Voir la source de Énergie au Royaume-Uni

{{Infobox Énergie (pays)
 | image                 = London Night.jpg
 | légende               = Londres la nuit, vue de la [[Station spatiale internationale]]
 | mesure                = TJ
 | population            = 66971400
 | consommation année    = 2022
 | offre totale          = 6435871
 | consommation habitant = 
<!--    -->
 | agent charbon             = 204592
 | agent pétrole             = 2331071
 | agent produits pétroliers = -84124
 | agent gaz                 = 2545902
 | agent nucléaire           = 520615
 | agent hydro               = 19136
 | agent géosolaire          = 340272
 | agent bois                = 577638
 | agent renouvelable        = 
 | agent électricité         = -19232
<!--  2021  -->
 | demande totale                = 4998222
 | secteur industrie             = 900678
 | secteur transport             = 1516124
 | secteur ménage                = 1585004
 | secteur service               = 669543
 | secteur agriculture           = 49451
 | secteur pêche                 = 7495
 | secteur résidentiel-tertiaire = 
 | secteur non-énergétique       = 221021
<!-- GWh   -->
 | électricité année             = 2022
 | électricité total             = 323910
 | électricité charbon           = 7066
 | électricité pétrole et divers = 2097
 | électricité gaz               = 125300
 | électricité biomasse          = 30666
 | électricité déchet            = 9655
 | électricité nucléaire         = 47723
 | électricité hydro             = 7307
 | électricité géothermie        = 
 | électricité solaire PV        = 13920
 | électricité solaire thermique = 
 | électricité éolien            = 80162
 | électricité marémotrice       = 9
 | électricité autres            = 
<!-- PJ   -->
 | combustible année   = 2022 - PJ
 | combustible pétrole = 1643
 | combustible gaz     = 1373
 | combustible charbon = 18
 | combustible uranium = 
 | combustible bois    = 400
 | réserve pétrole     = 
 | réserve gaz         = 
 | réserve charbon     = 
 | réserve uranium     = 
<!--    -->
 | import-export année = 2022 - PJ
 | import électricité  = 56
 | import pétrole      = 3277
 | import gaz          = 2003
 | import charbon      = 206
 | import uranium      = 
 | import bois         = 197
 | export électricité  = 75
 | export pétrole      = 2235
 | export gaz          = 843
 | export charbon      = 15
 | export uranium      = 
 | export bois         = 19
 | source              = [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEbal">{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=UK&energy=Balances&year=2022 Energy Statistics Data Browser : United Kingdom - Balances 2022], [[Agence internationale de l'énergie]], 21 décembre 2023.</ref>{{,}}<ref name="BMpop">[https://donnees.banquemondiale.org/pays/royaume-uni Indicateurs du développement dans le monde - Royaume-Uni : population], [[Banque mondiale]].</ref><br>NB : dans le bilan énergétique, l'agent « bois » comprend l'ensemble biomasse-déchets
}}
Le '''secteur de l'énergie au Royaume-Uni''' est historiquement marqué par ses [[Charbonnage|mines de charbon]], puis par son exploitation du [[pétrole]] et du [[gaz naturel]] [[offshore]] en [[mer du Nord]]. Mais ces ressources sont en voie d'épuisement : en 2023, sa production ne couvre sa consommation qu'à hauteur de 54 % pour le gaz naturel, 52 % pour le pétrole et 6 % pour le charbon, si bien que le pays est devenu l'un des plus gros importateurs de gaz naturel ({{8e|rang}} mondial en 2022).

L'[[énergie nucléaire]] joue un rôle significatif ; le pays se classe en 2023 au {{11e|rang}} des producteurs d'électricité nucléaire. Cette production déclinante est en voie de relance avec en particulier la construction de réacteurs [[Réacteur pressurisé européen|EPR]] en cours à la [[centrale nucléaire de Hinkley Point]] et en projet à la [[centrale nucléaire de Sizewell]].

Enfin, le Royaume-Uni développe une importante politique d'incitation aux [[énergie renouvelable|énergies renouvelables]], en particulier aux [[éolienne]]s ({{6e|rang}} mondial en 2023), à la biomasse ({{5e|rang}} mondial en 2021) et au solaire photovoltaïque ({{17e|rang}} mondial en 2023).

Au total, la production nationale d'énergie primaire, constituée à 70,3 % de combustibles fossiles, 12 % de nucléaire et 17,6 % d'énergies renouvelables, couvre 67 % des besoins du pays en 2022.

La consommation d'énergie primaire par habitant est assez modeste pour un pays développé, supérieure de 33 % à la moyenne mondiale, mais inférieure de 23 % à celle de la France et de 25 % à celle de l'Allemagne.

Elle se répartit en 2022 entre les combustibles fossiles, largement prédominants avec 77,6 % (charbon 3,2 %, pétrole 34,9 %, gaz naturel 39,6 %), mais en net recul (90,7 % en 1990), le nucléaire : 8,1 % et les énergies renouvelables : 14,6 % (biomasse-déchets 9,0 %, éolien et solaire 5,3 %, hydraulique 0,3 %).

L'électricité couvre seulement 20,6 % de la consommation finale d'énergie en 2021. La production d'électricité est longtemps restée dominée par les combustibles fossiles, mais cette domination recule rapidement, de 76,9 % en 2010 à 36,7 % en 2023 (dont 34,7 % de gaz naturel), grâce au développement très soutenu des énergies renouvelables : 46,4 % en 2023 (dont éolien : 28,1 %, biomasse+déchets : 11,7 %, solaire : 4,7 %, hydraulique : 1,9 %) contre 6,9 % en 2010 ; le charbon tombe à 1,3 % ; la part du nucléaire est de 13,9 % ; le taux de [[décarbonation]] de la production d'électricité atteint donc 60,3 %.

Les émissions de {{CO2}} par habitant liées à l'énergie étaient en 2022 de {{unité|4,55 tonnes}}, niveau supérieur de 7 % à la moyenne mondiale et de 13 % à celui de la France, mais inférieur de 23 % à celui de l'Union européenne et de 37 % à celui de l'Allemagne. Elles ont baissé de 53 % de 1990 à 2022 contre 28 % en moyenne dans l'Union européenne.

== Vue d'ensemble ==
{| class="wikitable"
! colspan="7" align="center" style="background-color: #cfb;" | Principaux indicateurs de l'énergie au Royaume-Uni<ref name="AIEbal"/>
|- bgcolor="#cfb" align="center"
| 
| Population<ref name="BMpop"/>
| Consom.<br/>énergie<br/>primaire
| Production
| Importation<br/>nette
| Consom.<br>élect.*<ref name="AIEélec"/>
| Émissions<br>GHG**<ref name="GHG-En" group="g">tab.GHG-Energy</ref>
|- style="background-color: #cfb;" align="center"
| Année
| Million
| [[Pétajoule|PJ]]
| PJ
| PJ
| TWh
| Mt {{CO2}}éq
|- align="right"
| align="left" | 1990 || 57,2 || {{formatnum:8622}} || {{formatnum:8709}} || 198 || 306,7 || 569
|- align="right"
| align="left" | 2000 || 58,89 || {{formatnum:9336}} || {{formatnum:11409}} || -{{formatnum:1690}} || 360 || 543
|- align="right"
| align="left" | 2010 || 62,77 || {{formatnum:8527}} || {{formatnum:6218}} || {{formatnum:2623}} || 358 || 491
|- align="right"
| align="left" | 2011 || 63,26 || {{formatnum:7906}} || {{formatnum:5438}} || {{formatnum:3110}} || 346 || 451
|- align="right"
| align="left" | 2012 || 63,70 || {{formatnum:8117}} || {{formatnum:4885}} || {{formatnum:3718}} || 347 || 473
|- align="right"
| align="left" | 2013 || 64,13 || {{formatnum:7999}} || {{formatnum:4586}} || {{formatnum:4026}} || 346 || 460
|- align="right"
| align="left" | 2014 || 64,60 || {{formatnum:7535}} || {{formatnum:4519}} || {{formatnum:3726}} || 331 || 420
|- align="right"
| align="left" | 2015 || 65,12 || {{formatnum:7610}} || {{formatnum:4947}} || {{formatnum:3046}} || 331 || 406
|- align="right"
| align="left" | 2016 || 65,61 || {{formatnum:7464}} || {{formatnum:4984}} || {{formatnum:2856}} || 330,6 || 386
|- align="right"
| align="left" | 2017 || 66,06 || {{formatnum:7347}} || {{formatnum:4986}} || {{formatnum:2808}} || 325,8 || 374
|- align="right"
| align="left" | 2018 || 66,46 || {{formatnum:7269}} || {{formatnum:5122}} || {{formatnum:2799}} || 326,6 || 366
|- align="right"
| align="left" | 2019 || 66,84 || {{formatnum:7020}} || {{formatnum:5071}} || {{formatnum:2587}} || 319,6 || 351
|- align="right"
| align="left" | 2020 || 67,08 || {{formatnum:6417}} || {{formatnum:4881}} || {{formatnum:1810}} || 302,4 || 313
|- align="right"
| align="left" | 2021 || 67,03 || {{formatnum:6646}} || {{formatnum:4194}} || {{formatnum:2571}} || 306,6 || 332
|- align="right"
| align="left" | 2022 || 66,97 || {{formatnum:6436}} || {{formatnum:4313}} || {{formatnum:2552}} || 292,5 || 319
|- align="right"
| align="left" | variation<br />1990-2022 || +17 % || -25 % || -50 % || +1189 % || -5 % || -44 %
|- 
| colspan="7" | * consommation brute d'électricité = production+importations-exportations-pertes en ligne<br>** émissions de gaz à effet de serre liées à l'énergie.
|}

== Comparaisons internationales ==
Dans les statistiques de l'[[Agence internationale de l'énergie]] et de l'[[Energy Institute]], le Royaume-Uni apparait dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'énergie.

{| class="wikitable" 
|+ Place du Royaume-Uni dans les classements mondiaux
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 ! Source d'énergie
 ! indicateur
 ! rang
 ! année
 ! quantité
 ! unité
 ! % monde
 ! commentaires
|- 
|scope="row" rowspan="1" | Gaz naturel
|Importation nette<ref name="AIEbal"/>
| {{10e}}
| 2022
|align="right"| 1,16
| [[Joule|EJ]]
|align="right"| 2,7 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|4,88 EJ}}), {{2e}} : Japon ({{unité|3,47 EJ}}), {{3e}} : Allemagne ({{unité|2,96 EJ}})
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Électricité
|Production<ref name="e-55" group="e">{{p.}}55</ref>
| {{16e}}
| 2023
|align="right"| 285,6
| TWh
|align="right"| 1,0 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|9494 TWh}}, 31,7 %), {{2e}} : États-Unis (15,0 %), {{9e}} : France(1,7 %), {{10e}} : Allemagne (1,7 %)
|-
|Importation nette<ref name="AIEélec"/>
| {{6e}}
| 2021
|align="right"| 24,6
| TWh
|align="right"| 3,1 %
| {{1er}} : Italie ({{unité|42,8 TWh}}, 5,3 %), {{2e}} : Irak (5,2 %), {{3e}} : États-Unis (4,9 %)
|- 
|scope="row" rowspan="3" | Nucléaire
|Production<ref name="e-53" group="e">{{p.}}53</ref>
| {{11e}}
| 2023
|align="right"| 40,7
| TWh
|align="right"| 1,5 %
| {{1er}} : États-Unis ({{unité|816,2 TWh}}, 29,8 %), {{2e}} : Chine (15,9 %), {{3e}} : France (12,4 %)
|-
|Puissance installée<ref>{{en}} [https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx World statistics - In operation, by country], AIEA-PRIS, 11 août 2024.</ref>
| {{12e}}
| 2023
|align="right"| 5,88
| GW
|align="right"| 1,6 %
| {{1er}} : États-Unis ({{unité|96,95 GW}}, 25,9 %), {{2e}} : France (16,4 %), {{3e}} : Chine (14,5 %)
|-
|% nucléaire/élec*<ref>{{en}} [https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/NuclearShareofElectricityGeneration.aspx World Statistics - Nuclear Share of Electricity Generation in 2022], [[Agence internationale de l'énergie atomique]]-''Power Reactor Information System'', 11 août 2024.</ref>
| {{18e}}
| 2023
|align="right"| 12,5
| %
|align="right"|
| {{1er}} : France (64,8 %), {{2e}} : Slovaquie (61,3 %), {{17e}} : États-Unis (18,6 %), {{18e}} : Russie (18,4 %)
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Énergie éolienne
|Production élec.<ref name="e-63" group="e">{{p.}}63</ref>
| {{6e}}
| 2023
|align="right"| 82,0
| TWh
|align="right"| 3,4 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|885,9 TWh}}, 38,1 %), {{2e}} : États-Unis (18,5 %), {{3e}} : Allemagne (6,1 %), {{4e}} : Brésil (4,1 %), {{5e}} : Inde (3,5 %)
|- 
|Puissance installée<ref name="e-62" group="e">{{p.}}62</ref>
| {{6e}}
| 2023
|align="right"| 30,2
| GW
|align="right"| 3,0 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|441,9 GW}}, 43,4 %), {{2e}} : États-Unis (14,5 %), {{3e}} : Allemagne (6,8 %), {{4e}} : Inde (4,4 %), {{5e}} : Espagne (3,1 %)
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Énergie solaire photovoltaïque
|Production élec.<ref name="e-63" group="e"/>
| {{17e}}
| 2023
|align="right"| 13,8
| TWh
|align="right"| 0,8 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|584,4 TWh}}, 35,6 %), {{2e}} : États-Unis (14,7 %), {{3e}} : Inde (6,9 %)
|- 
|Puissance installée<ref name="e-62" group="e"/>
| {{14e}}
| 2023
|align="right"| 15,66
| GW
|align="right"| 1,1 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|609,4 GW}}, 43,2 %), {{2e}} : États-Unis (9,8 %), {{3e}} : Japon (6,2 %)
|- 
|scope="row" rowspan="1" | Biomasse
|Production élec.<ref name="AIEélec">{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=UK&energy=Electricity&year=2022 Energy Statistics Data Browser : United Kingdom - Electricity 2022], [[Agence internationale de l'énergie]], 21 décembre 2023.</ref>
| {{5e}}
| 2021
|align="right"| 35,3
| TWh
|align="right"| 5,7 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|163,8 TWh}}), {{2e}} : Brésil ({{unité|55,7 TWh}}), {{3e}} : États-Unis ({{unité|52,4 TWh}}), {{4e}} : Allemagne ({{unité|41,1 TWh}})
|- 
! colspan="8" |<small>* % source (nucléaire, éolien, solaire)/total production d'électricité.</small>
|}
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 dixième rang. En 2016, il a disparu du classement des dix principaux importateurs de charbon. En 2018, il a disparu du classement des dix principaux producteurs d'électricité à partir de gaz naturel et, en 2019, de celui des dix principaux producteurs d'électricité nucléaire.

== Histoire ==
[[Fichier:British.coalfields.19th.century.jpg|vignette|gauche|Gisements de charbon au Royaume-Uni au {{S-|19}}.]]
[[Fichier:The British Grid System- the work of the Central Electricity Board in Wartime, c March 1945 D24288.jpg|vignette|Un contrôleur à l'œuvre dans la salle de contrôle central d'électricité de la Grande-Bretagne en {{date-|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.]] 
[[File:Electricity-prod-source-stackedUK1985-2020.svg|thumb|Production d'électricité au Royaume-Uni de 1985 à 2020.]]
[[Fichier:Battersea Powerstation - Across Thames - London - 020504.jpg|vignette|[[Battersea Power Station|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 dont l’exploitation employait jusqu’à {{nb|718000 mineurs}}<ref name="can">{{Article |langue=en |url= http://news.bbc.co.uk/onthisday/hi/dates/stories/december/30/newsid_2547000/2547587.stm | périodique=BBC News | titre=1986: Coal mine canaries made redundant | jour=30|mois=décembre|année=1986|id=a}}</ref>, 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, et, en 2002, on comptait seulement {{unité|12000|mineurs}}<ref name="can"/>. 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 % ({{nombre|50.5|millions}} de tonnes, représentant 82,4 % du charbon utilisé en 2004) par rapport aux niveaux de 1980.
{{clr}}

== Production d'énergie primaire ==
{{Diagramme circulaire
 | thumb     = right
 | caption   = Production d'énergie primaire en 2022
 | autre     = 
 | label1    = Charbon
 | valeur1   = 0.4
 | couleur1  = #000000
 | label2    = Pétrole
 | valeur2   = 38.1
 | couleur2  = #4682B4
 | label3    = Gaz naturel
 | valeur3   = 31.8
 | couleur3  = #708090
 | label4    = Biomasse-déchets
 | valeur4   = 9.3
 | couleur4  = #808000
 | label5    = Hydraulique
 | valeur5   = 0.4
 | couleur5  = #00B1FF
 | label6    = Solaire, éolien,...
 | valeur6   = 7.9
 | couleur6  = #3CB371 
 | label7    = Nucléaire
 | valeur7   = 12.1
 | couleur7  = #FFFF00
}}
{| class="wikitable"
|+ Production d'énergie primaire au Royaume-Uni par source ([[Pétajoule|PJ]])
|- align="center"
 ! Source
 ! 1990
 | ''%''
 ! 2000
 | ''%''
 ! 2010
 | ''%''
 ! 2020
 | ''%''
 ! 2022
 ! ''% 2022''
 ! var.<br />2022/1990
|- align="right"
|align="left"| Charbon || {{formatnum:2245}} || ''25,8'' || 781 || ''6,8''|| 454 || ''7,3'' || 46 || ''0,9'' || 18 || '''''0,4 %''''' || '''-99 %'''
|- align="right"
|align="left"| Pétrole || {{formatnum:3988}} || ''45,8'' || {{formatnum:5513}} || ''48,3''|| {{formatnum:2740}} || ''44,1'' || {{formatnum:2131}} || ''43,7'' || {{formatnum:1643}} || '''''38,1 %''''' || '''-59 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz naturel || {{formatnum:1713}} || ''19,7'' || {{formatnum:4084}} || ''35,8''|| {{formatnum:2084}} || ''33,5'' || {{formatnum:1424}} || ''29,2'' || {{formatnum:1373}} || '''''31,8 %''''' || '''-20 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total [[Combustible fossile|fossiles]]''' || '''{{formatnum:7946}}''' || ''91,2'' || '''{{formatnum:10378}}''' || ''91,0''|| '''{{formatnum:5279}}''' || ''84,9'' || '''{{formatnum:3601}}''' || ''73,8'' || '''{{formatnum:3033}}''' || '''''70,3 %''''' || '''-62 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Nucléaire''' || '''717''' || ''8,2'' || '''928''' || ''8,1''|| '''678''' || ''10,9'' || '''548''' || ''11,2'' || '''521''' || '''''12,1 %''''' || '''-27 %'''
|- align="right"
|align="left"| Hydraulique || 19 || ''0,2'' || 18 || ''0,2''|| 13 || ''0,2'' || 25 || ''0,5'' || 19 || '''''0,4 %''''' || '''+2 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse-déchets || 26 || ''0,3'' || 80 || ''0,7''|| 209 || ''3,4'' || 386 || ''7,9'' || 399 || '''''9,3 %''''' || '''+1419 %'''
|- align="right"
|align="left"| Solaire, éolien, etc. || 0,5 || ''0,006'' || 4 || ''0,03''|| 39 || ''0,6'' || 321 || ''6,6'' || 340 || '''''7,9 %''''' || '''x694'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total [[Énergie renouvelable|EnR]]''' || '''45''' || ''0,5'' || '''103''' || ''0,9''|| '''261''' || ''4,2'' || '''732''' || ''15,0'' || '''759''' || '''''17,6 %''''' || '''+1568 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''{{formatnum:8709}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:11409}}''' || ''100''|| '''{{formatnum:6218}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:4881}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:4313}}''' || '''''100 %''''' || '''-51 %'''
|-
| colspan="12" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEbal"/></small>
|}

=== Charbon ===
[[Fichier:UK Coal Production.png|thumb|upright=1.5|Production et importation de charbon du Royaume-Uni (millions de tonnes)<br />source données : [[Département de l'Énergie et du Changement climatique|DECC]].]]
Élément essentiel de la [[révolution industrielle]] qui a conduit au {{s-|XIX}} le Royaume-Uni au premier rang des économies mondiales, la production de [[charbon]] a atteint un pic de {{nobr|292 millions}} de tonnes en 1913 et baisse drastiquement depuis les années 1970<ref>{{Lien web|langue=fr|titre=Historical coal data: coal production, availability and consumption 1853 to 2014 |url=https://www.gov.uk/government/statistical-data-sets/historical-coal-data-coal-production-availability-and-consumption-1853-to-2011 |date=30 juillet 2015 |site=Gouvernement britannique |consulté le=21 octobre 2015 }}.</ref>. Entre 1845 et 1945, 90 à 95% des besoins énergétiques de l'Angleterre et du Pays-de-Galles sont couverts par le charbon, avant que cette part ne commence à décroîre progressivement<ref>{{Article |prénom1=Charles-François |nom1=Mathis |titre=L'impossible transition ? La fatalité du charbon au Royaume-Uni |périodique=Journal of Energy History / Revue d'Histoire de l'énergie |date=2020-01 |lire en ligne=https://hal.archives-ouvertes.fr/hal-02474458 |consulté le=2021-01-21 }}</ref>.

Les réserves prouvées récupérables de charbon du Royaume-Uni étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à {{unité|28 Mt}} (millions de tonnes) fin 2022, soit 40 ans de production au rythme de 2022 : {{unité|0,7 Mt}}<ref name="b-96" group="b">{{p.}}96</ref>. Elles ont baissé de 92 % depuis 2010<ref name="BGR2010">{{de}} [https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/Energiestudie-Kurzf-2011.pdf Kurzstudie Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2011] (pages 38, 48, 58), Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR), 8 décembre 2011.</ref>. BGR estime de plus à {{unité|186,7 Gt}} (milliards de tonnes) les ressources ultimes de charbon<ref name="b-96" group="b"/>, soit 1,2 % des ressources ultimes mondiales<ref name="b-98" group="b">{{p.}}98</ref>, plus {{unité|1 Gt}} de ressources ultimes de [[lignite]])<ref name="b-105" group="b">{{p.}}105</ref>.

En 2023, la production de charbon du Royaume-Uni était de {{unité|0,01 EJ}} ([[Joule|exajoules]]), soit 0,006 % du total mondial ; elle a reculé de 22,3 % en 2023 et de 97 % depuis 2013<ref name="e-48" group="e">{{p.}}48</ref>.

La consommation de charbon du Royaume-Uni s'est établie en 2023 à {{unité|0,18 EJ}}, soit 0,1 % du total mondial ; elle a reculé de 12,6 % en 2023 et de 89 % depuis 2013. La production de charbon du pays couvre seulement 6 % de sa consommation<ref name="e-51" group="e">{{p.}}51</ref>.

La dernière mine de charbon souterraine britannique (il reste quelques exploitations à ciel ouvert), celle de [[Fosse Kellingley|Kellingley]], dans le comté du [[Yorkshire du Nord]], a fermé définitivement ses portes le {{date-|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 {{unité|43|[[Livre sterling|livres]]}} la tonne à la production, contre {{unité|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}}<ref>{{lien web |url= https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/021567015438-la-derniere-mine-de-charbon-britannique-ferme-ses-portes-1185674.php |titre=La dernière mine de charbon britannique ferme ses portes |site=Les Échos |date=17 décembre 2015}}.</ref>.
{{clr}}

=== Pétrole ===
[[Fichier:North Sea OilandGas Fields.jpg|thumb|upright=1.2|left|Gisements de pétrole (en vert) et de gaz naturel (en rouge) en Mer du Nord.]]
==== Réserves de pétrole ====
Les réserves prouvées de pétrole du Royaume-Uni étaient estimées par BGR à {{unité|237 Mt}} (millions de tonnes) fin 2022, soit 0,1 % des réserves mondiales, représentant 6,2 années de production au rythme de 2022 : {{unité|38,1 Mt}} ; les ressources ultimes sont estimées à {{unité|1127 Mt}}<ref name="b-74" group="b">{{p.}}74</ref>. Les réserves prouvées ont baissé de 68 % depuis 2010<ref name="BGR2010"/>.

