DATA Act 2026 : Alimentation Hors Réseau pour les Centres de Données IA

L'Acte DATA du Sénateur Cotton exempte les centres de données hors réseau de la FERC. Analyse du contournement réglementaire, de l'évitement de la file d'attente d'interconnexion, et des implications infrastructurelles.

Blake Crosley

Feb 03, 2026 16 min read Disclaimer

DATA Act 2026 : Alimentation Hors Réseau pour les Centres de Données IA

Cinq ans. Le temps moyen pour qu'un projet de centre de données navigue dans la file d'interconnexion du réseau américain est passé de moins de deux ans en 2008 à près de cinq ans aujourd'hui, les projets californiens s'étendant au-delà de neuf ans.¹ Le sénateur Tom Cotton a introduit le Decentralized Access to Technology Alternatives (DATA) Act le 8 janvier 2026, proposant un contournement : exempter les centres de données qui construisent leur propre infrastructure électrique hors réseau de la supervision de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) entièrement.² Pour les opérateurs d'infrastructure confrontés à 2 600 GW de projets bloqués dans les files d'interconnexion, la législation offre une voie potentielle de déploiement qui contourne le goulot d'étranglement principal limitant l'expansion de l'infrastructure IA.

TL;DR

Le DATA Act crée une nouvelle catégorie de services publics appelée "consumer-regulated electric utilities" (CREUs) qui exempte les installations complètement déconnectées du réseau principal des dispositions du Federal Power Act, incluant la régulation des tarifs FERC, les normes de fiabilité, les règles d'interconnexion, et la planification de transmission.³ Les entreprises construisant des systèmes électriques hors réseau éviteraient les études d'interconnexion et les exigences de mise à niveau qui ajoutent actuellement 4-6 ans aux délais de projet.⁴ L'exemption prend fin immédiatement lors de la connexion au réseau, et les exigences environnementales et de zonage restent en vigueur.⁵ Une législation similaire a été adoptée dans le New Hampshire en 2025, fournissant un précédent au niveau étatique pour l'approche fédérale.⁶

La Crise d'Interconnexion : Pourquoi le Hors Réseau Importe

Comprendre le DATA Act nécessite de reconnaître l'ampleur du goulot d'étranglement d'interconnexion qui contraint le développement des centres de données.

Statistiques du Carnet de Commandes

Métrique	Valeur	Tendance
Total du carnet de commandes U.S.	2 600+ GW	2x la capacité installée actuelle
Temps d'attente moyen (2024)	~5 ans	En hausse depuis <2 ans en 2008
Pire cas californien	9+ ans	Extrêmes régionaux
Virginie du Nord	7 ans	Marché primaire des centres de données
Taux de succès des projets (2000-2018)	20%	80% échouent à atteindre l'opération

Sources : Berkeley Lab¹, Wood Mackenzie⁷, ENR⁸

Seulement 20% des projets demandant une interconnexion entre 2000 et 2018 ont jamais atteint l'exploitation commerciale.¹ Le taux de réussite s'est détérioré à mesure que les volumes des files ont augmenté. Plus de 2 000 GW de projets restent bloqués dans les files d'interconnexion à travers les ISOs et RTOs.⁹

État Régional des Files d'Attente

Opérateur de Réseau	Carnet de Commandes	Pipeline d'Étude 2026	Contrainte Clé
PJM	60+ GW	Sous étude active	Capacité de traitement des études
MISO	170+ GW	Délais de 4+ ans	Lourd en solaire/éolien/stockage
ERCOT	8 GW demandes de charge importante	Augmentation de 700% 2023-2024	Croissance rapide de la demande
CAISO	Pires taux de réussite	Délais de 9+ ans	Complexité des politiques étatiques

Sources : Zero Emission Grid¹⁰, CTVC¹¹, CenterPoint Energy¹²

ERCOT a connu un pic de 700% dans les demandes d'interconnexion de charges importantes de 2023 à 2024, avec CenterPoint Energy rapportant une croissance de 1 GW à 8 GW de fin 2023 à fin 2024.¹² La vitesse relative du marché texan laisse encore les projets face à des délais de plusieurs années.

Dispositions du DATA Act : Ce Que Fait le Projet de Loi

La législation crée des exemptions réglementaires pour les systèmes électriques entièrement isolés desservant les centres de données et autres charges industrielles énergivores.

