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Bilan énergétique
de la France pour 2019
janvier 2021
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Annexes méthodologiques

annexe 1 : Principes méthodologiques et sources

Le bilan de l’énergie comprend un bilan physique et un bilan monétaire, établis de manière cohérente entre eux.

Bilan physique

Le bilan physique retrace un équilibre comptable entre les approvisionnements d’une part et les emplois de l’énergie d’autre part. Les approvisionnements sont :

  • la production primaire ;
  • les importations, nettes des exportations ;
  • les variations de stocks (positives pour un déstockage ou négatives pour un stockage) ;
  • les soutes maritimes et aériennes internationales, qui apparaissent avec un signe négatif, n’étant pas considérées comme une consommation d’énergie primaire de la France.

Le total des approvisionnements correspond à la consommation primaire. À l’écart statistique près, il est égal à la somme des emplois, qui comprennent :

  • les pertes de transformation d’énergie ;
  • les pertes de transport, distribution et stockage d’énergie ;
  • la consommation propre d’énergie de la branche énergie (hors l’énergie qu’elle transforme) ;
  • la consommation finale à usage énergétique ;
  • la consommation finale à usage non énergétique.

La méthodologie du bilan obéit aux recommandations du manuel sur les statistiques de l’énergie coédité par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et Eurostat (dont la dernière édition date de 2005). Sa présentation est alignée sur celle de l’AIE. À noter toutefois que certaines consommations finales, notamment celles à usage militaire, sont considérées ici comme relevant du secteur tertiaire alors qu’elles devraient être « non affectées » suivant les recommandations internationales.

La dernière modification, datant de 2017, du règlement européen sur les statistiques énergétiques a notamment étendu aux cinq DOM le périmètre géographique sur lequel portent les données relatives à la France, auparavant restreint à la France métropolitaine. En cohérence avec les données désormais publiées par l’AIE et Eurostat, le bilan national couvre donc maintenant aussi les DOM. Des bilans portant sur la France entière ont ainsi été réalisés à partir de l’année 2011. Les données relatives aux années antérieures restent limitées à la France métropolitaine.

Du fait de sa prise en compte récente dans le bilan et de l’amélioration progressive de son observation, la série de production de chaleur commercialisée comporte deux ruptures significatives, affectant aussi les séries de consommation de combustibles à des fins de production d’électricité ou de chaleur :

  • avant 2000, seule la production de chaleur des unités d’incinération d’ordures ménagères (UIOM) est comptabilisée ;
  • entre 2000 et 2006, la production de chaleur comprend, outre celle issue des UIOM, toute la chaleur cogénérée (commercialisée ou non) ;
  • à partir de 2007, la production de chaleur comprend la chaleur injectée dans les réseaux de chaleur afin d’être commercialisée ainsi que la chaleur cogénérée vendue hors réseaux. Le système d’observation actuel ne permet pas d’intégrer la chaleur non cogénérée vendue hors réseaux.

Le bilan global, celui des énergies renouvelables et des déchets, celui du pétrole et celui du charbon sont exprimés dans l’unité commune, la tonne équivalent pétrole (tep), tandis que les bilans des autres énergies sont exprimés dans leurs unités propres (gigawattheure PCS pour le gaz, gigawattheure pour l’électricité et la chaleur).

L’élaboration du bilan physique de l’énergie repose principalement sur l’exploitation de données recueillies par le SDES. Celles-ci sont recueillies d’une part dans le cadre d’enquêtes statistiques, au sens de la loi de 1951 relative à la statistique publique :

  • enquête sur les produits du charbon dans l’industrie sidérurgique ;
  • enquête annuelle sur la production d’électricité ;
  • enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid, dont la maîtrise d’oeuvre est assurée par le Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine ;
  • enquête sur la consommation d’énergie dans la construction en 2015.

