Comment les silos réglementaires brisent l’abordabilité de l’électricité.

Mis à jour le 8 janvier 2026 à 21h30. L’administration américaine continue de recourir à des mesures d’urgence pour maintenir en activité des centrales à charbon vieillissantes, une politique qui pourrait coûter des centaines de millions de dollars aux consommateurs et qui s’ajoute à des investissements massifs déjà prévus dans les infrastructures énergétiques.

• Le ministère de l’Énergie (DOE) a ordonné le maintien en fonctionnement de plusieurs centrales à charbon au-delà de leur date de fermeture prévue, invoquant des préoccupations liées à la fiabilité du réseau électrique.
• Ces mesures d’urgence pourraient coûter jusqu’à 3 milliards de dollars par an si elles étaient étendues à davantage de centrales, selon une analyse de Grid Strategies.
• Les coûts supplémentaires liés à ces décisions s’ajoutent à des investissements massifs déjà prévus dans le transport et la distribution d’électricité, ce qui pourrait peser sur les factures des consommateurs.

La dernière en date est une ordonnance concernant l’unité 1 de la centrale au charbon de Craig, dans le Colorado. Selon un rapport de Grid Strategies, le maintien en fonctionnement de cette unité au-delà du 31 décembre coûterait au moins 20 millions de dollars pour 90 jours, soit 85 millions de dollars par an. Si le DOE obligeait cette unité à fonctionner en continu, le coût annuel pourrait atteindre 150 millions de dollars, même si sa fermeture avait déjà été planifiée pour des raisons de fiabilité et d’économie.

Cette situation s’inscrit dans une tendance plus large. Le DOE a émis plusieurs ordonnances d’urgence en vertu de la section 202(c) de la loi, notamment pour les unités Culley 2 de l’Indiana (ordonnance 202-25-13, publiée le 23 décembre 2025) et Craig 1 du Colorado (ordonnance 202-25-14, publiée le 30 décembre 2025). La liste complète des ordonnances du DOE est disponible ici. Ces ordonnances concernent différentes régions et structures de propriété, ce qui indique que le problème n’est pas isolé.

Selon un autre rapport de Grid Strategies, les coûts pour les consommateurs pourraient dépasser 3 milliards de dollars par an si le DOE maintenait en activité toutes les centrales à charbon dont la fermeture était prévue d’ici la fin de 2028. À ce jour, le DOE a émis des ordonnances pour Craig (85 millions de dollars par an), Culley (9 millions de dollars par an), Schafer (75 millions de dollars par an), Centralia (65 millions de dollars par an), Eddystone (70 millions de dollars par an), Campbell (139 millions de dollars par an) et Wagner (coût non communiqué), pour un total de 443 millions de dollars par an.

Ces coûts s’ajoutent aux investissements déjà approuvés pour améliorer la fiabilité du réseau. L’Edison Electric Institute (EEI), un consortium de compagnies d’électricité, prévoit que ses membres investiront plus de 43,4 milliards de dollars dans le transport d’électricité en 2027, soit une augmentation de 45 % par rapport aux 30 milliards de dollars investis en 2023 (source EEI). Les dépenses totales prévues par l’EEI atteindront 248,4 milliards de dollars en 2029, contre 178,2 milliards de dollars en 2024, soit une augmentation de 40 % sur cinq ans (source EEI).

Au Colorado, la Public Utility Commission a récemment approuvé un plan d’investissement de la Colorado Power Company (Xcel Energy) pour un montant de 23 milliards de dollars sur la période 2025-2029. La Commission a exprimé des inquiétudes quant à l’impact de ces investissements sur les tarifs, estimant que le coût pour un foyer moyen pourrait augmenter de 70 % d’ici 2029, atteignant environ 23 cents par kWh.

Les alternatives à la prolongation de la durée de vie des centrales à charbon existent. Elles pourraient inclure des programmes de réduction de la demande, qui incitent les consommateurs à réduire leur consommation d’électricité pendant les périodes de pointe, ainsi que le déploiement de technologies de transport d’électricité alternatives. Renew Home, un opérateur de thermostats Google NEST, estime qu’un potentiel de 4 000 MW pourrait être libéré en regroupant les 5,2 millions de thermostats installés dans 4,1 millions de foyers (source Renew Home). La capacité combinée des centrales à charbon concernées par les ordonnances d’urgence du DOE s’élève également à environ 4 000 MW.