Description :
Les parcs éoliens écossais produisent près de la moitié de l’électricité éolienne de la Grande-Bretagne, mais en 2025, les turbines ont reçu 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 afin de compenser. La facture totale : 1,35 milliard de livres. Et cette somme est directement répercutée sur les factures d’énergie des consommateurs.

Alors pourquoi la limitation de l’éolien se produit-elle en Grande-Bretagne, et pourquoi la situation empire-t-elle ?

Voici l’histoire des contraintes du réseau électrique : ce qu’elles sont, pourquoi elles surviennent, et pourquoi leur résolution 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 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 verte pouvant être acheminée vers le sud ; les frontières B4 et B6 du réseau 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 dominant face aux batteries lorsque les contraintes surviennent.

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

Voilà 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 produit près de la moitié de l’électricité éolienne 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 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 le Royaume-Uni 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 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-ce normal de limiter 30 à 40 % ?
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 démarrées, 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 acheminer cette électricité là où elle est nécessaire — la demande dans le sud.
En 2025, les parcs éoliens écossais ont été payés 350 millions de livres pour être arrêtés. En même temps, la Grande-Bretagne a payé 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’elles doivent 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’une des régions les plus venteuses 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 transportée vers le sud, dans les zones à forte demande — des villes comme Londres, Birmingham ou 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 la fois. Lorsqu’il y a beaucoup de vent, les parcs éoliens écossais peuvent produire dix gigawatts. Quatre gigawatts d’électricité propre sans destination. Le réseau fait alors face à ce qu’on appelle une contrainte.
Une contrainte, c’est quand on tente de faire circuler plus d’électricité dans une ligne de transmission qu’elle ne peut en supporter. Si l’on fait passer trop de puissance trop longtemps, la ligne risque de casser. 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 goulot d’étranglement. La principale entre l’Écosse et l’Angleterre s’appelle la B6, mais la contrainte la plus sévère actuellement se trouve plus au nord, à l’intérieur même de l’Écosse. On observe le plus de contraintes en Écosse, et particulièrement dans le nord du pays. La frontière B4, située au nord de l’Écosse, regroupe de nombreux parcs éoliens terrestres et quelques parcs en mer, et c’est là que les contraintes sont les plus fréquentes sur le réseau.
Lorsque plus d’électricité tente de franchir ces frontières que les câbles ne le permettent, quelqu’un doit intervenir. Une organisation résout ces contraintes en temps réel. Le National Energy System Operator — NESO — est responsable de l’équilibre du réseau à travers la Grande-Bretagne, à chaque seconde de chaque jour. Lorsqu’une contrainte survient, l’opérateur du système dans la salle de contrôle constate qu’il y a trop de production à un endroit donné.
Si cela se produit, par exemple, en Écosse — disons que trois gigawatts sont produits, mais que seules deux gigawatts peuvent passer au sud de la contrainte — alors il faudra réduire la production écossaise d’un gigawatt, et trouver un gigawatt de remplacement de l’autre côté de la contrainte. Le parc éolien reçoit alors une alerte : réduire la production. Un écart doit être comblé. Historiquement, la majorité 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.
Ce qui concurrence aujourd’hui le gaz, ce sont les batteries. On peut les utiliser pour compenser une partie de cette énergie perdue, mais elles ont une durée limitée. Une batterie peut fournir environ deux heures d’électricité, tandis qu’une centrale à gaz peut fonctionner beaucoup plus longtemps. Ce que les batteries peuvent faire, et pas le gaz, c’est aider des deux côtés de la contrainte — stocker le surplus d’électricité d’un côté, et restituer de l’autre côté pour remplacer ce qui a été perdu.
Historiquement, le gaz domine. Les batteries sont moins chères, mais leur durée plus courte et certaines limites dans la façon dont NESO les utilise font qu’elles ne sont pas exploitées à leur plein potentiel. Lorsqu’il y a des contraintes, on peut penser que quelqu’un fait une erreur — que le parc éolien ne devrait pas être arrêté, ou que le gaz ne devrait pas être sollicité. En réalité, chaque élément fait ce qui lui est demandé par l’opérateur du système.
Lorsque les coûts de contrainte deviennent très élevés, il s’agit davantage 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 récents bénéficient d’un contrat dit « Contract for Difference », qui leur garantit un prix fixe pour chaque unité d’énergie produite.
Quand on leur demande d’arrêter de produire, ils facturent l’opérateur du système pour compenser le manque à gagner. Lorsque ces actifs sont arrêtés, ils sont indemnisés 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 dépend du marché mondial du gaz.
Quand on utilise le gaz pour gérer les contraintes, on demande à ces centrales de démarrer, ce qui a un coût, lié au prix du gaz et du carbone. Or, ces prix peuvent être très volatils. Par exemple, une guerre au Moyen-Orient peut faire grimper les prix mondiaux du gaz, et donc 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 public perçoit alors les renouvelables comme très coûteuses, car tout ce qu’il voit, c’est que limiter l’éolien coûte une fortune. On produit toute cette énergie propre, on construit toutes ces infrastructures, mais on les arrête. Quel est l’intérêt ?
Des études suggèrent qu’un réseau efficace peut s’attendre à limiter environ 5 % de sa production renouvelable. Aujourd’hui, le problème est grave. On limite 30 à 40 % du vent produit en Écosse. Nous faisons face à des contraintes importantes en Écosse qui rendent le système moins efficace.
Comment réduire la limitation de l’éolien et rendre le réseau plus efficace ? La Grande-Bretagne dispose de trois leviers.
Le premier : 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 règle le problème de la B4 — donc en construisant plus de câbles dans le nord de l’Écosse — on résout ces contraintes. Mais on aurait alors plus de contraintes à la frontière suivante au sud, la B6.
C’est un peu comme ouvrir les écluses d’un canal. L’eau s’écoule dans la section suivante, mais est ensuite arrêtée par l’écluse suivante. Il faudrait donc aussi construire plus de câbles dans le sud de l’Écosse.
Le deuxième : développer le stockage et la 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 de l’électricité propre et bon marché. Les batteries se chargent lors des périodes de surplus de vent et se déchargent quand le réseau a besoin d’électricité. Placées de chaque côté de la contrainte, elles gèrent le flux au-delà de la frontière, réduisant la limitation sans devoir construire de grandes infrastructures de transmission.
Le stockage longue durée et la flexibilité de la demande peuvent aussi apporter cette solution.
Le troisième : réformer ou repenser le marché. Actuellement, les producteurs britanniques répondent à un seul signal de prix national — qui ne reflète pas là où l’électricité est nécessaire, ou là où il y en a déjà trop. Une approche localisée donnerait un vrai signal sur l’endroit où construire et quand produire. Ce type de tarification localisée n’est pas inédit — des réseaux au Texas, en Californie et ailleurs aux États-Unis fonctionnent déjà ainsi.
Le gouvernement britannique a envisagé une refonte totale, mais a finalement choisi de réformer le marché actuel. L’idée est que les changements dans ce prix national réformé permettront un fonctionnement plus localisé. Nous n’avons pas encore vu ce que cela donnera réellement. Et il est possible que si la tarification nationale réformée n’atteint pas ses objectifs, on revienne à un système par zones.
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 le vent écossais.
C’est la solution. C’est juste que la Grande-Bretagne n’a pas encore construit l’infrastructure pour en profiter.