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RechercherL'opérateur de réseau britannique assure que l'approvisionnement en électricité sera garanti pendant les mois froids, tout en avertissant de possibles jours tendus. Cette évaluation intervient après une enquête révélant des niveaux de stress élevés parmi les ingénieurs du centre de contrôle, dus à la complexité de la gestion de l'intermittence des énergies renouvelables.
Le National Energy System Operator (NESO), l'organisme responsable du réseau électrique du Royaume-Uni, a publié son rapport de perspective hivernale confirmant que le système est prêt et résilient pour faire face aux défis des mois froids. L'entité assure que l'approvisionnement restera sécurisé tout au long de l'hiver, tout en avertissant de la possibilité de connaître des jours tendus nécessitant l'activation de mécanismes d'urgence pour solliciter une capacité de génération supplémentaire.
Deborah Petterson, directrice de la résilience du système énergétique intégré au sein de NESO, a déclaré : « Bien que nous ne prenions jamais la résilience pour acquise, les ménages et les entreprises peuvent être assurés que le réseau électrique de la Grande-Bretagne reste sûr, fiable et l'un des plus résilients au monde ». Le rapport souligne que ces avertissements ne sont pas un signe de coupures imminentes, mais un outil opérationnel de routine pour gérer l'équilibre entre l'offre et la demande.
Cette déclaration de confiance intervient dans un contexte de scrutiny croissant. Une enquête indépendante commandée par NESO et réalisée par le cabinet Eversheds Sutherland a révélé des niveaux élevés de stress et d'inquiétude parmi les ingénieurs du Centre national de contrôle électrique. Selon le rapport, cette tension est due à la difficulté croissante d'équilibrer le réseau face à l'intermittence des énergies renouvelables, qui sont moins flexibles que les centrales à gaz traditionnelles.
L'enquête a également identifié une désunion significative entre le personnel de la salle de contrôle et la direction de NESO. Plusieurs témoins ont indiqué que les dirigeants ne comprenaient pas pleinement la réalité des pressions auxquelles sont confrontés les opérateurs de première ligne pour maintenir l'approvisionnement. Bien que l'enquête n'ait pas confirmé les allégations d'un lanceur d'alerte concernant la dissimulation d'enregistrements, elle a signalé des problèmes culturels, de gouvernance et de contrôle qui, selon le rapport, sont des constats significatifs en soi.
Fintan Slye, directeur général de NESO, a répondu à ces constats en s'engageant à agir sur les recommandations pour améliorer la gestion des préoccupations des employés, en travaillant en étroite collaboration avec les syndicats.
Le défi technique central auquel le système britannique est confronté est la gestion des phénomènes météorologiques extrêmes, connus sous le nom de Dunkelflaute (obscurité et calme), où la production éolienne et solaire chute drastiquement juste lorsque la demande est élevée. Cet été, NESO a émis cinq avis d'urgence de marché (EMN) pour solliciter une capacité supplémentaire, une fréquence inhabituelle en dehors des saisons extrêmes.
Le dernier de ces avis, émis le 28 septembre, visait à couvrir un déficit marginal de 1,4 gigawatts pendant les heures de pointe de la demande. Cet épisode s'est produit sans qu'il y ait de vague de chaleur ni le début de l'hiver, ce qui souligne la complexité du nouveau marché de l'électricité. Le régulateur Ofgem a ouvert une enquête sur les événements ayant conduit à la première demande d'urgence en juin, lorsque chaleur extrême, vent faible et limitations du réseau se sont combinés.
Le rapport préliminaire de NESO pour l'hiver 2026/27 estime une marge de sécurité de 5,5 gigawatts, ce qui équivaut à 8,8 % de la demande de pointe dans des conditions de vague de froid moyenne. Bien que ce pourcentage soit inférieur aux 10 % estimés pour la saison précédente, l'espérance de perte de charge (LOLE) est calculée à moins de 0,1 heure, très en dessous de la norme de fiabilité de 3 heures.
Parallèlement, National Gas, l'entreprise privée qui gère le réseau de gaz, prévoit qu'il y aura suffisamment d'approvisionnement pour couvrir la demande hivernale. Cependant, elle anticipe une utilisation accrue du gaz pour la production d'électricité lors des pics de demande en raison de la nature intermittente des énergies renouvelables. Cette dépendance aux cycles combinés gaz comme réserve rapide contraste avec la capacité de stockage du gaz, qui permet de faire face à des saisons complètes, contrairement à l'électricité, qui nécessite une réponse immédiate.
La situation actuelle marque un changement par rapport à la crise de 2022, où la principale crainte était les coupures programmées. Aujourd'hui, le défi est opérationnel : gérer un marché plus complexe avec une plus grande participation des énergies renouvelables, qui ont atteint 52,5 % de la production totale en 2025. Le débat parlementaire britannique a commencé à aborder la couverture de la demande électrique à partir de 2030, en se demandant si la stratégie actuelle est suffisante pour faire face à des phénomènes météorologiques extrêmes plus fréquents.
La création d'une entité publique, Great British Grid (GB Grid), annoncée récemment, vise à « reprendre le contrôle » du réseau électrique pour accélérer l'intégration des énergies renouvelables et réduire la facture d'électricité. Ce mouvement reflète une tendance à renforcer le rôle public dans la garantie de l'approvisionnement et le développement du réseau de transport, un modèle qui contraste avec les structures plus fragmentées d'autres marchés européens.
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