2.3 La chute des cours du gaz allège la facture énergétique de la France

2.3.1 Pétrole brut et raffiné

Commerce extérieur de pétrole brut

En 2019, les importations françaises de pétrole brut s’élèvent à 49,7 Mtep, en net repli sur un an pour la deuxième année consécutive (- 8,7 % par rapport à 2018, après - 7,8 %) - (figure 2.3.1.1). En effet, la demande des raffineries françaises a nettement baissé en 2019, en raison notamment de deux grands arrêts de maintenance. Cette baisse s’inscrit dans une tendance, depuis une dizaine d’années, de contraction de l’activité de raffinage en France. Les importations de pétrole brut ont ainsi baissé de plus de 40 % depuis 2008.

La facture correspondante de la France s’établit à 21 Md€ en 2019 : elle diminue nettement (- 14,3 %) en euros constants, après de fortes augmentations en 2017 et 2018 (respectivement + 26 % et + 15 % sur un an), en raison, d’une part, de la chute des cours et, d’autre part, de la baisse sensible des quantités achetées. Entre 2013 et 2016, cette dépense avait diminué de plus de moitié, principalement du fait de l’effondrement des prix fin 2014. Elle reste depuis bien en-dessous de son niveau des années précédant cette chute (plus de 36 Md€2019 par an de 2011 à 2013).

Figure 2.3.1.1 : importations de pétrole brut*

	2015		2016		2017		2018		2019
	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019
Importations	59,6	21 816	57,2	17 117	59,0	21 537	54,4	24 822	49,7	21 289

* Y compris de faibles quantités de condensats à destination du raffinage et de la pétrochimie, d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) et d’autres produits à distiller.
Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGDDI ; SARA

En 2019, la France a acheté un peu plus de la moitié de son pétrole brut auprès des membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep). Après un rebond en 2018 (+ 6 points), en lien notamment avec la forte hausse des achats auprès de l’Arabie saoudite (+ 29 %), cette part repart à la baisse en 2019 (- 3 points). Cela s’explique, en particulier, par le fait que la France n’a pas acheté de pétrole brut en provenance d’Iran, alors que les achats de pétrole iranien étaient importants en 2017 et 2018 (respectivement 7,1 Mtep puis 3,3 Mtep).

L’Arabie saoudite redevient le premier fournisseur de la France en 2019, avec 7,4 Mtep, soit 15 % des quantités importées (figure 2.3.1.2). Elle était passée du premier au quatrième rang en 2017, puis était revenue en deuxième position l’année suivante. Le Kazakhstan, en première position en 2018, passe au deuxième rang, avec 6,9 Mtep, équivalant à 14 % du total. La Russie, avec 6,3 Mtep et 13 % des importations, le Nigeria (6,1 Mtep) et l’Algérie (5,8 Mtep) restent parmi les premières sources d’approvisionnement de la France. Par ailleurs, les États-Unis deviennent un fournisseur important, avec 3,8 Mtep, soit 8 % du total. Les importations en provenance de la Norvège se replient de 5 % en 2019, à 3,2 Mtep, et celles en provenance de Libye diminuent fortement, à 2,6 Mtep. Alors que l’accord international sur le nucléaire signé en juillet 2015 avait rétabli l’Iran dans le marché pétrolier, le retrait des États-Unis de cet accord en mai 2018 et le rétablissement des sanctions ont affecté ses exportations à destination de la France : réduits de plus de moitié en 2018, à 3,3 Mtep (6 % des achats français de pétrole brut), contre 7,1 Mtep en 2017 (12 %), ils sont devenus inexistants en 2019. Globalement, la part en provenance de l’Afrique subsaharienne augmente de deux points en l’espace d’un an.

