Description :
Les parcs éoliens écossais produisent près de la moitié de l’électricité éolienne de la Grande-Bretagne, mais en 2025, les éoliennes ont été payées 350 millions de livres pour s’arrêter. Dans le même temps, la Grande-Bretagne a dépensé plus d’un milliard de livres pour relancer des centrales à gaz afin de les remplacer. 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 se produit-elle en Grande-Bretagne, et pourquoi la situation s’aggrave-t-elle ?

Voici 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 de l’énergie propre. Dans ce documentaire, nous examinons les contraintes d’infrastructure et de marché à l’origine du 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 propre pouvant être acheminée vers le sud ; les frontières du réseau B4 et B6 où les contraintes sont les plus sévères ; le rôle du National Energy System Operator (NESO) dans la gestion du réseau en temps réel ; et pourquoi le gaz domine toujours face aux batteries lorsque les contraintes apparaissent.

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

C’est pour cela que la Grande-Bretagne paie pour arrêter l’éolien — et ce qu’il faudrait vraiment faire pour y mettre fin.

Nos guides sont Robyn Lucas, responsable du marché britannique chez Modo Energy, et Ed Porter, directeur EMEA & APAC chez Modo Energy. Ensemble, ils décryptent :

Guide gratuit de Modo EnergyMettre l’IA au service de l’investissement énergétique et de la gestion des actifsVous vous intéressez à la limitation et aux contraintes du réseau ? Un guide pratique pour utiliser les outils d’IA dans vos équipes d’investissement et d’exploitation énergétiques, avec des conseils concrets et des astuces pour gagner du temps à appliquer dès maintenant.Télécharger le guide →

