Le 29 septembre, le régulateur fédéral américain de l’énergie met un frein à une procédure d’urgence. Le 2 octobre, un géant du cloud propose de payer lui-même une partie de la facture. Entre les deux, la même interrogation : qui règle l’électricité que réclament les centres de données d’IA ?
Oracle s’engage à payer, sans dire combien
Le 2 octobre, Oracle a annoncé qu’il souscrirait une partie de la production de la centrale nucléaire de Point Beach, dans le Wisconsin. L’objectif affiché : épargner environ 300 millions de dollars de coûts de combustible aux clients des distributeurs de l’État. Le distributeur We Energies, qui achète la production de la centrale à NextEra Energy Point Beach, décrit une souscription volontaire à « une partie de l’énergie de plus en plus chère » qu’il est tenu d’acheter. Ces coûts sortent ainsi de la facture des autres clients.
L’annonce s’adosse à Project Lighthouse, le campus qu’Oracle développe à Port Washington et dont il promet de financer intégralement les coûts d’énergie. Elle suit un dépôt de WEC Energy, la maison mère de We Energies, auprès de la SEC (le gendarme de la Bourse américaine) : un contrat signé le 14 août avec NextEra, portant sur 86 % de la production des deux réacteurs pour vingt ans, à partir d’octobre 2030 pour le premier et de mars 2033 pour le second.
Les données décisives manquent. Ni Oracle ni We Energies n’ont publié la part de production souscrite, la durée de l’engagement ni la puissance concernée. Les détails iront à la Commission des services publics du Wisconsin (PSC) « dans les prochains mois », et la souscription attend son approbation. Mahesh Thiagarajan, vice-président exécutif d’Oracle Cloud Infrastructure, avance « plus d’un million de clients » bénéficiaires. Répartie sur ce million, l’économie de 300 millions de dollars représenterait au plus 300 dollars par client, sur une durée que personne n’a encore fixée.
La FERC gèle la procédure d’urgence de PJM jusqu’en février 2027
De l’autre côté, un dispositif public, et un régulateur qui ne veut pas le laisser filer. PJM, gestionnaire de réseau couvrant treize États, voulait lancer le 30 septembre une procédure exceptionnelle, la Reliability Backstop Procurement, pour contracter sur quinze ans des capacités de production neuves. La raison tient à l’enchère de capacité 2027/2028 : elle a manqué de 6 623 MW l’objectif de fiabilité. Le MW (mégawatt) mesure ici la puissance disponible sur le réseau. L’ordonnance de la FERC (Commission fédérale de régulation de l’énergie) attribue ce déficit d’abord à 5 250 MW de croissance de charge prévue, dont près de 5 100 MW dus aux centres de données.
Le 29 septembre, la FERC a accepté le dispositif, mais l’a suspendu cinq mois : entrée en vigueur au 28 février 2027, sous réserve de remboursement. Elle ouvre en parallèle une procédure écrite sur trois points : la répartition des coûts, les règles de sortie d’un gestionnaire de transport et les garanties financières exigées des fournisseurs d’électricité au détail. Le même jour, PJM ouvrait sa revue annuelle des demandes des centres de données, avec pour la première fois un consultant indépendant.
Un contrat privé contre un filet collectif
Oracle offre la rapidité et la propreté comptable : un acteur qui consomme paie, par contrat, pour que les autres ne paient pas. PJM offre la sécurité d’approvisionnement : des capacités neuves garanties sur quinze ans, financées collectivement parce que le réseau est un bien partagé.
L’engagement d’Oracle est volontaire, borné à un périmètre de clients, et ses termes restent inconnus. Il protège ceux qu’il nomme. Le mécanisme de PJM engage treize États et force à trancher une question que personne ne veut trancher : à qui l’on impute le coût d’une capacité construite pour des machines qui n’existent pas encore. La FERC met en doute cette clé de répartition, et c’est elle qui pèsera sur la facture des ménages.
Les deux démarches butent sur le même obstacle : la prévision. Les 5 100 MW attribués aux centres de données sont une charge anticipée, pas mesurée. Si elle ne se matérialise pas, quelqu’un aura payé des centrales pour rien. Si elle se matérialise sans financement clair, c’est le client domestique qui règle. L’arrivée d’un consultant indépendant dans la revue de PJM montre que les déclarations des opérateurs ne suffisent plus.
L’électricité entre dans le cahier des charges de l’IA
Jusqu’ici, l’énergie figurait au bilan comme un poste d’exploitation. Elle entre désormais dans les décisions de conception : où l’on implante la capacité de calcul, avec quel contrat d’approvisionnement, et à quelle date la puissance sera réellement livrée. Le campus d’Oracle est adossé à son contrat nucléaire, et le réseau de PJM doit désormais compter avec l’appétit de ses centres de données.
Trois conséquences se dessinent, et elles relèvent de notre lecture, pas des documents cités. D’abord, la date de mise en service d’une capacité de calcul dépendra autant du calendrier des régulateurs que de celui des fournisseurs de puces. Ensuite, un opérateur qui réserve de la puissance sans l’utiliser aura de plus en plus de mal à le faire gratuitement, ce qui favorise les charges de travail capables de se déplacer ou de se décaler. Enfin, vous aurez intérêt à demander à vos fournisseurs de cloud où et sous quel contrat tourne l’inférence que vous achetez : cette information pèsera tôt ou tard sur le prix et sur la disponibilité.
Deux rendez-vous sont fixés : l’avis de la PSC du Wisconsin sur la souscription d’Oracle, dont les termes seront alors publics, et la procédure écrite de la FERC avant le 28 février 2027. Ils diront si les régulateurs jugent soutenable, pour financer l’IA, l’engagement de gré à gré, le filet collectif, ou aucun des deux en l’état.
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