La charge maximale actuelle du SPP s’élève à 56 GW, un record établi en août 2023. Aujourd’hui, le SPP planifie un avenir où ce pic pourrait doubler pour atteindre 110 GW d’ici 2035.

Les demandes de grandes charges augmentent les prévisions fournies par les fournisseurs d’électricité. Cependant, la véritable croissance de la demande sera probablement inférieure à ce qu’attendent les opérateurs de réseau.

Dans cet article, nous analysons les perspectives actuelles du SPP concernant la croissance de la demande et ses incertitudes. Nous mettons également en avant les nouvelles opportunités permettant aux développeurs de projets de soutenir la demande croissante des clients.

Quelle croissance de la demande le SPP prévoit-il ?

La dernière prévision du SPP indique que la demande de pointe pourrait atteindre 110 GW en 2035 – soit presque le double du pic historique de 56 GW.

Le SPP construit sa prévision de pointe à partir des soumissions des entités responsables de la charge (LRE). Chaque fournisseur soumet une projection de la demande de pointe sur 10 ans, incluant les charges « fermes » confirmées et les charges « spot » plus spéculatives.

Ces soumissions alimentent deux scénarios de planification.

• Futur 1 : le scénario de référence. Accords existants plus production planifiée. Utilise la prévision de base soumise.
• Futur 2 : Nouvelles technologies. Ajoute les charges spot et une adoption accrue des véhicules électriques au scénario de base du Futur 1.

Les projections totales dépendent du scénario retenu. Dans le dernier Plan intégré de transport (ITP) 2025, la charge de pointe de base en 2034 atteint 70 GW. Le Futur 2 porte ce même horizon à environ 83 GW.

Les prévisions préliminaires de l’ITP 2026 vont plus loin : le Futur 1 atteint 91 GW en 2035, et le Futur 2 atteint 110 GW.

Il y a seulement trois ans, les taux de croissance dans l’ITP 2023 variaient de 0,5 % à 2 % par an. Depuis, les grandes demandes de raccordement ont fait grimper chaque prévision successive de manière significative. Le dernier Futur 2 de l’ITP 2025 implique une croissance annuelle composée d’environ 5 %.

Qu’est-ce qui alimente la croissance de la demande ?

Les charges spot représentent la principale source de croissance supplémentaire. Les parties prenantes ont soumis environ 11 GW de nouvelles grandes charges lors du cadrage de l’ITP 2025. Dans l’ITP 2026, ce chiffre grimpe à 30 GW.

Le SPP considère désormais la forte croissance des grandes charges comme une hypothèse de planification de base plutôt qu’un scénario optimiste. Dans l’ITP 2025, les charges spot n’apparaissaient que dans le Futur 2 comme condition de résilience. L’ITP 2026 les intègre dans les deux scénarios.

Ces charges ne se limitent pas aux centres de données. Le rapport ITP identifie également l’électrification du pétrole et du gaz, la fabrication et la production industrielle comme des contributeurs importants. Le pipeline de charges spot du SPP couvre plusieurs secteurs, contrairement à PJM où les centres de données dominent.

Ces grandes charges devraient ajouter une demande constante 24h/24, 7j/7, augmentant la charge de base toute l’année, au lieu d’accentuer uniquement le pic estival.

Cependant, contrairement à PJM, le SPP n’applique pas de cadre de matérialisation aux charges spot.

PJM applique une décote de 50 % sur les charges non fermes avec un taux d’utilisation de 70 % et un déploiement sur 36 mois. Le SPP modélise l’intégralité du pipeline.

​​L’écart entre les soumissions du pipeline et ce qui se matérialise réellement constitue la principale incertitude analytique dans la prévision de l’ISO.

Où la croissance de la demande est-elle concentrée dans le SPP ?

La croissance est très inégale sur l’ensemble du territoire du SPP. 8 des 17 zones de planification affichent une croissance de la demande de pointe supérieure à 20 % entre les prévisions décennales des ITP 2023 et 2026. Deux zones, SPS et OPPD, ont vu leur croissance attendue plus que doubler.

En valeur absolue, SPS domine. La charge dans la zone SPS est passée d’environ 4,7 GW à 11,5 GW au cours des trois derniers cycles ITP, soit une multiplication par 2,5. Dans le Futur 2, la part de SPS dans la charge totale du système atteint 20,8 %, contre 11,4 % historiquement.

SPS et SWEPCO fonctionnent toutes deux comme des péninsules de transmission avec des connexions limitées au réseau plus large. L’ITP 2025 note que cette capacité de transfert restreinte a déjà contribué à des délestages en temps réel. Avec environ 1 500 MW de charge supplémentaire attendue rien qu’à SWEPCO, le risque d’instabilité locale de la tension reste élevé.

Cette concentration a conduit le SPP à recommander un réseau de 765 kV dans la région, le premier circuit étant nécessaire dès l’été 2026 pour éviter un effondrement de tension. Sans cela, les modèles montrent que le réseau du sud du Nouveau-Mexique ne pourra pas supporter la charge prévue.

À l’échelle des États, 7 des 15 États prévoient une croissance des charges de pointe d’au moins 20 % sur l’horizon de huit ans de l’ITP 2025.

Pourquoi les prévisions du SPP sont probablement surestimées

La prévision phare du SPP de 110 GW surestime presque certainement la demande de pointe qui se matérialisera d’ici 2035. L’ITP 2025 cumule plusieurs hypothèses – charges spot non filtrées, absence de décote temporelle, conditions climatiques extrêmes – qui gonflent chacune le chiffre final.

Si l’on retire ne serait-ce qu’un de ces éléments, la prévision baisse sensiblement.

Cela ne signifie pas que la croissance de la demande n’est pas réelle. Les charges spot sont en train d’être reclassées activement en charges fermes pour le futur du SPP.

À SWEPCO, 500 MW de charges spot dans l’ITP 2025 ont été convertis en charges fermes dans l’ITP 2026, avec 1 000 MW supplémentaires considérés comme « à forte probabilité ».

Les hypothèses de planification de base sont déjà passées de 59 à 75 GW entre les cycles ITP. Ces incertitudes concernent le reste du pipeline de charges spot, qui s’ajoute à ce niveau de base.

La capacité flexible des batteries peut soutenir la croissance concentrée dans le sud du SPP

Le stockage par batterie ne remplace pas les lignes de transmission principales. Mais dans les zones où les mises à niveau des lignes prennent cinq ans et où la demande arrive dès maintenant, des systèmes BESS stratégiquement situés peuvent absorber les pics locaux, réduire la congestion et combler le fossé jusqu’à la construction du réseau 765 kV.

Pour les développeurs, cela représente une opportunité de contracter avec de grands clients et d’accélérer leur raccordement.

Les premiers accords de ce type émergent déjà.

Trois batteries NextEra dans le sud du SPP disposent de contrats de capacité avec Google et l’Oklahoma Municipal Power Authority. Ces contrats sont couplés à des projets éoliens existants pour répondre aux besoins de capacité flexible des grands centres de données.

Pour NextEra, ces contrats fournissent un revenu fixe mensuel de 8 à 10 $/kW. Les développeurs peuvent s’appuyer sur de tels contrats comme base pour accéder à des financements moins coûteux. Consultez notre mise à jour trimestrielle sur le financement pour en savoir plus sur l’environnement actuel du financement aux États-Unis.