var files_content = [{"page_id":0,"values":"Recul de la production d’énergie primaire La production d’énergie primaire s’élève à 1 428 TWh en France en 2020, en baisse de 8,5 % par rapport à 2019. Cette diminution s’explique essentiellement par le recul de la production nucléaire (- 11,3 %, à 1 072 TWh), affectée par la crise sanitaire. À l’inverse, la production primaire d’électricité renouvelable électrique augmente par rapport à 2019 (+ 12,3 %, à 117 TWh). Cette hausse est portée par l’ensemble des filières, notamment hydraulique et éolienne. La production primaire d’énergies renouvelables thermiques et issues de la valorisation des déchets baisse de 2,7 % en 2020, à 229 TWh. Elle est notamment affectée par la diminution de la production de biomasse solide, qui en constitue la principale composante (- 5,0 %, à 115 TWh), en raison de températures particulièrement douces en 2020, et par celle de la production de biocarburants (- 6,9 %, à 27 TWh) liée à une demande fortement réduite. Baisse historique de la consommation d’énergie La consommation d’énergie primaire de la France baisse de 9,8 % en 2020 par rapport à 2019, pour s’établir à 2 572 TWh, niveau qui n’avait plus été observé depuis les années 1980. La baisse de la production primaire étant proportionnellement moins forte, le taux d’indépendance énergétique de la France, ratio de ces deux grandeurs, gagne 0,8 point en 2020, pour s’établir à 55,5 %. Le déficit des échanges physiques d’énergie diminue de 17,0 %, à 1 162 TWh. Une partie de la baisse de la consommation d’énergie primaire est liée aux températures exceptionnellement douces de l’année 2020, qui se sont traduites par de moindres besoins de chauffage qu’en 2019. Corrigée des variations climatiques, la consommation d’énergie primaire diminue ainsi de 8,2 %. Cette baisse trouve essentiellement son origine dans la crise sanitaire. La consommation finale d’énergie (après déduction des pertes et usages internes du système énergétique) s’établit à 1 638 TWh en données réelles, dont 146 TWh pour les usages non énergétiques. La consommation finale à usage énergétique, de 1 492 TWh, diminue, quant à elle, de 7,9 % à climat réel et de 5,4 % à climat corrigé. La consommation d’énergie à usage de transport chute en particulier de 15,3 % en 2020. Celles de l’industrie et du tertiaire baissent également, de respectivement 5,2 % et 3,4 % après correction des variations climatiques. La consommation d’énergie résidentielle augmente en revanche, de 3,0 %, à climat corrigé, en raison d’une présence accrue des individus à leur domicile dans le contexte de la crise sanitaire. Les consommateurs finaux d’énergie ont dépensé 144 md€ en 2020 Au total, les ménages, entreprises et administrations ont dépensé 144,2 Md€ en 2020 pour satisfaire leurs besoins en énergie. Au sein de cette dépense, le coût des importations nettes et des variations de stocks de produits énergétiques représente 23,9 Md€, les taxes énergétiques (nettes des subventions aux énergies renouvelables) 32,2 Md€ et la TVA non déductible 12,7 Md€. Le solde, soit 75,5 Md€, correspond à la rémunération d’activités réalisées sur le territoire national. La facture moyenne d’énergie des ménages s’élève à 2 690 € en 2020, dont 1 590 € pour l’énergie du logement et 1 100 € pour les carburants. Elle diminue globalement de 14 % par rapport à 2019 en euros courants, en raison de la chute de la dépense moyenne en carburants (- 27 %), sous l’effet cumulé des baisses des volumes consommés et des prix. Le diagramme de Sankey, outil de visualisation du bilan Le diagramme de Sankey, représenté ci-après, illustre qu’en 2020 la France a mobilisé une ressource primaire de 2 659 TWh pour satisfaire une consommation finale (non corrigée des variations climatiques) de 1 638 TWh. La différence est constituée des pertes et usages internes du système énergétique (934 TWh au total), des exportations nettes d’électricité (45 TWh), des soutes aériennes et maritimes internationales exclues par convention de la consommation finale (42 TWh). Le diagramme illustre aussi les flux des différentes formes d’énergie