La politique énergétique du Royaume-Uni : orientations passées et futures1
p. 229-244
Texte intégral
1La politique énergétique est au cœur du projet européen depuis sa naissance, et pas seulement dans l'approche réglementaire large des marchés et de la normalisation sur laquelle la Commission européenne légifère de nos jours. L’énergie était initialement considérée sous l’angle restrictif de la sécurité de l’approvisionnement et de la mise en commun des ressources. Le traité établissant la Communauté européenne du charbon et de l’acier (CECA) a été signé par la Belgique, l’Allemagne, la France, l’Italie, le Luxembourg et les Pays-Bas en avril 1951, et est entré en vigueur en juillet 1952. Il a été suivi par la création des marchés communs du charbon, du minerai de fer, du métal et de l’acier en 1953, puis par celle de la Communauté européenne de l’énergie atomique (Euratom) en 1957.
Graphique 1 : Dépendance européenne envers les importations d’énergie, 1998-2014 (en %)

Source : Office for National Statistics2.
2Pendant une grande partie de cette période, le Royaume-Uni était autosuffisant en matière énergétique. Le développement de l'exploitation pétrolière et gazière en mer du Nord à partir des années 1960 a pris la relève d'une vaste industrie charbonnière – tout en provoquant, en fin de compte, son effondrement. Depuis qu'il a rejoint l'Union européenne (UE) – alors dénommée Communauté économique européenne (CEE) – en 1973, le Royaume-Uni participe activement à une approche plus régionale et coopérative de l'énergie. C'est particulièrement notable depuis 20 ans, puisque la chute de la production indigène de combustibles fossiles a forcé le Royaume-Uni à s'orienter vers une approche plus internationale – et européenne – de la sécurité énergétique et de sa dépendance aux importations.
3En observant l'ampleur de la demande énergétique du Royaume-Uni et le déclin de sa production nationale d'énergie, on peut définir la nature et le niveau de ses interactions avec l'UE sur les questions énergétiques. Le Royaume-Uni a été le moteur de certaines politiques, à la pointe de questions telles que la libéralisation du marché, le développement des énergies renouvelables et la lutte contre le réchauffement climatique. La politique énergétique du pays est largement définie par un trilemme énergétique : sécurité de l'approvisionnement, prix abordable, et qualité environnementale et lutte contre les changements climatiques. Elle réagit typiquement à l'évolution de l'offre et de la demande nationale, mais aussi au contexte politique et au gouvernement en place.
Approvisionnement énergétique
4Alors qu’une grande partie de l’UE est dépendante des importations d’énergie, le Royaume-Uni a bénéficié d’une autosuffisance pendant presque tout le XXe siècle grâce à son industrie des énergies fossiles. La découverte de gaz naturel en mer du Nord dans les années 1960, suivie par la conversion au gaz du secteur de la production d’électricité dans les années 1990 – la « ruée vers le gaz » – a profondément changé le paysage de la production électrique. Le Royaume-Uni est devenu exportateur net d’énergie en 1981 grâce à la production croissante de la mer du Nord, et l’est resté jusqu’au milieu des années 2000. Plus récemment, la réduction de la consommation de charbon dans le secteur de l’électricité, associée à la croissance des énergies renouvelables, a encore modifié le mix énergétique du pays en posant de nouveaux défis en termes de sécurité d’approvisionnement.
Pétrole et gaz de mer du Nord
5Au début des années 1970, le Royaume-Uni importait plus de 50 % de sa consommation en énergie. Cette dépendance avait des conséquences financières considérables pour le pays, mais l’embargo pétrolier arabe de 1973 a également fait planer la menace d’une pénurie et mis en évidence les faiblesses en matière de sécurité énergétique. Les membres arabes de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) ont appliqué un embargo sur les exportations de pétrole vers les États-Unis et plusieurs pays européens perçus comme leurs alliés, notamment le Royaume-Uni, l’Allemagne de l’Ouest et les Pays-Bas, à cause de leur soutien aux opérations militaires israéliennes contre des pays arabes. Mais auparavant, la crise de Suez en 1956-1957 et la découverte du champ gazier de Groningen aux Pays-Bas en 1959 avaient déjà incité le Royaume-Uni à exploiter ses propres ressources – cette année-là, plusieurs sociétés ont demandé des droits d’exploration dans les eaux britanniques, et la prospection sismique a commencé en 19623. Le gouvernement a délivré ses premiers permis d’exploration pétrolière en mer du Nord en 1964, et le premier puits a été foré en 1967. La production de pétrole a démarré en 1975, avec une augmentation spectaculaire alors que de nombreux gisements entraient en production dans un court laps de temps. Les prix élevés du pétrole au niveau international à cause de l’embargo arabe rendaient également la production de la mer du Nord rentable malgré les importants coûts de développement dans cette région4. On a découvert du gaz en mer du Nord pour la première fois en 1964, mais c’est seulement l’année suivante que la première découverte commercialement viable a été effectuée par BP dans le gisement de West Sole. Ensuite, en 1966, Esso et Shell ont découvert du gaz sur le Leman Bank. La production est devenue significative à partir de 1968, et les rendements ont augmenté de 30 % par an jusqu’en 1980 avant de culminer en 1999. En conséquence, la dépendance envers les importations est tombée de 52,5 % en 1974 à 26 % en 1977. En 1981, le Royaume-Uni était devenu exportateur net d’énergie et l’est resté jusqu’en 20045.
Graphique 2 : Production de gaz naturel au Royaume-Uni, 1960-2015 (en GWh)

Source : ministère britannique des Entreprises, de l’Énergie et de la Stratégie industrielle (Department for Business, Energy and Industrial Strategy, BEIS6).
