Énergie au Royaume-Uni

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Énergie au Royaume-Uni
Image illustrative de l'article Énergie au Royaume-Uni
Londres la nuit, vue de la Station spatiale internationale
Bilan énergétique (2013)
Offre d'énergie primaire (TPES) 191 M tep
(7 994,8 PJ)
par agent énergétique gaz naturel : 34,4 %
pétrole : 30,1 %
charbon : 19,5 %
électricité : 12 %
Énergies renouvelables 1,7 %
Consommation totale (TFC) 122,6 M tep
(5 133,4 PJ)
par habitant 2,98 tep
par secteur ménages : 32,8 %
industrie : 19 %
transports : 31,9 %
services : 14,4 %
agriculture : 0,7 %
pêche : 0 %
Électricité (2013)
Production 359,15 TWh
par filière thermique : 63,4 %
nucléaire : 19,7 %
éoliennes : 7,9 %
biomasse/déchets : 5,8 %
hydro : 2,1 %
autres : 0,6 %
Combustibles (2013 - Mtep)
Production pétrole : 42,21
gaz naturel : 32,86
charbon : 7,49
Commerce extérieur (2013 - Mtep)
Importations électricité : 1,51
pétrole : 60,59
gaz naturel : 41,40
charbon : 31,15
bois : 1105
Exportations électricité : 0,27
pétrole : 34,62
gaz naturel : 8,48
charbon : 0,51
Sources
Agence internationale de l'énergie[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. Mais ces ressources sont en voie d'épuisement, si bien que le pays est devenu un des plus gros importateurs de charbon (7e rang mondial en 2014) et de gaz naturel (9e rang).

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.

La consommation totale d'énergie primaire par habitant est assez modeste pour un pays développé : 2,98 tep en 2013 (France : 3,84 ; Allemagne : 3,87).

Les émissions de CO2 liées à l'énergie étaient en 2013 de 7,00 tonnes CO2 par habitant (France : 4,79 ; Allemagne : 9,25).

Vue d'ensemble[modifier | modifier le code]

Principaux indicateurs de l'énergie au Royaume-Uni[2]
Population Consommation
énergie primaire
Production Importation
nette
Consommation
électricité
Émissions
de CO2
Année Million Mtep Mtep Mtep TWh Mt CO2éq
1990 57,24 205,92 208,00 4,73 306,65 547,71
2000 58,89 222,95 272,47 -40,36 360,10 521,15
2008 61,82 207,72 166,62 58,42 371,81 508,05
2009 62,26 195,82 158,48 55,27 351,43 458,91
2010 62,76 202,41 148,36 61,35 357,82 476,62
2011 63,29 187,67 129,62 73,15 346,19 438,73
2012 63,71 192,89 117,40 87,00 347,29 461,51
2013 64,11 190,95 110,08 94,53 346,76 448,71
variation
1990-2013
+12,0 % -7,3 % -47,1 % +1898 % +13,1 % -18,1 %

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Dans les classements "top ten" 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 9e 2014p 32 Mds m³ 3,9 % 1er : Japon (128 Mds m³)
Charbon[k 2] Importation nette 7e 2014p 40 Mt 3,1 % 1er : Chine (286 Mt)
Nucléaire[k 3] Production 9e 2013 71 TWh 2,9 % 1er : États-Unis (822 TWh), 2e : France (424 TWh)
% nucl./élec* 5e 2013 19,8  % 1er : France (74,7 %)
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)
2014p = données 2014 provisoires
* % nucléaire/total production d'électricité ; rang parmi les dix plus gros producteurs.

En 2013, le Royaume-Uni a disparu du classement des dix pays les plus gros producteurs d'électricité à partir de charbon ; en 2012, il était au 10e rang.

La consommation totale d'énergie primaire atteignait 190,95 Mtep en 2013, soit 2,98 tep par habitant[k 4] (France : 3,84 ; Allemagne : 3,87)[k 5].

Les émissions de gaz à effet de serre étaient en 2012 de 448,71 Mt CO2, soit 7,00 tonnes CO2 par habitant[k 4] (France : 4,79 ; Allemagne : 9,25)[k 5].