transformés en électricité (par exemple, 55 TWh de gaz ont été utilisés à des fins de production d’électricité). Ensemble des énergies – Bilan énergétique de la France en 2020 (TWh) P : production nationale d’énergie primaire. DS : déstockage. I : solde importateur.1 Pour obtenir la consommation primaire, il faut déduire des ressources primaires le solde exportateur d’électricité ainsi que les soutes maritimes et aériennes internationales.2 Y compris énergies marines, hors accumulation par pompage.3 Énergies renouvelables thermiques (bois, solaire thermique, biocarburants, pompes à chaleur, etc.).4 L’importance des pertes dans le domaine de l’électricité tient au fait que la production nucléaire est comptabilisée pour la chaleur produite par la réaction, chaleur dont les deux tiers sont perdus lors de la conversion en énergie électrique.5 Usages non énergétiques inclus.Source : calculs SDES","link":"1--.php","title":""},{"page_id":1,"values":"2.1 Le taux d’indépendance énergétique augmente, en raison de la chute de la demande intérieure La production d’énergie primaire diminue de 8,5 % par rapport à 2019, pour s’établir à 1 428 TWh en France (figure 2.1.1). Cette baisse inédite depuis au moins cinquante ans est imputable à la production nucléaire (- 11,3 %, à 1 072 TWh). La crise sanitaire a engendré une chute de la demande d’électricité et une moindre sollicitation des centrales nucléaires. Du côté de l’offre, les mesures de confinement, en particulier au printemps, se sont traduites par un allongement des délais de maintenance de certains réacteurs et, en conséquence, une moindre disponibilité du parc. À cela s’ajoute la fermeture de la centrale de Fessenheim au cours de l’année 2020, qui a réduit la capacité totale du parc. La production nucléaire, qui représente les trois quarts de la production primaire totale, tombe à un niveau qui n’avait plus été observé depuis la fin des années 1990. À l’inverse, la production primaire d’énergie renouvelable électrique augmente nettement par rapport à 2019 (+ 12,3 %, à 117 TWh). Les précipitations plus abondantes que l’année précédente ont favorisé le rebond de la production hydraulique (+ 11,8 %, à 64 TWh). La hausse soutenue de la production éolienne (+ 14,4 %, à 40 TWh) s’explique par la hausse des capacités installées et des conditions de vent très favorables en 2020. La production photovoltaïque est également dynamique (+ 9,6 %, à 13 TWh en 2020), du fait de la croissance des panneaux installés. Les énergies renouvelables thermiques et les déchets pèsent environ deux fois plus dans la production primaire que les énergies renouvelables électriques (229 TWh en 2020). En 2020, la production de ces énergies diminue de 2,7 %. La production de biomasse solide – en majeure partie du bois de chauffage, sa principale composante – baisse de 5,0 % et la production de biocarburants se replie de 6,9 %. Les énergies renouvelables (électriques et thermiques) et la valorisation des déchets occupent une part plus élevée dans la production primaire en 2020 qu’en 2019. Au-delà des effets de recomposition des modes de production liés à la crise sanitaire, les énergies renouvelables se développent, grâce notamment à la forte croissance, depuis 2015, des biocarburants, de l’éolien et des pompes à chaleur. Enfin, la production primaire d’énergie fossile est désormais marginale. Composée essentiellement de pétrole brut extrait des bassins aquitain et parisien, elle s’élève à 10 TWh en 2020 et diminue nettement (- 15,2 %). Figure 2.1.1 : production primaire d’énergie * Y compris énergies marines.Source : calculs SDES En 2020, la consommation primaire d’énergie en France, affectée par les mesures sanitaires, se replie (- 9,8 %) davantage que la consommation primaire mondiale (- 4 % selon les premières estimations de l’AIE). La contraction de la consommation, plus forte que celle de la production primaire, entraîne un recours bien moindre aux importations pour satisfaire la demande. Le taux d’indépendance énergétique de la France, rapport entre la production et la consommation nationale d’énergie primaire gagne ainsi 