Le prix de l'électricité industrielle au Royaume-Uni est le plus élevé parmi toutes les économies comparables, Ofgem augmente le plafond des factures domestiques de 4 % en octobre

fr.wedoany.com Rapport : Dans la structure électrique britannique, 28 % provient de l'éolien et 5 % du solaire, un niveau qui, parmi les grandes économies, n'est dépassé que par l'Allemagne ; mais les ménages du pays ont payé au second semestre de l'année dernière un prix de l'électricité (taxes et surcharges comprises) classé quatrième le plus élevé de l'Union européenne, tandis que le prix industriel est le plus élevé de toutes les économies comparables. Cette contradiction a déclenché au Royaume-Uni une controverse qui dure depuis plusieurs mois, ravivée cette semaine par l'annonce par le régulateur d'une hausse du plafond des factures domestiques.

Le déclencheur de la controverse est l'annonce de l'Office des marchés du gaz et de l'électricité (Ofgem). Le tarif maximal fixé par cet organisme pour les ménages — le plafond des prix (price cap) — augmentera de 4 % le 1er octobre, portant la facture moyenne double combustible à 1 723 livres sterling par an, un sommet sur trois ans, affectant 22 millions de foyers. Le cabinet de conseil Cornwall Insight prévoit que ce plafond augmentera encore de 9 % en janvier prochain.

Le gouvernement actuel (Premier ministre Andy Burnham, en fonction depuis juillet) attribue le problème à des facteurs externes. La secrétaire d'État à la sécurité énergétique et au net zéro, Miatta Fahnbulleh, a déclaré hier dans un entretien aux médias que le Royaume-Uni dépend fortement de marchés mondiaux des combustibles fossiles qu'il ne contrôle pas, et que la solution consiste à accélérer le développement des énergies renouvelables. Les données soutiennent en partie ce diagnostic : après le blocus du détroit d'Ormuz (par lequel transitent un cinquième du pétrole brut et du GNL mondiaux), les prix de gros du gaz ont augmenté de 61 % en trois mois ; les factures actuelles restent supérieures de 70 % à leur niveau d'avant 2022.

L'opposition et plusieurs think tanks pointent quant à eux du doigt les politiques de décarbonation. Robert Jenrick, du parti Reform UK, qualifie cela d'« idéologie » ; la conservatrice Claire Coutinho souligne que les travaillistes avaient promis de réduire les factures de 300 livres sterling, alors qu'elles ont en réalité augmenté de près de 400 livres. Au niveau industriel, l'industrie britannique a payé l'année dernière un prix de l'électricité de 238 livres sterling par mégawattheure, contre 138 livres en Allemagne, 112 livres en France, 65 livres aux États-Unis et 44 livres en Chine sur la même période ; si le prix américain était appliqué, la facture électrique industrielle britannique de 2024 aurait pu être réduite de 11,4 milliards de livres sterling.

Les données soutenant la thèse du gouvernement existent également. Au premier trimestre 2026, les énergies renouvelables ont couvert 53,1 % de l'électricité britannique, une part que le Département de la sécurité énergétique et du net zéro (Department for Energy Security and Net Zero, DESNZ) qualifie de record ; l'éolien en représentait 35,6 %, avec une production en hausse de 30 % sur un an. L'utilisation du gaz pour la production d'électricité a baissé de 17 %. Le think tank énergétique Ember estime que, grâce au mécanisme des contrats pour différence, environ 15 % de la production électrique est déjà découplée du prix du gaz, et que cette proportion atteindra 36 % d'ici 2030. Les données de 2025 montrent que lorsque le gaz représente moins de 20 % du mix électrique, le prix de gros britannique s'établit en moyenne autour de 60 livres sterling/MWh ; lorsqu'il dépasse 50 %, le prix de gros monte à 130 livres. Lors des dernières enchères, le prix retenu pour le solaire photovoltaïque était de 65 livres sterling/MWh et celui de l'éolien en mer de 91,2 livres sterling/MWh, tous deux inférieurs ou proches du coût actuel de production au gaz.

Selon les données du Boston Consulting Group (BCG), la facture électrique des ménages britanniques a doublé au cours des dix dernières années, dont seulement 38 % provient de la hausse des prix de gros, 45 % des coûts de réseau et des décisions politiques, y compris les subventions telles que l'obligation renouvelable (Renewables Obligation). Les coûts de réseau sont passés de 136 livres sterling par facture en 2019-2020 à 250 livres en 2026 ; les dépenses de subventions à la production sont passées de 127 à 159 livres sterling par facture.

Les prix élevés provoquent une contraction de la demande, ce qui pousse à la hausse les coûts unitaires. La consommation électrique britannique a baissé de 11 % depuis 2015, les coûts fixes du système étant répartis sur un volume d'électricité consommée plus faible. Le BCG estime que si la demande continue de baisser, la facture moyenne augmentera de 264 livres sterling pour atteindre 1 145 livres d'ici 2030. Raoul Ruparel, du cabinet de conseil, avertit que l'on s'interroge sur la manière de produire l'électricité à l'avenir, mais que cette interrogation perd son sens si le chemin est trop coûteux ; le Royaume-Uni ne se distingue pas par un système plus coûteux, mais par la manière dont il choisit de payer ce système.