La « ruée vers le gaz »
6L’abondance de gaz naturel a incité le gouvernement à convertir au gaz naturel (contenant du méthane) les réseaux locaux de distribution de gaz du pays qui fonctionnaient au gaz de ville (gaz manufacturé), à développer le réseau national de transport dans les années 1970 pour le raccorder à ces réseaux locaux, et à construire une série de terminaux destinés à recevoir le gaz acheminé par des pipelines depuis les gisements offshore.
7Par la suite, le gaz a gardé un rôle important dans le secteur du chauffage domestique, mais sa croissance dans le secteur de la production d’électricité – baptisée la « ruée vers le gaz » – est principalement due à la politique gouvernementale, même si l’abondance de gaz indigène a également joué un rôle. Le résultat : la présence du gaz dans le secteur de l’électricité a explosé. En 1990, il n’existait aucune grande centrale électrique à gaz, mais en 1995 le gaz représentait 19 % de la production d’électricité, puis 32 % en 19987. La première centrale à gaz à cycle combiné (combined cycle gas turbine, CCGT) a été commandée en 1992 ; en 1999, le réseau totalisait 16 GW de capacité, soit environ 23 % de la capacité totale de production connectée8.
8Avant la libéralisation du marché, à la fin des années 1980, le gouvernement donnait un accès préférentiel au réseau à l’énergie nucléaire et aux centrales à charbon. L’Office central de production d’électricité (Central Electricity Generating Board, CEGB) avait mis en place une série de contrats – dont certains sont restés en vigueur jusqu’en 1998 – entre les sociétés publiques British Coal et National Power pour un approvisionnement en charbon au-dessus des prix pratiqués sur les marchés internationaux9.
9Mais l’explosion est également due en partie à la politique de la Communauté économique européenne (CEE) sur la protection de l’environnement. En 1988, celle-ci a mis en place la directive sur les grandes installations de combustion (88/609/CEE) visant à fermer progressivement les unités industrielles très polluantes et à réduire les émissions. Dans cette législation, le Royaume-Uni s’est vu assigner un objectif inférieur à celui de la plupart des autres pays, car l’importance des centrales à charbon dans son système électrique aurait impliqué des coûts plus élevés en comparaison10. Pour se mettre en conformité avec la directive, il aurait fallu moderniser 12 GW de capacité. Cependant, en 1990, la Commission européenne a mis fin à l’interdiction d’utiliser du gaz pour produire de l’électricité, ce qui a permis aux sociétés du marché récemment privatisé de construire des centrales au gaz approvisionnées par les stocks abondants de la mer du Nord, plutôt que de moderniser les anciennes centrales au charbon à un coût supérieur11. L’abondance et le faible prix du gaz ont été cruciaux pour le développement de nouvelles centrales CCGT à haut rendement, mais on a également affirmé que l’intervention du gouvernement, la recherche militaire et industrielle ainsi que le financement de la R & D avaient aussi eu une influence12.
Graphique 3 : Production d'électricité par source, 1990-2015 (en TWh)

Source : BEIS13.
Énergies renouvelables
10Tout comme le développement des réserves nationales de pétrole et de gaz, le développement des sources d’électricité renouvelables, en particulier l’éolien, est devenu un problème stratégique dans les années 1970 à cause de l’embargo arabe sur le pétrole. Dans le cadre de la privatisation et de la restructuration du marché britannique de l’énergie, la loi de 1989 sur l’électricité (Electricity Act) incluait des dispositions exigeant des sociétés régionales d’électricité qu’elles s’engagent sur une certaine capacité de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable. La première ferme éolienne terrestre du Royaume-Uni a été construite en 1990, tandis que la première ferme éolienne offshore n’a pas été bâtie avant 2001. La technologie éolienne était envisagée depuis les années 1980, mais on considérait que son coût était prohibitif, et dans les années 1990, la faiblesse des prix du pétrole et la ruée vers le gaz ont calmé les inquiétudes sur la sécurité de l’approvisionnement14.
Graphique 4 : Production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable, 2000-2014 (en %)
Source : ministère britannique de l’Énergie et du Changement climatique (Department for Energy and Climate Change, DECC15).
11Par rapport aux autres membres de l’UE, le développement des énergies renouvelables au Royaume-Uni a été entravé par la disponibilité des combustibles fossiles indigènes, en particulier le charbon et le gaz de la mer du Nord16. Cependant, on a ensuite observé une forte croissance du secteur éolien britannique, en partie à cause de l’alignement des intérêts économiques et environnementaux sous-jacents chez les acteurs institutionnels et les promoteurs17. Cela a coïncidé avec une augmentation des importations d’énergie du Royaume-Uni. La part globale des énergies renouvelables dans le mix électrique est restée faible jusqu’aux années 2000, où le développement des énergies renouvelables s’est taillé une place substantielle dans le champ des politiques de l’UE. Même si celle-ci avait précédemment cherché à encourager la croissance des énergies renouvelables par des mesures telles que la directive de 2001 sur la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (2001/77/CE), c’est la directive de 2009 sur les énergies renouvelables (2009/28/CE) qui a eu le plus d’effet.
12Cette directive fixe un objectif européen de 20 % de la consommation d’énergie provenant de sources renouvelables d’ici 2020. Quant au Royaume-Uni, il a adopté un objectif national de 15 % d’ici 2020. Chaque État membre a fixé son propre objectif non contraignant et a défini son plan d’action national en matière d’énergies renouvelables dans lequel il est question des moyens à mettre en œuvre pour atteindre cet objectif. Le ministère britannique de l’Énergie et du Changement climatique a prévu à l’époque que pour atteindre l’objectif, il faudrait satisfaire 30 % de la demande en électricité à partir d’énergies renouvelables d’ici 2020. La nouvelle directive s’appuyait sur celle de 2001, qui avait fixé un objectif communautaire de 22 % d’ici 2010, avec un objectif indicatif de 10 % pour le Royaume-Uni.