0,8 point et s’élève à 55,5 % en 2020 (figure 2.1.2). Il est sensiblement plus élevé en France que chez la plupart de ses voisins européens, en raison du recours particulièrement important à l’énergie nucléaire, considérée comme domestique par convention statistique internationale (voir encadré). Le solde importateur des échanges physiques d’énergie diminue de 17,0 % et s’établit à 1 162 TWh. Les achats de pétrole brut chutent de 31,7 % en raison du repli de l’activité de raffinage, plus marqué encore que celui de la demande intérieure de produits pétroliers (cf. 4.2). En conséquence, les exportations de pétrole raffiné diminuent fortement (- 24,2 %) alors que les importations de produits raffinés baissent relativement peu (- 3,0 %). Les importations de gaz naturel se replient de 15,6 % comme les exportations. Les importations de charbon chutent davantage (- 30,1 %), du fait de la très forte contraction en 2020 de l’activité de l’industrie lourde, et notamment de la sidérurgie. Les importations nettes de biocarburants, essentiellement du biodiesel, représentent 6,8 TWh. Ils accusent une forte baisse par rapport à 2019. À rebours des autres énergies, le bois-énergie connaît une augmentation de son solde importateur (0,7 TWh), en lien avec la baisse de sa production. Le recul de la production nucléaire se répercute sur les échanges physiques d’électricité. Le solde exportateur diminue de 7,8 %, pour s’établir à 4,5 TWh. Figure 2.1.2 : taux d’indépendance énergétique, production et consommation primaires Source : calculs SDES En 2020, la facture énergétique de la France se contracte de 45 % en euros constants par rapport à 2019 : elle diminue de 20 Md€2020 (figure 2.1.3), pour s’établir à 24,8 milliards d’euros. Elle ne contribue que pour moitié au déficit des échanges extérieurs de la France, contrairement aux années précédentes où la facture énergétique excédait largement le déficit extérieur (y compris les échanges de services). Cette réduction, inédite depuis 2009, s’explique d’abord par la forte réduction de l’activité de raffinage, débouché quasi exclusif des importations de pétrole brut. En outre, le prix du pétrole importé recule fortement en 2020 dans un contexte de chute du prix du baril de Brent. Très sensible aux mesures drastiques prises par les différents pays pour enrayer l’épidémie, celui-ci a plongé au printemps 2020 et a diminué à nouveau à l’automne après s’être légèrement redressé à l’été. La facture en produits raffinés et biocarburants s’allège nettement moins (- 4,0 Md€2020). Elle dépasse même – fait inédit depuis au moins cinquante ans – la facture en pétrole brut en 2020. La baisse conséquente des prix de ces produits est en effet partiellement contrebalancée par la dégradation du solde des échanges physiques en produits raffinés. La facture gazière de la France est réduite de 3,7 Md€2020 et s’élève à 5,1 Md€ en 2020. Ce repli trouve son origine d’abord dans la baisse du prix du gaz, à laquelle s’ajoute la diminution des quantités importées. Le cours du gaz (sur lesquels sont partiellement indexés les contrats à terme) a en effet fortement décru, les prix TTF aux Pays-Bas et spot NBP à Londres baissant de 31 % en moyenne entre 2019 et 2020. Le charbon contribue également à la réduction de la facture énergétique, à hauteur de 0,8 Md€2020, en raison de la chute de la quantité importée et de la baisse des prix. Le solde exportateur d’électricité baisse de 0,9 Md€2020, pour s’établir à 1,2 Md€2020. Deux effets d’égale intensité expliquent cette diminution : d’une part, les échanges physiques d’électricité se replient, en lien avec la diminution de la production ; d’autre part, les prix à l’exportation diminuent davantage que les prix à l’importation. Figure 2.1.3 : facture énergétique de la France En milliards d’euros 2020 2016 2017 2018 2019 2020 Facture énergétique 33,3 40,9 47,4 44,9 24,8 Pétrole brut 17,5 22,0 25,3 21,7 9,7 Pétrole raffiné 6,9 8,3 11,2 13,9 9,8 Gaz naturel 8,2 8,9 11,1 8,8 5,1 Charbon 1,2 2,2 2,0 1,7 0,9 Biocarburants 0,6 0,8 0,7 0,8 0,4 Bois-énergie 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 