Description :
Les parcs éoliens écossais produisent près de la moitié de l’électricité éolienne de la Grande-Bretagne, mais en 2025, les turbines ont été rémunérées 350 millions de livres pour être arrêtées. Dans le même temps, la Grande-Bretagne a dépensé plus d’un milliard de livres pour relancer des centrales à gaz en remplacement. La facture totale : 1,35 milliard de livres. Et ce coût est directement répercuté sur les consommateurs via leurs factures d’énergie.

Alors pourquoi la limitation de l’éolien en Grande-Bretagne a-t-elle lieu, et pourquoi s’aggrave-t-elle ?

C’est l’histoire des contraintes du réseau. Ce qu’elles sont, pourquoi elles surviennent, et pourquoi les résoudre est l’un des défis les plus urgents sur la voie d’une énergie propre. Dans ce documentaire, nous examinons les contraintes d’infrastructure et de marché derrière le problème de limitation de l’éolien en Grande-Bretagne : les goulets d’étranglement de la transmission entre l’Écosse et l’Angleterre qui limitent la quantité d’électricité verte pouvant circuler vers le sud ; les frontières de réseau B4 et B6 où les contraintes sont les plus sévères ; le rôle du National Energy System Operator (NESO) dans la gestion en temps réel du réseau ; et pourquoi le gaz reste majoritaire par rapport aux batteries lorsque les contraintes apparaissent.

Nous examinons également les trois solutions possibles pour résoudre ce problème, et pourquoi aucune n’est simple.

Voici pourquoi la Grande-Bretagne paie pour arrêter l’éolien – et ce qu’il faudrait vraiment pour y mettre fin.

Nos guides sont Robyn Lucas, responsable GB chez Modo Energy, et Ed Porter, directeur EMEA & APAC chez Modo Energy. Ensemble, ils expliquent :

• Pourquoi l’Écosse génère près de la moitié de l’éolien britannique – mais ne peut pas l’acheminer vers le sud
• Ce qui se passe dans la salle de contrôle du NESO lors d’une contrainte
• Pourquoi la facture de limitation est passée de quelques centaines de millions en 2018 à 2,7 milliards de livres aujourd’hui
• Pourquoi les batteries n’ont pas encore remplacé le gaz
• Ce que pourraient apporter les investissements dans la transmission, le stockage et la réforme du marché

Chapitres :
0:00 Pourquoi la Grande-Bretagne paie pour arrêter l’éolien
0:54 Explication du problème éolien écossais
1:36 Qu’est-ce qu’une contrainte de réseau ?
1:57 Les frontières B4 et B6
2:44 Dans la salle de contrôle du NESO
3:21 Pourquoi le gaz comble le manque et où les batteries interviennent
4:35 Le coût en deux parties de la limitation
5:17 Comment la volatilité des prix du gaz aggrave la situation
6:10 Est-ce normal de limiter 30 à 40 % de la production ?
6:30 Solution 1 : Construire plus de lignes de transmission
7:10 Solution 2 : Plus de stockage et de flexibilité
7:47 Solution 3 : Réforme du marché
8:35 Conclusion

Musique sous licence via Artlist.

Vidéos d’archives sous licence via Pond5 (via Everly).

Cette vidéo est à but informatif uniquement et ne constitue pas un conseil en investissement.