13Le Royaume-Uni a mis en place son programme de soutien des énergies renouvelables par un tarif de rachat (feed-in tariff, FiT) en avril 2010, quelques années après d’autres pays. Par exemple, l’Allemagne l’a mis en place en 1991, et le Danemark, l’Espagne, la Norvège et la Suède ont tous instauré leur propre régime avant 2000. Le FiT garantissait un prix fixe par unité d’électricité produite et injectée dans le réseau en fonction de la technologie renouvelable employée. Ce programme a rencontré un vif succès, avec 379 531 installations enregistrées dans les trois premières années de fonctionnement. L’objectif initial du programme était d’atteindre 750 000 installations enregistrées d’ici 202018. En 2014, les énergies renouvelables satisfaisaient 7 % de la demande britannique, contre seulement 1,3 % en 200519. Un rapport de la bibliothèque de la Chambre des communes affirme que l’accent mis par le Royaume-Uni sur les énergies renouvelables découle des objectifs et des politiques de l’UE20. L’impact de ces politiques sur la production d’électricité est visible dans la croissance des capacités provenant d’énergies renouvelables : de 9,2 GW en 2010, elles sont passées à 27,2 GW début 201521. Les sources d’énergie renouvelable ont généré quelque 19,1 % de l’électricité totale en 2015, contre seulement 6,7 % en 200922.
Interconnexions électriques
14Les interconnexions sont de plus en plus importantes pour l’approvisionnement du Royaume-Uni en électricité ; elles en représentaient un peu moins de 7 % en 201523. L’Interconnexion France-Angleterre (IFA) de 2 GW qui relie le Royaume-Uni à la France a été mise en service en 1986, tandis que la plus récente, l’East-West Interconnector (EWIC), a été terminée en 2012. Un certain nombre d’interconnexions sont en cours de développement, non seulement pour ajouter des connexions avec des partenaires existants, mais aussi pour en établir de nouvelles avec de nouveaux marchés en Islande, en Norvège et au Danemark.
Carte 1 : Production d’électricité partir de sources d’énergie renouvelable, 2000-2014 (en %)

Source : Reuters24.
15Les interconnexions font partie intégrante du marché européen de l’énergie en permettant des échanges transfrontaliers entre les États membres ; de fait, elles constituent le « hardware » sur lequel s’appuient la réglementation et la législation du marché unique, le « software »25. La connexion à d’autres marchés permet au Royaume-Uni d’importer de l’électricité à moindre coût ; National Grid a estimé que chaque gigawatt additionnel de capacités d’interconnexion entre le Royaume-Uni et l’Europe pourrait faire baisser le prix de gros de 1 à 2 %, soit l’équivalent de 3 millions de livres sterling d’économies par jour d’ici 202026. La Commission a également noté que le coût de gros de l’électricité dans l’UE avait baissé d’un tiers entre 2008 et 2012, en partie du fait de l’intégration des marchés27.
16La Commission encourage le développement de nouvelles interconnexions, qui sont primordiales pour créer un marché unique en permettant les échanges transfrontaliers d’électricité et le développement de marchés régionaux, ce qu’on appelle le « couplage des marchés ». C’est un élément central du développement et du fonctionnement du marché interne de l’énergie, de plus en plus présent sur les marchés de gros. En mai 2014, la Commission a proposé une augmentation des niveaux d’interconnexion européens pour atteindre 15 % de la capacité de production installée dans chaque État membre d’ici 2030, alors que l’objectif précédent était de 10 %. L’année suivante, un rapport sur la progression vers cet objectif établissait que 14 des 28 États membres avaient toujours une capacité d’interconnexion inférieure ou égale à 10 %, y compris le Royaume-Uni (6 %) et des pays tels que l’Espagne (3 %) et l’Irlande (9 %) qui devraient devenir d’importants exportateurs d’énergie éolienne à l’avenir.
Réchauffement climatique et politique environnementale
17Même si les combustibles fossiles ont toujours été le pilier du secteur de l’énergie britannique et de son économie au sens large, le pays a toujours fait preuve d’une volonté politique de s’attaquer au réchauffement climatique : les gouvernements successifs de Margaret Thatcher, Tony Blair, Gordon Brown et plus récemment la coalition libérale-conservatrice ont tous soutenu une réduction des émissions de carbone, que ce soit au plan national ou international28. Dernièrement, à l’occasion de l’accord conclu en 2014 sur le Cadre d’action de l’UE en matière de climat et d’énergie à l’horizon 2030, Ed Davey, secrétaire d’État britannique à l’Énergie et au Changement climatique, a fait remarquer combien le Royaume-Uni avait été à la pointe des débats sur le climat et milité pour un objectif ambitieux29, et avait été un participant prépondérant aux négociations de la COP21 sur le climat à Paris en 2015.
