Énergie au Royaume-Uni

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Énergie au Royaume-Uni
London by night vue de la Station spatiale internationale
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Bilan énergétique (2011)
Offre d'énergie primaire (TPES) 188,1 M tep
(7 874,3 PJ)
par agent énergétique gaz naturel : 37,3 %
pétrole : 32,2 %
charbon : 16,3 %
électricité : 10,9 %
autres renouvelables : 3,3 %
Énergies renouvelables 4,4 %
Consommation totale (TFC) 118,5 M tep
(4 963,3 PJ)
par habitant 3,00 tep
par secteur ménages : 30,2 %
industrie : 21,9 %
transports : 34 %
services : 11,9 %
agriculture : 0,8 %
pêche : 0 %
Électricité (2011)
Production 367,8 TWh
par filière thermique : 69,7 %
nucléaire : 18,8 %
éoliennes : 4,2 %
biomasse/déchets : 3,9 %
hydro : 2,3 %
autres : 0,1 %
Combustibles (2011)
Production pétrole : 53223
gaz naturel : 40748
charbon : 10873
uranium : 17977
Commerce extérieur (2011)
Importations électricité : 8689 GWh
pétrole : 59338 Mt
gaz naturel : 45213 Mtep
charbon : 20346 Mtep
bois : 1105
Exportations électricité : 2467 GWh
pétrole : 34593 Mt
gaz naturel : 14211 Mtep
charbon : 687 Mtep
Sources
IEA[1]

Le secteur de l'énergie au Royaume-Uni est historiquement marqué par ses mines de charbon, puis par son exploitation du pétrole et du gaz naturel off-shore en mer du Nord. L'énergie nucléaire a aussi joué un rôle significatif et est en cours de relance. Enfin, le Royaume-Uni développe depuis plusieurs années une importante politique d'incitation aux énergies renouvelables en particulier aux éoliennes.

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Dans les classements "top ten" 2013 de l'Agence Internationale de l’Énergie et ceux d'Observ'ER, le Royaume-Uni apparait dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'énergie:

Place du Royaume-Uni dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Gaz naturel[K 1] Importation nette 8e 2012 37 Mds m³ 4,5 % 1er : Japon (122 Mds m³)
Charbon[K 2] Importation nette 7e 2012 44 Mt 3,7 % 1er : Indonésie (383 Mds m³)
Nucléaire[K 3] Production 10e 2011 69 TWh 2,7 % 1er : États-Unis (821 TWh), 2e : France (442 TWh)
Puissance installée 10e 2011 10 GW 2,7 % 1er : États-Unis (102 GW), 2e : France (63 GW)
% nucléaire/élec* 5e 2011 18,9  % 1er : France (79,4 %)
Prod.élec.fossiles**[K 4] Gaz naturel 6e 2011 147 TWh 3,0 % 1er : États-Unis (1045 TWh)
Énergie éolienne[O 1] Production 6e 2012 19,6 TWh 3,7 % 1er : États-Unis (140,9 TWh), 2e : Chine (118,1 TWh)
Biomasse[O 2] Production élec. 5e 2012 15,2 TWh 4,7 % 1er : États-Unis (63,3 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité
** production d'électricité à partir de combustibles fossiles

La consommation totale d'énergie primaire atteignait en 2011 188 Mtep, soit 3,00 tep par habitant[K 5] (France : 3,88 ; Allemagne : 3,81)[K 6].

Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2011 de 443 Mt CO2, soit 7,06 tonnes de CO2 par habitant[K 5] (France : 5,04 ; Allemagne : 9,14)[K 6].

Histoire[modifier | modifier le code]

Gisements de charbon au Royaume-Uni au XIXe.
Centrale de Battersea, au sud-ouest de Londres, sur la rive sud de la Tamise, fermée en 1983.

Durant les années 1940 environ 90 % de la capacité de la production électrique provient du charbon, le pétrole fournissant le reste. Malgré les gisements de la mer du Nord à partir du milieu des années 1970, la transformation du pétrole en électricité est restée relativement faible. Puis l'utilisation du charbon s'est drastiquement réduite dans les années 1980 et 1990, au profit du gaz naturel. En 1990, 1,09 % du gaz consommé dans le pays est utilisé dans la production d'électricité. En 2004, le chiffre était passé à 30,25 %. En 2004, l'utilisation du charbon dans les centrales électriques a diminué de 43,6 % (50,5 millions de tonnes, représentant 82,4 % du charbon utilisé en 2004) par rapport aux niveaux de 1980.

Production d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

En 2012, la production d'énergie du Royaume-Uni se partageait entre le pétrole à 39,9 %, le gaz naturel à 33,5 %, le charbon à 12,3 %, l'énergie nucléaire à 12,4 % et les énergies renouvelables à 1,8 % ; ces productions ont fortement baissé : -54,7 % de 1995 à 2012, la plus forte baisse étant celle du pétrole : -65,8 %[2].

Cette production a évolué comme suit :

Production d'énergie primaire par filière*[2]
en Mtep 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012 % 2012/1995
Charbon 34,1 12,6 21,0 7,3 14,8 6,8 14,0 14,1 14,7 9,3 15,2 15,0 12,3 -56 %
Pétrole 142,7 52,9 138,3 47,9 92,9 42,9 78,6 74,7 69,0 43,7 56,9 48,8 39,9 -65,8 %
Gaz naturel 71,2 26,4 109,3 37,9 89,8 41,5 71,5 61,6 59,1 37,4 47,3 40,9 33,5 -42,5 %
Nucléaire 21,3 7,9 19,6 6,8 18,4 8,5 11,9 15,2 13,9 8,8 15,6 15,2 12,4 -28,5 %
Énergie renouvelable 0,45 0,2 0,52 0,2 0,67 0,3 1,06 1,25 1,19 0,8 1,84 2,24 1,8 +398 %
Total 269,7 100 288,7 100 216,5 100 177,0 166,9 157,9 100 136,8 122,1 100 -54,7 %
* calcul sur la base de la méthode des rendements, retenue par l'AIEA et Eurostat, qui tend à sous-estimer les énergies renouvelables.

Les énergies électriques sont traitées dans la section Production d'électricité ; la production du nucléaire a connu son maximum en 1998 puis a reculé de 35,1 % ; seules les EnR ont progressé : leur production a été multipliée par cinq en 17 ans, l'essentiel de cette progression ayant été acquise en 2011-2012 (+88 % en 2 ans).

Charbon[modifier | modifier le code]

Production et importation de charbon du Royaume-Uni (millions de tonnes)
source données : DECC.

La production de charbon a reculé de 56 % depuis 1995 ; elle ne représente que 12,3 % de la production totale d'énergie primaire[2].

Pétrole[modifier | modifier le code]

Gisements de pétrole (en vert) et de gaz naturel (en rouge) en Mer du Nord.
Production de pétrole du Royaume-Uni 1975-2012
source données : DECC.
Production et consommation de pétrole du Royaume-Uni 2000-2014
2013 et 2014 : prévision - source : EIA.
Vue aérienne de la plateforme de Beryl alpha, située à plus de 100 km à l'est des Shetlands.
Plateforme de Statfjord en 1982.

Une carte détaillée des infrastructures pétrolières et gazières offshore britanniques est téléchargeable sur le site open data de l'État[3].

La production de pétrole, lancée au milieu des années 1970 à la suite de la découverte de gisements en mer du Nord, a atteint son apogée en 1999, et a décliné de 67,5 % depuis lors ; elle représente 39,9 % de la production totale d'énergie primaire[2].

Le gisement de Brent découvert par Philipps en 1971 en mer du Nord au large d'Aberdeen (Écosse) et dont l'exploitation a commencé en 1976, a donné son nom à un pétrole assez léger, issu d'un mélange de la production de 19 champs de pétrole, dont l'indice de prix, représentatif des pétroles de mer du Nord, est l'un des deux indices pétroliers les plus suivis par les marchés.

Le gisement de Forties est le plus grand gisement pétrolier jamais trouvé dans les eaux britanniques de la mer du Nord. Il fut découvert en 1970 par BP dans le secteur central de la mer du Nord ; à la fin des années 1970, le gisement produisait quelque 500 kbbls/j. En 2003, le gisement, moribond (la production n'était plus que de 40 kbbls/j) fut revendu à Apache Corporation, un producteur moyen américain. Plus de la moitié du pétrole initialement en place (estimé à 5 Gbbls) a été récupérée.

Le gisement de Piper, découvert en 1973 à 190 km au large d'Aberdeen, présentait des réserves initiales de 1 Gbbls environ. La production commença en 1976 et atteignit brièvement 250 kbbls/j depuis deux plates-formes (Piper Alpha et Piper Bravo), puis déclina progressivement ; le gisement obtint tragiquement une notoriété mondiale, avec l'explosion de la plate-forme Alpha, le 6 juillet 1988, qui tua 167 ouvriers. L'autre plate-forme fut remise en service en 1993 et le gisement produisit à nouveau près de 100 kbbls/j en 1995, puis déclina jusqu'à épuisement.

