Une carte révèle les États américains les plus à risque de blackout électrique cet été

Une pression sans précédent sur les infrastructures nationales

Chaque été, des millions d’Américains comptent sur leur système de climatisation en attendant que le réseau électrique réponde présent. Cependant, derrière cette électricité se cache une infrastructure nationale faisant l’objet de mises en garde régulières de la part des experts. Le système fonctionne aujourd’hui à des niveaux de chaleur et de tension inédits dans l’histoire récente.

Ce mois de juillet, la tension sera plus marquée dans certaines régions. Les régulateurs fédéraux, les opérateurs de systèmes indépendants et les analystes énergétiques ont publié des évaluations ciblant des zones vulnérables spécifiques. La conjonction d’une demande record, d’infrastructures vieillissantes, du retrait de centrales électriques et de chaleurs extrêmes crée un profil de risque documenté pour juillet 2026.

L’écart entre l’offre et la demande s’accentue. L’évaluation du NERC pour la période 2026-2035 prévoit que la demande de pointe estivale pourrait bondir de 224 GW, un chiffre supérieur de 69 % aux 132 GW de l’évaluation précédente, propulsé par l’intelligence artificielle et les centres de données. L’évaluation de la fiabilité estivale 2025 du NERC a souligné que la demande augmente plus vite que l’ajout de ressources pilotables. La demande de pointe devait dépasser les niveaux de 2024 de plus de 10 gigawatts, tandis que 7,4 GW de production conventionnelle, dont 2,1 GW de charbon, avaient déjà été retirés. John Moura, directeur des évaluations de la fiabilité et de l’analyse de la planification au NERC, a déclaré : « En termes simples, nos infrastructures ne sont pas construites assez rapidement pour suivre la demande croissante. »

Les énergies renouvelables ne comblent pas systématiquement l’écart lors des heures de pointe. Le NERC note que le solaire et l’éolien ne répondent pas toujours à la demande nocturne. Plus de 40 GW de gains de capacité en période de pointe issus de nouvelles installations solaires, éoliennes et de batteries compensent les pertes, mais la croissance de la charge dépasse les ajouts prévus. En parallèle, le département de l’Énergie des États-Unis estime que près de 70 % des lignes de transmission ont plus de 25 ans, augmentant le risque de pannes non planifiées.

Le Texas et l’isolement de l’ERCOT

Le Texas présente un profil particulier dans cette analyse. En été, le pic de demande sur le réseau texan est atteint entre le milieu et la fin de l’après-midi, et selon les pages de préparation aux conditions météorologiques estivales de l’ERCOT, les réserves d’exploitation les plus serrées sont attendues en soirée, au moment où la production solaire diminue avant de s’arrêter totalement.

L’ERCOT (Electric Reliability Council of Texas) gère le réseau desservant 90 % de l’État. En prévision de 2025, l’opérateur a intégré plus de 9 600 mégawatts de nouvelle capacité depuis l’été précédent, ce qui a réduit les risques à court terme. Ces ajouts se répartissent entre 5 395 mégawatts de solaire, 3 821 mégawatts de stockage d’énergie et 253 mégawatts d’éolien.

Des vulnérabilités structurelles demeurent. L’État affronte une augmentation massive de la demande générée par les installations de minage de cryptomonnaies, les centres de données et la croissance démographique. La limite d’exploitation de fiabilité de l’interconnexion du sud du Texas constitue une contrainte qui pourrait nécessiter des délestages fermes pour maintenir la stabilité. Enfin, le Texas fonctionne dans un isolement presque total par rapport au reste du pays, ce qui l’empêche de s’appuyer facilement sur les États voisins en cas de pénurie lors d’épisodes météorologiques extrêmes.

Le Midwest : le territoire du MISO

Le Midcontinent Independent System Operator (MISO) couvre totalement ou partiellement 15 États, s’étendant du haut Midwest jusqu’au Sud profond : Minnesota, Wisconsin, Michigan, Illinois, Indiana, Ohio, Missouri, Arkansas, Louisiane et Mississippi. Le rapport du NERC identifie le MISO comme présentant un risque élevé de pénurie d’énergie en cas de conditions extrêmes, lié notamment à une sous-performance potentielle de la production éolienne pendant les vagues de chaleur.