Les données sont recueillies d’autre part dans le cadre de collectes prévues par des textes réglementaires. En particulier, les statistiques de consommation de gaz, d’électricité et de produits pétroliers sont construites principalement à partir des données locales annuelles de consommation d’énergie, collectées en application de l’article 179 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte (par l’intermédiaire du Comité professionnel du pétrole en ce qui concerne les produits pétroliers). Sont en outre exploitées des données annuelles sur la pétrochimie ainsi que des données mensuelles recueillies auprès de divers acteurs de l’énergie (raffineurs, importateurs, réseaux de transport et de distribution, etc.).

Ces sources internes au SDES sont complétées par des sources externes. Plusieurs, parmi les plus significatives, sont issues du service statistique public, notamment l’enquête annuelle sur la consommation d’énergie dans l’industrie (EACEI) de l’Insee, l’enquête Logement de l’Insee (pour la consommation de bois des ménages), les statistiques de commerce extérieur du service statistique de la direction générale des douanes et des droits indirects et le réseau d’information comptable agricole du service statistique du ministère de l’Agriculture. D’autres proviennent d’organismes extérieurs à la statistique publique, comprenant notamment l’Ademe (pour les déchets), Observ’er (pour certaines énergies renouvelables thermiques), la CRE (pour le photovoltaïque), la DGEC (pour les biocarburants), FranceAgriMer (pour la production de bioéthanol), le Citepa (pour la consommation non énergétique de gaz) et des observatoires de l’énergie ultramarins. Le partage de la consommation de produits pétroliers entre résidentiel et tertiaire est réalisé à partir de données du Ceren, organisme auquel est déléguée la production de certaines statistiques publiques de consommation d’énergie.

Bilan monétaire

Le bilan monétaire décrit les flux en euros associés aux flux énergétiques présentés dans le bilan physique. Il prend la forme, comme ce dernier, d’un équilibre ressources-emplois. Les ressources monétaires comprennent :

  • la production et les marges de transport, distribution et commercialisation ;
  • les importations, nettes des exportations ;
  • les variations de stocks ;
  • les taxes, nettes des subventions.

À l’écart statistique près, ces ressources sont égales à la somme des emplois, i.e. des consommations des différents secteurs (à usage énergétique ou non).

Le bilan monétaire est établi à partir de l’année 2011 et couvre l’ensemble des principales formes d’énergie faisant l’objet d’échanges marchands (charbon, pétrole, gaz, électricité, chaleur, biocarburants, biométhane, bois). Son champ inclut en particulier l’autoconsommation d’électricité, valorisée au prix moyen d’achat dans le secteur considéré, ainsi que les achats informels de bois mais exclut en revanche l’autoconsommation de bois. Les investissements des consommateurs finaux visant à transformer l’énergie pour leur usage propre (par exemple, chaudières individuelles, pompes à chaleur, chauffe-eau solaires, etc.) sont hors champ.

La dépense nationale associée à une forme d’énergie correspond à la somme de la valeur de la consommation de cette forme d’énergie à usage final et à usage de production d’autres formes d’énergie. La dépense nationale d’énergie correspond à la somme des valeurs des consommations à usage final seulement des différentes formes d’énergie. Elle est inférieure par construction à la somme des dépenses nationales des différentes formes d’énergie, afin d’éviter des doubles comptes liés aux échanges internes de la branche énergie. Par exemple, le gaz consommé pour produire de l’électricité est comptabilisé dans la dépense nationale de gaz, mais est exclu du calcul de la dépense nationale d’énergie : en effet, in fine, le coût correspondant est supporté par les consommateurs d’électricité ; il est donc déjà implicitement pris en compte dans la dépense nationale d’électricité.

Par exception au principe de cohérence entre les bilans physique et monétaire, la dépense des hauts-fourneaux en énergie (nette de la rémunération qu’ils tirent de la revente de gaz de hauts-fourneaux) est considérée dans le bilan monétaire comme une dépense finale, alors que, conformément aux recommandations internationales, la consommation correspondante est considérée comme une consommation de la branche énergie dans le bilan physique.

