Le Texas a gelé son développement des centres de données. La rareté qui en résulte est une force indéniable.

Le Texas a arrêté la croissance de son centre de données. La rareté qui en résulte est une force irrésistible.

La réaction contre les centres de données est passée d’une simple protestation locale à une politique officielle de l’État. Au Texas, cette politique est soutenue par le gouvernement du gouverneur. Au début du mois d’août, Greg Abbott a ordonné à la commission des services publics de l’État et à ERCOT – l’organisation non lucrative qui gère le réseau électrique du Texas et son marché de l’électricité – de vérifier tous les centres de données qui cherchent à être connectés au réseau. Cette mesure empêche toute nouvelle connexion au réseau, et les régulateurs s’attendent à ce que cette inspection dure plusieurs mois. Pour défendre cette décision lors d’un journal télévisé dimanche matin, il a dit que l’industrie…En fait, ils ont creusé leur propre tombe.À cause du problème que cela a causé pour eux, ils ont reçu la réaction qu’ils méritaient. En effet, ces installations se trouvent dans des endroits dont personne n’a jamais entendu parler, plutôt que de fonctionner en collaboration avec les communautés qui les entourent.

Il y a une véritable colère derrière ce jugement, et il est facile de comprendre pourquoi. Les sondages montrent que les habitants du Texas s’opposent largement aux centres de données dans leurs communautés. De plus, les avantages fiscaux que l’industrie a bénéficiés depuis 2014 représentent maintenant plus d’un milliard de dollars par an. C’est le même gouverneur qui, il y a moins d’un an, a qualifié le Texas de centre névralgique pour le développement de l’IA. Mais la conclusion que la classe politique et une grande partie du marché ont tirée de cette colère – à savoir que les centres de données sont le problème et que le ralentissement de leur développement est la solution – est, à mon avis, une vision erronée. On confond un problème de demande avec un problème de supply. Ce dont le Texas manque, ce n’est pas de centres de données ; c’est de puissance électrique suffisante, c’est-à-dire de capacité de production qui peut être activée lorsque le réseau électrique le nécessite. Et le gel des permis ne permet pas d’obtenir un seul mégawatt de cette puissance électrique.

Considérons l’ampleur des demandes de chauffage électrique. La file d’attente d’ERCOT pour les projets qui souhaitent être connectés au réseau électrique contient plus de 474 gigawatts de demandes. Environ 90 % de ces demandes proviennent de centres de données. Ce chiffre est plus de cinq fois supérieur à le record historique de 91,3 gigawatts enregistré à la fin du mois de juillet. Cela représente plus de cinq fois la plus grande quantité d’énergie que le Texas a jamais absorbée en un seul moment. Selon les responsables d’ERCOT, l’audit déterminera environ 250 à 300 projets, représentant une puissance totale d’environ 200 gigawatts. Les directives d’Abbott ont été données après la première tentative de l’État de déterminer quelle est la vraie utilisation des installations concernées – une enquête sur l’eau et l’énergie où, parmi les 377 entreprises notifiées,Seulement 28 réponses ont été soumises.Tout le flux de charge n’est pas réel ; tant le gestionnaire du réseau électrique que les développeurs admettent que une grande partie de ce flux disparaîtra lorsque les financements et les contrats de location ne seront plus possibles. ERCOT a également admis qu’il est impossible de prévoir avec certitude la demande de réseau à partir de ce flux. Mais une chose est certaine : la direction des déplacements de charge est trop rapide pour que le gestionnaire du réseau puisse la étudier correctement. C’est là la définition même d’une contrainte de livraison.

Le déficit d’approvisionnement

Le Texas fonctionne selon ce que l’industrie appelle un marché axé uniquement sur l’énergie : la production d’électricité est payée uniquement pour la quantité d’électricité fournie, et les prix de rareté peuvent atteindre des valeurs élevées – jusqu’à 5 000 dollars par mégawatt-heure – afin de faire fonctionner toutes les unités disponibles. Le carburant utilisé est le gaz naturel. Cependant, la capacité de production des nouvelles entreprises est extrêmement limitée : environ…3 GW de nouvelles capacités de production de gaz et de diesel disponibles pour l’exploitation.Il s’agit d’un projet en cours de développement pour gérer 23 GW de stockage de batteries. Les turbines à gaz elles-mêmes sont également assurées dans les chaînes d’approvisionnement. En pratique, une région où le gaz naturel est abondant reste confrontée au problème de conversion de ce gaz en kilowatts suffisamment rapide. Ed Hirs, spécialiste en énergie à l’Université de Houston, ajoute que le secteur de la vente au détail est également affecté par cette situation : les centres de données et les services liés aux cryptomonnaies ont été impactés par cela.Augmentation des prix de l’électricité d’au moins 5 % par anAlors que la grille ne peut pas gérer le volume de nouvelles demandes.

