Les batteries à flux peuvent-elles réduire les coûts d’électricité des centres de données d’IA ?

Après des années de pénuries de matériel informatique, comme les processeurs graphiques et la mémoire, et au moment même où ces pénuries s’atténuent, un nouveau goulot d’étranglement freine le déploiement des centres de données : l’énergie. En effet, les nouvelles vagues de construction de centres de données nécessitent d’importantes capacités de calcul et consomment donc aussi beaucoup d’électricité.

La plupart des réseaux électriques ne peuvent donc pas absorber cette hausse soudaine de la demande, qui se chiffre en plusieurs gigawatts. En théorie, les énergies renouvelables pourraient offrir une solution de remplacement, d’autant que le coût de l’énergie solaire et éolienne a fortement baissé ces dernières années.

Toutefois, la production d’énergie renouvelable est intermittente et, bien sûr, l’énergie solaire n’est pas disponible la nuit. Or, les centres de données d’IA doivent fonctionner en continu, avec un taux de disponibilité extrêmement élevé (« cinq ou six neuf », soit 99,9999 %), de sorte que toute pénurie d’électricité est inacceptable.

Le stockage de l’énergie peut offrir une solution de remplacement : il permet à la fois de combler le déficit pendant la nuit et de compenser une production plus faible lors des journées moins ensoleillées. Si cette solution fonctionne, des microréseaux autonomes pourront alors alimenter les centres de données et éliminer entièrement ce goulot d’étranglement.

Une nouvelle étude menée par deux chercheurs de l’université Sejong a analysé quelles technologies de stockage de l’énergie sont les mieux adaptées aux centres de données d’IA alimentés par un microréseau renouvelable hors réseau.

Les chercheurs ont conclu que les batteries à flux redox au vanadium pourraient être les mieux adaptées à cette application, même si les batteries lithium-ion semblent également devenir plus compétitives à mesure que la charge des centres de données augmente. L’étude compare aussi ces solutions au stockage de secours à base d’hydrogène et aux volants d’inertie.

Ils ont publié leurs résultats dans le Journal of Engineering Research¹, sous le titre “Évaluation techno-économique comparative des technologies de stockage d’énergie dans un microréseau renouvelable hors réseau pour les centres de données IA”

Les besoins énergétiques de l’IA

Contrairement aux générations précédentes de centres de données, les centres de données d’IA s’apparentent davantage à des industries lourdes en matière de consommation d’électricité. Par exemple, les centres de données d’IA à très grande échelle peuvent nécessiter une puissance supérieure à 100 MW, soit l’équivalent de la consommation annuelle d’électricité d’environ 100 000 ménages. De nombreux centres de données récents visent une puissance de l’ordre du gigawatt, ce qui équivaut à la consommation d’un million de ménages ou suffit à absorber toute la production d’un grand réacteur nucléaire.

Pour préserver leur profil ESG, les opérateurs de centres de données à très grande échelle et les entreprises technologiques cherchent donc à s’approvisionner en électricité auprès de sources à faibles émissions de carbone.

« Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), environ 50 % de la demande supplémentaire d’électricité des centres de données devrait être satisfaite par les énergies renouvelables d’ici 2035. De grandes entreprises technologiques comme Google et Microsoft ont annoncé des objectifs d’« énergie sans carbone 24 h/24 et 7 j/7 » pour 2030, visant à faire correspondre en temps réel leur consommation d’électricité à une production d’électricité sans carbone. »

Simulation des solutions de stockage de l’énergie

Concevoir un centre de données d’IA hors réseau réaliste

L’étude évalue un microréseau renouvelable hypothétique hors réseau destiné aux centres de données d’IA, dans les conditions régionales de Taebaek, en Corée du Sud. Le relief montagneux contribue à maintenir la température estivale moyenne autour de 26,0 °C, tandis que la température minimale moyenne en hiver est d’environ −9,6 °C, des conditions favorables à la réduction des besoins en refroidissement des centres de données.

Autre avantage du site : en hiver, lorsque la production solaire est plus faible, la production éolienne atteint son maximum, ce qui permet au système d’équilibrer sa production d’énergie au fil des saisons.