L’historique récent illustre cette tension. Selon Power Magazine, durant l’été 2025, le MISO a émis des alertes réseau sur au moins 40 des 69 jours compris entre le 11 juin et le 18 août. Cela inclut une alerte d’urgence énergétique déclarée le 23 juin. Cette réalité maintient la région parmi les priorités hautes pour 2026.

Dans la région SERC-Central, qui chevauche une partie du territoire du MISO, le NERC a identifié un déficit potentiel dans les réserves prévues entre 2025 et 2027. Les prévisions de demande croissent plus vite que le mix énergétique en transition, les centrales au charbon et au gaz naturel se retirant plus rapidement que n’arrive la capacité de remplacement. La région dépend des importations pendant les canicules, créant une dépendance délicate lorsque les réseaux voisins sont également sous pression.

Les États du Mid-Atlantic : la pénurie de capacités du PJM

PJM Interconnection est le plus grand opérateur de réseau du pays. Il coordonne l’électricité pour le district de Columbia et 13 États, incluant la Pennsylvanie, le New Jersey, le Maryland, la Virginie, la Virginie-Occidentale, l’Ohio, l’Indiana, l’Illinois et la Caroline du Nord. Selon le cabinet d’avocats en énergie Jackson Walker, en décembre 2025, l’enchère de capacité de PJM a enregistré un déficit de 5,2 % par rapport aux exigences de fiabilité pour l’année de livraison 2027-2028, une première pour l’opérateur.

PJM n’a pas réussi à se procurer assez d’approvisionnement pour l’année de livraison allant de juin 2027 à mai 2028, en raison du remplacement lent des centrales à la retraite et de la demande induite par l’électrification et les centres de données. Pour ce mois de juillet, PJM prévoit une production suffisante pour une demande de pointe typique et se tient prêt à activer ses ressources contractuelles de réponse à la demande. Le National Weather Service prévoit des conditions plus chaudes que la normale dans les États du sud et du centre atlantique de PJM, ainsi qu’en Virginie-Occidentale, au Kentucky et au Tennessee.

Le vice-président principal des opérations de PJM a reconnu que « les perspectives ressemblent à celles de l’année dernière et reflètent une nouvelle réalité : une croissance continue de la charge tirée par les centres de données qui dépasse l’ajout d’une nouvelle production », précisant que « cela se traduit par un resserrement des marges de réserve d’exploitation et un risque accru. » En février 2025, environ 40 centres de données situés dans les comtés de Loudoun et Fairfax en Virginie, consommant environ 1 800 MW (de quoi alimenter plus d’un million de foyers), ont dû basculer simultanément sur des générateurs de secours après la défaillance d’une ligne à haute tension. Cet incident était le deuxième du genre dans le nord de la Virginie en moins d’un an.

La Nouvelle-Angleterre et la vulnérabilité de l’approvisionnement en gaz

La Nouvelle-Angleterre regroupe le Maine, le Vermont, le New Hampshire, le Massachusetts, le Rhode Island et le Connecticut. ISO New England aborde la saison estivale avec une marge pour conditions extrêmes très étroite de 4 % et prévoit de s’en remettre aux procédures d’exploitation et aux importations pour faire face à la demande de pointe estivale.

Le rapport du NERC indique que les infrastructures de carburant limitées et la forte demande pourraient créer une pression importante. La région dispose d’une capacité de gazoduc restreinte. Lorsque la chaleur fait grimper simultanément la consommation résidentielle de gaz et d’électricité, les producteurs font face à des pénuries de carburant. Le risque augmente en fin d’été avec la baisse précoce de la production solaire. ISO-NE anticipe une hausse d’environ 500 MW des pannes forcées de son parc de production par rapport à l’été précédent.

L’État de New York fait également l’objet d’une attention accrue. Une analyse du NYISO mise en avant par Utility Dive en avril 2026 indique qu’une vague de chaleur prolongée pourrait paralyser le réseau new-yorkais cet été.

Le Southwest Power Pool (SPP) : la région des plaines centrales

Le Southwest Power Pool (SPP) couvre l’intégralité ou des parties de 14 États centraux, parmi lesquels le Kansas, l’Oklahoma, le Nebraska, les Dakotas, ainsi que des portions du Nouveau-Mexique et du Montana. Le SPP est en mesure de répondre à la demande lors d’un été classique, mais s’expose à un risque de pénurie si une faible production éolienne coïncide avec des températures élevées et des pannes non planifiées.

