Le 2 octobre 2026, Oracle a annoncé qu'il souscrirait une partie de la production de la centrale nucléaire de Point Beach, dans le Wisconsin, pour épargner environ 300 millions de dollars de coûts de combustible aux clients des distributeurs de l'État. Trois jours plus tôt, le 29 septembre, la Commission fédérale de régulation de l'énergie (FERC) avait accepté mais suspendu jusqu'au 28 février 2027 l'achat d'urgence de capacités voulu par PJM, gestionnaire de réseau couvrant treize États américains, en mettant notamment en doute sa clé de répartition des coûts. Le même jour, PJM ouvrait sa revue annuelle des demandes des centres de données, avec pour la première fois un consultant indépendant.

Avec l'engagement d'Amazon et le gel d'un comté de Floride, ces épisodes reviennent à une même question, celle de savoir qui règle l'électricité supplémentaire des centres de données d'IA, et sur quelles prévisions.

Oracle reprend une part d'un contrat nucléaire coûteux

Le distributeur We Energies achète la production de la centrale à NextEra Energy Point Beach par un contrat d'achat. Il décrit une souscription volontaire d'Oracle à « une partie de l'énergie de plus en plus chère » qu'il est tenu d'acheter à la centrale, coûts qui sortent ainsi de la facture des autres clients.

Le 18 août 2026, sa maison mère WEC Energy avait déclaré à la SEC un nouveau contrat, signé le 14 août avec NextEra Energy Point Beach et 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, présenté comme moins coûteux que le contrat actuel, qui court jusqu'à ces dates. Comme la souscription d'Oracle, il attend l'aval de la Commission des services publics du Wisconsin (PSC).

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. Ni Oracle ni We Energies n'ont publié la part de production souscrite, la durée de l'engagement ni la puissance concernée. Les détails seront transmis à la PSC « dans les prochains mois », selon We Energies, et la souscription reste soumise à son approbation. Le chiffre de « plus d'un million de clients » bénéficiaires est avancé par Mahesh Thiagarajan, vice-président exécutif d'Oracle Cloud Infrastructure. En supposant l'économie répartie sur ce million de clients, elle représenterait moins de 300 dollars par client en moyenne, sur une durée que personne n'a encore précisée.

La FERC accepte l'achat d'urgence de PJM et met en doute sa clé de répartition

PJM voulait lancer le 30 septembre une procédure exceptionnelle, la Reliability Backstop Procurement, pour contracter sur quinze ans des capacités de production neuves. L'ordonnance de la FERC du 29 septembre en rappelle la cause : l'enchère de capacité 2027/2028 a manqué de 6 623 MW l'objectif de fiabilité, d'abord en raison de 5 250 MW de croissance de charge prévue, dont près de 5 100 MW dus aux centres de données.

La FERC accepte le dispositif, le suspend cinq mois avec une entrée en vigueur au 28 février 2027, sous réserve de remboursement, et ouvre 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.

La répartition des coûts est le point qui touche la facture. PJM proposait de répartir le coût entre zones selon l'écart des « Load Adjustments », ces ajustements de prévision déclarés par les distributeurs pour les grands projets, entre 2026/2027 et 2028/2029. La FERC juge qu'une répartition par zones figée sur quinze ans pourrait être acceptable, mais estime que cette mesure pourrait omettre de grandes charges déjà intégrées à la prévision initiale. Les coûts imposés risqueraient alors de ne pas correspondre aux bénéfices retirés. Elle suggère de partir de la charge réellement constatée en 2026/2027 comparée à la dernière prévision pour 2028/2029.

La FERC rappelle que la répartition entre consommateurs relève des États. Elle salue la déclaration de principes publiée en janvier 2026 par un conseil de la Maison-Blanche et les gouverneurs des treize États de PJM, qui veulent imputer ces coûts aux nouveaux centres de données n'ayant ni acheté leur propre capacité ni accepté d'être délestables, ainsi que le Ratepayer Protection Pledge, par lequel des promoteurs de centres de données se sont engagés à protéger les consommateurs au détail des hausses de prix. « Les États de PJM ont leur propre rôle à jouer », écrit la Commission.