Le gisement de Statfjord (85 % Norvège, 15 % Royaume-Uni) fut découvert en 1974 par Mobil et mis en production en 1979 ; il atteignit le record absolu de production journalière pour un gisement d’Europe (hors Russie), avec 850 204 barils le 16 janvier 1987. Depuis 2006, Statfjord est pratiquement épuisé, produisant moins du dixième de son record historique. Le gisement contenait initialement 5,22 Gbbls de pétrole ; environ 3,6 milliards de barils ont été extrait, soit un taux de récupération final de près de 70 %, tout à fait exceptionnel, même en mer du Nord. Statoil, qui a racheté le gisement en 1987, a décidé de focaliser ses efforts sur l’extraction du gaz. Ainsi, le gisement devrait encore être exploité en 2020.

Le gisement de Buzzard, situé près des côtes écossaises à 100 km au nord-est d'Aberdeen[4], fut découverte en juin 2001 par la compagnie canadienne Encana. Il contient plus d'un Gbbls de pétrole, et les réserves récupérables sont supérieures à 500 Mbbls. Grâce à son exploitation, la Grande-Bretagne a pu produire très légèrement plus de pétrole en 2007 qu'en 2006, après 6 ans de déclin continu.

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Production et consommation de gaz naturel du Royaume-Uni 2000-2011
source : EIA.

La production de gaz naturel a culminé en 2000 puis a décliné de 62,5 % en 12 ans ; elle représente 33,5 % de la production totale d'énergie primaire[2].

Le gisement de Frigg, à cheval sur les eaux britanniques et norvégiennes, a été découvert par Elf en 1971 qui l'a mis en exploitation en 1977 ; il a fourni un total de 193 Md de m³ de gaz (6,85 Tcf), partagés entre la Norvège (60,8 %) et le Royaume-Uni, jusqu'à la cessation de l'extraction en 2004.

Le gisement Elgin-Franklin, producteur de gaz à condensats, est situé à environ 240 km à l'est d'Aberdeen. Découvert et exploré dans les années 1985-1991[5], il fait partie des champs dits « HP/HT »[6], c'est-à-dire « haute pression/haute température »[7] en raison de conditions inhabituellement rencontrées dans le monde pétrolier ; profondeur de 6 100 mètres, température de 197 à plus de 200 °C et pression de 1 155 bars. Fin 2011, Les champs d'Elgin et de Franklin produisaient en moyenne 140 000 bep/j. Une fuite de très grand débit s'est déclarée le 26 mars 2012 sur une plate-forme de production appartenant à la société Total, qui décida d'évacuer la plate-forme le jour même[8]. La fuite génèra un nuage d'hydrocarbures visible à plus de 10 km, et la société Shell fit évacuer partiellement sa plateforme Shearwater située à 6,5 km[9].

Pour compenser le déclin de la production des gisements de mer du Nord, le gouvernement britannique a autorisé l'exploitation du gaz de schiste, et le chancelier George Osborne a annoncé en juillet 2013 qu'il accordera à l'extraction de gaz de schiste un taux d'imposition très favorable : 30 % au lieu de 62 % pour les nouveaux gisements pétroliers de mer du Nord et 81 % pour les anciens ; il a déclaré : « le gaz de schiste est une ressource à haut potentiel pour élargir le bouquet énergétique du Royaume-Uni. Ce nouveau régime fiscal, que je veut rendre le plus généreux au monde pour le schiste, va contribuer à créer les meilleures conditions pour que l'industrie explore et débloque ce potentiel » ; la production n'a pas encore commencé, mais l'exploration bat son plein et le British Geological Survey a annoncé que les ressources pourraient suffire pour couvrir les besoins du pays pendant 25 ans[10].

Le secrétaire d'État chargé du commerce, Michael Fallon, a déclaré « nous mettons tout en œuvre pour le gaz de schiste » ; il estime qu'il s'agit d'une opportunité comparable au « pétrole de la mer du Nord ». Total a conclu en janvier 2014 un accord avec quatre sociétés pétrolières, dont Dart Energy, pour reprendre une licence d'exploitation de gaz de schiste dans les East Midlands et affiche son ambition de devenir d'ici 2015 le premier producteur d'hydrocarbures du Royaume-Uni. GDF Suez avait déjà annoncé en octobre 2013 une prise de participation de 25 % dans treize permis d'exploration dans l'ouest du pays, détenus par Dart Energy[11].

Importations et exportations d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

En 2012, les importations d'énergie primaire du Royaume-Uni ont atteint 173,8 Mtep et ses exportations 80,3 Mtep ; le solde importateur de 95,3 Mtep représente 43,6 % de la consommation d'énergie primaire du pays contre 57 % pour la production nationale (taux d'indépendance énergétique)[12].

Les importations nettes d'énergie primaire atteignaient 109,7 Mtep en 1970, soit un taux de dépendance[n 1] de 47,9 %, taux qui a culminé à 52,2 % en 1974, puis s'est rapidement effondré grâce aux gisements de mer du Nord, tombant à 6,4 % en 1980 ; le pays a été exportateur net de 1981 à 1988, puis, après quatre années avec des taux de dépendance faibles (2 à 5 %), a été à nouveau exportateur net de 1993 à 2003 (maximum : -20,9 % en 1999) ; à partir de 2004, le taux de dépendance a connu une ascension très rapide, de 4,5 % en 2004 à 28,4 % en 2010, 36,6 % en 2011 et 43,0 % en 2012[13].

Pétrole[modifier | modifier le code]

Le Royaume-Uni a été exportateur net de 1981 (15,4 Mt) à 2004 (2 Mt) ; le solde exportateur a connu deux maxima : 48,1 Mt en 1984, suivi d'un premier déclin jusqu'à -2 Mt en 1992, puis d'une remontée jusqu'au second pic : 46,9 Mt en 1999, et du déclin définitif, qui conduit au solde importateur de 26,6 Mt en 2012. pour les produits raffinés par contre, le solde a toujours été exportateur depuis 1974, sauf en 1984.

Production, importation et exportation de pétrole et produits pétroliers[14]
en Mt 1970 1980 1990 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Pétrole brut
Production nationale 0,16 80,5 91,6 126,2 84,7 76,6 76,6 71,7 68,2 63,0 52,0 44,6
Importations 102,2 46,7 52,7 54,4 58,9 59,4 57,4 60,3 55,1 55,1 58,1 60,6
Exportations 1,2 40,2 57,0 92,9 54,1 50,2 51,0 48,4 45,4 42,2 33,7 34,0
Importations nettes 101,0 6,5 -4,3 -38,5 4,8 9,2 6,4 11,9 9,6 12,9 24,3 26,6
Livraisons raffineries 101,9 86,3 88,7 88,0 86,1 83,2 81,5 81,0 75,6 73,5 75,1 68,9
Produits pétroliers
Production raffineries 94,7 79,2 82,3 81,1 80,1 78,0 76,5 75,9 70,5 68,6 70,1 64,4
Importations 20,4 9,2 11,0 14,2 22,5 26,8 25,1 23,7 22,2 23,7 22,7 26,0
Exportations 17,4 14,1 16,9 20,7 29,7 28,9 30,0 28,8 25,5 26,1 27,8 27,1
Importations nettes 3,0 -4,9 -5,9 -6,5 -7,2 -2,1 -4,9 -5,1 -3,3 -2,4 -5,4 -1,1
Consommation intérieure 91,2 71,2 73,9 71,9 75,5 74,9 72,7 69,9 66,4 65,6 63,7 62,4

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Le gaz naturel tient une place primordiale dans l'approvisionnement en énergie du Royaume-Uni[15] :

  • part dans l'approvisionnement du pays en énergie primaire (consommation d'énergie primaire) en 2012 : 32,7 % (66,4 Mtep) ; c'est l'un des taux les plus élevés en Europe : seuls quatre pays le dépassent et le taux moyen pour l'Union européenne à 28 est de 23,1 % ; cet approvisionnement provient à 52,9 % de la production nationale et 47 % des importations nettes ;
  • part dans la consommation finale d'énergie en 2012 : 28,4 % (39,1 Mtep) ; taux moyen pour l'UE-28 : 22 %
  • nombre de consommateurs : 23 millions (19,5 % du total EU-28)
  • puissance installée des centrales électriques au gaz : 35,3 GW (16,2 % du total EU-28).

Les ventes de gaz en 2012 atteignaient 855 TWh[15], réparties en :

  • industrie : 166,3 TWh (19,5 %) ;
  • centrales électriques : 235,9 TWh (27,6 %) ;
  • résidentiel et commercial : 425,7 TWh (49,8 %) ;
  • autres : 27,1 TWh (3,2 %).