Une carte détaillée des infrastructures pétrolières et gazières offshore britanniques est téléchargeable sur le site open data de l'État<ref>{{lien web|langue=en
|url=https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/276877/Infrast_Off.pdf |titre=UKCS infrastructure wallmap showing oil and gas activity|éditeur=gov.uk|date=3 février 2014|consulté le=15 février 2014|format=pdf}}.</ref>.

==== Production de pétrole ====
[[File:Oil Balance United Kingdom.svg|thumb|Le Royaume uni a exporté du pétrole pendant une vingtaine d'années.]]
[[Fichier:UK oil production-consumption.png|thumb|upright=1.2|right|Production et consommation de pétrole du Royaume-Uni 2000-2014<br />2013 et 2014 : prévision - source : [[Energy Information Administration|EIA]].]]
[[Fichier:Beryl alpha from air.jpg|thumb|Vue aérienne de la plateforme de Beryl alpha, située à plus de {{unité|100|km}} à l'est des Shetlands.]]
[[Fichier:StatfjordA(Jarvin1982).jpg|thumb|Plateforme de Statfjord en 1982.]]
En 2023, le Royaume-Uni a produit {{unité|0,715 Mb/j}} (million de barils par jour)<ref name="e-21" group="e">{{p.}}21</ref>, soit {{unité|33,4 Mt}} (millions de tonnes) de pétrole, en baisse de 11,4 % en 2023 et de 18 % depuis 2013. Il représente 0,7 % de la production mondiale<ref group="e" name="e-21" />.

Environ {{formatnum:2000}} 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 {{unité|25000|barils/jour}}<ref>{{Lien web |langue=fr |titre=Le Royaume-Uni aurait découvert une réserve géante de pétrole à {{unité|40|km}} de Londres |url=https://www.challenges.fr/energie-et-environnement/20150410.CHA4789/le-royaume-uni-aurait-decouvert-une-reserve-geante-de-petrole-a-40-km-de-londres.html |date=10 avril 2015 |périodique=[[Challenges]]|consulté le=4 juillet 2015}}.</ref> ; le premier champ pétrolifère fut exploité à partir de 1919 et le premier puits de pétrole commercial à partir de 1939 à [[Eakring]] dans l'actuel district de [[Newark and Sherwood]]<ref>{{Lien web |langue= en|titre=The story of how Dukes Wood Oilfield began.... |url=http://www.dukeswoodoilmuseum.co.uk/Darcy%20Oil.htm|éditeur=Dukes Wood Oil Museum|date=|consulté le=4 juillet 2015}}.</ref>. La production avant la [[Seconde Guerre mondiale]] est marginale avec {{unité|100|tonnes}} en 1939 puis à un pic maximal de {{formatnum:114000}} tonnes en 1943 qui ne serait ensuite dépassé qu'à partir de 1964<ref>{{Lien web |langue=en |titre=British Petroleum |url= http://www.dukeswoodoilmuseum.co.uk/british_petroleum.htm|date= |éditeur=Dukes Wood Oil Museum|consulté le=4 juillet 2015}}.</ref>.

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<ref name=prodprim/>.

Le [[Brent (champs de pétrole)|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 dix-neuf 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 [[Champ pétrolifère|gisement pétrolier]] jamais trouvé dans les eaux [[Royaume-Uni|britanniques]] de la [[mer du Nord]]. Il fut découvert en 1970 par [[BP (entreprise)|BP]] dans le secteur central de la mer du Nord ; à la fin des années 1970, le gisement produisait quelque {{unité|500|[[Unité de l'industrie du pétrole et du gaz|kbbl]]/j}}. En 2003, le gisement, moribond (la production n'était plus que de {{unité|40|kbbl/j}}) fut revendu à Apache Corporation, un producteur moyen [[États-Unis|américain]]. Plus de la moitié du pétrole initialement en place (estimé à {{unité|5|Gbbl}}) a été récupérée.

Le [[Piper (gisement de pétrole)|gisement de Piper]], découvert en 1973 à {{unité|190|km}} au large d'[[Aberdeen]], présentait des réserves initiales de {{unité|1|[[Unité de l'industrie du pétrole et du gaz|Gbbl]]}} environ. La production commença en 1976 et atteignit brièvement {{unité|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 {{date-|6|juillet|1988}}, qui tua {{nombre|167|ouvriers}}. L'autre plate-forme fut remise en service en 1993 et le gisement produisit à nouveau près de {{unité|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 {{formatnum:850204}} barils le {{date-|16 janvier 1987}}. Depuis 2006, Statfjord est pratiquement épuisé, produisant moins du dixième de son record historique. Le gisement contenait initialement {{unité|5.22|Gbbl}} de pétrole ; environ {{unité|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 [[Buzzard (gisement de pétrole)|gisement de Buzzard]], situé près des côtes écossaises à {{unité|100|km}} au nord-est d'[[Aberdeen]]<ref>{{lien web|langue=fr |auteur=[[Agence France-Presse|AFP]]  |url= https://www.ledevoir.com/economie/actualites-economiques/291721/petrole-la-compagnie-encore-fait-une-decouverte-prometteuse-en-mer-du-nord |titre= Pétrole - La compagnie Encore fait une découverte prometteuse en mer du Nord |périodique=[[Le Devoir]] |date=29 juin 2010 |consulté le= 29 juin 2010}}.</ref>, fut découverte en {{date-|juin 2001}} par la compagnie canadienne [[Encana]]. Il contient plus d'un Gbbl de pétrole, et les réserves récupérables sont supérieures à {{unité|500|[[Unité de l'industrie du pétrole et du gaz|Mbbl]]}}. Grâce à son exploitation, la Grande-Bretagne a pu produire très légèrement plus de pétrole en 2007 qu'en 2006, après six ans de déclin continu.

==== Consommation de pétrole ====
En 2023, le Royaume-Uni a consommé {{unité|1,38 Mb/j}} (millions de barils par jour)<ref name="e-26" group="e">{{p.}}26</ref>, soit {{unité|2,69 EJ}} ([[Joule|exajoules]]) de pétrole, en hausse de 1,4 % en 2023, mais en recul de 9,7 % depuis 2013. Il se classe au {{16e|rang}} mondial avec 1,4 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 52 % de sa consommation<ref name="e-27" group="e">{{p.}}27</ref>.

=== Gaz naturel ===
[[Fichier:UK gas production-consumption.png|thumb|upright=1.2|right|Production et consommation de gaz naturel du Royaume-Uni 2000-2011<br />source : [[Energy Information Administration|EIA]].]]
==== Réserves de gaz naturel ====
Les réserves de gaz naturel étaient estimées à {{unité|146 Gm3}} (milliards de m³) fin 2022, soit 0,07 % des réserves mondiales ; elles représentaient {{unité|3,9 années}} de production au rythme de 2022 : {{unité|37,8 Gm3}}. Les ressources ultimes étaient estimées à {{unité|6359 Gm3}}<ref name="b-85" group="b">{{p.}}85</ref>. Les réserves prouvées ont reculé de 72 % entre 2010 et 2022<ref name="BGR2010"/>.

==== Production de gaz naturel ====
En 2023, le Royaume-Uni a produit {{unité|34,5 Gm3}} (milliards de mètres cubes) de gaz naturel<ref name="e-37" group="e">{{p.}}37</ref>, soit {{unité|1,24 EJ}} ([[Joule|exajoule]]s), en baisse de 9,6 % en 2023 et de 7 % depuis 2013. Il ne représente plus que 0,8 % de la production mondiale<ref name="e-38" group="e">{{p.}}38</ref>.

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<ref name=prodprim>{{en}} [https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/275641/et1_1.xls Energy trends section 1: total energy - Indigenous production of primary fuels (ET 1.1)], site du Gouvernement consulté le 9 février 2014.</ref>.

Le [[Frigg (gisement)|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 {{unité|193|[[Unité de l'industrie du pétrole et du gaz|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 [[Elgin-Franklin (gisement)|gisement Elgin-Franklin]], producteur de [[Condensat de gaz naturel|gaz à condensat]], est situé à environ {{unité|240|km}} à l'est d'[[Aberdeen]]. Découvert et exploré dans les années [[1985]]-[[1991]]<ref name=ProjetsElginFranklin>Offshore Technology, [http://www.offshore-technology.com/projects/elgin/elgin5.htmlElgin-Franklin Offshore Field, North Sea, United Kingdom] ; Key Data</ref>, il fait partie des champs dits ''« HP/HT »''<ref>[http://www.total.com/MEDIAS/MEDIAS_INFOS/2155/FR/elgin-franklin-VF.pdf Une référence HP/HT en mer du Nord]</ref>, c'est-à-dire « ''haute pression/haute température'' »<ref>{{en}} [http://www.igu.org/html/wgc2006/pdf/paper/add11780.pdf ELGIN/FRANKLIN: 5 YEARS ON]</ref> en raison de conditions inhabituellement rencontrées dans le monde pétrolier ; profondeur de {{Unité|6100|mètres}}, [[température]] de 197 à plus de {{Unité|200|°C}} et [[pression]] de {{Unité|1155|bars}}. Fin 2011, Les champs d'Elgin et de Franklin produisaient en moyenne {{unité|140000|bep/j}}. Une fuite de très grand débit s'est déclarée le {{date-|26 mars 2012}} sur une plate-forme de production appartenant à la société [[Total (entreprise)|Total]], qui décida d'évacuer la plate-forme le jour même<ref>[http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=116350&hmpn=1 Total Shuts Down Elgin/Franklin Platform after Gas Leak]</ref>. La fuite génèra un nuage d'hydrocarbures visible à plus de {{unité|10|km}}, et la société [[Shell (entreprise)|Shell]] fit évacuer partiellement sa plateforme Shearwater située à {{unité|6.5|km}}<ref>[https://www.lesechos.fr/entreprises-secteurs/energie-environnement/actu/0201973925381-fuite-de-gaz-en-mer-du-nord-shell-evacue-partiellement-deux-sites-306252.php Fuite de gaz en mer du Nord : Shell évacue partiellement deux sites]</ref>.

==== Consommation de gaz naturel ====
En 2023, le Royaume-Uni a consommé {{unité|63,5 Gm3}} de gaz naturel<ref name="e-39" group="e">{{p.}}39</ref>, soit {{unité|2,29 EJ}} ([[Joule|exajoules]]), en baisse de 10,4 % en 2023 et de 17 % depuis 2013. Il se classe au {{11e|rang}} mondial avec 1,6 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 54 % de sa consommation<ref name="e-40" group="e">{{p.}}40</ref>.

==== Importations et exportations de gaz naturel ====
En 2023, les importations de gaz naturel du Royaume-Uni par voie maritime sous forme de [[gaz naturel liquéfié|GNL]] ont reculé de 25,5 % à {{unité|19,4 Gm3}}, soit 3,5 % des importations mondiales de GNL ({{8e|rang}} mondial)<ref name="e-43" group="e">{{p.}}43</ref>, provenant surtout des États-Unis ({{unité|11,6 Gm3}}, soit 60 %), du Qatar ({{unité|2,8 Gm3}}, 14 %) et du Pérou ({{unité|2,1 Gm3}}, 11 %) ; il n'y a plus d'importations de Russie<ref name="e-44" group="e">{{p.}}44</ref>. L'[[Energy Institute]] ne fournit plus le détail par pays des importations par gazoducs de l'Europe.

Les importations de gaz naturel ont atteint {{unité|2003 PJ}} en 2022 contre {{unité|1817 PJ}} en 2021 et les exportations {{unité|843 PJ}} contre {{unité|245 PJ}}<ref name="AIEbal"/>.

==== Gaz de schiste ====
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 {{date-|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 : {{citation|le gaz de schiste est une ressource à haut potentiel pour élargir le [[Mix énergétique|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<ref>{{en}} [https://www.theguardian.com/politics/2013/jul/19/george-osborne-tax-break-fracking-shale-environment George Osborne unveils 'most generous tax breaks in world' for fracking], site du [[The Guardian|Guardian]] consulté le 12 février 2014.</ref>.

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 {{date-|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 {{date-|octobre 2013}} une prise de participation de 25 % dans treize permis d'exploration dans l'ouest du pays, détenus par Dart Energy<ref>[https://www.lemonde.fr/economie/article/2014/01/13/total-se-lance-dans-l-exploration-et-l-extraction-du-gaz-de-schiste-au-royaume-uni_4346960_3234.html Total se lance dans l'exploration et l'extraction du gaz de schiste au Royaume-Uni], site du journal [[Le Monde]] consulté le 14 janvier 2014.</ref>.

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<ref>[https://www.lesechos.fr/journal20150616/lec2_industrie_et_services/021137455253-gaz-de-schiste-premier-feu-vert-au-royaume-uni-1128564.php Gaz de schiste : premier feu vert au Royaume-Uni], Les Échos du 16 juin 2015.</ref>.

En {{date-|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 {{unité|33|milliards}} de livres ({{unité|46.5|milliards}} d'euros) et créer {{unité|64000|emplois}}. Les permis ont été accordés à 47 entreprises, dont [[Engie]] et [[Total (entreprise)|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 {{unité|38000|milliards}} de mètres cubes de gaz de schiste<ref>[https://www.lesechos.fr/journal20150821/lec1_monde/021271923133-le-royaume-uni-va-pouvoir-se-lancer-dans-la-revolution-du-gaz-de-schiste-avec-loctroi-des-premiers-permis-dexploration-depuis-2008-1146708.php Le Royaume-Uni va pouvoir se lancer dans la « révolution du gaz de schiste » avec l'octroi des premiers permis d'exploration depuis 2008], [[Les Échos]] du 21 août 2015.</ref>.

Le {{date-|2 novembre 2019}}, le gouvernement britannique décrète un moratoire sur la technique de la [[fracturation hydraulique]] pour extraire du gaz de schiste à la suite de plusieurs séismes déclenchés par ce procédé. Depuis son autorisation, seuls trois puits avaient été forés et aucune exploitation de gaz de schiste n'avait débuté<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/industrie-lourde/gaz-de-schiste-londres-suspend-la-fracturation-hydraulique-par-crainte-des-seismes-1144865 Gaz de schiste : Londres suspend la fracturation hydraulique par crainte des séismes], [[Les Échos]], 2 novembre 2019.</ref>.

Le 8 septembre 2022, la nouvelle Première ministre, [[Liz Truss]], annonce un plan de lutte contre la hausse des prix de l'énergie, qui prévoit entre autres de nouveaux projets d'extraction en mer du Nord et la fin de l'interdiction du gaz de schiste<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/au-royaume-uni-un-plan-a-150-milliards-de-livres-face-a-la-flambee-des-prix-de-lenergie-1786595 Au Royaume-Uni, Liz Truss annonce un plan à 150 milliards de livres face à la flambée des prix de l'énergie], [[Les Échos]], 8 septembre 2022.</ref>. Le 22 septembre 2022, le gouvernement britannique lève le moratoire sur la fracturation hydraulique, invoquant le renforcement de la sécurité énergétique, devenu une priorité absolue du fait de l'[[Invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022|invasion de l'Ukraine par la Russie]]. Le secrétaire d'Etat britannique aux Affaires, à l'Énergie et à la Stratégie industrielle, Jacob Rees-Mogg, rappelle l'objectif fixé par Liz Truss : le Royaume-Uni devra être exportateur net d'énergie en 2040. Mais son prédécesseur Kwasi Kwarteng, devenu ministre des Finances et du Trésor, avait expliqué quelques mois auparavant : {{citation|même si demain nous levions le moratoire sur la fracturation hydraulique, extraire des volumes suffisants prendrait dix ans, et cela se ferait à un prix élevé pour les populations et pour notre magnifique campagne}}<ref>Nicolas Rauline, [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-royaume-uni-reautorise-lexploitation-du-gaz-de-schiste-1848876 Le Royaume-Uni réautorise l'exploitation du gaz de schiste], [[Les Échos]], 23 septembre 2022.</ref>.

== Importations et exportations d'énergie primaire ==
{{Graph:Chart/Cadre
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|légende ='''Taux de dépendance du Royaume-Uni aux importations'''<br>Source : DUKES<ref name="DUKES 1.1.3"/>
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}}
En 2022, les importations d'énergie primaire du Royaume-Uni ont atteint {{unité|5739 PJ}} et ses exportations {{unité|3187 PJ}} ; le solde importateur de {{unité|2552 PJ}} représente 39,6 % de la consommation intérieure d'énergie primaire du pays contre 67 % pour la production nationale (taux d'indépendance énergétique). Les importations se répartissent en 34,9 % de gaz naturel, 35,0 % de pétrole brut, 22,1 % de produits pétroliers, 3,6 % de charbon, 3,4 % de biomasse et 1 % d'électricité<ref name="AIEbal"/>.

Les importations nettes d'énergie primaire atteignaient {{unité|109.7|Mtep}} en 1970, soit un taux de dépendance<ref group=n>taux de dépendance = importations nettes / (consommation brute d'énergie primaire, usages non énergétiques inclus + soutes maritimes internationales).</ref> 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 ensuite 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 47,9 % en 2013 ; depuis lors, il a repris une tendance baissière, tombant à 35,1 % en 2019<ref name="DUKES 1.1.3">{{en}} [https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/65745/dukes1_1_3.xls DUKES 1.1.3 - Comparison of net imports of fuel with total consumption of primary fuels and equivalents], site du Gouvernement, 30 juillet 2020.</ref>.

=== Pétrole ===

Le Royaume-Uni a été exportateur net de pétrole brut de 1981 ({{unité|15.4|Mt}}) à 2004 ({{unité|2|Mt}}) ; le solde exportateur a connu deux maxima : {{unité|48.1|Mt}} en 1984, suivi d'un premier déclin jusqu'à -{{unité|2|Mt}} en 1991, puis d'une remontée jusqu'au second pic : {{unité|46.9|Mt}} en 1999, et du déclin définitif, qui conduit à un solde importateur record de {{unité|29.5|Mt}} en 2012, qui s'amenuise progressivement jusqu'à {{unité|7.3|Mt}} en 2019. Pour les produits raffinés par contre, le solde a toujours été exportateur de 1974 à 2012 (sauf en 1984) ; depuis 2013, le solde est de plus en plus importateur : {{unité|26.6|Mt}} en 2019.
{| class="wikitable"
|+ Production, importation et exportation de pétrole et produits pétroliers<ref>{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/924626/Oil_Production___Trade_since_1890.xls Crude oil and petroleum: production, imports and exports 1890 to 2019], site du Gouvernement, 30 juillet 2020.</ref>
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | ''en Mt''
 ! 1970
 ! 1980
 ! 1990
 ! 2000
 ! 2005
 ! 2010
 ! 2015
 ! 2018
 ! 2019
|- 
 | colspan="10" |'''Pétrole brut'''
|- align="right"
|align="left"| Production nationale || 0,16 ||  80,5 || 91,6 || 126,2 || 84,7 || 63,0 || 45,7 || 51,2 || 52,2
|- align="right"
|align="left"| Importations || 102,2 || 46,7 || 52,7 || 54,4 || 58,9 ||  55,1 || 50,6 || 52,6 || 52,2
|- align="right"
|align="left"| Exportations || 1,2 || 40,2 || 57,0 || 92,9 || 54,1 || 42,1 || 33,7 || 44,6 || 44,9
|- align="right"
|align="left"| Importations nettes || 101,0 || 6,5 || -4,3 || -38,5 || 4,8 || 13,0 || 16,9 || 7,9 || 7,3
|- align="right"
|align="left"| Livraisons raffineries || 101,9 || 86,3 || 88,7 || 88,0 || 86,1 || 73,5 || 61,4 || 58,7 || 59,2
|- 
 | colspan="10" |'''Produits pétroliers'''
|- align="right"
|align="left"| Production raffineries|| 94,7 || 79,2 || 82,3 || 81,1 || 80,1 || 68,6 || 57,6 || 54,9 || 55,2
|- align="right"
|align="left"| Importations || 20,4 || 9,2 || 11,0 || 14,2 || 22,5 || 23,7 || 32,3 || 35,2 || 33,2
|- align="right"
|align="left"| Exportations || 17,4 || 14,1 || 16,9 || 20,7 || 29,7 || 26,1 || 22,9 || 22,3 || 20,6
|- align="right"
|align="left"| Importations nettes || 3,0 || -4,9 || -5,9 || -6,5 || -7,2 || -2,4 || 9,4 || 13,0 || 12,6
|- align="right"
|align="left"| Consommation intérieure || 91,2 || 71,2 || 73,9 || 71,9 || 75,5 || 66,3 || 64,8 || 66,4 || 65,1
|}

=== Gaz naturel ===

Le gaz naturel tient une place primordiale dans l'approvisionnement en énergie du Royaume-Uni<ref name=eurogas>{{en}} [http://www.eurogas.org/uploads/media/Eurogas_Statistical_Report_2013.pdf Statistical Report 2013], site de l'association [[Eurogas]] consulté le 11 février 2014.</ref> :
* part dans l'approvisionnement du pays en [[énergie primaire]] (consommation d'énergie primaire) en 2012 : 32,7 % ({{unité|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 % ({{unité|39.1|Mtep}}) ; taux moyen pour l'UE-28 : 22 %
* nombre de consommateurs : {{nombre|23|millions}} (19,5 % du total EU-28)
* puissance installée des centrales électriques au gaz : {{unité|35.3|GW}} (16,2 % du total EU-28).

Les ventes de gaz en 2012 atteignaient {{unité|855|TWh}}<ref name=eurogas/>, réparties en :
* industrie : {{unité|166.3|TWh}} (19,5 %) ;
* centrales électriques : {{unité|235.9|TWh}} (27,6 %) ;
* résidentiel et commercial : {{unité|425.7|TWh}} (49,8 %) ;
* autres : {{unité|27.1|TWh}} (3,2 %).

Les sources d'approvisionnement se répartissaient en 2012<ref name=eurogas/> en :
* production nationale : {{unité|452.1|TWh}} (52,9 %) ;
* importations : {{unité|441.9|TWh}} (51,7 %), dont :
** Norvège : {{unité|296.3|TWh}} ;
** Qatar : {{unité|144.3|TWh}} ;
** Algérie : {{unité|1.3|TWh}}.
* autres sources et exportations : {{unité|-38.6|TWh}} (-4,5 %) ;
* variations de stocks : {{unité|-0.3|TWh}}.
Les importations sous forme de [[gaz naturel liquéfié]] (LNG) ont été en 2012 de {{unité|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<ref name=eurogas/> :
* gazoducs : {{unité|285600|km}} ;
* installations de stockage : 8, capacité totale : {{unité|4330|Mm|3}} ; débit maximal de soutirage : {{unité|154|Mm|3/j}}.
Le réseau de gazoducs relie le Royaume-Uni aux gisements de mer du Nord ([[Frigg (gisement)|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 [[Port de Bruges-Zeebruges|Zeebruges]] en Belgique, a été mis en service en 1998 ; sa capacité est de {{unité|25|milliards}} de mètres cubes 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 {{unité|19|milliards}} de mètres cubes 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 [[Champ gazier de Sleipner|Sleipner]] ; long de {{unité|1166|km}}, il était lors de sa construction le pipeline sous-marin le plus long du monde. Sa capacité de transport est de {{unité|25.5|milliards}} de mètres cubes 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<ref>{{en}} [http://news.bbc.co.uk/2/hi/uk_news/wales/south_west/7952415.stm First liquid gas delivery in port ], BBC (consulté le 8 février 2014).</ref>.

