Commandez aujourd'hui une turbine à gaz de forte puissance auprès de GE Vernova et elle ne sera pas livrée avant 2031. Tel est le calendrier de production réel de l'entreprise, confirmé lors de sa conférence sur les résultats du 22 juillet, et c'est le fait qui se cache derrière chaque plan d'alimentation de centre de données IA annoncé au cours des deux dernières années — un fait bien moins souvent évoqué que les annonces elles-mêmes.

Goldman Sachs a chiffré la demande en mai. La demande d'électricité des centres de données américains passe de 31 gigawatts en 2025 à 41 GW cette année et à 66 GW en 2027. Les ajouts de capacité d'une année sur l'autre s'accélèrent, passant des 8,5 GW effectivement réalisés l'an dernier à 13,6 GW prévus pour 2026 et 36,3 GW prévus pour 2027. À cette date, les centres de données représenteraient 8,5 % de la demande de pointe estivale totale aux États-Unis, contre 4,1 % aujourd'hui.

Les équipements destinés à produire cette électricité suivent un calendrier totalement différent, et cet écart façonne désormais non seulement les délais des projets, mais aussi la planification du réseau, les files d'attente de raccordement et les prix de gros de l'électricité.

Les trois grands constructeurs ont des carnets pleins jusqu'aux années 2030

GE Vernova a clôturé le deuxième trimestre avec 116 GW de carnet de commandes d'équipements gaz et d'accords de réservation de créneaux, contre 100 GW trois mois plus tôt et 83 GW fin 2025. L'entreprise prévoit d'avoir au moins 125 GW sous contrat d'ici décembre. Son PDG, Scott Strazik, a déclaré aux analystes que GE Vernova accepte des réservations pour une livraison en 2031 et devrait avoir contracté plus de la moitié de cette année-là d'ici fin 2026. Son plan de production prévoit environ 20 GW annualisés ce trimestre, 24 GW d'ici 2028 et une progression vers 30 GW d'ici 2030.

Siemens Energy a terminé son troisième trimestre fiscal le 30 juin avec un carnet de commandes de turbines à gaz de 69 GW, après avoir enregistré 15 GW de commandes et livré six gigawatts. Les délais de livraison sont de trois ans ou plus. Son PDG, Christian Bruch, a indiqué aux analystes que le marché adressable pourrait atteindre 120 GW par an, dont environ la moitié américaine.

Mitsubishi Heavy Industries a annoncé le 6 août un carnet de commandes de 35 GW pour les turbines à grande structure, contre 23 GW un an plus tôt. Ce chiffre porte sur le premier trimestre fiscal de Mitsubishi, qui s'étend de mars à juin, et accuse donc environ un mois de retard sur les chiffres trimestriels calendaires ci-dessus. Son directeur financier, Hiroshi Nishio, a précisé que les commandes enregistrées au cours du trimestre sont programmées pour une livraison entre 2028 et 2030, et que l'entreprise « fait preuve de sélectivité dans les projets qu'elle contractualise ».

En additionnant les trois chiffres phares, on obtient 220 GW — ce qui exagère la réalité, car aucun ne compte la même chose. Sur les 116 GW de GE Vernova, seuls 53 GW correspondent à un carnet de commandes ferme d'équipements ; les 63 GW restants sont des réservations de créneaux, des options payantes qui ne se sont pas encore transformées en commandes. Les 69 GW de Siemens sont un carnet ferme, sans réservation. Les 35 GW de Mitsubishi ne couvrent que les turbines à grande structure, à l'exclusion de ses gammes aérodérivées et de taille intermédiaire. Aucune des trois entreprises ne pourrait expliquer ce que les deux autres entendent par « carnet de commandes » sans une note de bas de page.

Ce sur quoi les trois constructeurs s'accordent, quelle que soit leur méthode de comptabilisation, c'est la direction et l'ampleur. Les commandes mondiales du deuxième trimestre ont atteint un record de 38 GW, en hausse de 71 % sur un an, dont la moitié pour les États-Unis. Wood Mackenzie évalue la capacité de production mondiale à 60 à 70 GW par an, face à environ 110 GW de commandes.

Un an de demande d'IA dépasse la production de toute l'industrie

Le chiffre de 36,3 GW de Goldman est le plus important, car il dépasse ce que l'ensemble de l'industrie des turbines peut plausiblement livrer en une seule année. Tout ce que GE Vernova produit chaque année, dans le monde entier, pour tous les clients de la planète, représente environ 20 GW. Un cinquième seulement des gigawatts sous contrat sont d'abord destinés aux centres de données. Le reste va aux services publics remplaçant le charbon, aux projets électriques et de dessalement au Moyen-Orient, aux charges industrielles et aux travaux de fiabilisation du réseau engagés bien avant que quiconque ne parle de clusters d'inférence.