18La croissance des énergies renouvelables et la décarbonation du secteur de la production d’électricité peuvent être imputées à la politique menée par le Royaume-Uni, comme sa loi de 2008 sur les changements climatiques (Climate Change Act), mais la politique de l’UE a également joué un rôle. L’UE a introduit des règles sur la décarbonation dans un certain nombre de domaines, notamment le transport, le chauffage et l’efficacité énergétique. En ce qui concerne le secteur de la production d’électricité, les principales règles mises en œuvre sont la directive sur les grandes installations de combustion et celle sur les énergies renouvelables. Même si les aspects environnementaux de ces règles sont à saluer, au Royaume-Uni on a avancé l’argument qu’elles avaient eu un impact négatif sur l’industrie de la production d’électricité, à tel point que l’on pourrait craindre pour la sécurité de l’approvisionnement, les investissements dans de nouvelles centrales thermiques ayant été freinés30. Cependant, on pourrait également considérer que l’augmentation de la capacité de production indigène par l’investissement dans les énergies renouvelables et d’autres objectifs à faibles émissions de carbone a eu un effet largement positif sur la sécurité d’approvisionnement du Royaume-Uni31.
Le Climate Change Act
19La loi britannique de 2008 sur le réchauffement climatique a été la première au monde à légiférer sur la réduction des émissions de carbone. Elle a fixé un objectif contraignant de réduction de 80 % par rapport aux niveaux de 1990 d’ici 205032. Cette loi précède la réglementation européenne sur la maîtrise des émissions de dioxyde de carbone – contrairement à celle qui s’attaque à la pollution – mise en place dans le cadre du troisième paquet énergétique en 2009. La loi adoptée par le parti travailliste a été saluée par le monde politique, l’industrie et les militants environnementaux, et a obtenu un large soutien de tous les partis au Parlement. En effet, cette loi était conçue comme un moyen de contraindre les gouvernements ultérieurs à s’attaquer au réchauffement climatique quels que soient les changements de gouvernement, et fournissait un cadre stable dans lequel développer des technologies et des infrastructures à faibles émissions de carbone33. En termes institutionnels pour le Royaume-Uni, il est à noter que cette loi créait le ministère de l’Énergie et du Changement climatique (DECC), qui a renforcé la présence du réchauffement climatique dans le processus législatif, mais également assuré une responsabilité pour la définition d’objectifs et l’affectation de politiques34. Le DECC a repris au ministère des Affaires économiques, des Entreprises et de la Réforme réglementaire les compétences relatives à l’énergie, et au ministère de l’Environnement, de l’Alimentation et des Affaires rurales celles qui relèvent du réchauffement climatique.
Sortie progressive du charbon
20En 2016, le gouvernement a annoncé une proposition visant à restreindre l’utilisation des centrales à charbon sans dispositif de captage et stockage du carbone d’ici 2023, pour une sortie totale d’ici 202535. Cette proposition a été saluée, mais la sortie du charbon est en fait en cours depuis de nombreuses années : ce processus trouve ses racines réglementaires à la fin des années 1980 et au début des années 1990, comme on l’a détaillé plus haut, lorsque la Communauté économique européenne a cherché à réduire les émissions de carbone. Les politiques nationales ont également fait diminuer la production d’électricité par des centrales à charbon : par exemple, la suppression de l’accès préférentiel au réseau pour les centrales au charbon a lancé la ruée vers le gaz. La production d’électricité par des centrales à charbon a fortement chuté tout au long des années 1990 à cause du secteur gazier émergent, passant d’un total de 184,7 TWh en 1989/90 à 95,7 TWh en 1997, soit une chute de 48 %. Sur la même période, les capacités de production au charbon dans le réseau ont baissé de seulement 26 %, ce qui montre que c’est l’utilisation qui a diminué, avec des centrales restées inactives dans le système. La part du charbon dans la production totale d’électricité est tombée de 72 % en 1989/90 à 34 % en 199736. En 2009, le gouvernement travailliste a modifié la législation sur la planification pour imposer un système de captage et stockage du carbone (carbon capture and storage, CCS) à toute nouvelle centrale électrique à charbon, tandis que les autres centrales thermiques (à gaz ou à biomasse) d’une capacité de production supérieure à 300 MW doivent être « compatibles CCS » afin de permettre l’ajout de cette technologie ultérieurement37. Dans les faits, cette mesure a stoppé la construction de nouvelles centrales à charbon.
21Au niveau de la politique européenne, la directive de 2001 sur les grandes installations de combustion (GIC) visait à mettre fin au fonctionnement des centrales industrielles ayant une puissance thermique nominale supérieure ou égale à 50 MW – mises en service avant 1987 – afin de réduire les émissions de dioxyde de soufre, d’oxyde d’azote et de particules. À l’époque, cette directive s’appliquait à toutes les centrales à charbon britanniques et leur donnait trois possibilités : respecter les limites d’émissions spécifiées dans la directive, s’inscrire à un plan national de réduction des émissions dont les participants respecteraient des objectifs collectifs de réduction et échangeraient des quotas d’émission, ou bien fonctionner pendant un maximum de 20 000 heures entre le 1er janvier 2008 et le 31 décembre 2015, l’option dite de « retrait »38. La directive a été remplacée et renforcée par la directive relative aux émissions industrielles (2010/75/UE), entrée en vigueur le 1er janvier 2016. Celle-ci étend le champ et la profondeur de la réglementation en regroupant sept directives antérieures.
22En application de la directive GIC, 6 des 17 centrales à charbon opérationnelles au Royaume-Uni ont opté pour le retrait, ce qui a supprimé 8 GW de capacité sur les 28 MW actifs en 200839. Après l’entrée en vigueur de la directive sur les émissions industrielles, d’autres fermetures ont eu lieu. En décembre 2015, le Royaume-Uni comptait 17 GW de capacité opérationnelle au charbon, dont environ 5 GW devaient fermer d’ici l’été 2016. Sur le restant, au moins 5 GW sont conformes à la directive sur les émissions industrielles et demeureront opérationnels après 2025 ; quant au statut des sept derniers gigawatts, il reste à déterminer40. L’usage du charbon a continué à baisser, au point qu’en mai 2016, pendant une brève période il n’y a eu aucune production d’électricité sur le réseau à partir de charbon, et ce pour la première fois depuis 1882. En avril, l’énergie solaire a généré plus d’électricité que le charbon pour la première fois, et cette tendance s’est maintenue pendant le reste de l’année, avec une production solaire supérieure à celle du charbon entre avril et septembre41.
