Que signifie « terre motorisée » ?

Pour Soare, la définition commence par les contrats. « Pour nous, un terrain alimenté en énergie représente un droit contractuel à la fourniture de mégawatts à une date précise, et non pas simplement un terrain à proximité d'un poste de transformation », explique-t-il. « Il y a l'accord d'interconnexion, l'infrastructure de raccordement au réseau, et il y a aussi l'alimentation électrique, la production d'énergie à partir du réseau… Dans tous les cas, ces deux éléments sont indispensables. »

Chaque contrat couvre un risque différent. Le contrat de raccordement au réseau donne le droit de se connecter et fixe un délai pour atteindre la capacité requise, mais ne garantit ni l'approvisionnement ni la stabilité des prix. Le contrat d'achat d'électricité (CAE) garantit l'approvisionnement et les conditions économiques, mais n'est applicable qu'une fois l'électricité reçue.

La cessibilité est également un facteur important. Selon Soare, la possibilité de transférer ces accords à un nouvel acquéreur dépend souvent des exigences de crédit de la contrepartie et des autorisations nécessaires de la commission des services publics ou du fournisseur lui-même. Blue Owl fait de la cessibilité une condition de la transaction. La seule puissance ne justifie pas non plus une prime. L'entreprise a besoin d'une visibilité complète sur le soutien des autorités étatiques et locales, le zonage et les autorisations, les infrastructures locales et l'attractivité du site pour ses locataires hyperscale.

Chambers ajoute que la définition s'est élargie. Un site alimenté aujourd'hui est défini par son système d'alimentation complet, incluant la production sur site, le stockage par batteries et la rampe de puissance, ainsi que le raccordement au réseau.

Pourquoi les délais sont aussi importants que la capacité

Selon Chambers, de nombreuses files d'attente pour les interconnexions peuvent désormais durer une décennie. Dans le cadre d'un projet d'Aston Power en Arizona, le fournisseur d'électricité local a estimé qu'il faudrait entre sept et dix ans pour réaliser le raccordement au réseau et fournir la production nécessaire pour répondre à la demande.

La demande à l'origine de ces files d'attente est énorme, même si elle n'est pas entièrement réelle. La file d'attente d'ERCOT pour 2025 comprend environ 230 gigawatts de demandes de forte consommation, soit plus du double de la capacité totale de production du réseau (103 gigawatts) et bien au-delà de son record historique de 85 gigawatts. Seuls 7,5 gigawatts environ ont été raccordés.

Figure 4 : La file d’attente pour les charges importantes d’ERCOT est désormais plus grande que le réseau électrique.

Source : Mise à jour de la planification du système ERCOT, documents du conseil d'administration de décembre 2025 (via Utility Dive, Latitude Media)

Soare s'attend à ce qu'une grande partie de ces projets disparaisse. « Il y a des doubles et des triples comptages », explique-t-il. « C'est très similaire à ce qui s'est passé dans le secteur des énergies renouvelables, où les promoteurs ont inondé la file d'attente pour l'interconnexion de nombreux projets, mais en réalité, tous n'ont pas été réalisés. » À mesure que les États et les réseaux rendent l'interconnexion des grandes charges plus coûteuse, il prévoit que les projets qui aboutiront seront ceux qui bénéficient d'une situation géographique adéquate, des autorisations nécessaires et du soutien de la communauté, et qui sont portés par des promoteurs expérimentés et disposant de solides capitaux.

C’est au niveau des études que les délais ont tendance à s’allonger. « Lorsqu’une demande de forte puissance est soumise, la première étape consiste généralement en une étude d’impact sur le réseau », explique Chambers, « et même ces études ont pris des mois, voire des années, ces dernières années. » Une étude des installations suit, informant le développeur du coût des améliorations du réseau, de leur durée et de leur faisabilité. Les examens par lots, prévus par la loi SB6 au sein d’ERCOT et adoptés ailleurs, visent à accélérer le processus, mais le volume des demandes demeure important.

L'énergie hybride devient la norme.

Compte tenu des longs délais de raccordement au réseau, Chambers affirme que la plupart des grands sites ont désormais besoin d'une approche hybride. « Il faut probablement à la fois une production sur site et un raccordement au réseau pour que les choses fonctionnent dans un délai raisonnable », explique-t-il.

Dans le cadre du projet en Arizona, Aston a combiné une importante production d'électricité sur site avec un raccordement direct au réseau de transport fédéral exploité par la Western Area Power Administration (WAPA). « Nous pouvons acheter de l'électricité, acheminer ces électrons jusqu'au site, les combiner avec ceux que nous produirons sur place et ainsi fournir un service comparable à celui d'un service public à l'utilisateur final », explique Chambers.

La réglementation évolue dans le même sens. Chambers cite la loi SB6 au Texas, qu'il décrit comme encore en pleine évolution. Selon cette loi, les gros consommateurs d'électricité sont tenus de développer leur propre production d'énergie sur site, et la capacité de production installée détermine la part de leur consommation qui peut être réduite sur le réseau en cas d'urgence. « De plus en plus, les fournisseurs d'énergie exigent la présence d'une production sur site, car ils peuvent alors réduire la consommation », explique-t-il. « On s'attend à ce que ce phénomène se généralise. »

Soare considère le réseau électrique comme la solution à long terme. « Notre priorité, ce sont les projets raccordés au réseau. Le réseau est la solution la plus fiable et la plus rentable pour alimenter ces projets à forte consommation, et il offre le meilleur accès à l'énergie propre », explique-t-il. Blue Owl investit dans la production d'électricité en aval du compteur lorsque les avantages, comme une montée en puissance plus rapide ou une protection contre les limitations de production, compensent le surcoût, avec l'objectif d'un raccordement au réseau à terme.

La réinitialisation de la souscription

Pour les investisseurs, l'accès à l'énergie est désormais un critère essentiel dans le choix d'un site. « Il est crucial de comprendre les échéanciers, la montée en puissance, les coûts, les risques, les infrastructures nécessaires sur le réseau (tant pour le transport que pour la production) et les termes des contrats », explique Soare. « Tous ces éléments sont indispensables pour appréhender l'aspect énergétique du projet. » Blue Owl consacre au moins douze mois à la phase de pré-développement, à la structuration des accords avec les services publics et des partenariats avec les communautés locales, ainsi qu'à la planification d'une approche en plusieurs phases. L'entreprise ne se contente donc pas d'acquérir des terrains en attendant l'arrivée de l'énergie.

L'investissement dans des terrains alimentés en énergie implique désormais de prendre en compte les retards d'études, le positionnement dans les files d'attente, les évolutions réglementaires, ainsi que le coût et le calendrier de déploiement des solutions hybrides, en plus des fondamentaux qui ont toujours compté. Le choix d'un site est devenu autant une négociation d'infrastructures qu'une transaction foncière. Un terrain à 28 000 $ l'acre sur un marché où l'énergie est rare peut sembler bon marché, mais il ne deviendra une opportunité d'investissement intéressante que lorsque la question de l'approvisionnement en énergie sera résolue.

Regardez le webinaire complet pour entendre Soare et Chambers détailler les accords de raccordement au réseau, les études d'impact sur le système, la transférabilité et la manière d'évaluer la certitude de l'approvisionnement en énergie lors de la souscription d'un accord.

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