Du côté des ressources et pour chaque forme d’énergie, le solde entre, d’une part, la dépense totale et, d’autre part, la somme des taxes (nettes des subventions), du solde importateur et des variations de stocks représente la valeur de la production primaire et de marges diverses (de transformation, de transport, de distribution ou de commercialisation suivant les cas). Suivant les sources disponibles par énergie, une désagrégation plus ou moins fine de ces différents éléments est disponible. Concernant les carburants contenant une part bio et une part non-bio (issue de produits pétroliers), il est fait le choix, par convention, d’affecter la totalité des taxes et des marges de distribution aux carburants pétroliers. Par ailleurs, la dépense de gaz pour le transport n’est pas estimée faute d’observer son prix ; elle est agrégée avec celle du secteur tertiaire.

L’élaboration du bilan monétaire s’appuie notamment sur les sources suivantes, outre celles mobilisées pour établir le bilan physique :

  • l’enquête semestrielle sur la transparence des prix du gaz et de l’électricité du SDES ;
  • l’enquête sectorielle annuelle de l’Insee sur le champ du transport ;
  • diverses informations issues de documents budgétaires de RTE, d’Enedis, de GRTgaz, de Teréga, de Storengy et de la Commission de régulation de l’énergie ;
  • les prix de marché de gros du gaz observés aux PEG ;
  • l’enquête mensuelle sur les prix des produits pétroliers de l’Insee ;
  • la base sur les prix de vente de produits pétroliers de la DGEC ;
  • l’enquête trimestrielle réalisée par le CEEB sur les prix du bois-énergie ;
  • l’enquête annuelle sur les prix des combustibles bois réalisée par CODA Stratégies pour le compte de l’Ademe.

annexe 2 : Définitions

Chaleur : transfert thermique, au sens physique du terme. Les flux de chaleur considérés dans le présent bilan sont toutefois restreints aux quantités de chaleur vendues (lorsqu’un acteur met en œuvre une combustion pour en utiliser lui-même la chaleur, les flux correspondants sont reportés dans le bilan du combustible brûlé, pas dans celui de la chaleur). La chaleur primaire, d’origine géothermique, aérothermique ou solaire, s’oppose à la chaleur secondaire obtenue en brûlant des combustibles tels que le charbon, le gaz naturel, le pétrole, la biomasse et les déchets.

Charbon : sous sa forme primaire, combustible fossile qui revêt généralement l’aspect physique d’un roc brun ou noir et qui est constitué de matière végétale carbonisée. On distingue le lignite, le charbon sous-bitumineux et la houille, classés par pouvoir calorifique croissant. La houille pouvant être transformée en coke est dénommée « charbon à coke », par opposition au « charbon-vapeur » utilisé pour produire de la chaleur sous forme de vapeur (elle-même pouvant être éventuellement transformée en électricité). Dans le présent bilan, le terme de charbon couvre aussi les produits secondaires, tels que les agglomérés, les briquettes, le coke de cokerie, le goudron de houille, mais aussi les gaz sidérurgiques (gaz de cokerie, de haut-fourneau et de convertisseur à l’oxygène).

Combustible : toute substance pouvant être brûlée pour produire de la chaleur, par réaction du carbone et de l’hydrogène contenus dans la substance combustible avec l’oxygène.

Consommation finale énergétique : consommation d’énergie à toutes fins autres que la transformation, le transport, la distribution et le stockage d’énergie et hors utilisation comme matière première ou pour certaines propriétés physiques (voir consommation finale non énergétique).

Consommation finale non énergétique : consommation de combustibles à d’autres fins que la production de chaleur, soit comme matières premières (par exemple pour la fabrication de plastique), soit en vue d’exploiter certaines de leurs propriétés physiques (comme, par exemple, les lubrifiants, le bitume ou les solvants).

Déchets : combustibles composés de matériaux divers issus des déchets urbains (dont la moitié est supposée renouvelable) et industriels (considérés en totalité comme non renouvelables).