Les sources d'approvisionnement se répartissaient en 2012[15] en :

  • production nationale : 452,1 TWh (52,9 %) ;
  • importations : 441,9 TWh (51,7 %), dont :
    • Norvège : 296,3 TWh ;
    • Qatar : 144,3 TWh ;
    • Algérie : 1,3 TWh.
  • autres sources et exportations : -38,6 TWh (-4,5 %) ;
  • variations de stocks : -0,3 TWh.

Les importations sous forme de gaz naturel liquéfié (LNG) ont été en 2012 de 147,9 TWh (33 % des importations), en baisse de 45 % par rapport à 2011, baisse causée par la concurrence du charbon, dont les prix ont fortement baissé, et par la hausse des prix du LNG sous l'effet de la forte demande japonaise.

Les équipements du secteur sont en 2012[15] :

  • gazoducs : 285 600 km ;
  • installations de stockage : 8, capacité totale : 4 330 Mm3 ; débit maximal de soutirage : 154 Mm3/jour.

Le réseau de gazoducs relie le Royaume-Uni aux gisements de mer du Nord (Frigg, Sleipner, Britannia, etc) ainsi qu'à la Norvège, aux Pays-Bas, à la Belgique et à l'Irlande.

Le gazoduc Interconnector, reliant le terminal gazier de Bacton (North Norfolk) à Zeebruges en Belgique, a été mis en service en 1998 ; sa capacité est de 25 milliards de m3 par an ; il a été construit pour faciliter les échanges dans les deux sens avec le continent (trading).

Le BBL Pipeline relie le terminal gazier de Bacton à la côte néerlandaise près de La Haye ; mis en service fin 2006, il a une capacité de 19 milliards de m3 par an et permet l'importation de gaz néerlandais et russe.

Le gazoduc Langeled, mis en service en 2006-2007 pour l'importation de gaz norvégien, relie le terminal de Nyhamna en Norvège à celui d'Easington (Yorkshire) en passant par le gisement de Sleipner ; long de 1 166 km, il était lors de sa construction le pipeline sous-marin le plus long du monde. Sa capacité de transport est de 25,5 milliards de m3 par an.

Le terminal de regazéification de gaz naturel liquéfié de South Hook près de Milford Haven, inauguré en 2009, est le plus grand d'Europe ; il peut couvrir jusqu'à 25 % des besoins en gaz du pays[16].

Demande d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Consommation de combustibles fossiles au Royaume-Uni
source données : EIA ; unité : quadrillion de BTU
rouge=pétrole - vert=gaz naturel - bleu=charbon.

La partie haute du bilan énergétique inventorie les approvisionnements qui concourent à la couverture des besoins en énergie du pays, et aboutit à la demande (on dit aussi : consommation) d'énergie primaire :

Approvisonnement énergétique du Royaume-Uni pour 2012 (Mtep)[12]
Source : Charbon Pétrole brut Produits
pétroliers
Gaz naturel Biomasse
+ déchets
Électricité Total
Production nationale 10,6 48,8 - 38,9 6,4 17,4 122,1
Importations 29,2 66,2 28,4 47,1 1,7 1,2 173,8
Exportations -0,8 -37,2 -29,5 -12,4 -0,3 -0,15 -80,3
Soutes maritimes internat. - - -3,3 - - - -3,3
Variations de stocks +2,0 -0,5 +0,1 - - - +1,6
Total conso.énergie primaire 41,0 77,4 -4,2 73,7 7,8 18,5 214,3*
* 206,3 Mtep après déduction des usages non énergétiques.

La consommation totale d'énergie primaire (hors usages non énergétiques) était en 2012 de 206,3 Mtep, répartie en 22,7 % de charbon, 31,9 % de pétrole, 36,4 % de gaz naturel et 9 % d'électricité primaire (nucléaire : 7,4 % ; renouvelables : 1,1 % ; importations nettes : 0,5 %) ; elle a diminué de 6,8 % en 17 ans (1995-2012), les reculs les plus marqués étant ceux du nucléaire (-28,5 %) et du pétrole (-13,1 %) ; les seules énergies en progression sont le gaz naturel (+4,8 % - mais après avoir progressé de 37 % entre 1995 et 2004, il a reculé de 23 % en 8 ans) et les EnR, multipliées par cinq ; le charbon, après avoir reculé de 30 % entre 1995 et 2009, a remonté depuis de 32 % du fait de la forte baisse de son prix de marché causée par la bulle du gaz de schiste aux États-Unis[17].

Cette consommation a évolué comme suit :

Consommation d'énergie primaire par source*[17]
en Mtep 1995 % 2000 % 2005 % 2008 2009 2010 % 2011 2012 % 2012/1995
Charbon 50,9 23,0 39,2 16,7 42,4 17,9 41,8 35,6 37,2 17,2 37,7 46,9 22,7 -7,9 %
Pétrole 75,8 34,2 76,7 32,8 78,2 33,1 72,9 70,1 69,0 31,8 67,1 65,9 31,9 -13,1 %
Gaz naturel 71,7 32,4 96,8 41,3 95,9 40,6 95,0 88,0 95,3 43,9 79,3 75,1 36,4 +4,8 %
Nucléaire 21,3 7,9 19,6 6,8 18,4 8,5 11,9 15,2 13,9 8,8 15,6 15,2 12,4 -28,5 %
Énergie renouvelable 0,45 0,2 0,52 0,2 0,67 0,3 1,06 1,25 1,19 0,8 1,84 2,24 1,8 +398 %
Import net élec. 1,40 0,6 1,22 0,5 0,72 0,3 0,95 0,25 0,23 0,1 0,53 1,04 0,5 -26,0 %
Total 221,5 100 234,0 100 236,3 100 223,5 210,4 216,8 100 202,1 206,3 100 -6,8 %
* calcul sur la base de la méthode des rendements, retenue par l'AIEA et Eurostat, qui tend à sous-estimer les énergies renouvelables ;
dans ce tableau, les usages non-énergétiques des combustibles (chimie, etc) sont exclus.

Raffinage[modifier | modifier le code]

Réservoirs de stockage de pétrole à la raffinerie de Fawley.
Raffinerie de Grangemouth (photo : juillet 2007).

Le Royaume-Uni dispose de sept raffineries :

  • Fawley, Hampshire à 11 km de Southampton : 330 000 barils/jour ;
  • Stanlow à Ellesmere Port (Cheshire) : 12 Mt par an 296 000 barils/jour ;
  • Pembroke à Rhoscrowther dans le Pembrokeshire au sud-ouest du Pays de Galles : 220 000 barils/jour ;
  • Humber à South Killingholme dans le Lincolnshire du Nord au nord-est de l'Angleterre : 221 000 barils/jour ;
  • Lindsey à South Killingholme, près de la raffinerie Humber : 200 000 barils/jour ;
  • Grangemouth, sur la côte est de l'Écosse : sa capacité de raffinage est de 210 000 barils de brut par jour ;
  • Milford Haven dans le Pembrokeshire au sud-ouest du Pays de Galles : 108 000 barils/jour).

Oléoducs et gazoducs[modifier | modifier le code]

Le transport des hydrocarbures est assuré par :

  • un réseau d'oléoducs : le principal oléoduc est le UK oil pipeline network, exploité par British Pipeline Agency, joint-venture entre BP Oil UK et Shell UK, qui relie les raffineries de Stanlow (Cheshire) et Shell Haven (fermée en 1999) sur l'estuaire de la Tamise, en traversant tout l'Angleterre ; il transporte 7,5 Mt de produits pétroliers par an.
  • un réseau de gazoducs, National Transmission System, qui appartient à National Grid, également propriétaire du réseau de transport électrique. Il achemine la gaz depuis les sept terminaux gaziers (six en Angleterre et un en Écosse) et les six terminaux de regazéfication de GNL (trois en Angleterre, un au Pays de Galles et un en Écosse) vers les centres de consommation où il livre le gaz aux compagnies de distribution.

Consommation finale d'énergie[modifier | modifier le code]

Le bilan énergétique 2012 du Royaume-Uni est téléchargeable sur le site open data de l'État[18].