=== Uranium ===
Les besoins en uranium des centrales nucléaires britanniques ont été de {{unité|1076|t}} en 2015 et de {{unité|1265|t}} en 2016, entièrement importés<ref name="OCDENEA">[http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2017/7365-ned-2017.pdf Données sur l’énergie nucléaire 2017], [[OCDE]]-NEA (Agence pour l'énergie nucléaire), 2017, pages 27 et 28.</ref>.

== Consommation d'énergie primaire ==
{{Graph:Chart/Cadre
|width=400|height=250|type= line|legend=Légende |xAxisTitle=Année|yAxisTitle= PJ |yAxisMin=0|xAxisMax=2020
|y1Title=Charbon
|y2Title=Pétrole
|y3Title=Gaz naturel
|légende ='''Consommation de combustibles fossiles au Royaume-Uni'''<br>Source : AIE<ref name="AIEbal"/>
| taille légende = 100
|x=1990,1991,1992,1993,1994,1995,1996,1997,1998,1999,2000,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,2019,2020
|y1=2642,2658,2493,2192,2083,1978,1859,1680,1633,1458,1530,1622,1565,1682,1555,1587,1727,1628,1521,1249,1287,1286,1631,1560,1262,1001,506,410,340,243,219
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|colors=Brown,red,blue
}}
L'[[Energy Institute]] estime la [[Ressources et consommation énergétiques mondiales|consommation d'énergie primaire]] en 2023 à {{unité|6,95 EJ}}, en baisse de 4,4 % en 2023 et de 19 % depuis 2013 ; elle représente 1,1 % de la consommation mondiale<ref name="e-13" group="e">{{p.}}13</ref>. Elle se répartit en 74,2 % de combustibles fossiles (pétrole : 38,7 %, gaz naturel : 32,9 %, charbon : 2,6 %), 5,3 % de nucléaire et 20,6 % d'énergies renouvelables<ref name="e-14" group="e">{{p.}}14</ref>. La consommation d'énergie primaire par habitant s'élève à {{unité|102,6 GJ}}, supérieure de 33 % à la moyenne mondiale : {{unité|77 GJ}}, mais inférieure de 23,3 % à celle de la France : {{unité|133,8 GJ}} et de 25,1 % à celle de l'Allemagne : {{unité|137,0 GJ}}<ref name="e-15" group="e">{{p.}}15</ref>.

En 2022, la consommation d'énergie primaire se répartissait en 77,6 % de combustibles fossiles (gaz naturel : 39,6 %, pétrole : 34,9 %, charbon : 3,2 %), 8,1 % de nucléaire, 14,6 % d'énergies renouvelables (biomasse-déchets : 9,0 %, éolien et solaire : 5,3 %, hydraulique : 0,3 %), moins 0,3 % d'exportation nette d'électricité<ref name="AIEbal"/>.

La partie haute du [[Bilan énergétique (statistique)|bilan énergétique]] inventorie les approvisionnements qui concourent à la couverture des besoins en énergie du pays, autrement dit la consommation intérieure d'[[énergie primaire]] :

{| class="wikitable"
|+ Approvisionnement énergétique du Royaume-Uni en 2022 ([[Pétajoule|PJ]])<ref name="AIEbal"/>
|- align="center"
 ! Source :
 ! Charbon
 ! Pétrole brut
 ! Produits<br />pétroliers
 ! Gaz naturel
 ! Nucléaire
 ! Biomasse<br />+ déchets
 ! Éolien, solaire, hydr.
 ! Électricité (imp/exp)
 ! Total
|- align="right"
| align="left"| Production nationale || 18 || {{formatnum:1643}} || - || {{formatnum:1373}} || 521 || 399 || 359 || - || '''{{formatnum:4313}}'''
|- align="right"
| align="left"| Importations || 206 || {{formatnum:2011}} || {{formatnum:1266}} || {{formatnum:2003}} || - || 197 || - || 56 || '''{{formatnum:5739}}'''
|- align="right"
| align="left"| Exportations || -15 || -{{formatnum:1341}} || -895 || -843 || - || -19 || - || -75 || '''-{{formatnum:3188}}'''
|- align="right"
| align="left"| Soutes internat.|| - || - || -465 || - || - || - || - || - || '''-465'''
|- align="right"
| align="left"| Variations de stocks || -4 || 18 || 10 || 13 || - || - || - || - || '''37'''
|- align="right"
| align="left"| '''Total conso.énergie primaire''' || '''205''' || '''{{formatnum:2331}}''' || '''-84''' || '''{{formatnum:2546}}''' || '''521''' || '''578''' || '''359''' || '''-19''' || '''{{formatnum:6436}}'''
|}
La production nationale d'énergie couvre 67 % des besoins intérieurs en 2022.

Cette consommation a évolué comme suit :
{| class="wikitable"
|+ Consommation intérieure brute d'énergie primaire* au Royaume-Uni par source ([[Pétajoule|PJ]])
|- align="center"
 ! Source
 ! 1990
 | ''%''
 ! 2000
 | ''%''
 ! 2010
 | ''%''
 ! 2020
 | ''%''
 ! 2022
 ! ''% 2022''
 ! var.<br />2022/1990
|- align="right"
|align="left"| Charbon || {{formatnum:2642}} || ''30,6'' || {{formatnum:1530}} || ''16,4''|| {{formatnum:1297}} || ''15,2'' || 227 || ''3,5'' || 205 || '''''3,2 %''''' || '''-92 %'''
|- align="right"
|align="left"| Pétrole || {{formatnum:3198}} || ''37,1'' || {{formatnum:3066}} || ''32,8''|| {{formatnum:2665}} || ''31,3'' || {{formatnum:2063}} || ''32,1'' || {{formatnum:2247}} || '''''34,9 %''''' || '''-30 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz naturel || {{formatnum:1976}} || ''22,9'' || {{formatnum:3659}} || ''39,2''|| {{formatnum:3551}} || ''41,6'' || {{formatnum:2595}} || ''40,4'' || {{formatnum:2546}} || '''''39,6 %''''' || '''+29 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total [[Combustible fossile|fossiles]]''' || '''{{formatnum:7816}}''' || ''90,7'' || '''{{formatnum:8254}}''' || ''88,4''|| '''{{formatnum:7513}}''' || ''88,1'' || '''{{formatnum:4885}}''' || ''76,1'' || '''{{formatnum:4997}}''' || '''''77,6 %''''' || '''-36 %'''
|- align="right"
|align="left"| Nucléaire || 717 || ''8,3'' || 928 || ''9,9''|| 678 || ''8,0'' || 548 || ''8,5'' || 521 || '''''8,1 %''''' || '''-27 %'''
|- align="right"
|align="left"| Hydraulique || 19 || ''0,2'' || 18 || ''0,2''|| 13 || ''0,2'' || 25 || ''0,4'' || 19 || '''''0,3 %''''' || '''+2 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse-déchets || 26 || ''0,3'' || 80 || ''0,9''|| 275 || ''3,2'' || 573 || ''8,9'' || 578 || '''''9,0 %''''' || '''+2096 %'''
|- align="right"
|align="left"| Solaire, éolien... || 0,5 || ''0,006'' || 4 || ''0,04''|| 39 || ''0,5'' || 321 || ''5,0'' || 340 || '''''5,3 %''''' || '''x694'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total [[Énergie renouvelable|EnR]]''' || '''45''' || ''0,5'' || '''103''' || ''1,1''|| '''327''' || ''3,8'' || '''918''' || ''14,3'' || 937 || '''''14,6 %''''' || '''+1960 %'''
|- align="right"
|align="left"| Solde imp.électricité || 43 || ''0,5'' || 51 || ''0,5''|| 10 || ''0,1'' || 64 || ''1,0'' || -19 || '''''-0,3 %''''' || '''ns'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''{{formatnum:8622}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:9336}}''' || ''100''|| '''{{formatnum:8527}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:6417}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:6436}}''' || '''''100 %''''' || '''-25 %'''
|-
| colspan="12" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEbal"/>.<br />* calcul sur la base de la méthode des rendements, retenue par l'AIE et Eurostat, qui tend à sous-estimer les énergies renouvelables électriques.</small>
|}

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<ref name="Cons prim">{{en}} [https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/275641/et1_1.xls Energy trends section 1: total energy - Indigenous production of primary fuels (ET 1.1)], site du gouvernement consulté le 9 février 2014.</ref>, avant de reprendre son déclin.

[[Fichier:Queen Elizabeth 2 from inside Fawley oil refinery - geograph.org.uk - 735615.jpg|vignette|Réservoirs de stockage de pétrole à la raffinerie de Fawley en octobre 1985.]]

== Raffinage ==
{{article connexe|Liste de raffineries de pétrole}}
[[Fichier:Refineries, fuel depots and pipelines in the UK.GIF|vignette|gauche|Raffineries, dépôts de carburants et pipelines au Royaume-Uni en 2012.]]
[[Fichier:Grangemouth04nov06.jpg|vignette|upright|Raffinerie de Grangemouth en juillet 2007).]]

Le Royaume-Uni dispose en 2014 de sept [[Raffinage du pétrole|raffineries]], chacune appartement à un opérateur différent. Deux autres ont fermé en 2009 et 2012<ref>{{Lien web|langue= en|url=http://www.ukpia.com/industry_information/refining-and-uk-refineries/refineries.aspx |titre=Refineries |site= United Kingdom Petroleum Industry Associatio|année=2012 |consulté le=14 octobre 2014 }}.</ref> :
* Fawley, [[Hampshire (comté)|Hampshire]] à {{unité|11|km}} de [[Southampton]] : {{formatnum:330000}} barils par jour. En service depuis 1921 ;
* Stanlow à [[Ellesmere Port]] ([[Cheshire (comté)|Cheshire]]) : {{unité|12|Mt}} par an {{formatnum:296000}} barils par jour. En service depuis 1924 ;
* Pembroke à Rhoscrowther dans le [[Pembrokeshire]] au sud-ouest du [[Pays de Galles]] : {{formatnum:220000}} barils par jour. En service depuis 1967 ;
* Humber à South Killingholme dans le [[North Lincolnshire|Lincolnshire du Nord]] au nord-est de l'Angleterre : {{formatnum:221000}} barils par jour. En service depuis 1969 ;
* Lindsey à South Killingholme, près de la raffinerie Humber : {{formatnum:200000}} barils par jour. En service depuis 1968 ;
* Grangemouth, sur la côte est de l'Écosse : sa capacité de raffinage est de {{formatnum:210000}} barils de brut par jour. En service depuis 1924 ;
* [[Milford Haven]] dans le [[Pembrokeshire]] au sud-ouest du [[Pays de Galles]] : {{formatnum:108000}} barils par jour). En service depuis 1973.
{{clr}}

== Oléoducs, gazoducs et stockage ==
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'', coentreprise entre BP Oil UK et Shell UK, qui relie les raffineries de Stanlow ([[Cheshire (comté)|Cheshire]]) et Shell Haven (fermée en 1999) sur l'estuaire de la Tamise, en traversant tout l'Angleterre ; il transporte {{unité|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 [[Gaz naturel liquéfié|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.

En 2021, une crise énergétique déclenchée par la forte reprise de la demande est aggravée par l'absence de stocks : la dernière capacité de stockage de gaz, qui appartenait à Centrica, a fermé en 2017 sans être remplacée<ref name="Échos220921">[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-royaume-uni-au-chevet-de-ses-energeticiens-etouffes-par-les-prix-du-gaz-1348417 Le Royaume-Uni au chevet de ses énergéticiens étouffés par les prix du gaz], [[Les Échos]], 22 septembre 2021.</ref>.

== Consommation finale d'énergie ==
La partie inférieure du bilan énergétique détaille la répartition par énergie et par secteur de la consommation finale d'énergie :
{| class="wikitable"
|+ Consommation finale d'énergie par secteur en 2021<ref name="AIEbal"/>
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | ''en [[Pétajoule|PJ]]''
 ! Charbon
 ! Produits<br />pétroliers
 ! Gaz naturel
 ! Biomasse<br />+ déchets
 ! Électricité
 ! Chaleur
 ! Total
 ! %
|- align="right"
| align="left"| '''Total consommation finale''' || '''77''' || '''{{formatnum:1972}}''' || '''{{formatnum:1694}}''' || '''170''' || '''{{formatnum:1030}}''' || '''53''' || '''{{formatnum:4998}}''' || 
|- align="right"
| align="left"| Usage non-énergétique || 2 || 205 || 14 || - || - || - || 221 ||
|- align="right"
| align="left"| '''Consom.finale énergétique''' || '''75''' || '''{{formatnum:1767}}''' || '''{{formatnum:1680}}''' || '''170''' || '''{{formatnum:1030}}''' || '''53''' || '''{{formatnum:4777}}''' || '''100 %'''
|- align="right"
| align="left"| Industrie || 56 || 102 || 346 || 60 || 307 || 30 || 901 || 18,0 %
|- align="right"
| align="left"| Transport || - || {{formatnum:1435}} || 3 || 58 || 20 || - || {{formatnum:1516}} || 30,3 %
|- align="right"
| align="left"| Résidentiel || 18 || 93 || {{formatnum:1032}} || 36 || 394 || 11 || {{formatnum:1585}} || 31,7 %
|- align="right"
| align="left"| Tertiaire || 1 || 89 || 262 || 11 || 295 || 12 || 670 || 13,4 %
|- align="right"
| align="left"| Agriculture || - || 34 || 4 || 5 || 14 || - || 57 || 1,1 %
|- align="right"
| align="left"| Non spécifié || - || 16 || 33 || - || - || - || 49 || 1,0 %
|}

Voici l'évolution de la répartition par source :
{| class="wikitable"
|+ Consommation finale d'énergie par source<ref name="AIEbal"/>
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | ''en [[Pétajoule|PJ]]''
 ! 1990
 | ''%''
 ! 2000
 | ''%''
 ! 2010
 | ''%''
 ! 2020
 | ''%''
 ! 2021
 | '''''% 2021'''''
 ! 2021<br>/1990
|- align="right"
|align="left"| Charbon || 465 || ''8,0'' || 181 || ''2,9'' || 127 || ''2,2'' || 83 || ''1,7'' || 77 || '''''1,5 %''''' || '''-83 %'''
|- align="right"
|align="left"| Pétrole || {{formatnum:2564}} || ''44,3''|| {{formatnum:2620}} || ''41,5''|| {{formatnum:2320}} || ''40,2''|| {{formatnum:1878}} || ''39,3''|| {{formatnum:1972}} || '''''39,5 %''''' || '''-23 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz || {{formatnum:1750}} || ''30,2''|| {{formatnum:2195}} || ''34,8''|| {{formatnum:1972}} || ''34,1''|| {{formatnum:1580}} || ''33,1''|| {{formatnum:1694}} || '''''33,9 %''''' || '''-3 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse-déchets || 17 || ''0,3'' || 26 || ''0,4'' || 120 || ''2,1'' || 171 || ''3,6'' || 170 || '''3,4 %''' || '''+875 %'''
|- align="right"
|align="left"| Électricité || 988 || ''17,1'' || {{formatnum:1186}} || ''18,8'' || {{formatnum:1184}} || ''20,5'' || {{formatnum:1010}} || ''21,1'' || {{formatnum:1030}} || '''''20,6 %''''' || '''+4 %'''
|- align="right"
|align="left"| Chaleur<ref group="n" name="ref_auto_1">chaleur commercialisée par les réseaux de chauffage urbain.</ref> || nd || ''-'' || 102 || ''1,6'' || 53 || ''0,9'' || 52 || ''1,1'' || 53 || '''''1,1 %''''' || '''ns'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total consommation finale''' || '''{{formatnum:5785}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:6311}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:5777}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:4777}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:4998}}''' || '''''100 %''''' ||'''-14 %'''
|}

et sur une plus longue période, mais en Mtep :
{| class="wikitable"
|+ Consommation finale d'énergie par source<ref name="DUKES 1.1.5">{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/820647/DUKES_1.1.5.xls DUKES 1.1.5 : Energy consumption by final user (energy supplied basis)], [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], 26 juillet 2020.</ref>
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | ''en [[Tonne d'équivalent pétrole|Mtep]]''
 ! 1970
 | ''%''
 ! 1980
 | ''%''
 ! 1990
 | ''%''
 ! 2000
 | ''%''
 ! 2010
 | ''%''
 ! 2017
 ! 2018
 ! 2019
 ! ''% 2019''
 ! 2019<br>/1970
|- align="right"
|align="left"| Comb.solides<ref group=n>combustibles solides : charbon, coke, benzol, goudrons, gaz de haut fourneau</ref> || 45,0 || ''30,8'' || 18,3 || ''12,9'' || 13,3 || ''9,0'' || 4,2 || ''2,6'' || 2,5 || ''1,6'' || 1,9 || 1,8 || 1,6 || '''''1,2 %''''' || '''-96 %'''
|- align="right"
|align="left"| Pétrole || 68,5 || ''46,9''|| 62,4 || ''43,8''|| 63,3 || ''43,0''|| 66,3 || ''41,6'' || 63,2 || ''42,0'' || 64,3 || 63,9 || 63,0 || '''''44,4 %''''' || '''-8 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz<ref group=n>gaz naturel, gaz de ville et gaz de cokerie</ref> || 15,6 || ''10,7''|| 42,4 || ''29,8''|| 46,7 || ''31,7''|| 57,3 || ''36,0'' || 51,7 || ''34,5'' || 42,2 || 44,1 || 43,7 || '''''30,7 %''''' || '''+181 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse-déchets<ref group=n>surtout utilisés pour la production de chaleur ; biocarburants inclus à partir de 2006.</ref> || nd || ''-'' || nd || ''-'' || 0,45 || ''0,3'' || 0,7 || ''0,4'' || 3,4 || ''2,2'' || 5,6 || 6,5 || 6,9 || '''4,9 %''' || '''ns'''
|- align="right"
|align="left"| Électricité<ref group=n>électricité de sources nucléaire, hydroélectrique, éolienne et solaire ; avant 1987 : seulement grands producteurs.</ref> || 16,5 || ''11,3'' || 19,3 || ''13,5'' || 23,6 || ''16,0'' || 28,3 || ''17,8'' || 28,3 || ''18,8'' || 25,8 || 25,8 || 25,4 || '''''17,9 %''''' || '''+53 %'''
|- align="right"
|align="left"| Chaleur<ref group="n" name="ref_auto_1" /> || nd || ''-'' || nd || ''-'' || nd || ''-'' || 2,5 || ''1,6'' || 1,3 || ''0,8'' || 1,3 || 1,3 || 1,2 || '''''0,9 %''''' || '''ns'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total consommation finale''' || '''146,0''' || ''100'' || '''142,4''' || ''100'' || '''147,3''' || ''100'' || '''159,4''' || ''100'' || '''145,5''' || ''100'' || '''141,2''' || '''143,4''' || '''142,0''' || '''''100 %''''' ||'''-3 %'''
|}
On note la stagnation de la consommation, l'effondrement du charbon et l'ascension rapide du gaz naturel jusqu'à 2000, suivie d'un lent déclin depuis ; l'électricité a bien progressé, mais n'a encore qu'une part assez modeste en comparaison du gaz, dont la progression a été 3,2 fois plus rapide.

Voici l'évolution de la répartition par secteur :
{| class="wikitable"
|+ Consommation finale d'énergie par secteur<ref name="DUKES 1.1.5"/>
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | ''en [[Tonne d'équivalent pétrole|Mtep]]''
 ! 1970
 | ''%''
 ! 1980
 | ''%''
 ! 1990
 | ''%''
 ! 2000
 | ''%''
 ! 2010
 | ''%''
 ! 2017
 ! 2018
 ! 2019
 ! ''% 2019''
 ! 2019<br>/1970
|- align="right"
|align="left"| Industrie || 62,3 || ''42,7'' || 48,3 || ''33,9'' || 38,7 || ''26,3'' || 35,5 || ''22,3''|| 27,0 || ''17,9'' || 22,8 || 22,9 || 22,3 || '''''15,7 %''''' || '''-64 %'''
|- align="right"
|align="left"| Transport || 28,2 || ''19,3''|| 35,5 || ''25,0''|| 48,6 || ''33,0''|| 55,5 || ''34,8'' || 54,6 || ''36,3'' || 57,0 || 56,9 || 56,7 || '''''39,9 %''''' || '''+101 %'''
|- align="right"
|align="left"| Résidentiel || 36,9 || ''25,3''|| 39,8 || ''28,0''|| 40,8 || ''27,7''|| 46,9 || ''29,4'' || 49,4 || ''32,8'' || 39,8 || 41,6 || 41,3 || '''''29,1 %''''' || '''+12 %'''
|- align="right"
|align="left"| Autres<ref group=n>administration, commerce, agriculture.</ref> || 18,6 || ''12,7'' || 18,7 || ''13,1'' || 19,2 || ''13,0'' || 21,5 || ''13,5'' || 18,7 || ''12,9'' || 21,5 || 21,9 || 21,7 || '''15,3 %''' || '''+17 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total consom. finale''' || '''146,0''' || ''100'' || '''142,4''' || ''100'' || '''147,3''' || ''100'' || '''159,4''' || ''100'' || '''150,5''' || ''100'' || '''141,2''' || '''143,4''' || '''142,0''' || '''''100 %''''' ||'''-3 %'''
|}

La consommation du [[secteur résidentiel]] en 2017 se décompose en<ref>{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/826726/2019_End_use_tables_2.xlsx ECUK: End uses data tables] (table U3), Department for Business, Energy & Industrial Strategy, 25 juillet 2019.</ref> :
* usages chaleur : 84,3 % dont chauffage : 64,8 %, eau chaude : 16,8 % et cuisson : 2,6 % ;
* éclairage : 2,9 % ; appareils : 12,8 %.

La consommation du transport en 2017 peut être ré-allouée aux autres secteurs<ref name="ECUK">{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/826725/2019_Consumption_tables_2.xlsx ECUK: Consumption data tables] (table C7), Department for Business, Energy & Industrial Strategy, 25 juillet 2019.</ref> :
* industrie : {{unité|12.4|Mtep}} (21,8 %), en baisse de 9 % par rapport au pic de {{unité|13.65|Mtep}} atteint en 2007 ;
* résidentiel : {{unité|37.5|Mtep}} (65,8 %), en baisse de 4 % par rapport au pic de {{unité|38.9|Mtep}} atteint en 2006 ;
* services : {{unité|7.1|Mtep}} (12,4 %), en baisse de 2 % par rapport au record de {{unité|7.2|Mtep}} atteint en 2007.

== Secteur électrique ==
Le [[diagramme de Sankey]] du bilan électrique 2019 du Royaume-Uni figure dans le rapport annuel sur l'énergie « DUKES »<ref name="d-78" group="d">{{p.}}78</ref>.