Électricité - 1,1 - 1,4 - 3,0 - 2,1 - 1,2 Source : calculs SDES, d’après DGDDI, CRE, enquête auprès de raffineurs Le taux d’indépendance énergétique est sensible aux règles de comptabilité de l’énergie nucléaire L’énergie primaire correspond à l’énergie tirée directement de la nature, ou contenue dans les produits énergétiques tirés de la nature. Elle se distingue de l’énergie secondaire, obtenue à partir d’une énergie primaire ou d’une autre énergie secondaire. Ainsi, par exemple, l’électricité thermique est une énergie secondaire issue d’un combustible naturel comme le charbon ou le gaz naturel, considéré comme énergie primaire. Dans le cas de l’énergie nucléaire, issue de la réaction de fission de l’uranium ou du plutonium, les conventions internationales sur les statistiques de l’énergie considèrent comme énergie primaire la chaleur issue de la réaction et non le combustible nucléaire lui-même. Cela a pour conséquence de comptabiliser comme production primaire (i.e. comme ressource nationale) la quantité de chaleur produite par les centrales nucléaires (qui est estimée à partir de l’électricité effectivement produite par celles-ci et d’un rendement théorique de 33 %), indépendamment du fait que le combustible nucléaire soit importé ou non. Le manuel sur les statistiques de l’énergie coédité par l’Agence internationale de l’énergie et par Eurostat souligne que, si l’origine du combustible nucléaire était prise en considération, « la dépendance de l’approvisionnement à l’égard d’autres pays serait accrue ». Dans le cas de la France, qui a recours intégralement à des combustibles importés (utilisés directement ou après recyclage), le taux d’indépendance énergétique perdrait 40 points de pourcentage, pour s’établir à 14 % en 2020, si l’on considérait comme énergie primaire le combustible nucléaire plutôt que la chaleur issue de sa réaction.","link":"10-21-le-taux-dindependance-energetique.php","title":"2.1 Le taux d’indépendance énergétique augmente, en raison de la chute de la demande intérieure"},{"page_id":2,"values":"2.2 La production primaire diminuedu fait d’une forte indisponibilitédes centrales nucléaires 2.2.1 Combustibles fossiles Autrefois importante, la production primaire d’énergie fossile en France est désormais marginale (figure 2.2.1.1). Elle s’élève à 10 TWh en 2020, en baisse par rapport à 2019 (- 15,6 %). Elle est composée quasi intégralement de produits à destination des raffineries : pour près des trois quarts, il s’agit de pétrole brut extrait des bassins parisien et aquitain, auquel s’ajoute une production d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) destinés à améliorer la qualité des produits raffinés, comme par exemple les carburants. La production de pétrole brut sur le territoire français s’élève à 645 milliers de tonnes ; elle a été divisée par plus de cinq depuis la fin des années 1980. Cette production ne satisfait désormais qu’un peu moins de 1 % de la consommation nationale. Au 1er janvier 2020, les réserves de pétrole brut (18 Mt) et d’hydrocarbures extraits du gaz naturel représentent environ 28 ans d’exploitation au rythme actuel. Depuis l’arrêt définitif de l’injection du gaz du gisement de Lacq dans le réseau en octobre 2013, la production nationale de gaz naturel se limite à l’extraction de quantités, très marginales, de gaz de mine du bassin du Nord-Pas-de-Calais. Celles-ci s’élèvent à 201 GWh PCS (pouvoir calorifique supérieur) en 2020. L’approvisionnement de la France en charbon repose désormais exclusivement sur le commerce extérieur et, dans une moindre mesure, sur le recours aux stocks. En effet, la collecte de produits de récupération présents sur les anciens sites d’extraction, qui subsistait depuis la fermeture de la dernière mine de charbon en 2004, s’est arrêtée en 2015. Elle ne représentait guère plus de 1 % de l’approvisionnement global de la France en produits charbonniers les années précédentes. Figure 2.2.1.1 : production primaire d’énergie fossile Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES, d’après DGEC, Charbonnages de France, SNET, GRTgaz, TIGF Figure 