L'électricité d'abord : réseau et choix d'implantation des centres de données IA jusqu'en 2027

Dans son rapport d'avril 2026 sur l'énergie et l'IA, l'AIE estimait que la consommation d'électricité des centres de données avait augmenté de 17 % en 2025, et celle des centres de données dédiés à l'IA de 50 %. Son scénario central prévoit un quasi-doublement de la consommation des centres de données, de 485 TWh en 2025 à 950 TWh en 2030, soit environ 3 % de la demande mondiale d'électricité. Les investissements des plus grands groupes technologiques ont dépassé 400 milliards de dollars en 2025 et devraient encore augmenter de 75 % en 2026.

Les contraintes physiques se resserrent. Entre 2020 et 2025, la densité de puissance des serveurs d'IA a été multipliée par onze, et l'AIE s'attend à ce qu'elle soit encore multipliée par quatre d'ici 2027, année où une seule baie avancée pourrait consommer en pointe autant que 65 foyers. Les goulets d'étranglement dans l'électronique de puissance, les transformateurs, les turbines à gaz et la mémoire à large bande passante rendent moins probables les scénarios les plus offensifs de l'AIE à court terme, et l'agence prévoit que la pénurie de mémoire durera au moins jusqu'à la fin de 2027.

L'AIE relève aussi que les centres de données se remplissent de serveurs progressivement et surdimensionnent souvent leur raccordement au départ. Les mégawatts demandés à un gestionnaire de réseau sont une prévision de la demande à plusieurs années. Chaque régulateur confronté aujourd'hui à une file d'attente de centres de données cherche à distinguer les prévisions fermes des prévisions optimistes, et les outils retenus (frais, jalons, exigences de production et conditions de flexibilité) donnent tous un prix à cette différence.

En Grande-Bretagne, les offres de raccordement contractualisées côté demande sont passées de 41 GW à 125 GW entre novembre 2024 et juin 2025, sous l'effet surtout des centres de données, qui représentent au moins 80 GW de demandes. Le 29 juillet 2026, Ofgem (régulateur britannique de l'énergie) a lancé une consultation sur une Data Centre Commitment Fee, une garantie d'engagement payable lorsqu'un grand centre de données accepte une offre de raccordement, remboursée à la mise sous tension et perdue si le projet quitte la file d'attente prématurément. La fourchette proposée va de 237 500 £ à 712 500 £ par mégawatt, soit environ 2,5 % à 7,5 % du coût moyen des projets. Les projets devraient aussi franchir des jalons propres aux centres de données, en justifiant de leur capacité financière, de leur maturité commerciale et de leurs démarches d'achat, pour conserver leur place. La consultation s'est close en septembre 2026 et la décision d'Ofgem est attendue.

Le calcul est simple. Dans la fourchette proposée, une demande de 100 MW mettrait en jeu entre 23,75 et 71,25 millions de £. Demander de la capacité bien en avance sur une montée en charge réaliste coûtait peu dans l'ancienne file d'attente. Avec la proposition, cela devient une décision de bilan. Les développeurs devront dimensionner leurs demandes selon le calendrier de déploiement qu'ils sont en mesure de financer, et les investisseurs voudront voir ce calendrier confronté aux délais de livraison des puces et des équipements électriques.

La réforme plus large des raccordements se poursuit en parallèle. Le calendrier révisé de NESO (gestionnaire du système électrique britannique) situait les offres Gate 2 Phase 2 pour le transport et les grandes installations raccordées en distribution entre début septembre 2026 et mi-janvier 2027, et les offres Phase 2 en distribution entre mi-octobre 2026 et mi-mars 2027. Les dates d'offre qui tomberont dans cette fenêtre détermineront quels projets britanniques pourront engager des capitaux en toute confiance en 2027.

L'Irlande montre où mène un réseau saturé. Les centres de données ont consommé 22 % de l'électricité irlandaise en 2024, contre 5 % en 2015, et EirGrid prévoit que leur demande passera de 9,4 TWh en 2025 à 14,6 TWh en 2034, soit 31 % de la demande nationale. En décembre 2025, la Commission for Regulation of Utilities (CRU, régulateur irlandais de l'énergie) a décidé que les nouveaux centres de données devaient fournir, sur site ou à proximité, une capacité de production ou de stockage pilotable égale à leur capacité maximale d'importation demandée et participant au marché de gros. Ils doivent également couvrir au moins 80 % de leur demande annuelle par une production supplémentaire d'électricité renouvelable en Irlande, selon une trajectoire de six ans et sur la base d'un plan crédible présenté aux gestionnaires de réseau, lesquels doivent examiner si l'emplacement demandé est contraint.

L'UE commence par la transparence. Les centres de données à forte consommation d'énergie déclarent déjà leurs performances énergétiques et hydriques au titre de la directive relative à l'efficacité énergétique. Le 21 septembre 2026, la Commission a adopté un système commun de notation pour les centres de données de plus de 500 kW, actuellement soumis à une période d'examen de deux mois devant le Parlement européen et le Conseil. Elle a aussi ouvert une consultation sur des normes minimales de performance, qui se termine le 14 décembre 2026, en vue d'une proposition législative prévue au deuxième trimestre 2027. Les premières notations devraient porter sur les performances de 2026, à partir de données transmises en 2027.

Les deux juridictions vont dans le même sens. Un raccordement s'accompagne désormais d'obligations sur l'origine de l'électricité, la flexibilité de son usage et la publication des performances, et ces obligations doivent figurer dans le dossier d'investissement dès le premier modèle.

