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L'équation énergétique : ce que l'essor des infrastructures numériques signifie pour les services publics et les IPPs

L'électricité est devenue une contrainte clé à la croissance des infrastructures numériques. Le déploiement explosif d'infrastructures pour l'intelligence artificielle a fait de l'approvisionnement en électricité fiable le facteur le plus déterminant quant à la façon dont la prochaine génération de centres de données sera construite.

07/13/2026

L’électricité est devenue une contrainte clé à la croissance des infrastructures numériques. Le déploiement explosif d’infrastructures d’intelligence artificielle a transformé l’alimentation électrique fiable en le facteur unique le plus déterminant pour la façon dont la prochaine génération de centres de données sera construite. Et le rythme auquel ces déploiements ont lieu a placé les services publics et les producteurs indépendants d’électricité au centre de l’un des cycles de déploiement de capital les plus importants que le secteur de l’énergie ait jamais connus.

L’opportunité est structurelle, non cyclique. La consommation électrique des centres de données aux États‑Unis s’élevait à environ 192 térawattheures (TWh) en 2024, soit environ 4,7 % de la demande nationale totale. D’ici 2030, les projections du Lawrence Berkeley National Laboratory suggèrent que ce chiffre pourrait atteindre entre 521 et 843 TWh, soit jusqu’à 15,3 % de la consommation électrique totale du pays. Ce ne sont pas des chiffres incrémentiels. Ils représentent un réalignement fondamental de qui le réseau dessert et de la manière dont il doit être construit.

Mais le profil de risque inscrit dans cette opportunité est différent de tout ce que le secteur a connu auparavant. Le boom des infrastructures numériques créera de la valeur dans l’ensemble du secteur énergétique. Mais cette valeur ne s’accumulera pas de façon homogène. Les fournisseurs d’énergie les mieux positionnés pour réussir seront probablement ceux qui sauront relier ambition commerciale et discipline du risque — et construire l’écosystème nécessaire pour livrer de l’électricité de manière fiable et rentable.

Chez Marsh, nous observons un marché où le potentiel de hausse est réel, mais où la voie pour le capter est bordée de risques financiers, opérationnels, réglementaires et réputationnels. Ceux‑ci exigent un niveau d’analyse intégrée que l’industrie est encore en train de construire. Pour aider nos clients, nous avons réuni une équipe de spécialistes couvrant toutes les classes d’actifs et les besoins en assurance afin d’appréhender ce secteur de façon intégrée — tout au long des cycles de vie des projets individuels et des bilans des investisseurs, et à travers le prisme des marchés des capitaux qui financeront et supporteront en bout de ligne une grande partie de ce risque.

Un type de client différent

La demande qui alimente ce cycle ne provient pas d’une croissance économique généralisée. Elle est concentrée chez un nombre relativement restreint d’hyperscalers, tels que Microsoft, Amazon, Google et Meta, qui se livrent une course pour construire des infrastructures compatibles IA à une échelle qui aurait semblé improbable il y a cinq ans. Des campus hyperscale individuels exigent désormais routinièrement 500 MW à 1 GW ou plus de puissance dédiée. Ils attendent une disponibilité « cinq neufs » (99.999%), fonctionnent à des profils de charge de 90 % à 100 % en continu, et exigent des délais de mise sous tension de 18 à 36 mois. Ce ne sont pas des clients typiques des services publics. La combinaison d’échelle, de vitesse et d’attentes en matière de fiabilité crée un profil de demande fondamentalement différent de tout ce que le secteur a historiquement servi.

Le double mandat

Les services publics et les IPP ne se voient pas simplement demander de desservir une charge plus importante. On leur demande de faire deux choses simultanément : construire de nouvelles capacités de production et moderniser un réseau vieillissant.

Du côté de la production, cela signifie ajouter de la capacité pilotable et ferme (comme le gaz, le stockage longue durée, les piles à combustible et, dans certains cas, le nucléaire et les petits réacteurs modulaires) capable de soutenir les profils de charge 24/7 exigés par les hyperscalers. Cela implique aussi de structurer des contrats longs et complexes, des montages build‑own‑operate et des termes de power purchase agreement (PPA) pour servir des clients qui réclament une quasi‑disponibilité, lesquels accords portent collectivement d’importantes implications de crédit et de financement.

