Décision de la FERC sur la colocalisation des centres de données : Le guide complet pour la planification des infrastructures

L'enchère de capacité de décembre 2025 de PJM a affiché un déficit de 6 623 MW par rapport à son objectif de fiabilité, les centres de données étant responsables de près de 5 100 MW de cette hausse de la demande. Une semaine plus tard, les régulateurs fédéraux ont répondu par une décision qui pourrait remodeler la façon dont les infrastructures d'IA se connectent au réseau électrique pour la prochaine décennie.

Résumé

La Federal Energy Regulatory Commission a émis une ordonnance unanime le 18 décembre 2025, enjoignant PJM Interconnection d'établir des règles claires pour la colocalisation des centres de données dans les centrales électriques. Cette décision crée trois nouvelles options de service de transmission, réforme les règles de production derrière le compteur et fixe des délais de conformité à partir de janvier 2026. Pour les planificateurs d'infrastructures, l'ordonnance ouvre une voie plus rapide vers l'électricité en permettant aux installations de contracter une capacité réseau spécifique tout en tirant leur alimentation principale de générateurs colocalisés. Cette décision intervient alors que les délais d'interconnexion dans la zone PJM ont dépassé huit ans, rendant les connexions directes aux centrales électriques de plus en plus attractives pour les opérateurs confrontés à des calendriers de déploiement d'IA urgents.

Ce que la FERC a réellement ordonné

L'ordonnance du 18 décembre 2025 de la Federal Energy Regulatory Commission a jugé le tarif existant de PJM « injuste et déraisonnable » parce que l'opérateur de réseau ne disposait pas de taux, conditions et modalités appropriés pour les générateurs desservant des charges physiquement connectées du côté générateur du point d'interconnexion.

La déclaration concordante du commissaire Rosner a résumé le raisonnement : « Si une nouvelle charge importante veut se connecter directement à une centrale électrique et fonctionner d'une manière qui réduit les coûts du réseau, nous devons le permettre. Si les règles actuelles ne permettent pas que cela fonctionne de manière équitable pour tous, nous devons changer ces règles. »

Le problème fondamental que la FERC a abordé

Les dispositions tarifaires de PJM n'offraient pas les types de service de transmission dont les générateurs avec des charges colocalisées ont besoin pour une utilisation flexible du système de transmission. Il en résultait un traitement disparate à travers le territoire de PJM, où différents propriétaires de transmission adoptaient différentes approches pour interconnecter les générateurs desservant des charges colocalisées.

L'ordonnance de la FERC établit un cadre unifié qui s'applique dans les 13 États et le District de Columbia du territoire de PJM, desservant plus de 67 millions d'Américains.

Trois nouvelles options de service de transmission

La FERC a ordonné à PJM de créer trois services de transmission qui reflètent la façon dont les charges colocalisées peuvent limiter leurs prélèvements d'énergie sur le réseau :

L'option Firm Contract Demand permet à un centre de données de contracter une quantité MW spécifique auprès du réseau tout en tirant l'énergie restante du générateur colocalisé. PJM planifie la transmission et acquiert la capacité uniquement sur la base de ce montant contracté.

Pour un exemple pratique : un centre de données de 1 000 MW colocalisé avec un générateur pourrait choisir d'acheter seulement 100 MW de service Firm Contract Demand. PJM étudierait et planifierait uniquement ces 100 MW, tandis que les 900 MW restants circuleraient directement depuis le générateur sans nécessiter d'infrastructure réseau.

Refonte des règles de production derrière le compteur

La FERC a jugé les règles existantes de PJM sur la production derrière le compteur (BTM - Behind-the-Meter Generation) « obsolètes et potentiellement injustes » pour les charges importantes. L'ordonnance exige de PJM :

• De proposer un seuil MW pour la charge pouvant être compensée par la production BTM
• De fournir une période de transition de trois ans pour les clients BTM actuels, expirant le 18 décembre 2028
• D'inclure des dispositions de droits acquis pour certains contrats existants
• D'évaluer la BTMG uniquement dans la mesure de l'injection réellement prévue vers le réseau

La refonte de la BTMG répond à une plainte majeure d'entreprises de services publics comme Exelon et American Electric Power, qui arguaient que les arrangements de colocalisation pourraient transférer jusqu'à 140 millions de dollars de coûts de transmission annuels aux autres contribuables de PJM.

La crise du réseau qui a forcé la main de la FERC

L'enchère de capacité de décembre 2025 a livré des résultats qui soulignent pourquoi la FERC a agi à ce moment précis.

Résultats de l'enchère de capacité PJM : décembre 2025

Le rapport d'enchère de PJM a révélé que la charge de pointe prévue pour 2027/2028 dépasse d'environ 5 250 MW les prévisions de l'année précédente. Près de 5 100 MW de cette augmentation proviennent uniquement de la demande des centres de données.