Électricité : vecteur d’énergie ayant de multiples usages. L’électricité peut être produite à partir de diverses sources primaires (nucléaire, combustibles fossiles ou renouvelables, géothermie, hydraulique, énergie éolienne, photovoltaïque, etc.). La production brute d’électricité est mesurée aux bornes des groupes des centrales et comprend, par conséquent, la consommation des services auxiliaires et les pertes dans les transformateurs des centrales, par opposition à la production nette d’électricité, mesurée à la sortie des centrales.

Énergie primaire : énergie non transformée, i.e. tirée de la nature (soleil, fleuves ou vent) ou contenue dans les produits énergétiques tirés de la nature (comme les combustibles fossiles ou le bois). Par convention, l’énergie primaire d’origine hydraulique, éolienne, marémotrice et solaire photovoltaïque est comptabilisée à hauteur de la production d’électricité correspondante. La consommation d’énergie primaire est la somme de la consommation finale, des pertes et de la consommation des producteurs et des transformateurs d’énergie.

Énergie renouvelable : énergie dérivée de processus naturels en perpétuel renouvellement, notamment l’énergie générée par le soleil, le vent, la chaleur terrestre, l’eau des fleuves, des lacs, des mers et des océans, la biomasse solide (bois et déchets d’origine biologique), le biogaz et les biocarburants liquides.

Énergie secondaire : énergie obtenue par la transformation d’une énergie primaire ou d’une autre énergie secondaire (production d’électricité à partir de gaz, de coke à partir de charbon à coke, de produits pétroliers à partir de pétrole brut, etc.).

Gaz naturel : il est extrait de réserves naturelles souterraines et se compose principalement de méthane (CH4).

Nucléaire : énergie dégagée, sous forme de chaleur, par la fission de noyaux d’uranium dans des réacteurs. Cette énergie, considérée comme primaire, est transformée secondairement en électricité (avec un rendement supposé de 33 %).

Pétrole : mélange complexe d’hydrocarbures liquides, des éléments chimiques contenant de l’hydrogène et du carbone, qui se forme naturellement dans des nappes souterraines présentes dans les roches sédimentaires. Au sens large, il inclut les produits tant primaires (pétrole brut) que secondaires (raffinés).

Pouvoir calorifique : quantité de chaleur dégagée par la combustion complète d’une unité de combustible. On oppose le pouvoir calorifique supérieur (PCS), qui désigne le dégagement maximal théorique de chaleur lors de la combustion, y compris la chaleur de condensation de la vapeur d’eau produite, au pouvoir calorifique inférieur (PCI), qui exclut cette chaleur de condensation.

Soutes maritimes ou aériennes internationales : quantités de pétrole utilisées comme combustibles par les navires ou les avions à des fins de transport international.

Taux d’indépendance énergétique : rapport entre la production et la consommation d’énergie primaire.

annexe 3 : Équivalences énergétiques

Les équivalences énergétiques utilisées sont celles que recommandent les organisations internationales (Agence internationale de l’énergie, Eurostat). Le tableau ci-après précise les coefficients d’équivalence entre unités propres, gigajoules (GJ) et tonnes équivalent pétrole (tep). Ces coefficients sont systématiquement utilisés dans les publications officielles françaises.

Le cœfficient de conversion pour le gaz repose sur une hypothèse d’écart de 10 % entre PCS et PCI. Pour les autres combustibles, les écarts entre PCS et PCI sont de l’ordre de :

  • 9 % pour le gaz de pétrole liquéfié ;
  • 7-8 % pour les autres produits pétroliers ;
  • 2-5 % pour les combustibles solides.