=== Puissance installée ===
Au {{date-|31 décembre 2019}}, le Royaume-Uni disposait de {{unité|77920|MW}} de puissance installée, en baisse de 6 % par rapport à 2018 et de {{unité|13|GW}} depuis 2010<ref name="d-88" group="d">{{p.}}88</ref> ; cette puissance était répartie en<ref name="d-89" group="d">{{p.}}88-89</ref> :
* centrales conventionnelles à vapeur<ref group=n>centrales à turbines à vapeur, surtout au charbon ; y compris centrales de cogénération.</ref> : {{unité|10.22|GW}}, en baisse de 34,8 % du fait de la fermeture des centrales à charbon [[Centrale d'Aberthaw|Aberthaw B]] ({{unité|1500 MW}}) et [[Centrale de Cottam|Cottam]] ({{unité|2000 MW}}) ;
* centrales à cycle combiné gaz : {{unité|31.47|GW}}, en baisse de 2,5 % du fait de la fermeture des centrales de Deeside ({{unité|500 MW}}) et de Barry ({{unité|235 MW}}) ;
* centrales nucléaires<ref name="DUKES5.7">{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/904812/DUKES_5.7.xls Plant capacity: United Kingdom (DUKES 5.7)], [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], {{date-|26 juillet 2020}}.</ref> : {{unité|9.26|GW}} (sans changement) ;
* turbines à gaz et générateurs<ref name="DUKES5.7"/> : {{unité|2.22|GW}} (-5 %) ;
* centrales hydroélectriques :
** fil de l'eau : {{unité|1.62|GW}} (sans changement) ;
** pompage-turbinage : {{unité|2.74|GW}} (sans changement depuis 2007) ;
* éolien : {{unité|10.36|GW}} (+11 %) ;
* solaire : {{unité|2.27|GW}} (+2,1 %) ;
* autres (surtout biomasse) : {{unité|7.76|GW}} (+4,4 %), dont {{unité|22|MW}} d'énergie des vagues et de la marée.
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<ref name="d-103" group="d">{{p.}}103</ref>.

=== Facteur de charge ===
{| class="wikitable" 
|+ [[Facteur de charge (électricité)|facteur de charge]] par type de centrales
|-  bgcolor="#00FFFF" align="center"
 ! Type de centrales
 ! 2009
 ! 2010
 ! 2011
 ! 2012
 ! 2013
 ! 2014
 ! 2015
 ! 2016
 ! 2017
 ! 2018
 ! 2019
|-
| '''Nucléaires''' || 65,6 % || 59,3 % || 66,5 % || 70,7 % || 73,8 % || 66,6 % || 75,1 % || 80,1 % || 78,8 % || 72,9 % || 62,9 %
|-
| '''Cycle combiné gaz''' || 64,2 % || 61,6 % || 47,8 % || 30,3 % || 28,0 % || 30,5 % || 32,1 % || 49,8 % || 45,5 % || 42,7 % || 43,0 %
|-
| '''Charbon''' || 38,6 % || 40,2 % || 40,8 % || 56,9 % || 58,1 % || 50,7 % || 44,0 % || 21,2 % || 17,3 % || 14,2 % || 7,8 %
|-
| '''Hydroélectriques''' || 36,7 % || 24,9 % || 39,0 % || 35,7 % || 31,6 % || 39,1 % || 41,0 % || 33,9 % || 36,3 % || 33,2 % || 36,2 %
|-
| '''Éoliennes''' || 27,1 % || 23,7 % || 30,1 % || 29,4 % || 31,9 % || 30,0 % || 33,6 % || 27,8 % || 31,7 % || 31,4 % || 32,0 %
|-
| '''Éoliennes terrestres''' || 27,4 % || 21,7 % || 27,6 % || 26,4 % || 28,4 % || 26,2 % || 29,3 % || 23,6 % || 28,0 % || 26,4 % || 26,6 %
|-
| '''[[Éolienne en mer|Éoliennes en mer]]''' || 26,0 % || 30,4 % || 37,0 % || 35,8 % || 39,1 % || 37,3 % || 41,5 % || 36,0 % || 38,9 % || 40,1 % || 40,4 %
|-
| '''[[Centrale solaire photovoltaïque|Photovoltaïques]]''' || 9,3 % || 7,3 % || 5,1 % || 11,2 % || 9,8 % || 10,9 % || 11,4 % || 11,0 % || 10,6 % || 11,3 % || 11,2 %
|-
| '''[[Énergie des vagues]], marémotrices''' || 4,8 % || 8,4 % || 3,8 % || 8,3 % || 6,5 % || 3,0 % || 2,6 % || 0 % || 3,0 % || 5,5 % || 7,5 %
|-
| '''[[Bioénergie]]''' || 56,5 % || 55,2 % || 44,1 % || 46,9 % || 56,4 % || 59,7 % || 67,4 % || 61,8 % || 61,5 % || 58,6 % || 55,3 %
|-
! colspan="12" | <small>Sources : DUKES 5.10<ref>{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/904815/DUKES_5.10.xls DUKES 5.10 : Plant loads, demand and efficiency], [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], 26 juillet 2020.</ref> et DUKES 6.5<ref>{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/822656/DUKES_6.5.xls DUKES 6.5 : Load factors for renewable electricity generation], [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], 26 juillet 2020.</ref></small>
|}
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 [[suivi de charge|pilotables]], 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), des variations de la demande, 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 ===
[[Fichier:UK electricity production by source.png|thumb|upright=1.5|Production d'électricité au Royaume-Uni<br />source données : [[Energy Information Administration|EIA]] ; unité : TWh<br />rouge=combustibles fossiles - jaune =nucléaire - bleu=hydro - vert=autres EnR.]]
En 2023, le Royaume-Uni a produit {{unité|292,7 TWh}} d'électricité, dont 36,7 % à partir des combustibles fossiles : gaz 34,7 %, charbon 1,3 %, pétrole 0,6 % ; le nucléaire contribue pour 13,9 % et les énergies renouvelables pour 46,4 % : éolien : 28,1 % (en mer : 17,0 % ; à terre : 11,2 %), solaire : 4,7 %, biomasse+déchets : 11,7 %, hydraulique : 1,9 % ; les 2,1 % de « divers » comprennent la part non renouvelable des déchets, le [[pompage-turbinage]] et des sous-produits industriels (gaz de hauts fourneaux, etc.)<ref name="DUKES5.6">{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/907116/DUKES_5.6.xls DUKES 5.6 : Electricity fuel use, generation and supply], [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], 30 juillet 2024.</ref>.

En 2023, selon l'[[Energy Institute]], le Royaume-Uni a produit {{unité|285,6 TWh}} d'électricité, en baisse de 11,3 % en 2023 et de 20,3 % depuis 2013, soit 1,0 % de la production mondiale, au {{16e|rang}} mondial<ref group="e" name="e-55" />.

Durant l'été 2019, la production électrique tirée des énergies renouvelables a dépassé celle issue d'énergies fossiles pendant trois mois consécutifs<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-au-royaume-uni-le-renouvelable-prend-le-pas-sur-le-fossile-1140051 Électricité: au Royaume-Uni, le renouvelable prend le pas sur le fossile], [[Les Échos]], 15 octobre 2019.</ref>.

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 :

{| class="wikitable"
 |+ Évolution de la production brute et nette d'électricité (TWh)
|- bgcolor="#00FFFF" align="center"
 ! Source
 ! 1970
 ! 1980
 ! 1990
 ! 2000
 ! 2010
 ! 2019
 ! 2020
 ! 2021
 ! 2022
 ! part 2022
 ! 2022/2010
|- align="right"
|align="left" | '''Production brute''' || '''248,0''' || '''284,1''' || '''319,7''' || '''377,1''' || '''382,1''' || '''327,1''' || '''314,7''' || '''308,9''' || '''325,3''' || '''100,8 %''' || '''-15 %'''
|- align="right"
|align="left" | Consommation propre || 16,4 || 17,8 || 19,6 || 16,3 || 16,1 || 13,9 || 14,4 || 12,4 || 12,6 || '''3,9 %''' || -22 %
|- align="right"
|align="left" | '''Production nette''' || '''231,6''' || '''266,3''' || '''300,1''' || '''360,8''' || '''365,9''' || '''312,6''' || '''300,3''' || '''296,5''' || '''312,7''' || '''96,9 %''' || '''-15 %'''
|- align="right"
|align="left" | '''Production brute hors cons.p.t.*''' || '''246,9''' || '''282,9''' || '''317,8''' || '''374,5''' || '''377,9''' || '''327,1''' || '''314,7''' || '''308,9''' || '''322,7''' || '''100,0 %''' || '''-14,6 %'''
|- align="right"
|align="left" | Thermique charbon* || 203,2 || 228,9 || 234,1 || 120,0 || 107,6 || 6,9 || 5,5 || 6,5 || 5,6 || '''1,7 %''' || -95 %
|- align="right"
|align="left" | Thermique fioul ||  ||  ||  ||  || 4,8 || 2,0 || 1,6 || 2,0 || 2,2 || '''0,7 %''' || -54 %
|- align="right"
|align="left" | Gaz naturel || - || - || 0,3 || 126,4 || 175,7 || 133,1 || 112,6 || 123,1 || 125,0 || '''38,4 %''' || -29 %
|- align="right"
|align="left" | Thermique autres<ref group=n>gaz de haut-fourneau et de cokerie, déchets non renouvelables.</ref> ||  ||  ||  ||  || 2,5 || 7,4 || 8,9 || 7,3 || 7,8 || '''2,4 %''' || +212 %
|- align="right"
|align="left" | '''Total thermique fossile''' || '''203,2''' || '''228,9''' || '''234,4''' || '''273,8''' || '''290,6''' || '''142,0''' || '''119,7''' || '''131,6''' || '''132,8''' || '''40,8 %''' || '''-54 %'''
|- align="right"
|align="left" | Nucléaire || 25,1 || 35,5 || 64,5 || 86,2 || 62,1 || 56,2 || 50,3 || 45,9 || 47,7 || '''14,7 %''' || -23 %
|- align="right"
|align="left" | Hydraulique* || 3,8 || 3,3 || 4,4 || 4,3 || 3,6 || 5,9 || 6,9 || 5,4 || 5,6 || '''1,7 %''' || +56 %
|- align="right"
|align="left" | Éolien* || - || - || - || 0,9 || 10,3 || 63,8 || 75,4 || 64,7 || 80,3 || '''24,7 %''' || +680 %
|- align="right"
|align="left" | Solaire* || - || - || - || - || 0,04 || 12,4 || 12,5 || 12,1 || 13,3 || '''4,1 %''' || x33
|- align="right"
|align="left" | EnR thermiques* || 4,5 || 3,9 || 5,2 || 6,0 || 12,3 || 37,5 || 39,5 || 40,0 || 35,8 || '''11,0 %''' || +191 %
|- align="right"
|align="left" | '''Total EnR''' || '''7,9''' || '''7,0''' || '''8,9''' || '''10,3''' || '''26,2''' || '''119,7''' || '''134,3''' || '''122,2''' || '''135,0''' || '''41,5 %''' || '''+415 %'''
|- align="right"
|align="left" | Prod.pompage-turbinage || 1,1 || 1,2 || 1,9 || 2,6 || 3,1 || 1,8 || 1,5 || 1,9 || 2,0 || '''0,6 %''' || ns
|- align="right"
|align="left" | moins : conso pompage  || 1,5 || 1,4 || 2,6 || 3,5 || 4,2 || 2,4 || 2,1 || 2,5 || 2,6 || '''0,8 %''' || ns
|- align="right"
|align="left" | '''Production nette livrée au réseau''' || '''230,1''' || '''264,9''' || '''297,5''' || '''357,3''' || '''361,7''' || '''310,2''' || '''298,2''' || '''294,0''' || '''310,1''' || '''95,3 %''' || '''-14 %'''
|- 
! colspan="12" |<small>* cons.p.t.= consommation du [[pompage-turbinage]] ; charbon :avant 2008, inclut fioul et autres ; hydro : apports naturels (hors pompage-turbinage) ; EnR thermiques : biomasse, etc (+ éolien et solaire avant 2008).<br>Sources : grandes rubriques : données historiques<ref>{{en}} {{xls}} [[département de l'Énergie et du Changement climatique]] [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/819191/Electricity_since_1920.xls Historical electricity data: 1920 to 2018] (voir table 3), site du Gouvernement consulté le 21 novembre 2019.</ref> ; détail par sources : DUKES 5.6<ref name="DUKES5.6"/></small>
|}
La production brute a culminé en 2005 à {{unité|398,4 TWh}}, en progression de 24,6 % par rapport à 1990, puis a décliné de 18,3 % en 18 ans.

La production des centrales à cycle combiné gaz, apparue en 1990, a connu un essor très rapide jusqu'en 2004 ({{unité|140|TWh}}), puis, après un léger creux, a culminé en 2008 à {{unité|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, avant de chuter rapidement avec la fermeture de la plupart des centrales.

==== Thermique fossile ====
[[Fichier:Drax power station from across the Ouse. - geograph.org.uk - 537465.jpg|thumb|left|La [[Centrale électrique de Drax|centrale au charbon de Drax]], la plus grande du Royaume-Uni (photo : 2007).]]
[[Fichier:Cooling towers, West Burton Power Station - geograph.org.uk - 78995.jpg|thumb|La centrale de West Burton, en 2005.]]
[[Fichier:Fiddlers Ferry power station - geograph.org.uk - 205758.jpg|thumb|left|La [[centrale thermique de Fiddlers Ferry]] dans le [[Cheshire (comté)|Cheshire]], en 2006.]]
[[Fichier:View from Winking Hill - geograph.org.uk - 319133.jpg|thumb|La [[centrale de Ratcliffe-on-Soar]] ({{unité|2000|MW}}) dans les [[Midlands de l'Est]], en 2002.]]
[[Fichier:PembrokePowerStation 28 Jan 2011.jpg|thumb|left|La centrale à cycle combiné gaz de Pembroke ({{unité|2180|MW}}) au [[Pays de Galles]], la plus grande du Royaume-Uni, en construction en 2011.]]
[[Image:Lynemouth power station.jpg|thumb|upright|La centrale charbon/biomasse de Lynemouth ({{unité|420|MW}}) en 2002.]]
Les centrales thermiques conventionnelles totalisaient fin 2019 une puissance de {{unité|10.22|GW}}, en forte baisse (-34,8 % en 2019 et -71 % depuis 2010)<ref name="DUKES5.7"/>. Parmi elles, on peut citer<ref name="d-90" group="d">{{p.}}90-91</ref> :
* Drax : [[Centrale électrique de Drax|centrale charbon/biomasse de Drax]] ({{unité|4035|MW}} : charbon {{unité|1320|MW}}, biomasse {{unité|2640|MW}}, turbine à gaz {{unité|75|MW}}) dans le [[Yorkshire]] ;
* [[EDF Energy]] : 2 centrales charbon dans les [[Midlands de l'Est]] : [[Centrale de Cottam|Cottam]] ({{unité|2008|MW}}), fermée en 2019, et West Burton ({{unité|2012|MW}}) ;
* Eggborough Power Ltd : centrale charbon d'Eggborough ({{unité|1960|MW}}) dans le [[Yorkshire]], fermée en 2018 ;
* [[Uniper]] Royaume-Uni : centrale charbon de [[Centrale de Ratcliffe-on-Soar|Ratcliffe]] ({{unité|2000|MW}}) dans les [[Midlands de l'Est]] ;
* [[International Power]], filiale d'[[Engie]] : centrale charbon de Rugeley ({{unité|1006|MW}}) dans les [[Midlands de l'Ouest (région)|West Midlands]], fermée en 2016<ref>{{lien web|langue=fr|url=https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0211419867915-engie-ferme-une-centrale-geante-ultrapolluante-2037332.php|titre=Engie ferme une centrale géante ultrapolluante|périodique=[[Les Échos]]|date=24 octobre 2016}}.</ref> ;
* [[RWE|RWE Npower]] : centrale charbon d'Aberthaw B ({{unité|1586|MW}}) au [[Pays de Galles]], fermée en 2019 ;
* [[Scottish and Southern Energy|Scottish and Southern]] : centrale charbon de [[Centrale thermique de Fiddlers Ferry|Fiddler’s Ferry]] ({{unité|1961|MW}}) dans le nord-ouest, fermée en 2020.

En 2019, les centrales à charbon d'[[Centrale d'Aberthaw|Aberthaw B]] ({{unité|1500 MW}}) et de [[Centrale de Cottam|Cottam]] ({{unité|2000 MW}}) ont été fermées, ainsi celle de [[Centrale thermique de Fiddlers Ferry|Fiddler’s Ferry]] ({{unité|1510|MW}}) en 2020.

En 2018, la centrale de Lynemouth ({{unité|420|MW}}) a été convertie en 2018 à la biomasse, ainsi qu'un {{4e}} groupe ({{unité|660|MW}}) de la centrale de Drax, et la centrale d'Eggborough ({{unité|1960|MW}}) a été fermée.

En 2015, la centrale de Lynemouth ({{unité|420|MW}}) a été mise sous cocon ; celle d'Ironbridge a été fermée et la centrale de Drax ({{unité|3870|MW}}) a franchi la deuxième étape de sa conversion à la biomasse : la première étape avait reconverti {{unité|645|MW}} en 2013, la deuxième étape a porté cette puissance à {{unité|1935|MW}}, soit la moitié de la centrale. En 2016, les centrales charbon de [[Centrales électriques de Ferrybridge#Ferrybridge C (1966-2016)|Ferrybridge C]] ({{unité|980|MW}}) et Longannet ({{unité|2260|MW}}) ont été fermées<ref name="DUKES 2018">{{lien web|langue=en|url=https://www.gov.uk/government/statistics/electricity-chapter-5-digest-of-united-kingdom-energy-statistics-dukes|titre=DUKES 2018 Chapter 5 Electricity|éditeur=[[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]]|passage=119,145, et 148|date=26 juillet 2018|format=pdf}}.</ref>.

Le Royaume-Uni a annoncé le {{date-|18 novembre 2015}} que la totalité des douze centrales à charbon existantes seront fermées d'ici à 2025 et cela est effectif fin 2024. 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<ref>{{lien web|langue=fr|url=https://www.lesechos.fr/journal20151119/lec2_industrie_et_services/021489757721-le-royaume-uni-sonne-la-fin-de-ses-centrales-au-charbon-dici-a-2025-1176460.php|titre=Le Royaume-Uni sonne la fin de ses centrales au charbon d'ici à 2025|périodique=[[Les Échos]]|date=19 novembre 2015}}.</ref>.

Les centrales à cycle combiné gaz totalisaient fin 2019 une puissance de {{unité|31.47|GW}}<ref name="DUKES5.7"/>. Parmi elles, on peut citer<ref name="d-90" group="d"/> :
* [[Centrica]] : 5 centrales, dont celle de South Humber Bank ({{unité|1310|MW}}) dans le [[Yorkshire]] ;
* [[EDF Energy]] : centrale West Burton CCGT ({{unité|1332|MW}}) dans les [[Midlands de l'Est]], mise en service en 2013 ;
* [[Uniper]] Royaume-Uni : 5 centrales, dont celles de Connahs Quay ({{unité|1380|MW}}) au [[Pays de Galles]] et de Grain ({{unité|1404|MW}}) dans le Sud-Est ;
* VPI Immingham LLP : la centrale de [[cogénération]] au gaz d'Immingham ({{unité|1240|MW}}) dans le [[Yorkshire]] ;
* [[Engie]] : la centrale de Saltend ({{unité|1200|MW}}) dans le [[Yorkshire]] ;
* [[RWE|RWE Npower]] : 5 centrales, dont celles de Didcot B ({{unité|1470|MW}}) dans le sud-est, de Staythorpe C ({{unité|1772|MW}}) dans les [[Midlands de l'Est]] et de Pembroke ({{unité|2180|MW}}) au [[Pays de Galles]] ;
* [[Scottish and Southern Energy|Scottish and Southern]] : la centrale de Peterhead ({{unité|1180|MW}}) en Écosse.

En 2019, la centrale de Barry ({{unité|235 MW}}) a été fermée et celle de Peterborough a vu sa puissance ramenée de {{unité|360 MW}} à {{unité|245 MW}}.

En 2018, la centrale de Deeside ({{unité|498|MW}}) et celle de Ballylumford B ({{unité|540|MW}}) ont été fermées et celle de Peterborough a été convertie en centrale à cycle ouvert, réduisant sa puissance de {{unité|360|MW}} à {{unité|245|MW}}.

Le facteur de charge des centrales à cycle combiné gaz est passé de 71 % en 2008 à 30,3 % en 2012, puis est resté aux alentours de 30 % jusqu'en 2015 avant de remonter à 48,8 % en 2016, alors que celui des centrales charbon est passé de 40,8 % en 2011 à 57 % en 2012, restant entre 52 et 61 % jusqu'en 2015 avant de reculer à 37,7 % en 2016<ref name="DUKES 2018"/> ; cette évolution très marquée est due à la forte baisse des prix du charbon<ref name="DUKEs2013">{{lien web|langue=en|url=https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/279546/DUKES_2013_Chapter_5.pdf|titre=DUKES 2013 Chapter 5 Electricity|éditeur=[[département de l'Énergie et du Changement climatique]]|date=|consulté le=14 février 2014|format=pdf}}.</ref> causée par le boom du gaz de schiste aux États-Unis ; elle mettait 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 ({{unité|1875|MW}}) a été mise sous cocon ; en 2012, deux autres plus petites ({{unité|45|MW}} et {{unité|228|MW}}) ont été fermées, et au {{1er|semestre}} 2013 trois ont été mises sous cocon ({{unité|340|MW}}, {{unité|229|MW}} et {{unité|749|MW}}). Parmi les centrales conventionnelles, on note la fermeture en 2012 de la centrale charbon/fioul de Kingsnorth A ({{unité|1940|MW}}) et de la centrale fioul de Grain A ({{unité|1300|MW}}), et au {{1er|semestre}} 2013 les fermetures des centrales charbon de Cockenzie ({{unité|1152|MW}}), charbon/fioul de Didcot A ({{unité|1958|MW}}) et fioul de Fawley ({{unité|1036|MW}}). Les centrales charbon de [[Centrale de Tilbury|Tilbury B]] ({{unité|1063|MW}}), Ironbridge ({{unité|940|MW}}) et Drax ({{unité|3870|MW}}) ont été partiellement convertie à la biomasse<ref name="DUKEs2013"/>.

Le 30 septembre 2024, la dernière centrale produisant de l'électricité à partir de charbon, à [[Centrale de Ratcliffe-on-Soar|Ratcflille-on-Soar]], ferme<ref>Nicolas Madelaine, [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-royaume-uni-tourne-le-dos-au-charbon-et-avance-a-marche-forcee-vers-les-renouvelables-2120772 Le Royaume-Uni tourne le dos au charbon et avance à marche forcée vers les renouvelables], [[Les Échos]], 24 septembre 2024.</ref>; le Royaume-Uni devenant ainsi le premier pays du [[Groupe des sept (économie)|Groupe des sept]] a sortir du charbon<ref>{{lien web|url=https://www.lemonde.fr/economie/article/2024/09/30/comment-le-royaume-uni-est-definitivement-sorti-du-charbon_6339378_3234.html|titre=Comment le Royaume-Uni est définitivement sorti du charbon|date=30 septembre 2024|site=[[Le Monde]]}}</ref>.

==== Nucléaire ====
[[Image:Heysham Nuclear Power Station, Lancashire.jpg|thumb|La [[centrale nucléaire de Heysham]] en 2009.]]
[[Fichier:HinkleyPointCoast.jpg|thumb|right|[[Centrale nucléaire de Hinkley Point]] en 2003.]]
{{Article détaillé|Programme nucléaire du Royaume-Uni}}
{{Article détaillé|Liste des réacteurs nucléaires au Royaume-Uni}}
===== Histoire =====
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 [[Centrale nucléaire de Sizewell|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 [[Réacteur avancé refroidi au gaz|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 {{nombre|3|milliards}} de £ par l'état, somme qui a été par la suite remboursé. En {{date-|janvier 2009}}, British Energy a été achetée pour environ {{nombre|12|milliards}} de £ par [[Électricité de France|EDF]] (80 %) et [[Centrica]] (20 %).

