Siemens Energy vend 1,7 GW de gaz mobile, au moment où les régulateurs doutent de la charge d'IA qu'il alimentera

1,7 GW de gaz mobile, premières unités en 2027

Siemens Energy fabriquera 119 cœurs de turbine à gaz SGT-400 dans son usine de Lincoln, au Royaume-Uni : environ 15 MW chacun, soit plus de 1,7 GW au total. Ils partiront sur plusieurs années vers Dynamis Power Solutions, basée à Houston, avec un premier lot en 2027 ¹. Ces cœurs équipent le DT18 de Dynamis, un ensemble « hypermobile » conçu pour être stationné sur les sites de centres de données, de champs pétroliers ou d'usines, et vendu sur des délais de déploiement accélérés que les compagnies d'électricité peinent à égaler ¹. Le prix n'a pas été communiqué ¹.

Ce que ce contrat vend, c'est de la vitesse, pas un raccourci réglementaire. L'annonce↗ met en avant la mobilité et la rapidité d'installation ; elle ne dit rien, en revanche, des autorisations, de l'approvisionnement en combustible ou du raccordement au réseau, qui restent à la charge du client ¹.

Dynamis affirme disposer déjà d'environ 2 GW de puissance en unités mobiles, après avoir réservé 25 turbines Baker Hughes totalisant 1,3 GW au troisième trimestre 2025 ¹. Reuters rapportait le 29 septembre que la ruée vers les petites turbines à gaz↗ allait se répercuter sur les coûts des centres de données ².

Commandes records, un rachat d'actions et une participation de Siemens AG qui s'effrite

Le trimestre clos en juin a battu tous les records chez Siemens Energy : 17,9 milliards d'euros de commandes et 11,4 milliards d'euros de chiffre d'affaires ⁴, un résultat avant éléments exceptionnels de 1,62 milliard d'euros, contre 497 millions d'euros un an plus tôt, et un carnet de commandes de 162 milliards d'euros ⁵, soit 1,57 euro de nouvelles commandes pour chaque euro de ventes. Le 30 septembre, le groupe a confirmé ses orientations annuelles↗, la marge s'orientant vers le haut de la fourchette de 10 % à 12 % ³.

Quelques jours plus tôt, un consortium qu'il forme avec Aecon a décroché un contrat de 1,3 milliard de dollars canadiens↗ pour remplacer les turbo-alternateurs de la centrale nucléaire de Pickering, en Ontario ; les travaux doivent démarrer en janvier 2027, sous réserve de l'approbation des régulateurs ⁶⁷. Derrière ces commandes : une tranche de rachat d'actions de 2 milliards d'euros ³, et un registre des actionnaires où Siemens AG n'a plus que 4,98 %, contre 35,1 % au moment de la scission de 2020 ⁸. L'action a clôturé mercredi à 142,42 euros, en repli de 27 % par rapport à son plus haut sur cinquante-deux semaines, les résultats annuels et les objectifs à l'horizon 2030 étant attendus le 11 novembre ³.

Deux régulateurs viennent de chiffrer le doute

Le 18 septembre, la Commission des services publics de Caroline du Nord a refusé à Duke Energy le certificat↗ pour une turbine de 255 MW estimée à 584 millions de dollars, jugeant que la croissance anticipée de la charge, imputable pour environ 70 % aux centres de données selon le dossier de la commission, est « insuffisamment fiable pour que la Commission agisse à ce stade » ⁹¹⁰. Le défenseur des consommateurs d'électricité soutenait pourtant la centrale : son ingénieur a témoigné que l'État est, « faute d'un meilleur mot, coincé avec cette ressource ». La commission a refusé malgré tout, alors que la date de mise en service la plus précoce figurant au dossier était 2030 ⁹.

Le jour même de l'annonce du contrat avec Dynamis, la FERC, le régulateur fédéral de l'énergie, a suspendu pour cinq mois le mécanisme d'achat de dernier recours de PJM et demandé au gestionnaire du réseau de faire porter le coût de ce mécanisme aux grands consommateurs, comme les centres de données, dans une région en déficit de plus de 6 800 MW ¹¹. La FERC a également enjoint à PJM de recourir à des prévisions de charge plus récentes pour répartir ces coûts ¹¹.

Qui porte le risque si la charge liée à l'IA se fait attendre

Le pari est explicite. Si la charge liée à l'IA arrive à l'heure, les clients de Dynamis achètent des watts de 2027, face à des centrales raccordées au réseau dont les dates de mise en service les plus précoces vont jusqu'à 2030 ⁹. Sinon, la perte retombe sur celui qui aura financé 1,7 GW de gaz mobile — et non sur les consommateurs d'électricité de Caroline du Nord. Une compagnie d'électricité a besoin d'un certificat et d'une prévision passée au crible ; un intégrateur « hypermobile », lui, d'un client muni d'un chéquier.