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​Transcription :
Si vous voyez des parcs éoliens réduits et des centrales à gaz augmentées, il est naturel de se demander ce qui se passe réellement. Cela nous coûte 1,4 milliard de livres par an. Mais le problème ne vient pas de la production éolienne. C’est que nous n’avons pas le réseau pour transporter l’électricité éolienne là où elle est nécessaire — la demande dans le Sud.
En 2025, les parcs éoliens écossais ont été payés 350 millions de livres pour s’arrêter. Au même moment, la Grande-Bretagne a déboursé plus d’un milliard de livres pour produire de l’électricité ailleurs, principalement à partir du gaz. La facture totale s’élève à 1,35 milliard de livres.
Cette facture est répercutée sur les consommateurs. En réalité, ces éoliennes font peut-être exactement ce qu’on leur demande — c’est-à-dire être arrêtées parce qu’il y a trop de production éolienne sur le réseau. Alors, comment en est-on arrivé là ? Commençons par la production.
L’Écosse est l’un des endroits les plus venteux d’Europe. Près de 15 gigawatts de capacité éolienne y ont été installés. Cela représente environ la moitié du parc éolien britannique. Les parcs éoliens écossais produisent de l’électricité, qui est acheminée vers le sud, vers les zones de forte demande — des villes comme Londres, Birmingham et Manchester — par des lignes de transmission.
Les lignes de transmission reliant l’Écosse au reste de la Grande-Bretagne peuvent transporter environ six gigawatts à tout moment. Lors d’une journée venteuse, les parcs éoliens écossais peuvent en produire dix. Quatre gigawatts d’électricité propre sans destination possible. Le réseau subit alors ce qu’on appelle une contrainte.
Une contrainte, c’est lorsque l’on tente de faire passer plus d’électricité dans une ligne de transmission qu’elle ne peut en supporter. Si on fait passer trop de puissance trop longtemps, on risquerait de casser cette ligne. Pour gérer ces contraintes, les producteurs d’électricité — ici, les parcs éoliens écossais — doivent être limités. Autrement dit, arrêtés.
Le réseau est divisé par des frontières de transmission — des lignes invisibles sur la carte qui marquent les endroits où les câbles deviennent des goulots d’étranglement. La principale entre l’Écosse et l’Angleterre s’appelle la B6, mais la contrainte la plus forte se situe actuellement plus au nord, à l’intérieur même de l’Écosse. C’est en Écosse, et particulièrement dans le nord, que l’on observe le plus de contraintes. La frontière appelée B4, qui se trouve dans le nord de l’Écosse, regroupe de nombreux parcs éoliens terrestres et quelques parcs offshore, et c’est là que l’on constate le plus de limitations sur le réseau.
Quand plus de vent tente de franchir ces frontières que les câbles ne peuvent en transporter, il faut intervenir. Un organisme gère ces contraintes en temps réel. Le National Energy System Operator — NESO — est responsable de maintenir l’alimentation électrique à travers la Grande-Bretagne, chaque seconde de chaque jour. Lorsqu’une contrainte survient, l’opérateur système dans la salle de contrôle constate que nous avons trop de production à un endroit.
Si c’est, par exemple, en Écosse — disons que nous avons trois gigawatts produits, mais que la capacité pour acheminer l’électricité sous la contrainte n’est que de deux gigawatts — ils devront alors réduire la production écossaise d’un gigawatt et trouver un gigawatt de remplacement en aval de la contrainte. Le parc éolien reçoit alors une alerte — réduire la production. Il y a alors un vide à combler. Historiquement, la plupart de cette production de remplacement a été assurée par des centrales à gaz, flexibles et capables de fonctionner aussi longtemps que dure la contrainte — souvent huit à douze heures, parfois même plusieurs jours.
Aujourd’hui, la concurrence au gaz vient des batteries. On peut les utiliser pour compenser une partie de la production réduite, mais leur autonomie est limitée. Une batterie peut fournir deux heures d’électricité, alors qu’une centrale à gaz peut fonctionner bien plus longtemps. Ce que les batteries peuvent faire et que le gaz ne peut pas, c’est intervenir des deux côtés de la contrainte — stocker le surplus d’électricité derrière la contrainte, et la restituer devant pour remplacer ce qui a été perdu.
Historiquement, le gaz domine. Les batteries sont moins chères, mais leur durée plus courte et les limites dans la façon dont NESO les utilise font qu’elles ne sont pas exploitées à leur plein potentiel. Quand ces contraintes surviennent, on pourrait croire qu’il y a une erreur — que le parc éolien ne devrait pas être réduit, ou que le gaz ne devrait pas être augmenté. En réalité, chaque acteur fait ce que l’opérateur système lui demande.
