Le Royaume-Uni aborde l’hiver 2026-2027 avec une capacité d’importation de gaz préservée depuis le continent. Le 22 octobre 2026, le régulateur Ofgem a approuvé un accord entre Interconnector Limited et National Gas destiné à maintenir la capacité de la liaison sous-marine reliant la Grande-Bretagne à la Belgique. Une consultation distincte porte sur les adaptations réglementaires et financières nécessaires à la prise en charge de ce dispositif.
Cette décision intervient au moment où les opérateurs britanniques publient leurs perspectives pour l’hiver. Leur diagnostic est rassurant sur les volumes disponibles, mais souligne une transformation structurelle : la sécurité énergétique britannique repose de plus en plus sur des approvisionnements importés et sur la flexibilité des interconnexions.
Une capacité gazière conservée entre la Belgique et la Grande-Bretagne
La liaison entre Zeebrugge et Bacton devait voir sa capacité d’importation réduite. L’accord permet de la maintenir à environ 27,8 GW, au lieu de 16,5 GW, selon les éléments rapportés le 23 octobre par Energy Live News. Le maintien d’une capacité technique ne correspond pas à une livraison garantie : les flux effectifs dépendront des besoins et des conditions de marché.
Ofgem explique que les interconnexions avec la Belgique et les Pays-Bas permettent au gaz de circuler dans les deux sens. Elles constituent une solution de flexibilité lorsque la demande britannique augmente ou qu’une autre source d’approvisionnement devient moins disponible. Le régulateur a autorisé l’accord opérationnel, tandis que les modalités de récupération des coûts font encore l’objet d’une consultation.
Une marge de 99 millions de mètres cubes par jour sur le papier
Dans son rapport publié le 23 octobre, National Gas évalue la demande de pointe à 493 millions de mètres cubes par jour pour un épisode hivernal particulièrement rigoureux, contre une capacité totale d’approvisionnement de 592 millions. L’écart de 99 millions de mètres cubes par jour représente une marge de capacité, et non un stock de gaz immédiatement mobilisable.
Le gestionnaire prévoit une baisse d’environ 1 % de la demande totale de gaz sur l’hiver, mais une hausse de 2 % de la pointe journalière. La demande maximale des centrales électriques alimentées au gaz pourrait, elle, progresser de 7 %. National Gas anticipe parallèlement une baisse d’environ 5 % de la production gazière britannique en mer du Nord et une augmentation de 6 % des importations de gaz naturel liquéfié.
Pour l’électricité, le National Energy System Operator (NESO) prévoit une marge opérationnelle de 5,9 GW, soit 9,5 % de la demande de pointe estimée. Son évaluation s’appuie sur 30 000 scénarios par jour, intégrant notamment la météo, la disponibilité des centrales et la production éolienne. Le stockage par batteries, les centrales à gaz et l’éolien contribuent à cette marge.
Pourquoi cette décision concerne aussi les marchés européens
La Belgique est un point de passage du marché gazier continental. Préserver une capacité d’importation britannique ajoute une possibilité de circulation des volumes entre la Grande-Bretagne et l’Europe continentale, à un moment où les acheteurs restent exposés aux prix internationaux du gaz naturel liquéfié. Pour la France, l’enjeu est celui des équilibres régionaux de l’offre et des prix de gros, pas celui d’une modification directe et automatique des factures des ménages.
Les nouvelles prévisions britanniques et la décision d’Ofgem illustrent ainsi deux dimensions distinctes de la préparation hivernale : disposer d’assez de capacité physique pour faire face aux pointes et conserver des routes d’approvisionnement alternatives. Leur utilité dépendra des conditions météorologiques, des disponibilités de gaz et des échanges sur les marchés européens pendant les prochains mois.
