Énergie au Royaume-Uni

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

Élément essentiel de la révolution industrielle qui a conduit au XIX^e siècle le Royaume-Uni au premier rang des économies mondiales, la production de charbon a atteint un pic de 292 millions de tonnes en 1913 et baisse drastiquement depuis les années 1970[4]. 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[5].

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 28 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit 16,5 ans de production au rythme de 2020[r 1]. Elles ont baissé de 92 % depuis 2010[6]. BGR estime de plus à 186,7 Gt (milliards de tonnes) les ressources ultimes de charbon, soit 1,2 % des ressources ultimes mondiales[r 2], plus 1 Gt de ressources ultimes de lignite)[r 3].

En 2021, la production de charbon du Royaume-Uni était de 0,03 EJ (exajoules), soit 0,02 % du total mondial ; elle a reculé de 37 % en 2021 et de 94 % depuis 2011[p 1].

La consommation de charbon du Royaume-Uni s'est établie en 2021 à 0,21 EJ, soit 0,1 % du total mondial ; elle a augmenté de 3,2 % en 2021, mais reculé de 84 % depuis 2011. La production de charbon du pays couvre seulement 14 % de sa consommation[p 2].

La dernière mine de charbon souterraine britannique (il reste quelques exploitations à ciel ouvert), celle de Kellingley, dans le comté du Yorkshire du Nord, a fermé définitivement ses portes le 18 décembre 2015. C'était l’une des plus grosses mines d’Europe lorsqu’elle a ouvert au début des années 1960. Le charbon de Kellingley coûtait 43 livres la tonne à la production, contre 30 livres pour le charbon importé de Russie ou de Colombie. Les douze centrales électriques au charbon encore en service doivent cesser de fonctionner d’ici à 2025 afin de réduire les émissions de CO₂[7].

Les réserves prouvées de pétrole du Royaume-Uni étaient estimées par BGR à 340 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit 0,14 % des réserves mondiales, représentant 7 années de production au rythme de 2020 ; les ressources ultimes sont estimées à 1 263 Mt[r 4]. Les réserves prouvées ont baissé de 55 % depuis 2010[6].

Une carte détaillée des infrastructures pétrolières et gazières offshore britanniques est téléchargeable sur le site open data de l'État[8].

Le Royaume uni a exporté du pétrole pendant une vingtaine d'années.

Production et consommation de pétrole du Royaume-Uni 2000-2014
2013 et 2014 : prévision - source : EIA.

Vue aérienne de la plateforme de Beryl alpha, située à plus de 100 km à l'est des Shetlands.

Plateforme de Statfjord en 1982.

En 2021, le Royaume-Uni a produit 40,9 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 0,87 Mb/j (million de barils par jour), en baisse de 16,3 % en 2021 et de 21 % depuis 2011. Il se classe au 19^e rang mondial avec 1,0 % de la production mondiale[p 3].

Environ 2 000 puits de pétrole ont été forés sur le sol britannique depuis les années 1850; 250 puits sont en service en 2015, produisant entre 20 et 25 000 barils/jour[9] ; le premier champ pétrolifère fut exploité à partir de 1919 et le premier puits de pétrole commercial à partir de 1939 à Eakring (en) dans l'actuel district de Newark and Sherwood[10]. La production avant la Seconde Guerre mondiale est marginale avec 100 tonnes en 1939 puis à un pic maximal de 114 000 tonnes en 1943 qui ne serait ensuite dépassé qu'à partir de 1964[11].

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[12].

Le gisement de Brent découvert par Philipps en 1971 en mer du Nord au large d'Aberdeen (Écosse) et dont l'exploitation a commencé en 1976, a donné son nom à un pétrole assez léger, issu d'un mélange de la production de 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 gisement pétrolier jamais trouvé dans les eaux britanniques de la mer du Nord. Il fut découvert en 1970 par BP dans le secteur central de la mer du Nord ; à la fin des années 1970, le gisement produisait quelque 500 kbbl/j. En 2003, le gisement, moribond (la production n'était plus que de 40 kbbl/j) fut revendu à Apache Corporation, un producteur moyen américain. Plus de la moitié du pétrole initialement en place (estimé à 5 Gbbl) a été récupérée.

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

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

Le gisement de Buzzard, situé près des côtes écossaises à 100 km au nord-est d'Aberdeen[13], fut découverte en juin 2001 par la compagnie canadienne Encana. Il contient plus d'un Gbbl de pétrole, et les réserves récupérables sont supérieures à 500 Mbbl. Grâce à son exploitation, la Grande-Bretagne a pu produire très légèrement plus de pétrole en 2007 qu'en 2006, après six ans de déclin continu.

En 2021, le Royaume-Uni a consommé 2,50 EJ (exajoules) de pétrole, soit 1,24 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 6,4 % en 2021, mais en recul de 20 % depuis 2011. Il se classe au 16^e rang mondial avec 1,4 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 71 % de sa consommation[p 4].

Les réserves de gaz naturel étaient estimées à 133 Gm³ (milliards de m³) fin 2020, soit 0,06 % des réserves mondiales ; elles représentaient 3,3 années de production au rythme de 2020. Les ressources ultimes étaient estimées à 6 359 Gm³[r 5]. Les réserves prouvées ont reculé de 74 % entre 2010 et 2020[6].

En 2021, le Royaume-Uni a produit 32,7 Gm³ (milliards de mètres cubes) de gaz naturel, soit 1,18 EJ (exajoules), en recul de 16,9 % en 2021 et de 29 % depuis 2011. Il se classe au 20^e rang mondial avec 0,8 % de la production mondiale[p 5].

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[12].

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

Le gisement Elgin-Franklin, producteur de gaz à condensat, est situé à environ 240 km à l'est d'Aberdeen. Découvert et exploré dans les années 1985-1991[14], il fait partie des champs dits « HP/HT »[15], c'est-à-dire « haute pression/haute température »[16] en raison de conditions inhabituellement rencontrées dans le monde pétrolier ; profondeur de 6 100 mètres, température de 197 à plus de 200 °C et pression de 1 155 bars. Fin 2011, Les champs d'Elgin et de Franklin produisaient en moyenne 140 000 bep/j. Une fuite de très grand débit s'est déclarée le 26 mars 2012 sur une plate-forme de production appartenant à la société Total, qui décida d'évacuer la plate-forme le jour même[17]. La fuite génèra un nuage d'hydrocarbures visible à plus de 10 km, et la société Shell fit évacuer partiellement sa plateforme Shearwater située à 6,5 km[18].