Sans le plafond de prix temporaire négocié avec le gouverneur de Pennsylvanie Josh Shapiro, les prix de capacité auraient atteint près de 530 $/MW-jour, soit environ 60 % de plus que le prix plafonné.

Retards dans la file d'attente d'interconnexion

Le délai entre la demande d'interconnexion et la mise en service commerciale dans PJM est passé d'une moyenne de moins de deux ans en 2008 à plus de huit ans en 2025. Pour les opérateurs d'infrastructures d'IA qui cherchent à déployer rapidement leurs capacités, attendre près d'une décennie pour une connexion au réseau crée une réalité commerciale intenable.

PJM a traité plus de 170 000 MW de nouvelles demandes de production depuis 2023, avec 30 000 MW restant dans la file de transition pour traitement en 2026. Environ 57 GW de projets ont terminé le processus d'étude de PJM et ont reçu des accords d'interconnexion, mais beaucoup restent bloqués par l'opposition locale, les retards d'autorisation et les défis de la chaîne d'approvisionnement.

L'impact sur les coûts pour les consommateurs

L'analyse de Synapse Energy Economics projette que les consommateurs de PJM paieront 100 milliards de dollars supplémentaires d'ici 2033 alors que les nouveaux centres de données continuent de dépasser l'offre d'électricité disponible. Les 67 millions de personnes desservies par PJM ont déjà absorbé 9,4 milliards de dollars supplémentaires en factures d'électricité durant l'été 2025, avec une autre augmentation de 1,4 milliard de dollars prévue pour l'été 2026.

Les accords majeurs de colocalisation qui remodèlent le marché

L'ordonnance de la FERC arrive alors que plusieurs accords énergétiques historiques démontrent l'ampleur des partenariats entre centres de données et centrales électriques.

Amazon-Talen : le PPA nucléaire de 18 milliards de dollars

Talen Energy a annoncé le 11 juin 2025 un accord restructuré et élargi avec Amazon Web Services : un contrat d'achat d'électricité de 17 ans et 18 milliards de dollars fournissant jusqu'à 1 920 MW d'électricité sans carbone provenant de la centrale nucléaire de Susquehanna de 2,5 GW.

L'accord restructure un modèle colocalisé derrière le compteur précédemment approuvé en une structure de vente au détail connectée au réseau, devant le compteur. Dans le cadre du nouvel arrangement, les 1 920 MW d'énergie qu'Amazon a achetés à Susquehanna circulent par le réseau plutôt que directement vers le centre de données, répondant aux préoccupations de la FERC de novembre 2024 concernant l'arrangement de colocalisation initial.

Amazon prévoit de dépenser 20 milliards de dollars pour construire des centres de données en Pennsylvanie, dont un complexe adjacent à Susquehanna et un autre au nord de Philadelphie.

Les entreprises ont également annoncé des plans pour poursuivre des augmentations de puissance afin d'ajouter une nouvelle énergie nette au réseau PJM et d'explorer la construction de petits réacteurs modulaires (SMR) en Pennsylvanie.

Microsoft-Constellation : la renaissance de Three Mile Island

L'annonce de septembre 2024 de Constellation Energy de redémarrer l'unité 1 de Three Mile Island dans le cadre d'un accord de 20 ans avec Microsoft représente un autre partenariat majeur entre centre de données et énergie nucléaire.

L'administration Trump a annoncé un soutien par prêt de 1 milliard de dollars pour le projet en novembre 2025. L'installation, rebaptisée Crane Clean Energy Center, a fermé en 2019 pour des raisons financières et créera 3 400 emplois directs et indirects lors de son redémarrage.

L'accord de Microsoft diffère de l'approche d'Amazon en prenant l'électricité via un PPA traditionnel connecté au réseau plutôt qu'un arrangement de colocalisation. Le géant de la technologie achètera la totalité de la production de la centrale pour alimenter les centres de données dans toute la région PJM.

La stratégie énergétique diversifiée d'Equinix

Le plus grand opérateur de centres de données au monde a annoncé des partenariats avec plusieurs entreprises énergétiques en août 2025, notamment :

• Oklo : 500 MW provenant de centrales à fission Aurora de nouvelle génération (premier accord SMR pour centre de données)
• Radiant : 20 microréacteurs Kaleidos pour une énergie portable et rapidement déployable
• ULC-Energy : Jusqu'à 250 MWe pour les centres de données aux Pays-Bas
• Stellaria : 500 MWe provenant de réacteurs Breed & Burn à sels fondus pour l'expansion européenne

Equinix [investit également dans les piles à combustible et le gaz naturel](https://www.prnewswire.com/news-releases/equinix-collaborates-with-leading-alternative-energy-providers-to-

[Contenu tronqué pour la traduction]