Source : Journal of Engineering Research

L’étude porte sur un système intégré d’approvisionnement en électricité composé de panneaux photovoltaïques (PV), d’éoliennes, d’un système de stockage de l’hydrogène et de trois technologies de stockage de l’énergie (ESS) : les batteries lithium-ion, les batteries à flux redox au vanadium (VRFB) et les volants d’inertie.

Le sous-système de stockage de l’énergie sous forme d’hydrogène, composé d’un électrolyseur, d’un réservoir d’H₂ et d’une pile à combustible, est inclus pour assurer un stockage de longue durée et utiliser le surplus d’électricité renouvelable.

Source : Journal of Engineering Research

Le logiciel d’optimisation de microréseaux HOMER Pro a été utilisé pour optimiser le dimensionnement des composants et comparer la performance économique de différentes configurations de systèmes reposant sur des systèmes de stockage de l’énergie (ESS).

Concevoir une simulation précise

Dans l’ensemble, les centres de données présentent un profil de charge de base relativement stable tout au long de l’année, car les serveurs, les systèmes de refroidissement et les infrastructures électriques connexes fonctionnent en continu afin d’assurer un service ininterrompu. Pour tenir compte de la variabilité limitée des conditions réelles d’exploitation, des fluctuations de charge horaires et quotidiennes de ±5 % et de ±3 %, respectivement, ont été appliquées.

Source : Journal of Engineering Research

Sur le plan financier, la durée de vie du projet a été fixée à 25 ans, le taux d’inflation prévu à 2,0 % et le taux d’actualisation nominal à 2,5 %, ce qui donne un taux d’actualisation réel calculé à 0,49 %.

Les coûts de capital, de remplacement et d’exploitation et de maintenance (O&M) de chaque ESS ont été simultanément variés à 80 %, 100 % et 120 % de leurs valeurs de référence, et le système a été réoptimisé pour chaque condition

En tant que proxy d’une amélioration de la performance de refroidissement, un scénario simplifié d’amélioration de l’efficacité de refroidissement a été évalué en réduisant la demande totale en électricité de l’établissement de 5 % pour le centre de données de 1 MW

Pour chaque conception potentielle, le système de stockage d’énergie choisi présente des avantages différents

• Li-ion se caractérise par une haute efficacité et une réponse rapide pour l’équilibrage de courte à moyenne durée
• VRFB est idéal pour des capacités de puissance et d’énergie indépendamment évolutives et pour un stockage de longue durée ainsi qu’un fonctionnement avec des décharges profondes répétées
• Le volant d’inertie présente une réponse rapide à haute puissance et une capacité de stockage à courte durée

Le déficit annuel maximal de capacité a été limité à 2 %. Les exigences de réserve opérationnelle ont été fixées à 10 % de la charge actuelle, 80 % de la production PV et 50 % de la production éolienne

Il s’agit d’une comparaison au niveau de la planification, non d’une démonstration de fiabilité critique. La demande annuelle non satisfaite en électricité était de 1,18 % pour le lithium‑ion, 0,684 % pour le VRFB et 0,588 % pour les volants d’inertie. Ces pourcentages mesurent l’énergie non satisfaite, pas le temps d’arrêt, et ne peuvent pas être directement convertis en chiffres de disponibilité. Le modèle utilise également un profil de charge simplifié plutôt que de simuler explicitement l’utilisation dynamique des GPU et la demande de refroidissement

Trouver la combinaison idéale de microréseau renouvelable

Lors de l’analyse de la configuration lithium‑ion, la mise en place avec ces batteries + système complet d’hydrogène s’est avérée la plus économique

« Pour le cas Li‑ion, le système optimal comprenait 4443 kW de PV, cinq unités éoliennes, un électrolyseur de 500 kW, un réservoir d’hydrogène de 500 kg, une pile à combustible de 2000 kW, un convertisseur de 1284 kW et 14 600 kWh de capacité de batterie »

