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"bodyMarkdown": "# Réseau électrique aux États-Unis : structure et goulots d’étranglement\n\nAux États-Unis, institutions, files de production et processus de grandes charges restent des mécanismes distincts.\n\nAuthor: NiLu\nLocale: fr\nPublished: 2026-08-09\nUpdated: 2026-08-09\nCanonical: https://blog.nilu.pro/fr/blog/reseau-electrique-etats-unis/\nMarkdown: https://blog.nilu.pro/fr/blog/reseau-electrique-etats-unis.md\nJSON: https://blog.nilu.pro/fr/blog/reseau-electrique-etats-unis.json\n\n## En bref\n\n- Il n'y a pas de « file d'attente » ou de goulot d'étranglement national dans un seul GW aux États-Unis — il existe une carte institutionnelle (FERC/NERC/ISO par rapport aux services publics verticalement intégrés), deux familles d'interconnexions distinctes et des règles de coûts qui changent par ISO et par dossier.\n- L'ordre 2023 de FERC a réformé la file d'attente de génération ; les gros chargements (centres de données, entre autres) suivent une autre piste fédérale, toujours ouverte (RM26-4 / justification de 2026).\n- Dans ERCOT, les demandes de connexion de charge importante (des centaines de GW) ne correspondent pas à la demande de pointe historique, ni à la prévision de croissance de NERC, ni à la file d'attente de génération : ce sont quatre nombres différents.\n- PJM, ERCOT et MISO ont des conceptions de marché et de file d'attente distinctes ; il n’existe pas de moyenne nationale décrivant les trois à la fois.\n\n## Sommaire\n\n- [La carte institutionnelle FERC, NERC et les ISO](#mapa-institucional)\n- [Deux files d'attente génération et charge importante ne sont pas la même chose](#duas-filas)\n- [ERCOT hygiène des nombres](#ercot-higiene-de-numeros)\n- [Datacenters en TWh une autre échelle de mesure](#data-centers-em-twh)\n- [PJM et MISO modèles différents, sans moyenne nationale](#pjm-e-miso)\n- [Qui paie commande 1920 et justification de 2026](#quem-paga)\n- [Incertitudes](#incertezas)\n\n\n\n## La carte institutionnelle FERC, NERC et les ISO\n\nPour comprendre les nombreux goulots d’étranglement aux États-Unis, il faut d’abord identifier qui décide quoi. La FERC (Federal Energy Regulatory Commission) exerce une réglementation économique fédérale sur l'électricité de gros et le transport interétatique — tarifs et conditions — ainsi que la surveillance de la fiabilité, en approuvant et en appliquant les normes de fiabilité en vertu de FPA §215. [[1]](#ref-1) NERC est l'Electric Reliability Organization (ERO) certifiée par FERC pour la zone continentale des États-Unis (à l'exclusion de l'Alaska et d'Hawaï) : elle élabore les normes de fiabilité, sous réserve de l'approbation de FERC, avec les entités régionales opérant dans le cadre de celles-ci. [[1]](#ref-1)\n\nLa page de l'EIA sur les marchés de gros de l'électricité répertorie ISO-NE, NYISO, PJM, MISO, SPP, ERCOT et CAISO comme organisations qui exploitent des systèmes de gros et des marchés de gros aux États-Unis. Les RTO (Regional Transmission Organizations) sont des entités indépendantes, composées de membres, qui font correspondre l'offre et la demande. [[2]](#ref-2) Mais cette liste institutionnelle ne représente pas la carte électrique complète du pays : une partie importante de la charge reste en dehors des empreintes de RTO/ISO, notamment dans le sud-est et dans certaines parties de l'ouest, où les services publics verticalement intégrés et les autorités d'équilibrage, sous la réglementation de l'État, dominent les opérations quotidiennes. [[2]](#ref-2)\n\nERCOT est un cas particulier au sein de cette liste. Il apparaît sous le nom de ISO dans l'indice EIA, mais sa conception de marché de gros et, surtout, son processus de chargement important sont régis principalement par la loi de l'État du Texas et la PUCT (Public Utility Commission of Texas) – via, par exemple, la SB 6 – et non par le pro forma fédéral de FERC de la même manière que les autres RTO/ISO juridictionnels. [[3]](#ref-3) Ce n'est pas une coïncidence si ERCOT ne fait pas partie des six RTO/ISO ciblés par FERC dans ses ordonnances de justification de juin émanant de 2026, comme nous le verrons plus tard.