Définitions Clés

Terme	Définition	Implication
Consumer-Regulated Electric Utility (CREU)	Système électrique hors réseau desservant de nouvelles charges	Nouvelle catégorie réglementaire
Entièrement isolé	Aucune connexion au réseau traditionnel	Déclencheur d'exemption
Nouvelles charges électriques	Charges non précédemment desservies	Empêche le détournement de charge existante

Source : Texte du DATA Act³⁵

Exemptions Réglementaires

Exigence Actuelle	Statut Sous le DATA Act	Impact
Régulation des tarifs FERC	Exempté	Tarification privée
Normes de fiabilité	Exempté	Normes auto-déterminées
Règles d'interconnexion	Exempté	Pas de processus de file
Planification de transmission	Exempté	Pas d'allocation de coût de mise à niveau
Approbation de fusion	Exempté	Flexibilité M&A
Lois environnementales/zonage	S'appliquent toujours	Pas de contournement environnemental

Source : Utility Dive¹³, DCD²

Les CREUs recevraient aussi des exemptions du Public Utility Regulatory Policies Act et du Public Utility Holding Company Act.⁵ Les exemptions prennent fin immédiatement si un CREU se connecte au réseau, empêchant les arrangements hybrides qui pourraient choisir sélectivement les avantages réglementaires.

Comparaison au Précédent Étatique

Juridiction	Législation	Statut	Portée
New Hampshire	Exemption hors réseau	Signée 2025	Lois des services publics étatiques
Fédéral (proposé)	DATA Act 2026	Introduit le 8 jan 2026	Federal Power Act
Modèle ALEC	Législation modèle	Publié jan 2026	Modèle pour les états

Sources : Reason⁶, MeriTalk¹⁴

Le gouverneur républicain du New Hampshire Kelly Ayotte a signé une législation en 2025 exemptant les fournisseurs d'électricité hors réseau des lois étatiques sur les services publics.⁶ L'American Legislative Exchange Council (ALEC) a publié une législation modèle étatique en janvier 2026 suite à l'introduction du projet de loi fédéral de Cotton.¹⁴

Piste Réglementaire Parallèle de FERC

Alors que le projet de loi de Cotton propose de contourner FERC, la commission a poursuivi ses propres réformes pour adresser l'interconnexion des centres de données.

Ordre FERC de Décembre 2025

Action	Exigence	Date Limite
Révisions du tarif PJM	Procédures d'interconnexion de génération	20 janvier 2026
Nouveaux services de transmission	Demande de Contrat Ferme/Non-Ferme	Mémoires dus le 16 fév 2026
Date limite de réponse	Commentaires de l'industrie	18 mars 2026
Date limite de réplique	Arguments finaux	17 avril 2026

Source : FERC¹⁵, K&L Gates¹⁶

Le 19 décembre 2025, FERC a ordonné à PJM de réformer son tarif pour la génération et charge co-localisées, trouvant le tarif existant "injuste et déraisonnable" en raison du manque de clarté dans les tarifs et termes s'appliquant aux clients d'interconnexion.¹⁵ La commission a proposé deux nouveaux services de transmission basés sur les retraits nets plutôt que la charge brute.¹⁷

Directive DOE à FERC

Élément de Directive	Exigence	Délai
Initiation de réglementation	Accélérer l'interconnexion de charges importantes	Immédiat
Option de dépôt conjoint	Demandes co-localisées de charge et génération	Nouvelle procédure
Réduction du temps d'étude	Délais raccourcis	TBD d'ici avril 2026
Réduction des coûts de mise à niveau réseau	Financement participant plus faible	Sous considération

Source : Lettre DOE, White & Case¹⁸

Le 23 octobre 2025, DOE a instruit FERC d'initier une réglementation pour "accélérer rapidement l'interconnexion des charges importantes" d'ici le 30 avril 2026.¹⁸ La directive permettrait aux clients de déposer des demandes d'interconnexion conjointes, co-localisées de charge et génération directement à FERC.

