La Marine Management Organisation (MMO) a autorisé l’infrastructure Cambois Connection, destinée à exporter 1,8 GW d’électricité du parc éolien offshore Berwick Bank C vers le réseau britannique. Cette troisième phase du projet utilisera des câbles haute tension en courant continu, ou HVDC.
Les autorisations de Berwick Bank C réunies
Pour Iain Jarvie, responsable senior du projet chez SSE Renewables, « obtenir la licence marine en eaux anglaises pour l’infrastructure de câbles d’exportation de Berwick Bank C constitue une étape importante. Le consentement est un élément indispensable pour livrer l’infrastructure nécessaire à la connexion de la troisième phase au réseau de transmission britannique, et garantit notre capacité à transporter une électricité renouvelable sûre et abordable générée en mer vers les foyers et entreprises du Royaume-Uni ».
Le Northumberland County Council avait approuvé les installations terrestres en novembre 2024. En juillet 2025, le gouvernement écossais avait autorisé le développement du parc dans les eaux écossaises et les câbles d’évacuation vers Branxton. L’approbation MMO de novembre 2026 couvre la partie marine de la liaison située en eaux anglaises. Berwick Bank C dispose désormais des autorisations réglementaires nécessaires.
Une liaison HVDC vers Branxton et Blyth
Berwick Bank se trouve à 38 kilomètres de la côte des Borders écossais, dans la partie externe du Firth of Forth. Pour transporter l’électricité sur cette distance, la liaison Cambois Connection recourra au courant continu haute tension, qui réduit les pertes de transmission par rapport au courant alternatif. Avec une infrastructure en courant alternatif, les pertes par effet Joule atteindraient des niveaux prohibitifs à cette distance.
Des convertisseurs transformeront le courant alternatif produit par les éoliennes en courant continu avant son transport, puis le reconvertiront au point de connexion au réseau national. Ces équipements ont un coût, mais améliorent l’efficacité globale de la liaison et permettent son raccordement aux infrastructures existantes.
La transmission repose sur deux points de connexion : Branxton, dans l’East Lothian écossais, et Blyth, dans le Northumberland anglais. Cette répartition évite de concentrer les 1,8 GW sur un seul nœud du réseau. Si un tronçon tombe en panne, l’autre peut maintenir une partie de l’export. Elle a aussi exigé des autorisations de part et d’autre de la frontière. Selon Iain Jarvie, « avec le consentement déjà obtenu pour l’infrastructure terrestre dans le Northumberland, la décision apporte un élan supplémentaire et reflète les progrès continus réalisés sur l’ensemble du développement de Berwick Bank ».
La régulation d’une production variable
La puissance injectée variera avec le vent. Les convertisseurs HVDC permettent de moduler rapidement le flux d’électricité pour ajuster l’offre et la demande. Cambois Connection comprend aussi des dispositifs de protection et de régulation de tension : sans ces équipements, l’arrivée de l’électricité produite en mer pourrait perturber la fréquence du réseau et provoquer des coupures locales. Les systèmes de contrôle avancés servent à coordonner cette production avec les flux issus des centrales thermiques, nucléaires et des autres sources renouvelables.
Trois phases pour une capacité prévue de 4,1 GW
Berwick Bank comprend les phases A, B et C. La phase B, d’une capacité de 1,4 GW, a obtenu en janvier 2026 un contrat de différence de 20 ans lors de l’Allocation Round 7. SSE Renewables vise une décision finale d’investissement en 2027. À terme, les trois phases doivent totaliser 4,1 GW, une capacité qui ferait de Berwick Bank le plus grand parc éolien offshore du monde. Le projet pourrait alimenter plus de 6 millions de foyers britanniques par an.
Le réseau britannique devra accueillir cette production intermittente, dont la capacité prévue équivaut à celle de plusieurs centrales nucléaires. Les gestionnaires investissent dans le renforcement des lignes de transmission, les batteries de stockage et l’optimisation des interconnexions avec l’Europe continentale. Les tensions observées sur les réserves hydrauliques nordiques concernent également la flexibilité des réseaux européens face à la progression des renouvelables.
Le calendrier de construction dépend encore des décisions d’investissement. Pour la phase B, l’installation des turbines et des câbles sous-marins doit s’étaler sur plusieurs années après le feu vert envisagé en 2027 ; une mise en service progressive permettrait de tester le raccordement phase par phase. Pour Berwick Bank C, SSE Renewables doit encore finaliser les contrats avec les fournisseurs de turbines, obtenir le financement et lancer les appels d’offres des travaux maritimes. Dans un contexte de recul mondial des émissions de CO₂, le Royaume-Uni vise la neutralité carbone d’ici 2050.