Histoire[modifier | modifier le code]

Gisements de charbon au Royaume-Uni au XIXe.
Un contrôleur à l'œuvre dans la salle de contrôle central d'électricité de la Grande-Bretagne en mars 1945. Sur la gauche est un schéma de système montrant le système électrique pour l'ensemble de l'île, allant de l’Écosse en haut, à travers le «NWE» (Nord Ouest de l'Angleterre), «CE» (centre de l'Angleterre) et "SWE" (Sud Ouest de l'Angleterre ), entre autres. Cette salle de commande est profondément enterré.
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]

Production d'énergie primaire au Royaume-Uni par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 % 2013 var.
2013/1990
Charbon 53,6 25,8 18,7 6,8 10,8 7,2 10,9 10,0 7,5 6,8 -86 %
Pétrole 95,2 45,8 131,7 48,3 64,4 43,4 53,2 46,3 42,2 38,3 -56 %
Gaz naturel 40,9 19,7 97,5 35,8 51,5 34,7 40,7 35,0 32,9 29,9 -20 %
Total fossiles 189,8 91,2 247,9 91,0 126,6 85,3 104,8 91,3 82,6 75,0 -56 %
Nucléaire 17,1 8,2 22,2 8,1 16,2 10,9 18,0 18,3 18,4 16,7 +7 %
Hydraulique 0,4 0,2 0,4 0,2 0,3 0,2 0,5 0,5 0,4 0,4 -10 %
Biomasse-déchets 0,6 0,3 1,9 0,7 4,3 2,9 4,8 5,4 5,9 5,4 +843 %
Solaire, éolien,... 0,01 0,006 0,1 0,03 1,0 0,7 1,5 2,0 2,8 2,6 ns
Total EnR 1,1 0,5 2,5 0,9 5,6 3,8 6,8 7,8 9,1 8,3 +740 %
Total 208,0 100 272,5 100 148,4 100 129,6 117,4 110,1 100 -47 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

La production du nucléaire a connu son maximum en 1998 à 25,9 TWh puis a reculé de 29 % ; seules les EnR ont progressé : leur production a été multipliée par neuf en 23 ans, et cette progression a été particulièrement forte entre 2010 et 2013 (+63 % en 3 ans).

Charbon[modifier | modifier le code]

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

Élément essentiel de la révolution industrielle qui a conduit au XIXe siècle le Royaume-Uni au premier rang des économies mondiales, la production de charbon a atteint un pic de 292 millions de tonnes en 1913 et baisse drastiquement depuis les années 1970[3].

Les réserves prouvées récupérables de charbon du Royaume-Uni étaient estimées par BP[n 1] à 228 millions de tonnes fin 2014 (anthracite et charbon bitumineux), soit 20 ans de production au rythme de 2014. Ces réserves représentaient seulement 0,026 % du total mondial[b 1].

En 2014, la production de charbon du Royaume-Uni était de 7 Mtep, au 19e rang mondial avec 0,2 % du total mondial ; elle a baissé de 10,2 % en 2014 et de 54 % entre 2004 et 2014[b 2]. Elle a reculé de 56 % de 1995 à 2012 et ne représentait à cette date que 12,3 % de la production totale d'énergie primaire[4].

La consommation de charbon du Royaume-Uni s'est établie en 2014 à 29,5 Mtep, en baisse de 20,3 %, au 16e rang mondial avec 0,8 % du total mondial ; elle a reculé de 19 % depuis 2004. La production de charbon du pays couvre seulement 24 % de sa consommation[b 3].

La dernière mine de charbon souterraine britannique (il reste quelques exploitations à ciel ouvert), celle de Kellingley, dans le comté du Yorkshire du Nord, a fermé définitivement ses portes le 18 décembre 2015. C'était l’une des plus grosses mines d’Europe lorsqu’elle a ouvert au début des années 1960. Le charbon de Kellingley coûtait 43 livres la tonne à la production, contre 30 livres pour le charbon importé de Russie ou de Colombie. Les douze centrales électriques au charbon encore en service doivent cesser de fonctionner d’ici à 2025 afin de réduire les émissions de CO2[5].

Pétrole[modifier | modifier le code]

Gisements de pétrole (en vert) et de gaz naturel (en rouge) en Mer du Nord.

Réserves de pétrole[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées de pétrole[n 2] du Royaume-Uni étaient estimées par BP à 0,4 milliards de tonnes fin 2014 (3,0 milliards de barils), soit 10 années de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient le Royaume-Uni au 32e rang mondial avec 0,2 % du total mondial[b 4].

Une carte détaillée des infrastructures pétrolières et gazières offshore britanniques est téléchargeable sur le site open data de l'État[6].

Production de pétrole[modifier | modifier le code]

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.

En 2014, le Royaume-Uni a produit 39,7 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 0,85 Mb/j (millions de barils par jour), en baisse de 2,3 % en 2014 et de 58 % depuis 2004. Il se classe au 24e rang mondial avec 0,9 % de la production mondiale[b 5].

