Aalo Atomics, a déclaré que l'entreprise avait conçu, construit et atteint la « criticité » (le point où un réacteur entretient une réaction nucléaire) sur un réacteur flambant neuf le 4 juillet 2026, en moins de douze mois, l'une des lauréates du programme pilote de réacteurs du DOE de l'administration Trump, le secrétaire à l'Énergie Chris Wright ayant signé le feu vert sur place dans l'Idaho. La proposition de conception d'Arafat est la partie intéressante pour les investisseurs : un « module » de 50 mégawatts construit à partir de cinq petits réacteurs et trois turbines avec redondance intégrée, dimensionné pour se placer à côté d'un data center et remplacer une turbine à gaz, avec un objectif de coût à long terme de 3 cents par kilowattheure. Aalo fait passer une usine de 40 000 à 200 000 pieds carrés cette année et, élément crucial, utilise du combustible standard faiblement enrichi plutôt que le HALEU encore rare dont tous les autres ont besoin. Pourquoi c'est important : c'est le contrepoint opérationnel au scepticisme de Decouple, du matériel réel existe, mais notez la tension : Aalo est une entreprise privée, et l'argument de Seely sur qui paie s'applique toujours une fois passée l'étape de la démonstration.

Les turbines à gaz sont épuisées, donc les data centers brûleront n'importe quoi. Sur Renewable Rides, Robbie Orvis d'Energy Innovation a expliqué que si l'on commande aujourd'hui une nouvelle turbine à gaz à l'échelle du réseau, GE ou un concurrent répondra « rendez-vous dans sept, huit ans ». Le résultat est une ruée vers l'électricité « en aval du compteur », les data centers « récupérant de vieux moteurs d'avion, en gros tout ce qu'ils peuvent trouver », et, dans sa propre région du nord de la Virginie, des odeurs de générateurs diesel. Il a affirmé que le coût « n'est tout simplement pas un problème ». Ses modèles montrent que les tarifs de gros de l'électricité augmenteront d'environ 74 % d'ici 2035, à mesure que l'offre propre bon marché s'épuise et que des unités plus coûteuses fixent le prix, les coûts de distribution étant désormais l'un des principaux moteurs des factures des ménages. Pourquoi c'est important : les délais de livraison pluriannuels des turbines constituent le goulet d'étranglement le plus net de toute la chaîne, une aubaine pour le carnet de commandes des équipementiers, et la raison pour laquelle le gaz hors réseau et les groupes électrogènes continuent de remporter des contrats.

Le Texas s'apprête à tenter de doubler son réseau en cinq ans. Sur l'Energy Capital Podcast, Bryn Baker de la Texas Energy Buyers Alliance a décrit le nouveau processus « par lots » d'ERCOT pour raccorder les charges géantes : environ 35 gigawatts de nouvelle charge ferme plus environ 65 gigawatts supplémentaires à l'étude, soit jusqu'à 110 gigawatts sur cinq ans, contre une pointe actuelle du système d'environ 86 gigawatts. Environ 37 milliards de dollars de transport sont déjà prévus, poussant les coûts à la hausse d'environ 3,5 % par an pour tout le monde même avant les nouvelles charges, et une bataille est en cours sur la répartition de la facture (le débat d'allocation des coûts « 4CP contre 12CP ») ainsi qu'une charge minimale proposée pour les grandes charges afin qu'elles ne puissent pas échapper à leur part. Sa formule simple sur le transport : c'est comme convertir « des autoroutes à deux voies en autoroutes à huit voies » avec de nouvelles lignes à 765 kV. Pourquoi c'est important : c'est l'histoire de croissance de la base tarifaire sur laquelle comptent les compagnies d'électricité et les équipementiers, et le Texas en est le fer de lance.