\n\n\n\n## Deux files d'attente génération et charge importante ne sont pas la même chose\n\nL'erreur la plus courante lorsqu'on lit des informations sur « la file d'attente américaine » est de traiter la production et la charge importante comme le même processus. Ce n’est pas le cas.\n\nL'ordonnance n° 2023 du FERC (publiée le 2023-07-28, avec Order 2023-A le 2024-03-21) réforme les procédures et accords pro forma d'interconnexion des grands/petits générateurs : études de clusters premier prêt, premier servi, avec préparation financière et exigences de contrôle du site, y compris des voies spécifiques pour les projets de stockage et hybrides. C'est une règle pour connecter la production – ce n'est pas la règle fédérale mature pour connecter de grandes charges (comme les centres de données). [[4]](#ref-4)\n\nL'instrument qui mesure cette file d'attente de génération est le Queued Up, publié chaque année par LBNL. L'édition 2026 (avec des données jusqu'à la fin de 2025) regroupe les files d'attente publiques de plus de 50 opérateurs de transport, couvrant environ 98% de capacité installée aux États-Unis : environ 8.200 projets actifs, totalisant environ 1.312 GW de production et 749 GW de stockage – un total d'environ 2.061 GW de capacité active en quête d’interconnexion. La méthodologie exclut explicitement les demandes d’interconnexion de charge, les projets connectés à la distribution et la capacité derrière le compteur. [[5]](#ref-5) En d'autres termes : ce GW est une file d'attente de génération/stockage, pas une file d'attente de chargement.\n\nEt ce chiffre ne correspond pas à la capacité qui fonctionnera réellement. Sur le total des demandes d'interconnexion entre 2000 et 2020, seul 13% avait atteint la date d'exploitation commerciale (COD) à la fin de 2025 ; 75% a été retiré (retiré) ; 10% restait toujours actif dans la file d'attente. Pour les projets mis en service en 2025 (dans les régions disposant de données), la médiane entre la demande d'interconnexion et COD dépassait cinq ans. [[5]](#ref-5) Toujours dans la file d'attente de génération/stockage, 549 GW disposait déjà d'un projet ou d'un accord d'interconnexion (IA) signé sans avoir encore COD — l'accord signé n'est pas synonyme d'exploitation. [[5]](#ref-5)\n\nLe chemin de fer fédéral pour les gros chargements en est un autre et est toujours en construction. En 23 octobre 2025, une instruction du secrétaire à l'Énergie en vertu du §403 a conduit à un ANOPR (Advance Notice of Proposed Rulemaking) sur l'interconnexion des grandes charges au transport interétatique - le FERC RM26-4-000, avec un cadrage de grandes charges généralement supérieur à 20 MW. Le 18 juin 2026, FERC a émis six ordonnances de justification en vertu de FPA §206, adaptées à six juridictions RTO/ISO – PJM, CAISO, MISO, NYISO, ISO-NE et SPP – et non une règle finale nationale unique ; ANOPR reste ouvert. Les catégories citées comprennent le processus d'étude et les technologies de transmission alternatives ; prévention du transfert des coûts et transparence des coûts ; colocalisation et production derrière le compteur ; de nouveaux services de transport pour les grandes charges flexibles ; et étude des installations de production qui desservent des charges électriquement proches ou colocalisées. Les délais indiqués sont de 60 jours pour un tarif de justification ou de dépôt et de 30 jours pour un rapport d'adéquation des ressources