La conception du marché est également au cœur du débat. Le gaz représentait 31 % de la production électrique britannique en 2025, mais il déterminait le prix marginal de l'électricité dans plus de 90 % du temps. Fahnbulleh a écrit dans le Times que la part du gaz dans la fixation des prix, qui était d'environ 90 % au début de cette décennie, approche désormais 60 % et tombera à 50 % d'ici 2030 ; elle affirme que le Royaume-Uni prend des mesures décisives pour briser le lien entre le prix du gaz et celui de l'électricité. Mike McWilliams, co-auteur du rapport de l'Institut pour l'étude de la société civile (Civitas), souligne quant à lui qu'une partie des coûts britanniques provient d'erreurs passées qui n'ont pas pu être réellement corrigées, et une partie de facteurs géographiques — malgré les vagues de chaleur, le Royaume-Uni a peu de chances de disposer, comme l'Espagne, d'une énergie solaire abondante et bon marché sur le long terme.

Autour de la répartition des coûts, différentes propositions sont avancées. Le think tank E3G estime que les surcharges sur les factures d'électricité dépasseront 100 livres sterling par facture d'ici 2027 et appelle à les transférer vers l'impôt général. Le think tank Common Wealth estime que si tous les producteurs passaient à des contrats à prix fixe (modèle déjà adopté par 89 pays), chaque foyer pourrait économiser entre 130 et 270 livres sterling d'ici 2030. Le BCG propose quant à lui une approche inverse : en augmentant la demande électrique grâce aux centres de données, les factures pourraient baisser de 324 livres sterling d'ici 2035. L'électricien EDF prévoit une facture moyenne de 1 790 livres sterling en 2030 ; l'Office de responsabilité budgétaire (OBR) estime que les surcharges environnementales passeront de 10 à 19 milliards de livres sterling sur la même période.

Concernant le mécanisme du plafond des prix de l'Ofgem, il existe des idées reçues courantes. L'Ofgem fixe un prix maximal de référence, couvrant les coûts d'approvisionnement en énergie, le réseau, les coûts d'exploitation et les marges des fournisseurs, révisé trimestriellement ; ce plafond ne s'applique pas au montant total de la facture, mais aux prix unitaires et aux frais fixes. Plus la consommation est élevée, plus le montant réel de la facture dépasse 1 723 livres sterling. Ce chiffre, comparé aux 1 663 livres sterling actuels, correspond à un ménage à consommation moyenne, et non à un plafond individuel.

Greg Jackson, fondateur et directeur général d'Octopus Energy, le plus grand fournisseur d'électricité britannique, reconnaît que les mesures du gouvernement — suppression de la TVA sur l'électricité et retrait de certains péages et taxes des factures — ont atténué le choc cet hiver, mais les factures restent trop élevées. Il déclare que le Royaume-Uni reste trop exposé à la volatilité des prix mondiaux du gaz, et que les guerres en Ukraine et en Iran ont créé une double crise sans précédent, le prix du gaz ayant plus que doublé depuis le début de l'année.

Jackson plaide pour une réforme urgente du marché de l'électricité, une meilleure utilisation de l'éolien et la possibilité pour les consommateurs de bénéficier de prix plus bas lorsque l'énergie verte est abondante ; il est le principal promoteur de la tarification zonale, une proposition rejetée l'année dernière par le gouvernement britannique.

Cette controverse n'est pas propre au Royaume-Uni. Selon les données d'AleaSoft, le prix moyen de gros britannique au cours de la deuxième semaine d'août était de 157,07 euros/MWh, inférieur aux 172,17 euros de l'Italie et supérieur aux 128,92 euros de l'Espagne, alors que les prix du TTF montaient et que la production éolienne européenne baissait. La comparaison avec l'Espagne est particulièrement éclairante, car les deux pays ont des mécanismes différents : l'Espagne n'a pas d'équivalent au plafond de détail, la Commission nationale des marchés et de la concurrence (CNMC) ne limite pas les tarifs des fournisseurs, et coexistent un indice volontaire des petits consommateurs (PVPC) indexé sur le marché journalier et le marché à terme, ainsi qu'un marché libre sans plafond réglementaire ; son « exception ibérique » intervient sur le coût du gaz des centrales (marché de gros), et non sur ce que les fournisseurs facturent au kilowattheure. En bref, le Royaume-Uni intervient sur le marché de détail, l'Espagne sur le marché de gros de l'électricité. Comme en Espagne, le cœur du débat britannique n'est pas de savoir s'il faut développer les énergies renouvelables, mais de savoir qui supporte les surcharges, le réseau et la capacité de secours, et si cette facture finira par pénaliser l'électrification que le gouvernement souhaite promouvoir.