Énergie

Unité propre

gigajoules
(GJ) (PCI)

tep
(PCI)

Charbon

Charbon-vapeur

1 t

26

0,619

Charbon à coke

1 t

29,5

0,705

Coke de cokerie

1 t

28

0,667

Agglomérés et briquettes de lignite

1 t

32

0,762

Lignite et produits de récupération

1 t

17

0,405

Anthracite

1 t

32,3

0,772

Goudron de houille

1 t

38

0,905

Pétrole brut et produits pétroliers

Produits primaires et autres produits à distiller

Pétrole brut

1 t

42,78

1,0218

Liquides de gaz naturels

1 t

42

1,0032

Produits d’alimentation des raffineries

1 t

41,86

0,9997

Additifs oxygénés

1 t

25,12

1,0693

Produits raffinés

Gazole, fioul domestique

1 t

42,6

1,0175

Gaz de pétrole liquéfié (GPL)

1 t

46

1,0987

Essence moteur

1 t

44

1,0509

Kérosène

1 t

43

1,027

Fioul lourd

1 t

40

0,9554

Coke de pétrole

1 t

32

0,7643

Naphta

1 t

44

1,0509

Lubrifiants

1 t

42

1,0032

White spirit

1 t

43,6

1,0414

Bitumes

1 t

39

0,9315

Électricité

1 MWh

3,6

0,086

Bois à usage résidentiel

1 stère

6,17

0,147

Bois à usage professionnel

1 tonne

10,76

0,257

Gaz naturel et industriel

1 MWh PCS

3,24

0,077

annexe 4 : Méthode de correction des variations climatiques

La consommation d’énergie, dont une part importante est dédiée au chauffage, est sensible aux températures extérieures. Afin de permettre des comparaisons dans le temps à climat constant, des statistiques de consommation corrigée des variations climatiques (CVC) sont présentées dans le présent bilan.

L’indicateur de climat usuellement utilisé pour corriger des besoins de chauffage est le nombre de degrés-jours unifiés (DJU). Il est fondé sur la comparaison, pour chaque jour de l’année, de la température observée avec un seuil, fixé à 17 °C. La température prise en compte est la moyenne des extrema des températures sur une journée :

T = (Tmin + Tmax) / 2

Le nombre de degrés-jours de cette journée est égal à 17 - T si T < 17 °C, à 0 sinon. La somme des degrés-jours de tous les jours de la saison de chauffe, période de l’année qui va de janvier à mai et d’octobre à décembre inclus, donne ensuite le nombre annuel de DJU. En pratique, ce calcul est réalisé pour 22 stations météorologiques, soit une pour chacune des anciennes régions métropolitaines. Les résultats de chaque station sont pondérés par la population de la région au recensement de 1999.

La consommation CVC est par définition celle qui aurait été constatée si le nombre de degrés-jours avait été égal à la moyenne de ceux observés sur une période de référence donnée. Cette moyenne (notée DJU0 dans la suite) s’établit à 1 966 degrés-jours sur la période de référence, couvrant les années 1986 à 2015. La série des DJU est présentée dans la partie 4 du bilan. Pour chaque secteur et chaque forme d’énergie, l’écart entre la consommation CVC et la consommation réelle (Créelle) est supposé dépendre linéairement du nombre de degrés-jours, à travers un coefficient de thermosensibilité b :

CCVC = Créelle – b.(DJU – DJU0)

