Le coût de l’électricité devient une variable de plus en plus influente pour l’infrastructure technologique européenne. L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) indique qu’en 2025, les prix de l’électricité pour les industries énergivores de l’Union Européenne étaient en moyenne environ deux fois plus élevés qu’aux États-Unis et supérieurs de plus de 50 % à ceux de la Chine et de l’Inde. Par ailleurs, l’Europe a connu une augmentation des heures avec des prix de gros négatifs, une situation qui met en lumière l’importance du stockage, de la flexibilité de la demande et de la capacité des réseaux électriques.

Les clés de l’électricité et de l’infrastructure technologique européennes en 30 secondes

• En 2025, le coût de l’électricité pour les industries électro-intensives était d’environ le double en UE par rapport aux États-Unis, et plus de 50 % supérieur à celui de la Chine et de l’Inde.
• Le prix moyen de gros en Europe s’élevait à environ 95 dollars/MWh, soit près du double de celui des États-Unis et de l’Inde.
• Des pays comme l’Espagne, la France, l’Allemagne et les Pays-Bas ont connu des prix négatifs en gros durant près de 6 % des heures de l’année.
• Un excès de production électrique à certaines heures coexiste avec des coûts moyens élevés sur l’ensemble de l’année.
• Les batteries, les réseaux, les interconnexions et la consommation flexible apparaissent comme des éléments indispensables pour mieux exploiter l’électricité disponible.

Les données de l’AIE proviennent de leur rapport Electricity 2026 et ont une lecture particulièrement pertinente pour le secteur technologique. L’électricité ne sert pas seulement à alimenter les foyers et les usines : elle soutient aussi les centres de données, les réseaux de télécommunications, les systèmes de refroidissement, la fabrication de semi-conducteurs et les nouvelles infrastructures nécessaires pour l’entraînement et l’exécution des modèles d’intelligence artificielle.

Dans tous ces cas, le prix moyen de l’électricité est important, mais la disponibilité de la puissance, la stabilité de l’approvisionnement et la possibilité de décaler une partie de la consommation aux heures de production accrue jouent également un rôle crucial.

L’Europe se trouve précisément dans une situation où ces deux variables prennent de plus en plus d’importance : elle maintient un différentiel élevé de prix par rapport à d’autres grandes économies tout en enregistrant de plus en plus d’heures avec des prix négatifs en gros.

L’Europe maintient un écart de coûts par rapport aux États-Unis et à l’Asie

L’AIE estime qu’en 2025, les prix finaux de l’électricité pour les gros consommateurs industriels énergivores sont restés environ deux fois plus élevés en UE que aux États-Unis et plus de 50 % supérieurs à ceux de la Chine et de l’Inde.

Ce chiffre ne concerne pas spécifiquement le coût d’un centre de données ou d’une entreprise technologique, mais s’applique aux grands clients industriels de secteurs à forte consommation d’énergie. La comparaison demeure néanmoins pertinente pour toute activité nécessitant une grande quantité d’électricité de manière continue.

Les centres de données en sont un exemple évident. La croissance du cloud computing et de l’intelligence artificielle augmente la nécessité d’installations à haute densité de puissance. À mesure que les accélérateurs et les systèmes de refroidissement se développent, l’électricité cesse d’être un coût secondaire pour devenir un critère stratégique pour l’implantation de nouvelles capacités.

La même logique s’applique à la fabrication de semi-conducteurs, où les usines requièrent une alimentation électrique stable et une consommation importante pour maintenir leurs processus.

L’AIE indique que l’écart européen s’est maintenu en 2025 après deux années de baisse depuis le pic atteint lors de la crise énergétique de 2022. Le problème n’a donc pas disparu avec la correction des prix par rapport à cette époque.

Le marché européen de gros a atteint environ 95 dollars/MWh

Le prix moyen de gros de l’électricité en Union Européenne était d’environ 95 dollars/MWh en 2025, soit une hausse de 10 % par rapport à l’année précédente.

L’AIE relie cette évolution à plusieurs facteurs, notamment l’augmentation du prix du gaz naturel. Le marché TTF néerlandais a enregistré une hausse d’environ 9 % en 2025, tandis que le prix moyen des droits d’émission du système européen d’échange de quotas (EU ETS) a augmenté de 15 %, atteignant environ 75 euros la tonne de CO₂.

La moyenne européenne demeure la plus élevée parmi les marchés analysés en 2025 par l’AIE, représentant environ le double de celui des États-Unis et de l’Inde, et dépassant l’Australie et le Japon.

Pour l’infrastructure numérique, cet écart peut influer tant sur les coûts opérationnels que sur les décisions d’expansion. Une fois construite, une installation ne peut pas être déplacée facilement ; la disponibilité d’une électricité compétitive et la capacité future des réseaux électriques doivent donc être prises en compte dès la phase de planification.

La donnée la plus surprenante : la hausse des heures à prix négatif

L’autre aspect marquant du marché européen se trouve dans les graphiques de l’AIE illustrant les prix négatifs.

En 2025, l’Espagne, la France, l’Allemagne et les Pays-Bas ont enregistré environ 6 % des heures avec des prix en gros négatifs. En 2024, cette proportion se situait entre 3 et 5 % dans ces marchés.

L’Espagne a connu la plus forte croissance annuelle parmi les marchés européens analysés : les heures avec des prix négatifs ont doublé. La France a enregistré une augmentation de 45 %, tandis que l’Allemagne et les Pays-Bas ont connu une progression d’environ 25 %.