En 2021, le Royaume-Uni a consommé 76,9 Gm³ de gaz naturel, soit 2,77 EJ (exajoules), en hausse de 5,7 % en 2021, mais en recul de 6 % depuis 2011. Il se classe au 10^e rang mondial avec 1,9 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 42,6 % de sa consommation[p 6].

En 2021, les importations de gaz naturel du Royaume-Uni par voie maritime sous forme de GNL ont reculé de 19,3 %, atteignant 14,9 Gm³, soit 2,9 % des importations mondiales de GNL (8^e rang mondial), et provenant surtout du Qatar : 6,0 Gm³, des États-Unis 4,0 Gm³ et de Russie : 3,0 Gm³[p 7]. BP ne fournit plus le détail par pays des importations par gazoducs de l'Europe.

Les importations de gaz naturel ont atteint 1 547 PJ en 2020 contre 1 678 PJ en 2019 et les exportations 343 PJ contre 283 PJ[1].

Pour compenser le déclin de la production des gisements de mer du Nord, le gouvernement britannique a autorisé l'exploitation du gaz de schiste, et le chancelier George Osborne a annoncé en juillet 2013 qu'il accordera à l'extraction de gaz de schiste un taux d'imposition très favorable : 30 % au lieu de 62 % pour les nouveaux gisements pétroliers de mer du Nord et 81 % pour les anciens ; il a déclaré : « le gaz de schiste est une ressource à haut potentiel pour élargir le bouquet énergétique du Royaume-Uni. Ce nouveau régime fiscal, que je veux rendre le plus généreux au monde pour le schiste, va contribuer à créer les meilleures conditions pour que l'industrie explore et débloque ce potentiel » ; la production n'a pas encore commencé, mais l'exploration bat son plein et le British Geological Survey a annoncé que les ressources pourraient suffire pour couvrir les besoins du pays pendant 25 ans[19].

Le secrétaire d'État chargé du commerce, Michael Fallon, a déclaré « nous mettons tout en œuvre pour le gaz de schiste » ; il estime qu'il s'agit d'une opportunité comparable au « pétrole de la mer du Nord ». Total a conclu en janvier 2014 un accord avec quatre sociétés pétrolières, dont Dart Energy, pour reprendre une licence d'exploitation de gaz de schiste dans les East Midlands et affiche son ambition de devenir d'ici 2015 le premier producteur d'hydrocarbures du Royaume-Uni. GDF Suez avait déjà annoncé en octobre 2013 une prise de participation de 25 % dans treize permis d'exploration dans l'ouest du pays, détenus par Dart Energy[20].

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[21].

En août 2015, le gouvernement britannique de David Cameron a octroyé 27 nouveaux permis pour accélérer l'exploration du gaz de schiste en Angleterre ; 132 autres permis sont à l'étude et pourraient être accordé d'ici la fin de 2015. Selon les estimations du gouvernement, l'investissement dans le gaz de schiste pourrait coûter 33 milliards de livres (46,5 milliards d'euros) et créer 64 000 emplois. Les permis ont été accordés à 47 entreprises, dont Engie et Total. Selon une étude du British Geological Survey, les réserves de schiste au Royaume-Uni sont considérables : le bassin du Bowland abriterait à lui seul 38 000 milliards de mètres cubes de gaz de schiste[22].

Le 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[23].

Le Royaume-Uni a été exportateur net de pétrole brut de 1981 (15,4 Mt) à 2004 (2 Mt) ; le solde exportateur a connu deux maxima : 48,1 Mt en 1984, suivi d'un premier déclin jusqu'à -2 Mt en 1991, puis d'une remontée jusqu'au second pic : 46,9 Mt en 1999, et du déclin définitif, qui conduit à un solde importateur record de 29,5 Mt en 2012, qui s'amenuise progressivement jusqu'à 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 : 26,6 Mt en 2019.

Le gaz naturel tient une place primordiale dans l'approvisionnement en énergie du Royaume-Uni[27] :

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

Les ventes de gaz en 2012 atteignaient 855 TWh[27], réparties en :

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

Les sources d'approvisionnement se répartissaient en 2012[27] en :

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

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

Les équipements du secteur sont en 2012[27] :

• gazoducs : 285 600 km ;
• installations de stockage : 8, capacité totale : 4 330 Mm³ ; débit maximal de soutirage : 154 Mm^3/j.

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

Le gazoduc Interconnector, reliant le terminal gazier de Bacton (North Norfolk) à Zeebruges en Belgique, a été mis en service en 1998 ; sa capacité est de 25 milliards de 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 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 Sleipner ; long de 1 166 km, il était lors de sa construction le pipeline sous-marin le plus long du monde. Sa capacité de transport est de 25,5 milliards de 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[28].

Les besoins en uranium des centrales nucléaires britanniques ont été de 1 076 t en 2015 et de 1 265 t en 2016, entièrement importés[29].

Au 31 décembre 2019, le Royaume-Uni disposait de 77 920 MW de puissance installée, en baisse de 6 % par rapport à 2018 et de 13 GW depuis 2010[d 2] ; cette puissance était répartie en[d 3] :

• centrales conventionnelles à vapeur[n 8] : 10,22 GW, en baisse de 34,8 % du fait de la fermeture des centrales à charbon Aberthaw B (1 500 MW) et Cottam (2 000 MW) ;
• centrales à cycle combiné gaz : 31,47 GW, en baisse de 2,5 % du fait de la fermeture des centrales de Deeside (500 MW) et de Barry (235 MW) ;
• centrales nucléaires[36] : 9,26 GW (sans changement) ;
• turbines à gaz et générateurs[36] : 2,22 GW (-5 %) ;
• centrales hydroélectriques :
  • fil de l'eau : 1,62 GW (sans changement) ;
  • pompage-turbinage : 2,74 GW (sans changement depuis 2007) ;
• éolien : 10,36 GW (+11 %) ;
• solaire : 2,27 GW (+2,1 %) ;
• autres (surtout biomasse) : 7,76 GW (+4,4 %), dont 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[d 4].

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 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 au Royaume-Uni
source données : EIA ; unité : TWh
rouge=combustibles fossiles - jaune =nucléaire - bleu=hydro - vert=autres EnR.