Libéralisation du marché de l’énergie
23Une politique européenne des marchés a commencé à émerger dans les années 1990, mais c’est sous la présidence britannique de l’UE en 2005 que des progrès considérables ont été accomplis vers le marché unique de l’énergie. Pendant cette présidence, les priorités énoncées par le gouvernement en matière d’énergie incluaient la promotion de marchés de l’énergie compétitifs et ouverts, de la sécurité d’approvisionnement à long terme, et la lutte contre les changements climatiques42. Cependant, le processus avait démarré bien plus tôt au Royaume-Uni, avec la loi de privatisation du secteur électrique en 1989 (Electricity Act). Celle-ci a divisé la compagnie publique CEGB en quatre sociétés, dont trois ont reçu des actifs de production, et la quatrième le réseau de distribution en Angleterre et au Pays de Galles. La méthode britannique de libéralisation a même servi de modèle dans l’UE pour son marché unique de l’énergie et pour les règles du troisième paquet énergie de 200943. L’influence du Royaume-Uni dans ce domaine a été telle que celui-ci a non seulement déterminé la nature des règles de libéralisation du marché dans l’UE, mais qu’il a également eu plus d’impact sur la libéralisation du secteur de l’électricité en Norvège, membre de l’Espace économique européen (EEE), que les précédentes politiques européennes44.
24Après la présidence britannique, la Commission a mené une enquête sur le secteur de l’énergie, qui a permis d’identifier un certain nombre de lacunes des marchés, notamment la concentration des participants sur les marchés nationaux, le manque de liquidité du marché et la trop faible intégration entre les marchés des États membres45. En conséquence, la Commission a élaboré un nouvel ensemble de règles, appelé le troisième paquet énergie, qui est entré en vigueur en 2011. Celui-ci consistait en deux directives et trois règlements, visant en priorité les domaines suivants : dissocier les fournisseurs d’énergie (y compris la production) des opérateurs du réseau, renforcer l’indépendance des régulateurs de l’énergie, créer l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER), renforcer la coopération transfrontalière des gestionnaires de réseau de transport (via ENTSO46-E pour l’électricité et ENTSO-G pour le gaz) et accroître la transparence sur les marchés de détail47.
25Les directives antérieures sur les règles communes des marchés nationaux de l’électricité et du gaz ont été remplacées, et les nouveaux règlements ont instauré des règles dans des domaines tels que l’accès aux réseaux de transport du gaz naturel, les conditions d’accès aux réseaux afin de permettre les échanges transfrontaliers d’électricité, et la création de l’ACER. La dissociation (unbundling), dans le cadre du troisième paquet, marque un changement par rapport aux précédentes directives. La nouvelle directive a en effet introduit une « séparation structurelle » entre les gestionnaires de réseau de transport et les activités de génération, de production et de fourniture d’énergie, dont le but était d’éviter les conflits d’intérêts et d’assurer la transparence48. Le troisième paquet cherchait également à assurer l’indépendance des autorités de régulation vis-à-vis des gouvernements et des acteurs de l’industrie, tandis que le précédent paquet législatif, en 2003, ne prévoyait une harmonisation des règles et des pratiques que sur la base du volontariat49.
26Les deux processus réglementaires jumelés de la décarbonation de la production d’électricité et de la libéralisation du marché sont au cœur de la politique énergétique de l’UE, mais il existe des tensions entre eux. Le Royaume-Uni en est un exemple notable, en particulier dans la manière dont la législation européenne favorisant les énergies renouvelables au détriment des autres formes de production d’électricité signifie, de fait, que le gouvernement intervient pour déterminer la composition du secteur de la production d’électricité, ce qui entre en contradiction avec sa position sur l’économie de marché50. Cette intervention de l’UE sur des bases normatives environnementales est également en contradiction avec ses propres règles essentielles de libéralisation du marché et de dissociation de l’industrie énergétique, puisque la promotion des énergies renouvelables et les programmes spécifiques de soutien mis en place par les États membres pour atteindre les objectifs fixés ont provoqué une distorsion des marchés51.
2015 et le Brexit : orientations politiques
27Après l’élection du gouvernement conservateur en 2015, les programmes d’incitation et les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables instaurés après la directive sur les énergies renouvelables de 2009 ont été réduits. Le gouvernement a également mis en avant les nouvelles technologies gaz et nucléaire pour l’avenir de l’approvisionnement électrique et la décarbonation, en envisageant le développement de nouveaux gisements de gaz de schiste pour remplacer le charbon52. Même si le processus de sortie de l’UE n’a pas encore formellement commencé, le gouvernement britannique a déjà apporté des changements à sa politique énergétique. Le ministère de l’Énergie et du Changement climatique (DECC) a été démantelé après le référendum, et son successeur, le ministère des Entreprises, de l’Énergie et de la Stratégie industrielle (BEIS), a fait savoir que le gouvernement avait l’intention d’incorporer l’énergie au sein d’un ensemble plus large de politiques industrielles. Cependant, la suppression du réchauffement climatique – du moins dans le nom – et le manque de clarté en ce qui concerne l’avenir des règles européennes de qualité environnementale et de lutte contre le réchauffement climatique au Royaume-Uni font craindre aux groupes environnementaux que le gouvernement ne réduise le champ d’application et les exigences s’il instaure une nouvelle législation pour remplacer celle de l’UE.