2.2.1.2 : production primaire et valeur associée d’énergie fossile 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Production toutes énergies fossiles 12,10 423 11,73 485 11,02 502 11,76 568 9,93 286 Production de pétrole 11,89* 419 11,57* 482 10,93* 500 11,60* 565 9,75* 284 Production de charbon 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 Production de gaz naturel (grisou) 0,21 4 0,16 3 0,09 2 0,17 3 0,18 2 * La production comprend la production d’additifs oxygénés non issus de biomasse.Source : calculs SDES Compte tenu des prix des énergies fossiles et de leur forte diminution en 2020, la production primaire totale française représente en 2020 une valeur économique de 286 millions d’euros, soit près de deux fois moins qu’un an auparavant (figure 2.2.1.2). 2.2.2 NUCLÉAIRE À la suite de la fermeture des deux derniers réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim le 29 juin 2020, la France compte 56 réacteurs actuellement en service, répartis sur 18 sites. La production d’énergie primaire du parc s’élève à 1 072 TWh en 2020. Elle correspond à la quantité totale de chaleur dégagée lors de la réaction de fission du combustible nucléaire. Comme il faut en moyenne environ 3 unités de chaleur pour produire une unité d’électricité dans une centrale nucléaire (le solde constituant les pertes calorifiques liées à cette transformation), la production brute d’électricité des centrales nucléaires françaises s’élève en 2020 à 354 TWh (figure 2.2.2.1). La production nucléaire est ainsi en forte baisse, de 11,3 % sur un an, et retombe à un niveau qui n’avait pas été observé depuis la fin des années 1990. Cette baisse s’explique principalement par la crise sanitaire qui, d’une part, a réduit la demande et, d’autre part, a entraîné une diminution du taux de disponibilité du parc. En moyenne, les centrales ont été disponibles à hauteur de 70,8 % de leur capacité théorique, 3,2 points de moins qu’en 2019, et ont été utilisées, lorsqu’elles étaient disponibles, à hauteur de 86,7 % (figure 2.2.2.2). Par ailleurs, à la suite de la fermeture de la centrale de Fessenheim, la capacité du parc nucléaire a baissé de 1,8 GW au cours de l’année 2020, pour s’établir à 61,4 GW. Figure 2.2.2.1 : production brute d’électricité des centrales nucléaires Source : EDF Figure 2.2.2.2 : disponibilité et utilisation du parc nucléaire Coefficients exprimés en % 2016 2017 2018 2019 2020 Coefficient de disponibilité Kd* 77,6 77,1 76,6 73,9 70,8 Coefficient d'utilisation Ku 89,2 89,1 92,9 92,9 86,7 * Le coefficient Kd est calculé sur la base des indisponibilités dues aux arrêts fortuits, aux arrêts pour entretien ou rechargement et aux prolongations d’arrêt. À la différence de l’indicateur Energy Availibility Factor publié par l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), il ne tient en revanche pas compte des indisponibilités dues à des causes environnementales, aux mouvements sociaux ou aux attentes d’autorisation des autorités.Source : EDF 2.2.3 ÉNERGIES RENOUVELABLES ET VALORISATION DES DÉCHETS La production primaire d’énergie issue de ressources renouvelables s’établit à 327 TWh en 2020, en hausse de 2,5 % par rapport à 2019 (figures 2.2.3.1 et 2.2.3.2). Le développement de la production éolienne et l’augmentation de la production hydraulique, liée à des conditions pluviométriques plus favorables qu’en 2019, ont été compensés par un recul de la production de bois-énergie et de la production de biocarburants. Le bois-énergie (y compris liqueur noire) demeure la première énergie renouvelable produite en France (31 % de la production nationale d’énergie renouvelable), devant l’hydraulique (19 %), l’éolien (12 %), les pompes à chaleur (10 %), les biocarburants (8 %), la valorisation des déchets renouvelables (4 %), le solaire photovoltaïque (4 %), le biogaz (4 %), la valorisation des résidus de l’agriculture et de l’industrie agroalimentaire (4 %), la géothermie (2 %), le solaire thermique et les énergies marines (moins de 1 % pour chacune de ces deux filières). En incluant par ailleurs les 19 TWh d’énergie produite à partir de la valorisation des déchets non renouvelables (cf. infra), la production primaire d’énergie issue de ressources renouvelables ou de déchets s’élève à 346 TWh en 2020. Figure 2.2.3.1 : part de chaque filière dans la production primaire d’énergies renouvelables en 2020 (327 TWh) * Y compris liqueur noire.