Du côté du réseau, la pression est tout aussi forte. Environ 70 % des lignes de transport américaines ont plus de 25 ans. Les délais de livraison des transformateurs s’étirent maintenant sur deux à trois ans, et les États‑Unis font face à une pénurie estimée à 30 % de disponibilité de transformateurs. Le pays a besoin de quelque 5 000 miles de nouvelles lignes de transmission à haute capacité par an jusqu’en 2050, mais seulement 888 miles ont été construits en 2024. Les plus grands services publics du pays — Duke Energy, Exelon, AEP, et Edison — projettent plus de 30 milliards de dollars de dépenses en immobilisations combinés annuels pour la transmission et la distribution d’ici la fin de la décennie. La question reste de savoir si ces engagements peuvent être tenus selon les calendriers projetés.

Les deux volets doivent être exécutés en parallèle, dans des chaînes d’approvisionnement contraintes, et selon des calendriers qui ne correspondent pas aux pratiques historiques de planification et de construction des infrastructures du secteur.

Le paysage des risques

La demande contractée générera‑t‑elle des flux de trésorerie durables et finançables sans créer de tension sur le bilan ?

  • Risque lié à l’acheteur et à la demande : La charge pourrait ne pas se matérialiser à l’échelle, au moment ou pour la durée anticipés. La concentration sur un seul contre‑partie, des manques à gagner de volume liés aux cycles d’investissement en IA, ou des défauts peuvent éroder l’économie du projet et déclencher des violations de covenant.
  • Risque lié aux métriques de crédit, à la notation et à la liquidité : Des déploiements de capital rapides et importants financés par de la dette peuvent comprimer les ratios funds from operations‑to‑debt, réduire la marge au‑dessus des seuils investment‑grade, augmenter le coût du financement et mettre à rude épreuve la liquidité.
  • Risque de valeur résiduelle et d’actifs abandonnés : Des actifs de production longue durée (30 à 40 ans) soutenus par des PPA plus courts (10 à 15 ans) créent une exposition post‑contrat. Si la charge ne se renouvelle pas ou ne monte pas à plein régime, une part significative du capital peut être irrécupérable. Des cycles d’investissement utility antérieurs ont montré que de gros engagements en capital ne se traduisent pas automatiquement en valeur pour les actionnaires.

Le système peut‑il être construit, raccordé et exploité pour fournir le calendrier, la capacité et la qualité requis ?

  • Risque d’interconnexion et de livraison : Des retards de plusieurs années dans les files d’attente des regional transmission organization et independent system operator (RTO/ISO), les règles d’admission d’ERCOT, les pénuries de transformateurs et les goulots d’étranglement en matière d’autorisations peuvent retarder la mise sous tension et différer les revenus bien au‑delà des calendriers prévus. Entre 30 % et 50 % des centres de données américains prévus pour 2026 devraient déjà faire face à des contraintes d’alimentation et à des pénuries d’équipements de réseau.
  • Risque de fiabilité et de performance : Les hyperscalers exigent une disponibilité quasi‑absolue et une gestion d’ordonnancement serrée. Les sous‑performances peuvent souvent entraîner des conséquences sévères : clauses de pénalité, ordres de réduction d’énergie et litiges contractuels qui peuvent rapidement diminuer la valeur.

Les services publics et les producteurs indépendants d'électricité (PIE) peuvent-ils conserver l'appui des régulateurs et des parties prenantes lorsque les attentes et les coûts divergent ?

  • Risque lié aux changements réglementaires : Les décisions des commissions concernant le recouvrement des coûts, la prudence, la conception tarifaire et le traitement juridictionnel suivent des cycles de six à douze mois, qui ne sont pas alignés sur des engagements en capital de 15 à 30 ans. La divergence des décisions en Louisiane et en Virginie illustre la rapidité avec laquelle l'économie d'un projet peut basculer.
  • Risque réputationnel : La perception que les abonnés et les collectivités subviennent à la croissance des hyperscaleurs peut provoquer des réactions vives, des poursuites judiciaires et une érosion de la légitimité auprès des parties prenantes. On estime que $60 billion in projects across 24 states ont été retardés ou annulés en raison de la résistance du public.
  • Les États prennent des mesures pour restreindre ou conditionner le développement des centres de données : La SB 6 du Texas, adoptée en 2025, impose des coûts d'interconnexion et des exigences de réduction d'urgence pour les charges supérieures à 75 MW. La SB 484 de la Floride, désormais en vigueur, exige que les grands centres de données assument l'intégralité de leurs coûts de service et préserve l'autorité locale de rejeter des projets, et la législature du Maine a adopté le premier moratoire étatique sur les centres de données au pays avant que le projet de loi ne soit opposé à veto. À l'échelle fédérale, le projet de loi Artificial Intelligence Data Center Moratorium Act (S. 4214) suspendrait la construction de nouveaux centres de données dédiés à l'IA jusqu'à l'établissement de mesures de protection nationales.