Figure 2.3.1.2 : origine des importations de pétrole brut*

En millions de tep

	1973		1979	1990	2000	2010	2015	2017	2018	2019
		En %									En %
Grandes zones
Moyen-Orient	98,5	71,4	96,6	32,4	32,3	11,4	14,6	14,4	12,9	10,4	20,9
Afrique du Nord	18,7	13,5	9,7	7,3	6,4	12,4	7,2	8,8	10,2	8,6	17,2
Afrique subsaharienne	15,3	11,1	11,2	14,1	7,7	8,7	13,7	7,2	7,9	8,0	16,0
Mer du Nord**	0,2	0,1	4,3	10,7	32,6	10,9	5,8	7,1	4,2	3,8	7,7
Ex-URSS	3,4	2,5	5,1	6,4	8,2	21,5	16,5	20,1	17,2	14,6	29,4
Amérique du Nord	-	-	-	2,5	-	-	1,4	1,0	1,7	3,8	7,7
Autres	1,8	1,3	1,7	1,6	0,3	0,9	0,4	0,5	0,3	0,6	1,1
Total	137,9	100,0	128,6	75,0	87,6	65,7	59,6	59,0	54,4	49,7	100,0
dont Opep***	130,5	94,7	114,3	43,9	40,7	28,2	32,6	29,2	30,0	25,8	51,9
Opep hors Irak	111,5	80,8	91,1	40,8	33,4	25,7	29,8	28,7	28,7	23,0	46,3
Principaux fournisseurs
Arabie Saoudite	30,8	22,4	45,3	15,5	15,6	6,1	10,8	6,3	8,1	7,4	14,9
Kazakhstan	-	-	-	-	2,1	7,0	8,0	9,3	8,3	6,9	13,9
Russie	-	-	-	-	5,1	11,3	4,8	9,1	7,8	6,3	12,7
Nigeria	12,9	9,3	9,8	3,2	4,9	2,9	6,8	4,9	5,9	6,1	12,2
Algérie	11,3	8,2	5,2	3,1	3,5	0,9	4,7	4,9	5,2	5,8	11,7
États-Unis	-	-	-	-	-	-	0,1	0,9	1,6	3,8	7,7
Norvège	0,2	0,1	1,6	6,0	21,6	7,2	4,2	5,5	3,4	3,2	6,5
Irak	19,1	13,8	23,2	3,1	7,4	2,4	2,8	0,5	1,2	2,8	5,6
Libye	6,6	4,8	4,1	3,0	2,5	10,5	2,1	3,7	4,8	2,6	5,2
Azerbaïdjan	-	-	-	-	0,6	3,2	3,7	1,7	1,1	1,4	2,8
Angola	-	-	-	2,8	1,9	3,5	4,4	0,9	1,1	0,9	1,8
Royaume-Uni	-	-	2,7	4,8	10,1	3,4	1,6	1,5	0,8	0,6	1,2
Brésil	-	-	-	-	0,1	0,7	-	0,1	0,1	0,4	0,8
Ghana	-	-	-	-	-	-	-	0,3	0,4	0,4	0,8
Iran	11,1	8,0	8,0	9,2	5,3	1,8	-	7,1	3,3	-	-
Guinée équatoriale	-	-	-	-	-	0,6	1,0	0,4	-	-	-
Mexique	-	-	-	2,5	-	-	1,3	0,1	-	-	-
Congo	1,0	0,7	-	0,9	0,0	1,3	0,1	-	-	-	-

* Y compris de faibles quantités de condensats à destination du raffinage et de la pétrochimie, d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) et d’autres produits à distiller.
** Royaume-Uni, Pays-Bas, Norvège et Danemark.
*** Opep : en 2019 : Algérie, Angola, Arabie saoudite, Congo, Émirats arabes unis, Équateur, Gabon, Guinée équatoriale, Irak, Iran, Koweit, Libye, Nigeria, Venezuela.
Note : le pétrole est classé dans ce tableau selon le pays où il a été extrait. Jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM.
Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGDDI ; SARA

Commerce extérieur de produits raffinés

Après une hausse modérée en 2018 (+ 2,4 %), les importations de produits raffinés ont augmenté de 6,4 % en 2019, à 45,6 Mtep. Les exportations chutent nettement, de 14,1 %, passant de 20,2 Mtep en 2018 à 17,4 Mtep en 2019, alors qu’elles diminuaient déjà, à un rythme régulier, depuis 2016 (- 1,5 % par an en moyenne). Le solde importateur de la France en produits raffinés continue ainsi de progresser, à 28,2 Mtep, un record (figure 2.3.1.3). Les importations représentent une dépense d’environ 24,1 Md€ en 2019, tandis que la valeur des exportations s’élève à 10,7 Md€. Les échanges extérieurs de produits raffinés pèsent ainsi pour 13,4 Md€ dans le déficit commercial de la France. Ce montant augmente fortement par rapport à 2018 (+ 22,4 %), en raison de la dégradation importante du solde des échanges physiques, et malgré la baisse des prix. Il reste toutefois inférieur au pic de 2012, qui s’était établi à 17,9 Md€2019.