• 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 lorsqu’une contrainte survient
• Pourquoi la facture de limitation est passée de quelques centaines de millions en 2018 à 2,7 milliards 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 Le problème de l’éolien écossais expliqué
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 interviennent les 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-ce que 30–40 % de limitation est normal ?
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 être arrêtés et des centrales à gaz être activées, 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 le réseau n’est pas dimensionné pour transporter toute cette énergie 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. Dans le même temps, la Grande-Bretagne a payé plus d’un milliard de livres pour produire de l’électricité ailleurs, principalement via le 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’elles sont censées faire — 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 — via 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 très venteuse, les parcs éoliens écossais peuvent produire dix gigawatts. Quatre gigawatts d’électricité propre qui n’ont nulle part où aller. Le réseau subit alors ce qu’on appelle une contrainte.
Une contrainte, c’est quand on essaie de faire passer plus d’électricité sur une ligne qu’elle ne peut en supporter. Si trop de puissance circule trop longtemps, la ligne peut être endommagée. Pour gérer ces contraintes, les producteurs d’électricité — ici, les parcs éoliens écossais — doivent être limités, c’est-à-dire arrêtés.
Le réseau est divisé par des frontières de transmission — des lignes invisibles sur la carte qui marquent là où les câbles deviennent un point de blocage. La principale entre l’Écosse et l’Angleterre s’appelle la B6, mais la contrainte la plus critique actuellement se situe plus au nord, à l’intérieur même de l’Écosse. C’est en Écosse, et surtout au nord du pays, que l’on observe le plus de contraintes. La frontière appelée B4, dans le nord de l’Écosse, regroupe de nombreux parcs éoliens terrestres et quelques parcs offshore, et c’est là que les contraintes sont les plus fortes sur le système.
Quand plus de vent essaie de passer ces frontières que ce que les câbles peuvent supporter, quelqu’un doit intervenir. Un organisme gère ces contraintes en temps réel. Le National Energy System Operator — NESO — est chargé d’assurer l’approvisionnement électrique de la Grande-Bretagne, chaque seconde de chaque jour. Lorsqu’une contrainte survient, l’opérateur système en salle de contrôle constate un excès de production à un endroit.
Si c’est, par exemple, en Écosse — disons qu’on a trois gigawatts produits, mais qu’on ne peut en faire passer que deux sous la contrainte — il faudra réduire la production écossaise d’un gigawatt, et trouver un gigawatt de remplacement en aval de la contrainte. Ainsi, le parc éolien reçoit une alerte — réduire la production. Un vide se crée alors. Historiquement, la plupart de cette production de remplacement provient de centrales à gaz, qui sont flexibles et peuvent fonctionner aussi longtemps que dure la contrainte — souvent huit à douze heures, voire plusieurs jours.
Aujourd’hui, la concurrence au gaz vient des batteries. On peut les utiliser pour compenser une partie de l’énergie non produite, mais leur durée de fonctionnement est limitée. Une batterie peut fournir deux heures d’électricité, là où une centrale à gaz peut durer bien plus longtemps. Les batteries peuvent cependant aider des deux côtés de la contrainte — stocker le surplus derrière la frontière, et restituer devant pour remplacer ce qui manque.
Historiquement, le gaz a dominé. Les batteries coûtent moins cher, mais leur durée plus courte et les limites de leur utilisation par le NESO font qu’elles ne sont pas exploitées à leur plein potentiel. Quand ces contraintes surviennent, 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 activé. Mais en réalité, chaque acteur fait ce que l’opérateur du système lui demande.
Quand les coûts de contrainte explosent, c’est davantage un problème de conception du système, ou de 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, mais une compensation. La plupart des parcs éoliens modernes disposent d’un contrat dit « Contract for Difference », qui leur garantit un prix fixe pour chaque unité d’énergie produite.
Quand ils sont arrêtés, ils facturent l’opérateur système pour compenser la perte de revenus. Ces actifs reçoivent donc une compensation pour la limitation, car elle est considérée comme hors de leur contrôle. C’est la plus petite partie de la facture. La seconde partie concerne l’énergie de remplacement produite à la place, et ce coût dépend du marché mondial du gaz.
Quand on s’appuie sur le gaz pour gérer les contraintes, on demande à ces centrales de démarrer, ce qui a un coût dépendant du prix du gaz et du prix du carbone. Or, ces prix peuvent être très volatils. Par exemple, une guerre au Moyen-Orient fera grimper les prix du gaz à l’échelle mondiale, ce qui augmentera 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. Le grand public risque de percevoir les renouvelables comme très chers, car tout ce qu’il voit, c’est que limiter l’éolien coûte une fortune. On produit toute cette énergie propre, on construit des infrastructures, mais on la limite. Quel est l’intérêt ?
Les études suggèrent qu’un réseau efficace peut s’attendre à limiter environ 5 % de sa production renouvelable. Le problème actuel est donc important. On limite aujourd’hui 30 à 40 % de l’éolien produit en Écosse. Nous faisons face à des contraintes majeures qui rendent le système beaucoup moins efficace.
Comment réduire la limitation de l’éolien et rendre le réseau plus efficace ? Trois solutions existent en Grande-Bretagne.
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 on résout la B4 — c’est-à-dire qu’on construit plus de câbles dans le nord de l’Écosse — on élimine ces contraintes. Mais on se retrouve alors avec de nouvelles contraintes à la frontière suivante, la B6.
C’est un peu comme ouvrir des écluses sur un canal. L’eau s’écoule dans la section suivante, mais se retrouve bloquée par la prochaine écluse. Il faudrait donc aussi construire plus de câbles au sud de l’Écosse.
La deuxième : développer plus de stockage et de flexibilité. Installer et utiliser des batteries de part et d’autre de la contrainte permet de réduire le coût de la limitation et d’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 de puissance. Placées de chaque côté de la frontière, elles permettent de mieux gérer le flux, réduisant la limitation sans avoir à construire de grandes infrastructures.
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 britanniques répondent à un signal de prix national unique — qui ne reflète pas forcément là où l’électricité est nécessaire, ou là où il y en a déjà trop. Une approche « locative » donnerait un vrai signal sur où construire et quand produire. Ce type de tarification n’est pas inédit — les réseaux du Texas, de Californie, et d’autres États américains fonctionnent déjà ainsi.
Le gouvernement britannique a envisagé une refonte totale, mais a préféré réformer le marché actuel. L’idée est que le nouveau signal national fonctionne mieux localement. On ne sait pas encore ce que cela donnera. Et il se peut que, si cette réforme ne suffit pas, on revienne à un système zonal.
La ressource éolienne est là. La technologie fonctionne. Mais on construit 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 simplement pas encore construit l’infrastructure nécessaire pour en profiter.