Écosse près de Kilmarnock : une batterie géante de 350 MW et 1 400 MWh capable de décharger pendant quatre heures, CIP investit 270 M€ pour stocker l’énergie éolienne gaspillée

Sur une parcelle agricole au nord de la ferme de Camsiscan, à Craigie, à environ 1,7 kilomètre de la sous-station de Kilmarnock South, on s’affaire déjà à une batterie géante destinée à stocker une partie du vent écossais qui, aujourd’hui, ne trouve pas sa place sur le réseau.

La batterie s’appellera Kilmarnock South et affichera une puissance de 350 mégawatts (MW) et une énergie stockée de 1400 mégawatts-heure (MWh), ce qui lui permettra de fournir une décharge à pleine capacité pendant quatre heures. Le fonds danois Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) a pris la décision d’investissement finale et s’engage à plus de 270 millions d’euros dans le projet.

L’investissement se fait par l’intermédiaire de son quatrième fonds phare, Copenhagen Infrastructure IV, selon le communiqué de presse publié le 2 octobre. La batterie sera au lithium-ion et l’on prévoit qu’elle démarre ses activités commerciales au cours du premier trimestre 2028.

Une batterie géante sur 13,45 hectares de terrain

Selon le média spécialisé New Project Media, le projet occupe environ 13,45 hectares de terres agricoles à Craigie, un petit village de South Ayrshire situé à environ 6 kilomètres au sud de Kilmarnock.

La conception autorisée comprend environ 392 conteneurs de batteries répartis sur neuf plateformes en gradins, ainsi que des inverseurs, des transformateurs et une enceinte d’aparamente de haute tension de 400 kilovolts. L’aparamente est l’ensemble des interrupteurs et protections qui relie l’installation au réseau.

L’électricité sera acheminée par un câble enterré jusqu’à la sous-station de Kilmarnock South, avec un tracé qui suit principalement les routes publiques. Le permis a été délivré en janvier 2024 par l’unité des consentements énergétiques du gouvernement écossais, qui traite les projets de plus de 50 MW, et le conseil de South Ayrshire figure avec sa référence d’urbanisme, la 22/01029/DEEM.

Quatre heures de déchargement pour stocker le vent écossais

L’idée est simple. Quand le vent souffle fort et que le réseau ne peut pas acheminer toute l’énergie éolienne vers le sud, la batterie la stocke et la restitue lorsque le système a de la place. CIP résume ainsi dans son communiqué: elle « stockera l’énergie éolienne écossaise excédentaire qui, autrement, ne serait pas utilisée ».

Avec une durée de quatre heures, Kilmarnock South deviendra l’actif de stockage de plus longue durée dans le portefeuille britannique de CIP. Les trois batteries précédentes du fonds en Écosse avaient une durée de deux heures.

« CIP est satisfaite d’ajouter Kilmarnock South à notre portefeuille croissant de projets de batteries au Royaume‑Uni, qui, une fois en service, sera l’actif de stockage par batteries de plus longue durée de notre flotte britannique », a déclaré Nischal Agarwal, associé de CIP. « Les projets de stockage par batteries bien situés apportent une flexibilité précieuse au système électrique, permettant de tirer parti de tous les avantages des renouvelables à faible coût, renforçant la sécurité d’approvisionnement et aidant à la fois à réduire et à stabiliser les factures d’énergie des consommateurs ».

Cameron Murray, rédacteur senior de Solar Power Portal, a écrit le 5 octobre que ce n’est pas le premier système de quatre heures au Royaume‑Uni, bien que « très probablement le plus grand de cette envergure à être mis en construction ». Selon son analyse, les batteries britanniques s’allongent parce que le marché des services auxiliaires est saturé et qu’elles se positionnent désormais sur le marché quotidien, intrajournalier et sur le mécanisme d’ajustement, qui réclament des périodes de décharge plus longues.

Le quatrième projet de CIP en Écosse

Kilmarnock South s’ajoute à Coalburn 1, Coalburn 2 et Devilla, les trois autres batteries connectées au réseau de transport que CIP possède en Écosse. Lorsqu’elles seront toutes opérationnelles, elles totaliseront 1,85 gigawatt de puissance et 4,4 gigawattheures de stockage.

Selon le fonds, ces 4,4 GWh équivalent à près d’un tiers de l’ensemble du stockage par batteries actuellement en fonctionnement au Royaume‑Uni, et couvrira la demande électrique de plus de 5,5 millions de foyers pendant deux heures.

Coalburn 1, d’une puissance de 500 MW et d’une capacité de 1 GWh, a commencé ses activités commerciales en août 2026 sur une ancienne mine de charbon de South Lanarkshire. Alors, Agarwal déclarait, selon pv magazine, que « en tant que plus grand système de stockage par batteries en fonctionnement en Europe, Coalburn 1 renforcera la flexibilité et la résilience du système électrique britannique, soutiendra l’intégration de davantage d’énergie renouvelable et contribuera à réduire les coûts pour les consommateurs ».

