De retour au pouvoir, les travaillistes veulent accélérer la décarbonation de leur mix électrique en s’appuyant sur leurs points forts, l’éolien et le nucléaire. Une stratégie volontariste de la Grande-Bretagne qui doit composer avec sa géographie insulaire et sa dépendance au gaz.
Sur le terrain de la lutte contre le réchauffement climatique, les travaillistes ont marqué d’emblée leur différence avec les conservateurs : le nouveau gouvernement s’est donné un cap très ambitieux et un objectif officiel de production d’électricité décarbonée de 95 % dès 2030, et 100 % en 2035. Un défi de taille que l’insularité complique encore.
Le Royaume-Uni présente déjà un track record qui force le respect. Historiquement très dépendant du charbon, le pays a très tôt mis en place une politique volontariste s’appuyant sur une taxe carbone, l’une des premières instaurées dans le monde. Avec des résultats déjà significatifs : le charbon, qui représentait encore près du tiers de la production d’électricité en 2000, a vu sa part fondre à 1,6 % en 2023 dans le mix électrique britannique, décarboné à hauteur de 74 % selon les données de l’Agence internationale de l’énergie. Tout un symbole dans ce pays pionnier de la révolution industrielle, la dernière centrale à charbon a été arrêtée l’année dernière. Le Royaume-Uni restera ainsi le premier pays du G7 à avoir refermé l’ère du charbon.
C’est d’abord l’éolien qui a pris le relais. Avec ses 16 GW d’éolien en mer, le Royaume-Uni pèse à lui seul 43 % du parc éolien offshore européen. L’éolien terrestre et en mer contribue à hauteur de 29 % à l’électricité générée outre-Manche.
Mais les derniers pourcents seront, comme toujours, les plus difficiles à aller chercher pour atteindre le net zéro car, outre de l’électricité, les centrales thermiques apportent des services de fréquence et tension indispensables à la stabilité des réseaux. Par nature intermittent, l’éolien nécessite un back-up constitué aujourd’hui par les centrales à gaz. Le gouvernement mise à l’avenir sur des batteries et souhaite en faire installer entre 2,7 et 7,7 GW d’ici 2035.
Pour pousser les investissements, il compte mettre en place un système dit de « complément de rémunération », analogue à ce qui se pratique dans les énergies renouvelables. L’objectif est d’assurer, dans un système de marché, un revenu plancher à l’exploitant sur une longue durée (25 ans). Le marché est encore balbutiant avec uniquement 4,7 GW installés en fin d’année dernière, selon le bureau d’études Modo Energy. Des dizaines d’acteurs sont d’ores et déjà présents, dont les français EDF, Voltalia ou encore RGreen Invest.
Le nouveau nucléaire en retard
Avec l’éolien, le nucléaire constitue l’autre jambe sur laquelle le Royaume-Uni souhaite faire reposer son système de production d’électricité. L’atome pèse déjà 14 % du mix électrique et le gouvernement a attribué il y a dix ans la construction d’un EPR à EDF en consortium avec le chinois CGN, exploitant des réacteurs EPR de Taishan. Mais à l’instar de Flamanville en France, le projet Hinkley Point C accumule les retards et surcoûts, ce qui pourrait décaler la réalisation des objectifs nationaux. EDF annonce désormais une mise en service au mieux en 2029, au pire en 2031, pour un budget de 34 Mds£ (40 Mds€), contre 18 Mds£ initialement prévus.
Un autre projet de construction de deux EPR, Sizewell C, est également mené par EDF mais cette fois-ci en partenariat avec le gouvernement britannique. Ce dernier a considéré que la présence du conglomérat nucléaire chinois posait des problèmes de sécurité et lui a racheté ses parts fin 2022, devenant actionnaire majoritaire aux côtés de l’énergéticien français. Lancé après Hinkley Point, le chantier semble cette fois avancer conformément au calendrier et budget prévus, selon une étude commandée par la banque HSBC.
Des interconnexions indispensables
Mais le Royaume-Uni doit aussi s’attaquer à un autre talon d’Achille, la résilience de ses réseaux électriques. Un incident récent a rappelé cet enjeu vital : le 21 mars, une coupure d’électricité a paralysé pendant de longues heures tout le trafic aérien d’Heathrow, le plus grand aéroport européen. Car le Royaume-Uni est une île électrique, toute la stabilité de son réseau repose exclusivement sur ses moyens de production domestiques, bien davantage que les pays européens très interconnectés entre eux, ce qui leur permet de mutualiser. Le pays n’est pour autant pas totalement isolé du continent grâce à des interconnexions sous-marines avec la Norvège, le Danemark, les Pays-Bas, la Belgique et la France.