Environ 2 000 puits de pétrole ont été forés sur le sol britannique depuis les années 1850; 250 puits sont en service en 2015, produisant entre 20 et 25 000 barils/jour[7] ; le premier champ pétrolifère fut exploité à partir de 1919 et le premier puits de pétrole commercial à partir de 1939 à Eakring (en) dans l'actuel district de Newark and Sherwood[8]. La production avant la Seconde Guerre mondiale est marginale avec 100 tonnes en 1939 puis à un pic maximal de 114 000 tonnes en 1943 qui ne serait ensuite dépassé qu'à partir de 1964[9].

La production industrielle 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 représentait 39,9 % de la production totale d'énergie primaire en 2012[4].

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 kbbl/j. En 2003, le gisement, moribond (la production n'était plus que de 40 kbbl/j) fut revendu à Apache Corporation, un producteur moyen américain. Plus de la moitié du pétrole initialement en place (estimé à 5 Gbbl) a été récupérée.

Le gisement de Piper, découvert en 1973 à 190 km au large d'Aberdeen, présentait des réserves initiales de 1 Gbbl environ. La production commença en 1976 et atteignit brièvement 250 kbbl/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 kbbl/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 Gbbl 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[10], fut découverte en juin 2001 par la compagnie canadienne Encana. Il contient plus d'un Gbbl de pétrole, et les réserves récupérables sont supérieures à 500 Mbbl. 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.

Consommation de pétrole[modifier | modifier le code]

En 2014, le Royaume-Uni a consommé 69,3 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 1,5 Mb/j (millions de barils par jour), sans évolution en 2014 mais en baisse de 15 % depuis 2004. Il se classe au 17e rang mondial avec 1,6 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 57 % de sa consommation[b 6].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

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

Réserves de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées de gaz naturel du Royaume-Uni étaient estimées par BP à 200 milliards de m³ fin 2014 (8,5 trillions US de pieds cubes), soit 6,6 années de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient le Royaume-Uni au 43e rang mondial avec 0,1 % du total mondial[b 7].

Production de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2014, le Royaume-Uni a produit 36,6 milliards de m³ de gaz naturel, soit 32,9 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en hausse de 0,3 % (-62 % depuis 2004). Il se classe au 23e rang mondial avec 0,9 % de la production mondiale[b 8]. La production de gaz naturel a culminé en 2000 puis a décliné de 62,5 % en 12 ans ; elle représentait 33,5 % de la production totale d'énergie primaire en 2012[4].

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[11], il fait partie des champs dits « HP/HT »[12], c'est-à-dire « haute pression/haute température »[13] 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[14]. 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[15].

Consommation de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2014, le Royaume-Uni a consommé 66,7 milliards de m³ de gaz naturel, soit 60 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 9,2 % en 2014 et de 31,5 % depuis 2004. Il se classe au 11e rang mondial avec 2 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 55 % de sa consommation[b 9].

Importations et exportations de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2014, les importations de gaz naturel du Royaume-Uni par gazoduc ont atteint 32,9 Mds m³, provenant surtout de Norvège : 25,9 Mds m³ et des Pays-Bas : 6,6 Mds m³. Ses importations par voie maritime sous forme de GNL ont atteint 11,3 Mds m³, provenant surtout du Qatar : 10,4 Mds m³. Au total, ses 44,2 Mds m³ importés le classent au 8e rang mondial[b 10].

Gaz de schiste[modifier | modifier le code]

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 veux 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[16].

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[17].

Du fait des réticences des collectivités locales, selon le cabinet de conseil Pöyry, la production ne pourra pas démarrer avant 2019 ou 2020, soit cinq ans plus tard que prévu il y a quelques années[18].

En août 2015, le gouvernement britannique de David Cameron a octroyé 27 nouveaux permis pour accélérer l'exploration du gaz de schiste en Angleterre ; 132 autres permis sont à l'étude et pourraient être accordé d'ici la fin de 2015. Selon les estimations du gouvernement, l'investissement dans le gaz de schiste pourrait coûter 33 milliards de livres (46,5 milliards d'euros) et créer 64 000 emplois. Les permis ont été accordés à 47 entreprises, dont Engie et Total. Selon une étude du British Geological Survey, les réserves de schiste au Royaume-Uni sont considérables : le bassin du Bowland abriterait à lui seul 38 000 milliards de mètres cubes de gaz de schiste[19].

