Une analyse d'Ember montre que le lissage des data centers n'entame presque pas la pointe

Le 3 novembre, pv magazine a rendu compte d'une analyse d'Ember. Elle chiffre ce que le secteur des logiciels de réseau vend à grand renfort de promesses : la flexibilité de la demande que les data centers peuvent réellement offrir. La réponse, au moins pour l'Irlande, est d'environ 100 MW d'ici 2030. Cela représente 1,5% de la pointe projetée. Sur les autres marchés étudiés par Ember, les réductions vont de 0,1% à 0,6%.

Le résultat tombe au milieu d'une semaine chargée pour les logiciels de gestion de l'énergie. Les fournisseurs vantent des plateformes censées transformer la charge de l'IA en atout pour le réseau. Les chiffres d'Ember suggèrent que la couche logicielle compte, mais pas de la manière dont les présentations commerciales le laissent entendre.

La raison tient au mélange des charges. Ember estime que les services cloud, les applications d'entreprise et l'inférence IA représenteront environ 87% de la capacité mondiale des data centers d'ici 2030. Tous exigent une faible latence. L'entraînement est la partie flexible. Selon les hypothèses d'Ember, 35% de l'entraînement peut être décalé, 5% de l'inférence, et rien dans les data centers traditionnels. Il en résulte qu'environ 6,5% de la capacité mondiale est théoriquement déplaçable. Un taux d'utilisation moyen d'environ 48% ramène le chiffre effectif à près de 3%.

L'Irlande est le cas critique. Les data centers y représentent déjà environ 19% de la pointe de demande, rapporte pv magazine. En janvier 2025, quand la demande du système a culminé à 6 GW, les data centers ont tiré environ 1,1 GW. Ember projette que cette part atteindra 24% en 2030, avec une demande des data centers de 1,6 GW pour une pointe système de 6,5 GW. Un grand data center peut avoir besoin de 200 MW à 500 MW et être construit en 18 à 24 mois. L'extension du réseau prend de quatre à dix ans.

Ce que le logiciel peut déplacer et ce qu'il ne peut pas

L'alternative qu'examine Ember est l'apport de capacité par le client : maintenir la charge en marche tout en remplaçant le courant du réseau par une production ou un stockage sur site. C'est de là que vient le facteur cinq. Au Texas, la production et le stockage derrière le compteur pourraient réduire jusqu'à 2,7 GW, selon l'analyse. Le travail du logiciel passe alors de la planification du calcul à l'orchestration en temps réel des batteries, des groupes électrogènes et des signaux du réseau.

C'est un problème d'ingénierie plus difficile, et plus familier pour les fournisseurs de ce marché. Le régulateur irlandais a déjà chiffré le côté distribution. CleanTechnica rapportait le 29 octobre que la première évaluation nationale des besoins de flexibilité de la Commission for Regulation of Utilities identifie environ 234 MW et 58 GWh de besoins potentiels de flexibilité à la hausse sur les réseaux de distribution en 2028. Au poste Naas 38 kV/10 kV, le besoin modélisé est de 0,6 MW et 3 MWh en 2028, concentré en janvier. Il tombe à zéro une fois le renforcement réalisé d'ici 2030.

L'exemple de Naas est le point central. Une batterie ailleurs en Irlande peut gagner de l'argent sur les marchés d'équilibrage sans rien apporter à cette contrainte. CleanTechnica note que l'évaluation de mars 2026 de UK Power Networks indique que le gestionnaire a cessé de lancer des appels d'offres de flexibilité pour certains postes à transformateur unique. Leurs contraintes duraient généralement 24 heures, et le marché ne pouvait pas y répondre pour des raisons techniques et commerciales. Un logiciel de réseau incapable de voir la localisation électrique d'une contrainte n'est, dans ce contexte, qu'un tableau de bord.

« Nous voyons une pénétration très, très importante du stockage par batteries et, à l'avenir, nous verrons cela monter encore davantage », a déclaré Sally Bogle, vice-présidente Renewables and Power de Rystad Energy, lors d'All Energy Australia, selon pv magazine.