La détermination du jeu de coefficients b sur la période 1990-2017 repose sur la combinaison d’estimations économétriques sur données mensuelles et annuelles. Plus précisément, les coefficients relatifs aux consommations totales d’électricité, de gaz, de produits pétroliers, aux consommations des centrales électriques en gaz et charbon, à la consommation des centrales calogènes en gaz et aux pertes électriques sont estimés sur séries temporelles mensuelles sur des périodes de cinq ans glissantes (le coefficient de l’année n étant ainsi obtenu par estimation sur la période de l’année n-2 à n+2 incluses) et supposés constants entre 2017 et 2019. Les régressions incluent comme variables de contrôle, lorsqu’elles s’avèrent pertinentes, les nombres de jours totaux et ouvrés, des indicatrices mensuelles, une tendance, les prix des énergies concernées, l’indice de production industrielle et, pour celles relatives à l’électricité, le coefficient de disponibilité nucléaire. Les séries de coefficients ainsi obtenus sont lissées à l’aide du filtre Hodrick-Prescott. La sensibilité au nombre de degrés-jours des consommations d’électricité, de gaz et de produits pétroliers est ensuite ventilée par secteur (industrie, résidentiel, tertiaire) à partir d’estimations sur données annuelles sur la période 1990-2017. La thermosensibilité de la consommation de gaz du résidentiel et du tertiaire est toutefois, par exception, ventilée entre ces deux secteurs au prorata de leurs consommations respectives, faute d’estimations séparées satisfaisantes. La thermosensibilité des pertes sur le réseau de gaz est supposée proportionnelle à celle de la consommation totale de gaz. La thermosensibilité de la consommation de chaleur (commercialisée) est estimée à partir d’une estimation sur données annuelles ; elle est supposée constante depuis 2000 et nulle avant (la consommation de chaleur figurant dans les statistiques du bilan étant très faible avant 2000) et est ventilée depuis 2011 entre résidentiel et tertiaire au prorata de leurs consommations respectives. La thermosensibilité des pertes de distribution sur les réseaux de chaleur est supposée proportionnelle aux quantités livrées. La thermosensibilité de la consommation d’énergies renouvelables et de déchets des centrales calogènes est supposée proportionnelle au niveau corrigé des variations climatiques de cette consommation depuis 2005 (première année d’observation) et calée en moyenne sur la période 2005-2017 sur le résultat d’une estimation économétrique. Il est en outre supposé que 70 % de la consommation finale de biomasse solide et de celle tirée des pompes à chaleur est proportionnelle au nombre de degrés-jours, ce qui correspond à la méthode mise en oeuvre dans les éditions précédentes du bilan. Le coefficient relatif à la consommation primaire totale s’obtient enfin en additionnant ceux relatifs aux consommations totales de gaz, pétrole, charbon, énergies renouvelables, déchets et électricité et en retranchant ceux relatifs aux consommations de gaz et charbon pour produire de l’électricité multipliés par les rendements moyens correspondants de ces productions (il n’est pas identifié de thermosensibilité statistiquement significative de la production nucléaire). Le tableau suivant comprend l’ensemble des coefficients de thermosensibilité utilisés (ils sont supposés nuls pour les couples de secteurs et de formes d’énergie ne figurant pas dans le tableau).