La partie inférieure du bilan énergétique détaille la répartition par énergie et par secteur de la consommation finale d'énergie :

Consommation finale d'énergie par secteur en 2012[12]
en Mtep Charbon Produits
pétroliers
Gaz naturel Biomasse
+ déchets
Électricité Chaleur Total %
Total consommation finale 2,4 67,3 47,6 2,4 27,3 1,2 148,2
Usage non-énergétique - 7,1 0,5 - - - 7,6
Consom.finale énergétique 2,4 60,2 47,1 2,4 27,3 1,2 140,6 100
Industrie 1,7 4,3 9,5 0,5 8,4 0,8 25,2 17,9 %
Transport - 51,9 - 1,0 0,35 - 53,2 37,9 %
Résidentiel 0,7 2,7 29,2 0,7 9,9 0,05 43,2 30,7 %
Administration - 0,3 4,1 0,1 1,6 0,4 6,6 4,7 %
Commerce - 0,4 3,2 - 6,7 - 10,3 7,3 %
Agriculture - 0,3 0,1 0,1 0,3 - 0,9 0,7 %
Non spécifié - 0,3 0,95 - - - 1,2 0,9 %

Voici l'évolution de la répartition par source :

Consommation finale d'énergie par source*[E 1]
en Mtep 1970 % 1980 % 1990 % 2000 % 2008 2009 2010 % 2011 2012 % 2012/1970
Comb.solides[n 2] 45,0 30,8 18,3 12,9 13,3 9,0 4,2 2,6 2,7 2,5 2,5 1,7 2,4 2,3 1,7 -94,8 %
Pétrole 68,5 46,9 62,4 43,8 63,3 43,0 66,3 41,6 65,4 62,6 62,1 41,8 60,9 60,2 42,8 -12,2 %
Gaz [n 3] 15,6 10,7 42,4 29,8 46,7 31,7 57,3 36,0 50,8 46,2 51,8 34,9 42,9 47,1 33,5 +202,6 %
Biomasse-déchets[n 4] - - - - 0,45 0,3 0,7 0,4 1,9 2,1 2,5 1,7 2,5 2,4 1,7 ns
Électricité[n 5] 16,5 11,3 19,3 13,5 23,6 16,0 28,3 17,8 29,4 27,7 28,3 19,0 27,3 27,3 19,4 +65,1 %
Chaleur[n 6] - - - - 2,5 1,6 0,52 0,2 1,5 1,2 1,3 0,9 1,2 1,2 0,9 ns
Total usages énerg. 146,0 100 142,4 100 147,3 100 159,4 100 151,7 142,4 148,6 100 137,3 140,6 100 -3,7 %
Usages non-énerg[n 7]. 10,9 7,4 7,5 5,2 11,3 7,6 12,3 7,7 10,0 9,0 9,1 6,1 8,4 7,6 5,4 -30 %
Total cons. finale 156,8 107,4 149,9 105,2 158,5 107,6 171,6 107,7 161,7 151,4 157,7 106,1 145,8 148,2 105,4 -3,7 %


Voici l'évolution de la répartition par secteur :

Consommation finale d'énergie par secteur*[E 2]
en Mtep 1970 % 1980 % 1990 % 2000 % 2008 2009 2010 % 2011 2012 % 2012/1970 2012/1990
Industrie 62,3 42,7 48,3 33,9 38,7 26,3 35,5 22,3 30,1 26,2 26,85 18,1 25,9 25,2 17,9 -59,6 % -34,9 %
Transport 28,2 19,3 35,5 25,0 48,6 33,0 55,5 34,8 56,8 54,8 54,0 36,4 54,0 53,2 37,9 +89,0 % +9,5 %
Résidentiel 36,9 25,3 39,8 28,0 40,8 27,7 46,9 29,4 45,4 43,0 48,5 32,6 38,9 43,2 30,7 +17,0 % +5,9 %
Autres[n 8] 18,6 12,7 18,7 13,1 19,2 13,0 21,5 13,5 19,4 18,4 19,2 12,9 18,5 19,0 13,5 +2,4 % -1,0 %
Total usages énerg. 146,0 100 142,4 100 147,3 100 159,4 100 151,7 142,4 148,6 100 137,3 140,6 100 -3,7 % -4,5 %
Total corrigé température[E 3] 152,8 143,5 143,5 141,7 140,4

La consommation du secteur résidentiel en 2012 se décompose en[E 4] :

  • usages chaleur : 84,7 % dont chauffage : 65,6 %, eau chaude : 16,5 % et cuisson : 2,6 % ;
  • éclairage et appareils : 15,3 %.

La consommation du transport en 2011 peut être ré-allouée aux autres secteurs[E 4] :

  • industrie : 13,1 Mtep (24,2 %), en baisse de 10,7 % par rapport au pic de 14,7 Mtep atteint en 2007 ;
  • résidentiel : 34,7 Mtep (64,2 %), en baisse de 8,6 % par rapport au pic de 37,9 Mtep atteint en 2005-2006 ;
  • services : 6,3 Mtep (11,6 %), en baisse de 14,6 % par rapport au pic de 7,3 Mtep atteint en 2007.

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

Une carte figurant le réseau haute-tension du Royaume-Uni et les principales centrales est consultable en page 125 du rapport DUKEs 2013[D 1].

Puissance installée[modifier | modifier le code]

Au 31 décembre 2012, le Royaume-Uni disposait de 89,24 GW de puissance installée[D 2], répartie en :

  • centrales conventionnelles[n 9] : 30,97 GW ;
  • centrales à cycle combiné gaz : 35,32 GW ;
  • centrales nucléaires : 9,95 GW ;
  • turbines à gaz et générateurs : 1,65 GW ;
  • centrales hydroélectriques :
    • fil de l'eau : 1,55 GW ;
    • pompage-turbinage : 2,74 GW ;
  • éolien : 3,77 GW ;
  • autres renouvelables[n 10] : 3,29 GW.

Dans ces statistiques, les énergies intermittentes sont affectées d'un coefficient réducteur de 0,365 pour la petite hydraulique, 0,43 pour l'éolien et 0,17 pour le solaire.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Production d'électricité au Royaume-Uni
source données : EIA ; unité : TWh
rouge=combustibles fossiles - vert olive=nucléaire - bleu=hydro - vert=autres EnR.

Le Royaume-Uni produit l'essentiel de son électricité à partir des combustibles fossiles (production brute 2012, hors pompage-turbinage) : 68,3 %, et du nucléaire : 19,5 % ; mais il développe activement les énergies renouvelables, qui atteignent déjà 11,4 %, en particulier l'éolien : 5,4 %, la biomasse : 4,2 % et l'hydraulique : 1,5 %[D 3].

Le passage de la production brute à la production nette livrée au réseau consiste à soustraire l'électricité utilisée en interne pour le fonctionnement des centrales ainsi que celle consommée pour le pompage dans les centrales de pompage-turbinage ; voici l'évolution de ces productions et leur répartition par sources :

Évolution de la production brute et nette d'électricité (TWh)[L 1],[D 4]
Source 1970 1980 1990 2000 2008 2009 2010 2011 2012 part 2012 2012/2011 2012/1990*
Production brute nd nd 319,7 377,1 388,9 376,8 381,8 367,5 363,8 105,2 -1,0 % +0,6 %
Consommation interne nd nd 19,6 16,3 16,3 16,6 16,1 16,4 18,0 5,2 % +9,6 % -0,3 %
Production nette 231,6 266,3 300,1 360,8 372,5 360,2 365,7 351,0 345,8 100,0 -1,5 % +0,6 %
Thermique charbon** 203,2 228,9 234,1 147,4 118,1 97,8 102,3 103,1 135,9 39,3 % +31,8 % nd
Thermique fioul 5,9 5,4 4,3 2,8 2,7 0,8 % -2,5 % nd
Cycle combiné gaz - - 0,3 126,4 173,0 163,5 172,5 143,8 98,2 28,4 % -31,7 % ns
Thermique autres[n 11] 3,0 3,0 2,3 2,6 2,7 0,8 % +5,8 % nd
Nucléaire 22,8 32,3 58,7 78,3 47,7 62,8 56,4 62,7 63,9 18,5 % +2,1 % +0,4 %
Hydraulique** 3,8 3,3 4,4 4,3 5,1 5,2 3,6 4,6 4,2 1,2 % -9,2 % nd
Éolien et solaire** - - - 0,9 7,1 9,3 10,2 15,8 20,8 6,0 % +31,9 % ns
Autres EnR 4,5 3,9 5,2 6,0 8,6 9,6 10,9 11,8 13,4 3,9 % +14 % ns
Prod.pompage-turbinage 1,1 1,2 1,9 2,6 4,1 3,7 3,1 2,9 3,0 0,9 % +2,1 % +2,0 %
moins : conso pompage 1,49 1,45 2,63 3,50 5,37 4,84 4,21 3,84 3,98 1,2 % +3,5 % +1,9 %
Production nette livrée au réseau 230,1 264,9 297,5 357,3 367,2 355,3 361,2 347,2 341,9 98,8 -1,5 % +0,6 %
* taux de croissance moyen annuel
** charbon :avant 2008, inclut fioul et autres ; hydro : apports naturels (hors pompage-turbinage) ; autres EnR : biomasse, etc (+ éolien et solaire avant 2008).

La production brute a culminé en 2005 à 398,4 TWh, en progression de 24,6 % par rapport à 1990, puis a diminué de 8,7 % en 7 ans ; la production nette avait connu une progression de 64,3 % en 35 ans, de 1970 à 2005.

La production des centrales à cycle combiné gaz, apparue en 1990, a connu un essor très rapide jusqu'en 2004 (140 TWh), puis, après un léger creux, a culminé en 2008 à 173 TWh ; de 2010 à 2012, elle s'est effondrée (-43 %) sous l'effet de la chute des prix du charbon consécutive au boom du gaz de schiste aux États-Unis ; la production des centrales charbon a augmenté de 32 % en 2012.

