Pénurie de vent : le gaz tire les prix de l’électricité à la hausse au Royaume-Uni
Le 6 novembre 2026, le gestionnaire du réseau électrique britannique a dû faire appel à des mesures d’urgence coûteuses pour garantir l’approvisionnement en électricité.
Selon une analyse de Kathryn Porter, les importations d’électricité via les interconnexions ont atteint plus de 2 500 livres sterling par mégawattheure, tandis que les offres de production supplémentaires sur le mécanisme d’équilibrage se sont élevées à près de 1 000 livres par MWh. Ces chiffres, détaillés dans un rapport de Watt-Logic publié le 7 novembre, illustrent des interventions exceptionnelles pour sécuriser l’approvisionnement et ne reflètent pas le prix moyen de l’électricité produite dans le pays.
Le contexte météorologique a joué un rôle déterminant dans cette situation. Des prévisions de vents faibles sur le Royaume-Uni et une partie de l’Europe ont conduit à une plus grande dépendance aux centrales à gaz pour compenser la production éolienne réduite.
Le 9 novembre, le National Energy System Operator (NESO) a déclenché une alerte préventive en raison d’un déficit de marge de sécurité initialement estimé à 1 388 MW. Cette alerte a été levée le matin sans interruption de service, comme le confirment les avis opérationnels de Grid Live. Ces événements, bien que distincts, se sont produits durant la même période de faible vent.
Le fonctionnement du marché électrique britannique explique cette situation. L’éolien et le solaire, ne nécessitant pas d’achat de combustible, laissent le rôle de dernier recours à des centrales à gaz, dont le prix dépend des marchés internationaux. Lorsque la production renouvelable est faible, ces centrales sont sollicitées, et le prix de l’électricité est souvent déterminé par le coût de leur fonctionnement, selon le principe du prix marginal.
Selon le régulateur britannique Ofgem, dans une publication du 2 avril 2026, actualisée en juillet, les centrales à gaz sont souvent les dernières à être mobilisées, influençant ainsi le prix du marché. La dépendance du Royaume-Uni aux importations de gaz, provenant de la production nationale, de gazoducs internationaux et de gaz naturel liquéfié, renforce cette exposition.
Bien que NESO achète des capacités électriques, c’est aux exploitants des centrales qu’il revient de se procurer le gaz nécessaire. Aucun volume précis d’achats supplémentaires de gaz n’a été établi en lien direct avec l’alerte du 9 novembre.
Le chef économiste de NESO, Mike Thompson, a révélé que les coûts d’équilibrage du réseau britannique avaient atteint 3,1 milliards de livres sterling pour l’exercice 2025-2026, représentant 4,3 % de la facture électrique d’un ménage type. Ces coûts, qui regroupent plusieurs mécanismes, ne sont pas entièrement attribuables à l’intermittence des renouvelables, environ deux tiers étant liés aux limites physiques du réseau.
Le système utilise davantage de gaz non seulement en cas de manque de vent, mais aussi lorsque la production renouvelable ne peut être acheminée vers les zones de consommation. Les fluctuations du marché ne sont pas immédiatement répercutées sur les factures des consommateurs, en raison des achats d’énergie anticipés et des tarifs plafonnés.
Pour réduire cette dépendance, le Royaume-Uni mise sur une augmentation de la production renouvelable, du stockage, de la flexibilité et de nouvelles lignes électriques. NESO prévoit toutefois une augmentation continue des dépenses d’équilibrage jusqu’en 2030, avant une diminution progressive avec l’entrée en service de nouvelles infrastructures.