La France achète principalement du gazole et du fioul domestique. Les importations de ces deux produits, déduction faite des volumes exportés, représentent 22,1 Mtep en 2019, pour une dépense nette correspondante de 12,1 Md€. La France est également importatrice nette de kérosène (4,4 Mtep) et de gaz de pétrole liquéfié (GPL, 2,7 Mtep). À l’inverse, elle exporte essentiellement des supercarburants (1,2 Mtep, nettes des importations), permettant ainsi d’alléger sa facture de 0,5 Md€ en 2019. Dans une moindre mesure, elle est aussi devenue, depuis quelques années, exportatrice nette de fioul lourd (la demande intérieure pour ce produit décline régulièrement) et de produits à usage non énergétique (principalement du naphta). La valeur des exportations nettes de ces deux catégories de produits a fortement diminué en 2019, et ne représente plus que 0,2 Md€ pour chacune, contre respectivement 0,4 Md€2019 et 1,2 Md€2019 en 2018.

Le premier fournisseur de la France en produits raffinés reste la Russie, avec 5,9 Mtep, même si elle a perdu un point de part de marché par rapport à 2018, avec 13 %. Les États-Unis, qui avaient occupé le deuxième rang depuis plusieurs années, sont devancés depuis 2018 par l’Arabie saoudite (12 %) ; leur part de marché passe de 10 % en 2018 à 8 % en 2019. Le gazole et le fioul domestique proviennent pour 39 % d’Europe (9,7 Mtep, + 2 points par rapport à 2018), pour 21 % du Moyen-Orient (- 1 point) et pour 17 % de Russie (- 2 points). 7 % sont acheminés depuis les États-Unis (1,8 Mtep), tandis que 6 % proviennent d’Inde. Le Moyen-Orient reste la première région d’approvisionnement en kérosène de la France, avec 56 % des importations. Comme en 2018, le GPL est, quant à lui, importé principalement d’Algérie (37 %), des États-Unis (23 %, soit 8 % de part de marché de plus par rapport à 2018), de Norvège (13 %) et du Royaume-Uni (12 %).

Près des trois quarts des exportations françaises de produits raffinés sont à destination de l’Europe en 2019 ; cette proportion augmente nettement par rapport à celle de 2018 (+ 12 points). 7 % des produits français sont exportés vers les États-Unis, soit un point de moins qu’en 2018. Les destinations des supercarburants se sont concentrées vers les États-Unis (38 %, en hausse de 3 points sur un an). La part à destination de l’Europe du Nord a chuté de 12 points en un an, à 16 %. Dans le même temps, celle en direction de l’Afrique augmente de 5 points, à 9 % ; en particulier celle du Nigeria s’élève à 8 %, contre 4 % en 2018. Le fioul lourd est acheminé pour l’essentiel dans l’Union européenne (85 %).