Cette région est fortement dépendante de l’énergie éolienne. Son profil de fiabilité est donc très sensible aux conditions météorologiques. Lors d’un dôme de chaleur, un phénomène météorologique où une haute pression emprisonne l’air chaud et supprime le vent, le SPP subit une double contrainte : une demande en flèche et une production défaillante simultanées.

Les marges de sécurité au sein du SPP demeurent étroites, une situation directement causée par le retrait des générateurs et par la croissance continue de la charge énergétique.

La Californie et l’Ouest (WECC)

L’évaluation de la fiabilité à long terme 2025 du NERC a identifié des régions à haut risque, dont la zone WECC-Basin, où les ressources prévues entraîneraient des déficits énergétiques dépassant les objectifs d’adéquation.

La Californie fait face à un risque élevé lié aux perturbations causées par les incendies de forêt et la chaleur extrême, ce qui pourrait compliquer les opérations du réseau malgré le développement continu de l’énergie solaire. Les incendies peuvent forcer l’arrêt des lignes de transmission précisément au moment où la demande est la plus forte, une combinaison qui a historiquement déclenché des coupures de courant tournantes dans l’État. La capacité croissante de stockage par batteries a amélioré la situation ces dernières années, mais l’exposition aux vagues de chaleur de plusieurs jours et aux pannes liées aux incendies reste réelle.

Dans le nord-ouest du Pacifique, les précipitations devraient être inférieures à la moyenne, limitant la disponibilité de la production hydroélectrique. Il s’agit d’une préoccupation majeure compte tenu de la forte dépendance d’États comme l’Oregon et l’État de Washington à l’hydroélectricité comme principale source de base.

Le Sud-Est : la zone SERC-Central

La sous-région SERC-Central a vu ses réserves augmenter au cours de l’été précédent. Toutefois, les fermetures à venir d’installations au charbon réduiront une grande partie de cette marge de sécurité. Cette situation laissera la zone dépendante d’importations non fermes si une chaleur supérieure à la normale survient en même temps que des pannes d’unités.

La région SERC-Central englobe plusieurs États, dont l’Alabama, la Géorgie, le Mississippi et des parties du Tennessee et du Kentucky.

Le 24 juin 2025, le département de l’Énergie a émis une ordonnance d’urgence au titre de l’article 202(c) en raison de conditions météorologiques extrêmes menaçant la fiabilité du réseau dans la zone de service de Duke Energy Carolinas. Cet événement offre une illustration concrète de la rapidité avec laquelle les conditions dans le Sud-Est peuvent pousser les opérateurs à adopter des mesures d’urgence.

Porto Rico : une instabilité chronique

Bien que n’étant pas un État, Porto Rico mérite une mention explicite. Les ordonnances d’urgence initiales du département de l’Énergie pour la PREPA (Puerto Rico Electric Power Authority) ont suivi une panne d’électricité touchant toute l’île et des avertissements signalant que Porto Rico pourrait subir jusqu’à 135 jours de délestages forcés.

Les ordonnances d’urgence ont intimé à la PREPA de répartir les unités de production fossiles spécifiées « nécessaires pour accroître la production de base de l’île et maintenir la fiabilité du réseau. »

Ces ordonnances fédérales ont été prolongées à de multiples reprises jusque tard dans l’année 2026, indiquant que le réseau électrique de Porto Rico se maintient dans un état d’instabilité chronique.

Les moteurs nationaux de la crise électrique

La croissance explosive de l’intelligence artificielle et du cloud computing requiert des quantités massives d’énergie fiable. Les nouveaux centres de données, particulièrement au Texas, en Virginie et dans le Midwest, exercent une pression sur des réseaux déjà sollicités. Le NERC a identifié les charges des centres de données sensibles à la tension comme un nouveau risque de stabilité non planifié et a lancé une équipe spéciale (Large Loads Task Force). Contrairement à la climatisation qui baisse la nuit, les centres de données nécessitent de l’électricité 24h/24, un défi pour un réseau calqué sur le cycle du soleil.

Par ailleurs, la vague de retraits pose problème. Le NERC a averti que l’augmentation de la demande de pointe et le retrait prévu de 83 GW de production fossile et nucléaire sur 10 ans créent des risques de black-out pour la majorité du pays. La capacité de remplacement arrive trop lentement pour compenser les départs thermiques et l’introduction de la variabilité solaire. Le département de l’Énergie a réagi avec plus de 40 ordonnances d’urgence en vertu de l’article 202(c) depuis mai 2025, un registre suivi par Power Magazine. Ces ordonnances forcent certaines centrales à rester en ligne au-delà de leur date de retraite.