En 2021, selon les estimations de BP, le Royaume-Uni a produit 309,9 TWh d'électricité, en baisse de 0,4 % en 2021 et de 15,8 % depuis 2011, soit 1,1 % de la production mondiale, au 15^e rang mondial[p 8]. La part des combustibles fossiles est de 42,7 % (gaz naturel : 40,1 %, charbon : 2,1 %, pétrole : 0,5 %), celle du nucléaire de 14,8 %, celle des énergies renouvelables de 39,3 % (hydroélectricité : 1,6 %, autres : 37,7 %) et celle des autres sources de 3,2 %[p 9]. La production d'électricité éolienne est estimée à 64,5 TWh (20,8 %), celle du solaire à 12,4 TWh (4,0 %), celle tirée de la biomasse et des déchets à 40,0 TWh (12,9 %)[p 10].

Le Royaume-Uni produit 43 % de son électricité à partir des combustibles fossiles (production brute 2019) : gaz 40,6 %, charbon 2,1 %, pétrole 0,3 % ; le nucléaire contribue pour 17,3 % et les énergies renouvelables pour 37,1 % : éolien et solaire : 23,8 %, biomasse+déchets : 11,5 %, hydraulique : 1,8 % ; les 2,5 % de « divers » comprennent la part non renouvelable des déchets, le pompage-turbinage et des sous-produits industriels (gaz de haut-fourneaux, etc)[39].

Durant l'été 2019, la production électrique tirée des énergies renouvelables a dépassé celle issue d'énergies fossiles pendant trois mois consécutifs[40].

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 :

La production brute a culminé en 2005 à 398,4 TWh, en progression de 24,6 % par rapport à 1990, puis a décliné de 18,5 % en 14 ans.

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

La centrale au charbon de Drax, la plus grande du Royaume-Uni (photo : 2007).

La centrale de West Burton, en 2005.

La centrale thermique de Fiddlers Ferry dans le Cheshire, en 2006.

La centrale de Ratcliffe-on-Soar (2 000 MW) dans les Midlands de l'Est, en 2002.

La centrale à cycle combiné gaz de Pembroke (2 180 MW) au Pays de Galles, la plus grande du Royaume-Uni, en construction en 2011.

La centrale charbon/biomasse de Lynemouth (420 MW) en 2002.

Les centrales thermiques conventionnelles totalisaient fin 2019 une puissance de 10,22 GW, en forte baisse (-34,8 % en 2019 et -71 % depuis 2010)[36]. Parmi elles, on peut citer[d 5] :

• Drax : centrale charbon/biomasse de Drax (4 035 MW : charbon 1 320 MW, biomasse 2 640 MW, turbine à gaz 75 MW) dans le Yorkshire ;
• EDF Energy : 2 centrales charbon dans les Midlands de l'Est : Cottam (2 008 MW), fermée en 2019, et West Burton (2 012 MW) ;
• Eggborough Power Ltd : centrale charbon d'Eggborough (1 960 MW) dans le Yorkshire, fermée en 2018 ;
• Uniper Royaume-Uni : centrale charbon de Ratcliffe (2 000 MW) dans les Midlands de l'Est ;
• International Power, filiale d'Engie : centrale charbon de Rugeley (1 006 MW) dans les West Midlands, fermée en 2016[42] ;
• RWE Npower : centrale charbon d'Aberthaw B (1 586 MW) au Pays de Galles, fermée en 2019 ;
• Scottish and Southern : centrale charbon de Fiddler’s Ferry (1 961 MW) dans le nord-ouest, fermée en 2020.

En 2019, les centrales à charbon d'Aberthaw B (1 500 MW) et de Cottam (2 000 MW) ont été fermées, ainsi celle de Fiddler’s Ferry (1 510 MW) en 2020.

En 2018, la centrale de Lynemouth (420 MW) a été convertie en 2018 à la biomasse, ainsi qu'un 4^e groupe (660 MW) de la centrale de Drax, et la centrale d'Eggborough (1 960 MW) a été fermée.

En 2015, la centrale de Lynemouth (420 MW) a été mise sous cocon ; celle d'Ironbridge a été fermée et la centrale de Drax (3 870 MW) a franchi la deuxième étape de sa conversion à la biomasse : la première étape avait reconverti 645 MW en 2013, la deuxième étape a porté cette puissance à 1 935 MW, soit la moitié de la centrale. En 2016, les centrales charbon de Ferrybridge C (980 MW) et Longannet (2 260 MW) ont été fermées[43].

Le Royaume-Uni a annoncé le 18 novembre 2015 que la totalité des douze centrales à charbon existantes seront fermées d'ici à 2025. Trois fermetures sont programmées dès 2016. Londres tente ainsi de tenir ses engagements de réduction des émissions de CO₂ de 80 % en 2050 par rapport à 1990. Dans un premier temps cependant, c'est le gaz qui prendra le relais du charbon, ainsi que les énergies renouvelables, puis le nucléaire à partir de la fin des années 2020[44].

Les centrales à cycle combiné gaz totalisaient fin 2019 une puissance de 31,47 GW[36]. Parmi elles, on peut citer[d 5] :

• Centrica : 5 centrales, dont celle de South Humber Bank (1 310 MW) dans le Yorkshire ;
• EDF Energy : centrale West Burton CCGT (1 332 MW) dans les Midlands de l'Est, mise en service en 2013 ;
• Uniper Royaume-Uni : 5 centrales, dont celles de Connahs Quay (1 380 MW) au Pays de Galles et de Grain (1 404 MW) dans le Sud-Est ;
• VPI Immingham LLP : la centrale de cogénération au gaz d'Immingham (1 240 MW) dans le Yorkshire ;
• Engie : la centrale de Saltend (1 200 MW) dans le Yorkshire ;
• RWE Npower : 5 centrales, dont celles de Didcot B (1 470 MW) dans le sud-est, de Staythorpe C (1 772 MW) dans les Midlands de l'Est et de Pembroke (2 180 MW) au Pays de Galles ;
• Scottish and Southern : la centrale de Peterhead (1 180 MW) en Écosse.

