Les pics de demande gazière en Grande-Bretagne (GB) oscillent en hiver de moins de 200 MMcm/j à près de 400 MMcm/j en quelques jours, tirés par le chauffage dans les Local Distribution Zones (LDZ, réseaux de distribution) et par la génération électrique au gaz lors de creux éoliens et solaires. La production nationale et les importations par gazoducs de Norvège montent à un plateau hivernal mais n’offrent plus d’élasticité à court terme. La flexibilité indispensable provient des retraits des stockages souterrains et de l’envoi depuis les terminaux de gaz naturel liquéfié (LNG, liquefied natural gas), avec une réinjection continue tout au long de l’hiver.
Une demande plus nerveuse, tirée par le réseau électrique
Le rôle des centrales à gaz comme variable d’ajustement du système électrique accentue la volatilité intra-journalière. Lors des épisodes de « dunkelflaute » (faible vent et faible soleil en période de forte demande), la consommation gazière pour la puissance grimpe rapidement. Dans les LDZ, les vagues de froid déclenchent des hausses de 120 à 280 MMcm/j en quelques jours. Le rythme actuel de déploiement des pompes à chaleur reste trop lent pour lisser sensiblement ces profils à cinq ans, maintenant la sensibilité de la demande au climat.
La consommation industrielle, plus modeste, varie dans une bande étroite mais renforce les pointes par l’usage du gaz pour la chaleur d’appoint. Globalement, la moyenne mobile sur douze mois a reculé de 202 MMcm/j à 149 MMcm/j entre 2021 et 2024, avant un léger redressement en 2025, tandis que l’amplitude quotidienne s’est maintenue.
Des sources d’approvisionnement aux marges contrastées
La production de la UK Continental Shelf (UKCS, plateau continental britannique) poursuit une tendance baissière, avec un plateau hivernal désormais autour de 70-75 MMcm/j. Les importations norvégiennes via Langeled vers Easington offrent une forte saisonnalité, mais à pleine capacité hivernale (environ 76 MMcm/j), elles n’apportent plus de marge à la hausse. Les interconnexions avec la Belgique (Interconnector UK, iUK) et les Pays-Bas (Bacton-Balgzand Line, BBL) ont peu contribué en hiver récent, faute d’écart de prix suffisant une fois pris en compte les coûts d’acheminement.
Le LNG concentre l’essentiel de la flexibilité, grâce à la combinaison de capacités de stockage sur site importantes et de vitesses de regazéification élevées à l’Isle of Grain et à Milford Haven. Les envois journaliers ont atteint jusqu’à plus de 130 MMcm/j en période tendue, tandis que les stocks LNG varient généralement entre 500 et 1 000 MMcm équivalent gaz pendant le pic hivernal.
Le rôle pivot du stockage et l’axe irlandais
Les stockages « moyen cycle » totalisent environ 1,6 Bcm, avec une délivrance maximale agrégée d’environ 106 MMcm/j, suffisante pour couvrir près d’un quart de la demande pendant quelques jours avant réinjection. Le site offshore de Rough a été vidé durant l’été 2025, laissant planer une incertitude sur sa disponibilité future et renforçant la charge pesant sur les sites moyen cycle et les stocks LNG.
La GB doit aussi servir l’île d’Irlande via le Moffat interconnection point et le Scotland–Northern Ireland Pipeline (SNIP), avec des flux atteignant jusqu’à 31 MMcm/j lors des pointes, soit jusqu’à 8% de l’offre brute quotidienne. Cette demande varie selon le vent et les imports électriques de l’Irlande, augmentant la nécessité de flexibilité côté GB.
En janvier, les retraits nets de stockage ont représenté jusqu’à 26% de l’offre quotidienne, tandis que l’envoi LNG a culminé à 134 MMcm/j lors d’un épisode tendu.
