Quelque chose ne va pas avec l’IA. Les États-Unis se tournent vers des solutions énergétiques qu’ils pensaient enterrées pour alimenter leurs centres de données

La course au développement et à l’exploitation de modèles d’intelligence artificielle de plus en plus puissants a un coût qui est rarement au centre du discours technologique. Ce n'est pas dans les puces ou les logiciels, mais dans l'énorme quantité d'électricité nécessaire pour faire fonctionner les centres de données actifs 24 heures sur 24. Aux États-Unis, cette pression se traduit déjà par des décisions concrètes : des centrales électriques polluantes qui étaient à l'arrêt redémarrent pour faire face aux pointes croissantes et aux tensions sur le réseau. Le paradoxe est évident, les avancées les plus ambitieuses dans le secteur technologique dépendent, pour le moment, de solutions énergétiques d’une autre époque.

Le problème n’est pas tant une pénurie absolue d’électricité qu’un décalage dans le temps. La demande de centres de données liés à l’IA croît bien plus vite que la capacité de lancer une nouvelle production d’électricité, notamment renouvelable, sur de courtes périodes. Construire de grandes infrastructures énergétiques prend des années, alors que ces complexes peuvent progresser dans des délais beaucoup plus courts. Face à ce choc passager, les gestionnaires de réseaux et les compagnies d’électricité se tournent vers ce qui existe déjà et peut être activé immédiatement, même s’il est plus polluant.

PJM en contexte. Le choc entre la demande et l'offre d'électricité est perçu avec une clarté particulière dans la région PJM, le plus grand marché de l'électricité des États-Unis, qui couvre 13 États et concentre une partie très importante des centres de données du pays. On peut l’appréhender comme une grande bourse régionale de l’électricité qui coordonne en temps réel la production, les prix et la stabilité du réseau. Là-bas, la croissance des centres de données liés à l’IA met à l’épreuve un système conçu pour un mode de consommation très différent, faisant de PJM le premier thermomètre d’un problème qui commence à apparaître dans d’autres domaines.

Qu'est-ce qu'une centrale ? Les installations dites centrales, ou de pointe, sont conçues pour ne fonctionner que pendant de courtes périodes de demande maximale, comme les canicules ou les pointes hivernales, lorsque le système nécessite un renforcement immédiat. Ils ne sont pas conçus pour fonctionner en continu, mais pour réagir rapidement. Selon un rapport du Government Accountability Office américain, ces installations ne produisent que 3 % de l'électricité du pays, mais elles représentent près de 19 % de la capacité installée, une réserve désormais utilisée beaucoup plus fréquemment que prévu.

Le cas de l’usine Fisk, dans le quartier populaire de Pilsen, à Chicago, illustre bien comment ce changement se traduit sur le terrain. Il s’agit d’une installation alimentée au pétrole, construite il y a des décennies et dont la mise hors service est prévue l’année prochaine, et qui a été reléguée à un rôle quasi-testimonial. L’arrivée de nouvelles demandes électriques associées aux centres de données a modifié cette équation. Matt Pistner, vice-président senior de la production chez NRG Energy, a expliqué à Reuters que l'entreprise voyait un argument économique pour maintenir les unités et c'est pourquoi elle a retiré l'avis de fermeture, une décision qui rétablit l'activité sur un site que de nombreux résidents croyaient en retrait permanent.

Quand le prix règne. Ce changement ne s’explique pas seulement par des besoins techniques, mais aussi par des signaux très clairs du marché. À PJM, les prix payés aux producteurs pour garantir l'approvisionnement aux heures de demande maximale ont grimpé cet été, de plus de 800% par rapport à l'année précédente. Une analyse de l'agence susmentionnée montre qu'environ 60 % des centrales pétrolières, gazières et charbonnières dont la fermeture est prévue dans la région ont reporté ou annulé ces projets cette année, et la plupart d'entre elles étaient des unités, justement celles qui s'intègrent le mieux dans ce nouveau scénario de relative rareté.

La facture de ce virage énergétique se paie avant tout au niveau local. Les usines ont tendance à être des installations plus anciennes, avec des cheminées plus basses et moins de filtres antipollution que les autres usines, ce qui augmente l'impact sur leur environnement immédiat lorsqu'elles fonctionnent plus fréquemment.

Le charbon est également reporté. Le phénomène ne se limite pas aux centrales au fioul ou au gaz. À l’échelle nationale, plusieurs services publics ont commencé à retarder la fermeture des centrales à charbon qui faisaient partie de leurs engagements climatiques. Une analyse DeSmog a identifié au moins 15 mises hors service différées depuis janvier 2025 seulement, des installations qui représentent ensemble environ 1,5 % des émissions énergétiques des États-Unis. Dominion Energy offre un exemple clair : en 2020, elle avait promis de produire toute son électricité à partir d'énergies renouvelables d'ici 2045, mais après que l'entreprise ait prévu que la demande des centres de données en Virginie quadruplerait d'ici 2038, elle prend désormais du recul.

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