Les développeurs souhaitent connecter rapidement les centres de données, avec un service réseau aussi ferme que possible. Dans six marchés américains, obtenir ce service implique de choisir entre différents engagements financiers, restrictions d’exploitation et obligations potentielles envers un partenaire de production. Une demande accompagnée d’une production associée peut modifier l’étude ou le service disponible.

La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) examine ces voies à travers ses ordonnances Show Cause de juin 2026. Elle a demandé aux opérateurs sous sa juridiction de justifier ou de réformer leurs règles pour les centres de données, y compris les protections pour les clients existants. ERCOT suit un cadre texan distinct et dispose de son propre processus pour le raccordement de grandes charges.

Points clés à retenir

• SPP, MISO et NYISO lient la charge et la production, mais l’association modifie l’étude dans SPP et MISO, et les droits de service dans NYISO.
• Les engagements financiers pour le raccordement de la charge varient : une charge de 500 MW doit déposer 25 millions de dollars dans ERCOT, tandis que MISO propose des frais de 250 000 dollars.
• MISO vise un accord 120 jours après une demande complète, soit moins d’un quart des 545 jours du processus d’étude de NYISO.
• Seuls 7 % de la charge demandée dans ERCOT atteignent la prévision 2030, contre 49 % dans PJM. Les frais et dépôts distinguent les projets engagés des demandes spéculatives de centres de données.

La production associée modifie l’étude ou le service accessible aux centres de données

Dans SPP, MISO et NYISO, la valeur de l’association dépend de ce que l’opérateur étudie et de la manière dont la production soutient le service réseau du campus.

SPP relie la charge et sa production mais les étudie séparément, via le processus High Impact Large Load et l’évaluation HILLGA (High Impact Large Load Generation Assessment). HILLGA est en vigueur depuis le 15 janvier 2026. MISO propose d’évaluer la charge et la production en parallèle via son étude LARS (Large Load Addition Resource Study, LARS), déposée le 2 octobre.

Contrairement aux deux précédents, la proposition de NYISO met l’accent sur le service : la contribution d’une ressource partenaire à l’approvisionnement fiable soutient les droits fermes de prélèvement du campus. Ces droits permettent au campus de consommer de l’électricité du réseau, sous réserve de conditions d’exploitation. Le comité de gestion de NYISO a approuvé ses procédures d’intégration de grandes charges le 28 octobre. Modo Energy a déjà couvert ce processus sous le nom Bulk Electric Large Loads (BELL).

Ailleurs, les dispositifs portent sur la flexibilité, l’information ou la production sur site. Le conseil d’administration de CAISO a approuvé un service flexible provisoire de raccordement de charge le 28 octobre, avant un dépôt prévu auprès de la FERC. La FERC a accepté le registre des grandes charges de PJM le 9 octobre, mais a rejeté ses propositions de production associée et de service provisoire. L’élection d’utilisation privée d’ERCOT concerne la production derrière le compteur de la charge, mais les études Batch Zero et les autorisations d’énergisation sont en pause depuis le 3 août.

Les paiements d’entrée déterminent les engagements financiers pour les centres de données et leur production

La charge et la production déposent des montants différents, et la répartition varie selon le marché. Les chiffres ci-dessous supposent une association de 500 MW, chaque partie demandant 500 MW. Dans MISO, SPP et NYISO, les montants par MW sont calculés sur la capacité de raccordement demandée, et non sur la capacité accréditée, donc chaque technologie paie les mêmes coûts.

Les engagements côté charge d’ERCOT totalisent 25,1 millions de dollars dans cet exemple, incluant un plancher de garantie de 25 millions de dollars à 50 000 $/MW. Les mises à niveau attribuées peuvent augmenter la garantie. Les 4,6 millions de dollars de NYISO couvrent les deux parties, tandis que MISO propose des frais non remboursables de 250 000 dollars de la part du client de transport de la charge. À l’inverse, PJM ne facture rien lui-même, mais les frais facturés par les compagnies d’électricité vont de 250 000 dollars pour Dominion à 2,5 millions pour ComEd.

Pour les producteurs, MISO propose 15,49 millions de dollars pour 500 MW de service demandé, incluant un jalon de 30 000 $/MW. Le HILLGA de SPP exige 4,27 millions de dollars à 500 MW, soit moins d’un tiers de MISO. Les frais affichés pour les producteurs dans ERCOT totalisent 17 000 dollars, hors coûts des fournisseurs de transport et garanties.

Les files d’attente de production séparées ont leurs propres exigences d’entrée. La filière Expedited Interconnection Track (EIT) de PJM pour la seule production requiert 8 millions de dollars pour une demande de 500 MW. Les 755 000 dollars de CAISO correspondent au coût d’entrée dans la file d’attente de production, hors garanties et mises à niveau réseau.