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

En 2018, la centrale de Deeside (498 MW) et celle de Ballylumford B (540 MW) ont été fermées et celle de Peterborough a été convertie en centrale à cycle ouvert, réduisant sa puissance de 360 MW à 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[43] ; cette évolution très marquée est due à la forte baisse des prix du charbon[45] 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 (1 875 MW) a été mise sous cocon ; en 2012, deux autres plus petites (45 MW et 228 MW) ont été fermées, et au 1^er semestre 2013 trois ont été mises sous cocon (340 MW, 229 MW et 749 MW). Parmi les centrales conventionnelles, on note la fermeture en 2012 de la centrale charbon/fioul de Kingsnorth A (1 940 MW) et de la centrale fioul de Grain A (1 300 MW), et au 1^er semestre 2013 les fermetures des centrales charbon de Cockenzie (1 152 MW), charbon/fioul de Didcot A (1 958 MW) et fioul de Fawley (1 036 MW). Les centrales charbon de Tilbury B (1 063 MW), Ironbridge (940 MW) et Drax (3 870 MW) ont été partiellement convertie à la biomasse[45].

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

La puissance installée du parc nucléaire britannique est de 9 261 MW à la fin 2019, en baisse de 14,8 % en 9 ans[36] après la fermeture de quatre réacteurs anciens : Oldbury 2 en juin 2011, Oldbury 1 en février 2012 (217 MW chacun), Wylfa 2 en avril 2012 et Wylfa 1 en décembre 2015 (490 MW chacun)[d 5]. Malgré ces fermetures, la production nucléaire nette est remontée à 71,73 TWh en 2016 contre 62,14 TWh en 2010, avant de retomber en 2019 à 56,18 TWh[39].

EDF Energy a reçu en janvier 2015 le feu vert des autorités britanniques pour prolonger de dix ans la durée de vie des deux réacteurs de Dungeness, dans le Kent, au sud-est de l’Angleterre. Cette centrale, opérationnelle depuis 1983, continuera à produire de l’électricité jusqu’en 2028, soit une durée d’utilisation de quarante-cinq ans. EDF poursuit la même stratégie pour ses huit centrales nucléaires outre-Manche, dont sept fonctionnent, comme Dungeness, avec des réacteurs avancés refroidis au gaz (AGR). La durée de vie moyenne du parc sera ainsi prolongée de neuf ans, permettant d'attendre 2023, date à laquelle EDF prévoit la mise en service des deux réacteurs EPR d’Hinkley Point[46].

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[47].

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

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 « coût raisonnable » et aux émissions de CO₂ « considérablement réduites »[48].

En octobre 2010, le gouvernement britannique a donné le feu vert pour la construction de huit nouvelles tranches nucléaires[49]. Par contre, le gouvernement écossais, avec le soutien du Parlement écossais, a déclaré qu'aucune nouvelle centrale nucléaire ne sera construite en Écosse[50]^,[51]. En mars 2012, les Allemands E.ON UK et RWE npower annoncent leur décision de se retirer du développement de nouvelles centrales nucléaires, introduisant un doute sur l'avenir du nucléaire au Royaume-Uni[52].

Le 26 mars 2013, le gouvernement a publié une série de rapports intitulés "Nuclear Industrial Strategy" qui révèle que les projets de l'industrie nucléaire portent sur 16 GWe de nouvelles centrales nucléaires d'ici 2030, soit au moins 12 nouveaux réacteurs nucléaires sur cinq sites. Un Conseil de l'Industrie Nucléaire (Nuclear Industry Council) sera mis en place[53].

En 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[54].

En avril 2022, à la suite de l'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 nucléaires (SMR). L'objectif serait de porter la capacité du parc de 7 à 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[55].

Depuis l'acquisition de British Energy en 2009, EDF Energy, la filiale britannique d'EDF possède et exploite huit des dix tranches nucléaires du Royaume-Uni ; la compagnie britannique Centrica a pris une part de 20 % dans British Energy, la filiale qui exploite ces huit réacteurs. Cette compagnie projette d'agrandir deux de ses sites, Hinkley Point et Sizewell, en construisant, avec Centrica, quatre réacteurs nucléaires de la dernière génération (EPR). Le gouvernement britannique a attesté que Sizewell et Hinkley Point sont des sites adéquats pour de nouveaux réacteurs nucléaires, et le choix de la technologie EPR est en cours d'évaluation par le Office for Nuclear Regulation et l'Environment Agency, qui ont déclaré qu'elle est susceptible d'être acceptée[56].

Le 21 octobre 2013, Londres et EDF Energy ont annoncé la conclusion de leur accord pour la construction de deux réacteurs EPR à Hinkley Point dans le Somerset ; l'investissement total était estimé à 16 milliards de livres (19 milliards d'euros), dont 14 milliards de £ pour les 2 réacteurs et 2 milliards £ engagés avant la mise en service (achats de terrains, autorisations, construction d’une installation de stockage des combustibles usés, formation des futurs personnels d'exploitation, etc) ; la centrale sera construite par un consortium dirigé par EDF (45 à 50 % du capital), avec 30 à 40 % apportés par deux partenaires chinois : CNNC et CGN, et 10 % par Areva ; des discussions ont également lieu pour la participation d'autres investisseurs (fonds souverains, investisseurs financiers) à hauteur de 15 % ; le prix d'achat de l'électricité produite sera garanti pendant 35 ans à 92,5 £/MWh (109 €/MWh), à partir de la mise en service des réacteurs prévue pour 2023 ; l'accord doit être validé par la Commission européenne au titre des aides d’État avant la décision finale d'investissement prévue en juillet 2014 ; le taux de rentabilité du projet sur fonds propres est évalué à 10 %[57].

EDF estime que le chantier d'Hinkley Point C peut générer 2 milliards de livres d'économies par rapport à Flamanville grâce au retour d'expérience, mais qu'ils seront annulés par des surcoûts liés à l'adaptation du design du réacteur et aux spécificités du site ; le prix d'achat garanti (92,5 £/MWh) est le double du prix actuel du marché de gros ; mais le consortium rétrocédera 3 livres par MWh au titre des économies d'échelle si EDF concrétise son projet de construire deux autres réacteurs à Sizewell ; le consortium bénéficiera aussi d'une garantie de l'État britannique pour financer la construction, ce qui lui permettra de lever de l'argent moins cher sur les marchés de la dette ; le prix de l'électricité garanti sera en outre indexé sur l'inflation, protégé contre « tout changement régulatoire discriminant », et une compensation financière sera prévue en cas de fermeture de la centrale pour des raisons autres que de sûreté ; le coût du démantèlement et de la gestion des déchets est inclus dans le prix négocié, mais il est plafonné : s'il est dépassé, le consommateur paiera la différence[58].