Le débat

Haussiers. Le fil conducteur de la semaine est un véritable supercycle pluriannuel qui tire vers le haut réseau, production, gaz et uranium à la fois. Sur Mission Matters, Jim Struger de Kineo Capital a chiffré le déficit électrique américain entre 60 et 90 gigawatts d'ici 2030, « en équivalent réacteurs nucléaires... entre 60 et 90 réacteurs manquants », et a souligné que l'État y met un poids réel : le Département de l'Énergie invoque le Defense Production Act pour traiter le calcul IA et la pile énergétique comme une question de sécurité nationale, environ 18 milliards de dollars de prêts du DOE pour dix réacteurs Westinghouse AP1000, et la FERC demandant aux hyperscalers d'« apporter leur propre électricité ». Il s'appuie sur la prévision de Jensen Huang de Nvidia de 3 000 à 4 000 milliards de dollars de dépenses annuelles en infrastructure IA d'ici 2030 (un taux de croissance annuel d'environ 48 % à partir d'une base d'environ 500 milliards de dollars) et de 8 500 milliards de dollars d'ici 2040, et, fait révélateur, il investit « tout autour du data center... jusqu'au réseau », jamais dans le logiciel qui s'y superpose. Le discours optimiste était le plus retentissant sur The Angry Clean Energy Guy, où Assaad Razzouk a qualifié les data centers de « catalyseur et financier ultime » de la modernisation du réseau, citant 6 700 milliards de dollars de dépenses IA/data centers d'ici 2030 dont plus de 1 300 milliards allant vers la production et le transport, et une demande texane qui se dirige vers 367 gigawatts d'ici 2032.

Baissiers. Les sceptiques ne contestent pas la demande, ils contestent le calendrier et la question de qui paie. Le mur de financement de Decouple en est la version la plus tranchante : sans engagement d'achat ferme ni garantie du risque de construction, les projets calent, aussi bonnes que paraissent les incitations. Sur Money of Mine, Matt Griffin, pourtant haussier sur la matière première elle-même, a été direct : les SMR ne feront « aucune différence avant la fin de cette décennie », et le cycle de fonds de roulement pour les nouvelles mines est « brutal » (Lotus ne verra ses premières rentrées de trésorerie qu'environ un an après la mise en service). Et sur Open Circuit, le panel a montré que le réseau navigue déjà à l'aveugle, PJM prévoyait un pic estival de 156 gigawatts et en a obtenu environ 166, tandis que le gaz ne pourra livrer dans PJM qu'en 2031-2032, laissant un écart chaotique et désordonné que les acteurs décentralisés et en aval du compteur ne peuvent combler que partiellement. Lecture honnête : cette semaine, le scénario baissier portait sur le séquençage et le financement, pas sur le fait que la demande serait fictive. Personne n'a soutenu de façon crédible que la croissance de la charge ne se matérialiserait pas.

Les valeurs à suivre

Cameco (CCJ) est le bénéficiaire le plus net du prix à terme record. L'invité de Sprott a noté que Cameco atteint largement ses objectifs de production après avoir résolu la perturbation liée à l'inondation en Saskatchewan, et sur Money of Mine, Griffin a indiqué que Cameco « verrouille des contrats au-dessus de 100 dollars la livre sur base long terme... avec des plafonds allant jusqu'à 140, 150 dollars ». La mise en garde récurrente, tant dans les deux épisodes sur l'uranium que sur In it to Win it (Nomi Prins), est que ce sont les promoteurs et les juniors qui ont déçu, Prins apprécie toujours les producteurs « nationaux et canadiens » pour le second semestre, mais Griffin ne touche pas aux valeurs de pré-production et ne détient que Paladin. Prochain catalyseur : la prochaine publication mensuelle du prix à terme et la poursuite ou non de l'accélération contractuelle des compagnies d'électricité.

GE Vernova (GEV) et Caterpillar (CAT) ont été cités comme les gagnants côté équipement de la ruée vers le gaz pour l'électricité. Sur Squawk on the Street, Jim Cramer et David Faber ont signalé les deux comme bénéficiaires de l'accord Microsoft-Chevron pour acheminer le gaz directement vers des turbines sur site, Cramer soutenant que les groupes électrogènes diesel et gaz de Caterpillar, regroupés près du gaz de Marcellus et d'Utica, sont « le moyen le moins cher d'obtenir des gigawatts » totalement hors réseau, et notant que GE Vernova est désormais une entreprise d'environ 290 milliards de dollars, née comme le maillon délaissé de GE. Il s'agit de commentaires de commentateurs boursiers, pas de prévisions d'entreprise, à pondérer en conséquence, mais le carnet de commandes de turbines de sept à huit ans décrit par Orvis en est le fondement.