La production de l'éolien offshore est passée de 3 TWh en 2010 à 5,1 TWh en 2011 et 7,5 TWh en 2012.

Thermique fossile[modifier | modifier le code]

La centrale au charbon de Drax, la plus grande du Royaume-Uni (photo : 2007).
La centrale de West Burton, en 2005.
La centrale de Ratcliffe-on-Soar (2000 MW) dans les East Midlands, en 2002.
La centrale à cycle combiné gaz de Pembroke (2180 MW) au Pays de Galles, la plus grande du Royaume-Uni, en construction en 2011.
La centrale charbon/biomasse de Lynemouth (420 MW) en 2002.

Les centrales thermiques conventionnelles totalisaient à fin mai 2013 une puissance de 30,97 GW[D 2]. Parmi elles, on peut citer[D 5] :

Les centrales à cycle combiné gaz totalisaient à fin mai 2013 une puissance de 35,32 GW[D 2]. Parmi elles, on peut citer[D 5] :

Le facteur de charge des centrales à cycle combiné gaz est passé de 71 % en 2008 à 61,6 % en 2010, 47,8 % en 2011 et 30,4 % en 2012 alors que celui des centrales charbon est passé de 40,8 % en 2011 à 57,1 MW[D 6] ; cette évolution très rapide est due à la forte baisse des prix du charbon[D 7] causée par le boom du gaz de schiste aux États-Unis ; elle met gravement en cause la rentabilité des centrales à gaz, qui ont un rôle essentiel dans la régulation du système électrique du fait de leur souplesse de fonctionnement.

En 2011, la centrale à cycle combiné gaz de Teesside (1875 MW) a été mise sous cocon ; en 2012, deux autres plus petites (45 MW et 228 MW) ont été fermées, et au 1er semestre 2013 trois ont été mises sous cocon (340 MW, 229 MW et 749 MW). Parmi les centrales conventionnelles, on note la fermeture en 2012 de la centrale charbon/fioul de Kingsnorth A (1940 MW) et de la centrale fioul de Grain A (1300 MW), et au 1er semestre 2013 les fermetures des centrales charbon de Cockenzie (1152 MW), charbon/fioul de Didcot A (1958 MW) et fioul de Fawley (1036 MW). Les centrales charbon de Tilbury B (1063 MW), Ironbridge (940 MW) et Drax (3870 MW) ont été partiellement convertie à la biomasse[D 8].

Nucléaire[modifier | modifier le code]

La puissance installée du parc nucléaire britannique est de 9 946 MW à la fin 2012, en baisse de 8,5 % en deux ans[D 2] après la fermeture de trois réacteurs anciens : Oldbury 1 en juin 2011, Oldbury 2 en février 2012 (217 MW chacun) et Wylfa 1 (490 MW) en avril 2012[D 8]. Malgré ces fermetures, la production nucléaire nette a augmenté à 63,95 TWh en 2012 contre 62,65 MW en 2011 et 56,44 MW en 2010[D 4].

Le Royaume-Uni a commencé à développer une capacité nucléaire dès 1956, avec la centrale nucléaire de Calder Hall/Sellafield. Le dernier réacteur construit fut celui de Sizewell B en 1995. En 1997, 26 % de l'électricité du pays était originaire de l'énergie nucléaire, ce chiffre ne sera jamais dépassé. Les deux centrales nucléaires Magnox et quatre des sept réacteurs nucléaires AGR devraient être fermé d'ici 2015. En 2004, l'énergie nucléaire produisait 19,26 % de l'électricité du pays avec 19 réacteurs nucléaires sur 9 sites. La même année British Energy a fait faillite et a été refinancée à hauteur de 3 milliards de £ par l'état, somme qui a été par la suite remboursé. En janvier 2009, British Energy a été achetée pour environ 12 milliards de £ par EDF (80 %) et Centrica (20 %).

La plupart des déchets radioactifs du Royaume-Uni sont actuellement entreposé à Sellafield.

En octobre 2010 le gouvernement britannique a donné le feu vert pour la construction de huit nouvelles tranches nucléaires[19]. Par contre, le gouvernement écossais, avec le soutien du Parlement écossais, a déclaré qu'aucune nouvelle centrale nucléaire ne sera construite en Écosse[20],[21]. En mars 2012, les allemands E.ON UK et RWE npower annoncent leur décision de se retirer du développement de nouvelles centrales nucléaires, introduisant un doute sur l'avenir du nucléaire au Royaume-Uni[22].

Depuis l'acquisition de British Energy en 2009, EDF Energy, la filiale britannique d'EDF possède et exploite huit des dix tranches nucléaires du Royaume-Uni ; la compagnie britannique Centrica a pris une part de 20 % dans British Energy, la filiale qui exploite ces huit récateurs. Cette compagnie projette d'agrandir deux de ses sites, Hinkley Point et Sizewell, en construisant, avec Centrica, quatre réacteurs nucléaires de la dernière génération (EPR). Le gouvernement britannique a attesté que Sizewell et Hinkley Point sont des sites adéquats pour de nouveaux réacteurs nucléaires, et le choix de la technologie EPR est en cours d'évaluation par lOffice for Nuclear Regulation et lEnvironment Agency, qui ont déclaré qu'elle est susceptible d'être acceptée[23].

La production d'électricité nucléaire a augmenté de 11 % en 2011, ce qui a contribué à la réduction des émissions de gaz à effet de serre de 7 % par rapport à l'année précédente[24].

Le 26 mars 2013, le gouvernement a publié une série de rapports intitulés "Nuclear Industrial Strategy" qui révèle que les projets de l'industrie nucléaire portent sur 16 GWe de nouvelles centrales nucléaires d'ici 2030, soit au moins 12 nouveaux réacteurs nucléaires sur cinq sites. Un Conseil de l'Industrie Nucléaire (Nuclear Industry Council) sera mis en place[25].

Le 21 octobre 2013, Londres et EDF Energy ont annoncé la conclusion de leur accord pour la construction de deux réacteurs EPR à Hinkley Point dans le Somerset ; l'investissement total est estimé à 16 milliards de livres (19 milliards d'euros), dont 14 milliards £ pour les 2 réacteurs et 2 milliards £ engagés avant la mise en service (achats de terrains, autorisations, construction d’une installation de stockage des combustibles usés, formation des futurs personnels d'exploitation, etc) ; la centrale sera construite par un consortium dirigé par EDF (45 à 50 % du capital), avec 30 à 40 % apportés par deux partenaires chinois : CNNC et CGN, et 10 % par Areva ; des discussions ont également lieu pour la participation d'autres investisseurs (fonds souverains, investisseurs financiers) à hauteur de 15 % ; le prix d'achat de l'électricité produite sera garanti pendant 35 ans à 92,5 £/MWh (109 €/MWh), à partir de la mise en service des réacteurs prévue pour 2023 ; l'accord doit être validé par la Commission européenne au titre des aides d’État avant la décision finale d'investissement prévue en juillet 2014 ; le taux de rentabilité du projet sur fonds propres est évalué à 10 %[26]. EDF estime que le chantier des deux EPR d'Hinkley Point C peut générer 2 milliards de livres d'économies par rapport à Flamanville grâce au retour d'expérience, mais qu'ils seront annulés par des surcoûts liés à l'adaptation du design du réacteur et aux spécificités du site ; le prix d'achat garanti (92,5 £/MWh) est le double du prix actuel du marché de gros ; mais le consortium rétrocédera 3 livres par MWh au titre des économies d'échelle si EDF concrétise son projet de construire deux autres réacteurs à Sizewell ; le consortium bénéficiera aussi d'une garantie de l'État britannique pour financer la construction, ce qui lui permettra de lever de l'argent moins cher sur les marchés de la dette ; le prix de l'électricité garanti sera en outre indexé sur l'inflation, protégé contre « tout changement régulatoire discriminant », et une compensation financière sera prévue en cas de fermeture de la centrale pour des raisons autres que de sûreté ; le coût du démantèlement et de la gestion des déchets est inclus dans le prix négocié, mais il est plafonné : s'il est dépassé, le consommateur paiera la différence[27].

Parmi les autres projets de centrales nucléaires, les plus avancés sont :

  • le projet Horizon (sites de Wylfa et Oldbury) initié par les allemands E.On et RWE et repris au début de 2013 par Hitachi-General Electric, qui a engagé des travaux préparatoires pour la certification du réacteur ABWR, certification pourrait intervenir, si tout se passe bien, fin 2017 ; la procédure de certification de l'EPR par l'ONR (autorité de sûreté britannique) avait pris 5 ans et demi ;
  • le projet NuGen, initié par GDF Suez et Iberdrola pour construire 3,6 GW au nord-ouest de l'Angleterre (West Cumbria). Toshiba a repris les parts d'Iberdrola dans le consortium et en possède désormais 70%. Le réacteur AP1000, de technologie Westinghouse, proposé par Toshiba avait obtenu une certification provisoire mais incomplète fin 2011[28],[29],[30].