Le ministre britannique de l’Énergie, Michael Shanks, a lié les deux projets dans une même phrase. « Une ancienne mine de charbon à Coalburn abrite désormais l’une des plus grandes batteries d’Europe qui stocke de l’énergie propre, tandis que dans Kilmarnock South une nouvelle batterie de 232 millions de livres stockera encore plus d’énergie éolienne écossaise pour les moments où elle sera le plus nécessaire », a déclaré. « Ensemble, ces projets signifient moins d’énergie perdue au niveau national, une sécurité énergétique accrue et des factures plus basses à long terme ».

Qui se cache derrière Kilmarnock South

Le projet a été développé par Noriker Power, une société britannique spécialisée dans le stockage d’énergie et la stabilité du réseau, qui continuera à diriger la phase de construction. Sur le site du projet figure comme promotrice la société Kilmarnock Flexpower Limited.

Noriker a commencé à être mené aux côtés d’Equinor, qui avait intégré son capital fin 2021. Les deux sociétés se sont séparées en avril 2025, et New Project Media a indiqué le 10 février 2026 que CIP avait pris le relais du projet désormais autorisé fin janvier, ce que le fonds a refusé de commenter à l’époque.

Les revenus disposeront d’une part assurée. Kilmarnock South bénéficie d’un accord d’optimisation avec Shell Energy Europe, qui décidera quand charger et décharger la batterie sur les marchés et apportera des revenus contractuels à long terme.

Pour CIP, ce n’est pas la première incursion en dehors de l’éolien et du solaire; le fonds a déjà lancé un projet d’hydrogène vert en Allemagne. Fondé en 2012, il gère 15 fonds, a levé environ 43 milliards d’euros et conduit des projets dans plus de 30 pays.

Le coût d’éteindre les moulins en Écosse

L’Écosse produit plus d’électricité renouvelable qu’elle n’en consomme: en 2022, ses renouvelables ont généré plus de 100 % de sa consommation électrique. Le problème réside dans le fait de l’acheminer vers les villes d’Angleterre, car les lignes qui traversent vers le sud s’avèrent insuffisantes lors des jours de vent fort.

L’Écosse abrite aussi une immense flotte éolienne, avec des installations comme Moray East, qui en 2021 était le plus grand parc éolien du pays. Lorsque le réseau sature, l’opérateur du système paie les parcs éoliens écossais pour diminuer leur production et des centrales à gaz, surtout en Angleterre, pour les augmenter. Ce sont les fameux coûts de contraintes.

Un rapport de l’Office national d’audit britannique (NAO) publié le 11 septembre estime que ces coûts sont passés de 600 millions de livres en 2018-19 à 1,9 milliard en 2025-26, à prix de 2024. Sans une action résolue, ils pourraient atteindre 7,8 milliards en 2030.

« Bien que DESNZ, Ofgem et NESO aient commencé à améliorer leur façon de travailler ensemble, les améliorations prévues du réseau électrique mettront à l’épreuve des systèmes qui n’ont pas été conçus pour une activité à ce rythme ni à cette ampleur », a déclaré Gareth Davies, directeur de la NAO. « Le rapport qualité-prix dépend désormais de l’exécution. Ne pas réaliser ces améliorations nécessaires du réseau freinera la croissance économique et augmentera en outre les factures des consommateurs ».

Ce que la batterie ne résout pas

CIP n’a pas précisé combien d’heures par an elle espère charger lorsque le vent soufflera et que la perte d’énergie pourrait être évitée, ni combien elle pourrait économiser sur les coûts de contraintes. L’équivalence de 5,5 millions de foyers se réfère aux quatre batteries dans leur ensemble pendant deux heures, et non à Kilmarnock South seule.

Le projet a aussi évolué en cours de route. En février, New Project Media le décrivait comme une batterie de deux heures devant être raccordée à la fin de 2026; aujourd’hui, il s’agit d’une batterie de quatre heures et son entrée en service est prévue pour 2028.

Et une batterie, aussi gigantesque soit-elle, ne déplace l’énergie que pendant quelques heures. La NAO insiste sur le fait que la solution passe par le renforcement du réseau de transport, un plan qu’Ofgem estime à 70 000 millions de livres entre 2025 et 2031. Le stockage progresse aussi en Espagne, où Séville voit s’ajouter deux grandes batteries pour stocker l’énergie solaire.

La note de presse complète de Copenhagen Infrastructure Partners a été publiée le 2 octobre 2026 sur PR Newswire.

Si les échéances sont respectées, la batterie de Craigie commencera à charger au cours du premier trimestre 2028 une partie de l’énergie éolienne que l’Écosse ne parvient pas encore à transporter vers le sud.

Image : Peter Bond / Geograph (CC BY-SA 2.0)