Le 21 juillet 2015, le ministre britannique des Finances a annoncé son feu vert à la garantie financière de l'État au projet de Hinkley Point, pour un montant initial de 2,7 milliards d'euros[59].

Le 21 octobre 2015, EDF a finalisé son partenariat avec la société chinoise CGN : les contrats ont été signés par les présidents d'EDF et CGN en présence du premier ministre David Cameron et du président chinois Xi Jinping ; la participation chinoise au capital de la nouvelle centrale nucléaire de Hinkley Point sera de 33,5 %. Le premier ministre a qualifié l'accord d'« historique » : c’est la première fois qu’une centrale nucléaire sera construite au Royaume-Uni depuis 1995 ; il s’agit du plus gros investissement étranger jamais annoncé en Grande-Bretagne ; c’est aussi la première commande de réacteur en Europe depuis la catastrophe de Fukushima en 2011 ; l’accord permet pour la première fois à un industriel chinois de mettre un pied dans le secteur nucléaire en Occident. La construction durera près de dix ans : la mise en service du premier EPR devrait intervenir en 2025, soit deux ans plus tard que ce qui était prévu jusqu’à présent, et le second réacteur suivra six à douze mois plus tard. Le projet coûtera 18 milliards de livres, soit 24,5 milliards d’euros courants, sans tenir compte des coûts de financement. EDF détient 66,5 % du projet et en financera donc les deux tiers, le solde (33,5 %) étant supporté par CGN. EDF financera sa part, soit plus de 16 milliards d’euros, sur ses fonds propres et par emprunt, et prévoit de céder quelque 10 milliards d’euros d’actifs non stratégiques dans cette perspective. Outre Hinkley Point, deux autres accords ont été conclus : à Sizewell, sur la côte est de l’Angleterre, deux réacteurs EPR sont prévus ; EDF prendra 80 % de ce projet et CGN 20 % ; les travaux démarreront en 2018 ou 2019. À 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[60].

Le conseil d'administration d'EDF a pris la décision d'investissement fin juillet 2016, et le gouvernement britannique a donné le 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[61].

En 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 21,5 à 22,5 milliards de livres (24,3 à 25,5 milliards d'euros). Le projet devait coûter initialement 16 milliards de livres, mais dès 2016 la facture a été portée à 18 milliards de livres, puis à 19,6 milliards de livres à l'été 2017[62].

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 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[63].

L'accord de partenariat du 21 octobre 2015 entre EDF et la société chinoise 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[60].

La centrale Sizewell C devrait être mise en service en 2031 selon EDF[64]. En 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 (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[65].

Le gouvernement britannique annonce le 14 décembre 2020 l'ouverture de négociations formelles avec EDF sur le financement de deux réacteurs EPR (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[66].

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[67].

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[68].

Le projet Horizon, concernant les sites de Wylfa et Oldbury, a été initié par les Allemands E.On et RWE et repris au début de 2013 par Hitachi-General Electric, qui a engagé des travaux préparatoires pour la certification du réacteur ABWR ; 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[69].

L'Office britannique de régulation nucléaire (ONR) a approuvé mi-décembre 2017 le design du réacteur bouillant (ABWR) pour la centrale de Wylfa Newydd[70].

En mai 2018, selon l'agence Kyodo, le gouvernement britannique propose des prêts et d'autres ressources financières à Horizon Nuclear Power (HNP), filiale d'Hitachi, afin de couvrir une bonne partie du coût du projet Wylfa Newydd équivalente à 2,000 milliards de yens (15,3 milliards d'euros)[71].

Le ministre britannique de l'Énergie, Greg Clark, annonce le 4 juin 2018 devant les députés : « 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 23 milliards d'euros pour deux réacteurs à eau bouillante d'une puissance totale de 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 77,5 £/kWh, soit 15 £/kWh de moins que pour Hinkley Point[72].

Hitachi annonce le 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 75 livres (85 euros) par MWh ; Hitachi juge qu'« il faut plus de temps pour trouver un schéma de financement et un modèle d'exploitation »[73]. 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 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[74].

En novembre 2020, le Financial Times révèle qu'un consortium américain, emmené par le groupe d'ingénierie 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[75].

Un autre projet pour Wylfa est dévoilé en janvier 2021 par Shearwater Energy qui propose de construire un complexe hybride composé de 12 SMR (petits réacteurs modulaires) de la firme américaine Nuscale, d'une puissance totale de 924 MW et d'un parc éolien de 1 000 MW ; la production commencerait en 2027[76].

Le projet NuGen a été initié par GDF Suez et Iberdrola pour construire 3,6 GW au nord-ouest de l'Angleterre (West Cumbria). Toshiba a repris les parts d'Iberdrola dans le consortium et en possède désormais 70%. Le réacteur AP1000, de technologie Westinghouse et proposé par Toshiba, avait obtenu une certification provisoire mais incomplète fin 2011[77]^,[78]^,[79].

En 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[69].

En 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[80].

Le 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 22 mars être intéressé par une participation[81].

Toshiba est entré en décembre 2017 en négociations exclusives avec le coréen Kepco pour lui vendre la majeure partie du projet NuGen[82]. Le ministre de l’Énergie Richard Harrington a indiqué en 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 %[83].

Toshiba a finalement décidé en 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[84].

Le consensus est très large au Royaume-Uni sur le recours au nucléaire pour réduire les émissions de gaz à effet de serre ; tous les partis politiques le soutiennent, y compris les libéraux-démocrates qui s'y sont ralliés à l'automne 2013 ; plusieurs associations écologistes « mainstream » ont cessé de s'y opposer ; mais la presse dénonce les hausses des tarifs énergétiques et accuse les grands opérateurs énergétiques de « comportements prédateurs »[85].

En 2019, le Royaume-Uni a produit 120,5 TWh, soit 37,1 % de son électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) ; cette production a progressé de 360 % depuis 2010[39].

Il existe plusieurs définitions de la « part de l'électricité de sources renouvelables » :

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.
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.
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 : 19 TWh ont été produits, dont 60 % d'éolien, qui a décuplé sa production en dix ans, surtout depuis l'arrivée au pouvoir des nationalistes en 2007 ; le gouvernement écossais s'est fixé l'objectif d'atteindre 100 % en 2020. Lors du premier round d’attribution en février 2015 des « contracts for difference » britanniques, le nouveau mécanisme de soutien aux énergies renouvelables du Royaume-Uni, une majorité des 15 projets éoliens terrestres validés par le gouvernement britannique concernait des déploiements en Écosse, avec des prix de vente prévus autour de 80 £/MWh (111 €/MWh)[88].