===== Puissance et production =====
La puissance installée du parc nucléaire britannique est de {{formatnum:9261}} MW à la fin 2019, en baisse de 14,8 % en 9 ans<ref name="DUKES5.7"/> après la fermeture de quatre réacteurs anciens : Oldbury 2 en {{date-|juin 2011}}, Oldbury 1 en {{date-|février 2012}} ({{unité|217|MW}} chacun), Wylfa 2 en {{date-|avril 2012}} et Wylfa 1 en {{date-|décembre 2015}} ({{unité|490|MW}} chacun)<ref name="d-90" group="d"/>. Malgré ces fermetures, la production nucléaire nette est remontée à {{unité|71.73|TWh}} en 2016 contre {{unité|62.14|TWh}} en 2010, avant de retomber en 2019 à {{unité|56.18|TWh}}<ref name="DUKES5.6"/>.

[[EDF Energy]] a reçu en {{date-|janvier 2015}} le feu vert des autorités britanniques pour prolonger de dix ans la durée de vie des deux réacteurs de [[Centrale nucléaire de Dungeness|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<ref>{{Lien web|langue=fr|titre=En attendant de bâtir ses EPR, EDF prolonge la durée de vie de ses centrales britanniques|url=https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0204096057562-en-attendant-de-batir-ses-epr-edf-prolonge-la-duree-de-vie-de-ses-centrales-britanniques-1085107.php|date=20 janvier 2015 |site= Les Échos |consulté le= 21 octobre 2015}}.</ref>.

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<ref>{{article|langue=en |prénom1=Adam |nom1=Vaughan |titre=UK greenhouse gas emissions down 7% in 2011 |périodique=The Guardian | url=http://www.guardian.co.uk/environment/2012/mar/29/uk-greenhouse-gas-emissions-2011 |jour=29 |mois=mars |année=2012 | consulté le=10 novembre 2012}}</ref>.

La plupart des [[déchet radioactif|déchets radioactifs]] du Royaume-Uni sont actuellement entreposés à [[Sellafield]].

===== Programme nucléaire =====
Le [[Royaume-Uni]] a établi dans les années 2000 un programme de construction de nouvelles centrales nucléaires, ayant notamment pour objectif de rendre son mix électrique fiable, propre, d'un {{Citation|coût raisonnable}} et aux émissions de {{CO2}} {{Citation|considérablement réduites}}<ref>[https://medium.com/generation-atomic/the-hinkley-point-c-case-is-nuclear-energy-expensive-f89b1aa05c27 The Hinkley Point C case: is nuclear energy expensive?], [[Medium (site web)|Medium]], 23 décembre 2019 : {{Citation étrangère|langue=en|These two reactors are the first part of a national plan, initiated in 2008, to build {{nobr|16,000 MW}} of new nuclear power plants in England to support the UK energy transition to a clean, reliable and affordable energy system, with drastically lower {{CO2}} emissions.}}</ref>.

En {{date-|octobre 2010}}, le gouvernement britannique a donné le feu vert pour la construction de huit nouvelles tranches nucléaires<ref>{{en}}{{Lien web|url=https://www.telegraph.co.uk/earth/energy/8070810/Eight-new-nuclear-power-stations-despite-safety-and-clean-up-concerns.html |titre=Huit nouvelles centrales nucléaires malgré les préoccupations sur la sûreté et les déchets |auteur=Telegraph|année=2010 |consulté le=10 novembre 2012}}</ref>. Par contre, le gouvernement écossais, avec le soutien du [[Parlement écossais]], a déclaré qu'aucune nouvelle centrale nucléaire ne sera construite en [[Écosse]]<ref name=ScotsGov>{{en}}{{lien web|titre=Answers to your questions on energy in Scotland|url=http://www.scotland.gov.uk/Topics/Business-Industry/Energy/Facts/faqs|éditeur=The Scottish Government|consulté le=10 novembre 2012}}</ref>{{,}}<ref name=ScotsParl>{{en}}{{lien web|titre=Official Report 17 January 2008|url=http://www.scottish.parliament.uk/business/officialReports/meetingsParliament/or-08/sor0117-02.htm|éditeur=The Scottish Parliament|consulté le=10 novembre 2012}}</ref>. En {{date-|mars 2012}}, les Allemands [[E.ON UK]] et [[RWE|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<ref>{{en}}{{lien web |url=http://www.scotsman.com/the-scotsman/scotland/nuclear-disaster-casts-shadow-over-future-of-uk-s-energy-plans-1-2205614 |titre=Nuclear disaster casts shadow over future of UK’s energy plans |auteur=David Maddox |consulté le=10 novembre 2012}}</ref>.

Le {{date-|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 {{unité|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<ref>{{lien web|langue=en |url=https://www.gov.uk/government/speeches/publication-of-the-nuclear-industrial-strategy |titre=Publication of the Nuclear Industrial Strategy |éditeur=Gouvernement de Sa Majesté |date=26 mars 2013 |consulté le=22 septembre 2013.}}</ref>.

En {{date-|août 2018}}, une commission d'experts missionnée par le gouvernement a préconisé dans son rapport un soutien massif aux [[petits réacteurs modulaires]] (SMR) ; elle recommande un effort semblable à celui consenti pour l'éolien offshore dans les années 2010<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0302116059012-nucleaire-le-royaume-uni-se-penche-sur-les-petits-reacteurs-2198600.php Nucléaire : le Royaume-Uni se penche sur les petits réacteurs], [[Les Échos]], 18 août 2018.</ref>.

En avril 2022, à la suite de l'[[Invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022|invasion de l'Ukraine par la Russie]], le ministre de l'Industrie et de l'Énergie, [[Kwasi Kwarteng]], annonce une nouvelle stratégie énergétique privilégiant le nucléaire et l'éolien offshore. 6 à 7 nouveaux réacteurs seraient construits au Royaume-Uni à horizon 2050. Ce plan prévoit également d'étendre la durée de vie des centrales existantes et d'investir dans les [[petits réacteurs modulaires|petits réacteurs nucléaires]] (SMR). L'objectif serait de porter la capacité du parc de 7 à {{unité|24 GW}}, portant la part du nucléaire dans la production électrique de 15 % à 25 %, et de se passer du gaz russe, qui représente 4 % de l'approvisionnement britannique<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/le-royaume-uni-met-le-cap-sur-le-nucleaire-pour-se-passer-du-gaz-russe-1398363 Le Royaume-Uni met le cap sur le nucléaire pour se passer du gaz russe], [[Les Échos]], 4 avril 2022.</ref>.

En janvier 2023, le gouvernement britannique lance le Nuclear Fuel Fund (NFF) pour soutenir la chaine d'approvisionnement en combustible nucléaire nécessaire pour les {{unité|24 GW}} de réacteurs nucléaires dont il compte d'équiper le pays d'ici 2050. Les catégories de combustibles les plus prioritaires sont celles destinées aux [[Réacteur à eau légère|réacteurs à eau légère]], l'uranium faiblement enrichi à dosage élevé (High Assay Low Enriched Uranium - HALEU), les combustibles pour réacteurs modulaires avancés et les capacités de production au Royaume-Uni<ref>[https://www.gov.uk/government/publications/nuclear-fuel-fund Nuclear Fuel Fund], [[Gouvernement du Royaume-Uni]], 2 janvier 2023.</ref>.

Le 11 janvier 2024, le gouvernement britannique publie sa feuille de route en vue de déployer une capacité de production de {{unité|24 GW}} à l'horizon 2050. Il s'engage à construire une nouvelle centrale nucléaire, en plus des deux EPR en construction à Hinkley Point et de ceux de Sizewell, conjointement à des projets de  [[petits réacteurs modulaires]] (SMR), pour lesquels l'appel d'offres est en cours. La prolongation de l'exploitation des réacteurs existants est envisagée<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-royaume-uni-annonce-une-troisieme-centrale-nucleaire-en-plus-de-sizewell-et-hinkley-point-2045742 Le Royaume-Uni annonce une nouvelle centrale nucléaire en plus de Sizewell et Hinkley Point], [[Les Échos]], 11 janvier 2024.</ref>.

===== Projets d'EDF Energy =====
Depuis l'acquisition de British Energy en 2009, [[EDF Energy]], la filiale britannique d'[[Électricité de France|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 ([[Réacteur pressurisé européen|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{{'}}''{{lang|en|Environment Agency}}'', qui ont déclaré qu'elle est susceptible d'être acceptée<ref>{{Lien web|langue=en|titre=L'approche d'EDF Energy : stratégie nucléaire|url=http://www.edfenergy.com/energyfuture/edf-energys-approach-why-we-choose-new-nuclear/edf-energys-nuclear-strategy|date= |site= EDF Energy|consulté le=21 octobre 2015 }}.</ref>.

====== Hinkley Point C ======
Le {{date-|21 octobre 2013}}, Londres et [[EDF Energy]] ont annoncé la conclusion de leur accord pour la construction de deux réacteurs EPR à [[Centrale nucléaire de Hinkley Point|Hinkley Point]] dans le [[Somerset]] ; l'investissement total était estimé à {{nombre|16|milliards}} de [[Livre sterling|livres]] ({{nombre|19|milliards}} d'euros), dont {{nombre|14|milliards}} de £ pour les 2 réacteurs et {{nombre|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 : [[Compagnie nucléaire nationale chinoise|CNNC]] et [[China General Nuclear Power Corporation|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 {{unité|92.5|£/MWh}} ({{unité|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 {{date-|juillet 2014}} ; le taux de rentabilité du projet sur fonds propres est évalué à 10 %<ref>[https://www.lesechos.fr/entreprises-secteurs/energie-environnement/actu/0203079782714-epr-britannique-un-investissement-de-19-milliards-d-euros-620303.php EDF construira les EPR britanniques pour {{nombre|19|milliards}} d’euros], [[Les Échos]] consulté le 22 octobre 2013.</ref>.

EDF estime que le chantier d'Hinkley Point C peut générer 2 milliards de livres d'économies par rapport à [[Centrale nucléaire de Flamanville|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 ({{unité|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 [[Centrale nucléaire de Sizewell|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<ref>[https://www.lesechos.fr/entreprises-secteurs/energie-environnement/actu/0203079783244-londres-va-lancer-avec-edf-son-premier-chantier-nucleaire-depuis-vingt-ans-620573.php Londres va lancer avec EDF son premier chantier nucléaire depuis vingt ans], [[Les Échos]] consulté le 22 octobre 2013.</ref>.

Le {{date-|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 {{nombre|2.7|milliards}} d'euros<ref>[https://www.lesechos.fr/journal20150921/lec2_entreprise_et_marches/021340107732-nucleaire-londres-reaffirme-son-soutien-aux-epr-anglais-dedf-1157514.php Nucléaire : Londres réaffirme son soutien aux EPR anglais d'EDF], [[Les Échos]] du 21 septembre 2015.</ref>.

Le {{date-|21 octobre 2015}}, EDF a finalisé son partenariat avec la société chinoise [[China General Nuclear Power Corporation|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 [[Accident nucléaire de Fukushima|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 {{nombre|18|milliards}} de livres, soit {{nombre|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 {{nombre|16|milliards}} d’euros, sur ses fonds propres et par emprunt, et prévoit de céder quelque {{nombre|10|milliards}} d’euros d’actifs non stratégiques dans cette perspective. Outre Hinkley Point, deux autres accords ont été conclus : à [[Centrale nucléaire de Sizewell|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. À [[Centrale nucléaire de Bradwell|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<ref name="Échos21102015">[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/021421717149-edf-feu-vert-au-projet-nucleaire-au-royaume-uni-1167865.php Nucléaire : le projet à {{nombre|25|milliards}} d’EDF et de la Chine est lancé], [[Les Échos]], 21 octobre 2015.</ref>.

Le conseil d'administration d'EDF a pris la décision d'investissement fin {{date-|juillet 2016}}, et le gouvernement britannique a donné le {{date-|15 septembre 2016}} son accord pour le lancement du chantier des EPR d'Hinkley Point, sous la condition que le gouvernement pourra s'opposer à la perte du contrôle majoritaire du groupe sur le projet pendant sa construction ; après la mise en service, le gouvernement aura aussi un droit de regard sur les cessions de parts<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0211291812824-londres-et-edf-saluent-une-nouvelle-ere-pour-le-nucleaire-2027668.php Londres et EDF saluent une «nouvelle ère» pour le nucléaire], [[Les Échos]], 15 septembre 2016.</ref>.

En {{date-|septembre 2019}}, EDF annonce un risque de retard de quinze mois sur le premier réacteur et de neuf mois sur le second et un dérapage de plus de 10 % sur le coût du projet, qui devraient finalement atteindre {{nombre|21.5|à=22.5|milliards}} de livres ({{nombre|24.3|à=25.5|milliards}} d'euros). Le projet devait coûter initialement {{nombre|16|milliards}} de livres, mais dès 2016 la facture a été portée à {{nombre|18|milliards}} de livres, puis à {{nombre|19.6|milliards}} de livres à l'été 2017<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/edf-nouveau-retard-et-nouveau-surcout-pour-hinkley-point-c-1134571 Nucléaire : nouveau revers pour EDF sur le chantier d'Hinkley Point], [[Les Échos]], 25 septembre 2019.</ref>.

En janvier 2021, un nouveau retard de six mois, lié directement à la crise du Covid-19, est annoncé : la production d'électricité du réacteur C1 est repoussée à juin 2026 ; ce décalage alourdi la facture globale du projet, désormais estimé entre {{nombre|22 et 23 milliards}} de livres sterling. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est désormais réestimé entre 7,1 % et 7,2 %, contre 9 % prévus au départ<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/nucleaire-nouveau-revers-pour-le-chantier-dedf-a-hinkley-point-1284715 Nucléaire : nouveau revers pour le chantier d'EDF à Hinkley Point], [[Les Échos]], 27 janvier 2021.</ref>.

====== Sizewell C ======
L'accord de partenariat du {{date-|21 octobre 2015}} entre EDF et la société chinoise [[China General Nuclear Power Corporation|CGN]] prévoit qu'à la [[centrale nucléaire de Sizewell]], sur la côte est de l’Angleterre, deux réacteurs EPR seront construits ; EDF prendra 80 % de ce projet et CGN 20 % ; les travaux devraient démarrer en 2018 ou 2019<ref name="Échos21102015"/>.

La centrale Sizewell C devrait être mise en service en 2031 selon EDF<ref>{{en}} [https://www.thetimes.co.uk/article/sizewell-c-nuclear-power-to-come-on-stream-in-2031-35nw6wwsv Sizewell C nuclear power to come on stream in 2031], [[The Times]], 30 octobre 2017.</ref>. En {{date-|janvier 2018}}, EDF a ouvert des discussions avec le gouvernement britannique sur les grandes lignes du montage financier de ce chantier Sizewell C ; des investisseurs tiers, tels que des fonds de pension ou des fonds d'infrastructure, pourraient participer au financement. EDF estime que 20 % des coûts de construction supportés pour Hinkley Point C ({{nombre|19.6|milliards}} de livres) pourraient être évités pour Sizewell C, notamment sur l’ingénierie et la certification, qui n’auront pas à être dupliqués ; les coûts de connexion au réseau devraient aussi être moindres<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0301157066877-nucleaire-edf-discute-avec-londres-dun-nouvel-epr-2145758.php Nucléaire : EDF discute avec Londres d'un nouvel EPR], [[Les Échos]], 17 janvier 2018.</ref>.

Le gouvernement britannique annonce le {{date-|14 décembre 2020}} l'ouverture de négociations formelles avec EDF sur le financement de deux réacteurs EPR ({{unité|3,2 GW}}) à Sizewell pour 20 milliards de livres (21,9 milliards d'euros). Le premier point à négocier est un mode de rémunération capable d'attirer des investisseurs aux côtés du groupe EDF, qui plaide depuis de longs mois pour la mise en œuvre d'un modèle dit de « base d'actifs régulés » (RAB ou « Regulated Asset Base » en anglais). Utilisé pour les infrastructures en monopole, ce mécanisme permettrait à EDF et à ses éventuels partenaires d'être rémunérés avant d'avoir livré la centrale et leur garantirait un partage des risques en cas de dérapage des coûts de construction, dans un premier temps avec les consommateurs britanniques et, au-delà d'un certain seuil, avec l'État britannique. Le deuxième volet des négociations porte sur la constitution du tour de table : EDF n'aurait que 20 % environ du capital ; les tensions entre Londres et Pékin risquent d'amener le chinois CGN, impliqué à ce stade à hauteur de 20 %, à sortir du projet. Le gouvernement britannique souhaite associer des investisseurs comme, par exemple, des fonds de pension ; mais l'État, qui mise sur le nucléaire pour atteindre son objectif de neutralité carbone d'ici à 2050, étudie aussi une prise de participation directe au capital du projet. Pour atteindre l'objectif d'un coût de production de l'électricité inférieur de 30 % à celui d'Hinkley Point, la baisse des coûts de financement sera décisive<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/nucleaire-londres-va-negocier-avec-edf-pour-une-nouvelle-centrale-1273758 Nucléaire : Londres ouvre les discussions avec EDF sur le financement de deux nouveaux réacteurs], [[Les Échos]], 14 décembre 2020.</ref>.

Le 26 octobre 2021, le gouvernement britannique présente un projet de loi facilitant le financement du projet de nouveaux réacteurs EPR, développés par EDF à Sizewell, pour un montant estimé à 20 milliards de livres (23,8 milliards d'euros). Ce nouveau modèle de financement dit de « base d'actifs régulés » permettrait à EDF et à ses éventuels partenaires d'être rémunérés avant d'avoir livré la centrale ; il élargirait le « pool » d'investisseurs privés, parmi lesquels des fonds de pension britanniques, des assureurs, ou d'autres investisseurs institutionnels<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/nucleaire-londres-veut-faciliter-le-financement-des-epr-dedf-1358590 Nucléaire : Londres veut faciliter le financement des EPR d'EDF], [[Les Échos]], 26 octobre 2021.</ref>.

Le 20 juillet 2022, le gouvernement britannique donne officiellement son feu vert au projet de construction de deux nouveaux réacteurs EPR sur le site de Sizewell C. Ce projet est présenté par EDF comme la copie des deux réacteurs EPR d'Hinkley Point C, qu'EDF construit actuellement dans le Somerset, ce qui permettrait, selon EDF, des économies de 20 % sur les coûts de construction. La décision finale d'investissement d'EDF est attendue « courant 2023 ». Le scénario central en négociation entre EDF et le gouvernement prévoit un portage du projet à 20 % par EDF et à 20 % par le gouvernement britannique. Pour le solde, le gouvernement poursuit en parallèle la recherche de co-investisseurs privés avec la banque Barclays. Des investisseurs institutionnels comme Greencoat Capital LLC, l'un des plus gros gestionnaires de fonds d'énergie verte au Royaume-Uni, ont fait part de leur intérêt pour participer au financement d'un tel projet. En mars 2022, le Parlement a adopté une disposition législative permettant d'utiliser un mécanisme dit de « base d'actif régulé » pour financer le projet<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/edf-feu-vert-de-londres-a-la-construction-de-deux-nouveaux-epr-a-sizewell-1777685 Londres valide sa commande de deux nouveaux EPR à EDF], [[Les Échos]], 20 juillet 2022.</ref>.

Le 29 novembre 2022, le ministre de l'Économie et de l'Énergie, [[Grant Shapps]], annonce que l'État britannique va investir {{nobr|700 millions}} de livres aux côtés d'EDF. L'État et EDF prendront provisoirement 50 % du capital du projet chacun, en attendant l'arrivée de nouveaux investisseurs ; à terme, les deux parties souhaitent détenir chacune 20 % dans la centrale. La décision finale d'investissement est attendue pour fin 2023<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/nucleaire-londres-investit-aux-cotes-dedf-dans-le-projet-depr-a-sizewell-1883880 Nucléaire : Londres investit aux côtés d'EDF dans le projet d'EPR à Sizewell], [[Les Échos]], 29 novembre 2022.</ref>.

En avril 2024, EDF commande auprès de sa filiale Framatome les deux chaudières nucléaires pour équiper le site de Sizewell, ainsi que la réalisation du contrôle commande, la fourniture du combustible et des services de maintenance, pour un montant de 4 milliards d'euros<ref>Sharon Wajsbrot, [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/nucleaire-edf-passe-une-commande-historique-chez-framatome-2091328 Nucléaire : EDF passe une commande historique chez Framatome], ''[[Les Échos]]'', 25 avril 2024.</ref>.

Le 29 août 2024, le ministère d'[[Ed Miliband]] chargé de la Sécurité énergétique et de la neutralité carbone, s'est dit prêt à débloquer un nouveau financement de 5,5 milliards de livres (6,5 milliards d'euros) pour le projet de construction de Sizewell C, dont le coût est évalué entre 20 et 30 milliards de livres. La recherche de co-investisseurs se poursuit : une dizaine d'investisseurs auraient été retenus, dont l'énergéticien [[Centrica]], des fonds de pension britanniques et des fonds du Moyen-Orient<ref>Nicolas Madelaine et Sharon Wajsbrot, [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/nucleaire-gros-coup-de-pouce-de-londres-pour-sauver-le-projet-sizewell-2116744 Nucléaire : gros coup de pouce de Londres pour sauver le projet Sizewell], ''[[Les Échos]]'', 4 septembre 2024.</ref>.

===== Projet Horizon =====
Le projet Horizon, concernant les sites de [[Centrale nucléaire de Wylfa|Wylfa]] et [[Centrale nucléaire d'Oldbury|Oldbury]], a été initié par les Allemands [[E.ON|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 [[Réacteur ABWR|ABWR]] ; 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<ref name="Nugen032016">[http://m.lesechos.fr/redirect_article.php?id=021790562214 Deux autres opérateurs sur les rangs outre-Manche], [[Les Échos]], 25 mars 2016.</ref>.

L'Office britannique de régulation nucléaire (ONR) a approuvé mi-{{date-|décembre 2017}} la conception du réacteur bouillant (ABWR) pour la centrale de Wylfa Newydd<ref>{{Lien web|url=http://www.sfen.org/fr/rgn/royaume-uni-l-horizon-seclaircit-pour-les-deux-reacteurs-dhitachi |titre=Royaume-Uni : l'« Horizon » s'éclaircit pour les deux réacteurs d'Hitachi|éditeur=SFEN|date=2 janvier 2018}}.</ref>.

En {{date-|mai 2018}}, selon l'agence [[Kyodo News|Kyodo]], le gouvernement britannique propose des prêts et d'autres ressources financières à {{Lien|Horizon Nuclear Power}} (HNP), filiale d'Hitachi, afin de couvrir une bonne partie du coût du projet Wylfa Newydd équivalente à {{nombre|2.000|milliards}} de yens ({{nombre|15.3|milliards}} d'euros)<ref>[https://www.capital.fr/entreprises-marches/londres-propose-15-3-milliards-deuros-a-hitachi-pour-du-nucleaire-1288536 Londres propose {{nombre|15.3|milliards}} d'euros à Hitachi pour du nucléaire], Capital, 17 mai 2018.</ref>.