Figure 2.3.1.3 : solde importateur des produits raffinés

	2015		2016		2017		2018		2019
	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019	En Mtep	En M€2019
Importations	43,6	20 495	42,0	16 367	41,8	19 473	42,8	23 643	45,6	24 120
Gazole/Fioul domestique	25,2	12 053	22,8	8 940	22,3	10 440	22,8	12 846	24,7	13 453
Supercarburants*	0,7	452	1,3	648	1,6	856	1,5	863	1,6	901
Jet kérosène	4,8	2 362	4,7	1 801	4,5	2 110	5,9	3 411	6,2	3 447
Gaz de pétrole liquéfié (GPL)	3,9	1 223	3,8	1 063	3,6	1 270	3,5	1 278	3,7	1 162
Fioul lourd	3,6	1 320	4,0	1 186	3,4	1 280	3,3	1 416	2,8	1 188
Produits non énergétiques**	4,0	2 118	4,1	1 899	5,0	2 640	4,5	2 763	5,3	2 908
Autres***	1,5	969	1,3	829	1,4	876	1,4	1 065	1,4	1 061
Exportations	21,2	10 971	20,8	9 628	20,5	11 375	20,2	12 662	17,4	10 674
Gazole/Fioul domestique	2,8	1 303	2,1	797	2,6	1 172	2,2	1 210	2,6	1 318
Supercarburants*	4,3	2 062	4,8	1 903	4,6	2 190	3,3	1 780	2,8	1 390
Jet kérosène	1,2	570	1,0	406	1,2	554	2,0	1 124	1,8	941
Gaz de pétrole liquéfié (GPL)	1,4	532	1,3	421	1,3	572	1,2	551	1,0	416
Fioul lourd	6,3	1 713	5,6	1 151	4,6	1 348	4,7	1 777	3,7	1 363
Produits non énergétiques**	4,2	2 559	5,1	2 888	5,2	3 357	5,9	3 963	4,6	3 095
Autres***	0,9	2 231	0,9	2 063	1,0	2 181	1,0	2 257	1,0	2 152
Solde importateur	22,5	9 525	21,2	6 738	21,3	8 098	22,6	10 981	28,2	13 446
Gazole/Fioul domestique	22,4	10 750	20,7	8 143	19,7	9 268	20,6	11 636	22,1	12 136
Supercarburants*	- 3,6	- 1 611	- 3,6	- 1 255	- 3,0	- 1 334	- 1,9	- 917	- 1,2	- 489
Jet kérosène	3,6	1 792	3,6	1 395	3,3	1 556	3,9	2 288	4,4	2 507
Gaz de pétrole liquéfié (GPL)	2,5	691	2,5	642	2,3	698	2,3	727	2,7	746
Fioul lourd	- 2,7	- 393	- 1,6	35	- 1,1	- 68	- 1,4	- 361	- 0,9	- 175
Produits non énergétiques**	- 0,3	- 441	- 1,0	-989	- 0,2	- 718	- 1,4	- 1 200	0,7	- 188
Autres***	0,5	- 1 262	0,4	- 1 234	0,4	- 1 305	0,4	- 1 193	0,4	- 1 091

* Y compris essence aviation.
** Naphta, bitumes, lubrifiants.
*** Coke de pétrole, pétrole lampant, autres.
Note : les valeurs monétaires sont données coût, assurance et fret inclus (CAF) pour les importations, et franco à bord (FAB) pour les exportations.
Source : calculs SDES, d’après DGDDI

Stocks pétroliers

Entre fin 2018 et fin 2019, les stocks français de pétrole brut et d’autres charges de raffinage ont diminué de 0,2 Mtep. À 7,3 Mtep en fin d’année, dont 6,3 Mtep de pétrole brut et 1,0 Mtep de charges de raffinage, ils continuent de baisser, à un niveau inférieur à celui de fin 2016, atteignant ainsi leur plus bas niveau depuis 1995. En 2019, les stocks de produits raffinés s’établissent à environ 13 Mtep, leur valeur la plus faible depuis 2013.

L’essentiel de cette quantité globale (principalement des produits raffinés) correspond aux obligations de stockage stratégique de produits pétroliers, soit au minimum 90 jours des quantités nettes de pétrole brut et de produis pétroliers importées ou introduites l’année civile précédente.

2.3.2 Gaz naturel

Les importations de gaz naturel arrivent en France métropolitaine principalement sous forme gazeuse par un réseau de gazoducs, terrestres ou sous-marins, ou bien sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) par méthanier. Les entrées brutes de gaz naturel sur le territoire progressent pour la quatrième année consécutive, de 11,4 % en 2019, pour atteindre 632 TWh (PCS) - (figure 2.3.2.1). Néanmoins, en raison de la chute des prix du gaz (cf. 1.3.1), la dépense correspondante recule de 12,1 % en 2019 en euros constants, à 10,8 Md€.

Les entrées brutes par gazoduc reculent à nouveau, de 11,1 %, à 396 TWh. En revanche, les importations de GNL progressent pour la quatrième année consécutive, et atteignent en 2019 un niveau inédit, près du double de celui de 2018. Avec 234 TWh, le GNL regazéifié représente désormais 37 % des entrées brutes de gaz naturel, contre 28 % en 2011. 32 % des importations de GNL sont réceptionnées au terminal méthanier de Fos-sur-Mer, 36 % relèvent du terminal de Montoir-de-Bretagne et 32 % de celui de Dunkerque. Enfin, outre les injections de GNL regazéifié dans le réseau depuis les terminaux méthaniers, du GNL est également directement acheminé par camion-citerne jusqu’à certains industriels ou des stations-service. Les volumes correspondants sont encore relativement faibles (2,1 TWh), mais progressent régulièrement.