Le consensus est très large au Royaume-Uni sur le recours au nucléaire pour réduire les émissions de gaz à effet de serre ; tous les partis politiques le soutiennent, y compris les libéraux-démocrates qui s'y sont ralliés à l'automne 2013 ; plusieurs associations écologistes « mainstream » ont cessé de s'y opposer ; mais la presse dénonce les hausses des tarifs énergétiques et accuse les grands opérateurs énergétiques de « comportements prédateurs »[31].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

En 2012, le Royaume-Uni produit 11,4 % de son électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) : éolien (5,4 %), biomasse (4,2 %), hydraulique (1,5 %), solaire (0,3 %) ; le système de soutien aux EnR, basé sur les certificats verts (ROCs - Renewable Obligation Certificate System) a été particulièrement efficace puisque la part des EnR est passée de 2,9 % en 2002 à 11,4 % en 2012 ; la production a progressé de 19,4 % en 2012 et de 14 % par an en moyenne sur la décennie[32] ; les données fournies par Observ'ER ont été corrigées pour éliminer la production des centrales de pompage-turbinage qui n'est pas renouvelable.

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables (TWh)[32]
Source 2002 2009 2010 2011 2012 part 2012* 2012/2011 2012/2002**
Hydraulique 7,4 8,9 6,8 8,6 8,3 2,3 % -12,1 % + 6,0 %
dont pompage-turbinage 2,7 3,7 3,2 2,9 3,0 0,8 % ns ns
Éoliennes 1,3 9,3 10,2 15,5 19,6 5,4 % +26,3 % +31,6 %
Biomasse 5,1 10,7 12,0 13,2 15,2 4,2 % +15,1 % +11,6 %
Solaire 0,003 0,020 0,033 0,244 1,2 0,3 % +387 % +81,9 %
Énergies marines 0 0 0 0,001 0,004 0,001 % +300 % ns
Production brute EnR 11,1 25,2 25,8 34,6 41,3 11,4 % +19,4 % +14 %
Part EnR/prod.élec.* 2,8 % 6,7 % 6,8 % 9,4 % 11,4 %
* part 2012 : part dans la production totale d'électricité ; ** 2012/2002 : taux de croissance moyen annuel.
Hydroélectricité[modifier | modifier le code]
Le bassin de prise d'eau et d'évacuation de la centrale hydroélectrique de Dinorwig.
Réservoir supérieur (Llyn Stwlan) de la centrale de Ffestiniog.
Réservoir supérieur de la centrale de Cruachan, au premier plan ; Loch Awe au second plan.

Les centrales de pompage-turbinage fournissent en moyenne 35 à 40 % de la production hydroélectrique et jouent un rôle particulièrement important dans la régulation du fonctionnement du système électrique :

  • la centrale de Dinorwig, dans la région de Gwynedd au Pays de Galles, est l'une des centrales de pompage-turbinage les plus puissantes d'Europe : 1 728 MW. Elle apporte une contribution très précieuse à la régulation de l'ajustement offre-demande d'électricité et à la stabilité du réseau, grâce à sa capacité de passer de 0 à 1320 MW en 17 secondes[33].
  • la centrale de Ffestiniog, également dans la région de Gwynedd, fut la première grande centrale de pompage-turbinage mise en service au Royaume-Uni (en 1963) ; sa puissance est de 360 MW ;
  • la centrale de Cruachan, en Écosse, mise en service en 1966, a une puissance de 440 MW ; elle pompe l'eau du Loch Awe vers le réservoir de Cruachan situé 360 m plus haut, et la turbiner en heure de pointe ;
  • la centrale de Foyers, en Écosse, mise en service en 1974, a une puissance de 300 MW.

Les centrales hydroélectriques classiques, qui turbinent les apports naturels, sont de petite taille : les plus puissantes, celles de Sloy et de Glendoe en Écosse, atteignent seulement 153 MW et 100 MW[D 5].

Éolien[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie éolienne au Royaume-Uni.
Biomasse[modifier | modifier le code]

En 2012, la biomasse a fourni 15,2 TWh d'électricité, soit 4,7 % du total mondial (5e rang mondial)[O 2] ; la composante solide (6,5 TWh), en vive progression sur la décennie (+19,2 % par an), a dépassé en 2012 le biogaz (6,4 TWh) ; l'incinération des déchets municipaux a produit 2,3 TWh. Afin de mieux encadrer le développement rapide de la filière solide, le gouvernement prépare depuis octobre 2012 la mise en place de nouvelles spécifications et bonifications dans le cadre du système des certificats verts (ROCs) ; il souhaite promouvoir la conversion des centrales charbon en centrales biomasse ou co-combustion, mais les investisseurs sont retenus par l'incertitude qui plane sur les modalités du sustème d'achat qui doit remplacer définitivement le système des ROCs après 2017. Le Royaume-Uni cherche également à combler son retard en matière de traitement des déchets : ainsi, SITA UK, filiale de Suez environnement, construit une unité d'incinération d'une capacité de 256 000 tonnes de déchets par an, valorisés en 20,5 MWe, à Haverton Hill dans le Teesside, et une des plus importantes unités d'incinération d'Europe sera construite à Runcorn près de Liverpool, traitant 650 000 tonnes de déchets valorisés en 70 MW d'électricité et 51 MW de chaleur d'ici 2015[32].

Solaire[modifier | modifier le code]

L'énergie solaire était peu développée au Royaume-Uni jusqu'à 2010, mais a connu en 2011 et 2012 une croissance exceptionnelle, passant de 33 GWh en 2010 à 1188 GWh en 2012 ; les petites installations constituent jusqu'ici l'essentiel du marché, mais des centrales de grande puissance pourraient voir le jour à partir de 2013 ou 2014, lorsqu'elles pourront bénéficier des certificats verts (ROCs) ; le gouvernement a annoncé qu'étant donné la baisse sensible du coût des modules, la puissance installée photovoltaïque pourrait atteindre 22 GW fin 2020[32].

Fin 2012, la puissance photovoltaïque installée était de 1 829 MW (environ 1,8 % de la puissance totale mondiale). À titre de comparaison, le leader mondial, l'Allemagne possédait une capacité installée de 32 411 MW fin 2012[34].

En ce qui concerne la puissance solaire thermique, le pays possédait fin 2011 une capacité installée de 467,9 MWth (environ 0.2 % de la puissance mondiale totale)[35].

Géothermie[modifier | modifier le code]

Seul un système géothermique à Southampton est opérationnel au Royaume-Uni. Construit en 1987, ce système atteint une profondeur de 1 800 mètres et une température de 76 °C en fournissant 16 GW·h de chaleur.

Énergies marines[modifier | modifier le code]

Plusieurs projets d'exploitation de l'énergie des vagues ont été lancés :

  • Islay LIMPET (Land Installed Marine Power Energy Transmitter) est la première centrale houlomotrice connectée au réseau électrique du Royaume-Uni ; construite en 2000, elle est située à Claddach Farm sur le Rhinns d'Islay[36] sur l'île écossaise d'Islay. Islay LIMPET a été développée par Wavegen en coopération avec l'université Queen's de Belfast ; sa puissance nominale est de 500 kW.
  • Une centrale houlomotrice de 3 MW en Écosse a été annoncée le 20 février 2007 par le gouvernement écossais, pour un coût de plus de 4 million de livres sterling, dans le cadre d'un programme de 13 M£ pour les énergies marines en Écosse. La première des 66 machines a été lancée en mai 2010[37].
  • Un projet de recherche nommé Wave hub a été construit sur la côte nord des Cornouailles au sud-ouest de l'Angleterre pour faciliter le développement de l'énergie des vagues. Il assurera une fonction de pivot de connection, permettant à des séries d'appareils de production d'énergie à partir des vagues de se connecter au réseau électrique. Dans une première phase, il permettra la connexion de 20 MW, avec une extension possible à 40 MW. Quatre fabricants d'appareils ont exprimé leur intérêt[38],[39]. L'énergie captée à Wave Hub suffira à alimenter 7 500 foyers. Le site pourra éviter l'émission de près de 300 000 tonnes de CO2 en 25 ans[40].

D'autres projets visent l'exploitation de l'énergie des marées :

  • Un système SeaGen générateur à courant de marée de 1,2 MW a été mis en fonctionnement fin 2008 dans le Strangford Lough en Irlande du Nord[41].
  • Le gouvernement écossais a approuvé le projet d'une série de turbines marémotrices de 10 MW près d'Islay, d'un coût de 40 M£, et composé de 10 turbines, suffisant pour alimenter 5 000 logements. La première turbine devait entrer en service en 2013[42].
  • La construction d'une centrale marémotrice de 240 MW à Swansea est prévue pour commencer au printemps 2015. Après achèvement, elle produira 400 GWh par an, assez pour alimenter 121 000 foyers. La mise en service est planifiée pour 2017[43].