28Même avant le référendum, la politique énergétique du Royaume-Uni divergeait de celle de l’UE dans un certain nombre de domaines. Par exemple, l’incitation à développer le gaz de schiste met le pays en opposition avec d’autres États membres de l’UE – comme l’Allemagne, le Danemark, la France et l’Espagne – qui ont ou sont en train d’instaurer des interdictions ou des moratoires sur la fracturation hydraulique. Le nouveau gouvernement britannique a promis de revigorer le secteur balbutiant du gaz de schiste. L’UE n’a pas mis en place de réglementation globale à ce sujet. Jusqu’à présent, son implication s’est plutôt limitée à la réglementation environnementale – où elle joue déjà un rôle substantiel – et à des principes minimaux de sauvegarde dans son développement53. En août, le gouvernement a présenté des projets de distribution de recettes fiscales aux communautés locales touchées, et même directement aux ménages. Plus récemment, le gouvernement a cassé la décision de l’autorité de planification du conseil du comté du Lancashire et autorisé la recherche de gaz de schiste54. De la même manière que l’abondance de gaz naturel en mer du Nord a entraîné la « ruée vers le gaz » dans les années 1990 – et retardé la transition vers les énergies renouvelables –, le soutien actuel du gouvernement au développement du gaz de schiste repose largement sur le principe d’utilisation des réserves indigènes afin d’améliorer la sécurité de l’approvisionnement. De la même manière, après le résultat du référendum, la construction du nouveau réacteur nucléaire de Hinkley Point C a finalement été approuvée et signée par le gouvernement en septembre, après des années de tergiversations55.
Après le référendum, avant la sortie
29Pendant la campagne du référendum, la secrétaire d’État à l’Énergie de l’époque, Amber Rudd, avait affirmé que le Brexit pourrait infliger un « choc de 500 millions de livres » au système énergétique, qui finirait par se répercuter sur la facture des consommateurs. Le rapport auquel Amber Rudd faisait référence, commandé par le gestionnaire de réseau de transport National Grid, étudiait un large éventail de risques auxquels le Brexit exposerait le secteur de l’énergie. Ce rapport concluait que les risques pour l’approvisionnement physique en énergie étaient faibles, mais que les surcoûts des investissements dans les infrastructures énergétiques constitueraient la menace la plus importante pour le secteur de l’énergie après le Brexit. De même, toute période prolongée d’incertitude pourrait entraîner un report des investissements dans le secteur56. Les rapporteurs prévoyaient également un renchérissement des coûts à cause de la dévaluation de la livre sterling. Cela augmenterait le coût de l’énergie importée, ainsi que des équipements et services nécessaires pour moderniser les réseaux et l’infrastructure afin de les adapter à une part accrue d’énergies renouvelables, pour remplacer les centrales électriques à fermer, et pour développer un système énergétique décentralisé. Tout retard dans les investissements énergétiques vitaux pourrait encore réduire la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Enfin, les auteurs du rapport suggéraient également que si le Royaume-Uni était exclu du marché unique de l’énergie, il pourrait perdre les avantages financiers offerts par l’intégration des marchés.
30La politique énergétique du Royaume-Uni a été définie par la disponibilité de combustibles fossiles indigènes, comme le charbon, puis le pétrole et le gaz. Lorsque des menaces existentielles ont pesé sur la sécurité de l’approvisionnement, comme lors de l’embargo pétrolier arabe, les inquiétudes ont stimulé le développement de nouvelles sources d’énergie et de nouvelles technologies. Même si, dans les décennies suivantes, le réchauffement climatique et la sécurité environnementale ont occupé le devant de la scène, la sécurité de l’approvisionnement est restée le principal facteur déterminant de la politique énergétique – le développement des énergies renouvelables indigènes ayant été promu dans ce but. Cependant, le nouveau gouvernement devra prendre des décisions politiques sérieuses sur l’énergie dans les années à venir, d’ici la sortie de l’UE ; pourtant, il est probable que les ressources seront consacrées au Brexit avant tout autre domaine. Parmi les défis à long terme, il faudra notamment adapter le système énergétique à la part croissante des sources d’électricité renouvelables intermittentes, garantir l’approvisionnement en électricité malgré la fermeture des centrales à charbon et à gaz vieillissantes, faire face au déclin des gisements de mer du Nord et à la fin de leur exploitation, et prendre des décisions sur les investissements dans de grandes infrastructures, notamment de nouvelles centrales nucléaires. Tous ces défis se présenteraient même sans le référendum, mais le gouvernement doit désormais affronter la perspective d’un éventuel détricotage et d’une réécriture de plusieurs décennies de législation, tout en veillant à ce que le système énergétique britannique soit prêt pour l’avenir.
Notes de bas de page
1 Article rédigé en novembre 2016, NdE.
2 Office for National Statistics (ONS), UK Energy : How Much, What Type and Where From ? [en ligne], Newport, 15 août 2016. Disponible sur : http://visual.ons.gov.uk/uk-energy-how-much-what-type-and-wherefrom/[consulté le 02/03/2017].
3 Paul Cleary, Trillion Dollar Baby, Biteback, Londres, 2016, p. 12.
4 Guy Lodge, « Thatcher and North Sea Oil – a Failure to Invest in Britain’s Future », New Statesman, 15 avril 2013, p. [n. c.].
5 Office for National Statistics (ONS), UK Energy : How Much, What Type and Where From ? [en ligne], Newport, 15 août 2016. Disponible sur : http://visual.ons.gov.uk/uk-energy-how-much-what-type-and-where-from/[consulté le 02/03/2017].
