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 payées 350 millions de livres pour s’arrêter. Au même moment, 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 la facture d’énergie des consommateurs.

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

Voici l’histoire des contraintes du réseau. Ce qu’elles sont, pourquoi elles existent, et pourquoi les résoudre est l’un des plus grands défis sur la voie d’une énergie propre. Dans ce documentaire, nous analysons les infrastructures et les contraintes du marché qui expliquent le problème de limitation de l’éolien en Grande-Bretagne : les goulets d’étranglement du transport entre l’Écosse et l’Angleterre qui limitent la quantité d’énergie verte pouvant circuler vers le sud ; les frontières B4 et B6 du réseau où les contraintes sont les plus fortes ; le rôle de l’opérateur national du système énergétique (NESO) dans la gestion du réseau en temps réel ; et pourquoi le gaz domine encore par rapport aux batteries lorsque des contraintes apparaissent.

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

Voici pourquoi la Grande-Bretagne paie pour couper l’éolien - et ce qu’il faudrait réellement faire pour arrêter cela.

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

• Pourquoi l’Écosse produit 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 l’investissement dans le réseau, le stockage et la réforme du marché pourraient apporter

Chapitres :
0:00 Pourquoi la Grande-Bretagne paie pour couper l’éolien
0:54 Explication du problème éolien écossais
1:36 Qu’est-ce qu’une contrainte 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 le rôle des batteries
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-il normal d’avoir 30 à 40% de limitation ?
6:30 Solution 1 : Construire plus de lignes de transport
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 être arrêtés et des centrales à gaz démarrées, il est naturel de se demander : mais que se passe-t-il 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 cette énergie là où elle est nécessaire — vers la demande du sud.
En 2025, les parcs éoliens écossais ont été payés 350 millions de livres pour s’arrêter. Au même moment, la Grande-Bretagne a payé plus d’un milliard de livres pour produire de l’électricité ailleurs, principalement avec 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 — 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 — via des lignes de transport.
Les lignes de transport reliant l’Écosse au reste de la Grande-Bretagne peuvent transporter environ six gigawatts à la fois. Lors d’une journée venteuse, les parcs éoliens écossais peuvent en produire dix. Quatre gigawatts d’électricité verte sans destination. Le réseau subit alors ce qu’on appelle une contrainte.
Une contrainte survient lorsque l’on tente de faire passer plus d’électricité par une ligne qu’elle ne peut en supporter. Si on fait passer trop de puissance trop longtemps, la ligne risque de céder. 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 transport — des lignes invisibles sur la carte qui marquent là où les fils deviennent un goulot d’étranglement. La principale entre l’Écosse et l’Angleterre s’appelle la B6, mais la contrainte la plus problématique se situe plus au nord, en Écosse même. C’est en Écosse, et plus particulièrement dans le nord du pays, que l’on observe le plus de contraintes. La frontière B4, située au nord, regroupe de nombreux parcs éoliens terrestres et certains en mer, c’est là que la plupart des contraintes surviennent.
Lorsque plus de vent tente de traverser ces frontières que ce que les fils peuvent transporter, il faut intervenir. Une organisation résout ces contraintes en temps réel. L’Opérateur National du Système Énergétique — NESO — est responsable de l’équilibre du réseau britannique, chaque seconde de chaque jour. Lorsqu’une contrainte survient, l’opérateur dans la salle de contrôle constate un surplus de production à un endroit.
Si c’est, par exemple, en Écosse — mettons que trois gigawatts y sont produits, mais qu’on ne peut en faire passer que deux au sud de la contrainte — il faudra réduire d’un gigawatt la production écossaise, et trouver un gigawatt de remplacement en aval. Le parc éolien reçoit alors l’ordre de baisser sa production. Il reste un vide à combler. Historiquement, ce sont les centrales à gaz qui ont fourni la majorité de la production de remplacement, car elles sont flexibles et peuvent fonctionner aussi longtemps que la contrainte dure — souvent huit à douze heures, voire plusieurs jours.
Aujourd’hui, les batteries concurrencent le gaz. On peut les utiliser pour compenser une partie de l’énergie réduite, mais leur durée est limitée. On peut obtenir deux heures d’électricité à partir d’une batterie, alors qu’une centrale à gaz peut fonctionner beaucoup plus longtemps. Les batteries ont toutefois un avantage : elles peuvent aider des deux côtés de la contrainte — stocker le surplus derrière, et décharger devant pour remplacer la production perdue.