Le ministre britannique de l'Énergie, [[Greg Clark (homme politique britannique)|Greg Clark]], annonce le {{date-|4 juin 2018}} devant les députés : {{citation|Pour ce projet, le gouvernement va étudier la possibilité d'un investissement direct aux côtés d'Hitachi, d'agences gouvernementales japonaises et d'autres partenaires}}. Pour la première fois depuis que Margaret Thatcher a libéralisé le secteur de l'énergie, l'État britannique pourrait y revenir en investissant directement dans un projet de centrale nucléaire évalué entre 18 et {{nombre|23|milliards}} d'euros pour deux réacteurs à eau bouillante d'une puissance totale de {{unité|2.9|GW}}, alors qu'il avait refusé de le faire pour la centrale nucléaire d'Hinkley Point. Selon le [[Financial Times]], le prix plancher garanti pour l'électricité de Wylfa serait d'environ {{unité|77.5|£/kWh}}, soit {{unité|15|£/kWh}} de moins que pour Hinkley Point<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0301766115264-londres-envisage-dinvestir-dans-la-future-centrale-nucleaire-dhitachi-a-wylfa-2181465.php Londres envisage d'investir dans la future centrale nucléaire d'Hitachi à Wylfa], [[Les Échos]], 5 juin 2018.</ref>.

Hitachi annonce le {{date-|17 janvier 2019}} le gel de son projet de deux réacteurs à Wylfa, malgré la proposition du gouvernement de prendre une participation d'un tiers au capital du projet, apporter des financements pour assurer la construction des réacteurs et garantir un prix d'achat de l'électricité jusqu'à {{nombre|75|livres}} ({{unité|85|euros}}) par MWh ; Hitachi juge qu'{{citation|il faut plus de temps pour trouver un schéma de financement et un modèle d'exploitation}}<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0600534391623-hitachi-renonce-a-son-projet-nucleaire-en-grande-bretagne-2237106.php Coup dur pour les projets nucléaires], [[Les Échos]], 17 janvier 2019.</ref>. Cette annonce intervient juste deux jours après le rejet par le Parlement britannique du projet d’accord européen sur le Brexit, que le premier ministre japonais [[Shinzō Abe]] était venu soutenir en personne à Londres le {{date-|10 janvier}} ; plusieurs projets éoliens et hydroliens au Pays de Galles ont également été annulés récemment, en partie à cause des incertitudes liées à la menace du Brexit<ref>{{Lien web|url=http://www.sfen.org/rgn/suspension-projet-nucleaire-wylfa-royaume-uni-poser-bonnes-questions |titre=Suspension du projet nouveau nucléaire Wylfa au Royaume-Uni : se poser les bonnes questions|éditeur=[[Société française d'énergie nucléaire|SFEN]]|date=22 janvier 2019}}.</ref>.

En novembre 2020, le [[Financial Times]] révèle qu'un consortium américain, emmené par le groupe d'ingénierie [[Bechtel (entreprise)|Bechtel]], mène des discussions avec le gouvernement britannique pour relancer le projet Wylfa. Le consortium comprend également la compagnie d'électricité américaine Southern Company et Westinghouse, qui fournirait les réacteurs ; il a le soutien de l'administration Trump<ref>[https://www.lefigaro.fr/flash-eco/un-consortium-americain-pret-a-relancer-un-projet-nucleaire-au-pays-de-galles-revele-le-financial-times-20201110 Un consortium américain prêt à relancer un projet nucléaire au Pays de Galles, révèle le Financial Times], Le Figaro, 10 novembre 2020.</ref>.

Un autre projet pour Wylfa est dévoilé en janvier 2021 par Shearwater Energy qui propose de construire un complexe hybride composé de 12 SMR ([[Petit réacteur modulaire|petits réacteurs modulaires]]) de la firme américaine [[Nuscale]], d'une puissance totale de {{unité|924 MW}} et d'un parc éolien de {{unité|1000 MW}} ; la production commencerait en 2027<ref>[https://www.bbc.com/news/uk-wales-55682005 Wylfa: New hybrid nuclear power plan for Anglesey], BBC News, 16 janvier 2021.</ref>.

===== Projet NuGen =====
Le projet NuGen a été initié par [[GDF Suez]] et [[Iberdrola]] pour construire {{unité|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 Electric Company|Westinghouse]] et proposé par Toshiba, avait obtenu une certification provisoire mais incomplète fin 2011<ref>[http://bourse.lesechos.fr/infos-conseils-boursiers/infos-conseils-valeurs/infos/grande-bretagne-nucleaire-toshiba-prend-60-de-nugen-gdf-suez-garde-40-943032.php GDF SUEZ : Grande-Bretagne /Nucléaire : Toshiba prend 60 % de NuGen, GDF Suez garde 40 %], ''Les Échos''/Reuters : {{Citation|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 {{unité|3400|mégawatts}}. Le premier réacteur entrera en service en 2024, a précisé l'entreprise.}}</ref>{{,}}<ref>[http://www.usinenouvelle.com/article/gdf-suez-s-ecarte-de-l-equipe-de-france-du-nucleaire.N233660 GDF Suez s’écarte de l’équipe de France du nucléaire], ''L'Usine nouvelle'', 23 janvier 2014 : {{Citation|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.}}</ref>{{,}}<ref>[https://www.lesechos.fr/entreprises-secteurs/energie-environnement/actu/0203076592458-le-pays-aiguise-l-appetit-des-geants-de-l-energie-620630.php Le nucléaire britannique aiguise l’appétit des géants de l’énergie], ''[[Les Échos]]'' (consulté le 22 octobre 2013).</ref>.

En {{date-|mars 2016}}, 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<ref name="Nugen032016"/>.

En {{date-|février 2017}}, l'annonce des graves difficultés de Westinghouse (qui détient 60 % du projet) dans le nucléaire ainsi que la nouvelle politique d'Engie (40 %), qui envisagerait d'abandonner le nucléaire, avivent les inquiétudes sur le projet NuGen, dont la décision d'investissement était attendue pour 2018. Toshiba, société mère de Westinghouse, a confirmé ne plus souhaiter prendre en charge financièrement la construction de nouveaux projets. Le parti travailliste, les syndicats et les collectivités locales appellent à une intervention de l'État, mais le Trésor est très réticent devant un projet aussi risqué<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0211799030805-inquietudes-au-royaume-uni-autour-du-projet-nugen-2065106.php Inquiétudes au Royaume-Uni autour du projet NuGen], [[Les Échos]], 15 février 2017.</ref>.

Le {{date-|4 avril 2017}}, Engie annonce sa décision de céder sa part de 40 % dans NuGen à Toshiba, en utilisant une clause du pacte d'actionnaires lui permettant de se retirer en cas de défaillance du partenaire, condition réalisée avec la mise en faillite de Westinghouse. Toshiba, désormais actionnaire à 100 %, cherche à céder ses parts ; le coréen Kepco a confirmé le {{date-|22 mars}} être intéressé par une participation<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0211944411461-engie-engage-son-retrait-du-nouveau-nucleaire-2077621.php Engie engage son retrait du nouveau nucléaire], [[Les Échos]], 5 avril 2017.</ref>.

Toshiba est entré en {{date-|décembre 2017}} en négociations exclusives avec le coréen Kepco pour lui vendre la majeure partie du projet NuGen<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/030990833220-toshiba-se-retire-du-nucleaire-en-grande-bretagne-2136295.php Toshiba se retire du nucléaire en Grande-Bretagne], [[Les Échos]], 6 décembre 2017.</ref>. Le ministre de l’Énergie Richard Harrington a indiqué en {{date-|décembre 2017}} que la question du prix serait cruciale pour approuver le projet de Moorside ; il espère obtenir de Kepco une baisse de prix de 20 à 30 %<ref>[https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/coree-nucleaire-britannique-50213/ La Corée s’invite sur la scène nucléaire britannique], [[Éditions techniques de l'ingénieur|Techniques de l'ingénieur]], 15 décembre 2017.</ref>.

Toshiba a finalement décidé en {{date-|novembre 2018}} de liquider sa filiale Nugen, Kepco n'ayant pas réussi à trouver un terrain d'entente avec Toshiba ; Kepco avait l'intention de recourir à sa propre technologie, ce qui aurait obligé à reprendre tout le projet depuis le début, notamment sur le plan des autorisations réglementaires<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0600110700528-le-retrait-de-toshiba-prive-le-royaume-uni-de-trois-nouveaux-reacteurs-nucleaires-2220518.php Le retrait de Toshiba prive le Royaume-Uni de trois nouveaux réacteurs nucléaires], [[Les Échos]], 9 novembre 2018.</ref>.

===== Débats sur le nucléaire =====
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 (Royaume-Uni)|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 »<ref>[https://www.lesechos.fr/entreprises-secteurs/energie-environnement/actu/0203080891328-le-cout-du-nucleaire-fait-debat-620592.php Au Royaume-Uni, le coût du nucléaire fait débat], sur le site du quotidien Les Échos consulté le 22 octobre 2013.</ref>.

==== Énergies renouvelables ====
En 2019, le Royaume-Uni a produit {{unité|120.5|TWh}}, soit 37,1 % de son électricité à partir d'[[énergie renouvelable|énergies renouvelables]] (EnR) ; cette production a progressé de 360 % depuis 2010<ref name="DUKES5.6"/>.

Pendant quatre mois de l’année 2019, l’électricité consommée au Royaume-Uni provenait davantage de ressources énergétiques renouvelables que des énergies fossiles<ref>{{Lien web|langue=fr|titre=Le chiffre du jour. Le Royaume-Uni bat un record sur les énergies renouvelables|url=https://www.courrierinternational.com/article/le-chiffre-du-jour-le-royaume-uni-bat-un-record-sur-les-energies-renouvelables|site=Courrier international|date=2020-01-07|consulté le=2020-01-10}}.</ref>{{,}}<ref>{{Article |langue=en-GB |auteur=Jillian Ambrose Energy |titre=Renewables beat fossil fuels on 137 days in greenest year for UK energy |périodique= [[The Guardian]]|date=2020-01-07 |issn=0261-3077 |lire en ligne=https://www.theguardian.com/business/2020/jan/07/renewables-beat-fossil-fuels-greenest-year-uk-energy |consulté le=2020-01-10}}.</ref>.


{| class="wikitable"
 |+ Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables<ref name="DUKESRen">{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/822654/DUKES_6.4.xls DUKES 6.4 : Capacity of, and electricity generated from, renewable sources], [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], 26 juillet 2020.</ref> (TWh)
|- bgcolor="#00FFFF" align="center"
 !Source
 !2013
 !2014
 !2015
 !2016
 !2017
 !2018
 !2019
 !part 2019*
 | ''2019/2013''
|- align="right"
|align="left"| Hydraulique** || 4,7 || 5,9 || 6,3 || 5,4 || 5,9 || 5,4 || 5,9 || '''1,8 %''' || ''+26 %''
|- align="right"
|align="left"| Éoliennes terrestres || 16,9 || 18,6 || 22,9 || 20,7 || 28,7 || 30,2 || 32,2 || '''9,9 %''' || ''+90 %''
|- align="right"
|align="left"| Éoliennes en mer || 11,5 || 13,4 || 17,4 || 16,4 || 20,9 || 26,7 || 32,1 || '''9,9 %''' || ''+180 %''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse || 18,1 || 22,6 || 29,3 || 30,1 || 31,9 || 35,0 || 37,3 || '''11,5 %''' || ''+106 %''
|- align="right"
|align="left"| Solaire || 2,0 || 4,1 || 7,5 || 10,4 || 11,5 || 12,7 || 12,9 || '''4,0 %''' || ''+543 %''
|- align="right"
|align="left"| Énergies marines || 0,005 || 0,002 || 0,002 || 0 || 0,004 || 0,009 || 0,014 || '''0,004 %''' || ''+194 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Production brute EnR''' || '''53,2''' || '''64,5''' || '''83,4''' || '''83,0''' || '''98,8''' || '''110,0''' || '''120,5''' || '''37,1 %''' || ''+126 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Part EnR/prod.élec.'''* || '''15,0 %''' || '''19,2 %''' || '''24,8 %''' || '''24,7 %''' || '''29,6 %''' || '''33,4 %''' || '''37,1 %''' || 
|-
| colspan=10 | <small>* part 2019 : part dans la production totale d'électricité<br>** hors [[pompage-turbinage]], qui n'est pas renouvelable.</small>
|}

Il existe plusieurs définitions de la « part de l'électricité de sources renouvelables » :
{| class="wikitable"
 |+ Part de l'électricité produite à partir de sources renouvelables<ref name="DUKES2019Ren">{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/840014/Chapter_6.pdf DUKES 2019 Chapter 6: Renewable sources of energy] (page 120), [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], 25 juillet 2019.</ref> (TWh)
|- bgcolor="#00FFFF" align="center"
 ! Source
 ! 2004
 ! 2010
 ! 2015
 ! 2016
 ! 2017
 ! 2018
|- align="right"
|align="left"| Base internationale || 3,6 % || 6,9 % || 24,6 % || 24,5 % || 29,2 % || 33,0 %
|- align="right"
|align="left"| Obligation renouvelable || 3,1 % || 7,2 % || 23,5 % || 22,8 % || 26,0 % || 27,4 %
|- align="right"
|align="left"| Directive EnR 2009 || 3,5 % || 7,4 % || 22,1 % || 24,4 % || 27,8 % || 31,1 %
|}
Base internationale : électricité produite à partir de toutes les énergies renouvelables, sauf les déchets non biodégradables, en pourcentage de l'ensemble de la production d'électricité du pays.<br>
Obligation renouvelable : part de la production à partir de sources renouvelables éligibles aux « certificats d'obligation renouvelable » (Renewable Obligation Certificates - ROCs), en % des ventes d'électricité.<br>
Directive de 2009 sur l'énergie renouvelable : en % de la consommation brute d'électricité.

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 : {{unité|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 {{date-|février 2015}} des « ''{{lang|en|texte=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 {{unité|80|£/MWh}} ({{unité|111|€/MWh}})<ref>[http://www.energies-renouvelables.org/articles/newsletter_15042015/eolien-ecosse.asp Éolien en Écosse], Journal des Énergies Renouvelables du 15 avril 2015.</ref>. En 2018, l'Écosse produit 80 % de son électricité à partir de l'éolien et de l'énergie marine<ref>{{Lien web|langue=fr|nom1=Robin|prénom1=Lemoine |titre=Énergies renouvelables : l’Écosse va atteindre 100 % l’année prochaine |url=http://www.slate.fr/story/178308/ecosse-eolien-energies-renouvelables |site=Slate|date= 12 juin 2019}}.</ref>.

Le [[département de l'Énergie et du Changement climatique]] a soumis en {{date-|août 2015}} à consultation de nouveaux tarifs d’achat pour les installations de moins de {{unité|5|MW}} : il prévoit de les baisser de {{unité|12.47|p/kWh}} à {{unité|1.63|p/kWh}} pour les installations photovoltaïques domestiques, soit une chute de 87 % à partir de {{date-|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 {{formatnum:730000}} foyers et entreprises ({{date-|juillet 2015}}), alors que le Royaume-Uni visait {{formatnum:750000}} installations en 2020 ; le budget des subventions, financé par les consommateurs, explose ; le gouvernement estime que le montant des aides doit rester compris entre {{nombre|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<ref>[http://www.energies-renouvelables.org/newsletter/15-septembre-2015/royaume-uni-coupe-drastique-des-subventions.asp Royaume-Uni - Coupe drastique des subventions], La lettre des énergies renouvelables du 15/09/2015.</ref>.

===== Hydroélectricité =====
[[Image:The Dinorwig HEP station inlet and outlet pool - geograph.org.uk - 311036.jpg|thumb|left|Le bassin de prise d'eau et d'évacuation de la centrale hydroélectrique de Dinorwig.]]
[[Fichier:Stwlan.dam.jpg|thumb|left|Réservoir supérieur (Llyn Stwlan) de la centrale de Ffestiniog.]]
[[Fichier:Cruachan Reservoir - geograph.org.uk - 171791.jpg|thumb|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 : {{unité|1728 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 {{unité|1320|MW}} en {{nombre|17|secondes}}<ref name="FHC">{{en}} [http://www.fhc.co.uk/dinorwig.htm Dinorwig power station], First Hydro Cy (consulté le 2 septembre 2013).</ref> ;
* la centrale de Ffestiniog, également dans la région de [[Gwynedd]], première grande centrale de [[pompage-turbinage]] mise en service au Royaume-Uni (en 1963), dispose d'une puissance de {{unité|360|MW}} ;
* la centrale de Cruachan, en Écosse, mise en service en 1966, a une puissance de {{unité|440|MW}} ; elle pompe l'eau du [[Loch Awe]] vers le réservoir de Cruachan situé {{unité|360|mètres}} plus haut, et la turbine en [[heure de pointe]] ;
* la centrale de Foyers, en Écosse, mise en service en 1974, a une puissance de {{unité|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 {{unité|153|MW}} et {{unité|100|MW}}<ref name="DUKES 2018"/>.
{{clr}}

===== Éolien =====
{{article détaillé|Énergie éolienne au Royaume-Uni}}

===== Biomasse =====
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 {{date-|juillet 1992}} sur le [[RAF Eye|site de Eye]]<ref>{{Lien web|langue=en |url=http://eye.eprl.co.uk/ |titre=Page d'accueil |site= EPR Eye Limited|consulté le=4 novembre 2014}}.</ref>.

En 2019, le Royaume-Uni a produit {{unité|37.3|TWh}} d'électricité à partir de biomasse et déchets, soit 11,5 % de sa production d'électricité<ref name="DUKES5.6"/>.

Selon l'Agence internationale de l'énergie, en 2022, la [[biomasse (énergie)|biomasse]] a fourni {{unité|30,7 TWh}} d'électricité, soit 9,5 % de la production totale d'électricité du pays ; de plus, l'incinération des déchets a fourni {{unité|9,7 TWh}} (3,0 %) ; en 2021, le Royaume-Uni produisait 5,7 % du total mondial ({{5e|rang}} mondial)<ref name="AIEélec"/>. La composante solide ({{unité|23,3 TWh}}), en vive progression sur la décennie (x43 depuis 2000), dépasse le biogaz ({{unité|7,4 TWh}}) depuis 2011 ; l'incinération des déchets municipaux a produit {{unité|9,3 TWh}} et celle des déchets industriels {{unité|0,3 TWh}}<ref>{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=UK&energy=Renewables%20%26%20waste&year=2022 United Kingdom : Renewables and waste 2022], [[Agence internationale de l'énergie]], 21 décembre 2023.</ref>.

{| class="wikitable"
 |+ Production d'électricité à partir de biomasse<ref name="DUKESRen"/> (TWh)
|- bgcolor="#00FFFF" align="center"
 !Source
 !2013
 !2014
 !2015
 !2016
 !2017
 !2018
 !2019
 !part 2019
 | ''2019/2013''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse végétale<ref group=n>y compris paille et taillis à rotation rapide.</ref> || 8,8 || 13,1 || 18,6 || 18,8 || 19,9 || 23,1 || 25,3 || '''67,7 %''' || ''+186 %''
|- align="right"
|align="left"| Déchets biodégradables || 1,6 || 1,9 || 2,6 || 2,7 || 3,4 || 3,5 || 3,8 || '''10,2 %''' || ''+131 %''
|- align="right"
|align="left"| Gaz de décharge || 5,2 || 5,0 || 4,9 || 4,7 || 4,3 || 3,9 || 3,6 || '''9,7 %''' || ''-30 %''
|- align="right"
|align="left"| Digestion anaérobie || 0,7 || 1,0 || 1,5 || 2,2 || 2,6 || 2,8 || 2,9 || '''7,8 %''' || ''+306 %''
|- align="right"
|align="left"| Gaz d'égout || 0,8 || 0,8 || 0,9 || 0,9 || 1,0 || 1,0 || 1,0 || '''2,8 %''' || ''+37 %''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse animale<ref group=n>déjections, viande et ossements.</ref> || 0,6 || 0,6 || 0,6 || 0,6 || 0,6 || 0,6 || 0,7 || '''1,8 %''' || ''+5 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Total biomasse''' || '''18,1''' || '''22,6''' || '''29,3''' || '''30,1''' || '''31,9''' || '''35,0''' || '''37,3''' || '''100 %''' || '''''+106 %'''''
|}

La conversion de la [[centrale électrique de Drax]] à la biomasse est révélatrice des problèmes que pose ce type de projet : en 2018, son approvisionnement nécessite chaque année {{nombre|13|millions}} de tonnes de bois soit, à elle seule, 120 % de la production totale de bois du Royaume-Uni. En quelques années, le Royaume-Uni a ainsi massivement augmenté ses importations de bois, notamment en provenance des États-Unis, alimentant une forte destruction des forêts naturelles de la côte Est<ref>[https://www.amisdelaterre.org/Six-raisons-pour-lesquelles-reconvertir-les-centrales-a-charbon-d-EDF-en.html Six raisons pour lesquelles reconvertir les centrales à charbon d’EDF en centrales à biomasse est une mauvaise idée], [[Les Amis de la Terre]], 12 octobre 2018.</ref>{{,}}<ref>{{en}} [https://www.dogwoodalliance.org/2018/06/stop-thinking-of-europe-as-climate-leaders/ Stop Thinking of Europe as Climate Leaders], Dogwood Alliance, 28 juin 2018.</ref>.

En {{date-|mars 2013}}, 20 centrales à biomasse d'une puissance supérieure à {{unité|2|MW}} étaient en service fournissant {{unité|1090.2|MW}}, la plus puissante ayant une puissance de {{unité|750|MW}} et 29 autres étaient planifiées d'un puissance totale de {{unité|5299.3|MW}}<ref>{{Lien web|langue= en|url=http://www.biomassenergycentre.org.uk/pls/portal/docs/PAGE/BEC_TECHNICAL/REF_LIB_TECH/EXISTING%20INSTALLATIONS/UK%20BIOMASS%20POWER%20STATIONS%20V1.4%20MARCH%202013.PDF |titre=UK biomass power stations |site=Biomass Energy Centre |année=mars 2013 |format=PDF |consulté le=4 octobre 2013 }}.</ref>.

Afin de mieux encadrer le développement rapide de la filière solide, le gouvernement préparait dès {{date-|octobre 2012}} la mise en place de nouvelles spécifications et bonifications dans le cadre du système des [[Certificat vert|certificats verts]] (ROCs) ; il souhaitait promouvoir la conversion des centrales charbon en centrales biomasse ou co-combustion, mais les investisseurs étaient retenus par l'incertitude qui planait sur les modalités du système d'achat qui devait remplacer définitivement le système des ROCs après 2017. Le Royaume-Uni cherchait également à combler son retard en matière de traitement des déchets : ainsi, SITA UK, filiale de [[Suez (entreprise, 2015)|Suez environnement]], construisait une unité d'incinération d'une capacité de {{nb|256000 tonnes}} de déchets par an, valorisés en {{unité|20.5|MWe}}, à Haverton Hill dans le [[Stockton-on-Tees (borough)|Stockton-on-Tees]], et une des plus importantes unités d'incinération d'Europe a été construite à [[Runcorn]] près de [[Liverpool]], traitant {{nb|650000 tonnes}} de déchets valorisés en {{unité|70|MW}} d'électricité et {{unité|51|MWth}} de chaleur<ref name="ObsRU">[http://www.energies-renouvelables.org/observ-er/html/inventaire/pdf/15e-inventaire-Chap03-3.5.18-RoyaumeUni.pdf La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde - {{15e|inventaire}} - Édition 2013 - chapitre 3 : détails par région et pays - Royaume-Uni], site [[EurObserv'ER|Observ'ER]] consulté le 7 février 2014.</ref>. Sa mise en service a commencé (phase 1) en {{date-|mars 2014}}<ref>{{en}} [http://www.cospp.com/articles/2014/03/uk-waste-to-energy-chp-plant-comes-online.html UK waste-to-energy CHP plant comes online], site ''{{lang|en|Cogeneration & On-Site power production}}'', 11 mars 2014.</ref> et la deuxième partie est en test pour mise en service complète courant 2015 ; la capacité de traitement de déchets sera de {{unité|850000|tonnes}} par an et la chaleur produite est destinée à l'usine chimique voisine ''INEOS ChlorVinyls''<ref>{{en}} [http://www.runcornenergyfromwaste.co.uk/site-commissioning RUNCORN ENERGY FROM WASTE FACILITY], site dédié.</ref>.

