Au Royaume-Uni, les écrêtements éoliens font fureur

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(c) Pixabay

Il n’y a pas qu’en France que l’énergie éolienne fait l’objet de critiques acerbes. Au Royaume-Uni, pourtant leader européen de l’éolien terrestre et en mer, le vent commence à tourner. Une polémique enfle outre-Manche sur les surcoûts réseau et la participation d’installations éoliennes au mécanisme d’ajustement de National Grid, jugée extrêmement coûteuse pour les Britanniques.

1,7 TWh écrêtés en 2018

Le 11 février dernier, l’éolien britannique battait un nouveau record. Quelque 15,32 GW de capacités éoliennes produisaient suffisamment d’électricité pour couvrir 36% de la consommation d’électricité outre-Manche, selon les données de National Grid, ...

le gestionnaire de réseau britannique. Mais lorsque la demande n’est pas au rendez-vous et que le vent continue à souffler, certains grands parcs éoliens sont mis à l’arrêt à la demande du GRT pour sauvegarder le réseau électrique de Sa Majesté, aux capacités d’exportations par définition limitées. Au niveau national, les lignes haute tension s’avèrent insuffisantes pour évacuer au sud, les productions éoliennes du nord de l’île.

(c) Department Business, Energy, Industrial Strategy

La participation d’installations éoliennes au mécanisme d’ajustement a commencé en 2010 et s’est accrue au fil des années à mesure que le nombres d’éoliennes installées dans le Royaume augmentait. Alors que l’éolien n’avait écrêté en 2010 que l’équivalent de 976 MWh, sa participation à la gestion du réseau s’est depuis considérablement accrue pour atteindre l’année dernière 1,7 TWh (1 724 187 MWh), selon les données compilées par la Renewable energy foundation (REF). Cette association, qui n’a pas la réputation de porter l’éolien dans son cœur contrairement à ce que son nom peut laisser imaginer, calcule que ces installations ont été rémunérées pour la seule année 2018 à hauteur de 124 M£ (144 M€) pour les services rendus au réseau, dont 115 M£ destinés uniquement aux parcs éoliens situés en Ecosse. Une somme jugée inacceptable par des détracteurs qui dénoncent un système de non-production coûteux et inefficace. Rappelons néanmoins que National Grid évalue à environ 1,2 Md£ par an le coût global de l’équilibrage du réseau britannique.

72 £/MWh

Reprise par une partie des médias britanniques (The Telegraph, Sunday Times, the Times et the Scottish Daily Mail notamment), l’étude de REF dénonce ce qu’elle considère comme un scandale. Le Royaume-Uni s’est fixé des objectifs très élevés en matière d’éolien et se retrouve à rémunérer des exploitants éoliens pour qu’ils ne fassent pas tourner leurs turbines. Qui plus est, ces rémunérations sont plus élevées (d’environ +40%) – en moyenne 72 £/MWh – que si les parcs avaient effectivement été exploités (en moyenne 45 £/MWh). A noter qu’en 2011, les quelques parcs éoliens à s’être effacés négociaient des tarifs bien plus élevés : autour de 220 £/MWh.

Une prime à la non-production qui passe mal dans l’opinion publique, peu férue des divers mécanismes d’ajustement mis en place par les gestionnaires de réseau d’électricité. Les opposants rappellent que les centrales thermiques qui participent au même mécanisme demandent des prix moins élevés à National Grid. Or, le maintien de l’équilibre offre/demande est un exercice toujours plus ardu à mesure que les énergies intermittentes progressent dans le mix électrique. Au 1er trimestre 2018, les EnR (composées surtout d’éolien) ont dépassé la barre des 30% de la production britannique. Que se passera-t-il lorsqu’elles dépasseront les 50%, s’interroge faussement le REF.

Scottish Power, leader de l’écrêtement

Parmi les centrales éoliennes qui participent à ce mécanisme, certaines sont très régulièrement sollicitées par National Grid. Hasard ? Les trois premières installations éoliennes, en termes de taux de non-production volontaire, appartiennent toutes à Scottish & Southern Energy. Son parc de Bhlaraidh (108 MW) détient la palme avec un taux d’arrêt volontaire de 29%, ce qui fait tout de même beaucoup. Suivent les parcs de Strathy North (67 MW – 25%) et Dunmaglass (94 MW – 24%). A noter que la 4ème place revient à EDF RE avec son parc de Fallago Rig (144 MW) et son taux de 24%. Ces problèmes de congestions locales n’ont visiblement pas dissuadé l’électricien français, qui a déposé en janvier 2016 une demande d’extension du parc pour y ajouter 41 MW. « Il existe une suspicion grandissante que les contraintes de réseau rentrent désormais en ligne de compte dans la sélection des sites, car elles augmentent les gains moyens par MWh, générés par l’ampleur des paiements compensatoires autorisés, qui sont, bien supérieurs aux pertes de revenu », assure la RES.

(c) National Grid

Dans l’Hexagone, la situation n’a rien d’analogue en raison de la fiabilité du réseau et du nombre important d’interconnexions avec ses voisins, avec qui la France forme la fameuse « plaque de cuivre européenne ». Pour autant, la problématique de l’intégration en masse d’EnR se pose également à plus ou moins long terme et Enedis a lancé fin 2017 une expérimentation dans les Pays-de-la-Loire. Elle consiste à tester l’écrêtement sur une centrale photovoltaïque de 5 MWc, et un parc éolien de 8 MW. Seule différence, notable, le contrat signé entre Enedis et la société d’économie mixte (SEM) Vendée Énergie prévoit une interruption maximale de production sur l’ensemble de l’année de…2,5%.