Les sorties du territoire, sous forme gazeuse, s’effectuent aux points d’interconnexion du réseau (PIR) de gazoduc de France métropolitaine avec les réseaux étrangers, principalement espagnol (PIR Pirineos), suisse (PIR Oltingue et Jura) et belge (PIR Alveringem). Après une légère baisse de 1,9 % en 2018, les sorties progressent fortement en 2019, de 82,0 %. Ce sont ainsi 125 TWh de gaz qui ont été réexportés en 2019, pour une recette correspondante s’élevant à 2,1 Md€.

La hausse des entrées, compensée en partie par celle des sorties, conduit le solde importateur de la France en gaz naturel à augmenter légèrement en 2019 (+ 1,7 %). Celui-ci s’élève ainsi à 507 TWh en 2019. La facture correspondante, nette des bénéfices tirés des réexportations, recule néanmoins de 20,2 % en 2019, pour atteindre 8,6 Md€, après deux années de hausse. La chute des prix du gaz, tant à l’import qu’à l’export, a en effet été plus conséquente que la hausse des quantités importées.

Figure 2.3.2.1 : solde importateur de gaz naturel

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019
Importations	508,9	11 922	532,8	8 638	557,7	9 958	567,2	12 271	631,9	10 783
Selon la forme de gaz
Gaz sous forme gazeuse	444,7	10 252	453,4	7 283	451,0	8 172	445,9	9 885	396,3	6 895
GNL** regazéifié	64,2	1 670	79,5	1 355	106,6	1 786	119,9	2 358	233,6	3 854
GNL** porté	n.d.	n.d.	n.d.	n.d.	n.d.	n.d.	1,4	28	2,1	34
Selon le type de contrat
Court terme	105,8	n.d.	96,9	n.d.	110,0	n.d.	171,7	n.d.	188,7	n.d.
Moyen et long terme	403,1	n.d.	435,9	n.d.	447,7	n.d.	395,5	n.d.	443,3	n.d.
Exportations	62,9	1 451	43,1	695	70,1	1 245	68,7	1 430	125,1	2 136
Solde échanges extérieurs	446,0	10 470	489,7	7 943	487,6	8 712	498,4	10 840	506,8	8 647

* PCS : pouvoir calorifique supérieur.
** GNL : gaz naturel liquéfié. Il est soit regazéifié pour être ensuite injecté dans les réseaux de gaz, soit directement acheminé par camion-citerne à des industriels ou des stations-service.
n.d. : non disponible.
Note : les données relatives aux importations et aux exportations incluent le gaz transitant sur le territoire national. Par ailleurs, les importations de GNL diffèrent des injections dans le réseau de GNL regazéifié, l’écart correspondant à la variation des stocks des terminaux méthaniers (+ 0,8 TWh en 2019).
Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, Teréga, les fournisseurs de gaz, DGDDI

La Norvège demeure le principal fournisseur de la France en 2019 (36 % du total des entrées brutes), à un niveau analogue à celui des sept dernières années, et reste loin devant la Russie (20 %), le Nigeria (8 %), les Pays-Bas (8 %), l’Algérie (7 %) et le Qatar (4 %). La hausse des importations françaises de gaz naturel en 2019 est néanmoins portée en partie par celle des achats auprès d’autres pays (+ 30,8 %), dont le développement traduit une diversification des approvisionnements permise par l’importation de GNL (figure 2.3.2.2). Ces achats, dont une partie porte sur du gaz pour lequel le lieu de production ne peut pas être tracé (lorsqu’il est acheté sur les marchés du nord-ouest de l’Europe par exemple), représentent ainsi désormais 18 % des entrées brutes.

