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Regards sur le Royaume-Uni

10 sep 2021

Cette rubrique est composée de deux parties : une note rédigée par Enerdata et le Trilemme de l’énergie du Royaume-Uni, issu des travaux du Conseil Mondial de l’Énergie.

Politiques énergétiques

Dès 2019, le Royaume-Uni s’est engagé à atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050. Dans le cadre de sa contribution déterminée au niveau national (CDN), le pays entend réduire ses émissions de gaz à effet de serre (GES) en 2030 de 68 % par rapport au niveau de 1990. Le gouvernement a mis en place des plafonds quinquennaux pour les émissions de GES, appelés budget carbone. Le budget carbone pour 2020 prévoyait un objectif de réduction des émissions de 37 % par rapport au niveau de 1990, qui a été dépassé en raison de la crise de la Covid-19 (49 % en 2020).

En octobre 2021, le pays a publié sa stratégie zéro émissions nettes, qui définit des mesures et des propositions visant à décarboner tous les secteurs de l’économie britannique afin d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Le Royaume-Uni souhaite décarboner entièrement le système électrique d’ici à 2035 grâce à de nouvelles capacités renouvelables (avec notamment 40 GW de capacité éolienne en mer et de plus de 1 GW d’éolien en mer flottant d’ici à 2030) et à des projets nucléaires. Le pays ambitionne également de mettre en place une capacité de production d’hydrogène de 5 GW d’ici à 2030 tout en réduisant de moitié les émissions provenant du pétrole et du gaz, et de créer quatre sites de captage, d’utilisation et de stockage du carbone (CUSC) d’ici à 2030.

À la suite de la sortie du pays de l’Union européenne (UE) à la fin du mois de janvier 2020, les autorités britanniques ont conclu un traité commercial post-Brexit avec l’UE en janvier 2021.  Le volet énergétique de ce pacte commercial permet au Royaume-Uni d’avoir un accès pratique-ment inchangé au marché européen de l’énergie, grâce à de nouveaux accords commerciaux sur les interconnexions électriques et gazières. Toutefois, cet accord sur l’énergie doit expirer en juin 2026. Après cette date, des négociations sur l’accès du pays au marché de l’énergie de l’UE auront lieu sur une base annuelle.

En mai 2021, le pays a lancé son propre marché du carbone, avec la première vente aux enchères de plus de 6 millions de permis à polluer. Le système d’échange de quotas d’émission britannique n’est pas lié au SCEQE (Système communautaire d’échange de quotas d’émission) de l’UE, bien que les acteurs du marché britannique achètent également des quotas européens (EUA) comme prix de référence. Le marché du carbone britannique fixe un prix minimum pour les permis mis aux enchères, à 22 £/t (26 €/t) et comprend un mécanisme de maîtrise des coûts permettant de mettre aux enchères davantage de permis afin d’éviter une envolée des prix. Environ 83 millions de quotas devraient être mis aux enchères en 2021, ce qui représente plus de la moitié du plafond d’émissions pour l’année (environ 156 millions de quotas). Près de 40 millions de quotas seront alloués gratuite-ment aux installations stationnaires hors secteur électrique en 2021.

 

Situation énergétique

La part d’électricité décarbonée dans le mix électrique est passée de 26 % en 2010 à 56 % en 2020, avec 24 % pour l’éolien (+ 21 points depuis 2010), 16 % pour le nucléaire, 15 % pour la biomasse et 4 % pour le solaire. Le gaz compte pour 36 % de la production totale d’électricité (- 10 points depuis 2010). Le charbon ne représentait que 2 % du total en 2020, contre 29 % en 2010. Le Royaume-Uni dispose d’une capacité électrique de 103  GW, dont 33 GW de gaz, 26  GW d’éolien (+ 2  GW/an depuis 2010), 14 GW de solaire photovoltaïque, 8 GW de nucléaire, 8 GW de biomasse, 7 GW de charbon (- 23,5 GW depuis 2010), 4 GW d’hydroélectricité et 4 GW de pétrole (fin 2020).

