Résumé

  • Le contrat de Columbus fixe 300 kW de demande ferme en pointe et 11 000 kW hors pointe, avec une demande contractuelle maximale de 11 MW.
  • Les 300 kW ne constituent pas un plafond absolu : PowerCompute dit pouvoir consommer davantage au tarif de dépassement et indique qu’elle réduit actuellement le minage pendant ces plages.
  • Sous réserve qu’aucun pic de facturation antérieur ne dépasse la demande actuelle, la formule tarifaire implique un plancher de demande hors pointe de 3,9 MW et un minimum d’énergie hors pointe de 429 MWh par mois.

Onze mégawatts paraissent désigner un bloc simple. Dans le contrat de PowerCompute pour son site de Columbus, au Mississippi, ce bloc dépend de l’heure. Columbus Light and Water accorde 300 kW de demande ferme pendant les heures de pointe définies par le tarif, contre 11 000 kW hors pointe. L’écart est considérable : la puissance contractuelle ferme en pointe ne représente qu’une fraction de celle disponible hors pointe. PowerCompute a bien relevé la quantité contractée, mais le document ne promet pas 11 MW fermes à toute heure de la semaine.

Cette distinction éclaire la transition que la société dit vouloir mener. Ses installations servent surtout au minage de Bitcoin, dont les machines peuvent être arrêtées lorsque le coût ou la valeur de revente de l’électricité change. PowerCompute affirme réduire la charge de minage en pointe. Elle expérimente aussi une offre de calcul haute performance (HPC). Pour un client qui achète du temps GPU ou une disponibilité garantie, réduire la charge pendant les heures coûteuses ne va pas de soi. Le même raccordement peut donc convenir au minage flexible sans suffire, à lui seul, à étayer une promesse de calcul permanent.

Le contrat n’interdit pas de dépasser 300 kW en pointe. Cette valeur désigne la demande ferme souscrite ; l’entreprise affirme que la demande excédentaire reste possible moyennant les tarifs applicables, jusqu’à une demande maximale de 11 MW. La question commerciale n’est donc pas seulement de savoir si les serveurs peuvent tourner, mais à quel coût et avec quelle fréquence le site acceptera de dépasser son bloc ferme. Le communiqué annonce une hausse de 8,5 à 11 MW, tout en précisant que la demande contractuelle en pointe n’a pas changé. Il ne publie pas l’ancienne répartition horaire : on ne peut donc pas attribuer précisément les 2,5 MW supplémentaires à une plage donnée. (communiqué de PowerCompute ; contrat déposé, pièce 10.1)

Une pointe définie par le calendrier

Le Schedule DCB ne suit pas les prix en temps réel. En semaine, la pointe court de 13 h à 19 h d’avril à octobre, puis de 4 h à 10 h de janvier à mars et de novembre à décembre, heure centrale. Les samedis, dimanches, le 1er novembre et certains jours fériés fédéraux sont hors pointe toute la journée. La Tennessee Valley Authority (TVA) peut modifier ces fenêtres avec un préavis d’au moins douze mois. « Pointe » signifie ici catégorie tarifaire ; ce n’est pas la preuve que chaque heure correspond au coût système le plus élevé.

Le minage peut s’adapter à ces fenêtres. PowerCompute peut réduire une charge composée de nombreuses machines, puis la reprendre hors pointe. En revanche, le dossier public ne donne ni courbe de charge horaire, ni fréquence réelle des arrêts, ni recettes gagnées grâce à ces décisions. Le contrat explique la possibilité d’arbitrage, pas sa rentabilité constatée.

Le minimum de facturation subsiste quand la charge baisse

Schedule DCB calcule une demande minimale facturable hors pointe à partir de 30 % des premiers 5 000 kW et de 40 % des 20 000 kW suivants, en retenant la demande actuelle ou le pic de facturation pertinent des douze mois précédents, selon la valeur la plus élevée. Si l’on applique la formule à 11 000 kW sans pic historique supérieur, le résultat est 1 500 + 2 400, soit 3 900 kW. L’énergie hors pointe mensuelle ne peut alors être inférieure à 110 heures multipliées par cette demande : 429 000 kWh, ou 429 MWh. C’est un calcul de tarif sous hypothèse, non une mesure de la consommation d’octobre ; un historique plus élevé changerait le plancher.