Source : Journal of Engineering Research

En ce qui concerne les volants d’inertie, leur capacité limitée pose un problème. Cela oblige la conception à transférer l’équilibrage à longue durée vers la génération renouvelable et le sous‑système hydrogène. Ainsi, comparé à l’option lithium, il nécessite un électrolyseur de 7000 kW et un réservoir H₂ de 7000 kg, une augmentation massive de l’échelle globale du composant hydrogène de 12×

C’est un contraste fort avec les batteries à flux redox de vanadium. La configuration VRFB idéale combinait une capacité de stockage d’énergie beaucoup plus grande (35 271 vs 14 600 kWh) avec une pile à combustible (FC) de capacité plus petite (500 vs 2000 kW)

Ce changement est motivé par la capacité des batteries à flux redox à conserver la puissance plus longtemps que les batteries lithium‑ion, prenant ainsi part à la fonction de l’hydrogène et réduisant le besoin d’électrolyseurs et de piles à combustible massifs

En conséquence, les systèmes VRFB présentent le coût actualisé de l’énergie (LCOE) le plus bas, 0,1427 $ / kWh, contre 0,2106 $ / kWh pour le Li‑ion et 0,3721 $ / kWh pour le volant d’inertie

Ce coût global faible est dû à la configuration VRFB qui montre des métriques supérieures dans tous les aspects de l’exploitation. Elle a le coût initial de capital, le coût de remplacement, le coût O&M et le coût d’exploitation annuel les plus bas

Source : Journal of Engineering Research

Quel est le coût ?

Pour le système optimal basé sur le VRFB, le coût actualisé net total (NPC)

du système était de 29 135 914 $, dont le plus gros composant était les éoliennes à 13 460 283 $, suivi des batteries à flux redox de vanadium (7 396 824 $) et des panneaux solaires (5 613 025 $)

Dans cette conception, les éoliennes représentaient 80,4 % de la production totale d’électricité et servaient de source d’énergie principale, tandis que le PV contribuait à 18,8 % et jouait un rôle complémentaire

La production d’électricité de la pile à combustible hydrogène était inférieure à 1 % et agissait principalement comme secours

« Malgré la forte dépendance aux éoliennes, la résilience du système était soutenue par la complémentarité saisonnière entre le PV et les éoliennes et par l’utilisation combinée du ESS et du sous‑système hydrogène, ce qui aidait à compenser les fluctuations à court terme et les déficits prolongés de génération renouvelable »

Enseignements pour les investisseurs

Pendant longtemps, les économies d’échelle dans la production de batteries lithium‑ion ont fait de cette technologie l’option privilégiée pour le déploiement rapide de systèmes de stockage d’énergie

Cependant, le lithium‑ion est fondamentalement une technologie conçue pour une haute densité énergétique dans un format et un poids limités. Le volume et le poids ne sont pas pris en compte pour le stockage d’énergie fixe, que ce soit pour la stabilisation du réseau ou les microréseaux isolés

À la place, la capacité à maintenir la charge pendant de longues durées, les coûts de capital plus faibles et la durée de vie plus longue influenceront tous le LCOE total et l’économie, donnant aux chimies de batteries alternatives une possibilité de rivaliser

En outre, ces conceptions alternatives de batteries ne sont pas encore produites en série à grande échelle. Cela signifie que le LCOE devrait encore diminuer à mesure que leur production augmentera.

Ainsi, pour les applications autres que les logements et les véhicules électriques, de nouvelles chimies, comme les batteries à flux redox au vanadium, pourraient être les prochaines technologies à se développer, dans un contexte où l’on adapte le stockage à chaque application au lieu de supposer qu’une seule chimie de batterie dominera le marché.

Choisir la bonne entreprise, dotée de la bonne technologie, pourrait donc se révéler un investissement rentable, d’autant que le développement des centres de données dédiés à l’IA rend urgent le besoin de solutions plus performantes pour sécuriser l’approvisionnement énergétique.