Modèle de Financement FERC Actuel

Élément de Coût	Allocation Actuelle	Position de l'Industrie
Mises à niveau réseau	100% financé par participant	Barrière élevée
Coûts d'étude	Financé par participant	Dissuasion de file
Délai	4-6 ans typique	Menace de viabilité de projet

Source : ENR⁸

Le modèle de financement 100% participant de FERC exige que les clients de charges importantes paient le coût complet des mises à niveau du réseau, créant des barrières financières importantes au-delà des défis de délais.⁸

Alternative Behind-the-Meter : Marché Actuel

Le DATA Act codifie et étend les options émergeant déjà à travers les arrangements électriques behind-the-meter (BTM).

Échelle du Marché BTM

Métrique	Valeur	Source
Puissance BTM de centres de données projetée d'ici 2030	35+ GW	Boston Consulting Group
Pénurie électrique actuelle	45+ GW	Estimation BCG
Demandes d'interconnexion actives	12 000+ projets	Données de file
Capacité demandée (génération)	1 570 GW	Agrégat de file
Capacité demandée (stockage)	1 030 GW	Agrégat de file

Source : BCG via S&P Global¹⁹, Data Center Knowledge²⁰

Plus de 35 GW de puissance de centres de données sera auto-générée d'ici 2030, selon l'analyse de Boston Consulting Group.¹⁹ La projection reflète la réponse rationnelle des développeurs aux délais de file qui dépassent les périodes typiques de construction de centres de données de 12-18 mois.²¹

Options Technologiques BTM

Technologie	Capacité Typique	Délai de Permis	Dépendance Réseau
Moteurs alternatifs au gaz naturel	Jusqu'à 20 MW par unité	Permis de source mineure d'air	Aucune
Plateformes gaz modulaires	Jusqu'à 200 MW combiné	Permis de source mineure	Aucune
Piles à combustible	Évolutive	Déploiement rapide	Aucune
SMRs	Jusqu'à 300 MW	Licence NRC requise	Aucune
Solaire sur site + stockage	Variable	Dépendant de l'état	Sauvegarde optionnelle

Sources : VoltaGrid²², NuScale²³, S&P Global¹⁹

La plateforme modulaire Qpac de VoltaGrid utilise des générateurs à moteur alternatif produisant jusqu'à 20 MW chacun, combinables à 200 MW sous des permis de source mineure d'air.²² Les piles à combustible fournissent des délais de déploiement rapides comparés à la génération traditionnelle, servant de ressources "pont" pendant les attentes de connexion réseau.¹⁹

Potentiel SMR Sous le DATA Act

Développeur SMR	Capacité	Accords Centres de Données	Statut
NuScale	77 MW par module	Multiples annoncés	Certifié NRC
X-Energy	80 MW par module	Partenariat Amazon	Pré-licence
Kairos Power	75 MW thermique	Partenariat Google	Phase de démo
TerraPower	345 MW	Multiples discussions	Construction commençant

Sources : Deloitte²⁴, Last Energy²⁵, EIA²⁶

Les SMRs représentent une correspondance potentielle forte pour les demandes énergétiques des centres de données IA. Les SMRs sur site permettent aux opérateurs de contourner les longues files d'interconnexion réseau et de sécuriser une alimentation électrique dédiée et non-stop.²⁵ Parce que les SMRs se déploient par incréments modulaires, ils peuvent évoluer aux côtés des campus IA à mesure que la demande de calcul augmente.

Réactions Politiques et de l'Industrie

Le DATA Act a généré un soutien et une opposition prévisibles le long des lignes de services publics versus développeurs.

Arguments des Supporteurs

Argument	Promoteur	Base
Protège les payeurs de tarifs	Sénateur Cotton	Le hors réseau n'affecte pas les tarifs réseau
Accélère l'IA	Industrie tech	Contourne les files de 5 ans
Permet l'innovation	Défenseurs dérégulation	Supprime les barrières fédérales
Protection Arkansas	Cotton	Préoccupations locales de tarifs

Sources : Communiqué de Presse Cotton²⁷, Arkansas Democrat-Gazette²⁸

"Les centres de données consomment une quantité énorme d'électricité, dans certains cas autant que de petites villes. Si cette électricité vient juste de la génération électrique que nous avons sur le réseau qui alimente nos maisons et nos fermes et nos usines et nos lieux d'affaires, alors bien sûr il va y avoir une flambée des prix," a déclaré Cotton.²⁹