Le déploiement du stockage est bien réel. Au salon de Melbourne les 28 et 29 octobre, pv magazine a rapporté que neuf projets de batteries à grande échelle totalisant 2,3 GW / 7,1 GWh avaient été mis en service en Australie au cours des six premiers mois de l'année. Cela dépasse les 2 GW / 5,1 GWh ajoutés sur toute l'année 2025. Treize autres projets totalisant 1,6 GW / 6,5 GWh ont atteint la clôture financière au cours du même semestre. Plus de 550 000 systèmes de batteries résidentielles ont été installés dans les 15 mois suivant le lancement du programme fédéral Cheaper Home Batteries. L'organisateur RX Global a indiqué que plus de 22 000 personnes étaient présentes, soit environ 5 000 de plus qu'en 2025, avec plus de 490 exposants.

Chacun de ces actifs est une unité pilotable qu'une plateforme doit agréger, proposer et régler. C'est l'ouverture commerciale que poursuivent les éditeurs de logiciels. C'est aussi là que le problème de localisation fait mal. Un parc résidentiel en Australie-Méridionale n'apporte pas grand-chose à un transformateur saturé à Naas, et la même logique vaut pour les réseaux de distribution australiens.

Les gestionnaires de réseau avancent, lentement

Le côté gestionnaire de réseau bouge, mais au rythme des infrastructures. National Grid a accepté la semaine dernière d'acheter 29,5 hectares (73 acres) à Dorman Point, sur le terrain de Teesworks. The Guardian rapportait le 1er novembre que le site pourrait devenir le plus grand poste électrique de Grande-Bretagne, alimentant un data center d'IA prévu de près de 500 000 mètres carrés. Ben Houchen, maire de la Tees Valley, a déclaré à Sky News que le site pourrait offrir jusqu'à 3,2 GW de capacité. « Tous ceux qui ont essayé de construire un data center dans ce pays savent que le plus gros problème est d'amener assez d'électricité sur le site rapidement », a-t-il dit, selon le Guardian.

Cela relève du cuivre et de l'acier, pas du code. Mais la valeur du poste dépend du comportement de la charge derrière lui, et c'est là que les plateformes de gestion de l'énergie entrent en jeu. Le projet de déclaration de politique nationale du gouvernement britannique sur les data centers, publié la semaine dernière et cité par le Guardian, les qualifie d'« aussi fondamentaux pour notre économie que les chemins de fer et les réseaux électriques dont nous dépendons depuis longtemps ». Il précise aussi que le pays doit « prendre le contrôle du développement des data centers ».

Tout le monde ne construit pas. Le Guardian rapportait en octobre que des entreprises d'IA avaient dit aux ministres qu'ils disposaient de 12 mois pour désamorcer l'opposition publique aux data centers, sous peine de protestations à l'américaine. Des groupes de campagne se sont opposés à des projets d'Auchtertool, au nord d'Édimbourg, à Brick Lane dans l'est de Londres. Un logiciel peut améliorer l'utilisation et lisser les pointes ; il ne règle pas un conflit d'urbanisme.

De l'autre côté de l'Atlantique, les plans vont dans l'autre sens. Tucson Electric Power et Arizona Public Service ont déposé leurs plans intégrés de ressources 2026 vendredi, selon CleanTechnica le 2 novembre. APS prévoit plus de 4 000 MW de nouveau gaz fossile d'ici 2041, dont l'usine Desert Sun et huit turbines à gaz dans le comté de Maricopa dans le cadre de la Redhawk Expansion. L'entreprise a prolongé l'exploitation du charbon à Four Corners jusqu'en 2038 au lieu d'en sortir en 2031. APS demande aussi une hausse tarifaire de 14% qui ajouterait environ 240 dollars par an à la facture résidentielle moyenne. TEP prévoit 300 MW de nouveau gaz et a déclaré qu'elle n'atteindrait pas son objectif antérieur de réduction de 80% du carbone d'ici 2035.

Une croissance de la demande de ce type est généralement présentée comme une raison de construire plus de centrales de pointe. C'est tout autant une raison de mesurer la charge flexible réellement disponible. Le chiffre effectif de 3% d'Ember suggère que la réponse est inférieure à ce que suppose le récit du marché, du moins pour les charges qui ne peuvent pas se déplacer.

Le marché du logiciel comble le vide

Les fournisseurs n'attendent pas que l'analyse soit tranchée. Le 30 octobre, The Robot Report a couvert le lancement par Percepto d'Axion, une plateforme indépendante du matériel. Elle ingère les données d'inspection de drones et capteurs tiers et applique plus de 160 modèles d'IA pour prédire les défaillances d'équipement. L'entreprise est basée à Modi'in, en Israël, avec un siège américain à Austin, au Texas. Elle passe du matériel de drone au logiciel en tant que service sous la direction de son nouveau PDG Julien Bellanger. « Quand j'ai regardé Percepto, j'ai vu une entreprise qui avait déjà fait le plus dur : des drones entièrement autonomes volant chaque jour de vraies missions sur certains des sites industriels les plus exigeants du pays », a déclaré Bellanger à The Robot Report.