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)[20].

Les importations nettes d'énergie primaire atteignaient 109,7 Mtep en 1970, soit un taux de dépendance[n 3] 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[21].

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[22]
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[23] :

  • 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[23], 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[23] 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[23] :

  • 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[24].

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 en 2013 (Mtep)[1]
Source : Charbon Pétrole brut Produits
pétroliers
Gaz naturel Nucléaire Biomasse
+ déchets
Éolien, solaire Électricité (imp/exp) Total
Production nationale 7,5 42,2 - 32,9 18,4 5,9 3,2 - 110,1
Importations 31,2 60,6 28,7 41,4 - 1,9 - 1,5 165,2
Exportations -0,5 -34,6 -26,6 -8,5 - -0,2 - -0,3 -70,7
Soutes internat. - - -13,2 - - - - - -13,2
Variations de stocks -0,8 0,4 -0,1 -0,1 - - - - 0,5
Total conso.énergie primaire 37,3 68,6 -11,1 65,7 18,4 7,6 3,2 1,2 191,0*
* 183,6 Mtep après déduction des usages non énergétiques.

Cette consommation a évolué comme suit :

Consommation intérieure brute d'énergie primaire* au Royaume-Uni par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 % 2013 var.
2013/1990
Charbon 63,1 30,6 36,5 16,4 30,8 15,2 30,6 38,9 37,3 19,5 -41 %
Pétrole 76,4 37,1 73,2 32,8 63,0 31,1 59,7 59,1 57,5 30,1 -25 %
Gaz naturel 47,2 22,9 87,4 39,2 85,0 42,0 70,5 66,5 65,7 34,4 +39 %
Total fossiles 186,7 90,7 197,1 88,4 178,8 88,3 160,8 164,5 160,5 84,0 -14 %
Nucléaire 17,1 8,3 22,2 9,9 16,2 8,0 18,0 18,3 18,4 9,6 +7 %
Hydraulique 0,4 0,2 0,4 0,2 0,3 0,2 0,5 0,5 0,4 0,2 -10 %
Biomasse-déchets 0,6 0,3 1,9 0,9 5,9 2,9 6,4 6,7 7,6 4,0 +1116 %
Solaire, éolien, ... 0,01 0,006 0,1 0,04 1,0 0,5 1,5 2,0 2,8 1,5 ns
Total EnR 1,1 0,5 2,5 1,1 7,2 3,5 8,3 9,1 10,8 5,7 +897 %
Solde imp.électricité 1,1 0,5 1,2 0,5 0,2 0,1 0,5 1,0 1,2 0,6 +21 %
Total 205,9 100 223,0 100 202,4 100 187,7 192,9 191,0 100 -7,3 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]
* calcul sur la base de la méthode des rendements, retenue par l'AIEA et Eurostat, qui tend à sous-estimer les énergies renouvelables.

Le charbon, après avoir reculé de 30 % entre 1995 et 2009, a remonté de 32 % en 3 ans du fait de la forte baisse de son prix de marché causée par la bulle du gaz de schiste aux États-Unis[25].

Raffinage[modifier | modifier le code]

Raffineries, dépôts de carburants et pipelines au Royaume-Uni en 2012.
Réservoirs de stockage de pétrole à la raffinerie de Fawley en octobre 1985.
Raffinerie de Grangemouth en juillet 2007).

Le Royaume-Uni dispose en 2014 de sept raffineries, chacune appartement à un opérateur différent. Deux autres ont fermé en 2009 et 2012[26] :

  • Fawley, Hampshire à 11 km de Southampton : 330 000 barils par jour. En service depuis 1921 ;
  • Stanlow à Ellesmere Port (Cheshire) : 12 Mt par an 296 000 barils par jour. En service depuis 1924 ;
  • Pembroke à Rhoscrowther dans le Pembrokeshire au sud-ouest du Pays de Galles : 220 000 barils par jour. En service depuis 1967 ;
  • Humber à South Killingholme dans le Lincolnshire du Nord au nord-est de l'Angleterre : 221 000 barils par jour. En service depuis 1969 ;
  • Lindsey à South Killingholme, près de la raffinerie Humber : 200 000 barils par jour. En service depuis 1968 ;
  • Grangemouth, sur la côte est de l'Écosse : sa capacité de raffinage est de 210 000 barils de brut par jour. En service depuis 1924 ;
  • Milford Haven dans le Pembrokeshire au sud-ouest du Pays de Galles : 108 000 barils par jour). En service depuis 1973.

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[27].

