Digital Realty a pris une initiative inhabituelle — mais stratégique — sur le marché américain des centres de données : a signé un contrat d’achat d’énergie (PPA) pour 500 GWh annuels issus de la production hydroélectrique avec Current Hydro LLC. Cette énergie provient de trois centrales situées sur la rivière Ohio. L’engagement, qui inclut les attributs environnementaux associés (certificats d’énergie décarbonée), couvre 68 MW de capacité installée répartis entre New Cumberland (19,99 MW), Pike Island (19,99 MW) et Robert C. Byrd (28,5 MW), situées entre Virginie-Occidentale et Ohio. L’énergie injectée sera intégrée au marché PJM Interconnection et assignée au portefeuille de centres de données de Digital Realty dans le Nord de la Virginie, le plus grand cluster mondial de “data centers”.

Ce contrat introduit une nuance essentielle pour le marché : la électricité hydroélectrique, au-delà de sa classification comme renouvelable, apporte une capacité de base avec une prévisibilité que ne peuvent toujours assurer les sources intermittentes comme le solaire ou l’éolien. Ce profil stable est particulièrement précieux dans un contexte où la demande en calcul intensif pour l’IA augmente la nécessité de charges continues et de densités thermiques élevées par rack, sans précédent.

Pourquoi l’hydroélectricité est essentielle pour les centres de données (et pour l’IA)

Depuis plusieurs années, les hyperscaleurs et les grands colocalisateurs alignent leur stratégie de décarbonation avec des portefeuilles de PPAs solaires et éoliens. Ce modèle a été efficace pour équilibrer les émissions annuelles et atteindre des objectifs 100 % renouvelables “en bilan”. Toutefois, le profil horaire de consommation des centres de données — notamment avec les charges de travail d’IA, qui demandent une capacité quasi continue pour l’entraînement et l’inférence — accélère un changement de paradigme vers des approvisionnements 24/7 et des énergies dispatchables ou de base.

Ici, l’hydroélectricité présente des avantages comparatifs : stabilité, bons facteurs de capacité et maturité technologique. Dans ce contexte, en croisant les données engagées — 500 GWh par an sur 68 MW — on obtient un facteur d’utilisation annuel avoisinant 84 %, un ratio cohérent avec des exploitations en série sur un débit fluvial régulé. Cette qualité du profil permet à des opérateurs comme Digital Realty de faire correspondre de manière plus réaliste leur demande horaire avec un approvisionnement décarboné, objectif que clients, régulateurs et communautés locales valorisent de plus en plus.

Ce n’est pas simplement “vert” : c’est de la “décarbonation là où cela compte”

Le contrat précise que l’énergie et ses attributs seront livrés dans le marché PJM et destinés à la Virginie du Nord. En d’autres termes, la décarbonation s’effectue dans la même région électrique où Digital Realty concentre ses grands campus (comtés de Loudoun, Prince William et environs). La régionalité géographique de l’adicionalité devient de plus en plus déterminante : acheter des renouvelables dans une autre région ou pays ne réduit pas nécessairement l’empreinte carbone locale du vrai consommé.

De plus, Current Hydro se spécialise dans l’activation de barrages existants non électrifiés et l’optimisation de systèmes “run-of-river”. Cette approche minimise les impacts environnementaux supplémentaires, exploite l’infrastructure hydraulique déjà construite et crée de la valeur locale (revenus et emplois) grâce à de nouvelles turbines et équipements. Dans un contexte où l’opinion publique scrute chaque mégawatt requis par les centres de données, revaloriser ou électrifier des actifs existants apparaît souvent comme une initiative socialement plus acceptable que de nouveaux projets “greenfield”.

Calendrier et portée : 2029 comme horizon d’entrée

La mise en service commerciale des trois projets est prévue pour 2029. Ce calendrier correspond à la vague de demande anticipée par les grandes entreprises technologiques pour le déploiement massif de l’IA et la croissance du cloud. Le marché PJM — l’un des plus complexes et liquides d’Amérique du Nord — offre des mécanismes de livraison financière et physique qui facilitent les structures en continu 24/7 ou le matching horaire à l’aide d’instruments toujours plus sophistiqués.

Pour Digital Realty, ancrer 500 GWh via une technologie de base signifie réduire la volatilité dans une partie de son mix énergétique et améliorer la créativité de ses performances climatiques. Pour ses clients — notamment des banques ou des grands acteurs technologiques — cela contribue à mitiger risques réputationnels et réglementaires, tout en s’alignant sur des stratégies internes de déscarbonisation réelle, pas simplement comptable.