** Industries agroalimentaires.Source : calculs SDES Figure 2.2.3.2 : évolution de la production primaire d’énergies renouvelables * Y compris liqueur noire.** Industries agroalimentaires.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Les énergies renouvelables électriques correspondent aux filières de production primaire d’électricité (117 TWh en 2020). Elles regroupent ainsi l’hydraulique (hors stations de transfert d’énergie par pompage), l’éolien, le solaire photovoltaïque et les énergies marines. Hydraulique (hors pompages) La production hydraulique dépend fortement du débit des cours d’eau et, par conséquent, de la pluviométrie. L’essentiel de la production provient de grandes installations, situées, pour la plupart, le long du Rhin et du Rhône ainsi que dans les zones montagneuses. Après un important recul en 2019, la production hydraulique (hors pompages) augmente de 11,8 % en 2020, à 64 TWh, en raison d’une pluviométrie plus favorable qu’en 2019. Énergies marines Les énergies marines regroupent les différentes filières de production d’électricité tirant parti de l’énergie mécanique issue des mouvements de l’eau créée par les marées (énergie marémotrice), les vagues (énergie houlomotrice) et les courants marins (énergie hydrolienne). L’usine marémotrice de la Rance, construite dans les années 60, est, à ce jour, la seule unité de production en service commercial exploitant l’énergie issue du milieu marin en France. D’une capacité électrique de 212 MW, sa production (hors pompages) s’élève à 0,5 TWh en 2020. Éolien Soutenue par un accroissement important des capacités installées sur le territoire ainsi que par des conditions météorologiques favorables, la production éolienne progresse de 14,4 % en 2020, pour s’établir à 40 TWh. La filière éolienne connaît un développement particulièrement rapide ces dernières années, avec un doublement de la production en cinq ans. Solaire photovoltaïque La filière solaire photovoltaïque s’est développée particulièrement vite au cours de la décennie : la production, qui était inférieure à 1 TWh en 2010, atteint 13 TWh en 2020. Soutenue par la croissance du parc, la production progresse de 9,6 % par rapport à 2019. Les énergies renouvelables thermiques et les déchets (229 TWh en 2020) regroupent les filières pour lesquelles l’énergie produite l’est sous forme de chaleur, avant d’être éventuellement convertie sous une autre forme (en électricité ou en force motrice notamment) - (figure 2.2.3.3). On distingue les filières de production d’énergie par combustion de celles de production primaire de chaleur. Les premières regroupent d’une part la biomasse, qu’elle soit solide (bois-énergie, résidus agricoles et agroalimentaires), liquide (biocarburants) ou gazeuse (biogaz), d’autre part les déchets incinérés (urbains et industriels). Les secondes regroupent la géothermie, le solaire thermique et les pompes à chaleur. Biomasse solide En 2020, la production d’énergie primaire issue de biomasse solide s’élève à 115 TWh (- 5,0 %), atteignant son niveau le plus bas depuis 2015. Cette diminution s’explique par une baisse simultanée de la biomasse utilisée dans le secteur de la transformation (- 2,5 %) et de la consommation finale de bois-énergie par les ménages (- 7,1 %). En effet, le bois-énergie constitue près de 90 % de la biomasse et est consacré à 60 % à l’usage résidentiel (cf. 4.5). Les températures plus douces en 2020 expliquent la diminution de la consommation de bois par les ménages. La consommation de biomasse progresse cependant nettement par rapport à 2005, soutenue par son utilisation croissante dans les installations de cogénération et de production de chaleur. Après une forte hausse au début des années 2000, la part de la consommation résidentielle tend, quant à elle, à baisser depuis 2010, en raison