Figure 2.3.2.2 : origine des importations de gaz naturel

* PCS : pouvoir calorifique supérieur.
Source : calculs SDES, enquête mensuelle sur la statistique gazière

Si l’approvisionnement français en gaz naturel est assuré, pour l’essentiel, par les importations, la gestion des stocks permet d’ajuster l’offre à la demande intérieure. Celle-ci varie fortement en cours d’année avec les besoins en chauffage (figure 2.3.2.3). En général, les stocks sont sollicités de novembre à mars, période communément appelée « hiver gazier », avant d’être progressivement reconstitués d’avril à octobre. Ces derniers avaient atteint un niveau particulièrement bas en mars 2018, à 13 TWh, à la suite d’un pic de froid et d’une activité soutenue des centrales à gaz. La régulation des stockages, mise en place la même année, a conduit par la suite à favoriser la reconstitution de stocks plus importants. Ainsi, fin octobre 2019, les stocks utiles atteignaient 142 TWh, le niveau le plus haut de la décennie. In fine, les stocks ont augmenté de 21,8 TWh entre fin décembre 2018 et fin décembre 2019, ce qui correspond à une dépense de 380 M€ (figure 2.3.2.4).

Figure 2.3.2.3 : niveau des stocks utiles de gaz naturel (y compris GNL) en fin de mois

* PCS : pouvoir calorifique supérieur.
Source : calculs SDES, enquête mensuelle sur la statistique gazière

Figure 2.3.2.4 : variations de stocks de gaz naturel

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019
Variations de stocks	6,5	152,9	4,8	77,6	9,6	178,4	- 22,5	- 501,2	- 21,8	- 379,5

* PCS : pouvoir calorifique supérieur.
Note : les variations de stocks sont comptées positivement en cas de déstockage, négativement en cas de stockage.
Source : calculs SDES, enquête mensuelle sur la statistique gazière

2.3.3 CHARBON

L’approvisionnement de la France en charbon primaire repose presque exclusivement sur ses importations. Leur niveau, de 10 millions de tonnes (Mt) en 2019 (figure 2.3.3.1), est ainsi très lié à celui de la consommation nationale, dont les principales fluctuations à court terme reflètent celles de l’activité de l’industrie sidérurgique ainsi que la sollicitation plus ou moins importante des centrales électriques à charbon.

La France importe par ailleurs de faibles volumes de charbon dérivé (moins de 1 Mt chaque année, en hausse depuis trois ans). Il s’agit, pour l’essentiel, de coke venant compléter la production nationale destinée aux hauts-fourneaux et, dans une moindre mesure, de briquettes de lignite et de produits agglomérés.

Figure 2.3.3.1 : solde importateur de produits charbonniers

	2015		2016		2017		2018		2019
	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019
Importations	14,0	1 343	13,1	1 185	15,6	2 107	14,1	1 939	11,0	1 647
Charbon primaire	13,4	1 222	12,7	1 093	15,0	1 959	13,4	1 740	10,3	1 438
Charbon dérivé	0,5	122	0,4	92	0,6	148	0,7	198	0,7	209
Exportations	0,0	5	0,1	14	0,0	1	0,0	15	0,0	1
Charbon dérivé	0,0	5	0,1	14	0,0	1	0,0	15	0,0	1
Solde importateur	14,0	1 338	13,0	1 172	15,6	2 106	14,0	1 923	11,0	1 646
Charbon primaire	13,4	1 222	12,7	1 093	15,0	1 959	13,4	1 740	10,3	1 438
Charbon dérivé	0,5	116	0,4	78	0,6	147	0,6	183	0,7	208

Note : conformément à la méthodologie de l’AIE, les importations sont nettes des réexportations.
Source : DGDDI

Les cinq principaux fournisseurs de charbon de la France demeurent les mêmes depuis plusieurs années. En 2019, la Russie reste le plus important d’entre eux, avec 3,1 Mt, même si elle a perdu deux points de part de marché, à 28 %. L’Australie vient ensuite, avec une quantité équivalente. Elle est suivie par l’Afrique du Sud et les États-Unis, chacun représentant 11 % du total des importations. Les livraisons en provenance de la Colombie ont chuté quasiment de moitié, avec 1,0 Mt ; le pays recule ainsi de la troisième à la cinquième position en 2019. Alors que les achats de charbon auprès de l’Australie, fournisseur important de charbon à coke à destination de la filière fonte (cf. 3.3), ont progressé modérément (+ 1,3 %), ceux en provenance des autres pays, concernant plutôt du charbon-vapeur, ont globalement nettement chuté, en raison du recul important de la demande pour la production d’électricité en métropole ainsi que dans l’industrie hors filière fonte (cf. 4.4).

Tous produits confondus, les importations de charbon, nettes des (faibles) volumes exportés, s’élèvent à 11,0 Mt en 2019, en baisse importante par rapport à 2018 (- 22 %). Elles atteignent ainsi leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies.