informationnelles. [[10]](#ref-10)\n\n\n\n## ERCOT hygiène des nombres\n\nLe ERCOT est aujourd'hui la zone où circule le plus grand nombre sans étiquette — et où la confusion entre file d'attente de chargement et file d'attente de génération est la plus courante. Materials from mid-2026 clearly separate two rows:\n\nLa file d'attente **load** — Large Load Interconnection (LLI). Un document ERCOT de juin 2026 cite plus de 438.000 MW dans les demandes de connexion des grands utilisateurs (autour des centres de données 90%) ; un exposé du Sénat du Texas de juillet 2026 cite des 474 GW grandes charges cherchant une interconnexion, avec environ 205 GW préliminairement éligibles pour ce que l'on appelle le lot zéro — l'éligibilité préliminaire n'est pas une approbation. Ce même document définit un grand utilisateur, pour le processus en question, comme une demande de pointe sur un seul site au-dessus de 75 MW, et décrit la transition d'études au cas par cas vers un cadre par lots (Batch Zero en juillet 2026 ; commandes par lots 1 à l'été de 2027), sous mise en œuvre de PUCT via SB 6 — pas sous commande 2023 de FERC. [[3]](#ref-3) [[6]](#ref-6)\n\nLa file d'attente de **génération**, séparée. À la même date limite de mi-2026, le ERCOT a signalé des demandes d'interconnexion de production active de 1.949, totalisant environ 463 GW en 30 juin 2026 (solaire ~162 GW, stockage ~171 GW, gaz ~78 GW, éolien ~48 GW). [[6]](#ref-6)\n\nAucun de ces chiffres ne correspond à la demande de pointe historique de ERCOT, citée sous le nom de 85.508 MW en 10 août 2023 — qui est déjà connectée et a réalisé la demande de pointe, et non une demande d'interconnexion. [[3]](#ref-3) [[6]](#ref-6) Et aucun d'entre eux n'est la prévision de croissance pour les charges importantes de NERC à ERCOT à 2030, que nous verrons ci-dessous. Traiter l’un de ces quatre chiffres comme synonyme des trois autres est l’erreur d’hygiène la plus simple à commettre lorsqu’on lit sur le Texas.\n\n\n\n## Datacenters en TWh une autre échelle de mesure\n\nAlors que ERCOT et les files d'attente d'interconnexion mesurent MW et GW des commandes, le ministère de l'Énergie et LBNL mesurent la demande d'énergie des centres de données - TWh et la part en pourcentage de l'électricité nationale. Ce sont des échelles différentes et ne doivent pas être ajoutés aux files d'attente MW.\n\nLe rapport 20 de décembre 2024 de DOE sur l'utilisation de l'énergie des centres de données américains indique que les centres de données ont consommé environ 4,4% d'électricité américaine en 2023 (176 TWh, contre 58 TWh en 2014), avec une plage de scénarios pour 2028 entre les deux. 6,7% et 12% d'électricité nationale (325 à 580 TWh). La mise à jour de [[7]](#ref-7) 2025 de LBNL présente un cas de référence de 649 TWh à 2030, à propos de 11,8% d'électricité américaine (bande de scénario entre 9,5% et 15,3% ; 521 à 843 TWh). Le modèle, de type bottom-up (basé sur les livraisons informatiques, l'énergie par appareil et le refroidissement), ne modélise explicitement pas les files d'attente d'interconnexion ni l'adéquation de l'approvisionnement sur site. [[8]](#ref-8)\n\nNERC, dans son 2025 Long-Term Reliability Assessment (LTRA, avec des prévisions de mi-2025), mesure autre chose : le pic de croissance de la planification par zone d'évaluation. Le rapport fait état d'une croissance maximale estivale globale dans les zones d'évaluation dépassant 224 GW en dix ans (+69% par rapport à la croissance de 132 GW au cours du cycle précédent), avec une augmentation hivernale d'environ 245 GW ; le texte attribue l'essentiel de l'augmentation projetée aux nouveaux centres de données dans l'économie IA/numérique, mais note que les révisions ultérieures des prévisions de ERCOT et PJM — qui ont réduit certaines charges importantes à court terme — n'ont pas