Dans son billet du 30 septembre, PJM dit vouloir imputer les coûts « aux clients qui en sont à l'origine » et renvoie son calendrier à plus tard. L'ordonnance lui laisse deux voies : déposer une nouvelle demande dans les trente jours suivant le 29 septembre, ce qui permettrait de suspendre la procédure écrite, ou laisser courir les mémoires initiaux, dus à quarante-cinq jours. Au 4 octobre, le fil d'actualité de PJM ne compte aucun nouveau billet sur ce dossier depuis le 30 septembre ; le gestionnaire a annoncé un point administratif au comité de mise en œuvre des marchés du 7 octobre.

PJM fait évaluer la demande des centres de données par un consultant

La même mesure, les Load Adjustments, est au cœur de l'autre annonce de PJM. Le 29 septembre, douze distributeurs, de Dominion Energy à PSEG en passant par AEP, Exelon et Duke, ont présenté leurs demandes d'ajustement pour grandes charges, principalement des centres de données, en vue de la prévision de long terme 2027. PJM n'a pas de file d'attente pour la consommation et dépend de ces déclarations.

Les règles ont été durcies. Les distributeurs devaient demander à leurs grands clients s'ils dupliquaient des demandes de raccordement ailleurs, et seuls des engagements fermes comptent pour les années proches. Pour la première fois, PJM a mandaté un consultant indépendant, Charles River Associates, pour analyser les tendances de la demande des centres de données, dont l'adoption de l'IA. Ses conclusions sont attendues en octobre, l'ajustement final en novembre, la prévision en janvier. Selon l'ordonnance de la FERC, la prévision de janvier 2026 avait déjà réduit de 4 000 MW et 4 400 MW les pointes estivales attendues pour 2027 et 2028, notamment après un examen plus serré de ces demandes.

Amazon codifie ses pratiques, Osceola maintient son gel

Le 2 octobre, Matt Garman, directeur général d'AWS, a publié un « Amazon Data Center Commitment » qui, selon lui, codifie des pratiques existantes. Les prix de l'énergie payés par ses centres de données doivent couvrir à la fois l'énergie et les renforcements d'infrastructure nécessaires, et Amazon renonce aux accords de confidentialité avec les administrations. Le texte qualifie de « trompeuse » l'idée que les centres de données seraient responsables de toutes les hausses de tarifs, qu'il attribue surtout à un réseau vieillissant, et relève que plus de 100 moratoires sont à l'étude dans le pays.

Le comté d'Osceola, en Floride, a déjà gelé les projets. Dans une déclaration du 2 octobre, publiée en réponse à des informations sur de possibles autorisations, il rappelle qu'en juin 2026, lors d'un atelier de travail, ses commissaires sont convenus à l'unanimité de différer toute décision sur les grands centres de données avant le rapport prévu par la loi floridienne CS/CS/SB 484, attendu au 1er juillet 2027. Toute demande déposée d'ici là ne sera pas instruite. Au Texas, c'est par l'eau que le procureur général enquête sur des centaines de centres de données.

Des engagements volontaires en attendant les règles

Ces épisodes reportent une partie du coût sur les exploitants de centres de données, surtout par des engagements volontaires. Ceux d'Oracle et d'Amazon sont unilatéraux, et celui d'Oracle n'a ni durée ni volume publics à ce stade. La FERC, seul régulateur fédéral du lot, admet le principe d'une répartition selon les responsables de la croissance mais en laisse l'application finale aux États. L'assiette même du calcul reste discutée : la mesure de la demande des centres de données est à la fois la base de la répartition contestée par la FERC et l'objet de l'évaluation confiée par PJM à un consultant.

Pour les exploitants, le coût électrique d'un campus d'IA se négocie régulateur par régulateur, sur des prévisions révisables. Trois étapes sont à suivre, la présentation de Charles River Associates en octobre, une nouvelle demande de PJM à la FERC, à déposer d'ici le 29 octobre pour suspendre la procédure écrite, et le dossier Oracle devant la PSC du Wisconsin, annoncé pour les prochains mois.