L'enchère de capacité de PJM pour l'année de livraison 2028/2029, organisée en juillet 2026, s'est conclue au prix plafond de 325 dollars par MW-jour sur l'ensemble de sa zone et a permis d'acquérir 6 831 MW de moins que son besoin de fiabilité. L'enchère précédente avait accusé un déficit d'environ 6 500 MW, et PJM indique qu'il s'agit des premières enchères de son histoire où l'ensemble de la région s'est trouvé en déficit. Il l'attribue à l'ajout continu de grandes charges de centres de données dans ses prévisions. Parmi ses réponses figurent un dispositif Connect and Manage, qui permettrait aux grandes charges nouvelles de se raccorder tout en fonctionnant de manière flexible si nécessaire, et, depuis le 9 juin 2026, une aide à la conclusion de contrats bilatéraux de long terme entre grands consommateurs et producteurs. La prochaine enchère, pour 2029/2030, est prévue en décembre 2026.

La réglementation fédérale évolue elle aussi. Le 18 juin 2026, la FERC (régulateur fédéral américain de l'énergie) a ordonné aux six gestionnaires de réseau régionaux relevant de sa compétence de justifier ou de réformer leurs tarifs applicables aux grandes charges, qu'il s'agisse des procédures d'étude, de la répartition des coûts ou des modalités de colocalisation et de production derrière le compteur, en leur laissant 60 jours pour répondre.

Face à la lenteur des raccordements, les développeurs se tournent vers le gaz sur site. Selon l'AIE, une alimentation fiable au gaz sur site pour une charge de centre de données critique et variable exige 30 % à 70 % de capacité de production de plus que la charge elle-même. Les commandes de turbines à gaz ont augmenté de 70 % en 2025, et l'AIE juge incertain que la production sur site offre, à grande échelle, une voie plus rapide de mise sur le marché.

Les recommandations de l'AIE aux pouvoirs publics esquissent l'arbitrage proposé : raccordements non fermes et effacement de la demande en échange d'un raccordement plus rapide. Un site capable de réduire sa consommation quand le réseau est sous tension, grâce à des batteries, à une production sur site ou à la planification des charges de calcul, est celui qu'un gestionnaire peut raccorder plus tôt. Le niveau d'interruption qu'un projet peut accepter est une décision de conception, à prendre avant l'achat du terrain.

Dans toutes ces juridictions, l'ordre dans lequel un site est choisi s'inverse. La séquence traditionnelle (terrain, permis, puis électricité) cède la place à l'électricité d'abord : la date de raccordement, la part de capacité ferme et la part interruptible, les frais ou garanties nécessaires pour la conserver, et les obligations d'approvisionnement ou de production qui s'y rattachent. Le terrain, la fibre, le permis de construire et la demande des locataires sont ensuite évalués à cette aune.

Le modèle financier doit suivre. La montée en charge des revenus est généralement liée à l'achèvement du bâtiment et à l'aménagement par les locataires. Elle devrait être liée aux dates de mise sous tension par phase, la probabilité de chaque date étant tirée des éléments relatifs au réseau plutôt que du planning de construction. Un modèle comportant une seule date de mise en service en cache trois : la date à laquelle le bâtiment est prêt, celle à laquelle le réseau peut fournir l'électricité et celle à laquelle arrivent les équipements du locataire. Jusqu'en 2027, ce sont la deuxième et la troisième qui risquent le plus de glisser.

La publication des performances a sa place dans le même modèle. Là où s'appliquent des notations, des obligations de couverture par des renouvelables ou des obligations de déclaration, les données qui prouvent la conformité (énergie mesurée, consommation d'eau, approvisionnement renouvelable et événements de flexibilité) doivent être intégrées à l'exploitation avant l'arrivée du premier locataire, car elles sont bien plus difficiles à reconstituer après coup. Les données qui prouvent la conformité en Irlande, dans l'UE et aux États-Unis se recoupent davantage que les règles elles-mêmes : une seule couche de comptage et de reporting, conçue une fois, peut servir plusieurs juridictions.

Avant qu'Ofgem ne statue sur la garantie d'engagement, recenser chaque position de raccordement côté demande détenue ou sollicitée en Grande-Bretagne, la confronter à un calendrier de déploiement finançable et calculer l'exposition aux deux extrémités de la fourchette proposée. Décider quelles positions conserver, redimensionner ou libérer.

D'ici janvier 2027, pour les projets en Gate 2 Phase 2, confirmer la date d'offre et les justificatifs que chaque jalon exigera, et aligner sur ces dates les approbations du conseil et les conditions de financement.

Pour les projets irlandais, vérifier que les exigences de production pilotable et de 80 % de renouvelables peuvent être satisfaites avec des actifs et des contrats identifiés avant tout nouvel engagement foncier.

Pour les sites situés dans l'UE, décider d'ici le 14 décembre 2026 s'il y a lieu de répondre à la consultation sur les normes minimales de performance, et contrôler dès maintenant les données énergétiques et hydriques de 2026, afin que la première notation reflète le fonctionnement réel du site.

Pour les projets américains, déterminer la part de charge interruptible que chacun peut accepter avant l'enchère de PJM de décembre 2026 et les modifications tarifaires qui suivront les ordonnances de la FERC, car la flexibilité devient le prix d'un raccordement plus rapide.

Pour l'ensemble du portefeuille, remplacer dans les modèles financiers les dates uniques de mise en service par des dates de mise sous tension par phase et une fourchette pour l'arrivée des équipements, mémoire et équipements électriques compris, jusqu'en 2027, et présenter cette fourchette aux investisseurs et aux prêteurs plutôt qu'une estimation ponctuelle.