Le tarif FY2027 indique notamment 6,084 cents par kWh d’énergie de pointe en été et 4,873 cents en hiver. Ces lignes ne constituent pas le coût complet : le barème comprend aussi des frais fixes, des composantes de demande, des dépassements et des ajustements liés à la TVA. Le coût net moyen de 3,3 cents par kWh cité par la société pour son portefeuille de 26 MW après ventes d’énergie n’est pas comparable à une ligne brute de ce tarif pour le seul site du Mississippi. Sans facture ni données d’intervalle, l’économie du site reste inconnue. (Schedule DCB, pièce 10.1)

La société indique que ses 22,5 MW au Mississippi et en Oklahoma servent principalement au minage, avec une partie consacrée à un pilote HPC. En août, elle a annoncé qu’un GPU en Oklahoma avait obtenu le statut « Verified » de Vast.ai et qu’un second avait été commandé. Ce jalon n’est ni une certification du site de Columbus ni la preuve d’une demande HPC soutenue sur place. Les résultats du deuxième trimestre — 2,1 millions de dollars de chiffre d’affaires, 4,6 millions de perte nette et une marge de minage de 29 %, contre 41 % un an plus tôt — sont consolidés et historiques. Ils ne décrivent pas la facture de Columbus. (résultats du T2 ; étape GPU)

Un avantage tarifaire rapporté par l’entreprise

Le tarif introduit aussi un engagement de capacité pour certaines nouvelles charges ou extensions : 1,521 million de dollars par MW pour l’exercice 2027, selon le barème, au-delà des premiers 5 MW et dans une première cohorte de 2 000 MW. PowerCompute dit ne pas avoir été facturée pour ses 11 MW, au motif que la charge était déjà sous contrat avant le 1er octobre. Les documents publics examinés ne comprennent toutefois ni décision d’admissibilité de la TVA ou de Columbus Light and Water, ni facture qui confirme ce traitement. Il faut conserver l’attribution à l’entreprise, sans conclure que l’exemption est acquise ou contestable.

Les dates méritent la même prudence : la couverture du contrat porte le 16 septembre, les signatures sont datées du 30 septembre et la clause 2.1 fait commencer le service le 1er octobre sous réserve de la mise en service des installations. La description de la pièce jointe dans le 8-K mentionne une prise d’effet au 16 septembre ; le dépôt résume aussi une échéance initiale au 16 septembre 2030, tandis que le contrat parle de cinq ans à partir de la date de mise en service. Le dossier public ne réconcilie pas ces formulations. Le communiqué indique par ailleurs que le dépôt de 300 000 dollars est remplacé par une garantie bancaire et que la contribution estimée de l’entreprise aux installations de l’utilité est nulle. Cela ne révèle ni le coût de la garantie ni le coût total de l’électricité. (Form 8-K)

Le raccordement de 11 MW et un service informatique ferme de 11 MW sont deux produits différents. Pour juger l’option HPC, il faudra connaître la consommation par intervalle, le prix des dépassements en pointe, les solutions de secours, la disponibilité réelle des GPU et la durée des contrats clients. À défaut, le chiffre d’affaires potentiel du calcul ne peut être comparé au minage abandonné ni aux ventes d’énergie. (mise à jour financière et opérationnelle)

Registre des sources

  • Le communiqué du 6 octobre décrit l’augmentation, la stratégie de réduction de charge, la charge de capacité et le dépôt.
  • Le Form 8-K et le contrat complet établissent les quantités fermes, les fenêtres tarifaires et les minima de facturation.
  • Les résultats trimestriels, le jalon GPU et la mise à jour de dette sont des informations publiées par la société. Aucun document consulté ne fournit la facture du site, sa courbe de charge, la décision écrite sur la surcharge de capacité ni un contrat HPC client à Columbus.
  • Le Form 10-Q fournit les états trimestriels déposés et les facteurs de risque ; il ne fournit ni courbe de charge ni facture du site de Columbus.