Les dispositions de retrait de MISO montrent qu’un montant déposé n’est pas toujours le montant réellement à risque. Son jalon de 30 000 $/MW pour la production est remboursé intégralement en cas de retrait avant la signature de l’accord, et est à risque après. L’exposition d’un développeur dépend donc du type de paiement et du moment du retrait, et non seulement du montant affiché.

Le délai d’étude de MISO jusqu’à l’accord est de 120 jours, soit moins d’un quart des 545 jours de NYISO

MISO, SPP et NYISO fixent chacun un calendrier d’étude allant d’une demande complète à un accord de raccordement proposé, et les objectifs diffèrent de plus d’un an. MISO vise un accord en 120 jours, soit moins d’un quart des 545 jours de NYISO. Les 150 jours calendaires de SPP couvrent la validation, l’étude et la négociation, plus jusqu’à 10 jours ouvrés pour soumettre l’accord. Les 545 jours de NYISO incluent deux études de 90 jours et une évaluation annuelle de 12 mois.

Pour les projets avec production associée, l’approbation de l’étude peut lier le producteur à la charge pendant des années. MISO propose une obligation d’association de 15 ans à compter du début du service de transport LARS de la charge. La raison invoquée par MISO est d’empêcher un producteur d’utiliser une demande de charge comme raccourci pour entrer dans la file d’attente.

NYISO propose la même durée de 15 ans pour une ressource partenaire, et les droits fermes du campus ne durent que tant que la ressource reste sur le marché de capacité. Les droits limités côté charge de SPP durent 5 ans et commencent à la mise en service commerciale du producteur.

Dans les trois marchés, le calendrier de livraison du campus fait partie de l’engagement du producteur, bien au-delà de la demande initiale.

Deux voies pour mettre en service la production à côté des centres de données : une association, ou une file d’attente de production séparée

L’association place le producteur sur une filière dédiée reliée à une charge nommée. Dans SPP, il s’agit de HILLGA, avec des exportations plafonnées à la prévision de charge associée, et dans MISO de LARS, avec au moins 200 MW de service demandé Network Resource Interconnection Service. Dans NYISO, la ressource partenaire passe par l’étude de cluster standard et est liée à la demande de charge.

La seconde voie est la file d’attente de production accélérée que MISO, SPP et PJM ont ouverte pour répondre à la croissance de la charge, qui a favorisé le gaz naturel dans les deux premiers. Le gaz naturel représente 69 % des 32 GW dans l’étude ERAS (Expedited Resource Addition Study, ERAS) de MISO et les centrales thermiques 72 % de la filière équivalente de SPP. PJM fait exception : sa première vague EIT de 2,1 GW est composée à 78 % de batteries.

ERCOT n’a pas de file d’attente de production accélérée. À la place, les 11 charges Batch Zero ayant opté pour des réseaux à usage privé déclarent 15,4 GW de production derrière leur compteur, dont 83 % au gaz naturel.

Seuls 7 % de la charge de centres de données demandée dans ERCOT atteignent la prévision 2030, contre 49 % dans PJM

L’estimation de Modo Energy pour le T4 2026 de la capacité de centres de données ajoutée entre 2026 et 2030 est de 32,6 GW dans ERCOT et 29,6 GW dans PJM. Cela représente 7 % des 494 GW demandés dans ERCOT et 49 % des 60 GW dans PJM.

Les frais, dépôts et exigences de préparation fournissent aux opérateurs des preuves de l’engagement réel des développeurs. Ces critères permettent de distinguer les projets crédibles, mais la disponibilité des équipements et les calendriers de construction restent des contraintes. À mesure que les projets franchissent ces étapes, les planificateurs disposent d’éléments plus fiables pour dimensionner le réseau et la production nécessaires à la charge.

Les 494 GW d’ERCOT, classés dans Batch Zero, représentent 542 % de son pic historique de 91 GW. Aucun autre marché n’a un pipeline déclaré dépassant 52 % de sa demande maximale actuelle. Beaucoup de ces demandes sont spéculatives et n’aboutissent jamais à un accord.

Les prochains dépôts pourraient modifier les voies d’accès pour les développeurs

Les dépôts du 16 novembre sont le prochain point pour réévaluer les options de service disponibles et les protections pour les clients existants. MISO a demandé une entrée en vigueur de son tarif au 2 décembre avec un lancement LARS prévu début 2027. Le Texas a un calendrier distinct : la Commission des services publics du Texas a une réunion prévue le 17 décembre.

Pour les campus, une mise sous tension anticipée peut s’accompagner de restrictions d’exploitation ou d’une obligation continue envers la production associée. Pour les producteurs, l’association peut lier l’investissement au calendrier de livraison du client et au service continu. Les prochaines décisions sont importantes car elles pourraient modifier ces conditions, notamment les droits que les développeurs peuvent obtenir et les engagements nécessaires pour les conserver.