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[20]
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 4] 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 5] 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 6] - - - - 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 7] 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 8] - - - - 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 9]. 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 10] 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 11] : 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 12] : 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.

Voici le facteur de charge observé selon le type d'installations selon le Département de l'Énergie et du Changement climatique[28],[29],[30],[31],[32],[33] :

Facteur de charge par type de centrales
Type de centrales 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Moyenne
2007–2012
Nucléaires 59,6% 49,4% 65,6% 59,3% 66,4% 70,8% 73,8% 61,9%
Cycle combiné gaz 64,7% 71,0% 64,2% 61,6% 47,8% 30,3% 27,9% 56,6%
Charbon 46,7% 45,0% 38,5% 40,2% 40,8% 56,9% 58,4% 44,7%
Hydroélectriques 38,2% 37,4% 36,7% 24,9% 39,2% 35,8% 31,7% 33,7%
Éoliennes 27,7% 27,5% 27,1% 23,7% 29,9% 29,0% 32,3% 27,5%
Photovoltaïques 9,9% 9,6% 9,3% 7,3% 5,1% 11,2% 10,2% 8,6%
Énergie des vagues, marémotrices 4,8% 8,4% 3,8% 8,3% 9,7%
Bioénergie 56,5% 55,2% 44,8% 47,9% 58,0%

NB : pour les centrales dont le fonctionnement est gouverné par les variations climatiques (hydrauliques, éoliennes, solaires, houlomotrices et marémotrices), ces facteurs de charge sont un reflet direct de ces variations du climat ; par contre, pour les centrales dispatchables, modulables à volonté pour réguler la production en fonction de la demande, les facteurs de charge résultent de l'appel plus ou moins intensif du gestionnaire de réseau à leurs services, en fonction de leur souplesse (maximale pour le gaz) mais aussi de leurs coûts de combustible : ainsi, en 2011 et 2012, une forte baisse des prix de marché du charbon a causé une forte hausse de l'utilisation des centrales à charbon aux dépens des centrales à gaz ; les fluctuations du nucléaire, peu souple, s'expliquent plutôt par des pannes ou par des variations dans les plannings de maintenance.

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 13] 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 (2 000 MW) dans les East Midlands, en 2002.
La centrale à cycle combiné gaz de Pembroke (2 180 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] :

Le Royaume-Uni a annoncé le 18 novembre 2015 que la totalité des douze centrales à charbon existantes seront fermées d'ici à 2025. Trois fermetures sont programmées dès 2016. Londres tente ainsi de tenir ses engagements de réduction des émissions de CO2 de 80 % en 2050 par rapport à 1990. Dans un premier temps cependant, c'est le gaz qui prendra le relais du charbon, ainsi que les énergies renouvelables, puis le nucléaire à partir de la fin des années 2020[34].

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 (1 875 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 (1 940 MW) et de la centrale fioul de Grain A (1 300 MW), et au 1er semestre 2013 les fermetures des centrales charbon de Cockenzie (1 152 MW), charbon/fioul de Didcot A (1 958 MW) et fioul de Fawley (1 036 MW). Les centrales charbon de Tilbury B (1 063 MW), Ironbridge (940 MW) et Drax (3 870 MW) ont été partiellement convertie à la biomasse[D 8].

Nucléaire[modifier | modifier le code]

Histoire[modifier | modifier le code]

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 %).

Puissance et production[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].

EDF Energy a reçu en janvier 2015 le feu vert des autorités britanniques pour prolonger de dix ans la durée de vie des deux réacteurs de Dungeness, dans le Kent, au sud-est de l’Angleterre. Cette centrale, opérationnelle depuis 1983, continuera à produire de l’électricité jusqu’en 2028, soit une durée d’utilisation de quarante-cinq ans. EDF poursuit la même stratégie pour ses huit centrales nucléaires outre-Manche, dont sept fonctionnent, comme Dungeness, avec des réacteurs avancés refroidis au gaz (AGR). La durée de vie moyenne du parc sera ainsi prolongée de neuf ans, permettant d'attendre 2023, date à laquelle EDF prévoit la mise en service des deux réacteurs EPR d’Hinkley Point[35].

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[36].

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

Programme nucléaire[modifier | modifier le code]

En octobre 2010, le gouvernement britannique a donné le feu vert pour la construction de huit nouvelles tranches nucléaires[37]. Par contre, le gouvernement écossais, avec le soutien du Parlement écossais, a déclaré qu'aucune nouvelle centrale nucléaire ne sera construite en Écosse[38],[39]. 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[40].