Même dans un scénario où GE Vernova consacrerait l'intégralité de sa production mondiale aux campus d'IA américains, cela ne couvrirait pas une seule année de la courbe de Goldman — et cela serait impossible, car ces créneaux ont été vendus il y a des années.

Les turbines qui alimenteront les centres de données en 2027 ont été commandées en 2023 et 2024. Les turbines commandées ce mois-ci n'arriveront qu'autour de 2030 ou 2031. Tout ce qui se situe entre les deux est soit déjà réservé, soit issu d'autre chose qu'une nouvelle centrale à gaz, soit simplement inexistant.

C'est aussi la partie de la chaîne d'approvisionnement qui passe le moins à l'échelle. Les pièces moulées de section chaude — les aubes et ailettes placées dans un flux gazeux de 1 000 degrés — proviennent d'un petit nombre de fonderies spécialisées, et les soudeurs et ajusteurs qui assemblent ces machines ont été licenciés il y a une décennie et jamais remplacés. Même lorsqu'un créneau existe, il n'y a pas assez d'entrepreneurs qualifiés pour installer l'équipement. Les délais moyens d'une nouvelle centrale à cycle combiné sont passés de trois ans et demi en 2023 à environ cinq ans aujourd'hui, et à sept ans pour certaines structures de forte puissance.

PJM a payé le prix fort et est resté à court

L'enchère de capacité de PJM du 14 juillet est l'indication la plus claire dont on dispose sur le coût de cet écart.

L'enchère pour l'année de livraison 2028/2029 s'est établie à 325 dollars par mégawatt-jour — le plafond approuvé par la FERC — pour la troisième année consécutive. Elle a procuré 138 318 MW de capacité non forcée, laissant le système 6 831 MW en dessous des propres exigences de fiabilité de PJM. Nouvelles unités de production et augmentations de puissance retenues : 525 MW.

Le plus grand marché de gros de l'électricité du pays a payé le prix maximal autorisé par ses règles, est resté à environ 7 GW en dessous de ses besoins et n'a attiré en retour qu'environ un demi-gigawatt de nouvelle offre. Les propres modélisations de PJM montraient que, sans ce plafond, le RTO se serait établi à 554,72 dollars par mégawatt-jour et la zone ComEd à 776,69 dollars.

PJM a proposé un mécanisme ponctuel d'achat de soutien à la fiabilité (Reliability Backstop Procurement) visant environ 14,9 GW de nouvelle capacité, répartis entre des contrats bilatéraux débutant en septembre et une enchère au prix offert en mars prochain. Savoir si cela comblera un trou que les fabricants de turbines à gaz ne peuvent pas toucher en moins de trois ans reste une question ouverte.

Les prix des turbines ont presque doublé, et le gaz n'y est pour rien

Les prix ont suivi. BloombergNEF a évalué le coût moyen d'un projet à cycle combiné à 2 157 dollars par kilowatt l'an dernier, contre moins de 1 500 dollars en 2023. Une revue par GridLab des dépôts de projets réels a révélé que les centrales devant s'achever en 2026 et 2027 affichaient entre 1 116 et 1 427 dollars par kW, tandis que les projets visant 2030 et 2031 dépassent régulièrement 2 000 dollars par kW. Wood Mackenzie anticipe que les prix des turbines seuls atteindront 600 dollars par kW d'ici fin 2027, soit une hausse de 195 % par rapport à 2019.

Le combustible lui-même n'y est pour rien. Le gaz spot Henry Hub se négociait autour de 2,79 dollars par MMBtu à la mi-août, et les trackers gouvernementaux situent la moyenne 2026 proche de 3,31 dollars — deux niveaux sans particularité au regard des cinq dernières années. Le goulot d'étranglement réside entièrement dans les pièces moulées, les soudeurs et les créneaux d'usine, et non dans la molécule brûlée.

GE Vernova encaisse sur le volet matériel. Les commandes d'équipements du premier semestre 2026 ont été facturées plus de 20 % au-dessus de celles du quatrième trimestre 2025. Le flux de trésorerie disponible du deuxième trimestre a atteint 5,1 milliards de dollars, aidé par un bénéfice de 6,4 milliards de dollars sur le fonds de roulement provenant des acomptes clients liés aux réservations de créneaux. Depuis le début de l'année, le flux de trésorerie disponible avoisine 9,9 milliards de dollars, soit déjà plus que ce que l'entreprise a généré sur l'ensemble de 2025.

GE Vernova est payée pour des turbines qu'elle ne construira peut-être jamais

La structure d'acomptes est aussi la chose la plus intelligente que les fabricants de turbines aient faite ce cycle, et elle découle directement du précédent.

