Ember : produire sur site soulage mieux le réseau que déplacer les charges des data centres

Les chiffres sont déséquilibrés. Le déplacement des charges pourrait retirer environ 100 MW du pic projeté pour l'Irlande en 2030, soit à peu près 1,5 %, rapporte pv magazine. La production et le stockage derrière le compteur, qu'Ember appelle bring-your-own-capacity, pourraient apporter près de cinq fois ce soulagement. Au Texas, les réductions potentielles atteignent jusqu'à 2,7 GW.

L'étude couvre neuf marchés aux États-Unis, en Europe et en Asie du Sud-Est. L'Irlande, le Royaume-Uni et l'Allemagne sont désignés comme les plus exposés. Le raisonnement d'Ember est simple : l'essentiel de ce qui tourne dans un data centre ne peut pas être déplacé. L'analyse part de cette immobilité au lieu de la traiter comme un détail. Les services cloud, les charges des entreprises et l'inférence d'IA ont besoin d'une faible latence. Ils représenteront environ 87 % de la capacité mondiale des data centres d'ici 2030, estime l'analyse. Les phases d'entraînement sont plus souples. Ember suppose que 35 % de la capacité d'entraînement peut être déplacée, 5 % de l'inférence et aucune part de la charge traditionnelle des data centres. Il reste donc à peu près 6,5 % de la capacité mondiale théoriquement mobile. On tombe à environ 3 % une fois appliqué un taux d'utilisation moyen de l'ordre de 48 %.

Pourquoi la file d'attente compte

Le décalage de calendrier est le problème le plus difficile. Un grand data centre a besoin de 200 MW à 500 MW de capacité, selon la reprise de l'étude par pv magazine. Il se construit en 18 à 24 mois. L'extension classique du réseau prend de quatre à dix ans.

L'Irlande montre ce que cela donne en pratique. Les data centres représentent déjà environ 19 % de la demande de pointe. En janvier 2025, quand la demande du système a culminé à 6 GW, ils en tiraient environ 1,1 GW. Ember projette une part montant à 24 % d'ici 2030, avec une demande des data centres de 1,6 GW face à un pic système de 6,5 GW. Cet écart pèse désormais sur les décisions d'infrastructure physique. Le Guardian a rapporté le 1er novembre que National Grid avait accepté d'acheter 29,5 hectares (73 acres) à Dorman Point, sur le Teesside. Le terrain appartient au partenariat public-privé Teesworks. Le site accueillerait ce qui serait le plus grand poste électrique de Grande-Bretagne.

Avoir jusqu'à 3,2 GW de capacité ici signifie que nous pouvons enfin concourir pour ces projets, a déclaré Ben Houchen, maire de l'autorité combinée de la Tees Valley, à Sky News, dans des propos relayés par le Guardian.

Matt Pearce, responsable du foncier chez National Grid, a déclaré que l'accord reflétait « le travail constructif entre toutes les parties pour permettre cette infrastructure vitale », rapporte le Guardian. Le site jouxte un data centre d'IA prévu sur près de 500 000 mètres carrés. Le Guardian note que Balfour Beatty serait en pole pour livrer le poste, avec une forte implication de Steel River Power.

Le solaire pèse déjà sur les prix

La capacité derrière le compteur ne concerne pas que les data centres. En Espagne, l'association photovoltaïque UNEF estime que la production solaire a réduit les coûts de gros de l'électricité de 17,02 milliards d'euros entre janvier 2025 et juin 2026, rapporte pv magazine le 3 novembre.

UNEF compare les prix réels du marché du jour d'avance à un scénario modélisé sans photovoltaïque à grande échelle ni autoconsommation. Sans solaire, le prix moyen aurait été de 112 €/MWh au lieu des 60,2 €/MWh enregistrés, soit une baisse de 46 %. Les prix moyens journaliers auraient été 86 % plus élevés. Les centrales à grande échelle représentent 14,23 milliards d'euros des économies et l'autoconsommation 2,79 milliards. La répartition donne 10,86 milliards en 2025 et 6,16 milliards au premier semestre 2026. UNEF estime aussi que chaque euro investi dans le photovoltaïque produit 8 euros d'économies sur les prix de gros.

L'association reste prudente sur les limites. L'analyse ne couvre que le marché du jour d'avance, à l'exclusion des contraintes techniques, des services d'équilibrage et des contrats à terme. Elle ne se traduit donc pas directement en économies sur les factures des ménages. UNEF reconnaît aussi que les centrales à gaz et hydrauliques pourraient réagir différemment dans un marché sans solaire.

Aux États-Unis, la politique va dans l'autre sens. CleanTechnica a rapporté le 2 novembre que les 36,8 milliards de dollars d'autorisations anticipées de la loi bipartisane sur les infrastructures avaient expiré le 30 septembre 2026. Une prolongation de courte durée courant jusqu'au 11 décembre n'inclut pas les dollars garantis. La proposition BUILD America 250 Act de la Chambre, publiée en mai, supprimerait toutes les autorisations anticipées. Elle réduirait aussi le financement des transports de près de 50 % par rapport aux niveaux actuels, selon le même article.

Pour les planificateurs de réseau, le résultat d'Ember va à l'encontre du discours habituel sur la flexibilité. Demander aux data centres de suspendre des charges coûte peu et ne demande aucun matériel. Selon les chiffres d'Ember, cela apporte aussi une fraction de ce que peuvent faire la production sur site et les batteries. La question de l'investissement revient donc à son point de départ : qui paie la capacité, et à quelle vitesse peut-elle être raccordée.