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[41].

Projets d'EDF Energy[modifier | modifier le code]

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 réacteurs. 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 le Office for Nuclear Regulation et l'Environment Agency, qui ont déclaré qu'elle est susceptible d'être acceptée[42].

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 était 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 %[43].

EDF estime que le chantier 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[44].

Le 21 juillet 2015, le ministre britannique des Finances a annoncé son feu vert à la garantie financière de l'État au projet de Hinkley Point, pour un montant initial de 2,7 milliards d'euros[45].

Le 21 octobre 2015, EDF a finalisé son partenariat avec la société chinoise CGN : les contrats ont été signés par les présidents d'EDF et CGN en présence du premier ministre David Cameron et du président chinois Xi Jinping ; la participation chinoise au capital de la nouvelle centrale nucléaire de Hinkley Point sera de 33,5 %. Le premier ministre a qualifié l'accord d'« historique » : c’est la première fois qu’une centrale nucléaire sera construite au Royaume-Uni depuis 1995 ; il s’agit du plus gros investissement étranger jamais annoncé en Grande-Bretagne ; c’est aussi la première commande de réacteur en Europe depuis la catastrophe de Fukushima en 2011 ; l’accord permet pour la première fois à un industriel chinois de mettre un pied dans le secteur nucléaire en Occident. La construction durera près de dix ans : la mise en service du premier EPR devrait intervenir en 2025, soit deux ans plus tard que ce qui était prévu jusqu’à présent, et le second réacteur suivra six à douze mois plus tard. Le projet coûtera 18 milliards de livres, soit 24,5 milliards d’euros courants, sans tenir compte des coûts de financement. EDF détient 66,5 % du projet et en financera donc les deux tiers, le solde (33,5 %) étant supporté par CGN. EDF financera sa part, soit plus de 16 milliards d’euros, sur ses fonds propres et par emprunt, et prévoit de céder quelque 10 milliards d’euros d’actifs non stratégiques dans cette perspective. Outre Hinkley Point, deux autres accords ont été conclus : à Sizewell, sur la côte est de l’Angleterre, deux réacteurs EPR sont prévus ; EDF prendra 80 % de ce projet et CGN 20 % ; les travaux démarreront en 2018 ou 2019. A Bradwell, à l’est de Londres, CGN prendra 66,5 % des parts et EDF 33,5 %, et cette centrale utilisera la technologie chinoise Hualong, pour la première fois en Occident[46].

Autres projets[modifier | modifier le code]

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 ; la décision finale d'investissement est prévue début 2019[47] ;
  • 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[48],[49],[50] ; la décision finale d'investissement est prévue fin 2018 ; mais l'autorité de sûreté nucléaire britannique annonce des retards dans le processus de certification de l'AP1000, qui est désormais prévue au premier trimestre 2017 ; Engie souhaite à terme abaisser sa participation dans NuGen autour de 20 %, et des réflexions sont engagées pour faire entrer au sein du consortium le coréen Kepco, avec lequel Toshiba a déjà des liens, voire des acteurs chinois[47].
Débats sur le nucléaire[modifier | modifier le code]

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 »[51].

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[52] ; 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)[52]
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.

L'Écosse a atteint en 2014, avec un an d'avance, son objectif de produire la moitié de ses besoins en électricité à partir des énergies renouvelables : 19 TWh ont été produits, dont 60 % d'éolien, qui a décuplé sa production en dix ans, surtout depuis l'arrivée au pouvoir des nationalistes en 2007 ; le gouvernement écossais s'est fixé l'objectif d'atteindre 100 % en 2020. Lors du premier round d’attribution en février 2015 des « contracts for difference » britanniques, le nouveau mécanisme de soutien aux énergies renouvelables du Royaume-Uni, une majorité des 15 projets éoliens terrestres validés par le gouvernement britannique concernait des déploiements en Écosse, avec des prix de vente prévus autour de 80 £/MWh (111 €/MWh)[53].

Le Department of Energy and Climate Change a soumis en août 2015 à consultation de nouveaux tarifs d’achat pour les installations de moins de 5 MW : il prévoit de les baisser de 12,47 p/kWh à 1,63 p/kWh pour les installations photovoltaïques domestiques, soit une chute de 87 % à partir de janvier 2016 ; les tarifs pour l’éolien et l’hydroélectricité devraient, eux aussi, s’effondrer. En effet, avec des tarifs d’achat initiaux très incitatifs, le photovoltaïque a séduit plus de 730 000 foyers et entreprises (juillet 2015), alors que le Royaume-Uni visait 750 000 installations en 2020 ; le budget des subventions, financé par les consommateurs, explose ; le gouvernement estime que le montant des aides doit rester compris entre 75 et 100 millions de livres entre 2016 et 2018-2019, date à laquelle le soutien prendra fin ; toutefois, si les raccordements sont encore trop nombreux, le ministère pourra supprimer les aides aux nouvelles installations[54].