Constellation (CEG) et Vistra (VST) ont été cités sur Stock Club comme le moyen « valeur sûre » de détenir du nucléaire face aux paris « spéculatifs » purs, le redémarrage de Three Mile Island soutenu par Microsoft étant cité comme un catalyseur à court terme pour Constellation. Côté SMR, les mêmes animateurs ont présenté NuScale (SMR) (visant un réacteur d'ici 2030), Oklo (OKLO) (première unité visée en 2027, vente directe aux data centers), et les « pelles et pioches » du combustible, Centrus étant le seul fournisseur de HALEU homologué aux États-Unis, tout en reconnaissant que seulement deux SMR sont exploités commercialement aujourd'hui, tous deux au-dessus du budget et en retard sur le calendrier. À lire en parallèle de l'avertissement de Decouple avant d'extrapoler sur les valeurs.

Répercussions

Groupes électrogènes (CMI, CAT) : le carnet de commandes de turbines est le cadeau qui continue de profiter à tout ce qui produit de l'électricité sur site. Quand Orvis dit que le coût « n'est pas un problème » et que Cramer qualifie le diesel-plus-gaz de voie la moins chère vers les gigawatts, c'est une demande de moteurs et de groupes électrogènes qui n'attend pas le réseau.
Cuivre et métaux (FCX, et le complexe câbles/conducteurs) : chacune de ces constructions est gourmande en cuivre. Sur Equity Mates, les animateurs ont noté que le data center de Microsoft à Chicago, à 500 millions de dollars, a utilisé 2 177 tonnes de cuivre, et cité BHP et Freeport-McMoRan comme les plus gros producteurs ; la demande énergétique des data centers a progressé de 17 % en 2025 et devrait doubler d'ici 2030. Plus concrètement, Gunnison Copper affirme vendre déjà de la cathode directement à Amazon Web Services et poursuivre un projet qui pourrait fournir environ 11 % du cuivre raffiné américain. Le cuivre est la pelle et la pioche sous tout ce thème.
Midstream gazier et GNL (WMB, KMI, LNG) : le même gaz de Marcellus et d'Utica qui alimente les turbines hors réseau alimente aussi la machine à exporter. RBN Energy a détaillé un projet GNL relancé dans la région de Philadelphie (Eddystone, 950 MMcf/j) qui s'appuierait sur le gazoduc Transco de Williams et le TETCO d'Enbridge, et a recensé neuf projets GNL américains ayant déjà atteint la décision finale d'investissement, soit environ 11 Bcf/j de nouvelle capacité d'exportation d'ici le début des années 2030. La demande domestique de gaz des data centers et la demande d'exportation de GNL se disputent désormais les mêmes molécules.
Enrichisseurs et acteurs du cycle du combustible : la décision d'Aalo d'utiliser du combustible standard faiblement enrichi est elle-même révélatrice, elle indique que la chaîne d'approvisionnement en HALEU dont ont besoin les conceptions les plus avancées reste « encore à quelques années », ce qui est haussier pour la rareté chez les rares enrichisseurs homologués (Centrus a été cité) et un facteur limitant pour le reste du secteur des SMR.
Hyperscalers finançant les accords (META, MSFT, AMZN) : ils sont le bilan derrière tout cela, le projet d'environ 5 gigawatts de Meta avec Entergy, le gaz hors réseau de Microsoft-Chevron, l'achat direct de cathode de cuivre par Amazon. Mais selon Decouple, leurs PPA transfèrent jusqu'à présent très peu de risque, il faut donc surveiller le premier engagement hyperscaler véritablement ferme et signé, c'est le moment où l'économie des promoteurs changera.

Ce qui a changé

La nouvelle donnée de la semaine est le retour de bâton politique côté demande. Sur Closed! NYC's Real Estate Podcast, la sénatrice de l'État de New York Kristen Gonzalez a présenté un projet de loi instaurant un moratoire d'un an sur les data centers, notant que l'État compte plus de 28 propositions d'hyperscalers totalisant environ 9 000 mégawatts, soit environ un tiers de la consommation actuelle de New York, et que la consommation électrique des data centers américains, environ 4 % du total aujourd'hui, devrait tripler d'ici trois ans. Associée à la position « apportez votre propre électricité ou payez une prime » reprise par la gouverneure Hochul, c'est un rappel que l'implantation locale et la politique du choc tarifaire deviennent un véritable facteur limitant, et non plus un simple à-côté, à surveiller à mesure que d'autres États emboîtent le pas.