Production derrière le compteur (BTM) et menace concurrentielle

Pour compliquer encore la donne, les hyperscaleurs cherchent de plus en plus des solutions d'alimentation derrière le compteur (BTM) comme alternative à l'approvisionnement via le réseau. Confrontés à des files d'attente d'interconnexion de plusieurs années, les développeurs se tournent vers des turbines à gaz sur site, des configurations hybrides renouvelables et de stockage, des micro-réseaux et des solutions à plus long terme, comme les petits réacteurs modulaires. D'ici 2030, 38 % des installations de centres de données devraient utiliser la production sur site comme source d'alimentation principale, et 27 % prévoient d'être entièrement alimentées par une production sur site.

Pour les services publics, il ne s'agit pas d'un développement de niche. Les clients qui contournent le réseau diminuent le volume de flux tarifaires, augmentent le risque d'investissements en transmission et distribution (T et D) devenant irrécupérables, et peuvent éroder la base tarifaire réglementée qui sous-tend la qualité de crédit. Gérer la frontière entre l'activation de solutions BTM et la protection de la position financière de l'entreprise de service public est l'une des tensions stratégiques déterminantes de ce cycle.

Un modèle d'affaires sous pression

Pris ensemble, ces éléments obligent à repenser ce que signifie être une entreprise de services publics dans l'économie actuelle. Le modèle traditionnel — prévision passive de la demande, déploiement d'infrastructures réactif et clientèle captive — cède la place à une activité de plus en plus exposée aux risques. Les services publics qui réussiront seront ceux qui façonnent proactivement la demande, construisent des écosystèmes stratégiques attirant l'engagement des hyperscaleurs, et se différencient par la rapidité, les capacités et la coordination. Les PIE (producteurs indépendants d'électricité) font face à un ensemble de pressions connexe mais distinct. Bien que leurs modèles d'affaires soient en grande partie inchangés par l'infrastructure numérique, leur exposition à la concentration des preneurs, au risque lié à la structure des PPA et aux marchés de capitaux a considérablement augmenté.

La perspective de Marsh

Cet environnement exige plus que du capital et de l'ambition. Il requiert une expertise intégrée couvrant la quantification des risques, la structuration des transactions, la stratégie réglementaire, la transformation de la main-d'œuvre et la gestion du bilan, appliquées simultanément et non de manière séquentielle.

Les capacités mondiales de conseil en risques et en assurance de Marsh traitent des expositions physiques et financières qui accompagnent le développement d'infrastructures à grande échelle. Marsh Risk apporte des compétences dédiées pour quantifier et transférer les profils de responsabilité complexes qui émergent lorsque des engagements en capital de longue durée rencontrent des conditions de marché changeant rapidement. Oliver Wyman aide à établir la base stratégique et analytique — sur la transformation du modèle d'affaires, l'incertitude de la demande et le risque de contrepartie — afin d'évaluer si une opportunité est réellement créatrice de valeur ou simplement intensive en capital. Guy Carpenter offre l'accès au marché de la réassurance et la structuration du transfert de risque pour des portefeuilles qui croissent rapidement en taille et en complexité. Et Mercer soutient la transformation de la main-d'œuvre et de l'organisation que les services publics doivent entreprendre pour se positionner sur la prochaine génération de demande énergétique.

Les opportunités offertes par l'infrastructure numérique définiront la trajectoire du secteur de l'énergie pour la prochaine décennie. Mais la valeur qu'elle créera pour les actionnaires, les abonnés et l'économie au sens large dépendra entièrement de la capacité des fournisseurs d'énergie à comprendre les risques qu'ils prennent et à les gérer efficacement.

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