été incluses dans cette édition. [[9]](#ref-9)\n\nPar zone (en gardant les chiffres séparés, pas de moyenne nationale) : MISO prévoit une pointe estivale passant de 127 GW (2026) à 143,7 GW (2035), avec environ 18 GW charges du centre de données projetées jusqu'à 2035 ; les projets PJM +56 GW vers 210 GW dans 2035 ; et Texas RE (zone couvrant ERCOT) prévoit une pointe estivale allant de 94.650 MW (2026) à 154.077 MW (2035), avec une prévision d'interconnexions à grande charge de 45 GW à 2030 (dont 23 GW seraient des centres de données). [[9]](#ref-9) Notez que cette prévision de 45 GW à ERCOT est une prévision de planification – et non les commandes 438 à 474 GW LLI vues dans la section précédente.\n\n\n\n## PJM et MISO modèles différents, sans moyenne nationale\n\nChaque ISO/RTO a résolu ce même problème – génération croissante, arrivée de charges importantes, files d'attente plus serrées – d'une manière différente. Cela vaut la peine de regarder deux exemples aux côtés de ERCOT, sans chercher à extraire une moyenne des trois.\n\nChez PJM, la prévision de charge à long terme 2026 (LTLF) montre une croissance continue sur le long terme, mais une réduction des pics à court terme par rapport au rapport 2025, après un examen plus strict des ajustements de charge importante et des centres de données soumis par les distributeurs (EDC), les véhicules électriques et les hypothèses économiques. PJM classe ces ajustements entre ferme (avec contrat/capacité engagé) et non ferme, avec des valeurs par défaut telles qu'une rampe minimale de 36 mois et l'utilisation de 70%, sauf indication contraire. Les documents publics citent un cadre de croissance du centre de données allant jusqu'à environ 30 GW entre 2025 et 2030 — mais il s'agit d'un apport de planification et d'ajustement, et non d'un chiffre d'exploitation commercial confirmé (COD). [[14]](#ref-14) Du côté de la génération, PJM rapporte, depuis 2023, le traitement de plus de 170.000 MW en nouvelles commandes, avec environ 30.000 MW restant dans la file d'attente de transition pour 2026, environ 57 GW études déjà réalisées et GIA signés ou proposés, et environ 3.045 MW de nouveaux production efficacement interconnectée dans 2025 (principalement solaire). [[15]](#ref-15)\n\nChez MISO, le chemin de génération standard passe par des études de cluster dans la phase de planification définitive (DPP), sous la commande 2023. Un mécanisme exclusif, le Queue Cap, limite la capacité totale étudiée par cycle à 50% du pic non coïncident de la région – un filet de sécurité contre une file d'attente qui approche ou dépasse le propre pic de la région. ERAS est une voie accélérée et temporaire, avec une conception en série (contrairement aux clusters DPP), pour des ressources prêtes à être mises en œuvre et adéquates à court terme. JTIQ, une initiative conjointe avec SPP, est un portefeuille conçu pour permettre environ 28,6 GW de production le long de la frontière (couture) entre les deux régions, avec les approbations du conseil d'administration en décembre 2024. [[16]](#ref-16) [[17]](#ref-17) Ce sont tous des outils côté génération – et non une norme nationale de file d'attente de chargement.\n\nLa conclusion pratique : PJM combine le marché de capacité avec le contrôle ferme/non ferme des ajustements de charge importants et une file d'attente de génération par cycles (Cycle) ; ERCOT est uniquement axé sur l'énergie, dans une conception de gros à l'échelle de l'État, avec des lots LLI séparés de la file d'attente de génération ; MISO se distingue par le plafond 50% du pic régional dans la file d'attente de génération et un chemin distribué en série. Trois dessins, sans support pour les représenter à la fois.\n\n\n\n## Qui paie commande 1920 et justification de 2026\n\nLa question « qui paie pour le renforcement du réseau » a une réponse à deux niveaux, et il vaut la peine de ne pas les mélanger.