Le Royaume-Uni est un importateur net d’électricité (18 TWh en 2020), de pétrole brut (0,4 Mt), de produits pétroliers (6 Mt), de gaz naturel (35 Gm3) et de charbon (4 Mt). La production de pétrole brut a diminué de 7 % en 2020 pour atteindre 48 Mt, après un rebond de 5,5 %/an entre 2014 et 2019. Depuis 2013, la production de gaz est restée relativement stable, à environ 40  Gm3/an. Les importations ont triplé entre 2005 et 2010 pour atteindre 55  Gm3 ; elles ont diminué depuis lors (48 Gm3 en 2020). Les importations de gaz naturel liquéfié (GNL) fluctuent fortement en fonction du prix sur les marchés inter-nationaux (18 Gm3 en 2020, stable).

La consommation totale d’énergie a diminué de près de 2 % par an sur la période 2006-2019 et d’environ 9 % en 2020 pour atteindre 154 Mtep. Le mix énergétique est dominé par le gaz (40 % en 2020), suivi du pétrole (32  %), de l’électricité primaire (15 %), la biomasse (10 %), le charbon (3 %, contre 20 % en 2013). L’intensité énergétique primaire par rapport au PIB diminue rapidement   (- 3,1  %/an en moyenne sur 2000-2019). En 2020, l’industrie représente 22  % de la consommation finale (y compris les usages non énergétiques, stables par rapport à 2019), le secteur résidentiel-tertiaire 47 % (+ 4 points par rapport à 2019), et le secteur des transports a atteint 29 % en 2020 (- 4 points par rapport à 2019).

 Figure 1. Capacité installée en 2020

Capacité installée

Source : Enerdata, Global Energy & CO2 Data

 

Figure 2. Consommation d’énergie primaire

Consommation d'énergie primaire

Source : Enerdata, Global Energy & CO2 Data

Perspectives énergétiques

Selon le sixième budget carbone (pour 2033-2037), présenté en décembre 2020, les émissions totales de GES devraient diminuer de 6,1 %/an en moyenne sur la période 2020-2035. La consommation de pétrole va se contracter de 2,9 %/an entre 2020 et 2035 (sixième budget carbone), soit une réduction totale de 52 % par rapport à 2015. La consommation de gaz naturel va diminuer de 4,3 %/an entre 2020 et 2035, tandis que la consommation d’électricité va augmenter de 2,7 %/an sur cette même période.

Près de 600 MW d’éoliennes terrestres et plus de 6 GW de projets éoliens en mer sont en cours de construction, ainsi que près de 38 GW de projets éoliens en développement (dont 25 GW en mer). Le gouvernement prévoit de porter la capacité éolienne en mer à 40 GW d’ici 2030 et s’est engagé à soutenir le développement d’éoliennes flottantes. Le gouvernement britannique prévoit d’organiser un autre cycle d’allocation de contrats de différence (CfD) en décembre 2021 et de procéder à de nouvelles enchères afin d’allouer entre 1 et 2 GW de capacité éolienne offshore chaque année au cours de la décennie 2020. Par ailleurs, deux projets nucléaires sont en cours de développement :  a) Hinkley Point C (1 630 MW) est en construction depuis 2019. Le projet est porté par un consortium comprenant EDF Energy (66,5 %), CGNPC (China General Nuclear Power Corporation) et CNNC (China National Nuclear Corporation) ; b) Sizewell C (3 340 MW) a obtenu une première autorisation en 2020. La centrale est développée par EDF (80 %), et CGNPC.

La capacité totale d’interconnexion en construction est de 2,4  GW. L’interconnexion ElecLink (100 % Groupe Eurotunnel) de 1 GW entre le Royaume-Uni et la France en utilisant le tunnel de service d’Eurotunnel (75 km de long) devrait être opérationnelle en 2022. Le projet Viking Link de 1,4 GW, entre Bicker Fen (Royaume-Uni) et le Danemark, est entré en construction en juillet 2020; il est géré par NGET et Energinet.dk et devrait être mis en service fin 2023.


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