Les modélisations mises en place par le bureau fédéral de l’énergie montrent comment cet déséquilibre affecte les prix. Dans le scénario de forte demande, le prix moyen de l’électricité à l’établissement de distribution ERCOT North est d’environ…79 % de plus par rapport aux prévisions de base.En 2027, le coût sera d’environ 85 dollars par mégawatt-heure, contre environ 47 dollars pour un niveau de base. Pour maintenir ce niveau de production, il faut utiliser plus de gaz et de charbon. Les chercheurs du Dallas Fed résument la cause en une seule phrase : les centres de données basés sur l’IA nécessitent une consommation énergétique beaucoup plus élevée.Inversement des deux décennies de faible demande d’électricité aux États-UnisDans un marché où aucun coût n’est caché, une charge qui augmente plus rapidement que l’offre de l’entreprise ne peut pas être négociée de manière polie. Cela entraîne une réévaluation de toute la courbe des prix à terme.

Le gel ne crée rien.

Rien de tout cela ne change en raison du gel des commandes, car une pause à volonté ne contribue en rien à accélérer l’offre. Selon BloombergNEF, les commandes vont…Retard de 49,8 GW du chargement des centres de données américainsEn gros, cela représente un cinquième du budget de développement national. Dans le pire des cas, cela entraîne des coûts pour les développeurs d’environ 15 milliards de dollars, qui ne peuvent pas être utilisés pour la mise en œuvre des projets. La demande différée n’est pas une demande détruite. La plupart de cette demande attendra, et une partie se tournera vers des endroits où l’énergie est disponible plus rapidement. C’est ainsi qu’un État qui souhaite être le centre névralgique de l’IA peut confier la construction à quelqu’un d’autre.

Le gel ne touche même pas la porte de sortie qui se développe le plus rapidement : elle est construite derrière le mètre, sur le site du centre de données lui-même, et ne contacte jamais le réseau ERCOT. Le Texas est déjà en tête des États-Unis.40 GW de capacité annoncée en arrière du compteurUne grande partie de ce gaz est utilisée dans la région du Permien, où le gaz naturel n’a nulle part d’autre où aller. C’est là que l’ère nouvelle de l’abondance énergétique se rencontre avec le développement de l’IA. Le même gaz provenant des procédés de fracturation hydrothermale qui limite les hausses des prix du pétrole devient alors le carburant pour les cellules à calcul.Stries négatives dans les prix du gaz naturel de WahaCette exigence a été utilisée pour effacer ces chiffres. L’effet paradoxal est que plus le processus de connexion au réseau électrique dans le Texas est complexe, plus la charge électrique dépasse les limites fixées par les règles de ERCOT, en dehors des règles applicables aux abonnés, et en grande partie en dehors des nouvelles normes de l’État.

En même temps, les politiques commencent à s’opposer aux exigences liées à la physique dans l’autre domaine. Les lignes de transmission de 765 kilovolts qui transmettent l’électricité du Texas Ouest vers les points d’alimentation ont provoqué des conflits dans les zones rurales. Le vice-gouverneur Dan Patrick exige que les régulateurs refusent l’approbation de ces lignes jusqu’à ce que le parlement modifie le processus d’approbation. C’est les mêmes lignes que ERCOT craint pourraient entraîner…Des coupures de courant intermittentes dans la région du bassin PermienS’ils ne sont pas construits… Les normes propres à Abbott exigent une condition que aucun projet de taille industrielle ne peut satisfaire : les centres de données doivent en réalité réduire le coût de l’électricité pour les consommateurs. Si on injecte des centaines de gigawatts de charge nouvelle dans le réseau électrique et que l’on facture ces coûts pour l’infrastructure, on obtient beaucoup de choses… Mais l’économie des factures pour chaque ménage n’en fait pas partie. La partie logique de cet agenda, c’est la question de qui paie : une loi du Texas de 2025 demande aux régulateurs de faire en sorte que les clients qui consomment le plus de courant paient une part raisonnable des coûts d’interconnexion et de transmission, plutôt que de les partager entre tous les ménages selon la formule ancienne des heures de pointe du réseau. C’est là une réforme juste, basée sur le principe que chaque personne doit payer son dû. Le “freeze” est simplement le décor qui entoure cette réforme.

