Datacenters d’IA : comment leur demande électrique relance le nucléaire

La consommation électrique des centres de données d’intelligence artificielle, continue et en forte croissance, réhabilite le nucléaire et fait remonter la demande jusqu’à l’uranium ; son ampleur et son caractère déjà contractualisé la distinguent des prévisions passées.

Cette page quantifie cette demande, ses térawattheures, son profil de charge et les contrats signés, et montre pourquoi elle appelle spécifiquement une base nucléaire, à deux vitesses.

Une demande électrique d’un type nouveau

Pendant deux décennies, la consommation électrique des centres de données a progressé lentement. Les gains d’efficacité des équipements et l’optimisation des infrastructures compensaient presque intégralement la croissance des usages numériques, si bien que la facture électrique du secteur restait, à l’échelle d’un réseau, une grandeur stable. L’entraînement et l’inférence des grands modèles d’intelligence artificielle rompent ce régime. Un centre de données dédié au calcul intensif tire une puissance continue qui peut approcher celle d’une petite ville, et la densité de puissance par armoire informatique a été multipliée par un facteur considérable en quelques années. Surtout, les gains d’efficacité qui avaient longtemps absorbé la croissance des usages ont cessé de suffire : la puissance requise par les processeurs spécialisés croît plus vite que les économies d’énergie réalisées ailleurs, de sorte que l’efficacité ne compense plus, elle ralentit à peine la hausse. À cette dynamique s’ajoute une concentration géographique. Les centres de calcul se regroupent là où le foncier, la fibre et l’électricité sont disponibles, créant des points de tension locaux sur le réseau, comme en Virginie du Nord, où la densité d’installations a fait de la demande des centres de données un sujet de planification électrique à part entière.

Les projections d’agences spécialisées traduisent cette bascule en ordres de grandeur. La consommation électrique mondiale des centres de données passerait d’environ 460 térawattheures en 2024 à près de 1 300 térawattheures à l’horizon 2035, selon les estimations avancées par les analystes du secteur. C’est le rythme de cette révision, autant que son niveau absolu, qui a saisi les marchés de l’énergie : en l’espace de quelques trimestres, des trajectoires de demande que l’on croyait plates ont été réécrites à la hausse, obligeant électriciens et planificateurs à reconsidérer leurs hypothèses de capacité. Ces projections appellent toutefois la prudence : leur fourchette est large, elles dépendent d’hypothèses sur le rythme de déploiement des modèles, sur la part respective de l’entraînement et de l’inférence, et sur d’éventuels sauts d’efficacité matérielle qui pourraient en infléchir la trajectoire. Le point robuste n’est pas un chiffre précis à dix ans, mais la direction et la vitesse de la révision, ainsi que le fait que cette demande, contrairement à beaucoup d’autres, se présente déjà adossée à des contrats fermes.

Au-delà du volume, c’est le profil de cette demande qui importe. Un centre de données qui entraîne un modèle ne peut pas moduler sa charge au gré de la météo : il consomme une puissance élevée, stable, vingt-quatre heures sur vingt-quatre, et toute interruption se paie en calcul perdu et en matériel sous-utilisé. Cette exigence de disponibilité permanente est le trait décisif. Elle écarte une alimentation reposant uniquement sur des sources intermittentes et ramène dans l’équation les moyens capables de fournir un socle constant et décarboné.

Des annonces aux contrats

Cette demande n’est pas restée une projection de tableur : elle s’est traduite en engagements fermes, signés par des acteurs dont le métier n’a rien de nucléaire. Quand des engagements de cette taille se signent hors du secteur électrique, la contrainte remonte vers ceux qui exploitent le réseau — d’où la position de goulot qu’occupent aujourd’hui les utilities. En septembre 2024, Microsoft a conclu un accord d’achat d’électricité sur vingt ans avec Constellation Energy pour redémarrer l’unité 1 de la centrale de Three Mile Island, rebaptisée Crane Clean Energy Center, soit 835 mégawatts dont la remise en service est visée pour 2028 ; le département américain de l’Énergie a bouclé en novembre 2025 un prêt d’un milliard de dollars pour en abaisser le coût.

