Une production éolienne très faible a renforcé le recours au gaz au Royaume-Uni. En novembre 2026, certaines opérations d’équilibrage ont atteint des prix exceptionnels, révélant la dépendance persistante du marché électrique au combustible fossile.
Quand le vent tombe, le gaz reprend la main sur le prix de l’électricité
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Publié le 10 novembre 2026 à 11h00
Le vendredi 6 novembre 2026, le gestionnaire britannique du réseau électrique a accepté de payer des prix particulièrement élevés pour disposer de capacités supplémentaires. Selon les données analysées par la consultante énergétique Kathryn Porter, des achats d’électricité importée via les interconnexions ont dépassé 2 500 livres sterling par mégawattheure. Des offres de production supplémentaires sur le mécanisme d’équilibrage ont également été acceptées à des prix approchant 1 000 livres par MWh.
Ces montants, détaillés dans une analyse publiée le 7 novembre par Watt-Logic, correspondent à des interventions exceptionnelles pour sécuriser l’approvisionnement. Ils ne représentent pas le prix moyen de toute l’électricité produite dans le pays.
Le contexte météorologique expliquait une partie de la tension. Plusieurs journées de vents faibles étaient attendues sur le Royaume-Uni et une partie de l’Europe. Les centrales à gaz devaient alors fournir une part plus importante de l’électricité habituellement apportée par les installations éoliennes.
Le 9 novembre, le National Energy System Operator (NESO) a déclenché une alerte préventive après avoir identifié un déficit de marge de sécurité initialement évalué à 1 388 MW. L’alerte a été annulée dans la matinée, sans coupure annoncée, comme le montrent les avis opérationnels du gestionnaire reproduits par Grid Live. Les opérations coûteuses du vendredi et l’alerte du lundi sont deux événements distincts, survenus pendant le même épisode de faible vent.
Pourquoi le manque de vent renforce le poids du gaz sur les prix
Le fonctionnement du marché électrique britannique explique cette exposition. L’éolien et le solaire produisent sans devoir acheter de combustible à chaque mégawattheure supplémentaire. Une centrale à gaz, en revanche, doit s’approvisionner en gaz naturel, dont le prix dépend notamment des marchés internationaux.
Quand les renouvelables produisent moins, les moyens pilotables peuvent être davantage sollicités. Or, sur le marché de gros, le prix de l’électricité est généralement déterminé par la dernière unité de production nécessaire pour satisfaire la demande, selon le principe du prix marginal.
Comme l’explique le régulateur britannique Ofgem dans une publication du 2 avril 2026, actualisée en juillet, les centrales à gaz sont souvent parmi les dernières unités appelées. Elles peuvent donc fixer le prix du marché, y compris pour de l’électricité produite par d’autres moyens.
La dépendance britannique aux importations de gaz ajoute une difficulté. L’approvisionnement repose sur la production nationale, les gazoducs internationaux et le gaz naturel liquéfié. Une hausse du recours aux centrales à gaz peut ainsi renforcer l’exposition du système électrique à un combustible acheté en partie à l’étranger.
Il faut néanmoins distinguer l’achat du combustible et celui de l’électricité. NESO achète ou mobilise des capacités électriques auprès des acteurs du marché ; ce sont les exploitants des centrales qui doivent disposer du gaz nécessaire. Aucun volume précis d’achats supplémentaires de gaz directement lié à l’alerte du 9 novembre n’a été établi.
Une facture d’équilibrage de 3,1 milliards de livres
La gestion quotidienne des écarts entre production et consommation représente déjà une dépense considérable. Dans une publication officielle du 3 novembre 2026, le chef économiste de NESO, Mike Thompson, indique que les coûts d’équilibrage du réseau britannique ont atteint 3,1 milliards de livres pour l’exercice 2025-2026.
Selon NESO, ces dépenses correspondent à 4,3 % de la facture électrique d’un ménage type. Elles regroupent plusieurs mécanismes, dont la gestion des contraintes du réseau, et ne peuvent pas être attribuées dans leur totalité à l’intermittence des renouvelables.
Environ deux tiers de ces coûts proviennent des limites physiques du réseau de transport. Lorsqu’une importante production éolienne est disponible en Écosse mais que les lignes ne permettent pas de l’acheminer suffisamment vers les zones de consommation anglaises, le gestionnaire doit parfois réduire cette production et solliciter des centrales situées plus près des consommateurs, souvent alimentées au gaz.
Le système peut donc utiliser davantage de gaz dans deux circonstances différentes : lorsque le vent manque réellement et lorsque l’électricité renouvelable disponible ne peut pas être transportée là où elle est nécessaire.
Les conséquences pour les ménages ne sont pas immédiates. Les fournisseurs britanniques achètent une partie de leur énergie à l’avance, tandis que les tarifs plafonnés des contrats concernés sont révisés périodiquement. Les flambées ponctuelles du marché ne se retrouvent donc pas automatiquement, au même niveau, sur la facture du mois suivant.
Pour réduire cette exposition, le Royaume-Uni mise sur davantage de production renouvelable, de stockage, de flexibilité et de nouvelles lignes électriques. NESO prévoit néanmoins que les dépenses d’équilibrage continueront d’augmenter jusqu’en 2030, avant de diminuer à mesure que les infrastructures de transport supplémentaires entreront en service.