Lorsque les coûts de contrainte explosent, il s’agit plutôt d’un problème de conception du système, ou d’un manque de capacité de transmission. À chaque fois que l’éolien est limité, il y a une facture en deux parties.
Première partie : le parc éolien est indemnisé pour l’électricité qu’il n’a pas pu vendre. Ce n’est pas un bonus. C’est une compensation. La plupart des parcs éoliens modernes fonctionnent avec un contrat dit « Contract for Difference », qui leur garantit un prix fixe pour chaque unité d’énergie produite.
Quand ils sont arrêtés, ils facturent à l’opérateur système la perte de revenus correspondant à l’énergie qu’ils auraient produite. Lorsque ces actifs sont réduits, ils sont compensés jusqu’à ce niveau, car la limitation est considérée comme hors de leur contrôle. C’est la plus petite partie de la facture. La seconde partie concerne le coût de l’énergie de remplacement, qui évolue en fonction du marché mondial du gaz.
Lorsque l’on compte sur le gaz pour gérer les contraintes, on demande à ces centrales de se mettre en marche, ce qui a un coût, dépendant du prix du gaz et du prix du carbone. Ces prix du gaz peuvent être très volatils. Par exemple, une guerre au Moyen-Orient peut faire grimper les prix du gaz à l’échelle mondiale, ce qui augmente nos coûts d’équilibrage. Le coût de gestion de ces contraintes a explosé.
Cela représente un risque majeur pour l’atteinte de la neutralité carbone. L’opinion publique sur les renouvelables risque d’être négative, car tout ce que l’on voit, c’est que réduire l’éolien coûte très cher. On produit toute cette énergie propre, on construit toutes ces infrastructures, mais on les met à l’arrêt. À quoi bon ?
Les études suggèrent qu’un réseau efficace peut s’attendre à limiter environ 5 % de sa production renouvelable. Le problème actuel est donc considérable. Nous réduisons 30 à 40 % de l’éolien produit en Écosse. Nous faisons face à des contraintes majeures en Écosse qui rendent le système beaucoup moins efficace.
Comment réduire la limitation de l’éolien et rendre le réseau plus efficace ? La Grande-Bretagne a trois options.
La première : construire plus de lignes de transmission — plus de câbles, plus de capacité. Mais de nouvelles lignes peuvent prendre jusqu’à dix ans à être construites, et il faut être stratégique. Si l’on résout la B4 — c’est-à-dire en construisant plus de câbles dans le nord de l’Écosse — on règle ces contraintes. Mais on se retrouvera alors avec plus de contraintes à la frontière suivante au sud, la B6.
C’est un peu comme ouvrir les écluses d’un canal. L’eau circule jusqu’à la section suivante, mais elle est bloquée par la prochaine écluse. Il faudrait donc aussi construire plus de câbles dans le sud de l’Écosse.
La deuxième : développer davantage de stockage et de flexibilité. Construire et utiliser des batteries de part et d’autre de la contrainte peut réduire le coût de la limitation et éviter de gaspiller une énergie propre et bon marché. Les batteries se chargent pendant les périodes de surplus éolien et se déchargent lorsque le réseau a besoin d’électricité. Placées de chaque côté de la contrainte, elles permettent de gérer le flux à travers la frontière, réduisant la limitation sans avoir à construire de grandes infrastructures de transmission.
Le stockage longue durée et la flexibilité de la demande peuvent aussi jouer ce rôle.
La troisième : réformer ou repenser le marché. Aujourd’hui, les producteurs d’électricité britanniques réagissent à un signal de prix national unique — qui ne reflète pas l’endroit où l’électricité est réellement nécessaire, ni là où il y en a déjà trop. Une approche par zone donnerait aux producteurs un vrai signal sur où construire et quand produire. Ce type de tarification locale existe déjà ailleurs — les réseaux du Texas, de Californie et bien d’autres aux États-Unis fonctionnent ainsi.
Le gouvernement britannique a envisagé une refonte totale, mais a choisi de réformer le marché actuel. L’idée est que les changements dans ce prix national réformé donneront un système qui fonctionne mieux localement. On ne sait pas encore à quoi cela ressemblera vraiment. Et il est possible que si la réforme du prix national ne fonctionne pas, on revienne à un système zonal.
La ressource éolienne existe. La technologie fonctionne. Mais nous construisons le système énergétique du futur sur un réseau conçu pour le passé. Le problème, ce n’est pas l’éolien écossais.
C’est la solution. La Grande-Bretagne n’a tout simplement pas encore construit l’infrastructure pour en profiter.