OpenAI propose des coupures volontaires du réseau alors que la charge des centres de données dépasse les lignes

OpenAI indique que la capacité des centres de données américains devrait dépasser 100 GW d'ici 2030. L'entreprise présente cette démarche comme l'occasion de construire des campus capables d'ajuster leur consommation électrique quand les communautés en ont le plus besoin. Elle qualifie ces arrangements d'ambition plutôt que de politique arrêtée, et précise que les modalités varieront selon les sites. Elle prévoit de travailler avec les services publics, les régulateurs et les décideurs. Les options incluent la production ou le stockage sur site, ainsi que des batteries et des dispositifs de contrôle de la puissance pour lisser les variations de la demande.

Le contrat avec Georgia Power sert de modèle à l'entreprise. Aux termes de cet accord, OpenAI s'est engagée à payer l'intégralité du coût des infrastructures nécessaires à desservir un centre de données. Kim Greene, présidente du conseil d'administration, présidente et directrice générale de Georgia Power, avait déclaré à l'époque que les centres de données paient davantage afin que les familles et les petites entreprises paient moins.

Pourquoi le décalage de charge ne peut pas tout porter

Ember a publié en octobre 2026 une analyse de neuf marchés aux États-Unis, en Europe et en Asie du Sud-Est. Elle examine deux moyens pour les centres de données d'alléger la pression sur le réseau : décaler les charges de calcul, et recourir à la production ou au stockage sur site. La première option est plus faible qu'il n'y paraît. Les services cloud, les charges applicatives des entreprises et l'inférence d'IA exigent une faible latence et représenteront environ 87 % de la capacité mondiale des centres de données d'ici 2030, selon les estimations d'Ember. Dans ses hypothèses, environ 6,5 % de la capacité mondiale pourrait théoriquement être décalé. Avec un taux d'utilisation moyen d'environ 48 %, la capacité réellement disponible pendant une tension du réseau tombe à environ 3 %.

L'Irlande illustre la contrainte. Les centres de données y absorbent déjà environ 19 % de la demande de pointe. En janvier 2025, lorsque la demande du système a atteint 6 GW, les centres de données en représentaient environ 1,1 GW. Ember projette que cette part pourrait atteindre 24 % d'ici 2030, avec 1,6 GW face à une pointe de 6,5 GW.

Le décalage dans le temps aggrave la situation. Un grand centre de données peut nécessiter 200 MW à 500 MW et être construit en 18 à 24 mois, tandis que les extensions de réseau classiques prennent de quatre à dix ans. Le décalage de charge réduirait la pointe irlandaise d'environ 100 MW d'ici 2030, soit 1,5 % de la pointe projetée. Sur les autres marchés étudiés par Ember, les réductions vont de 0,1 % à 0,6 %. La production derrière le compteur fait mieux. Ember a constaté qu'elle pouvait apporter près de cinq fois plus de soulagement au réseau que le décalage de charge. Pour deux centres de données du Texas dont la charge projetée cumulée atteint 5,6 GW, le décalage de charge pourrait réduire la demande du réseau d'environ 0,55 GW. La production sur site pourrait la réduire jusqu'à 2,7 GW.

Consolidation du matériel de réseau

Les fabricants d'équipements se consolident alors que le signal de demande est fort. GE Vernova a accepté d'acquérir Trench Group pour 9 000 000 000 de dollars, une opération qui élargit son segment Électrification et internalise la fabrication d'équipements de réseau à haute tension. Trench apporte à GE Vernova une base opérationnelle en Europe et en Asie, en complément de son implantation dans les infrastructures électriques. L'opération est financée en numéraire et par endettement, et GE Vernova prévoit qu'elle sera finalisée fin 2027.

Trench fabrique déjà des équipements de réseau à haute tension, si bien que l'opération ramène un fournisseur essentiel dans le périmètre de GE Vernova.

Une analyse publiée par Yahoo Finance souligne l'exposition à des projets vastes et complexes, où les droits de douane, les évolutions régionales de la demande et l'exécution des économies de coûts figurent déjà parmi les préoccupations des analystes.

Signaux d'investissement et économies

Le solaire montre l'ampleur de l'enjeu, et ses limites. UNEF, l'association espagnole du photovoltaïque, estime que le solaire PV a réduit les coûts de l'électricité de gros en Espagne de 17 020 000 000 d'euros entre janvier 2025 et juin 2026. Elle situe le prix moyen contrefactuel du marché du jour d'avance à 112 euros/MWh, contre 60,2 euros/MWh enregistrés. UNEF affirme que les prix auraient été 86 % plus élevés sans le solaire. L'écart entre ces deux prix est ce que l'association cherche à chiffrer.

Les centrales à l'échelle des services publics ont apporté 14 230 000 000 d'euros de ce total, l'autoconsommation 2 790 000 000 d'euros. UNEF estime que chaque euro investi dans le solaire PV génère 8 euros d'économies sur les prix de gros.

Rien de tout cela n'atterrit directement sur les factures des ménages. L'analyse porte sur le marché de gros du jour d'avance et exclut les contraintes techniques, les services d'équilibrage et les contrats à terme. UNEF reconnaît aussi que les centrales à gaz et hydroélectriques pourraient réagir différemment sur un marché sans solaire.

D'autres estimations vont dans le même sens du côté de la demande. Les villes européennes pourraient réduire de 40 % leur facture d'investissement dans les réseaux pour véhicules électriques grâce à la recharge intelligente, selon une étude rapportée par Yahoo Finance UK le 3 novembre. Un dirigeant de Fortum a réclamé des signaux d'investissement clairs et une tarification carbone européenne solide pour stimuler l'électrification, dans une déclaration reprise par EuropaWire le 30 octobre.

Ce qu'il faut surveiller

La question contraignante est celle qu'OpenAI a laissée ouverte. L'entreprise indique qu'elle communiquera des engagements supplémentaires au fur et à mesure de leur finalisation. Tant que les contrats n'existent pas, le Grid Protectors Program est un signal plutôt qu'une contrainte sur la projection de 100 GW.

L'opération Trench sera finalisée fin 2027. Il faudra donc attendre longtemps avant que les prises de commandes et les marges ne la reflètent.

Les chiffres d'Ember indiquent où ira l'argent ensuite, et ce ne sera pas vers les logiciels d'ordonnancement. Cela favorise les équipements plutôt que l'ordonnancement.