Bah si, voir p7 :

La consommation de l'industrie n'augmente pas, elle diminue : 124 TWh en 2014, 114 TWh en 2019, 103 TWh en 2023 (voir la figure ci-dessus). la croissance économique est difficile à retrouver dans un contexte international contrarié. On ne voit as comment on pourrait atteindre les 160 TWh du scénario A, même avec des data centers qui pourraient consommer 10 à 20 TWh à l'horizon 2035.

De plus les datacenters sont inadaptés à des énergies intermittentes. Ils consomment à peu près la même énergie à toute heure, 24h/24, 365 jours/365. Ils ne vont pas se contenter d'électricité le jour et en été. Les projets de data centers mettent plutôt l'accent sur l'électricité nucléaire pilotable, et décarbonée, de la France, ses barrages hydro-électriques en complément.

D'ailleurs aux Etats-Unis, les GAFAM songent à installer de nouveaux réacteurs nucléaires, par exemple des SMR.  Et aussi du gaz, lui aussi pilotable, avec Musk et son projet Colossus 2, qui aurait acheté 65 turbines au gaz... Ils n'installent pas sur leurs sites ou à côté des panneaux solaires sou des éoliennes.

Je doute fort que la conso des DC actuels, relativement constante du fait de leur mode de travail soit la même quand ils seront plutôt sur l"IA", ça suivra certainement plus les pointes d'activité humaine, avec très peu de batch, de traitements différés.

Les centrales nucléaires sont desservies depuis très longtemps par des lignes THT. Et les nouveaux réacteurs que l'on construit sont justement sur les sites des centrales précédentes, déjà desservies, donc pas nécessaire de construire de nouvelles lignes. On peut éventuellement augmenter la capacité de celles existantes.

Tandis que pour les nouvelles sites éolien et photovoltaïques, il n'y a rien d'existant, et il faut tout construire, sur des centaines de sites.

En fait, en Hollande, c'est ce qui limite actuellement l'augmentation des raccordement de PV.

Voir le site Atlantico :

https://atlantico.fr/article/decryptage/les-pays-bas-obliges-rationner-electricite-revele-transition-energetique-europe-cout-energie-industrie-eoliennes-entreprises-Drieu-Godefridi-Damien-Ernst

Article original de Financial Times :
https://www.ft.com/content/9c7560ec-a220-4150-a35e-a79db70c0c07

C'est le principe même de la mutation énergétique: on croirait l'article écrit par le lobby des distributeurs de fuel.
Renforcer une ligne THT signifie souvent en construire une nouvelle à côté, ou en triangulation avec un autre poste.
Mais c'est vrai que les nouveaux réacteurs sont souvent construits sur des sites existants, ça limite pas mal de frais. Après, ce sera pareil avec les renouvelables.

Il y a potentiellement l'ajout de conducteurs sur des pylones existants (si ils tiennent la charge) ou du reconductoring où on vient remplacer les conducteurs existants par des nouveaux, de capacité plus importante.

Certes mais remplacer les conducteurs implique de couper la liaison, ce qui a de grosses conséquences le temps que ça dure.

Je doute fort que la conso des DC actuels, relativement constante du fait de leur mode de travail soit la même quand ils seront plutôt sur l"IA", ça suivra certainement plus les pointes d'activité humaine, avec très peu de batch, de traitements différés.

Pour l'IA, la puissance de calcul consommée, donc l'énergie, c'est 2/3 l'apprentissage sur des data, qui ne dépendent absolument pas des pointes d'activité humaine, et 1/3 les réponses aux utilisateurs, qui en dépendent. Mais comme les utilisateurs sont répartis dans l'ensemble du monde, cela lisse pas mal aussi sur 24h. Par exemple, quand tu interroges ChatGPT en France, tu fais tourner des datacenters aux Etats-Unis, à une pointe décalée de 8h. Grok pareil. Deep Seek, c'est 10h avant.

Les opérateurs de datacenters ne s'y trompent pas, on apprenait hier que Data 4 avait signé un contrat avec EDF pour utiliser son électricité nucléaire (CAPN : Contrat d'Allocation de Capacité Nucléaire), qui n'est pas intermittente. Les opérateurs d'IA qui ont annoncé vouloir venir en France l'envisagent pour son électricité nucléaire, décarbonée.

Aux Etats-Unis, les opérateurs d'IA envisagent de faire construire de nouvelles centrales nucléaires pour alimenter leurs data centers. Ce sera mieux que le Colossus 2 de Grok est ses 65 turbines à gaz achetées pour avoir une électricité disponible tout le temps..

Datacenters : Data4 obtient l’un des nouveaux contrats CAPN d’EDF

Succédant au système ARENH, le nouveau système commercial d’EDF réduit la quantité d’électricité nucléaire achetable à un tarif préférentiel. Pour les gros consommateurs d’énergie, comme les datacenters, il devient critique de parvenir à en obtenir.

par Yann Serra, LeMagIT - Publié le: 05 sept. 2025

Data4 se félicite d’avoir signé l’un des premiers Contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) qu’EDF propose désormais aux plus gros consommateurs d’énergie. Ce contrat engage Data4 à acheter, entre 2026 et 2037, un volume de 230 GWh d’électricité par an. En retour, EDF s’engage à lui proposer un tarif préférentiel pour cette électricité et à la lui fournir avec une puissance de 40 MW.

Les CAPN succéderont en 2026 à l’ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) qu’EDF proposait jusqu’ici directement aux industriels (dont les gros datacenters) et aux fournisseurs d’électricité. Ces contrats consistent à répartir une quantité donnée d’électricité d’origine nucléaire entre des clients qui peuvent l’acheter à l’avance.