Coefficients de thermosensibilité estimés pour le chauffage

En ktep/DJU

1990

91

92

93

94

95

96

97

98

99

2000

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Charbon

Résidentiel

0,6

0,6

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Transformation

3,4

3,4

3,4

3,3

3,0

2,9

2,7

2,7

2,7

2,6

2,4

2,2

1,9

1,7

1,5

1,4

1,3

1,3

1,3

1,4

1,5

1,8

1,9

1,8

1,7

1,4

1,1

0,8

0,8

0,8

Produits pétroliers

Industrie

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,5

0,5

0,4

0,3

0,2

0,2

0,2

0,1

0,1

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,1

0,1

0,1

0,0

0,0

0,0

Résidentiel

2,8

2,8

2,9

3,0

3,0

3,1

3,2

3,1

3,0

2,7

2,4

2,2

2,0

1,9

1,9

1,9

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

1,9

1,8

1,7

1,6

1,4

1,3

1,1

1,1

1,1

Tertiaire

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,1

1,0

1,0

0,9

0,8

0,7

0,7

0,7

0,6

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,8

0,7

0,7

0,6

0,6

0,5

0,5

0,5

0,5

Gaz

Industrie

0,5

0,5

0,5

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

Résidentiel

2,2

2,2

2,3

2,3

2,5

2,5

2,6

2,7

2,6

2,7

3,9

4,1

4,4

4,4

4,6

4,7

4,9

4,7

4,9

4,7

4,5

4,6

4,6

4,6

4,4

4,4

4,5

4,3

4,2

4,2

Tertiaire

2,1

2,0

2,0

2,2

2,2

2,4

2,5

2,4

2,5

2,5

1,4

1,5

1,4

1,7

1,7

1,8

1,7

1,9

1,7

2,0

2,2

1,9

2,0

2,0

2,3

2,2

2,1

2,2

2,2

2,3

Transformation

0,9

0,9

0,9

0,9

1,0

1,0

1,0

1,0

1,1

1,1

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

1,3

1,3

1,3

1,4

1,4

1,4

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

Pertes sur le réseau

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

EnR et déchets

Résidentiel

3,0

3,1

3,2

3,1

2,9

2,9

2,8

2,7

2,6

2,6

2,5

2,5

2,5

2,4

2,4

2,3

2,3

2,4

2,5

2,6

2,7

2,8

2,9

3,0

3,1

3,1

3,1

3,2

3,3

3,4

Tertiaire

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

Transformation

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

0,1

0,1

0,2

0,2

0,2

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,2

0,2

0,2

0,2

Électricité

Industrie

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

Résidentiel

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,5

1,4

1,4

1,5

1,6

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2

2,3

2,5

2,6

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

Tertiaire

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,3

0,3

0,4

0,4

0,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,6

0,6

0,6

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Pertes sur le réseau

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,2

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,4

0,4

0,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

Chaleur

Résidentiel

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,4

0,4

0,3

0,3

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

Tertiaire

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

Non affecté

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Pertes

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,0

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

Toutes énergies

Consommation finale

14,9

15,0

15,2

15,4

15,5

15,6

15,7

15,4

15,0

14,5

14,7

14,6

14,8

15,0

15,4

15,7

15,9

16,2

16,5

16,9

17,2

17,4

17,6

17,6

17,5

17,2

16,9

16,6

16,7

16,8

Consommation primaire

17,5

17,6

17,7

17,9

18,1

18,3

18,3

18,2

17,8

17,3

16,9

16,6

16,6

16,8

17,1

17,4

17,7

18,0

18,3

18,9

19,3

19,7

19,9

20,0

19,8

19,3

18,7

18,2

18,3

18,4

Toutes énergies confondues, un écart de 10 % par rapport au nombre de degrés-jours de référence (soit de 197 degrés-jours) entraînerait une variation de la consommation annuelle finale (resp. primaire) de 3,3 Mtep (resp. 3,6 Mtep) en 2019.

En outre, la thermosensibilité de la consommation d’électricité du secteur tertiaire pour la climatisation est prise en compte à partir de l’année d’observation 2011. La méthode est analogue à celle employée pour les besoins de chauffage, en définissant des degrés-jours unifiés de climatisation (DJUc) à partir d’une température de référence de 21 °C. L’estimation est réalisée sur données mensuelles sur la période 2009-2018 et il est fait l’hypothèse simplificatrice que la totalité de la sensibilité de la consommation d’électricité au nombre de degrés-jours de climatisation est imputable au secteur tertiaire.

Coefficients de thermosensibilité estimés pour la climatisation

En ktep/DJUc

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Électricité

Tertiaire

0,9

0,9

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Un écart de 10 % par rapport au nombre de degrés-jours de climatisation de référence (soit de 22 degrés-jours) entraînerait une variation de la consommation annuelle d’électricité du secteur tertiaire de 0,25 TWh (soit 22 ktep) en 2019.

Annexe 5 : Principales révisions par rapport à la précédente édition

L’objectif d’amélioration continue des méthodes employées ainsi que la disponibilité de nouvelles sources se substituant à d’anciennes peut se traduire par des révisions dans les bilans des années antérieures. Les principales modifications apportées cette année sont recensées ci-après.

Produits pétroliers

Le rebasement du bilan de la circulation des Comptes des transports a entraîné la révision de certaines séries de consommation du transport routier, notamment celle de gazole par le transport de marchandises, sur la période 2011-2018. Une nouvelle méthode a par ailleurs été mise en place pour répartir les soutes maritimes entre domestique et international, entraînant une révision sur la même période.