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 1 320 MW en 17 secondes[55].
  • 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 turbine 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]

Le Royaume-Uni a été un précurseur dans l'utilisation de la biomasse comme source d'électricité. La première centrale au monde a été mise en service en juillet 1992 sur le site de Eye[56].

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. En mars 2013, 20 centrales à biomasse d'une puissance supérieure à 2 MW sont en service fournissant 1 090,2 MW, la plus puissante ayant une puissance de 750 MW et 29 autres sont planifiées d'un puissance totale de 5 299,3 MW[57].

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 système 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 Stockton-on-Tees, et une des plus importantes unités d'incinération d'Europe a été construite à Runcorn près de Liverpool, traitant 650 000 tonnes de déchets valorisés en 70 MW d'électricité et 51 MWth de chaleur[52]. Sa mise en service a commencé (phase 1) en mars 2014[58] et la deuxième partie est en test pour mise en service complète courant 2015 ; la capacité de traitement de déchets sera de 850 000 tonnes par an et la chaleur produite est destinée à l'usine chimique voisine INEOS ChlorVinyls[59].

Solaire[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire au Royaume-Uni.
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 GWh 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[60] 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[61].
  • 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 connexion, 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[62],[63]. 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[64].

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[65].
  • 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[66].
  • 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[67]. Selon l'International Hydropower Association, les négociations contractuelles ont commencé en 2015 et la centrale en projet aurait une puissance de 320 MW, ce qui en ferait la plus grande centrale marémotrice du monde devant celles du lac Sihwa en Corée du Sud (254 MW) et de l'estuaire de la Rance en France (240 MW)[68].

Le projet Meygen au large des côtes de l'Écosse sera le plus grand parc d'hydroliennes du monde avec 398 MW ; des contrats de fourniture d'hydroliennes ont été signés en 2014[68]. Ce parc va être installé entre la pointe nord-est de l’Écosse et la petite île de Stroma, dans un bras de mer traversé par de forts courants, par l’entreprise Meygen, filiale du développeur australien Atlantis, lui-même détenu à 42% par la banque Morgan Stanley. Meygen va dans un premier temps installer, par 40 m de fond, 4 hydroliennes de 1,5 MW de puissance chacune pour une trentaine de mètres de hauteur ; les fondations devraient être construites en 2015, pour installer en 2016 les 4 hydroliennes, l’une construite par la maison-mère Atlantis et trois autres par le norvégien Andritz Hydro Hammerfest. Meygen ambitionne de déployer ensuite 269 turbines pour une puissance totale de 398 MW d’ici dix ans. Meygen table sur un facteur de charge d'environ 40 %, nettement meilleur que celui des éoliennes. La première phase du financement a été bouclée : 51 millions de livres (65,2 millions €) levés sous toutes les formes - titres, dettes, subventions. Le gouvernement britannique a apporté son soutien au projet en fixant un prix de rachat de 305 livres (390 €) par mégawatt-heure au moins jusqu’en 2019, soit deux fois plus que pour l’éolien en mer. La filière hydrolienne espère pouvoir rivaliser d’ici dix ans avec les coûts actuels de l’éolien offshore, grâce à l'industrialisation de la fabrication et de la pose des hydroliennes[69].

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[70], 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) (2 000 MW), avec RTE et vers les Pays-Bas : BritNed (1 000 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[71]. 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.

La Norvège et l'Islande envisagent en 2014 chacune l'installation d'une ligne sous-marine pour exporter leur hydroélectricité vers le Royaume-Uni ; celle de l'Islande aurait une longueur de 1 000 km[68].

Les échanges internationaux d'électricité du Royaume-Uni ont été en 2012, selon ENTSO-E[73] :

  • avec la France : import 7 620 GWh, export 1 191 GWh ;
  • avec les Pays-Bas : import 6 073 GWh, export 254 GWh ;
  • avec la République d'Irlande : import 360 GWh, export 715 GWh
  • total[n 14] : 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[74] :

Échanges contractuels d'électricité avec la France
en TWh 2010[75] 2011[76] 2012 2013[74]
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[77].