Les investisseurs doivent toutefois savoir qu’il existe de nombreuses chimies de remplacement du lithium-ion, et pas seulement les batteries à flux redox au vanadium, comme nous l’expliquons dans notre rapport sur le sujet. Par ailleurs, le calcul de l’étude donnait les meilleurs résultats lorsque l’approvisionnement en énergies renouvelables provenait principalement de l’éolien. Une combinaison privilégiant le solaire pourrait produire des résultats différents et favoriser d’autres types de systèmes de stockage de l’énergie.

Investir dans les batteries à flux

Invinity Energy Systems

Créée en 2020 à la suite de la fusion de redT Energy et d’Avalon Battery, Invinity Energy Systems est l’un des principaux fabricants mondiaux de batteries à flux au vanadium (VFB) destinées aux réseaux électriques.

Grâce à leur conception plus robuste (durée de vie opérationnelle de plus de 30 ans), les batteries VFB de l’entreprise délivrent, sur l’ensemble de leur durée de vie, une quantité totale d’énergie égale à 3,8 fois celle des batteries lithium-ion.

Elles ont également une durée de vie comparable à celle des installations solaires et éoliennes, ce qui en fait un complément naturel à la production d’énergie renouvelable.

Source : Invinity

Cette durabilité tient au fonctionnement de la batterie, qui repose sur une réaction liquide entièrement réversible. Le système ne présente ainsi aucun des points de défaillance des batteries lithium-ion : aucun dépôt de lithium, aucune formation de dendrites ni changement de phase. La sécurité est également nettement accrue : il n’y a aucun risque d’emballement thermique, aucun dégagement gazeux de chlore et aucun risque d’incident thermique causé par un court-circuit.

En tout, la société a déployé 9 GW de capacité de batteries à l’échelle mondiale sur plus de 90 projets, dont la plus grande installation de batteries à flux du Canada, le projet solaire et de stockage de 8,4 MWh Chappice Lake Solar & Storage Project en Alberta, le système de batteries à flux vanadium VS3 de 20,7 MWh au Copwood VFB Energy Hub in East Sussex, United Kingdom, et la vente à venir de 43 MWh de ses batteries à flux vanadium Endurium à Dairyland Power Cooperative.

À l’avenir, le plus grand projet de l’entreprise à ce jour sera le projet FlexBase Laufenburg en Suisse, doté d’une capacité de stockage par batteries de 1,5 GWh, qui devrait atteindre 2,1 GWh lors des phases ultérieures.

Les investisseurs doivent toutefois garder à l’esprit qu’il s’agit encore d’une jeune entreprise en démarrage, qui a besoin de financements supplémentaires pour changer d’échelle.

Cela a notamment entraîné une chute brutale de 38 % du cours de l’action lors de l’annonce d’une levée de fonds de 25 millions de livres sterling destinée à renforcer son fonds de roulement et à accélérer le développement de ses produits (10 millions de livres sterling provenant d’un placement institutionnel, 12,2 millions du National Wealth Fund et 2,8 millions d’une offre destinée aux particuliers). La chute s’explique par le prix fixé pour les nouvelles actions, à 10 pence, soit une décote de 43 % par rapport au cours du marché à ce moment-là.

Pour améliorer sa rentabilité et réduire la nécessité de futures levées de fonds, l’entreprise vise une réduction des coûts de 66 % d’ici 2030, la majeure partie de ces gains devant déjà se concrétiser d’ici à la fin de 2027.

Source : Invinity

Les investisseurs devront donc évaluer correctement la valorisation de l’entreprise et déterminer si la chute du cours en octobre 2026 représente une occasion d’acheter à prix réduit ou un sérieux signal d’alerte.

(Vous pouvez également lire notre article « Les 10 meilleures actions du secteur des batteries dans lesquelles investir » pour découvrir d’autres possibilités d’investissement dans ce secteur)

Dernières actualités et évolutions concernant l’action Invinity Energy Systems (IES)

Étude citée

^{1. Jimin Hong et Yosoon Choi. Évaluation comparative technico-économique des technologies de stockage de l’énergie dans un microréseau renouvelable autonome destiné aux centres de données dédiés à l’IA. Journal of Engineering Research. 19 octobre 2026. 10.1016/j.jer.2026.10.038}