Arguments des Opposants

Argument	Promoteur	Base
Menace de revenus	Services publics électriques	Perte de gros clients
Transfert de coûts	Défenseurs consommateurs	Coûts fixes sur résidentiel
Préoccupations fiabilité	Opérateurs réseau	Ressources système réduites
Lacunes environnementales	Certains critiques	Pas de planification à l'échelle réseau

Sources : Utility Dive¹³, Arkansas Times³⁰

Les critiques soutiennent que si la législation réussit à attirer les charges importantes hors du réseau dans des accords bilatéraux, les coûts fixes pourraient se reporter sur les clients résidentiels et petites entreprises.¹³ La plupart des fournisseurs et clients veulent une sauvegarde réseau, limitant l'applicabilité pratique du projet de loi.⁶

Actions Étatiques

État	Action	Statut	Approche
Virginie	Tarifs spéciaux pour centres de données	Adopté	Conception de tarifs
Texas	Exigences de flexibilité SB6	Adopté	Mandat de réponse à la demande
New Hampshire	Exemption hors réseau	Signé 2025	Exemption réglementaire
Ohio	Sous considération	En attente	TBD

Source : MultiState³¹

Le Texas Senate Bill 6 exige que les nouvelles charges de plus de 75 MW se connectant à ERCOT soient flexibles et participent à la réponse à la demande, représentant la philosophie réglementaire opposée au projet de loi de Cotton.³¹

Implications de Planification d'Infrastructure

Le DATA Act crée des options stratégiques pour les opérateurs indépendamment de son adoption.

Comparaison des Délais de Projet

Approche	Délai Typique	Risque Réglementaire	Exigence Capitalistique
Connexion réseau traditionnelle	5-7 ans	Dépendant de position de file	Partage coût mise à niveau
Behind-the-meter (actuel)	18-36 mois	Permis étatique	Génération auto-financée
Sous DATA Act (si adopté)	12-24 mois	Exemption fédérale	Génération auto-financée
Co-localisation (réforme FERC)	2-4 ans	Conformité PJM	Partage coût mise à niveau

Estimations basées sur l'analyse de l'industrie⁸²⁰

Économie des Sources d'Énergie

Source	Capex ($/kW)	Opex ($/MWh)	Disponibilité	Compatible DATA Act
Connexion réseau	Variable	$45-80	99,9%+	N/A
Gaz naturel BTM	$800-1,200	$35-55	95-99%	Oui
SMR	$6,000-10,000	$25-40	90-95%	Oui
Solaire + stockage	$2,500-4,000	$0-15	85-95%	Oui

Estimations de l'industrie, variable par projet²⁴²⁵³²

Les connexions réseau offrent la plus haute disponibilité mais les délais les plus longs. Le gaz naturel BTM fournit le déploiement le plus rapide avec une technologie prouvée. Les SMRs offrent les coûts d'exploitation les plus bas à long terme mais les exigences de capital les plus élevées et les délais de déploiement les plus longs parmi les options hors réseau.

Exposition du Pipeline de Centres de Données

Métrique	Valeur	Implication
Projets ciblant l'exploitation 2026	105 projets, 8,9 GW	Capacité à court terme
Projets en construction	47 projets	Plus susceptibles de livrer
Temps de construction typique	12-18 mois	L'énergie est la contrainte
Projets à risque	~58 projets	Dépendants du timing de l'énergie

Source : CTVC¹¹

Plus de 8,9 GW à travers 105 projets de centres de données ciblent l'exploitation d'ici fin 2026, avec 47 déjà en construction.¹¹ Puisque les centres de données eux-mêmes ne prennent que 12-18 mois à construire, la disponibilité de l'énergie détermine si les projets entrent en service à temps.

Recommandations Stratégiques

Les 257 emplacements mondiaux d'Introl positionnent les équipes d'infrastructure pour évaluer à la fois les approches d'énergie traditionnelles et alternatives à mesure que les cadres réglementaires évoluent.

Pour les Planificateurs d'Infrastructure

Évaluez les portefeuilles de projets contre à la fois les délais de réforme FERC (date limite d'avril 2026 pour la règle de charge importante) et la probabilité d'adoption du DATA Act. Les projets avec des horizons de 3+ ans peuvent bénéficier de stratégies hybrides qui préservent les options de sauvegarde réseau tout en poursuivant l'accélération BTM. Le gaz naturel BTM fournit le pont de plus faible risque vers la connexion réseau ou la disponibilité SMR.