Le Département de l'Énergie et du Changement climatique a soumis en août 2015 à consultation de nouveaux tarifs d’achat pour les installations de moins de 5 MW : il prévoit de les baisser de 12,47 p/kWh à 1,63 p/kWh pour les installations photovoltaïques domestiques, soit une chute de 87 % à partir de janvier 2016 ; les tarifs pour l’éolien et l’hydroélectricité devraient, eux aussi, s’effondrer. En effet, avec des tarifs d’achat initiaux très incitatifs, le photovoltaïque a séduit plus de 730 000 foyers et entreprises (juillet 2015), alors que le Royaume-Uni visait 750 000 installations en 2020 ; le budget des subventions, financé par les consommateurs, explose ; le gouvernement estime que le montant des aides doit rester compris entre 75 et 100 millions de livres entre 2016 et 2018-2019, date à laquelle le soutien prendra fin ; toutefois, si les raccordements sont encore trop nombreux, le ministère pourra supprimer les aides aux nouvelles installations[89].

Le bassin de prise d'eau et d'évacuation de la centrale hydroélectrique de Dinorwig.

Réservoir supérieur (Llyn Stwlan) de la centrale de Ffestiniog.

Réservoir supérieur de la centrale de Cruachan, au premier plan ; Loch Awe au second plan.

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

• la centrale de Dinorwig, dans la région de Gwynedd au Pays de Galles, est l'une des centrales de pompage-turbinage les plus puissantes d'Europe : 1 728 MW. Elle apporte une contribution très précieuse à la régulation de l'ajustement offre-demande d'électricité et à la stabilité du réseau, grâce à sa capacité de passer de 0 à 1 320 MW en 17 secondes[90] ;
• 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 360 MW ;
• la centrale de Cruachan, en Écosse, mise en service en 1966, a une puissance de 440 MW ; elle pompe l'eau du Loch Awe vers le réservoir de Cruachan situé 360 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 300 MW.

Les centrales hydroélectriques classiques, qui turbinent les apports naturels, sont de petite taille : les plus puissantes, celles de Sloy et de Glendoe en Écosse, atteignent seulement 153 MW et 100 MW[43].

Le Royaume-Uni a été un précurseur dans l'utilisation de la biomasse comme source d'électricité. La première centrale au monde a été mise en service en juillet 1992 sur le site de Eye[91].

En 2019, le Royaume-Uni a produit 37,3 TWh d'électricité à partir de biomasse et déchets, soit 11,5 % de sa production d'électricité[39].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, en 2019, la biomasse a fourni 33,5 TWh d'électricité, soit 10,4 % de la production totale d'électricité du pays ; de plus, l'incinération des déchets a fourni 8,47 TWh (2,6 %) ; en 2019, le Royaume-Uni produisait 6,2 % du total mondial (5^e rang mondial)[2] ; la composante solide (25,9 TWh), en vive progression sur la décennie (x48 depuis 2000), dépasse le biogaz (7,6 TWh) depuis 2011 ; l'incinération des déchets municipaux a produit 7,6 TWh et celle des déchets industriels 0,85 TWh[92].

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 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[93]^,[94].

En mars 2013, 20 centrales à biomasse d'une puissance supérieure à 2 MW étaient en service fournissant 1 090,2 MW, la plus puissante ayant une puissance de 750 MW et 29 autres étaient planifiées d'un puissance totale de 5 299,3 MW[95].

Afin de mieux encadrer le développement rapide de la filière solide, le gouvernement préparait dès octobre 2012 la mise en place de nouvelles spécifications et bonifications dans le cadre du système des 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 environnement, construisait une unité d'incinération d'une capacité de 256 000 tonnes de déchets par an, valorisés en 20,5 MWe, à Haverton Hill dans le Stockton-on-Tees, et une des plus importantes unités d'incinération d'Europe a été construite à Runcorn près de Liverpool, traitant 650 000 tonnes de déchets valorisés en 70 MW d'électricité et 51 MWth de chaleur[96]. Sa mise en service a commencé (phase 1) en mars 2014[97] et la deuxième partie est en test pour mise en service complète courant 2015 ; la capacité de traitement de déchets sera de 850 000 tonnes par an et la chaleur produite est destinée à l'usine chimique voisine INEOS ChlorVinyls[98].

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

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

• Islay LIMPET (Land Installed Marine Power Energy Transmitter) est la première centrale houlomotrice connectée au réseau électrique du Royaume-Uni ; construite en 2000, elle est située à Claddach Farm sur le Rhinns d'Islay[99] sur l'île écossaise d'Islay. Islay LIMPET a été développée par Wavegen en coopération avec l'université Queen's de Belfast ; sa puissance nominale est de 500 kW ;
• une centrale houlomotrice de 3 MW en Écosse a été annoncée le 20 février 2007 par le gouvernement écossais, pour un coût de plus de 4 millions de livres sterling, dans le cadre d'un programme de 13 M£ pour les énergies marines en Écosse. La première des 66 machines a été lancée en mai 2010[100] ;
• un projet de recherche nommé Wave hub a été construit sur la côte nord des Cornouailles au sud-ouest de l'Angleterre pour faciliter le développement de l'énergie des vagues. Il assurera une fonction de pivot de connexion, permettant à des séries d'appareils de production d'énergie à partir des vagues de se connecter au réseau électrique. Dans une première phase, il permettra la connexion de 20 MW, avec une extension possible à 40 MW. Quatre fabricants d'appareils ont exprimé leur intérêt[101]^,[102]. L'énergie captée à Wave Hub suffira à alimenter 7 500 foyers. Le site pourra éviter l'émission de près de 300 000 tonnes de CO₂ en 25 ans[103].