Transport et distribution[modifier | modifier le code]

Le système de transport d'électricité, constitué d'environ 25 000 km de lignes Haute tension (≥ 275 kVen Angleterre et au Pays de Galles, ≥ 132 kV en Écosse ), est géré par sept propriétaires de réseau de transport (transmission owners - TOs), disposant d'un monopole régulé[P 1] :

  • National Grid Electricity Transmission Plc (NGET), filiale de National Grid, possède le réseau de transport en Angleterre et au Pays de Galles ;
  • SP Transmission Limited (SPTL), filiale de Scottish and Southern Energy, possède le réseau de transport du sud de l'Écosse ;
  • Scottish Hydro Electric Transmission Limited (SHETL), filiale de Scottish Power, possède le réseau de transport du sud de l'Écosse ;
  • les quatre autres possèdent des lignes reliant les parcs éoliens offshore à la côte.

NGET est le seul opérateur de réseau (system operator - SO).

National Grid[44], société cotée au London Stock Exchange, est issu du démantèlement de l'ancien monopole de l'électricité Central Electricity Generating Board en quatre entités : les parts de National Grid furent réparties entre les 12 compagnies régionales d'électricité (RECs) avant leur privatisation en 1990 ; ses actions sont aujourd'hui réparties entre un grand nombre d'actionnaires, le plus grand (BlackRock) détenant un peu plus de 5 % en 2012[P 1]. National Grid a fusionné en 2002 avec le gestionnaire du réseau de gazoducs et gère donc les deux réseaux. National Grid exploite les réseaux HT d'Angleterre et du Pays de Galles, dont il est propriétaire, ainsi que celui de l'Écosse, qui appartient à Scottish Power et Scottish and Southern Energy. Il co-gère les câbles sous-marins à courant continu vers la France : IFA 2000 (HVDC Cross-Channel) (2000 MW), avec RTE et vers les Pays-Bas : BritNed (1000 MW), avec son homologue néerlandais TenneT. Il exploite aussi 14 000 km de lignes HT aux États-Unis.

L'Irlande du Nord est reliée à l'Écosse par le câble sous-marin à courant continu HVDC Moyle (500 MW) depuis 2001.

L'île de Man est approvisionnée par un câble sous-marin qui relie Blackpool en Angleterre à Douglas sur l'île de Man ; c'est actuellement le plus long (115 km) au monde à transporter sous la mer du courant alternatif[45]. Inauguré en octobre 2000, il a une tension de 90 kV et une capacité de transport de 40 MW.

Les réseaux de distribution sont gérés par sept opérateurs de réseau de distribution (DNOs) :

  • Electricity North West
  • Northern Ireland Electricity
  • Northern Powergrid
  • Scottish and Southern Energy
  • Scottish Power
  • UK Power Networks
  • Western Power Distribution

Importations et exportations[modifier | modifier le code]

Le Royaume-Uni est relié au continent par deux câbles sous-marins :

Il est relié à la République d'Irlande par deux liaisons :

  • câble sous-marin Pays de Galles-République d'Irlande : 500 MW ;
  • ligne terrestre Irlande du Nord-République d'Irlande : 600 MW.

Les échanges internationaux d'électricité du Royaume-Uni ont été en 2012, selon ENTSO-E[47] :

  • avec la France : import 7620 GWh, export 1191 GWh ;
  • avec les Pays-Bas : import 6073 GWh, export 254 GWh ;
  • avec la République d'Irlande : import 360 GWh, export 715 GWh
  • total[n 12] : import 13 695 GWh, export 3 669 GWh, solde importateur : 10 026 GWh.

Mais les statistique du Ministère de l'Énergie et du Changement Climatique donnent des chiffres assez différents : imports 13 791 GWh, exports 1 746 GWh, solde importateur 12 046 GWh[D 9].

Les échanges franco-britanniques via la liaison IFA 2000 ont été les suivants[48] :

Échanges contractuels d'électricité avec la France
en TWh 2010[49] 2011[50] 2012 2013[48]
Importation de France 8,5 7,7 8,4 12,3
Exportation vers la France 5,5 2,9 1,9 1,8
Solde importateur 3,0 4,8 6,5 10,5

Le gestionnaire du réseau de transport français : RTE et son homologue britannique travaillent sur un projet de nouvelle interconnexion entre la France et l’Angleterre[51].

Bilan électrique[modifier | modifier le code]

Le bilan électrique est un sous-ensemble du bilan énergétique qui retrace les flux énergétiques depuis l'approvisionnement en électricité jusqu'à la consommation finale :

Bilan électrique du Royaume-Uni 2008-2012[D 9]
Flux en TWh 2008 2009 2010 2011 2012 2012/2008
Production nationale 384,8 373,1 378,6 364,5 360,9 -6,2 %
+prod.pompage-turbinage 4,1 3,7 3,2 2,9 3,0 ns
Importations 12,3 6,6 7,1 8,7 13,8 ns
Exportations -1,3 -3,7 -4,5 -2,5 -1,7 ns
Total approvisionnement 399,9 379,6 384,4 373,7 375,9 -6,0 %
Conso.industrie énergétique* 30,0 29,7 29,0 28,3 29,7 ns
dont :
prod. électricité 16,3 16,6 16,1 16,4 18,0 ns
conso pompage-turbinage 5,4 4,8 4,2 3,8 4,0 ns
raffineries 4,4 4,5 5,0 4,7 4,3 ns
Pertes 27,8 28,0 27,0 28,1 28,9 +3,9 %
Consommation finale 341,8 321,7 328,8 317,9 317,6 -7,1 %
* consommations d'électricité des industries pétrolière, charbonnière, gazière et électrique.

Consommation d'électricité[modifier | modifier le code]

Consommation d'électricité au Royaume-Uni 2008-2012[D 9]
Flux en TWh 2008 2009 2010 2011 2012 % 2012 2012/2008
Industrie 114,2 99,7 104,5 102,3 97,8 30,8 % -14,3 %
Transport 3,9 4,0 4,1 4,1 4,1 1,3 % +3,7 %
Résidentiel 119,8 118,5 118,8 111,6 114,7 36,1 % -4,3 %
Administration 20,4 19,4 19,1 18,4 18,9 5,8 % -7,2 %
Commerce 79,5 76,2 78,3 77,5 78,2 24,6 % -1,6 %
Agriculture 4,0 3,8 4,0 3,9 3,9 1,2 % -4,8 %
Consommation finale 341,8 321,7 328,8 317,9 317,6 100 % -7,1 %

L'effet de la crise économique de 2008 est très visible, surtout sur l'industrie et l'administration ; seul le transport (trains électriques, tramways, trolleybus, ...) progresse.

Prix de l'électricité[modifier | modifier le code]

Le graphique ci-dessous présente les statistiques de la base de données Eurostat sur les prix hors taxes de l'électricité au 1er semestre 2012 pour les consommateurs domestiques consommant 2500 à 5000 kWh/an[52] :

Prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs domestiques au 1er semestre 2012.

Ce graphique permet de constater que les consommateurs domestiques (résidentiels) britanniques supportent le prix hors taxes le plus élevé des principaux pays de l'Union européenne : 16,03 c€/kWh, supérieur de 21,6 % à la moyenne de l'Union européenne (13,16 c€/kWh) et de 62,6 % à celui de la France (les consommateurs français bénéficient de prix parmi les plus bas d'Europe : 9,86 c€/kWh hors taxes, inférieurs de 25 % à la moyenne).

Il convient cependant de préciser que les prix hors taxes sont une base de comparaison insuffisante, car les taxes sont très importantes dans certains pays, surtout lorsque certaines de ces taxes sont directement affectées au financement des énergies renouvelables (EEG-Umlage en Allemagne, CSPE en France).

Les taxes modifient considérablement le classement : au 1er semestre 2013, les consommateurs domestiques (résidentiels) britanniques payaient en moyenne 17,41 c€/kWh ttc (UE28 : 20,02 c€/kWh, France : 14,72 c€/kWh, Allemagne : 29,19 c€/kWh) contre 16,58 c€/kWh hors taxes (UE28 : 13,73 c€/kWh, France : 10,07 c€/kWh, Allemagne : 14,93 c€/kWh) ; les taxes augmentaient donc le prix de 5 % seulement (UE28 : 45,8 %, France : 46,2 %, Allemagne : 95,5 %). Ce prix moyen ttc a augmenté de 3,4 % en un an et de 21,5 % en deux ans.

Prix de l'électricité en Europe pour les consommateurs industriels au 1er semestre 2012

Le graphique ci-dessus permet de constater que les consommateurs industriels (500 à 2000 MWh) britanniques payaient en 2012 (1er semestre) un prix hors taxes (10,97 c€/kWh) supérieur de 12,4 % à la moyenne de l'Union européenne (9,76 c€/kWh) et de 35,6 % à celui de la France : 8,09 c€/kWh ; seuls deux pays (Italie : 13,15 c€/kWh et Espagne : 11,52 c€/kWh) ont des prix encore plus élevés qu'au Royaume-Uni.