Pour les Équipes Opérationnelles

Surveillez la législation au niveau étatique suivant le modèle ALEC. Les états avec des concentrations existantes de centres de données (Virginie, Texas, Ohio) font face à la pression la plus immédiate de clarifier le statut réglementaire hors réseau. La flexibilité opérationnelle pour supporter à la fois les modes connectés au réseau et isolés augmente l'optionnalité à mesure que les régulations se cristallisent.

Pour les Décideurs Stratégiques

L'introduction du DATA Act signale une reconnaissance bipartisane que les délais d'interconnexion actuels menacent la compétitivité de l'infrastructure IA américaine. Indépendamment du sort du projet de loi, la trajectoire réglementaire favorise les opérateurs qui peuvent déployer l'énergie indépendamment des contraintes réseau. L'allocation de capital devrait prioriser les projets avec plusieurs options de voies énergétiques.

Points Clés à Retenir

Paysage Réglementaire

Le DATA Act propose le changement le plus significatif à la régulation fédérale des services publics depuis la formation de FERC. La catégorie CREU du projet de loi créerait un système électrique parallèle exempt des règles conçues pour les services publics intégrés au réseau. Même si la législation échoue, son introduction influence les procédures de réforme en cours de FERC et le développement de politiques au niveau étatique.

Implications de Délais

Les files d'interconnexion actuelles de 5 ans rendent la connexion réseau traditionnelle incompatible avec les délais de déploiement d'infrastructure IA. Les options behind-the-meter réduisent le déploiement à 18-36 mois actuellement, avec une accélération potentielle supplémentaire sous les exemptions du DATA Act. Les projets nécessitant une exploitation 2026-2027 devraient poursuivre des stratégies BTM indépendamment du résultat réglementaire.

Évolution de Structure de Coûts

Les approches hors réseau déplacent les structures de coûts des contributions de mise à niveau partagées vers les dépenses d'investissement auto-financées. Les opérateurs avec de solides bilans gagnent un avantage compétitif en sécurisant la capacité électrique à travers l'investissement de génération directe. Les plus petits opérateurs peuvent faire face à des désavantages de coûts croissants à mesure que les charges importantes sortent de l'infrastructure réseau partagée.

Références

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Engineering News-Record. "Grid Access, Not Land, Emerges as Bottleneck for Data Center Construction." ENR. 2026. https://www.enr.com/articles/62227-grid-access-not-land-emerges-as-bottleneck-for-data-center-construction ↩↩↩↩
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Utility Dive. "Senate bill exempts fully isolated large loads from FERC, DOE regulation." Utility Dive. January 2026. https://www.utilitydive.com/news/senate-bill-exempts-fully-isolated-large-loads-from-ferc-doe-regulation/809330/ ↩↩↩
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KATV. "Cotton introduces bill to shield Arkansans from data center-driven electric rate hikes." KATV. January 2026. https://katv.com/news/local/cotton-introduces-bill-to-shield-arkansans-from-data-center-driven-electric-rate-hi-artificial-intelligence-ai-entergy-senator-tom-cotton-trump-electric-bill-power-plant-google-avaio-little-rock-meta-aws-public-service-commission-danni-hoefer-data-act ↩
Arkansas Times. "Shoffner blasts Cotton over his DATA Act to deregulate energy for data centers." Arkansas Times. January 13, 2026. https://arktimes.com/arkansas-blog/2026/01/13/shoffner-blasts-cotton-over-his-data-act-to-deregulate-energy-for-data-centers ↩
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Data Center Knowledge. "Data Center Compliance in 2026: What Changed, What's Next." Data Center Knowledge. 2026. https://www.datacenterknowledge.com/compliance/data-center-compliance-in-2026-what-changed-what-s-next-and-how-to-prepare ↩
Bipartisan Policy Center. "Strategic Federal Actions Aim to Strengthen AI and Energy Infrastructure." Bipartisan Policy Center. 2026. https://bipartisanpolicy.org/explainer/strategic-federal-actions-aim-to-strengthen-ai-and-energy-infrastructure/ ↩