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 5 000 kWh/an[78] :

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 2 000 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[79].

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[80].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Émissions de CO2[modifier | modifier le code]

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2013 var.
2013/1971
var.
2013/1990
var.UE
2013/1990
Émissions[h 1] (Mt CO2) 621,0 547,7 448,7 -27,7 % -18,1 % -17,0 %
Émissions/habitant[h 2] (t CO2) 11,10 9,57 7,00 -37 % -27 % -22 %
Source : Agence internationale de l'énergie

En 2009, les émissions 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. Les émissions par habitant du Royaume-Uni en 2013 dépassaient de 6,5 % la moyenne de l'Union européenne (6,57 t/hab) ; l'Allemagne émettait 9,25 tonnes/hab, la France 4,79 t/hab, les États-Unis 16,18 t/hab et la Chine 6,60 t/hab[h 2].

Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible Émissions 2013
Mt CO2
% var.
2013/1990
var.UE
2013/1990
Charbon[h 3] 140,4 31 % -42,8 % -36,4 %
Pétrole[h 4] 152,5 34 % -22,9 % -18,9 %
Gaz naturel[h 5] 152,3 34 % +46,2 % +35,3 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Émissions de CO2 liées à l'énergie par secteur de consommation*
Émissions 2013 part du secteur Émissions/habitant Émiss./hab. UE-28
Secteur Millions tonnes CO2 % tonnes CO2/hab. tonnes CO2/hab.
Secteur énergie hors élec.[n 15] 32,5 7 % 0,51 0,41
Industrie et construction 92,7 21 % 1,45 1,67
Transport 116,0 26 % 1,81 1,74[n 16]
dont transport routier 107,4 24 % 1,68 1,61
Résidentiel 129,3 29 % 2,02 1,58[n 17]
Autres 78,2 17 % 1,22 1,17
Total 448,7 100 % 7,00 6,57
Source : Agence internationale de l'énergie[h 6]
* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation

Pollution atmosphérique[modifier | modifier le code]

Un rapport publié en juin 2016 par WWF et trois autres ONG avec le soutien de l'Union européenne évalue à 22 900 décès prématurés les impacts de la pollution atmosphérique causée par les centrales au charbon de l'Union européenne en 2013, un bilan comparable à celui des accidents de la route : 26 000 décès. Les centrales britanniques à elles seules ont causé 2 870 décès prématurés, dont 1 350 décès dans les pays voisins, en particulier en France : 350 décès, en Allemagne : 320 décès, aux Pays-Bas : 160 décès et en Belgique : 100 décès[81].

Annexes[modifier | modifier le code]

Sur les autres projets Wikimedia :

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. BP prend comme source le rapport 2013 du Conseil mondial de l'énergie.
  2. y compris condensats et liquides de gaz naturel.
  3. taux de dépendance = importations nettes / (consommation brute d'énergie primaire, usages non énergétiques inclus + soutes maritimes internationales).
  4. combustibles solides : charbon, coke, benzol, goudrons, gaz de haut fourneau
  5. gaz naturel, gaz de ville et gaz de cokerie
  6. surtout utilisés pour la production de chaleur ; biocarburants inclus à partir de 2006.
  7. électricité de sources nucléaire, hydroélectrique, éolienne et solaire ; avant 1987 : seulement grands producteurs.
  8. chaleur commercialisée par les réseaux de chauffage urbain.
  9. usages non-énergétiques : chimie, goudrons, solvants, etc.
  10. administration, commerce, agriculture.
  11. centrales à turbines à vapeur, surtout au charbon ; y compris centrales de cogénération.
  12. biomasse, solaire, énergies marines.
  13. gaz de haut-fourneau et de cokerie, déchets non renouvelables.
  14. diffère du détail par pays du fait de consolidations effectuées a posteriori.
  15. raffinage de pétrole, cokéfaction, mines de charbon, extraction de pétrole et de gaz, etc.
  16. en France : 1,85 t/hab ; en Allemagne : 1,93 t/hab
  17. en France : 1,03 t/hab ; en Allemagne : 2,40 t/hab

Références[modifier | modifier le code]

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  79. La réforme énergétique britannique, une aubaine à un milliard d'euros pour EDF?, La Tribune, 7 juillet 2014.
  80. Le gérant de la centrale Fukushima va revendre de l'électricité en Europe, site du journal La Tribune, 26 juin 2014.
  81. (en)Europe's dark cloud, WWF, Climate action network, HEAL et Sandbag, juin 2016.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]