En conséquence de cette forte baisse, la facture charbonnière de la France a diminué, mais elle se replie à un rythme moins prononcé que celui des importations physiques (- 14 %), à 1,6 Md€ : la part du charbon à coke dans les achats de charbon primaire a en effet augmenté, et celui-ci est en moyenne plus cher que le charbon-vapeur, ce qui s’est traduit par un prix moyen des importations à la hausse (cf. 1.4). Si le charbon dérivé ne représente que 6 % des quantités importées, il pèse davantage dans la facture correspondante, en raison de prix bien plus élevés que ceux du charbon primaire.

Figure 2.3.3.2 : origine des importations de charbon

Note : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM.
Source : calcul SDES, d’après DGDDI

Les opérateurs ont globalement déstocké des produits charbonniers en 2019, à hauteur de 0,1 Mt (figure 2.3.3.3). Le charbon est entreposé soit dans les ports où sont réceptionnées les importations, soit directement sur les principaux sites consommateurs : centrales électriques, sites sidérurgiques ou autres sites industriels (sucreries, papeteries...). La consommation des centrales métropolitaines ayant fortement chuté, l’autonomie correspondant à leurs stocks a fortement augmenté par rapport à fin décembre 2018 (30 mois au rythme actuel annualisé de la consommation, contre 8 mois fin 2018).

Figure 2.3.3.3 : variations de stocks de produits charbonniers

	2015		2016		2017		2018		2019
	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019	En Mt	En M€2019
Variations de stocks	0,2	- 10	1,0	49	- 0,3	- 107	- 0,1	- 18	0,1	- 9
Charbon primaire	0,4	32	1,0	67	- 0,1	- 44	- 0,2	- 30	0,1	2
Charbon dérivé	- 0,2	- 43	- 0,1	- 17	- 0,2	- 63	0,0	12	0,0	- 12

Note : la variation des stocks physiques est positive en cas de déstockage, négative dans le cas contraire. Sa valorisation monétaire peut être de signe opposé, en raison de prix différenciés entre produits ou, pour un même produit, entre périodes de l’année où les stocks augmentent et périodes où ceux-ci diminuent.
Sources : A3M ; DGDDI ; EDF ; GazelEnergie ; Insee

2.3.4 Bois-énergie

Exportatrice nette jusqu’au début des années 2010, la France enregistre depuis plusieurs années un déficit commercial sur le bois-énergie. En 2019, les achats français, nets des quantités exportées, s’élèvent ainsi à 2,6 TWh, pour une facture correspondante de 116 M€ (figure 2.3.4.1).

Le solde du commerce extérieur se dégrade à nouveau en 2019. Les importations, en hausse soutenue depuis le début de la décennie, continuent à augmenter fortement (+ 18 %), tandis que les exportations se replient (- 12 %). La convergence des prix à l’importation et des prix à l’exportation (cf. 1.5), observée depuis plusieurs années, s’interrompt en 2019, contribuant aussi à dégrader le solde du commerce extérieur.

Figure 2.3.4.1 : échanges extérieurs de bois-énergie

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019
Importations	3,1	116	4,1	139	4,4	143	5,3	174	6,3	218
Exportations	4,0	111	3,8	104	4,0	112	4,2	122	3,7	102
Solde importateur	- 0,9	5	0,4	35	0,5	32	1,2	52	2,6	116

Source : calculs SDES, d’après DGDDI

2.3.5 Biocarburants

La France est importatrice nette de biocarburants, destinés à être incorporés au gazole (biodiesel) ou aux supercarburants (bioéthanol). Les achats français de biocarburants, nets des volumes exportés, s’élèvent à 0,9 Mtep en 2019 (soit 27 % des biocarburants consommés en France), pour une facture correspondante de 0,8 Md€ (figure 2.3.5.1). Ce déficit des échanges extérieurs est très majoritairement imputable au biodiesel.

La facture augmente d’environ 20 % en 2019 en euros constants, du fait notamment de la dégradation du solde commercial du bioéthanol. Celui-ci devient en effet déficitaire en 2019 : la hausse de la consommation de supercarburants conjuguée au relèvement de l’objectif d’incorporation de la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (Tirib) a conduit à une augmentation de la consommation de biocarburants essence, non compensée par la production nationale, ce qui a eu pour effet de réduire nettement les exportations de bioéthanol.