Un enjeu économique…

Très avantageux, l’ARENH représentait un volume disponible de 100 TWh par an vendus à un coût fixe de 42 € par MWh consommé. Les CAPN n’ont plus qu’un volume annuel de 10 TWh à partager, ce qui réduit d’autant les consommations facturées à un tarif préférentiel. Réussir à obtenir un CAPN devient donc d’autant plus critique pour une chaîne de datacenters que, selon les estimations de RTE, la part de consommation électrique de ce secteur devrait doubler d’ici à dix ans.

Les data centers représentent environ 2 % de la consommation électrique en France et les projets de construction de nouveaux sites devraient faire passer cette part à 4 % en 2035. La France produit actuellement un peu moins de 540 TWh par an ; 50 TWh ne sont pas consommés sur place, mais exportés vers le reste de l’Europe. Mis bout à bout, cela signifie que plus de la moitié de l’électricité consommée par les datacenters ne pourra pas être achetée via un CAPN.

Par ailleurs, le tarif du mégawattheure dans un CAPN devient variable, essentiellement selon la demande. EDF avait précédemment annoncé un prix de départ de 70 €/MWh.

Notons enfin que la quote-part de CAPN se fait plutôt à présent sur le partage de la puissance disponible à un instant T, laquelle est arbitrairement fixée à 1,8 GW pour l’ensemble des CAPN. Mais cela ne change rien à la pénurie de contrats peu chers.

… plus qu’écologique

Le communiqué commun publié par les deux cosignataires fait la part belle à une énergie « bas carbone », entretenant la confusion entre les 40 MW de puissance que Data4 consommera sur le réseau électrique national à un instant T et les 40 MW issus de centrales nucléaires qu’EDF injectera en même temps dans ce réseau.

Si l’électricité nucléaire peut effectivement être considérée comme peu émettrice de gaz à effet de serre, le courant qui circule sur le réseau national mélange la production de différents types de centrales. Parmi celles-ci, outre le nucléaire, on trouve des éoliennes, des panneaux solaires, mais aussi des centrales thermiques au charbon, au fioul ou au gaz qui, elles, ne sont absolument pas « bas carbone ».

Dans les faits, tout le monde profite en France d’une électricité moins carbonée qu’ailleurs en Europe ou aux USA, grâce au mix énergétique local. Le charbon, le fioul et le gaz ne sont utilisés qu’exceptionnellement sur le territoire (5 % de la production), pour faire correspondre en temps réel la production avec la consommation. Ils compensent le caractère aléatoire de l’éolien, de l’hydraulique et du solaire, mais aussi la lenteur à réajuster l’énergie nucléaire.

Le mix énergétique de la production d’électricité en France peut être suivi au quotidien depuis des consoles comme éCO2mix de RTE.

Des coûts supplémentaires pour faire baisser le bilan carbone

Cependant, le fait d’acheter ces 40 MW via un CAPN octroie à Data4 la possibilité d’acheter, en plus, des bons GO (Garantie d’Origine). Ces bons stipulent que la consommation aura suscité une production équivalente d’énergie décarbonée par EDF. Ils permettent à un client de réduire son bilan carbone dans sa comptabilité. Selon la centrale qui les délivre, les bons GO peuvent coûter entre 2 à 10 €/MWh.

Afficher un bilan carbone faible est critique pour le secteur des datacenters. Ils sont régulièrement pointés du doigt pour leurs dépenses en énergie carbonée aux USA, où ils sont censés pousser comme des champignons, alors que l’énergie fossile y représente 80 % de la production d’électricité. De manière plus globale, les data centers font aussi une grande consommation d’eau, qu’ils recrachent dans la nature avec une température plus élevée de 10 à 20 °C.

Pour obtenir des bons GO, les datacenters peuvent également souscrire à des contrats PPA (Power Purchase Agreement), alias Cader en français (Contrat d’achat direct d’énergies renouvelables), l’équivalent des CAPN pour les éoliennes et les panneaux solaires. L’électricité est toujours la même, celle du réseau national, et les tarifs que les clients s’engagent à payer pendant plusieurs années varient aussi selon la demande, aux environs de 65 à 85 €/MWh, selon le cabinet Energies Dev Consulting.

https://www.lemagit.fr/actualites/366630168/Datacenters-Data4-obtient-lun-des-nouveaux-contrats-CAPN-dEDF

Depuis 2 ou 3 semaines, on assiste à un phénomène qui est assez saisissant : une énorme pointe de prix spot le soir vers 20h, alors que la pointe du matin est presque effacée. Bien sur, pour la pointe du soir, on peut la relier au raccourcissement des jours et au fait qu'il fait nuit, ou presque, maintenant à 20h, et que donc le solaire ne produit plus (et qu'il n'y a pas assez de capacité de stockage pour contribuer à cette heure là). Mais le matin aussi, le soleil se lève plus tard...

Pour aujourd'hui, il est donc prévu des pointes énormes en Allemagne, Autriche et le Bénelux : 450 €/kWh en Allemagne/Autriche, 250 € dans le Benelux... On va voir si la tendance s'accentue avec l'automne qui s'avance. Par contre hier, on avait encore des prix fortement négatifs en milieu de journée.

Je me demande qu'est-ce qui peut expliquer de telles pointes dans ces pays le soir...

Pour les Pays-bas et la Belgique, sur le même fuseau horaire que nous, cela ne doit pas être le cas...