La ventilation sectorielle de la consommation de produits pétroliers dans les départements d’outre-mer en 2018 a été affinée.

La révision du secteur d’activité d’un gros consommateur de gaz de raffinerie a conduit à un transfert, en 2018, de la consommation du secteur de la transformation vers celui de la chimie.

Enfin, comme chaque année, les données de consommation 2018 de produits pétroliers dans l’agriculture ont été améliorées à la suite de la mise à disposition des données du Rica.

Gaz naturel

Les statistiques de consommation de gaz ont été révisées. Elles sont construites principalement, pour les années 2018 et 2019, à partir des données locales de consommation d’énergie mises à disposition dans le cadre de l’article 179 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte (après, le cas échéant, certains retraitements d’allocation sectorielle). L’enquête annuelle sur les statistiques gazières (EASG) a été arrêtée en raison de la disponibilité de cette nouvelle source. Les prix du gaz par secteur, issus jusqu’à l’édition précédente de l’EASG et de l’EACEI, sont désormais estimés à partir de l’enquête « Transparence des prix » en tenant compte de la distribution des consommateurs de chaque secteur par tranche de consommation. Les statistiques de consommation physique et monétaire ont été rétropolées jusqu’à l’année 2011 incluse. Le bilan physique du gaz fait désormais apparaître un écart statistique, alors qu’il était nul par construction dans les précédentes éditions, le total des emplois étant calé sur le total des ressources.

En outre, à partir de 2018, le bilan du gaz naturel a été élargi pour inclure le GNL porté, c’est-à-dire directement acheminé par camion-citerne à des industriels ou des stations-service, sans être injecté dans les réseaux de gaz.

Charbon

La méthode de comptabilisation des quantités consommées par les centrales électriques (et de cogénération) fonctionnant à partir de bagasse et de charbon a été améliorée, et les chiffres correspondants ont été révisés sur la période 2011-2018.

Énergies renouvelables et déchets

Les biocarburants incorporés au gazole non routier ont été répartis dans les secteurs consommateurs correspondants, alors qu’ils étaient auparavant comptabilisés dans les transports. Les chiffres d’importation de biodiesel ont été améliorés, entraînant un impact sur la production correspondante. Les modifications ont été apportées sur la période 2011-2018.

L’estimation de la consommation de déchets par le secteur de la transformation a été revue, afin de mieux articuler les résultats de l’enquête annuelle sur la production d’électricité (EAPE), ceux de l’enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid (EARCF) et ceux de l’enquête sur les installations de traitement des ordures ménagères (Itom) de l’Ademe. Il en résulte une révision des statistiques correspondantes à compter de l’année 2011.

Des révisions effectuées dans l’enquête annuelle sur la consommation d’énergie dans l’industrie (EACEI) ont conduit à corriger certains chiffres de consommation finale d’énergie renouvelable thermique dans l’industrie, entre 2014 et 2018.

Électricité

Les statistiques de consommation d’électricité ont été révisées. Elles sont construites principalement, pour les années 2018 et 2019, à partir des données locales de consommation d’énergie mises à disposition dans le cadre de l’article 179 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte. L’enquête annuelle sur le transport et la distribution d’électricité (EATDE) a été arrêtée en raison de la disponibilité de cette nouvelle source. Les prix de l’électricité par secteur, qui exploitaient jusqu’à la précédente édition l’EACEI ainsi que l’enquête sur les consommations d’énergie du tertiaire pour l’année 2011, sont désormais estimés à partir de l’enquête « Transparence des prix » en tenant compte de la distribution des consommateurs de chaque secteur par tranche de consommation. Par ailleurs, l’autoconsommation photovoltaïque a été prise en compte pour les années 2018 et 2019 et l’identification des secteurs autoconsommant de l’électricité issue d’autres filières a été améliorée. Les statistiques de consommation physique et monétaire ont été rétropolées jusqu’à l’année 2011 incluse.