===== Solaire =====
{{article détaillé|Énergie solaire au Royaume-Uni}}

===== Géothermie =====
Seul un système géothermique à [[Southampton]] est opérationnel au Royaume-Uni. Construit en 1987, ce système atteint une profondeur de {{unité|1800|mètres}} et une température de {{unité|76|°C}} en fournissant {{unité|16|GWh}} de chaleur.

===== Énergies marines =====
Plusieurs projets d'exploitation de l'[[énergie des vagues]] ont été lancés :
* [[Islay LIMPET]] (''{{lang|en|Land Installed Marine Power Energy Transmitter}}'') est la première [[Énergie des vagues|centrale houlomotrice]] connectée au réseau électrique du Royaume-Uni ; construite en 2000, elle est située à Claddach Farm sur le Rhinns d'[[Islay (Écosse)|Islay]]<ref>{{lien web|format=pdf|langue=en| url=http://www.wavegen.co.uk/pdf/Consruction,commission%20&%20operation%20of%20LIMPET.pdf| auteur=Tom Heath| titre=The Construction, Commissioning and Operation of the LIMPET Wave Energy Collector| éditeur=Wavegen| consulté le=4 août 2009}}</ref> 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 {{unité|500|kW}} ;
* une [[Énergie des vagues|centrale houlomotrice]] de {{unité|3|MW}} en Écosse a été annoncée le {{date-|20 février 2007}} par le gouvernement écossais, pour un coût de plus de 4 millions de [[livre sterling|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 {{date-|mai 2010}}<ref>{{article|langue=en | auteur1 = Fyall, Jenny | titre = 600ft 'sea snake' to harness power of Scotland |périodique=The Scotsman | année =2010 | pages = 10–11 | url = http://news.scotsman.com/scotland/600ft-39sea-snake39-to-harness.6303096.jp | consulté le = 19 mai 2010.}}</ref> ;
* 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 {{unité|20|MW}}, avec une extension possible à {{unité|40|MW}}. Quatre fabricants d'appareils ont exprimé leur intérêt<ref>{{article|langue=en| titre=Wave farm wins £21.5m grant |périodique=The Guardian | année=2007 | auteur1=James Sturcke | url=http://www.guardian.co.uk/environment/2007/apr/26/energy.uknews | consulté le=2009-04-08.}}</ref>{{,}}<ref>{{article|langue=en| titre=Tender problems delaying Wave Hub |périodique=BBC News | année=2008 | url=http://news.bbc.co.uk/2/hi/uk_news/england/cornwall/7326971.stm | consulté le=2009-04-08 }}</ref>. L'énergie captée à ''Wave Hub'' suffira à alimenter {{formatnum:7500}} foyers. Le site pourra éviter l'émission de près de {{formatnum:300000}} tonnes de {{formule chimique|CO|2}} en 25 ans<ref>{{article|langue=en| titre=Go-ahead for £28m Cornish wave farm|url=http://www.guardian.co.uk/environment/2007/sep/17/renewableenergy.uknews |périodique=The Guardian|consulté le=2008-10-12 | année=2007}}</ref>.

D'autres projets visent l'exploitation de l'[[Énergie marémotrice|énergie des marées]] :
* un système ''SeaGen'' générateur à courant de marée de {{unité|1.2|MW}} a été mis en fonctionnement fin 2008 dans le [[Strangford Lough]] en [[Irlande du Nord]]<ref>{{article|langue=en| url=http://news.bbc.co.uk/2/hi/uk_news/northern_ireland/7790494.stm | périodique=BBC News | titre=Tidal energy system on full power | date=December 18, 2008 |consulté le=March 26, 2010}}</ref> ;
* le gouvernement écossais a approuvé le projet d'une série de turbines marémotrices de {{unité|10|MW}} près d'[[Islay (Écosse)|Islay]], d'un coût de 40 M£, et composé de dix turbines, suffisant pour alimenter {{nombre|5000|logements}}. La première turbine devait entrer en service en 2013<ref>{{article|langue=en|url=https://www.bbc.co.uk/news/uk-scotland-glasgow-west-12767211 |titre=Islay to get major tidal power scheme |périodique=BBC |consulté le=2011-03-19 |date=March 17, 2011}}</ref> ;
* la construction d'une centrale marémotrice de {{unité|240|MW}} à [[Swansea]] est prévue pour commencer au printemps 2015. Après achèvement, elle produira {{unité|400|GWh}} par an, assez pour alimenter {{formatnum:121000}} foyers. La mise en service est planifiée pour 2017<ref>{{lien web|langue=en|titre=Swansea Bay tidal lagoon project |url =http://www.tidallagoonswanseabay.com}}</ref>. Selon l{{'}}''{{lang|en|International Hydropower Association}}'', les négociations contractuelles ont commencé en 2015 et la centrale en projet aurait une puissance de {{unité|320|MW}}, ce qui en ferait la plus grande centrale marémotrice du monde devant celles du [[Centrale marémotrice de Sihwa|lac Sihwa]] en Corée du Sud ({{unité|254|MW}}) et de l'[[Usine marémotrice de la Rance|estuaire de la Rance]] en France ({{unité|240|MW}})<ref name="IHA2015"/>.

Le projet Meygen au large des côtes de l'Écosse sera le plus grand parc d'hydroliennes du monde avec {{unité|398|MW}} ; des contrats de fourniture d'hydroliennes ont été signés en 2014<ref name="IHA2015"/>. 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 {{unité|40|m}} de fond, 4 hydroliennes de {{unité|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 {{unité|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 : {{nombre|51|millions}} de livres ({{nombre|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 {{nombre|305|livres}} ({{unité|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<ref>[http://www.liberation.fr/economie/2014/11/09/l-ecosse-fait-pousser-ses-fermes-hydroliennes_1139803 L’Écosse fait pousser ses fermes hydroliennes], Libération, 9 novembre 2014.</ref>.

=== Transport et distribution ===
{{Traduction/Référence|en|National Grid plc|3=589406592}}
Des cartes du réseau haute-tension du Royaume-Uni et des principales centrales sont consultables en pages 96 et 97 du rapport DUKES 2020<ref name="d-96" group="d">{{p.}}96-97</ref>.

Le système de transport d'électricité, constitué d'environ {{unité|25000|km}} de lignes [[Haute tension]] (≥ 275 [[Volt|kVen]] Angleterre et au Pays de Galles, ≥ 132 [[Volt|kV]] en Écosse ), est géré par sept propriétaires de réseau de transport (''transmission owners - TOs''), disposant d'un monopole régulé<ref name="P-139" group="P">{{p.}}139</ref> :
* National Grid Electricity Transmission Plc (NGET), filiale de [[National Grid]], possède le réseau de transport en Angleterre et au Pays de Galles ; NGET est le seul opérateur de réseau (''system operator - SO'') ;
* 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.

[[National Grid]]<ref>{{en}} [http://www2.nationalgrid.com/uk/ site de National Grid pour le Royaume-Uni]</ref>, 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<ref name="P-139" group="P"/>. 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'') ({{unité|2000|MW}}), avec [[RTE (entreprise)|RTE]] et vers les Pays-Bas : BritNed ({{unité|1000|MW}}), avec son homologue néerlandais [[TenneT]]. Il exploite aussi {{nb|14000 km}} de lignes HT aux États-Unis.

En mars 2021, National Grid rachète à l'énergéticien américain [[PPL Corporation]], pour 7,8 milliards de livres, ''Western Power Distribution'' (WPD), le plus grand distributeur d'électricité au Royaume-Uni, en contrepartie de la cession à PPL de 3,8 milliards de dollars d'actifs dans la distribution électrique aux États-Unis, et annonce la cession prochaine d'une majorité du capital du réseau de gaz britannique, National Grid Gas. Pour National Grid, cette opération vise à donner un coup d'accélérateur à sa transition énergétique et à profiter de la croissance promise dans la distribution d'électricité grâce au raccordement des éoliennes, panneaux solaires et bornes de recharges de voitures électriques<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-le-reseau-britannique-prend-le-contre-pied-de-lapproche-francaise-1299620 Electricité : le réseau britannique prend le contre-pied de l'approche française], [[Les Échos]], 18 mars 2021.</ref>.

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

L'[[île de Man]] est approvisionnée par un [[câble sous-marin entre l'île de Man et l'Angleterre|câble sous-marin]] qui relie [[Blackpool]] en [[Angleterre]] à [[Douglas (île de Man)|Douglas]] sur l'[[île de Man]] ; c'est actuellement le plus long ({{unité|115|km}}) au monde à transporter sous la mer du [[courant alternatif]]<ref>{{lien web |langue=en |url=http://www.gov.im/mea/projects/ |titre=The Longest AC Subsea Cable in the World |site=le site de Manx Electricity Authority}}</ref>. Inauguré en octobre 2000, il a une [[Tension électrique|tension]] de 90 [[Volt|kV]] et une capacité de transport de 40 [[Watt|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

En août 2024, l'Ofgem, organisme britannique de régulation de l'énergie, autorise un programme de financement de 3,4 milliards de livres sterling (4 milliards d'euros) pour la construction de la liaison électrique par câble sous-marin « Eastern Green Link 2 » sous la mer du Nord. 500 kilomètres de câbles sous-marins seront déployés entre l'Écosse et le nord de l'Angleterre pour alimenter deux millions de foyers en énergie décarbonée. Sa construction devrait commencer dans le courant de 2024 et le projet devrait être opérationnel en 2029. Un câble similaire, mais plus court, « Eastern Green Link 1 », est également en phase de développement et devrait être opérationnel la même année. 26 autres grands projets de modernisation du réseau électrique seront lancés pour créer un système électrique à zéro émission nette d'ici 2030<ref>Emma Launé-Téreygeol, [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/royaume-uni-feu-vert-pour-une-autoroute-de-lelectricite-censee-relancer-la-transition-energetique-2113568 Le Royaume-Uni relance la modernisation de son réseau électrique], [[Les Échos]], 13 août 2024.</ref>.

=== Importations et exportations ===
{{section à actualiser|date=décembre 2022}}
==== Liaisons ====
Le Royaume-Uni est relié au continent par plusieurs câbles sous-marins<ref name="d-80" group="d">{{p.}}80</ref> :
* [[IFA 2000]] (Interconnexion France Angleterre ou ''{{lang|en|HVDC Cross-channel}}'' en anglais), une installation de [[Courant continu haute tension|transport d'électricité en courant continu à très haute tension]] (THT-CC ou ''HVDC'') reliant les réseaux électriques de la France et du Royaume-Uni sous la [[Manche (mer)|Manche]]. Le poste électrique français, dit « des Mandarins », se trouve à [[Bonningues-lès-Calais]], le poste anglais est à [[Sellindge]]. La première liaison HVDC a été construite en 1961 et est une des toutes premières au monde. Elle avait une puissance de {{unité|160|MW}} et une tension de ±{{unité|100|kV}}. Une nouvelle liaison décidée en 1981 a été mise en service en 1985-1986. Sa puissance est de {{unité|2000|MW}}, d'où le nom de IFA 2000, et sa tension de ±{{unité|270|kV}}. La partie sous-marine de cette liaison, longue de {{unité|46|km}}, comporte quatre paires de câbles à ±{{unité|270|kV}} posées entre [[Folkestone]] (Royaume-Uni) et [[Sangatte]] (France)<ref>[http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp-2006/dp_ifa_30_11_2006.pdf L'interconnexion électrique France–Angleterre (IFA 2000) - nov.2006] - [[RTE (entreprise)|RTE]], consulté le 10 février 2014 {{pdf}}.</ref>.
* [[:en:BritNed]], liaison de [[Courant continu haute tension|transport d'électricité en courant continu à très haute tension]] avec les Pays-Bas : {{unité|1000|MW}}, co-gérée par [[National Grid]] et son homologue néerlandais [[TenneT]].
* [[:en:Nemo Link]], liaison HVDC de {{unité|140|km}} avec la Belgique : {{unité|1000|MW}}, mise en service en 2019<ref>[https://www.rtbf.be/info/economie/detail_nemo-link-un-cable-a-haute-tension-relie-desormais-la-belgique-et-le-royaume-uni?id=10090353 "Nemo Link": un câble à haute tension relie désormais la Belgique et le Royaume-Uni], RTBF, 5 décembre 2018.</ref>.
* [[North Sea Network]], liaison de {{unité|750|km}} entre le Royaume-Uni et la Norvège, sa puissance est de  {{unité|1400|MW}}, elle est mise en service en octobre 2021<ref>[https://www.la-croix.com/Economie/Electricite-long-cable-sous-marin-monde-entre-service-2021-10-01-1201178381 Électricité : le plus long câble sous-marin du monde est entré en service], lacroix, 1er octobre 2021</ref>.
* [[Getlink|Eleclink]], liaison de {{unité|1000|MW}} en courant continu via le tunnel sous la Manche, mise en service en mai 2022<ref>{{Lien web|url=https://www.getlinkgroup.com/groupe/eleclink/ |titre=L’interconnexion électrique de 1 GW via le Tunnel|éditeur=Getlink|consulté le=2 décembre 2022}}</ref>.
* Fin 2023, une nouvelle interconnexion, [[Viking Link]], est inaugurée avec le Danemark.

En 2014, la Norvège et l'Islande envisageaient chacune l'installation d'une ligne sous-marine pour exporter leur hydroélectricité vers le Royaume-Uni ; celle de l'Islande aurait une longueur de {{unité|1000|km}}<ref name="IHA2015"> [https://www.hydropower.org/sites/default/files/publications-docs/Rapport%202015%20sur%20le%20statut%20de%20l%E2%80%99hydro%C3%A9lectricit%C3%A9.pdf Rapport 2015 sur le statut de l'hydroélectricité] - International Hydropower Association, 2015, {{pp.|4-5}} {{pdf}}.</ref>.

Le Royaume-Uni est relié à la république d'Irlande par deux liaisons<ref name="d-80" group="d"/> :
* câble sous-marin « EirGrid » Pays de Galles-République d'Irlande : {{unité|500|MW}} ;
* ligne terrestre Irlande du Nord-République d'Irlande : {{unité|540|MW}}.

L'Écosse est reliée à l'Irlande du Nord par un câble sous-marin de {{unité|500|MW}} ; il s'agit d'une liaison interne au Royaume-Uni.

==== Échanges ====
Les échanges physiques internationaux d'électricité du Royaume-Uni ont été en 2018, selon [[Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité|ENTSO-E]]<ref>{{en}} [https://docstore.entsoe.eu/Documents/Publications/Statistics/Factsheet/entsoe_sfs2018_web.pdf Statistical factsheet 2018], ENTSO-E, 14 juin 2019.</ref> :
* avec la France : import {{unité|14262|GWh}}, export {{unité|388|GWh}} ;
* avec les Pays-Bas : import {{unité|6757|GWh}}, export {{unité|187|GWh}} ;
* avec la république d'Irlande : import {{unité|1643|GWh}}, export {{unité|1614|GWh}}
* total<ref group=n>diffère du détail par pays du fait de consolidations effectuées ''a posteriori''.</ref> : import {{formatnum:22662}} GWh, export {{formatnum:2189}} GWh, solde importateur : {{formatnum:20473}} GWh.

Les statistiques gouvernementales donnent pour 2019 un solde importateur de {{unité|21170|GWh}} (contre {{unité|19108|GWh}} en 2018 et {{unité|14760|GWh}} en 2017), dont {{unité|11147|GWh}} depuis la France, {{unité|5695|GWh}} depuis les Pays-Bas et {{unité|4973|GWh}} depuis la Belgique ; sur la liaison France-Angleterre, les importations ont atteint {{unité|11.9|TWh}} et les exportations {{unité|0.7|TWh}} ;  sur l'interconnexion avec les Pays-Bas : importations {{unité|11.1|TWh}}, exportations {{unité|0.3|TWh}} ; avec la Belgique : importations {{unité|5.1|TWh}}, exportations {{unité|0.1|TWh}} ; avec l'Irlande : importations {{unité|1.5|TWh}}, exportations {{unité|2.2|TWh}}<ref name="d-80" group="d"/>.

Les échanges franco-britanniques via la liaison IFA 2000 ont été les suivants (échanges contractuels) :
{| class="wikitable"
 |+ Échanges contractuels d'électricité avec la France
|- bgcolor="#00FFFF" align="center"
 ! en TWh
 ! 2010<ref>[http://www.rte-france.com/uploads/media/pdf_zip/presse/dp-2011/2011_01_20_DP_Bilan_electrique_francais_2010.pdf Le bilan électrique français 2010] {{pdf}}, RTE, dossier de presse, 20 janvier 2011, {{p.|18}}.</ref>
 ! 2011<ref>[http://www.rte-france.com/uploads/Mediatheque_docs/vie_systeme/annuelles/Bilan_electrique/RTE_bilan_electrique_2011.pdf Le bilan électrique français 2011], RTE, Dossier de presse, 19 janvier 2012, {{p.|40}} {{pdf}}.</ref>
 ! 2012
 ! 2013<ref name="RTEbil">[http://www.rte-france.com/uploads/Mediatheque_docs/vie_systeme/annuelles/Bilan_electrique/bilan_electrique_2013.PDF RTE - Bilan électrique 2013] - [[RTE (entreprise)|Réseau de Transport d'Électricité]] (RTE), janvier 2014, {{p.|32}} {{pdf}}.</ref>
 ! 2014<ref>[http://www.rte-france.com/sites/default/files/bilan_electrique_2014.pdf RTE - Bilan électrique 2014] - RTE, 26 janvier 2015 {{pdf}}.</ref>
 ! 2015<ref>[http://www.rte-france.com/sites/default/files/pictures/actu/rte_be_2015_interactif.pdf RTE - Bilan électrique 2015] - RTE, 3 février 2016 {{pdf}}.</ref>
 ! 2016<ref>[http://bilan-electrique-2016.rte-france.com/ Bilan électrique 2016] - RTE, 16 février 2017 (voir partie Marchés).</ref>
 ! 2017<ref>[http://bilan-electrique-2017.rte-france.com/ Bilan électrique 2017] - RTE, 15 février 2018 (chapitre « Marché »).</ref>
 ! 2018<ref>[https://www.rte-france.com/sites/default/files/be_pdf_2018v3.pdf Bilan électrique 2018] - RTE, février 2019, {{p.|107}} {{pdf}}.</ref>
|- align="right"
|align="left"| Importation de France || 8,5 || 7,7 || 8,4 || 12,3 || 15,9 || 15,9 || 12,7 || 11,8 || 14,7
|- align="right"
|align="left"| Exportation vers la France || 5,5|| 2,9 || 1,9 || 1,8 || 0,8 || 1,8 || 2,7 || 3,9 || 1,8
|- align="right"
|align="left"| Solde importateur || 3,0 || 4,8 || 6,5 || 10,5 || 15,1 || 14,1 || 10,0 || 7,9 || 12,9
|}

Le gestionnaire du réseau de transport français : [[RTE (entreprise)|RTE]] et son homologue britannique [[National Grid]] travaillent en 2015 sur un projet de nouvelle interconnexion entre la France et l’Angleterre, la liaison [[IFA 2000]] inaugurée en 1986 de {{unité|2000|MW}} s'avérant insuffisante ; la nouvelle liaison IFA 2, également sous-marine, reliera la Basse-Normandie à la côte sud de l'Angleterre, à hauteur de l'[[île de Wight]] ; longue de {{unité|200|km}} avec une puissance de {{unité|1000|MW}} en courant continu, elle était alors prévue pour une mise en service en 2020<ref>[http://www.rte-france.com/sites/default/files/bilan_electrique_2014.pdf Bilan électrique 2014] - RTE, 26 janvier 2015, {{p.|51}} {{pdf}}.</ref>.

=== Bilan électrique ===

Le bilan électrique est un sous-ensemble du [[Bilan énergétique (statistique)|bilan énergétique]] qui retrace les flux énergétiques depuis l'approvisionnement en électricité jusqu'à la consommation finale :
{| class="wikitable"
|+ Bilan électrique du Royaume-Uni<ref name="DUKES5.1">{{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/826548/DUKES_5.1.xls DUKES 5.1 Electricity : commodity balances], [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], 25 juillet 2019 {{xls}}</ref>
|- bgcolor="#80FFFF"  align="center"
 ! Flux en TWh
 ! 2008
 ! 2009
 ! 2010
 ! 2015
 ! 2016
 ! 2017
 ! 2018
 ! 2018/2008
|- align="right"
| align="left"| Production nationale brute || 384,8 || 373,1 || 378,6 || 336,1 || 336,2 || 335,3 || 330,4 || -14 %
|- align="right"
| align="left"| +prod.[[pompage-turbinage]] || 4,1 || 3,7 || 3,2 || 2,7 || 3,0 || 2,9 || 2,5 || -39 %
|- align="right"
| align="left"| Importations || 12,3 || 6,6 || 7,1 || 23,0 || 20,0 || 18,2 || 21,3 || +74 %
|- align="right"
| align="left"| Exportations || -1,3 || -3,7 || -4,5 || -1,9 || -2,3 || -3,4 || -2,2 || +75 %
|- align="right"
| align="left"| '''Total approvisionnement''' || '''399,9''' || '''379,6''' || '''384,4''' || '''360,0''' || '''356,9''' || '''352,9''' || '''352,0''' || -12 %
|- align="right"
| align="left"| Conso.industrie énergétique* || 30,0 || 29,7 || 29,0 || 27,9 || 26,5 || 26,5 || 25,8 || -14 %
|- 
| align="left"| ''dont :''
|- align="right"
| align="left"| ''prod. électricité'' || ''16,3'' || ''16,6'' || ''16,1'' || ''16,7'' || ''15,3'' || ''15,5'' || ''15,4'' || ''-6 %''
|- align="right"
| align="left"| ''conso [[pompage-turbinage]]'' || ''5,4'' || ''4,8'' || ''4,2'' || ''3,7'' || ''4,0'' || ''3,9'' || ''3,4'' || ''-37 %''
|- align="right"
| align="left"| ''raffineries'' || ''4,4'' || ''4,5'' || ''5,0'' || ''4,5'' || ''4,4'' || ''4,3'' || ''4,2'' || ''-4 %''
|- align="right"
| align="left"| Pertes || 27,8 || 28,0 || 27,0 || 27,3 || 26,1 || 26,5 || 26,7 || -4 %
|- align="right"
| align="left"| '''Consommation finale''' || '''341,8''' || '''321,7''' || '''328,8''' || '''303,5''' || '''304,0''' || '''299,6''' || '''299,6''' || -12 %
|- 
| colspan="9" |<small> * consommations d'électricité des industries pétrolière, charbonnière, gazière et électrique.</small>
|}

=== Consommation d'électricité ===
La consommation britannique d'électricité par habitant était en 2019 de {{unité|4750 kWh}}, supérieure de 45 % à la moyenne mondiale : {{unité|3265 kWh}}, mais inférieure de 33 % à celle de la France : {{unité|7043 kWh}}, de 28 % à celle de l'Allemagne : {{unité|6606 kWh}} et de 63 % à celle des États-Unis : {{unité|12744 kWh}}<ref name="KWES2021">{{en}} [[Agence internationale de l'énergie]] (AIE - en anglais : ''International Energy Agency - IEA''), [https://iea.blob.core.windows.net/assets/52f66a88-0b63-4ad2-94a5-29d36e864b82/KeyWorldEnergyStatistics2021.pdf ''Key World Energy Statistics 2021''] {{pdf}}, septembre 2021, pages 53 et 60-69.</ref>.