Pour le secteur technologique, ce phénomène soulève une question intéressante : une infrastructure capable d’adapter une partie de sa consommation pourrait profiter de fenêtres où l’électricité est moins chère. Cependant, tous les processus ne peuvent pas être décalés librement dans le temps.

Un centre de données doit maintenir ses services en fonctionnement. Cependant, certaines charges, comme l’entraînement de modèles, le traitement par lots ou les tâches à haute consommation, offrent plus de marge pour ajuster leur calendrier.

C’est ici qu’intervient le concept de flexibilité de la demande : ajuster la consommation en fonction des conditions du réseau électrique plutôt que de maintenir un niveau constant à toute heure.

Les batteries et le stockage prennent de l’ampleur

L’AIE identifie le stockage par batteries comme un élément modifiant le comportement de certains marchés électriques.

En Californie et au Texas, par exemple, la fréquence des heures avec des prix négatifs a diminué en 2025. L’agence relie cette évolution à la croissance de la demande et, surtout, à l’expansion rapide des systèmes de stockage par batteries.

Les batteries peuvent absorber l’électricité lors de surplus de production et la restituer lorsque la demande croît. Pour les installations technologiques à forte consommation, le stockage peut aussi constituer une stratégie pour gérer les pics de demande.

En Europe, l’AIE observe également une évolution différente en Finlande et en Suède. Ces pays, qui avaient enregistré de nombreux heures à prix négatif en 2024, ont réduit ce phénomène en 2025. En Finlande, le nombre d’heures négatives a diminué d’environ 40 %, et en Suède d’environ 30 %.

L’agence évoque une combinaison de facteurs, notamment la croissance du stockage, une génération plus sensible aux prix et la évolution du couplage transfrontalier des marchés.

Le défi technologique ne se limite pas à produire plus d’électricité

L’analyse technique de ces données soulève une question essentielle pour l’expansion de l’intelligence artificielle et des centres de données : l’Europe a besoin non seulement de plus d’électricité, mais aussi de pouvoir l’utiliser au bon moment et au bon endroit.

Les prix négatifs signalent qu’il existe des périodes de production excédentaire, dont le système ne peut pas toujours absorber la capacité. Parallèlement, les coûts moyens élevés montrent que cette disponibilité ponctuelle n’implique pas une électricité bon marché tout au long de l’année.

Pour les grandes infrastructures numériques, cela renforce l’intérêt pour des technologies capables de gérer la consommation : stockage, refroidissement plus efficace, gestion intelligente des charges et logiciels permettant de décaler certaines tâches lors de périodes de moindre coût.

L’interconnexion entre pays devient également un levier important. Un réseau électrique avec une capacité accrue à transporter l’électricité peut aider à réduire les déséquilibres locaux lorsque certaines régions disposent d’un surplus et d’autres, d’un besoin accru en énergie.

Enfin, la planification de nouveaux centres de données doit prendre en compte non seulement la disponibilité du terrain, mais aussi la capacité de connexion électrique, le délai nécessaire pour la réaliser et le coût de l’énergie, qui peuvent influencer le calendrier et la rentabilité du projet.

L’intelligence artificielle souligne une complexité accrue

La croissance de l’intelligence artificielle entraîne une demande électrique supplémentaire, non quantifiée dans ce rapport de l’AIE, ce qui complique encore davantage la gestion du système électrique.

Il est donc crucial de comprendre que les infrastructures digitales de plus en plus puissantes devront coexister avec un système électrique où les prix peuvent être élevés la majeure partie du temps, avec des périodes à prix négatif.

Cette situation favorise le développement de technologies capables de répondre aux conditions du réseau : informatique flexible, batteries, interconnexions et gestion intelligente de la demande.

Une gestion plus fine de la consommation, associée à une meilleure capacité d’interconnexion entre régions, permettra d’exploiter au mieux les moments où l’électricité est abondante, sans présumer d’une baisse automatique des prix moyens.

Pour l’Europe, le défi technologique et énergétique devient ainsi une problématique étroitement liée. La compétitivité du cloud, des centres de données, des télécommunications et de l’intelligence artificielle dépend aussi de la capacité du système électrique à fournir une énergie suffisante, stable et à un coût compétitif face à d’autres régions.

Questions fréquemment posées

Dans quelle mesure l’électricité industrielle européenne est-elle plus coûteuse ?

Selon l’AIE, en 2025, le prix de l’électricité pour les industries énergivores de l’Union Européenne était environ le double de celui des États-Unis, et plus de 50 % supérieur à celui de la Chine et de l’Inde.

Quel lien existe-t-il entre les prix électrique et les centres de données ?

Les centres de données consomment d’importantes quantités d’électricité pour le calcul, le stockage et la refroidissement. Par conséquent, le prix et la disponibilité de l’énergie influent sur leurs coûts opérationnels ainsi que sur leurs décisions d’implantation.

Que signifient ces prix négatifs ?

Ils indiquent que, pendant certaines heures, le prix de gros tombe en dessous de zéro, généralement lors de périodes de forte production et de demande insuffisante pour absorber toute l’électricité disponible. Cela ne signifie pas que tous les consommateurs bénéficient d’électricité gratuite.

Quelles technologies peuvent aider à exploiter ces heures à prix négatif ?

L’AIE met en avant le stockage via batteries, une demande plus flexible et une capacité accrue d’interconnexion comme des éléments permettant un meilleur équilibrage entre production et consommation.