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

• un système SeaGen générateur à courant de marée de 1,2 MW a été mis en fonctionnement fin 2008 dans le Strangford Lough en Irlande du Nord[104] ;
• le gouvernement écossais a approuvé le projet d'une série de turbines marémotrices de 10 MW près d'Islay, d'un coût de 40 M£, et composé de dix turbines, suffisant pour alimenter 5 000 logements. La première turbine devait entrer en service en 2013[105] ;
• la construction d'une centrale marémotrice de 240 MW à Swansea est prévue pour commencer au printemps 2015. Après achèvement, elle produira 400 GWh par an, assez pour alimenter 121 000 foyers. La mise en service est planifiée pour 2017[106]. Selon l'International Hydropower Association, les négociations contractuelles ont commencé en 2015 et la centrale en projet aurait une puissance de 320 MW, ce qui en ferait la plus grande centrale marémotrice du monde devant celles du lac Sihwa en Corée du Sud (254 MW) et de l'estuaire de la Rance en France (240 MW)[107].

Le projet Meygen au large des côtes de l'Écosse sera le plus grand parc d'hydroliennes du monde avec 398 MW ; des contrats de fourniture d'hydroliennes ont été signés en 2014[107]. Ce parc va être installé entre la pointe nord-est de l’Écosse et la petite île de Stroma, dans un bras de mer traversé par de forts courants, par l’entreprise Meygen, filiale du développeur australien Atlantis, lui-même détenu à 42 % par la banque Morgan Stanley. Meygen va dans un premier temps installer, par 40 m de fond, 4 hydroliennes de 1,5 MW de puissance chacune pour une trentaine de mètres de hauteur ; les fondations devraient être construites en 2015, pour installer en 2016 les 4 hydroliennes, l’une construite par la maison-mère Atlantis et trois autres par le norvégien Andritz Hydro Hammerfest. Meygen ambitionne de déployer ensuite 269 turbines pour une puissance totale de 398 MW d’ici dix ans. Meygen table sur un facteur de charge d'environ 40 %, nettement meilleur que celui des éoliennes. La première phase du financement a été bouclée : 51 millions de livres (65,2 millions €) levés sous toutes les formes - titres, dettes, subventions. Le gouvernement britannique a apporté son soutien au projet en fixant un prix de rachat de 305 livres (390 €) par mégawatt-heure au moins jusqu’en 2019, soit deux fois plus que pour l’éolien en mer. La filière hydrolienne espère pouvoir rivaliser d’ici dix ans avec les coûts actuels de l’éolien offshore, grâce à l'industrialisation de la fabrication et de la pose des hydroliennes[108].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « National Grid plc » (voir la liste des auteurs).

Des cartes du réseau haute-tension du Royaume-Uni et des principales centrales sont consultables en pages 96 et 97 du rapport DUKES 2020[d 6].

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

• National Grid Electricity Transmission Plc (NGET), filiale de National Grid, possède le réseau de transport en Angleterre et au Pays de Galles ; 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[109], société cotée au London Stock Exchange, est issu du démantèlement de l'ancien monopole de l'électricité Central Electricity Generating Board en quatre entités : les parts de National Grid furent réparties entre les 12 compagnies régionales d'électricité (RECs) avant leur privatisation en 1990 ; ses actions sont aujourd'hui réparties entre un grand nombre d'actionnaires, le plus grand (BlackRock) détenant un peu plus de 5 % en 2012[P 1]. National Grid a fusionné en 2002 avec le gestionnaire du réseau de gazoducs et gère donc les deux réseaux. National Grid exploite les réseaux HT d'Angleterre et du Pays de Galles, dont il est propriétaire, ainsi que celui de l'Écosse, qui appartient à Scottish Power et Scottish and Southern Energy. Il co-gère les câbles sous-marins à courant continu vers la France : IFA 2000 (HVDC Cross-Channel) (2 000 MW), avec RTE et vers les Pays-Bas : BritNed (1 000 MW), avec son homologue néerlandais TenneT. Il exploite aussi 14 000 km de lignes HT aux États-Unis.

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[110].

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

L'île de Man est approvisionnée par un câble sous-marin qui relie Blackpool en Angleterre à Douglas sur l'île de Man ; c'est actuellement le plus long (115 km) au monde à transporter sous la mer du courant alternatif[111]. Inauguré en octobre 2000, il a une tension de 90 kV et une capacité de transport de 40 MW.

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

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

Le Royaume-Uni est relié au continent par trois câbles sous-marins[d 7] :

• IFA 2000 (Interconnexion France Angleterre ou HVDC Cross-channel en anglais), une installation de 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. 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 160 MW et une tension de ±100 kV. Une nouvelle liaison décidée en 1981 a été mise en service en 1985-1986. Sa puissance est de 2 000 MW, d'où le nom de IFA 2000, et sa tension de ±270 kV. La partie sous-marine de cette liaison, longue de 46 km, comporte quatre paires de câbles à ±270 kV posées entre Folkestone (Royaume-Uni) et Sangatte (France)[112].
• BritNed, liaison de transport d'électricité en courant continu à très haute tension avec les Pays-Bas : 1 000 MW, co-gérée par National Grid et son homologue néerlandais TenneT.
• Nemo Link, liaison HVDC de 140 km avec la Belgique : 1 000 MW, mise en service en 2019[113].

Il est relié à la République d'Irlande par deux liaisons[d 7] :

• câble sous-marin « EirGrid » Pays de Galles-République d'Irlande : 500 MW ;
• ligne terrestre Irlande du Nord-République d'Irlande : 540 MW.

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

Les échanges physiques internationaux d'électricité du Royaume-Uni ont été en 2018, selon ENTSO-E[114] :

• avec la France : import 14 262 GWh, export 388 GWh ;
• avec les Pays-Bas : import 6 757 GWh, export 187 GWh ;
• avec la République d'Irlande : import 1 643 GWh, export 1 614 GWh
• total[n 12] : import 22 662 GWh, export 2 189 GWh, solde importateur : 20 473 GWh.

Les statistiques gouvernementales donnent pour 2019 un solde importateur de 21 170 GWh (contre 19 108 GWh en 2018 et 14 760 GWh en 2017), dont 11 147 GWh depuis la France, 5 695 GWh depuis les Pays-Bas et 4 973 GWh depuis la Belgique ; sur la liaison France-Angleterre, les importations ont atteint 11,9 TWh et les exportations 0,7 TWh ; sur l'interconnexion avec les Pays-Bas : importations 11,1 TWh, exportations 0,3 TWh ; avec la Belgique : importations 5,1 TWh, exportations 0,1 TWh ; avec l'Irlande : importations 1,5 TWh, exportations 2,2 TWh[d 7].

Les échanges franco-britanniques via la liaison IFA 2000 ont été les suivants (échanges contractuels) :

Le gestionnaire du réseau de transport français : 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 2 000 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 200 km avec une puissance de 1 000 MW en courant continu, elle était alors prévue pour une mise en service en 2020[123].

