Grid Protectors d'OpenAI place 1 000 MW de demande flexible dans un accord avec Georgia Power

L'entreprise dit viser la rapidité autant que la charge. Un campus qui accepte de réduire sa consommation sur demande peut être raccordé plus tôt, au lieu d'attendre la mise en service de nouvelles capacités de production.

Les centres de données comptent parmi les charges qui croissent le plus vite sur plusieurs réseaux américains. Le volume de demande que les exploitants acceptent de couper aux heures de pointe décide si les utilities construisent de nouvelles centrales ou répartissent des coûts fixes sur des lignes qui existent déjà. Dans le PJM comme en Géorgie, cet écart se retrouve dans les coûts de capacité et, à terme, dans les factures. OpenAI précise que les modalités varieront selon les sites.

Ce qu'OpenAI s'est engagé à faire

L'accord de 3,2 GW avec Georgia Power comprend 1 000 MW de réponse à la demande flexible.

Cette réserve suffit à alimenter environ 800 000 foyers, soit près de 20 % de ceux de l'État. L'entreprise présente l'objectif ainsi : faire de la flexibilité du campus une ressource sur laquelle les utilities peuvent compter quand les communautés en ont le plus besoin.

« Qu'il s'agisse de chauffer des maisons pendant une vague de froid dans le Nord ou de faire tourner la climatisation pendant une canicule dans le Sud, les familles ont besoin d'une électricité fiable », écrit OpenAI dans son billet de blog.

La réponse à la demande n'a rien de nouveau. Les gestionnaires de réseau téléphonaient autrefois aux aciéries pour leur demander de s'arrêter. L'automatisation permet désormais à un centre de données de réduire sa charge en moins d'une minute, selon Tom's Hardware. OpenAI indique qu'il communiquera d'autres engagements au fur et à mesure de leur finalisation.

Le gigawatt de Google et les recrutements des Big Tech

L'accord de Google avec Voltus illustre la même idée à l'échelle du réseau. Les deux entreprises ont annoncé un objectif de 1 GW de capacité de centrale électrique virtuelle dans le PJM, contre un objectif initial de 100 MW fixé en juin, rapporte Canary Media le 22 octobre.

Les centrales électriques virtuelles paient des foyers et des entreprises pour réduire leur consommation ou décharger des batteries quand le réseau est tendu. Voltus obtient de ses clients des engagements de réduction de demande ou de fourniture d'énergie de batteries jusqu'en 2040, bien au-delà de l'horizon de trois ans des enchères de capacité du PJM. L'entreprise gère plus de 9 GW de réponse à la demande et de capacité de centrales électriques virtuelles. Elle vise 20 GW d'ici 2030, après avoir levé 225 000 000 dollars plus tôt en octobre.

« Les 100 premiers mégawatts n'étaient que la première bouchée », a déclaré Dana Guernsey, directrice générale de Voltus, à Canary Media. « Nous cherchions depuis le début comment passer à l'échelle, parce que c'est l'échelle dont nous avons besoin ».

Les recrutements vont dans le même sens. AWS a nommé Robert Fourqurean, jusqu'à récemment conseiller pour l'énergie et le climat à l'ambassade britannique à Washington, au poste de responsable de la politique énergétique, rapporte DataCenterDynamics le 3 novembre. Il occupait ce poste à l'ambassade depuis plus de trois ans. AWS a aussi convenu avec American Electric Power d'étudier près de 960 MW de capacité de petits réacteurs modulaires dans l'Indiana. Par ailleurs, l'entreprise a signé un contrat d'achat d'électricité de 20 ans avec Constellation Energy pour 690 MW provenant de Calvert Cliffs.

Pourquoi le PJM est le point de tension

PJM Interconnection est le plus grand gestionnaire de réseau des États-Unis, desservant 13 États du Mid-Atlantic, du Midwest et du Sud.

Le coût de la sécurisation de l'énergie nécessaire à la pointe de demande au PJM a été multiplié par plus de huit ces dernières années. PJM prévoit que les centres de données et d'autres charges importantes ajouteront 30 à 34 GW de demande au début des années 2030, sur un système dont la pointe récente a atteint 162,6 GW. Sa file d'attente d'interconnexion est saturée, si bien que les nouvelles centrales arrivent lentement.

Des batteries derrière des raccordements existants

Une solution ne demande aucune nouvelle ligne. La FERC a demandé aux gestionnaires de réseau d'autoriser des batteries sur les sites de centrales existantes, dans le cadre des règles du Surplus Interconnection Service. Un parc éolien ou solaire peut alors injecter de l'énergie stockée par un raccordement qu'il a déjà payé.

Les demandes SIS historiques totalisent 44 GW à la mi-2026, dont environ 80 % sont des propositions d'ajout de batteries. Le MISO en compte 14,8 GW répartis sur 138 demandes actives et le SPP 14,3 GW sur 89. Le PJM est resté à la traîne dans la réécriture de ses procédures, selon les groupes de défense des énergies propres qui réclament ce changement depuis des années.

Ce qui vient ensuite

La situation pourrait bientôt bouger. Le Market Implementation Committee du PJM doit examiner les prochaines étapes lors de sa réunion du 4 novembre, selon Jon Gordon, directeur principal au sein de l'association professionnelle Advanced Energy United. Si un plan est approuvé, le PJM pourrait demander à la FERC l'autorisation d'appliquer les changements dès avril 2027.

Pour OpenAI, la question ouverte reste la forme de l'engagement. Les termes de cette flexibilité, la vitesse à laquelle la charge peut baisser et la durée de cette baisse, ne sont pas publics.