6 BEIS, Historical Gas Data : Gas Production and Consumption and Fuel Input 1920 to 2015, Londres, 2016.
7 Department for Energy and Climate Change (DECC) [ministère de l’Énergie et du Changement climatique], Digest of UK Energy Statistics – 60th Anniversary Edition, Londres, 2008, p. 40.
8 DECC, Third Progress Report of the Promotion and Use of Energy from Renewable Sources for the United Kingdom, Londres, 2016.
9 Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem), Review of Energy Sources for Power Stations [en ligne], Londres, 1998, p. 13. Disponible sur : https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/79084/review-energysources-power-stations-submission-dges-30-04.pdf [consulté le 02/03/2017].
10 Dominique Finon., John Surrey, « The Future of EU Energy Policy », in Francis McGowan (dir.), European Energy Policies in a Changing Environment, Physica-Verlag, Heidelberg, 1996, p. 173.
11 Ibid.
12 Jim Watson, « The Technology that Drove the Dash for Gas », Power Engineering Journal, février 1997, p. [n.c.].
13 BEIS, Coal Generation in Great Britain [en ligne], Londres, 9 novembre 2016. Disponible sur : https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/566929/Unabated_coal_closure_consultation_FINAL__v6.0_.pdf [consulté le 02/03/2017].
14 Jim Watson, « The Technology that Drove the Dash for Gas », Power Engineering Journal, février 1997, p. [n.c.].
15 DECC, « Renewable Sources of Energy », Digest of UK Energy Statistics, Londres, 2015, p. [n.c.].
16 Danyel Reiche, Mischa Bechberger, « Policy Differences in the Promotion of Renewable Energies in the EU Member States », Energy Policy, vol. 32, no 7, 2004, p. 843-849.
17 Florian Kern, Adrian Smith, Chris Shaw, Rob Raven, Bram Verhees, « From Laggard to Leader : Explaining Offshore Wind Developments in the UK », Energy Policy, vol. 69, 2014, p. 635-646.
18 David Grover, The British Feed-in Tariff for Small Renewable Energy Systems : Can it Be Made Fairer ? – Rapport d’orientation du Centre for Climate Change Economics and Policy (CCCEP) et du Grantham Research Institute on Climate Change and the Environment, Leeds/Londres, octobre 2013.
19 DECC, National Renewable Energy Action Plan for the United Kingdom, Londres, 2009.
20 House of Commons Library, « Leaving the EU », Research Paper, no 13/42, 2013.
21 DECC, « Renewable Sources of Energy », Digest of UK Energy Statistics, 2015, p. [n.c.].
22 Eurostat, Énergie - Statistiques illustrées [en ligne], Luxembourg, [s.d.]. Disponible sur : http://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/statistics-illustrated [consulté le 02/03/2017].
23 BEIS, Fuel Used in Electricity Generation and Electricity Supplied, Londres, 29 septembre 2016.
24 Susanna Twidale, Britain Banks on Electricity Imports to Keep Lights on [en ligne], Reuters, Londres, 25 septembre 2015. Disponible sur : http://www.reuters.com/article/britain-power-interconnectors-idUSL5N11V1LO20150925 [consulté le 02/03/2017].
25 Joseph Dutton, « EU Energy Policy and the Third Package », EPG Working Paper, no 1505, 2015, p. [n.c.].
26 National Grid, Getting More Connected – The Opportunity from Greater Electricity Interconnection, Warwick, 2014.
27 Commission européenne, COM/2015/082 Final, Bruxelles, 2015.
28 Dieter Helm, « Government Failure, Rent-Seeking, and Capture : the Design of Climate Change Policy », Oxford Review of Economic Policy, vol. 26, no 2, 2010, p. 182-196.
29 DECC, Running Hours During Winter 2013-14 for Plants Opted-Out of the Large Combustion Plant Directive [en ligne], Londres, 2014. Disponible sur : https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/357531/LCPD.pdf [consulté le 02/03/2017].
30 Christian Egenhofer, Arno Behrens, Richard S. J. Tol, Michel Bethélemy, François Lévêque, Jaap C. Jansen, « Does Europe Need a Comprehensive Energy Policy? », Intereconomics, vol. 46, no 3, 2011, p. 124-142.
31 Michael Grubb, Lucy Butler, Paul Twomey, « Diversity and Security in UK Electricity Generation : The Influence of Low-Carbon Objectives », Energy Policy, vol. 34, no 18, 2006, p. 4050-4062.
32 HM Government [Gouvernement de Sa Majesté], Climate Change Act 2008 [en ligne], Londres, 2008. Disponible sur : http://www.legislation.gov.uk/ukpga/2008/27/part/1/ crossheading/the-target-for-2050 [consulté le 02/03/2017].
33 Matthew Lockwood, « The Political Sustainability of Climate Policy : The Case of the UK Climate Change Act », Energy Policy, vol. 23, no 5, 2013, p. 1339-1348.
34 Ibid.
35 Amber Rudd, Speech on a New Direction for UK Energy Policy [en ligne], Government Digital Service, Londres, 18 novembre 2015. Disponible sur : https://www.gov.uk/government/speeches/amber-rudds-speechon-a-new-direction-for-uk-energy-policy [consulté le 02/03/2017].
36 Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem), Review of Energy Sources for Power Stations [en ligne], Londres, 1998. Disponible sur : https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/79084/review-energy-sourcespower-stations-submission-dges-30-04.pdf [consulté le 02/03/2017].
37 Practical Law, Consent Given for New Gas and Coal Power Stations with CCS Capability [en ligne], Londres, 2009. Disponible sur : http://uk.practicallaw.com/5-385-0123?q=CCS[consulté le 02/03/2017].