d’une diminution régulière de la consommation par ménage, due à des appareils de chauffage au bois de plus en plus performants, ainsi que du net recul des ventes d’appareils de chauffage au bois depuis 2013. Biogaz En 2020, la production primaire de biogaz s’élève à 13 TWh, en augmentation par rapport à 2019 (+ 16 %). Cette évolution s’inscrit dans une tendance continue à la hausse, amorcée en 2011. De 2011 à 2020, la production primaire de biogaz a en effet été multipliée par 2,5. Presque 50 % de la production de biogaz (6 TWh) est valorisée sous forme d’électricité. La puissance des installations raccordées au réseau électrique représente 0,5 GW en fin d’année 2020, en augmentation de 6,6 % par rapport à 2019. Le reste de la production de biogaz est principalement dédié à la production de chaleur (36 %, soit 5 TWh). L’épuration de biogaz en biométhane, afin d’être ensuite injecté dans les réseaux de gaz naturel, constitue en outre un nouveau débouché depuis quelques années. Si ce mode de valorisation ne concerne que 15 % de la production totale de biogaz en 2020, soit 2 TWh, il progresse néanmoins fortement. Entre 2019 et 2020, les injections de biométhane dans le réseau ont en effet augmenté de 78,9 % (cf. 3.2). Biocarburants et autres bioliquides La biomasse liquide, constituée des biocarburants, est utilisée essentiellement pour la force motrice des véhicules (y compris les véhicules de chantiers, agricoles, etc.). En 2020, la production nationale de biocarburants s’élève à 27 TWh, en baisse de 6,9 % par rapport à 2019. La France produit principalement du biodiesel (77 %), mais également du bioéthanol (23 %). Stimulée par une fiscalité encourageant l’incorporation de biocarburants, la production a connu une forte croissance au cours des années 2000, passant de 4 TWh à 26 TWh au cours de la décennie. Depuis, l’augmentation de la production a ralenti, malgré la hausse progressive des objectifs d’incorporation. Déchets La production d’énergie primaire à partir de l’ensemble des déchets baisse de 4,1 % en 2020, pour s’établir à 33 TWh. Plus de la moitié (54 %) de cette production est valorisée sous forme d’électricité. La partie non biodégradable des déchets n’est pas considérée comme relevant des énergies renouvelables. Par convention internationale, les déchets renouvelables correspondent à la moitié des déchets urbains, soit 14 TWh en 2020. Les déchets non renouvelables recouvrent l’autre moitié des déchets urbains ainsi que les déchets industriels ; ils s’élèvent à 19 TWh en 2020. Solaire thermique La production du parc des installations solaires thermiques est de l’ordre de 2 TWh en 2020, en hausse de 3,9 % sur un an. Près de la moitié (45 %) de cette production est réalisée dans les DROM, en raison du fort ensoleillement de ces territoires, propice à l’installation de chauffe-eaux solaires. Le développement de la filière, très dynamique jusqu’au début des années 2010, a depuis nettement ralenti. Les ventes d’équipements en 2020 restent inférieures de moitié environ à celles annuelles moyennes de la période 2006 à 2012. En métropole, ce sont essentiellement des projets de « grandes surfaces » solaires thermiques qui permettent le développement de la filière ces dernières années. Géothermie De manière générale, la géothermie vise à exploiter l’énergie thermique contenue dans le sous-sol. La chaleur géothermique produite à partir de pompes à chaleur (dite de « très basse énergie ») est toutefois comptabilisée à part (cf. rubrique suivante). La géothermie dite de « basse énergie » exploite des aquifères d’une profondeur de plusieurs centaines de mètres, à des fins de production de chaleur (chauffage et eau chaude sanitaire). Elle est généralement mobilisée comme source de production par les réseaux de chaleur, en raison du montant élevé des investissements nécessaires. Ces réseaux, dont la plupart sont situés en Île-de-France, alimentent principalement des bâtiments à usage résidentiel ou tertiaire. La géothermie de « basse énergie » est également exploitée par quelques installations isolées, telles des piscines, des serres ou