Qui paie pour la compression de l’électricité due aux IA nordiques : les hyperscalers, les producteurs, ou les consommateurs finlandais ?

La course aux puissances de l’IA a touché les pays nordiques. L’histoire qui entoure cela se divise en deux camps : soit les grandes entreprises électriques rendent les producteurs d’énergie propre comme Fortum rentables, soit cela se traduit par des coûts plus élevés pour les ménages finlandais. À mon avis, les deux scénarios sont trop simplistes. Google, Microsoft et OpenAI convergent vers la Finlande pour trouver une source d’énergie à faible carbone. Mais le prix et la charge sur le réseau électrique ne sont pas partagés équitablement – ils sont répartis selon les contrats avant même que ne soit produite une seule heure de production d’énergie. Seul un petit parti du coût atteint le marché ouvert.

La demande est réelle – et la plupart de ces produits ont déjà été vendus.

Cette semaine, Google a présenté un plan pour la Finlande : de nouveaux centres de données à Hamina, Kajaani, Muhos et Vaala. C’est également le premier accord d’achat de énergie nucléaire de Google. Cet accord permettra une prolongation et une amélioration de la durée de vie de l’usine de Fortum à Loviisa.Il continue à fonctionner jusqu’en 2050.Et cela couvre environ un dixième de l’électricité de la Finlande. De plus, il y a une batterie de 94 MW près de Kajaani. La société de conseil Ramboll, qui travaille pour le lobby des centres de données finlandais,…Les besoins en capacité de centre de données devraient atteindre environ 1,5 gigawatt d’ici 2030.Avec une croissance annuelle supérieure à 50 % d’ici 2027. C’est une demande réelle et continue – presque équivalente à la demande d’un deuxième réacteur Olkiluoto 3.

C’est là que l’histoire du producteur change. Fortum a vendu à l’avance la plupart des produits qui pourraient être récompensés par cette augmentation de ventes.Environ 80 % de sa production nordique pour le reste de l’année 2026 est couverte à un prix de 40 €/MWh ; environ 65 % de la production pour l’année 2027 est couverte à un prix de 41 €/MWh., sur une base d’optimisation premium, Fortum propose des prix de 8–10 €/MWh cette année. Même au premier trimestre 2026, lorsque…Les prix sur le marché nordique ont presque doublé par rapport à l’année précédente ; le prix atteint par Fortum était de 62,5 € par MWh.Ainsi, les revenus supplémentaires générés par l’IA sont comptabilisés comme des revenus contractuels et des flux de trésorerie hedgés par Fortum, et non comme des bénéfices illimités en temps opportun. L’accord avec Loviisa est très important : c’est la certitude des revenus à long terme qui permet de financer la modernisation des installations et constitue la base des dividendes.664 millions d’euros payés au premier semestre— Alors que la dette nette est d’environ 1,4 fois le BEFDA comparé. C’est là que se trouve le point de sortie des flux de trésorerie libres, et celui-ci est atteint.

Où se trouvent les coûts résiduels

L’inverse est que cette charge a toujours un coût, et ce coût n’est pas fixé de manière équitable. À court terme, cette exposition incombe aux commerçants – acheteurs industriels et autres qui ne disposent pas d’accords à long terme pour l’achat d’électricité – qui contrôlent le marché de gros. Ce marché a augmenté de près de deux fois au début de l’année 2026. Dans le sud, l’opérateur de transmission finlandais impose des restrictions sur la distribution d’électricité.Fingrid limite les nouvelles connexions de stockage dans le sud de la Finlande jusqu’en 2029.Et maintenant, des charges importantes sont nécessaires – 30 MW et plus – afin de réduire la consommation d’électricité de 30 %. Les coûts de réseau sont alors partagés par tous les utilisateurs.

Le chiffre principal fourni par Google mérite une attention particulière. Sa affirmation selon laquelle l’implantation de 1 GW de demande nouvelle dans le corridor nord Oulu–Kajaani plutôt que dans le sud permettrait aux consommateurs finlandais d’économiser environ 520 millions d’euros sur 20 ans provient d’une étude commandée par Google lui-même.Modélisation d’une charge hypothétique de 1 GWConsidérez-le plutôt comme une information orientative, et non comme des faits vérifiés. Son contenu réel est que l’électricité la moins chère n’est pas toujours le système le moins cher. En effet, l’emplacement des installations détermine le coût de transmission que chacun doit payer. La batterie de 94 MW est également un outil utile, mais modeste, pour gérer les charges à l’échelle gigawatt : elle aide à atténuer les fluctuations de la demande, mais ne suffit pas pour remplacer complètement la nouvelle demande.

Le nombre qui détermine si l’étirement se maintient

Le facteur qui pourrait remettre en question l’idée que « l’IA rend la puissance nordique permanentement plus chère » se trouve du côté de l’approvisionnement. C’est le fait le plus important dans cet article.La Finlande dispose de plus de 7,2 GW de projets éolien et solaire en cours d’autorisation sur le sol, prêts à être construits – ce qui représente plus de 15 TWh de potentiel de production. De plus, il y a plus de 64 GW de projets encore en phase d’autorisation.Contre une estimation de la demande en matière de centres de données, qui se situe entre 1,5 et 2,2 GW d’ici 2030… Si même une petite partie de cette capacité est utilisée, les prix de vente pour les acheteurs non contractuels resteront stables à long terme. Ce que nous observons, c’est une phase de transition : la capacité de connexion reste constante, tandis que le manque de électricité disparaît à mesure que les énergies renouvelables sont exploitées. Ce qui persiste, c’est la capacité de connexion et l’expansion du réseau, et non un manque d’électricité.

Alors, qui paie ?

En général, personne ne reçoit de bénéfices durables. Google paie en contrat à long terme et achète la stabilité des marchés ; Fortum capte les flux de trésorerie liés aux contrats et les renvoie aux actionnaires. Mais son propre portefeuille d’actifs permet seulement de limiter les pertes liées à la demande immédiate. Les coûts restants liés au congestion du réseau électrique, aux frais de réseau et à la volatilité du marché se reportent sur les entreprises concernées, et par conséquent sur les ménages finlandais – c’est exactement ce que souligne la demande de 520 millions d’euros pour l’aménagement des infrastructures électriques. Le résultat négatif pour les consommateurs ne se produit que si les projets renouvelables autorisés – mesurés en gigawatts de capacité nominale avec plus de 15 TWh de potentiel de production – ne sont jamais construits. C’est donc le processus d’autorisation, et non les centres de données eux-mêmes, qui détermine si l’épreuve économique due à l’IA est une simple anecdote ou un coût permanent pour les entreprises.