{| class="wikitable"
|+ Consommation d'électricité au Royaume-Uni<ref name="DUKES5.1"/>
|- bgcolor="#80FFFF"  align="center"
 ! Flux en TWh
 ! 2008
 ! 2009
 ! 2010
 ! 2015
 ! 2016
 ! 2017
 ! 2018
 ! % 2018
 ! 2018/2008
|- align="right"
| align="left"| Industrie || 114,2 || 99,7 || 104,5 || 92,9 || 93,3 || 92,3 || 93,0 || '''31,0 %''' || -19 %
|- align="right"
| align="left"| Transport || 3,9 || 4,0 || 4,1 || 4,5 || 4,7 || 4,8 || 5,0 || '''1,7 %''' || +26 %
|- align="right"
| align="left"| Résidentiel || 119,8 || 118,5 || 118,8 || 107,8 || 108,0 || 105,4 || 105,1 || '''35,1 %''' || -12 %
|- align="right"
| align="left"| Administration || 20,4 || 19,4 || 19,1 || 19,4 || 19,7 || 19,7 || 18,3 || '''6,1 %''' || -10 %
|- align="right"
| align="left"| Commerce || 79,5 || 76,2 || 78,3 || 74,8 || 74,0 || 73,0 || 74,0 || '''24,7 %''' || -7 %
|- align="right"
| align="left"| Agriculture || 4,0 || 3,8 || 4,0 || 4,1 || 4,3 || 4,3 || 4,3 || '''1,4 %''' || +6 %
|- align="right"
| align="left"| '''Consommation finale''' || '''341,8''' || '''321,7''' || '''328,8''' || '''303,5''' || '''304,0''' || '''299,6''' || '''299,6''' || '''100 %''' || '''-12 %'''
|}

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

=== Prix de l'électricité ===
En 2020, selon l'[[Agence internationale de l'énergie]], le prix moyen de l'électricité pour les ménages atteint {{unité|235,35 $/MWh}} au Royaume-Uni, inférieur de 32 % à celui de l'Allemagne {{unité|344,66 $/MWh}}, mais supérieur de 9,5 % à celui de la France ({{unité|214,98 $/MWh}}) et de 78 % à celui des États-Unis {{unité|131,96 $/MWh}}. Le prix moyen de l'électricité pour l'industrie est de {{unité|157,19 $/MWh}}, inférieur de 9 % à celui de l'Allemagne : {{unité|173,38 $/MWh}}, mais supérieur de 26 % à celui de la France ({{unité|124,63 $/MWh}})<ref name="KWES2021"/>.

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 {{unité|5000|kWh}}/an<ref>[http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/statistics/search_database accès à la base de données Eurostat], sur le site d'Eurostat.</ref> :
[[Fichier:Prix élec Europe 2012S1 consom dom.jpg|thumb|center|300px|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]] : {{unité|16.03|c€}}/kWh, supérieur de 21,6 % à la moyenne de l'Union européenne ({{unité|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 : {{unité|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, [[Contribution au service public de l'électricité|CSPE]] en France).

Les taxes modifient considérablement le classement : au {{1er|semestre}} 2013, les consommateurs domestiques (résidentiels) britanniques payaient en moyenne {{unité|17.41|c€/kWh}} ttc (UE28 : {{unité|20.02|c€/kWh}}, France : {{unité|14.72|c€/kWh}}, Allemagne : {{unité|29.19|c€/kWh}}) contre {{unité|16.58|c€/kWh}} hors taxes (UE28 : {{unité|13.73|c€/kWh}}, France : {{unité|10.07|c€/kWh}}, Allemagne : {{unité|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.

[[Fichier:Prix élec Europe cons indus 2012S1.jpg|thumb|center|300px|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 {{unité|2000|MWh}}) britanniques payaient en 2012 ({{1er|semestre}}) un prix hors taxes ({{unité|10.97|c€/kWh}}) supérieur de 12,4 % à la moyenne de l'Union européenne ({{unité|9.76|c€/kWh}}) et de 35,6 % à celui de la France : {{unité|8.09|c€/kWh}} ; seuls deux pays (Italie : {{unité|13.15|c€/kWh}} et Espagne : {{unité|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 {{unité|11.39|c€/kWh}} (UE28 : {{unité|9.43|c€/kWh}}, France : {{unité|7.71|c€/kWh}}, Allemagne : {{unité|8.60|c€/kWh}}) (contre {{unité|9.39|c€/kWh}} en 2011 et {{unité|10.97|c€/kWh}} en 2012) et le prix ttc de {{unité|14.0|c€/kWh}} (UE28 : {{unité|14.88|c€/kWh}}, France : {{unité|11.45|c€/kWh}}, Allemagne : {{unité|18.79|c€/kWh}}) : les taxes augmentent le prix de 22,9 % (UE28 : 57,8 %, France : 48,5 %, Allemagne : 118,5 %).

=== Régulation ===

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 le [[Bureau des Marchés du gaz et de l'électricité]]<ref name="P-132" group="P">.{{p.}}132</ref>, 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<ref name="P-133" group="P">.{{p.}}133</ref>.

Le marché de gros a été unifié par l'Energy Act 2004 ; en 2010, environ 91 % des transactions du marché électrique ont été effectuées 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)<ref name="P-134" group="P">.{{p.}}134</ref>.

Le gouvernement britannique projette la création d'un [[marché de capacité]] afin d'assurer, contre rémunération, le maintien en [[Réserve de puissance|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 {{date-|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 [[département de l'Énergie et du Changement climatique]] 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<ref>[http://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/20140707trib000838766/edf-pourrait-profiter-d-une-subvention-britannique-d-un-milliard-d-euros.html La réforme énergétique britannique, une aubaine à un milliard d'euros pour EDF?], [[La Tribune (France, 1985)|La Tribune]], 7 juillet 2014.</ref>.

=== Acteurs du marché ===

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 %<ref name="P-134" group="P"/> :
* [[EDF Energy]], filiale d'[[Électricité de France|EDF]] : 24 % ;
* [[E.ON]] : 12 % ;
* {{page h'|Drax}}, propriétaire de la [[Centrale électrique de Drax|centrale de Drax]] : 11 % ;
* RWE nPower, filiale de [[RWE]] : 10 % ;
* [[Scottish and Southern Energy]] : 9 % ;
* [[Scottish Power]] : 8 % ;
* [[Centrica]] : 6 % .
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 {{date-|décembre 2010}} de<ref name="P-135" group="P">.{{p.}}135</ref> :
* British Gas, filiale de [[Centrica]] : 25 % ;
* [[Scottish and Southern Energy]] : 20 % ;
* [[E.ON]] Royaume-Uni : 17 % ;
* RWE nPower, filiale de [[RWE]] : 14 % ;
* [[EDF Energy]], filiale d'[[Électricité de France|EDF]] : 13 % ;
* [[Scottish Power]] : 11 %.

Le métier du [[stockage de l'énergie|stockage de l'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 {{date-|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<ref>[http://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/20140626trib000837128/le-japonais-tepco-va-revendre-de-l-electricite-en-europe.html Le gérant de la centrale Fukushima va revendre de l'électricité en Europe], site du journal [[La Tribune (France, 1985)|La Tribune]], 26 juin 2014.</ref>.

En 2021, une crise énergétique déclenchée par la forte hausse du prix du gaz consécutive au redémarrage de la demande cause une série de faillites : sept énergéticiens ont déjà fait faillite depuis le début de l'année, et selon le [[The Times|Times]], il pourrait ne rester qu'une dizaine de fournisseurs sur la quarantaine que comptait le Royaume-Uni<ref name="Échos220921"/>.

== Politique énergétique ==
Le premier ministre [[Boris Johnson]] a détaillé le {{date-|18 novembre 2020}} la feuille de route qui doit permettre au Royaume-Uni d'atteindre son objectif de neutralité carbone à l'horizon 2050 : ce plan prévoit 12 milliards de livres d'investissement public et au moins trois fois plus d'investissement privé.
* Il avance à 2030 l'interdiction de la vente de nouvelles voitures ou véhicules utilitaires à moteurs thermiques (diesel ou essence). La date initialement fixée à 2040 avait déjà été avancée à 2035 en {{date-|février 2020}}. Les hybrides seront interdites en 2035. Des subventions de 582 millions de livres sont prévues pour encourager les consommateurs à acheter des véhicules à basse ou à zéro émission ; 1,3 milliard de livres pour accélérer le déploiement de bornes de rechargement, et près de 500 millions sur 4 ans pour le développement des nouvelles batteries.
* Dans le nucléaire, 525 millions de livres aideront au développement des grandes centrales ainsi que de plus petits sites, grâce aux [[Petits réacteurs modulaires|réacteurs modulaires avancés]] (AMR).
* La filière hydrogène recevra 500 millions pour tester l'utilisation de l'hydrogène pour le chauffage ménager, et un objectif de capacité de production de {{unité|5 GW}} d'hydrogène à bas carbone d'ici à 2030 est fixé.
*Le plan prévoit aussi d'installer {{nombre|600000 pompes à chaleur}} d'ici à 2028 dans les écoles, les hôpitaux et les maisons.
* 200 millions de livres seront débloquées pour construire deux « clusters » dédiés à la capture du carbone d'ici à 2025<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-royaume-uni-se-dote-dune-feuille-de-route-pour-atteindre-la-neutralite-carbone-dici-2050-1266023 Le Royaume-Uni se dote d'une feuille de route ambitieuse pour atteindre la neutralité carbone d'ici à 2050], [[Les Échos]], 18 novembre 2020.</ref>.

En préparation de la COP26 de Glasgow, Boris Johnson annonce en avril 2021 un nouvel objectif de réduction de 78 % des émissions de {{CO2}} du pays d'ici à 2035 par rapport à leur niveau de 1990, alors que l'objectif fixé précédemment était de 68 % d'ici à 2030, ainsi, le pays fermera sa dernière centrale à charbon d'ici à 2024. Boris Johnson a aussi promis de faire du Royaume-Uni un champion de l'énergie éolienne offshore<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/boris-johnson-releve-les-objectifs-britanniques-de-reduction-des-emissions-de-co2-1308479 Boris Johnson relève les objectifs britanniques de réduction des émissions de CO2], [[Les Échos]], 20 avril 2021.</ref>. Dans sa feuille de route publiée le 19 octobre 2021, le Royaume-Uni indique vouloir décarboner la production d'électricité d'ici à 2035 en multipliant par quatre d'ici à 2030 les capacités de l'éolien offshore, et en accélérant le développement du nucléaire. Le gouvernement s'engage à prendre une décision d'investissement pour un nouvel EPR à Sizewell d'ici à fin 2022 ; de nouveaux [[petits réacteurs modulaires|réacteurs modulaires]] sont à l'étude, notamment à Wylfa, au Pays de Galles. Une subvention de {{unité|5000 livres}} sera accordée aux ménages s'équipant de pompes à chaleur, mais cette aide ne concernera que {{nombre|90000 foyers}}, ce qui paraît très insuffisant pour convertir le parc résidentiel, sachant que les chaudières à gaz devraient être interdites à partir de 2035<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/climat-la-feuille-de-route-ambitieuse-du-royaume-uni-1359197 Climat : la feuille de route ambitieuse du Royaume-Uni], [[Les Échos]], 28 octobre 2021.</ref>.

Dans un rapport destiné au Parlement en juin 2023, le [[Committee on Climate Change]] (CCC), organisme indépendant chargé de conseiller le gouvernement sur le passage à la neutralité carbone, critique sévèrement le plan de marche suivi par Londres : selon ce rapport, le rythme de la transition énergétique au Royaume-Uni est d'une « lenteur inquiétante ». Les émissions de gaz à effet de serre ont reculé de 46 % par rapport aux niveaux de 1990, mais pour atteindre l'objectif de les réduire de 68 % d'ici 2030, il faudrait quadrupler le rythme récent de réduction annuelle des émissions<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/la-transition-energetique-au-royaume-uni-jugee-trop-lente-1956205 La transition énergétique au Royaume-Uni jugée trop lente], [[Les Échos]], 27 juin 2023.</ref>.

Le 31 juillet 2023, le gouvernement du Premier ministre [[Rishi Sunak]] annonce que « des centaines » de nouvelles licences pétrolières et gazières seraient attribuées en mer du Nord britannique, à partir de l'automne 2023, et que deux premiers sites de capture et de stockage de {{CO2}} seront créés en mer du Nord<ref>{{Article|langue=fr|titre=Royaume-Uni : le gouvernement annonce une centaine de nouveaux permis d’exploitation de gaz et de pétrole en mer du Nord|périodique=Le Monde.fr|date=2023-07-31|lire en ligne=https://www.lemonde.fr/international/article/2023/07/31/au-royaume-uni-rishi-sunak-annonce-qu-au-moins-cent-nouveaux-permis-d-exploitation-de-gaz-et-de-petrole-seront-delivres-en-mer-du-nord_6183960_3210.html|consulté le=2023-08-01}}</ref>. Selon lui, refuser ces nouvelles licences risquerait {{citation|d'affaiblir notre sécurité énergétique et renforcer les dictateurs comme le président Vladimir Poutine}}<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/londres-annonce-des-centaines-de-nouvelles-licences-gazieres-et-petrolieres-1966954 Londres annonce des « centaines » de nouvelles licences gazières et pétrolières], [[Les Échos]], 31 juillet 2023.</ref>.

Le 20 septembre 2023, Rishi Sunak repousse de 2030 à 2035 l'interdiction de la vente de voitures thermiques, s'alignant ainsi sur l'objectif européen. La sortie progressive des chaudières à gaz et au fuel sera également rééchelonnée. Des assouplissements sont accordés aux propriétaires fonciers qui risquaient de se voir infliger des sanctions s'ils ne réalisaient pas des travaux d'isolation<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/le-royaume-uni-sacrifie-ses-objectifs-climatiques-sur-lautel-de-linflation-1980022 Le Royaume-Uni sacrifie sa feuille de route climatique sur l'autel de l'inflation], [[Les Échos]], 20 septembre 2023.</ref>.

Le 6 novembre 2023, le gouvernement britannique annonce un projet de loi prévoyant la reprise de l'attribution annuelle des licences d'exploration en mer du Nord, interrompue depuis 2019. Mais le parti travailliste, en tête dans les sondages, veut maintenir l'interdiction de nouveaux champs pétroliers<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-retour-controverse-du-royaume-uni-vers-les-hydrocarbures-2027092 Le retour controversé du Royaume-Uni vers les hydrocarbures], [[Les Échos]], 7 novembre 2023.</ref>.

Après avoir annoncé un financement de 5,5 milliards de livres (6,5 milliards d'euros) pour le projet d'EPR d'EDF à Sizewell, le nouveau gouvernement travailliste britannique annonce le 3 septembre 2024 avoir signé des accords facilitant la construction de 131 projets de productions d'énergie renouvelable, éoliens et solaires, d'une puissance totale de {{unité|9,6 GW}}, dont {{unité|5 GW}} d'éolien offshore, {{unité|3,3 GWc}} de solaire et {{unité|1 GW}} d'éolien terrestre. Il a relevé les prix garantis sur 15 ans pour les projets : pour l'éolien offshore, par exemple, le prix est compris entre 54 et 59 livres par MWh (hors inflation), contre 37 livres en 2022<ref>Nicolas Madelaine, [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/londres-annonce-des-accords-pour-10-gigawatts-denergie-renouvelable-2116695 Londres annonce des accords pour 10 gigawatts d'énergie renouvelable], [[Les Échos]], 3 septembre 2024.</ref>.

== Impact environnemental ==
=== Émissions de {{CO2}} ===
Les émissions de [[gaz à effet de serre]] (GES) dues à la combustion au Royaume-Uni s'élevaient en 2022 à {{unité|313,3 Mt}} d'[[Équivalent CO2|équivalent {{CO2}}]], en baisse de 44 % par rapport à 1990<ref name="GHG-FC" group="g">tab.GHG-FC</ref>.

Les émissions de {{CO2}} dues à la combustion par habitant étaient en 2022 de {{unité|4,55 t {{CO2}}}}, supérieures de 7 % à la moyenne mondiale : {{unité|4,26 t/hab}} (en 2021) et de 13 % à celles de la France : {{unité|4,03 t/hab}}, mais inférieures de 23 % à celle de l'Union européenne : {{unité|5,93 t/hab}} et de 37 % à celles de l'Allemagne : {{unité|7,21 t/hab}}<ref name="CO2-POP" group="g">tab.CO2-POP</ref>.

{| class="wikitable"
|+ Évolution des émissions de gaz à effet de serre par combustion
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 | 
 | '''1971'''
 | '''1990'''
 | '''2022'''
 | '''var.<br />2022/1971'''
 | '''var.<br />2022/1990'''
 | '''var.[[Union européenne|UE27]]<br />2022/1990'''
|- align="right"
|align="left"| '''Émissions GES'''<ref group="g" name="GHG-FC" /> (Mt {{CO2}}) || 630,1 || 555,8 || 313,3 || ''-50 %'' || ''-44 %'' || ''-28,3 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Émissions {{CO2}}/habitant'''<ref group="g" name="CO2-POP" /> (t {{CO2}}) || 11,11 || 9,60 || 4,55 || ''-59 %'' || ''-53 %'' || ''-28,4 %''
|-----
! colspan="7" |<small>Source : [[Agence internationale de l'énergie]]</small>
|}

{| class="wikitable"
|+ Répartition par combustible des émissions de gaz à effet de serre par combustion
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 | '''Combustible'''
! 1971<br />Mt {{CO2}}
! 1990<br />Mt {{CO2}}
! 2022<br />Mt {{CO2}}
! %
! var.<br />2022/1990
! var. [[Union européenne|UE27]]<br />2022/1990
|- align="right"
|align="left"| '''Pétrole'''<ref name="GHGOil" group="g">tab.GHG FC-Oil</ref> || 249,5 || 201,6 || 144,0 || ''46 %'' || ''-29 %'' || ''-21 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Gaz naturel'''<ref name="GHGGas" group="g">tab.GHG FC-Gas</ref> || 21,7 || 104,5 || 143,6 || ''46 %'' || ''+37 %'' || ''+22 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Charbon'''<ref name="GHGCoal" group="g">tab.GHG FC-Coal</ref> || 358,9 || 249,4 || 18,9 || ''6 %'' || ''-92 %'' || ''-57 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Total'''<ref name="GHG-FC" group="g"/> || 630,1 || 555,8 || 313,3 || ''100 %'' || ''-44 %'' || ''-28,3 %''
|-----
! colspan="7" |<small>Source : [[Agence internationale de l'énergie]]</small>
|}

{| class="wikitable"
|+ Émissions de {{CO2}} liées à la combustion par secteur de consommation*
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 | 
 ! Émissions 2021
 ! ''part du secteur''
 ! Émissions/habitant
 ! Émiss./{{hab.}} UE-27
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 ! Secteur
 ! Millions tonnes {{CO2}}
 | ''%''
 ! tonnes {{CO2}}/{{hab.}}
 ! tonnes {{CO2}}/{{hab.}}
|- align="right"
|align="left"| '''Secteur énergie''' hors élec.<ref group=n>raffinage de pétrole, cokéfaction, mines de charbon, extraction de pétrole et de gaz, etc.</ref>. || 25,0 || ''8 %'' || 0,37 || 0,37
|- align="right"
|align="left"| '''Industrie et construction''' || 53,7 || ''17 %'' || 0,80 || 1,50
|- align="right"
|align="left"| '''Transport''' || 105,5 || ''33 %'' || 1,56 || 1,74
|- align="right"
|align="left"| ''dont transport routier'' || ''100,1'' || ''31 %'' || ''1,48'' || ''1,64''
|- align="right"
|align="left"| '''Résidentiel''' || 90,3 || ''28 %'' || 1,34 || 1,21
|- align="right"
|align="left"| '''Tertiaire''' || 39,7 || ''12 %'' || 0,59 || 0,74
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''320,8''' || ''100 %'' || '''4,75''' || '''5,76'''
|-----
! colspan="5" |<small>Source : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="CO2-SECT" group="g">tab.SECTOREH</ref><br />* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation.</small>
|}

=== Pollution atmosphérique ===
Un rapport publié en {{date-|juin 2016}} par WWF et trois autres ONG avec le soutien de l'[[Union européenne]] évalue à {{unité|22900|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 : {{unité|26000|décès}}. Les centrales britanniques à elles seules ont causé {{unité|2870|décès}} prématurés, dont {{unité|1350|décès}} dans les pays voisins, en particulier en France : {{unité|350|décès}}, en Allemagne : {{unité|320|décès}}, aux Pays-Bas : {{unité|160|décès}} et en Belgique : {{unité|100|décès}}<ref>{{en}} [http://wwf.fi/mediabank/8633.pdf Europe's dark cloud], WWF, Climate action network, HEAL et Sandbag, juin 2016.</ref>.

== Annexes ==
{{Autres projets|commons = Category:Energy in the United Kingdom}}
{{clr}}

== Notes et références ==
=== Notes ===
{{Références|colonnes=2|group=n}}

=== Références ===
* {{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-product/greenhouse-gas-emissions-from-energy-highlights Greenhouse Gas Emissions from Energy, IEA, 2023 - Highlights], [[Agence internationale de l'énergie]], 1er août 2023 {{xls}}.
{{références|colonnes=5|groupe=g}}
* {{en}} International Energy Agency (IEA) - [[Agence internationale de l'énergie]] [http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/UK2012_free.pdf Energy Policies of IEA Countries - The United Kingdom 2012 Review] {{pdf}}, IEA (consulté le {{date-|13 février 2014}}).
{{Références|colonnes=5|group=P}}
* {{Ouvrage |langue=de |auteur institutionnel= Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières |titre= BGR Energiestudie 2023 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung |traduction titre=Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial |pages=154 |url= https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/energiestudie_2023.pdf |format=pdf |date= février 2024 |consulté le=20 juin 2024}}
{{références|colonnes=5|groupe=b}}
* {{Lien web|langue=en|url=https://www.energyinst.org/__data/assets/pdf_file/0006/1542714/EI_Stats_Review_2024_single_pages.pdf |titre=2024 Statistical Review of World Energy|format=pdf|site=[[Energy Institute]]|date=20 juin 2024}}.
{{Références|taille=15|group=e}}
* {{en}} [https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/904805/DUKES_2020_Chapter_5.pdf DUKES 2020 (Digest of UK Energy Statistics) - Chapter 5 : Electricity] {{pdf}}, [[département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles]], {{date-|26 juillet 2020}}.
{{Références|colonnes=5|group=d}}

* Autres références
{{Références|colonnes=2}}

== Voir aussi ==
{{Traduction/Référence|en|Energy in the United Kingdom<!--|399731481-->|3=401856178}}

=== Articles connexes ===
* [[Énergie en France]]
* [[Énergie en Allemagne]]

=== Liens externes ===
* Site [[Agence internationale de l'énergie]] : [http://www.iea.org/countries/membercountries/unitedkingdom/ Statistiques AIE sur le Royaume-Uni]
* {{en}} [https://www.gov.uk/government/organisations/department-of-energy-climate-change Department of Energy and Climate Change]

{{Palette|Énergie en Europe}}
{{Portail|Royaume-Uni|Énergie}}

{{DEFAULTSORT:Energie au Royaume-Uni}}
[[Catégorie:Énergie au Royaume-Uni|*]]
[[Catégorie:Économie au Royaume-Uni]]