Enfin, les réseaux subissent une pression causée par des températures record, qui réduisent l’efficacité de la transmission et font grimper la demande de climatisation. La chaleur dégrade les équipements et augmente le risque de pannes forcées. Le déclenchement des lignes de transmission peut provoquer des surcharges et des défaillances en cascade. Selon une étude de 2025 publiée dans le journal PMC affilié à Nature, le pire scénario verrait une inertie insuffisante du réseau face à des déséquilibres transitoires déstabiliser le système, menant à un black-out catastrophique.

La réponse fédérale et les limites structurelles

Le 16 janvier 2026, le gouvernement fédéral et PJM ont chacun présenté des propositions pour remédier aux déficits de capacité du réseau. L’administration Trump a publié une déclaration de principes conjointe avec les 13 gouverneurs des États de PJM, une coalition bipartite rare appelant à des réformes urgentes du marché. Le Conseil de domination énergétique nationale de la Maison-Blanche (National Energy Dominance Council) et les 13 gouverneurs ont demandé à PJM de tenir une enchère de capacité d’urgence d’ici septembre 2026.

Certaines ordonnances du département de l’Énergie au cours de l’année écoulée ont été contestées. Les directives de décembre 2025, qui ont gelé plus de 2 GW de retraits de centrales au charbon dans l’Indiana, l’État de Washington et le Colorado, en sont un exemple. Le procureur général du Michigan et des groupes de défense de l’environnement, dont le Sierra Club et Earthjustice, ont déposé les toutes premières contestations judiciaires contre l’utilisation par le DOE de l’autorité de l’article 202(c), soutenant que les ordonnances outrepassent illégalement les décisions réglementaires des États et les plans de ressources des services publics.

Le cadre politique n’est pas résolu. Les ordonnances d’urgence peuvent retarder les retraits, mais elles ne construisent pas de nouvelles centrales. L’expansion du réseau de transmission, solution à long terme la plus efficace, se heurte à des retards d’autorisation qui se mesurent en années, un problème que le NERC a souligné dans ses évaluations saisonnières. (À lire également : l’article « Après le black-out : ce que l’Europe doit apprendre de la panne d’électricité en Espagne et au Portugal »).

Ce que vous devez faire avant le mois de juillet

Pour les résidents du Texas, du Midwest (États du MISO), du Mid-Atlantic (États du PJM), de la Nouvelle-Angleterre, de la Californie, du nord-ouest du Pacifique, des plaines centrales (États du SPP) ou du Sud-Est, le risque de coupure a été formellement identifié par les régulateurs fédéraux. Ce risque n’est pas hypothétique et résulte de déficits de capacité documentés, du vieillissement des infrastructures et de prévisions météorologiques de plus en plus chaudes.

La préparation doit intégrer l’hypothèse d’une panne de plusieurs jours. Il convient de garder une radio à piles ou à manivelle, de conserver au moins 72 heures d’eau et de nourriture non périssable, et de localiser le centre de rafraîchissement public le plus proche. Une panne prolongée lors d’une vague de chaleur en juillet constitue une urgence médicale. Une étude de 2023 a rapporté que si une panne de plusieurs jours à Phoenix coïncidait avec une vague de chaleur, près de la moitié de la population aurait besoin de soins aux urgences pour des coups de chaleur ou autres maladies liées à la chaleur, avec une estimation par les chercheurs de 12 800 décès.

Ensuite, il est recommandé de réduire la demande des ménages aux heures de pointe. La conservation de l’énergie est un outil industriel qui abaisse la demande pour une période spécifique, généralement de la fin de l’après-midi jusqu’en soirée en été, selon l’ERCOT. Chaque mégawatt de demande réduit lors d’un événement de stress diminue la probabilité d’une panne plus large. Enfin, pour toute vulnérabilité nécessitant des équipements médicaux ou d’assistance vitale, l’enregistrement auprès des services publics locaux en tant que client vulnérable est crucial pour prioriser le rétablissement du courant. La carte des zones à risque est tracée et le NERC a documenté les failles : la préparation doit s’effectuer avant juillet.

Créé par des humains, assisté par IA.