\n\nLe premier est l'ordonnance n° 1920 du FERC (mai 2024), avec les améliorations 1920-A et 1920-B : exige que les fournisseurs de transport effectuent une planification régionale à long terme (horizon d'au moins 20 ans) et déposent une ou plusieurs méthodes standard (ex ante) de répartition des coûts pour certaines installations régionales à long terme - une méthode qui doit répartir les coûts d'une manière au moins « à peu près proportionnelle ». avec les bénéfices estimés. Les méthodes convenues par les États doivent être archivées même lorsque le transporteur préfère une alternative ; la décision finale appartient à FERC. [[13]](#ref-13) Il s'agit de la couche régionale de répartition des coûts de renforcement des fils — différente de la répartition des coûts des mises à niveau du réseau d'un générateur spécifique dans le cadre de la commande 2023.\n\nLe deuxième niveau est la suite d'ordonnances de justification 18 juin 2026 déjà mentionnée. Parmi les catégories mentionnées dans les documents FERC figurent explicitement « la prévention du déplacement des coûts » et la transparence des coûts, ainsi que la colocalisation, les technologies de transmission alternatives et les nouveaux services pour les charges importantes flexibles. La présentation associée du personnel indique que près des deux tiers du fret du pays sont soumis aux tarifs juridictionnels de la Commission et que le ANOPR a reçu plus de 3.500 pages de commentaires. [[11]](#ref-11) [[12]](#ref-12) Les résultats tarifaires de ces ordonnances étaient toujours en attente à la date d'accès à ce texte.\n\nIl convient de noter que le langage sur la protection des contribuables qui circule autour de ces ordonnances est un langage de dossier et un langage de processus réglementaire – et non un verdict éditorial de NiLu sur qui devrait payer. Lors de la réunion ouverte de 18 juin 2026, au cours de laquelle la suite a été publiée, la présidence de FERC a caractérisé l'action avec des termes tels que « répartition équitable des coûts », « transparence pour le contribuable américain » et rapidité d'accès au pouvoir, en plus du respect des droits des États. Il s’agit de la position institutionnelle de celui qui signe l’ordre le jour de son émission – une rhétorique de légitimation du processus, et non un résultat tarifaire fermé. [[18]](#ref-18)\n\n\n\n## Incertitudes\n\n- Dans les sources de ce dossier, il n'existe pas de base de données nationale de files d'attente d'interconnexion de grande charge comparable à la génération/stockage de Queued Up, avec une couverture multi-ISO et également en dehors des empreintes de RTO — sans cela, toute « file d'attente de grand chargement américaine en X GW » tend à être une extrapolation du cas de ERCOT ou une fausse équivalence entre génération et charge.\n- On ne sait pas encore quels tarifs ou processus les six RTO/ISO juridictionnels déposeront ou justifieront réellement en réponse à la justification 2026 §206, ni si le ANOPR RM26-4 deviendra une règle finale - les résultats tarifaires étaient en attente à la date d'accès.\n- Il n'est pas possible de dire, à partir des données disponibles, à quel point les pics LTRA moyens de 2025 sont stables (et le cadrage PJM d'environ 30 GW centres de données entre 2025 et 2030) après les examens à court terme de ERCOT et PJM eux-mêmes et les critiques concernant le double comptage ou le chargement flexible.\n- Les règles relatives aux charges importantes dans les zones en dehors de RTO (sud-est et certaines parties de l'ouest des États-Unis) et dans les ISO mal couvertes dans ce cycle (CAISO, SPP, NYISO, ISO-NE) restent sous-documentées ici — l'image présentée est robuste pour PJM, ERCOT et MISO, et non pour l'ensemble du pays.