Historiquement, le gaz a dominé. Les batteries sont moins chères, mais leur durée plus courte et les limitations dans la façon dont NESO les utilise font qu’elles ne sont pas pleinement exploitées. Lorsqu’on observe ces contraintes, on peut penser que quelqu’un fait une erreur — que l’éolien ne devrait pas être arrêté, ou que le gaz ne devrait pas être sollicité. Mais en réalité, chaque élément agit selon les instructions de l’opérateur du système.
Lorsque les coûts de contrainte sont très élevés, il s’agit surtout d’un problème de conception du système, ou d’un manque de capacité de transport. À chaque limitation de l’éolien, la facture se divise en deux parties.
Premièrement : le parc éolien est indemnisé pour l’électricité qu’il n’a pas pu vendre. Ce n’est pas un bonus, mais 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.
Lorsqu’on leur demande de s’arrêter, ils facturent à l’opérateur système la perte de revenus liée à l’énergie non produite. Quand ces actifs sont arrêtés, ils sont indemnisés à ce niveau, car la limitation est considérée comme indépendante de leur volonté. C’est la partie la plus faible de la facture. La seconde concerne le coût de l’énergie de remplacement, qui dépend du marché mondial du gaz.
Quand on s’appuie sur le gaz pour gérer les contraintes, on demande à ces unités de fonctionner, ce qui a un coût, dépendant du prix du gaz et du prix du carbone. Or, ces prix peuvent être très volatils. Ainsi, une guerre au Moyen-Orient, par exemple, fera grimper le prix du gaz mondialement, et donc nos coûts d’équilibrage. Le coût de gestion de ces contraintes a explosé.
Cela constitue un risque majeur pour l’atteinte du zéro émission nette. L’opinion publique pourrait croire que les énergies renouvelables coûtent cher, car tout ce qu’on voit, c’est qu’arrêter l’éolien coûte une fortune. On produit toute cette énergie propre, on construit toutes ces infrastructures, mais on les arrête. À quoi bon ?
Des études montrent qu’un réseau efficace peut s’attendre à limiter environ 5 % de sa production renouvelable. Le problème est donc aujourd’hui significatif. On réduit actuellement de 30 à 40 % l’éolien produit en Écosse. Nous faisons face à des contraintes importantes qui rendent le système moins efficace.
Comment réduire la limitation de l’éolien et rendre le réseau plus efficace ? Trois options sont possibles en Grande-Bretagne.
La première : construire plus de lignes de transport — 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 on règle le problème de la B4 — c’est-à-dire en construisant plus de lignes au nord de l’Écosse — on résout ces contraintes, mais on en crée d’autres plus au sud, à la B6.
C’est un peu comme ouvrir une écluse sur un canal. L’eau s’écoule dans la section suivante, mais elle est stoppée par l’écluse suivante. Il faudrait donc aussi construire plus de lignes au sud de l’Écosse.
La deuxième : développer plus de stockage et de flexibilité. Construire et utiliser des batteries de chaque côté de la contrainte peut réduire le coût de la limitation et éviter de gaspiller de l’énergie propre et bon marché. Les batteries se chargent lors des périodes de surplus de vent et se déchargent quand le réseau a besoin d’énergie. Placées des deux côtés de la contrainte, elles gèrent le flux à travers la frontière, réduisant la limitation sans avoir besoin de construire de grandes infrastructures de transport.
Le stockage longue durée et la flexibilité de la demande peuvent aussi jouer ce rôle.
La troisième : réformer ou repenser le marché. Actuellement, les producteurs d’électricité en Grande-Bretagne répondent à un seul signal de prix national — qui ne reflète pas là où l’énergie est réellement nécessaire, ni là où il y a déjà un surplus. Une approche par zones donnerait aux producteurs un vrai signal sur où construire et quand produire. Ce type de tarification par zone existe déjà — les réseaux du Texas, de Californie et bien d’autres aux États-Unis fonctionnent ainsi.
Le gouvernement britannique a envisagé une refonte complète, mais a finalement choisi de réformer le marché actuel. L’idée est que les changements du prix national réformé offriront un système plus efficace localement. On ne sait pas encore ce que cela donnera. Et il se peut que si la tarification nationale réformée ne fonctionne pas, on revienne à un système zonal.
La ressource éolienne est là. La technologie fonctionne. Mais nous construisons le système énergétique du futur sur un réseau conçu pour le passé. Le problème 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.