38 Rob Gross, Jamie Speirs, Adam Hawkes, Simon Skillings, Phil Heptonstall, Could Retaining Old Coal Lead to a Policy Own Goal ?, Centre for Energy Policy and Technology, Imperial College London, Londres, 2014 (ICEPT Research Report)
39 DECC, Running Hours During Winter 2013-14 for Plants Opted-Out of the Large Combustion Plant Directive [en ligne], Londres, 2014. Disponible sur : https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/357531/LCPD.pdf [consulté le 02/03/2017].
40 Argus Media, « UK Pledges Coal Plant Closures », Argus European Electricity, 18 novembre 2015, p. [n.c.].
41 Simon Evans, « Analysis : UK Solar Beats Coal Over Half a Year », Carbon Brief, 4 octobre 2016, p. [n.c.].
42 Richard Whitman, Gareth Thomas, Two Cheers for the UK’s EU Presidency, Chatham House, Londres, 2005.
43 Dieter Helm, « Government Failure, Rent-Seeking, and Capture : the Design of Climate Change Policy », Oxford Review of Economic Policy, vol. 26, no 2, 2010, p. 182-196.
44 Ian Bartle, « Europeans Outside the EU : Telecommunications and Electricity Reform in Norway and Switzerland », Governance, vol. 19, no 3, 2006, p. 407-436.
45 Commission européenne, DG Competition Report on Energy Sector Inquiry [en ligne], Bruxelles, 2007. Disponible sur : http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/2005_inquiry/full_report_part1.pdf [consulté le 02/03/2017].
46 European Network of Transmission System Operators.
47 Commission européenne, Market Legislation [en ligne], Bruxelles, [s.d.]. Disponible sur : http://ec.europa.eu/energy/node/50 [consulté le 02/03/2017].
48 Commission européenne, Ownership Unbundling – The Commission’s Practice in Assessing the Presence of a Conflict of Interest Including in Case of Financial Investors [en ligne], Bruxelles, 2013, p. 2. Disponible sur : http://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/swd_2013_0177_en.pdf [consulté le 02/03/2017].
49 Per Ove Eikeland,« EU Internal Energy Market Policy », FNI Report, no 14, 2008, p. 12.
50 Malcolm Keay, UK Electricity Market Reform and the EU, Oxford Institute for Energy Studies, Oxford, 2013.
51 David Buchan, How to Create a Single European Electricity Market – and Subsidise Renewables, Centre for European Reform, Londres, avril 2012 (Centre for European Reform policy brief).
52 Amber Rudd, Speech on a New Direction for UK Energy Policy [en ligne], Government Digital Service, Londres, 18 novembre 2015. Disponible sur : https://www.gov.uk/government/speeches/amber-rudds-speechon-a-new-direction-for-uk-energy-policy [consulté le 02/03/2017].
53 Commission européenne, Environnement : la Commission européenne préconise des principes minimaux applicables au gaz de schiste [en ligne], Bruxelles, 22 janvier 2014. Disponible sur : http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-55_fr.htm [ consulté le 02/03/2017].
54 [s.a.], « Fracking in Lancashire given go-ahead by government » [en ligne], BBC, 6 octobre 2016, p. [n.c.]. Disponible sur : http://www.bbc.co.uk/news/uk-england-lancashire-37567866 [ consultéle02/03/ 2017].
55 BEIS, « Hinkley Point C Contract Signed » [en ligne], Government Digital Service, Londres, 29 sep tembre 2016. Disponible sur : https://www.gov.uk/government/news/hinkley-point-c-contract-signed [consulté le 02/03/2017].
56 Vivid Economics, The Impact of Brexit on the UK Energy Sector [en ligne], Londres, 2016. Disponible sur : http://www.vivideconomics.com/wp-content/uploads/2016/03/VE-note-on-impact-of-Brexit-on-the-UK-energy-system.pdf [consulté le 02/03/2017].
Auteurs
Chercheur associé au groupe Politique énergétique de l’université d’Exeter, Royaume-Uni
Le texte seul est utilisable sous licence Licence OpenEdition Books. Les autres éléments (illustrations, fichiers annexes importés) sont « Tous droits réservés », sauf mention contraire.
France-Allemagne : Cultures monétaires et budgétaires
Vers une nouvelle gouvernance européenne ?
Solène Hazouard, René Lasserre et Henrik Uterwedde (dir.)
2015
France-Allemagne-Europe
Perspectives de consolidation de l’Union européenne
René Lasserre et Solène Hazouard (dir.)
2014
L’atelier du consensus
Processus franco-allemands de communication et de décision
Claire Demesmay, Martin Koopmann et Julien Thorel (dir.)
2014
L'aide au retour à l'emploi
Politiques françaises, allemandes et internationales
Solène Hazouard, René Lasserre et Henrik Uterwedde (dir.)
2013
Les réformes de la protection sociale en Allemagne
État des lieux et dialogue avec des experts français
Olivier Bontout, Solène Hazouard, René Lasserre et al. (dir.)
2013
Une étrange alchimie
La dimension interculturelle dans la coopération franco-allemande
Jacques Pateau
2013
Relations sociales dans les services d'intérêt général
Une comparaison France-Allemagne
Solène Hazouard, René Lasserre et Henrik Uterwedde (dir.)
2011
Allemagne, les chemins de l’unité
Reconstruction d’une identité en douze tableaux
Isabelle Bourgeois (dir.)
2011
Les politiques d'innovation coopérative en Allemagne et en France
Expériences et approches comparées
Solène Hazouard, René Lasserre et Henrik Uterwedde (dir.)
2010
La République Fédérale d’Allemagne
Chronique politique, économique et sociale, 1949-2009
Isabelle Bourgeois et René Lasserre (dir.)
2009