Les prix TTC sont là aussi sensiblement différents : au 1er semestre 2013, le prix moyen hors taxe était de 11,39 c€/kWh (UE28 : 9,43 c€/kWh, France : 7,71 c€/kWh, Allemagne : 8,60 c€/kWh) (contre 9,39 c€/kWh en 2011 et 10,97 c€/kWh en 2012) et le prix ttc de 14,0 c€/kWh (UE28 : 14,88 c€/kWh, France : 11,45 c€/kWh, Allemagne : 18,79 c€/kWh) : les taxes augmentent le prix de 22,9 % (UE28 : 57,8 %, France : 48,5 %, Allemagne : 118,5 %).

Régulation[modifier | modifier le code]

La réglementation du secteur électrique est constitué des lois introduisant la concurrence dans ce secteur : Electricity Act 1989 -(privatisation des opérateurs historiques et création d'un régulateur) et Utilities Act 2000 (séparation entre fourniture et distribution), ainsi que des Energy Acts 2004 (soutien aux énergies renouvelables, unification du marché de gros, etc), 2008, 2010 et 2011.

Le régulateur pour les marchés du gaz et de l'électricité est Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem)[P 2], qui attribue les licences pour les différentes activités réglementées, veille au respect de la concurrence dans la fourniture d'électricité et de gaz, contrôle les prix des activités hors concurrence : transport et distribution et gère les évolutions des règles techniques de fonctionnement des marchés[P 3].

Le marché de gros a été unifié par l'Energy Act 2004 ; en 2010, environ 91 % des transactions du marché électrique ont été effectuée de gré à gré (over-the-counter - OTC) et 9 % sur les bourses de l'électricité, gérées par APX Group, Nasdaq OMX N2EX et Intercontinental Exchange (ICE)[P 4].

Le gouvernement britannique projette la création d'un marché de capacité afin d'assurer, contre rémunération, le maintien en réserve tournante de centrales capables de répondre à des pics de demande ; les aides pourraient aller jusqu'à 800 M£ (environ 1 Md €) ; à partir de décembre 2014, les producteurs d'électricité pourront concourir pour participer à ce marché, qui serait lancé pour l'hiver 2018 ; ce sont surtout les centrales au gaz qui sont visées, mais le ministère britannique de l'énergie a admis que le projet pourrait concerner l'énergie nucléaire, relativement moins chère à produire. Ce projet de réforme suscite une controverse sur sa faisabilité, son coût potentiel et le risque de blocage par Bruxelles[53].

Acteurs du marché[modifier | modifier le code]

En 2010, les trois principales compagnies produisaient près de la moitié de l'électricité consommée en Grande-Bretagne et sept compagnies avaient une part de marché supérieure à 5 %[P 4] :

Ces compagnies, hors Drax, sont les "Big Six" fournisseurs d'énergie verticalement intégrés qui contrôlent 99 % de la fourniture d'électricité (marché de détail) alors que lors de l'ouverture de la concurrence (1998-2003) ils étaient 15 ; leurs parts en nombre de consommateurs résidentiels étaient en décembre 2010 de[P 5] :

Le métier du stockage d'électricité, qui était jusqu'ici représenté presque uniquement par les propriétaires de centrales de pompage-turbinage, commence à s'élargir : ainsi, l'électricien japonais Tepco a annoncé le 26 juin 2014 sa décision d'entrer sur le marché de la revente d'électricité en Europe, en commençant par la Grande-Bretagne en 2015, puis la France et l'Allemagne ; la société locale, que Tepco va créer avec le japonais NGK Insulators, installera des ensembles de batteries de grande capacité pour stocker les surplus d'électricité produits par les éoliennes ou de nuit par les centrales à charbon ou nucléaires, et les revendre pendant les heures de forte demande[54].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Les émissions de CO2 liées à l'énergie au Royaume-Uni sont passées de 623,5 Mt de CO2 en 1971 à 549,3 Mt de CO2 en 1990 et à 443,0 Mt de CO2 en 2011, en recul de 19,3 % sur 21 ans et 28,9 % sur 40 ans, alors que celles de l'Union européenne n'ont baissé que de 5,2 % depuis 1990. En 2009, elles se sont effondrées du fait de la crise : -8,6 %, puis ont regagné 3,2 % en 2010 avant de revenir en 2011 au niveau de 2009[H 1]. Les contributions de chaque combustible sont en 2011 :

  • charbon[H 2] : 116,3 Mt CO2, soit 26,3 % (-51,2 % en 21 ans) ;
  • pétrole[H 3] : 164,0 Mt CO2, soit 37,0 % (-19,9 % en 21 ans) ;
  • gaz naturel[H 4] : 160,8 Mt CO2, soit 36,3 % (+51,6 % en 21 ans).

Par habitant, le Royaume-Uni émettait 7,06 tonnes de CO2 en 2011 (émissions de CO2 liées à l'énergie), en baisse de 26,4 % par rapport à 1990, soit 0,3 % de plus que la moyenne de l'Union européenne (7,04 t/hab, en baisse de 17,9 %) ; l'Allemagne émettait 9,14 tonnes/hab, la France 5,04 t/hab, les États-Unis 16,94 t/hab et la Chine 5,92 t/hab[H 5].

L'Agence internationale de l'énergie fournit la répartition des émissions liées à l'énergie par secteur de consommation (après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation)[H 6] : pour le Royaume-Uni, en 2011 :

  • industrie de l'énergie hors électricité[n 13] : 34,5 Mt CO2 (7,8 % des émissions totales) ;
  • industrie et construction : 103,8 Mt CO2 (23,4 %) ;
  • transport : 118,8 Mt (26,8 %), dont transport routier : 107,8 Mt (24,3 %) ;
  • résidentiel (ménages) : 117,4 Mt (26,5 %) ;
  • autres (services, agriculture) : 68,6 Mt (15,5 %).

soit par habitant :

  • industrie et construction : 1,66 t CO2 ;
  • transport : 1,89 t/hab, dont transport routier : 1,72 t/hab ; en France : 1,89 t/hab, et en Allemagne : 1,92 t/hab ;
  • résidentiel (ménages) : 1,87 t/hab (29,5 %) ; en France : 0,91 t/hab, et en Allemagne : 2,19 t/hab ;
  • autres (services, agriculture) : 1,09 t/hab (15 %) ; en France : 0,986 t/hab, et en Allemagne : 1,65 t/hab.

Annexes[modifier | modifier le code]

Sur les autres projets Wikimedia :

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. taux de dépendance = importations nettes / (consommation brute d'énergie primaire, usages non énergétiques inclus + soutes maritimes internationales).
  2. combustibles solides : charbon, coke, benzol, goudrons, gaz de haut fourneau
  3. gaz naturel, gaz de ville et gaz de cokerie
  4. surtout utilisés pour la production de chaleur ; biocarburants inclus à partir de 2006.
  5. électricité de sources nucléaire, hydroélectrique, éolienne et solaire ; avant 1987 : seulement grands producteurs.
  6. chaleur commercialisée par les réseaux de chauffage urbain.
  7. usages non-énergétiques : chimie, goudrons, solvants, etc.
  8. administration, commerce, agriculture.
  9. centrales à turbines à vapeur, surtout au charbon ; y compris centrales de cogénération.
  10. biomasse, solaire, énergies marines.
  11. gaz de haut-fourneau et de cokerie, déchets non renouvelables.
  12. diffère du détail par pays du fait de consolidations effectuées a posteriori.
  13. raffinage de pétrole, cokéfaction, mines de charbon, extraction de pétrole et de gaz, etc.

Références[modifier | modifier le code]

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  • Autres
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  28. GDF SUEZ : Grande-Bretagne /Nucléaire : Toshiba prend 60% de NuGen, GDF Suez garde 40% "(...) Westinghouse pourra construire trois réacteurs avec sa technologie AP1000 sur le site de Moorside dans le nord de l'Angleterre, avec une capacité installée de 3.400 mégawatts. Le premier réacteur entrera en service en 2024, a précisé l'entreprise.(...)" - LesEchos/Reuters
  29. GDF Suez s’écarte de l’équipe de France du nucléaire "L’attelage du consortium NuGen, pour construire des réacteurs nucléaires au Royaume-Uni, compte dans ses rangs GDF-Suez et Toshiba… Ce dernier est propriétaire du fabricant américain de réacteurs Westinghouse, l’un des principaux concurrents d’Areva." - L'Usine Nouvelle - 23 janvier 2014
  30. Le nucléaire britannique aiguise l’appétit des géants de l’énergie, sur le site du quotidien Les Échos consulté le 22 octobre 2013.
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Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]