Une démarche hors norme (et qui donne le ton)

Si l’hydroélectricité est courante dans des régions comme les pays nordiques, peu d’accords directs — PPAs — ont été conclus exprès entre opérateurs de data centers et fournisseurs hydroélectriques en Amérique du Nord ou en Europe continentale. Digital Realty a déjà montré la voie : elle détenait un accord hydro en Allemagne et, d’ici 2025, a enchaîné plusieurs annonces de fourniture renouvelable, allant de 13,4 MW solaires en Illinois (en partenariat avec Soltage) à son adhésion à des programmes 24/7 de “matching énergétique” en SUEDE et FRANCE (février).

Ce mouvement hydro à Virginia s’inscrit dans une dynamique sectorielle plus large : Google est devenu cette année l’un des premiers hyperéScaleurs à contracter une fourniture hydroélectrique à grande échelle aux États-Unis, en signant un accord-cadre de 3 GW avec Brookfield. Les premiers contrats, pour plus de 670 MW, s’exécutent à Holtwood et Safe Harbor (Pennsylvanie), avec des engagements sur 20 ans. La tendance est claire : moins d’offsets en fin d’année et davantage de contrats longs, utilisant des technologies adaptées au profil de charge du centre de données.

Un signal fort au marché : stabilité, 24/7 et croissance maîtrisée

Pour les investisseurs, les services publics et les gouvernements, le message est double :

1. Stabilité de la ressource. La hydro contractée ancre un volume significatif de consommation avec une énergie décarbonée et un profil stable, dans la zone électrique où s’opère la consommation. Cela réduit les déséquilibres entre énergie verte achetée et énergie réellement consommée à chaque heure.
2. Transition vers le 24/7. En combinant hydro avec le solaire et l’éolien, on améliore la couverture horaire. C’est une étape vers des stratégies 24/7 qui éviteront des vides nocturnes ou hivernaux et limiteront la dépendance aux attributs externes (comme certificats non synchronisés dans le temps).

De plus, cet accord anticipe une question cruciale : comment croître en Virginie du Nord — où la capacité du réseau et l’acceptation sociale sont tendues — sans augmenter» les émissions résiduelles ni l’intermittence. Les contrats de base tels que celui-ci atténuent la critique et offrent du temps pour que le stockage (BESS) et les nouvelles infrastructures se développent.

Impact local : emploi, chaîne de valeur et fiscalité

Current Hydro insiste sur le fait que développer l’hydro dans des barrages existants avec une démarche respectueuse de l’environnement génère des emplois et des revenus dans les communautés locales de l’Ohio et de Virginie-Occidentale. Les industries auxiliaires — ingénieries, fabricants de turbines, entrepreneurs électriques — voient leur portefeuille de contrats s’étendre sur plusieurs années. Les collectivités reçoivent des recettes fiscales et des programmes de formation liés à la vie des centrales.

Parallèlement, Digital Realty renforce son engagement en tant qu’opérateur responsable, en valorisant des énergies fiables et la revalorisation de biens publics (barrages) dans leur propre région de consommation. Dans un secteur où les moratoires ponctuels ou des conditions plus strictes pour l’implantation de nouveaux campus se multiplient, ces actions ont un poids important.

Quelles implications pour les clients du “hub” de Virginie ?

Pour les clients en colocation et cloud hybride, cet accord se traduit par trois effets concrets :

• Meilleur alignement avec les politiques internes de zéro émission nette : l’approvisionnement de base diminue la nécessité de compensations ou attributs externes.
• Un prix plus prévisible : les PPAs à long terme avec des ressources stables limitent la volatilité des coûts énergétiques, un facteur clé du OPEX du centre de données.
• Traçabilité renforcée : l’approche régionale (PJM → Virginie du Nord) améliore la crédibilité des rapports ESG et facilite les audits.

Un mix hydro + solaire + 24/7 pour moins de failles

La combinaison de l’hydroélectricité avec des accords solaires (comme celui de 13,4 MW en Illinois) et la participation à des programmes 24/7 en SUEDE et FRANCE compose un mix permettant de couvrir plus d’heures et de réduire les “îlots fossiles” qui subsistent parfois clandestinement sous un bilan annuel 100 % renouvelable. La feuille de route sectorielle montre que, à mesure que les batteries et la flexibilité de demande progressent, ces PPAs de base constitueront des éléments indispensables de transition pour maintenir les SLA et la croissance sans augmenter l’empreinte carbone.