C'est un autre coin du même marché. Les gestionnaires de réseau ont besoin de données d'état sur les actifs de transport et de distribution avant de pouvoir faire confiance à une offre de flexibilité. Les plateformes d'inspection sont une voie d'accès à ces données. The Robot Report note qu'Axion est conçu pour le pétrole et le gaz en amont, le transport et la distribution d'électricité, et le traitement en aval. Il note aussi que la fabrication sera rapatriée aux États-Unis pour soutenir les American Drone Dominance Initiatives.

Le capital bouge aussi. CNBC rapportait le 2 novembre qu'OpenAI avait signé des accords avec des entités d'Abou Dhabi couvrant l'énergie, le gouvernement et l'investissement. Ils comprennent un accord avec ADNOC et G42 pour déployer sa technologie de pointe dans les opérations d'ADNOC, et un accord de cinq ans avec Inception42 portant sur le gouvernement, les entreprises et l'éducation. Sam Altman a rencontré le prince héritier Khaled bin Mohamed bin Zayed Al Nahyan, a indiqué le Abu Dhabi Media Office. CNBC rapportait aussi qu'OpenAI cherche à lever jusqu'à 20 000 000 000 dollars dans un tour mené conjointement par des investisseurs des Émirats arabes unis.

Les contrats de calcul de cette taille sont, de fait, des contrats de réseau. Chaque gigawatt de nouvelle charge exige un contrat, un raccordement et une couche de contrôle. La question que pose le travail d'Ember est de savoir quelle part de cette couche de contrôle peut être logicielle, et quelle part doit être construite au bon endroit et à la bonne tension.

Des exemples plus anciens montrent le schéma. Eugene, dans l'Oregon, a adopté une ordonnance de divulgation du Home Energy Score par un vote du conseil de 6 voix contre 1 le 28 octobre, rapporte CleanTechnica. La ville devient la cinquième de l'Oregon à se doter d'une telle règle et fait passer la part des habitants de l'Oregon couverts au-delà de 1 000 000, soit 24,4% des résidents. La politique relève de la divulgation, pas du pilotage, mais elle produit le type de données au niveau du bâtiment dont les plateformes de réponse à la demande ont besoin pour agréger la charge résidentielle.

Le transport électrique suit une voie similaire. CleanTechnica rapportait le 30 octobre que le bateau pilote électrique à hydroptère EF-12 d'Artemis est entré en essais en mer en 2026 après que Brabo en a commandé un en août 2024. Un modèle Python estimait le coût actualisé sur quinze ans à environ 5 320 000 euros, contre 3 810 000 euros pour un tender diesel classique, soit une prime d'environ 40%. Le navire a été modélisé comme naviguant sur foils pendant zéro, environ 6% ou environ 13% de son temps de route selon les autorisations de vitesse portuaire. Les gains d'efficacité qui ne s'appliquent que dans une fenêtre d'exploitation étroite ne se rentabilisent pas. C'est le même piège que rencontrent les logiciels de flexibilité qui ne fonctionnent que lorsque la charge peut se déplacer.

Les plans de Ford rappellent que les calendriers glissent. Electrek rapportait le 29 octobre qu'une affirmation de Ford Authority selon laquelle l'Escape reviendrait en version électrique sur la plateforme Universal Electric Vehicle avait été qualifiée de « pure spéculation » par un porte-parole de Ford. Le PDG Jim Farley a confirmé lors de la conférence de résultats du troisième trimestre que le pick-up Fathom, premier modèle UEV, restait prévu pour le quatrième trimestre de l'année prochaine. Les précommandes ouvrent début 2027 à 28 350 dollars, plus 1 595 dollars de frais de livraison.

Pour les logiciels de réseau, le test à court terme porte moins sur les lancements que sur les preuves. Le chiffre de 1,5% d'Ember pour l'Irlande et les 2,7 GW pour le Texas fixent une référence que les fournisseurs devront dépasser ou expliquer. Les régulateurs irlandais ont déjà publié les chiffres au niveau des postes qui rendent la comparaison possible. Les douze prochains mois de déploiements montreront si les plateformes peuvent déplacer la charge là où se trouve réellement la contrainte, ou si le réseau sera renforcé à la place.