Un consortium canadien conduit par Aecon Group construira la centrale gaz Greenlight en Alberta, un projet de 3,2 milliards de dollars destiné à alimenter un vaste site de data centers, avec une mise en service visée en 2030.
La demande d’électricité tirée par l’intelligence artificielle change l’échelle des projets énergétiques nord-américains. Au nord-est d’Edmonton, dans le comté de Sturgeon, une centrale à cycle combiné au gaz naturel sortira de terre pour répondre aux besoins d’un développement de centres de données présenté comme majeur. Le montage réunit exploitants gaziers, gestionnaires d’actifs et grands industriels de la construction.
Le contrat a été attribué au consortium TRA, dont Aecon Group détient la part majoritaire, par Greenlight Electricity Centre Limited Partnership. Il s’agit d’un marché de plusieurs milliards de dollars, dont la part revenant à Aecon atteint 1,7 milliard de dollars.
La centrale Greenlight, 932 MW dès le départ et 1 864 MW à terme
Le Greenlight Electricity Centre repose sur une installation à cycle combiné au gaz naturel évaluée à 3,2 milliards de dollars[2]. La capacité initiale doit atteindre 932 MW, avec une extension autorisée jusqu’à 1 864 MW. Aecon indique que sa part de 1,7 milliard de dollars sera inscrite au carnet de commandes de sa branche construction au troisième trimestre de l’année en cours[1].
Le calendrier vise une entrée en exploitation commerciale en 2030. Le consortium TRA prend en charge l’ingénierie, l’approvisionnement, la construction et la mise en service. Les travaux couvrent le génie civil des îlots de production actuels et futurs, la tuyauterie, les structures, les systèmes mécaniques, électriques et d’instrumentation, ainsi que les installations annexes, une station de comptage du gaz, un poste de sectionnement et une sous-station.
Pour la première tranche de 932 MW, l’équipement provient de Siemens Energy dans le cadre d’un contrat de fourniture à prix fixe : deux turbines à gaz SGT6-8000H, deux turbines à vapeur SST6-5000 KN et deux générateurs SGen6-3000W. Un contrat de service de long terme couvre les équipements de production. La centrale sera dotée d’une technologie de captage du carbone.
| Élément | Valeur |
|---|---|
| Coût total du projet | 3,2 milliards de dollars |
| Part du contrat pour Aecon | 1,7 milliard de dollars |
| Capacité initiale | 932 MW |
| Capacité autorisée à terme | 1 864 MW |
| Mise en service commerciale | 2030 |
| Besoin en gaz naturel | 150 MMcf par jour |
Source : Power Magazine
Pembina, Morgan Stanley et Kineticor autour de la table
Le partenariat GLEC associe le fournisseur de gaz naturel Pembina Pipeline Corp., Morgan Stanley Infrastructure Partners et Kineticor Asset Management. Selon Pembina, la centrale consommera environ 150 MMcf de gaz naturel par jour, l’approvisionnement reposant sur un contrat de transport de long terme lié à l’Alliance Heartland Expansion[1].
Jean-Louis Servranckx, président-directeur général d’Aecon Group, relie ce marché à la vague d’investissements provoquée par l’IA et les infrastructures numériques. « La progression rapide de l’infrastructure d’IA, des centres de données, de la transformation numérique et de la croissance économique alimente l’un des cycles d’investissement les plus importants dans les infrastructures électriques, et une demande sans précédent en production d’électricité en Amérique du Nord », a-t-il déclaré[2]. Il évoque des capacités multidisciplinaires « au service de la souveraineté numérique ».
Thomas Clochard, vice-président exécutif et directeur des opérations d’Aecon, insiste sur l’exécution : « Mener un projet de cette ampleur exige une expertise de premier plan. La discipline d’exécution d’Aecon et son expérience dans la construction de projets industriels et électriques complexes seront déterminantes pour la sécurité, la qualité, le calendrier et le respect des coûts. »[1]
Pourquoi l'Alberta mise sur le gaz pour ses data centers
L’Alberta parie sur le gaz pour capter l’investissement des data centers
La province mise sur ses ressources gazières abondantes et ses coûts énergétiques compétitifs pour attirer les hyperscalers. Le ministre de la Technologie de l’Alberta, Nate Glubish, a estimé lors d’un entretien le 9 juin 2026 que la province pourrait capter jusqu’à 100 milliards de dollars canadiens d’investissements dans les centres de données, tout en créant un débouché pour le gaz naturel albertain[3].
Le choix du gaz plutôt que des seules énergies décarbonées marque une orientation assumée : les géants de la tech privilégient la fiabilité et le coût de l’approvisionnement. Greenlight n’est pas isolé. Toujours en Alberta, à environ deux kilomètres au nord-ouest d’Indus, Indus Power projette une installation de production alimentée au gaz naturel de près de 1 494 MW pour desservir un nouveau centre de données, avec une durée d’exploitation prévue de 25 ans. L’Agence d’évaluation d’impact du Canada a jugé, le 10 mars 2026, qu’aucune évaluation supplémentaire n’était requise pour ce projet[5].
Pour Aecon, le contrat Greenlight prolonge une visibilité de revenus sur plusieurs années et étend son rôle dans les infrastructures électriques critiques liées à l’IA, à l’électrification et à l’extension des réseaux.
Centrale gaz Greenlight en Alberta : les chiffres à retenir
- Le consortium TRA, mené par Aecon, décroche un contrat pluri-milliardaire de Greenlight Electricity Centre.
- La centrale gaz coûtera 3,2 milliards de dollars et sera bâtie dans le comté de Sturgeon.
- Capacité initiale de 932 MW, extensible à 1 864 MW autorisés.
- Siemens Energy fournit turbines et générateurs sous contrat à prix fixe.
- Mise en service commerciale prévue en 2030, avec captage du carbone.
- Pembina, Morgan Stanley Infrastructure Partners et Kineticor forment le partenariat GLEC.
Sources
4 sources · 7 faits vérifiés
