5,25 milliards de dollars affichés mais 36 % payés par l’Etat fédéral : les 23 GW du programme SPARK n’arriveront pas avant 2030

Le Bureau de l’électricité du département américain de l’Energie a retenu, le 24 septembre 2026, 31 projets de transport d’électricité dans 26 Etats, présentés sous une étiquette de 5,25 milliards de dollars (environ 4,83 milliards d’euros). L’Etat fédéral n’en paie qu’environ 36 %, l’argent vient de la loi d’infrastructure de 2021, et les 23 GW promis ne seront pas tous livrés avant 2030 ou 2031.

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Le chiffre affiché n’est pas la dépense fédérale

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Les 5,25 milliards de dollars mis en avant correspondent à la valeur combinée des 31 projets, pas à l’argent public engagé. Le département de l’Energie (DOE) apporte 1,9 milliard de dollars (environ 1,75 milliard d’euros), soit près de 36 % du total. Les 3,35 milliards de dollars restants (environ 3,08 milliards d’euros), soit 64 %, sont à la charge des bénéficiaires : compagnies d’électricité, coopératives, agences d’Etat et entreprises retenues. La réalisation dépend donc d’abord de leur capacité à sortir cet argent, pas de la subvention fédérale.

Troisième tour d’un programme financé en 2021

SPARK, acronyme de Speed to Power through Accelerated Reconductoring and other Key Advanced Transmission Technology Upgrades, n’est pas une enveloppe neuve. Il constitue la troisième vague du programme Grid Resilience and Innovation Partnerships (GRIP), financé par l’Infrastructure Investment and Jobs Act de 2021. Le DOE répartit ses 1,9 milliard de dollars en trois volets : jusqu’à 427 millions de dollars (environ 393 millions d’euros) pour la résilience du réseau, jusqu’à 614 millions de dollars (environ 565 millions d’euros) pour le réseau intelligent, et jusqu’à 862 millions de dollars (environ 793 millions d’euros) pour un volet « innovation » réservé aux Etats et aux tribus, explicitement destiné aux réseaux de transport « qui facilitent le développement de nouvelles charges importantes ».

Des sélections, pas encore des contrats signés

Le DOE annonce le remplacement de conducteurs ou la reconstruction de plus de 1 500 miles de lignes (environ 2 414 km) et le déploiement de technologies d’amélioration du réseau sur près de 21 000 miles supplémentaires (environ 33 800 km), pour libérer plus de 23 GW de capacité dans des territoires représentant plus de 39 millions de clients. Mais les documents publiés listent des sélections, pas des attributions signées. Le DOE prévoit de les finaliser entre octobre 2026 et janvier 2027, et l’avis de financement lui permet de réorienter ou d’interrompre les versements à des points de contrôle « go/no-go ». Le secrétaire à l’Energie Chris Wright a déclaré que ces investissements permettront de « tirer davantage de l’infrastructure que nous avons déjà ».

Rien avant 2030 pour les besoins de 2027

Les périodes de projet peuvent atteindre 48 mois. La livraison complète se situe donc fin 2030 ou début 2031 : la capacité SPARK n’est pas mobilisable pour la planification 2027-2028, celle qui pèse aujourd’hui sur les raccordements de data centers. Le DOE affirme par ailleurs que ces travaux abaisseront les coûts d’exploitation et les factures d’électricité en exploitant au maximum les emprises existantes : aucun chiffrage de cette baisse n’a été publié. Catherine Jereza, secrétaire adjointe au Bureau de l’électricité, s’en tient au volet technique : « Ces projets SPARK sélectionnés mettent les technologies de transport avancées au travail, en modernisant des infrastructures critiques. »

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Trois résumés de projet seulement nomment l’IA ou les data centers

Le lien avec la demande des centres de données est plus étroit que l’emballage ne le suggère. Selon TechRadar, seuls trois résumés de projet sur 31 rattachent explicitement les travaux à l’IA ou aux data centers ; le projet Northeast Alabama Smart Grid Deployment d’Alabama Power vise à libérer de la capacité pour des data centers de grande taille. Surtout, SPARK ne finance ni les postes électriques, ni la fourniture de transformateurs, ni la production elle-même, trois goulets d’étranglement bien identifiés pour ces installations. Figurent aussi parmi les bénéficiaires Duke Energy Carolinas, Eversource Energy, Kit Carson Electric Cooperative et PPL Electric.