Le Commerce

C’est là que l’histoire ne devient plus une histoire texane, mais plutôt une situation qui peut être analysée. Le marché a brièvement accepté cette fausse narrativité. Vistra est le plus pur acteur du secteur électrique au Texas – une flotte de générateurs qui vendent sur le marché ERCOT, et non pour servir une clientèle restreinte. L’action de Vistra se trouve à un niveau bas pour les 52 semaines, après avoir perdu environ 29 % au cours de l’année écoulée, dont environ 17 % au cours du mois où il y a eu une baisse des activités. La courbe future à court terme s’est réinitialisée en raison de la dépendance aux pics de demande. À mon avis, cette baisse est une réaction irrationnelle. Le report de la date de mise en service change simplement le chiffre de ce trimestre ; cela ne modifie pas l’équation déjà établie : 474 GW de charge contre un réseau électrique de 91,3 GW.

Les principes fondamentaux se situent maintenant à un prix auquel le marché a cessé de suivre les tendances de baisse. Vistra est cotée à environ 10 fois son EV/EBITDA – c’est une moyenne entre la valeur d’entreprise et les bénéfices avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissements. Pour le reste des entreprises de cette catégorie, ce ratio se situe entre 13 et 16 fois. CenterPoint, Constellation, NRG et AEP sont toutes plus riches selon cette même métrique. Le flux de trésorerie libre a augmenté de 36 % au cours de l’année dernière ; les dividendes ont augmenté sur six ans consécutifs, et le ratio de distribution des dividendes se situe autour de 15 % des bénéfices. Il faut comprendre bien quel type de titre c’est : avec un rendement inférieur à 1 %, il ne s’agit pas d’un titre à revenu stable. De plus, le bilan de l’entreprise montre que la dette nette s’élève à environ 19 milliards de dollars, contre 5,1 milliards de dollars de flux de trésorerie opérationnels. Cela signifie qu’il y a beaucoup de risque dans ce titre, et donc il convient plutôt d’en faire une position modérée, tolérant la volatilité, plutôt que de l’utiliser comme actif clé d’un portefeuille à revenu stable.

Parmi les alternatives, je préférerais posséder la génération actuelle plutôt que les investissements dans la construction de nouvelles installations. GE Vernova vend les turbines et les équipements nécessaires pour la construction de ces installations, qu’il s’agisse ou non d’une période de gel économique. Mais cette solution n’est plus aussi avantageuse. CenterPoint, l’entreprise qui fournit des services électriques réglementés dans la région de Houston, propose un dividende de environ 3 %, ce qui représente une meilleure opportunité pour les investisseurs qui cherchent à réduire leur risque. Vistra est donc une entreprise liée à la rareté : c’est le coût le moins cher possible, en raison du fait que le Texas ne peut pas produire suffisamment rapidement ce produit.

Dans ce cas, je considère que Vistra est un titre à acheter lors de la baisse des prix. Cela s’applique aux investisseurs qui peuvent accepter la dépendance sur le bilan financier et les fluctuations des prix, en tenant compte de l’ampleur modérée de l’exposition à l’énergie, et non comme une alternative à un titre d’entreprise de services publics. Les conditions qui pourraient remettre en question cette analyse sont connues : les prix de forwards de ERCOT baissant de manière significative par rapport à ce qu’il est déjà arrivé sur le marché, ou les clients de centres de données abandonnant leurs engagements de puissance fixe. Aucun de ces événements n’a eu lieu, et le gel des activités de ces centres de données ne suffit pas à résoudre le problème. L’État était suffisamment en colère contre ces centres de données pour les interdire, et l’industrie a reçu sa part de cette colère… Mais le marché a transformé cette situation politique en une réévaluation du titre, où l’actif devient plus rare, plutôt que moins rare. À mon avis, c’est là une fausse narrativité. C’est pourquoi je préfère acheter lors de cette baisse.