Ces ponts électriques permettent d’importer de l’électricité lorsque la production est insuffisante – lorsqu’il y a peu de vent par exemple – et d’exporter le surplus. Les échanges n’ont pas cessé depuis le Brexit au contraire, le Royaume-Uni a importé un record de 33,2 TWh en 2023. Une hausse permise en partie par l’ajout d’un câble de 1 GW passant par le tunnel sous la Manche. Mis en service en 2022, il est exploité par Getlink (ex-Eurotunnel).
Source complémentaire de revenus, le business des interconnexions intéresse d’autant plus Getlink que le Royaume-Uni va avoir besoin de les multiplier dans les années à venir pour juguler l’intermittence d’un parc d’énergies renouvelables devenu majoritaire dans le mix de production. L’entreprise planche déjà sur un nouveau projet de câble, mais elle doit affronter des concurrents et les lenteurs du système d’attribution britannique.
Nationalisation des réseaux
Alors que la transition électrique du Royaume-Uni entre dans sa phase décisive, le gouvernement conservateur au pouvoir en 2022 a considéré que l’exploitation des réseaux électriques, privatisés dès les années 90, devait revenir dans le giron public. Une décision confirmée par l’actuel gouvernement travailliste. La nouvelle entité chargée d’assurer l’équilibre sur les réseaux, NESO pour « National Energy System Operator », aura également la responsabilité de rendre techniquement possible l’atteinte des objectifs de neutralité carbone. « La NESO soutiendra une stratégie plus intégrée et coordonnée pour relever les défis sans précédent du changement climatique, garantir la sécurité de l’approvisionnement énergétique et maintenir les factures aussi basses que possible », a résumé son président Paul Golby lors de son lancement.
Le gouvernement de Keir Starmer a aussi annoncé la création d’un fonds baptisé « Great British Energy », doté de 8,3 Mds£ (9,9 Mds€), destiné à financer pour 60 Mds£ (71 Mds€) de projets d’énergies renouvelables et de capture de CO2. Il doit être définitivement adopté avec la loi de simplification sur laquelle le gouvernement planche pour lever les barrières administratives au développement des énergies renouvelables et autres technologies concourant à la décarbonation. Le texte (Planning et Infrastructure Bill) a été publié le 11 mars et sa lecture a commencé à la Chambre des communes (équivalent de l’Assemblée nationale) ce 24 mars 2025.
Il prévoit de n’autoriser plus qu’un seul et unique recours juridique à l’encontre d’un projet énergétique et de réduire les formalités administratives pour ces derniers ou encore les installations de recharge pour véhicules électriques afin d’accélérer leur déploiement.
Le recours au pétrole et gaz de la mer du Nord
Si la décarbonation du mix électrique britannique est réelle, elle ne s’est pas faite à production égale puisqu’elle s’est accompagnée d’une baisse concomitante d’environ 24 % de la production totale, en raison notamment des efforts d’efficacité énergétique, mais aussi de la désindustrialisation. Par ailleurs, si trois quarts du mix électrique du Royaume-Uni est décarboné, le rapport est inversé pour son mix énergétique avec plus de trois quarts d’énergies fossiles. Le pays s’appuie encore largement sur ses gisements déclinants de pétrole et gaz naturel en mer du Nord : ils représentent encore près de la moitié de sa consommation, réduisant la dépendance aux autres pays producteurs, en particulier la Russie.
Malgré un objectif de neutralité carbone en 2050, le gouvernement britannique compte encore sur ses ressources domestiques pour maintenir cette indépendance partielle et assurer une transition douce. Les services britanniques ont évalué qu’il restait encore 7,9 Mds de barils de pétrole et 560 Mds de m3 de gaz à exploiter, et a relancé en 2022 l’attribution de licences aux compagnies pétrolières et gazières. Ils estiment que le pays aura encore besoin du gaz naturel à moyen-terme (1/4 de sa consommation actuelle en 2050), et misent sur l’électrification des plateformes et la capture et séquestration du CO2 dans les gisements déplétés pour compenser les émissions de carbone.