Les autres géants du numérique ont suivi des chemins voisins. Amazon a acquis pour 650 millions de dollars un centre de données adossé à la centrale nucléaire de Susquehanna, assorti d’un contrat de fourniture pouvant atteindre 1,92 gigawatt, et investi 700 millions dans le développeur de petits réacteurs X-energy. Google a signé en octobre 2024 le premier contrat d’entreprise portant sur une flotte de petits réacteurs modulaires, auprès de Kairos Power, visant 500 mégawatts à l’horizon 2030. Meta a annoncé une stratégie d’approvisionnement nucléaire pouvant atteindre 6,6 gigawatts, répartie sur plusieurs partenaires. Mises bout à bout, ces démarches représentent de l’ordre de dix gigawatts de capacité nucléaire contractualisée par quatre entreprises en l’espace d’un an. Ces engagements prennent deux formes qu’il convient de ne pas confondre. Certains sont des accords d’achat d’électricité passant par le réseau, par lesquels l’acheteur finance une production injectée dans le système électrique commun ; d’autres relèvent d’une logique de co-localisation, où le centre de données est directement adossé à la centrale. Dans les deux cas, le facteur limitant n’est pas seulement la production : le raccordement au réseau et la file d’attente des projets d’interconnexion peuvent retarder la mise en service autant que la construction elle-même. C’est ce qui explique que les calendriers annoncés soient régulièrement révisés, parfois vers l’avant lorsque l’opérateur se déclare prêt en avance, souvent vers l’arrière lorsque l’interconnexion traîne.

La signification de cette accumulation dépasse chaque accord pris isolément. Que des sociétés technologiques engagent des milliards et des horizons de vingt ans pour sécuriser une électricité décarbonée et constante constitue un signal de demande d’une nature inédite : non plus une prévision de construction de réacteurs émanant d’autorités publiques, mais un besoin exprimé par des clients solvables, pressés, et prêts à payer pour la certitude de la fourniture. C’est cette demande, replacée dans la dynamique d’ensemble de l’uranium et la bascule vers le calcul, qui distingue le cycle actuel des précédents.

Pourquoi cette demande appelle le nucléaire, et à deux vitesses

L’exigence de disponibilité permanente explique le retour du nucléaire dans la planification électrique. Une production décarbonée mais constante, ce que l’on appelle une base pilotable, répond exactement au profil de charge d’un centre de calcul. Le débat n’oppose pas le nucléaire aux énergies renouvelables : il les articule, les secondes fournissant une énergie marginale bon marché lorsque le vent et le soleil sont là, le premier garantissant le plancher du système le reste du temps. La physique de cette complémentarité, et la raison pour laquelle un réseau à forte charge continue replace le nucléaire face à l’intermittence, fait l’objet d’une analyse à part entière et n’est pas reprise ici.

La demande d’uranium qui en découle se lit à deux vitesses, et les confondre conduit à mal évaluer le calendrier. La première est immédiate : prolonger l’exploitation de réacteurs existants ou redémarrer des unités à l’arrêt, comme Three Mile Island ou Palisades dans le Michigan, soutenu par un prêt fédéral de 1,5 milliard de dollars, mobilise du combustible à court terme, sans attendre de nouvelle construction. La seconde est différée mais potentiellement massive : les capacités nouvelles, et en particulier les petits réacteurs modulaires, présentés comme fabricables en série et déployables près des sites de consommation. La plupart de ces projets ne produiront toutefois pas d’électricité avant le début des années 2030, et leur économie reste incertaine ; les ressorts et le calendrier de cette filière sont examinés dans l’analyse dédiée aux petits réacteurs modulaires.

Distinguer ces deux horizons est essentiel pour ne pas confondre une capacité annoncée avec une demande déjà engagée. Un gigawatt contractualisé pour 2030 ne pèse pas sur le marché du combustible de la même manière qu’un réacteur prolongé qui recharge son cœur l’an prochain. Cette demande s’inscrit plus largement dans un cadre où l’énergie redevient une contrainte de premier ordre, au sein de la géoéconomie des ressources, et où la part nucléaire de la production électrique, longtemps en recul, se trouve réévaluée à mesure que le mix électrique américain doit intégrer un socle décarboné disponible en continu.

Pour donner une échelle, dix gigawatts de capacité nucléaire représentent l’équivalent d’une dizaine de grands réacteurs, soit une fraction significative de la demande incrémentale de combustible que le marché doit anticiper. Mais cette capacité ne se traduira en consommation d’uranium qu’au rythme où les réacteurs concernés entreront effectivement en service, étalé sur une décennie. Étalé sur une décennie, ce décalage entre annonce et mise en service est le point sur lequel bute la perspective d’un renouveau nucléaire. La contribution de cette page est précisément là : séparer le volume annoncé, spectaculaire, de la demande physiquement engagée, plus modeste à court terme mais d’une solidité inédite, et fournir les ordres de grandeur qui permettent de lire les analyses d’offre et de prix du reste du cluster.

Mis à jour le 22 juillet 2026