Les trois constructeurs ont vécu le précédent boom du gaz. Le gaz de schiste bon marché des années 2000 a attiré une vague de développeurs marchands ; le marché s'est saturé, les commandes ont été annulées, les usines ont fermé et la main-d'œuvre qualifiée s'est dispersée. L'industrie a passé les années 2010 à traiter les turbines à gaz comme une vache à lait plutôt que comme une activité de croissance, et la capacité est restée stable pendant que la demande d'électricité recommençait discrètement à grimper.

Personne ne veut subir deux fois une telle crise, aussi, plutôt que de parier l'usine sur les prévisions des hyperscalers, les équipementiers ont construit un instrument qui fait porter le risque au client. Un accord de réservation de créneau est une option payante sur une production future. Si le centre de données se concrétise, le client la convertit en commande ferme. Sinon, le fabricant conserve l'acompte et revend le créneau sur un marché qui est de toute façon en pénurie.

Le bilan de GE Vernova est actuellement financé, en partie, par des acomptes sur des turbines qui ne seront peut-être jamais nécessaires. C'est une position forte, et cela explique pourquoi les extensions de capacité restent si mesurées par rapport à la taille du carnet de commandes.

Exelon et le Texas révisent discrètement leurs chiffres à la baisse

Il existe un contre-argument honnête, et il ne cesse de se renforcer.

Exelon a ramené sa charge de centres de données « à haute probabilité » d'environ 18 GW à environ 11 GW le 30 juillet, soit une baisse de près de 40 %. Son portefeuille global de raccordements est passé d'environ 43 GW à 25 GW en un seul trimestre. Seuls environ 4 GW font l'objet d'accords de service de transport signés, adossés à 1 milliard de dollars de garanties déposées. « Nous éliminons désormais les projets spéculatifs », a déclaré la directrice financière Jeanne Jones, « et cela nous donne une visibilité proactive sur ce qui est réel. »

Le Texas est allé plus loin. Le gouverneur Greg Abbott a ordonné le 3 août un audit de chaque centre de données figurant dans la file de raccordement d'ERCOT, après que les demandes ont gonflé jusqu'à environ 474 GW — dont environ 90 % de centres de données, soit plus de cinq fois le record de demande de pointe de l'État. ERCOT a suspendu son processus Batch Zero pour les grandes charges en quelques heures et, le 10 août, a officiellement demandé à la Public Utility Commission une dérogation pour motif valable couvrant l'échéance de classification manquée. L'audit lui-même devrait durer plusieurs mois, son périmètre et son calendrier devant être présentés à la réunion publique de la PUCT du 20 août. BloombergNEF estime que cette suspension place près de 50 GW en risque de retard, soit environ un cinquième du pipeline national. New York avait déjà suspendu les nouvelles approbations en juillet.

Goldman elle-même suppose que seuls 50 % à 60 % des capacités de centres de données programmées au cours des deux prochaines années seront livrées à temps.

Lu dans un sens, ce carnet de commandes de 116 GW constitue la pointe avancée du plus grand déploiement électrique depuis les années 1970. Lu dans l'autre, c'est une file d'attente remplie d'options sur des projets jamais financés, détenues par des développeurs qui préféreraient perdre un acompte plutôt que de manquer un créneau.

Ce goulot d'étranglement se règle par les gouverneurs, pas par les usines

Peu importe laquelle de ces lectures est la bonne, car l'échéance de 2027 tient dans les deux cas.

Si la demande est réelle, les turbines ne peuvent pas arriver assez vite, et le déficit est couvert par tout ce qui peut être livré en 24 à 36 mois — principalement des moteurs à combustion interne. C'est pourquoi Caterpillar et Wärtsilä vendent désormais de la puissance de base aux campus d'IA, et pourquoi leurs propres carnets de commandes sont également pleins jusqu'en 2028. Les piles à combustible complètent en marge. Les centrales existantes tournent davantage. Les unités au charbon qui devaient fermer restent ouvertes. Et une part significative de la charge actuellement sur papier ne se concrétisera tout simplement pas.

Si la demande n'est pas réelle, la correction se manifestera par des réservations de créneaux annulées en 2028 et 2029 — bien après que les enchères de capacité de cette année auront déjà recalculé le prix de l'électricité pour 67 millions de personnes dans PJM.

Dans un cas comme dans l'autre, le goulot d'étranglement ne se résout pas sur le plancher d'usine. Il se résout dans les capitales des États : les gouverneurs d'Austin et d'Albany, les régulateurs rédigeant des classes tarifaires distinctes pour les centres de données, les services publics exigeant des garanties avant même de mener une étude de raccordement. Presque personne parmi ceux qui vendent le déploiement de l'IA n'a intégré dans ses prix la mesure dans laquelle cette demande devra se contracter avant que l'équipement ne puisse rattraper son retard.

Par Michael Kern pour Oilprice.com