Dans le bilan de l’énergie, suivant les conventions statistiques internationales, les biocarburants sont considérés comme une ressource énergétique domestique dès lors que la transformation de matières premières est réalisée sur le sol national. On peut toutefois également s’intéresser au lieu de production des matières premières elles-mêmes : de ce point de vue, 26 % du biodiesel (y compris huiles végétales hydro-traitées gazole, HVHTG) et 63 % des biocarburants essence (y compris huiles végétales hydro-traitées essence, HVHTE) consommés en France sont d’origine nationale en 2019, parts en recul de respectivement 11 et 7 points par rapport à 2018.

Figure 2.3.5.1 : échanges extérieurs de biocarburants

	2015		2016		2017		2018		2019
	En ktep	En M€2019	En ktep	En M€2019	En ktep	En M€2019	En ktep	En M€2019	En ktep	En M€2019
Importations	762	646	1080	936	1 398	1 229	1 382	1 307	1 560	1 351
Bioéthanol	82	86	76	68	73	70	86	87	87	86
Biodiesel	679	560	1 004	868	1 325	1 158	1 296	1 219	1 473	1 266
Exportations	407	429	383	344	424	431	703	671	625	592
Bioéthanol	286	318	205	167	131	121	167	164	63	63
Biodiesel	121	111	179	177	293	311	536	508	562	529
Solde importateur	355	218	696	592	975	797	679	635	935	759
Bioéthanol	- 204	- 231	- 129	- 99	- 58	- 50	- 81	- 76	24	22
Biodiesel	558	449	825	691	1032	848	760	712	911	737

Note : s’agissant du bioéthanol incorporé « pur » (qui compte pour 66 % de la consommation de bioéthanol, le reste étant incorporé sous forme d’éther éthyle tertiobutyle - ETBE), seul le solde des échanges extérieurs est connu. Les importations de bioéthanol incorporé « pur » sont donc supposées nulles. À noter également que le commerce extérieur de biocarburants issus d’huiles végétales hydro-traitées (HVHTG et HVHTE) n’est pas connu et n’est donc pas pris en compte dans ce tableau.
Source : calculs SDES, d’après DGDDI et Eurostat

2.3.6 Électricité

La France est globalement exportatrice d’électricité, du fait d’une production dans l’ensemble supérieure à la demande intérieure (figure 2.3.6.1). Pour autant, elle importe régulièrement de l’électricité de ses voisins, notamment aux heures de pointe en hiver, lorsque le coût marginal de l’électricité produite sur le territoire national est supérieur au prix de l’électricité importée, voire lorsque les moyens de production nationaux ne suffisent pas à répondre à la demande. Sur l’ensemble de l’année 2019, la France a importé 16 TWh et a exporté 73 TWh, soit un solde exportateur d’électricité de 58 TWh. Alors qu’il avait connu une forte hausse en 2018, de 57 %, ce dernier recule de 8 % en 2019, en raison de la baisse des productions nucléaire et hydraulique. Le solde exportateur d’électricité diminue aux interconnexions frontalières avec l’Espagne (- 20 %), la Grande-Bretagne (- 13 %), la région CWE (Central Western Europe : - 6 % vers l’ensemble Allemagne, Belgique et Luxembourg) et, dans une moindre mesure, l’Italie (- 2 %). Il progresse toutefois avec l’Andorre (+ 12 %) et la Suisse (+ 7 %).

Les recettes tirées des exportations d’électricité s’élèvent en 2019 à 2,7 Md€. Déduction faite des dépenses d’importation (0,7 Md€), il en résulte un solde net de 2,0 Md€, soit un recul de 30 % par rapport à l’année précédente en euros constants. Ce recul s’explique par l’effet cumulé de la baisse du solde exportateur physique et de celle des prix à l’exportation (cf. 1.7.1).

Figure 2.3.6.1 : échanges extérieurs d’électricité

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019	En TWh	En M€2019
Importations	10	464	20	948	21	1 228	14	810	16	732
Exportations	74	2 877	61	2 049	61	2 563	76	3 689	73	2 749
Solde exportateur	64	2 413	42	1 102	40	1 335	63	2 879	58	2 017

Sources : DGDDI ; CRE