Le chantier d'une nouvelle liaison de 1 000 MW en courant continu a été lancé en mars 2017 par Eurotunnel. Les 59 km de câbles sont posés dans le tunnel sous la Manche ; ils appartiennent à la société Eleclink, filiale d'Eurotunnel, qui prélève un péage sur l'électricité transportée. Ce projet s'ajoute à celui d'IFA 2 et au projet FAB (1 400 MW) entre Menuel dans le Cotentin et Exeter dans le sud ouest de l’Angleterre via l’île d’Aurigny^{[réf. souhaitée]}. Sur les cinq nouveaux interconnecteurs électriques France-Angleterre en projet, seuls IFA 2 et Eleclink ont obtenu l'approbation de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), qui a gelé en novembre 2017 les projets ultérieurs : Gridlink (1 400 MW) entre Dunkerque et Kingsnorth et Fab Link (1 400 MW) entre le Cotentin et Exeter. Aquind, un projet privé de liaison de 2 000 MW entre la région de Dieppe et celle de Porthmouth, a été rejeté par l’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie (Acer)[124].

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 1 000 km[107].

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

La consommation britannique d'électricité par habitant était en 2019 de 4 750 kWh, supérieure de 45 % à la moyenne mondiale : 3 265 kWh, mais inférieure de 33 % à celle de la France : 7 043 kWh, de 28 % à celle de l'Allemagne : 6 606 kWh et de 63 % à celle des États-Unis : 12 744 kWh[k 1].

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

En 2020, selon l'Agence internationale de l'énergie, le prix moyen de l'électricité pour les ménages atteint 235,35 $/MWh au Royaume-Uni, inférieur de 32 % à celui de l'Allemagne 344,66 $/MWh, mais supérieur de 9,5 % à celui de la France (214,98 $/MWh) et de 78 % à celui des États-Unis 131,96 $/MWh. Le prix moyen de l'électricité pour l'industrie est de 157,19 $/MWh, inférieur de 9 % à celui de l'Allemagne : 173,38 $/MWh, mais supérieur de 26 % à celui de la France (124,63 $/MWh)[k 7].

Le graphique ci-dessous présente les statistiques de la base de données Eurostat sur les prix hors taxes de l'électricité au 1^er semestre 2012 pour les consommateurs domestiques consommant 2500 à 5 000 kWh/an[126] :

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

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

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

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

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

Le graphique ci-dessus permet de constater que les consommateurs industriels (500 à 2 000 MWh) britanniques payaient en 2012 (1^er semestre) un prix hors taxes (10,97 c€/kWh) supérieur de 12,4 % à la moyenne de l'Union européenne (9,76 c€/kWh) et de 35,6 % à celui de la France : 8,09 c€/kWh ; seuls deux pays (Italie : 13,15 c€/kWh et Espagne : 11,52 c€/kWh) ont des prix encore plus élevés qu'au Royaume-Uni.

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

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[P 2], qui attribue les licences pour les différentes activités réglementées, veille au respect de la concurrence dans la fourniture d'électricité et de gaz, contrôle les prix des activités hors concurrence : transport et distribution et gère les évolutions des règles techniques de fonctionnement des marchés[P 3].

Le marché de gros a été unifié par l'Energy Act 2004 ; en 2010, environ 91 % des transactions du marché électrique ont été 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)[P 4].

Le gouvernement britannique projette la création d'un marché de capacité afin d'assurer, contre rémunération, le maintien en réserve tournante de centrales capables de répondre à des pics de demande ; les aides pourraient aller jusqu'à 800 M£ (environ 1 Md €) ; à partir de décembre 2014, les producteurs d'électricité pourront concourir pour participer à ce marché, qui serait lancé pour l'hiver 2018 ; ce sont surtout les centrales au gaz qui sont visées, mais le ministère britannique de l'énergie a admis que le projet pourrait concerner l'énergie nucléaire, relativement moins chère à produire. Ce projet de réforme suscite une controverse sur sa faisabilité, son coût potentiel et le risque de blocage par Bruxelles[127].

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

• EDF Energy, filiale d'EDF : 24 % ;
• E.ON : 12 % ;
• Drax, propriétaire de la 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 décembre 2010 de[P 5] :

• 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'EDF : 13 % ;
• Scottish Power : 11 %.

Le métier du 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 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[128].

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 Times, il pourrait ne rester qu'une dizaine de fournisseurs sur la quarantaine que comptait le Royaume-Uni[32].

Les émissions de CO₂ liées à l'énergie s'élevaient en 2019 à 342,2 Mt, soit 5,12 tonnes CO₂ par habitant, niveau supérieur de 16,6 % à la moyenne mondiale : 4,39 t et de 17,4 % à celle de la France : 4,36 t, mais inférieur de 34 % à celle de l'Allemagne : 7,75 t[k 1].

L'AIE fournit également les émissions de 2019 : 339,2 MtCO₂, en recul de 3,7 % par rapport à 2018[h 1] ; par habitant : 5,08 tCO₂[h 2].

Un rapport publié en juin 2016 par WWF et trois autres ONG avec le soutien de l'Union européenne évalue à 22 900 décès prématurés les impacts de la pollution atmosphérique causée par les centrales au charbon de l'Union européenne en 2013, un bilan comparable à celui des accidents de la route : 26 000 décès. Les centrales britanniques à elles seules ont causé 2 870 décès prématurés, dont 1 350 décès dans les pays voisins, en particulier en France : 350 décès, en Allemagne : 320 décès, aux Pays-Bas : 160 décès et en Belgique : 100 décès[132].

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2021 [PDF], septembre 2021.

• (en) CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights [xls], Agence internationale de l'énergie, 5 octobre 2020.

• (en) International Energy Agency (IEA) - Agence internationale de l'énergie Energy Policies of IEA Countries - The United Kingdom 2012 Review [PDF], IEA (consulté le 13 février 2014).

• (de) Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières, BGR Energiestudie 2021 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung [« Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial »], février 2022, 175 p. (lire en ligne [PDF])

• (en) BP Statistical Review of World Energy 2022 - 71st edition [PDF], BP, 29 juin 2022.

• (en) DUKES 2020 (Digest of UK Energy Statistics) - Chapter 5 : Electricity [PDF], Département des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles, 26 juillet 2020.

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