\n\n## Références\n\n1. [FERC — Reliability Explainer](https://ferc.gov/reliability-explainer). FERC. Consulté le 09 août 2026.\n2. [EIA — Electricity Wholesale Markets (ISO/RTO)](https://www.eia.gov/electricity/wholesalemarkets/index.php). U.S. Energy Information Administration. Consulté le 09 août 2026.\n3. [ERCOT — Trending Topic: New Batch Connection Process for Large Electricity Users](https://www.ercot.com/files/docs/2026/06/18/ERCOT-Trending-Topic-New-Batch-Connection-Process-for-Large-Electricity-Users.pdf). ERCOT. Consulté le 09 août 2026.\n4. [FERC — Explainer on the Interconnection Final Rule (Order No. 2023)](https://www.ferc.gov/explainer-interconnection-final-rule). FERC. Consulté le 09 août 2026.\n5. [LBNL — Queued Up 2026 Edition: Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection](https://energyanalysis.lbl.gov/publications/queued-2026-edition-characteristics). Lawrence Berkeley National Laboratory. Consulté le 09 août 2026.\n6. [ERCOT — Senate Panel Presentation, \"Assessing the Grid\" (29 jul. 2026)](https://www.ercot.com/files/docs/2026/07/29/ERCOT-Senate-July-29-Panel-1-Assessing-The-Grid.pdf). ERCOT. Consulté le 09 août 2026.\n7. [U.S. Department of Energy — DOE Releases New Report Evaluating Increase in Electricity Demand from Data Centers](https://www.energy.gov/articles/doe-releases-new-report-evaluating-increase-electricity-demand-data-centers). U.S. Department of Energy. Consulté le 09 août 2026.\n8. [LBNL — United States Data Center Energy Usage Report, 2025 Update](https://seta.lbl.gov/publications/united-states-data-center-energy-2025). Lawrence Berkeley National Laboratory. Consulté le 09 août 2026.\n9. [NERC — 2025 Long-Term Reliability Assessment](https://www.nerc.com/globalassets/our-work/assessments/nerc_ltra_2025.pdf). North American Electric Reliability Corporation. Consulté le 09 août 2026.\n10. [FERC — RM26-4 Large Loads Docket](https://www.ferc.gov/rm26-4). FERC. Consulté le 09 août 2026.\n11. [FERC — FERC Launches Aggressive, Targeted Action to Speed Large Load Integration (18 jun. 2026)](https://www.ferc.gov/news-events/news/ferc-launches-aggressive-targeted-action-speed-large-load-integration). FERC. Consulté le 09 août 2026.\n12. [FERC — E-7 to E-12 Show-Cause Orders, Staff Presentation (June Commission Meeting 2026)](https://www.ferc.gov/sites/default/files/2026-06/E-7%20to%20E-12%20SCO%20Presentation%20-%20June%20CM.pdf). FERC. Consulté le 09 août 2026.\n13. [FERC — Explainer on the Transmission Planning and Cost Allocation Final Rule (Order No. 1920)](https://www.ferc.gov/explainer-transmission-planning-and-cost-allocation-final-rule). FERC. Consulté le 09 août 2026.\n14. [PJM Inside Lines — PJM's Updated 20-Year Forecast Continues to See Significant Long-Term Load Growth](https://insidelines.pjm.com/pjms-updated-20-year-forecast-continues-to-see-significant-long-term-load-growth/). PJM. Consulté le 09 août 2026.\n15. [PJM Inside Lines — 2025 Year in Review: Planning Prepares for Burgeoning Electricity Demand](https://insidelines.pjm.com/2025-year-in-review-planning-prepares-for-burgeoning-electricity-demand/). PJM. Consulté le 09 août 2026.\n16. [MISO — Generator Interconnection (DPP / ERAS / JTIQ)](https://www.misoenergy.org/planning/resource-utilization/generator-interconnection/). MISO. Consulté le 09 août 2026.\n17. [MISO Help — Generator Interconnection Queue Cap FAQ](https://help.misoenergy.org/knowledgebase/article/KA-01524/en-us). MISO. Consulté le 09 août 2026.\n18. [FERC — Chairman Swett's Remarks on Large Load Show-Cause Orders E-7–E-12 (Open Meeting, 18 jun. 2026)](https://www.ferc.gov/news-events/news/chairman-swetts-remarks-large-load-show-cause-orders-e-7-e-12-june-18-2026-open). FERC. Consulté le 09 août 2026.\n"
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