Le contexte concurrentiel : peu de PPAs hydro, forte demande

Il est souligné que peu de centres de données ont des accords directs pour l’approvisionnement hydroélectrique. Ce “océan bleu” indique une opportunité : des opérateurs avec une gestion du risque et une capacité de structurer peuvent obtenir des megawatts fiables à bons délais, avant que la concurrence ne s’intensifie pour les actifs de base. Des cas comme Digital Edge (Philippines), Iron Mountain (États-Unis) ou Aruba (Italie) illustrent que la hydro directe s’intègre dans des géographies et systèmes où la régulation et la hydrologie le permettent.

Et après ?

Avec une entrée en service prévue pour 2029, l’accent sera mis sur :

• Les permis et la construction : l’adaptation de barrages existants nécessite une ingénierie précise et un planification détaillée.
• L’intégration avec PJM : structurer les livraisons et les attributs pour optimiser le matching avec les charges de Virginie.
• La communication avec les parties prenantes : communautés locales, régulateurs, clients et marché demanderont une transparence sur les impacts et les bénéfices.
• Évolution vers le 24/7 : renforcer les outils de suivi horaire et déployer des contrats complémentaires (ex. stockage, réponse à la demande) pour combler les lacunes résiduelles.

En résumé, Digital Realty anticipe une tendance inévitable : décarboniser avec une approche horaire et signer pour une énergie propre là où elle est consommée. Sur le hub le plus dynamique du planète pour les centres de données, obtenir 500 GWh hydro n’est pas une simple statistique ; c’est une communication forte en direction d’un avenir où IA et cloud seront compatibles avec le réseau et la société environnante.

Questions fréquentes

1) Qu’apporte l’hydroélectricité par rapport au solaire ou à l’éolien pour un centre de données dédié à l’IA ?
L’hydro fournit un profil plus stable (capacité de base) et une meilleure prévisibilité horaire. Pour les charges de travail d’IA nécessitant une capacité continue, cela signifie moins de lacunes à compenser par des attributs ou batteries, et un meilleur alignement 24/7 entre la consommation et la génération sans carbone.

2) Que signifie que l’énergie soit livrée dans le marché PJM et attribuée à la Virginie du Nord ?
PJM est le marché électrique qui coordonne la transmission et liquide l’énergie dans plusieurs états. Livrer l’énergie et ses attributs environnementaux dans PJM permet de l’assigner à la consommation de Digital Realty dans la Virginie du Nord, en réduisant la décalage géographique entre la production “verte” et la charge réelle.

3) 500 GWh suffisent-ils pour décarboniser entièrement un campus ?
Cela dépend de la taille et de l’occupation. En termes simples, 500 GWh/an représentent une prise en charge significative de la charge de base. En pratique, les opérateurs combinent plusieurs PPAs (hydro, solaire, éolien), la stratégie 24/7 et de plus en plus le stockage, pour minimiser l’usage des énergies fossiles résiduelles tout au long de l’année et par heure.

4) Pourquoi viser 2029 comme date de mise en service ?
L’activation de nouvelles turbines dans barrages existants, l’obtention des permis, la fabrication et l’installation des équipements, ainsi que la finalisation des interconnexions prennent plusieurs années. Fixer 2029 permet de synchroniser l’entrée en service d’énergie stable avec la croissance attendue des charges d’IA et du cloud dans la région.

Sources

• Contrat d’achat d’énergie entre Digital Realty et Current Hydro : 500 GWh/an à partir de New Cumberland (19,99 MW), Pike Island (19,99 MW) et Robert C. Byrd (28,5 MW). Livraison via PJM vers la Virginie du Nord. Mise en service prévue en 2029.
• Déclarations de Jeremy King (CEO, Current Hydro) et Aaron Binkley (VP Sustainability, Digital Realty) sur l’énergie renouvelable de base et ses bénéfices locaux.
• Cas de référence : accord hydroélectrique antérieur de Digital Realty en Allemagne ; Digital Edge (Philippines), Iron Mountain (États-Unis), Aruba (Italie) avec approvisionnement hydroélectrique ; accord de 3 GW de Google avec Brookfield (premiers contrats : Holtwood, Safe Harbor, Pennsylvanie, 670 MW, engagements sur 20 ans) ; accord solaire de 13,4 MW en Illinois avec Soltage; adhésion de Digital Realty à des programmes 24/7 en SUEDE et France (février 2025).