encore des bassins de pisciculture. La production de cette filière s’élève à 6 TWh en 2020, augmentant de 3,7 % en un an, dont 4 TWh pour la production primaire de chaleur. A contrario, la géothermie dite « profonde » (ou « haute température ») est principalement utilisée pour de l’électricité. Elle concerne un site en métropole, à Soultz-sous-Forêts (Alsace), et un autre à Bouillante, en Guadeloupe. Les sites exploitant cette technologie ont produit 0,1 TWh d’électricité en 2020. Pompes à chaleur Les pompes à chaleur produisent de la chaleur en puisant des calories dans le sol ou les eaux souterraines (géothermie dite de « très basse énergie », températures inférieures à 30 °C) ou dans l’air (aérothermie). Le parc de pompes à chaleur (PAC) installées en France continue de croître vigoureusement en 2020 (+ 11,9 %). Son développement est notamment stimulé par des aides au remplacement d’appareils de chauffage aux énergies fossiles. La production de chaleur renouvelable à partir de pompes à chaleur s’établit à 32 TWh en 2020, en hausse de 3,7 % sur un an. Figure 2.2.3.3 : les différents types de valorisation de la biomasse et des déchets en 2020 Note : la production de chaleur s’entend ici au sens large de production ayant un usage final sous forme de chaleur et non pas seulement, comme dans la partie 3.5, de production de chaleur commercialisée.Source : calculs SDES","link":"11-22-la-production-primaire-diminuedu.php","title":"2.2 La production primaire diminuedu fait d’une forte indisponibilitédes centrales nucléaires"},{"page_id":3,"values":"2.3 La facture énergétique de la France diminue fortement 2.3.1 Pétrole brut et raffiné Commerce extérieur de pétrole brut Les limitations de déplacements liées à la crise sanitaire ont entraîné un recul important de la demande de produits pétroliers en 2020. En conséquence, les importations françaises de pétrole brut, très affectées par la baisse drastique de l’activité de raffinage, chutent de 32 % en 2020, à 33,9 Mtep (figure 2.3.1.1). Elles atteignent ainsi leur niveau le plus bas depuis plus d’un demi-siècle. En 2019, elles s’étaient déjà repliées pour la deuxième année consécutive (- 8,7 % par rapport à 2018, après - 7,8 %), en raison notamment de deux grands arrêts de maintenance. Au-delà des aléas conjoncturels, l’activité de raffinage en France se réduit tendanciellement depuis plusieurs années (cf. 3.1). Les importations de pétrole brut ont ainsi baissé de plus de 60 % depuis 2008. La facture correspondante de la France s’établit à 9,8 Md€ en 2020 : elle diminue nettement (- 55,2 % en euros constants), en raison, d’une part, de la nette baisse des quantités achetées et, d’autre part, de la chute inédite des cours. Elle a été divisée par quatre depuis 2011. Figure 2.3.1.1 : importations de pétrole brut* 2016 2017 2018 2019 2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 Importations 57,2 17 563 59,0 22 085 54,4 25 402 49,7 21 827 33,9 9 769 * 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 2020, la France achète 42 % de son pétrole brut auprès des membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep), contre un peu plus de la moitié (52 %) en 2019. Le Kazakhstan se hisse au premier rang en 2020, avec 5,3 Mtep (16 % du total). La baisse des importations en provenance de ce pays (- 23 %) est en effet moindre que celles en provenance des quatre autres principaux pays fournisseurs de pétrole brut en 2019 (- 40 % ou plus). En particulier, les importations en provenance d’Arabie saoudite, fournisseur historique, s’effondrent de près de moitié (- 46 %), faisant reculer le pays de la première à la troisième place ; la Russie est passée de la troisième à la septième position (- 53 %, avec 3,0 Mtep), et le Nigeria a perdu deux rangs (- 46 %, avec 3,3 Mtep). En revanche, les importations depuis les États-Unis augmentent (+ 12 %, à 4,3 Mtep) : ils passent ainsi de la sixième place en 2019 à la deuxième en 2020. Les quantités provenant de Norvège croissent dans les mêmes proportions (+ 0,4 Mtep, soit + 13 %). 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 les exportations de l’Iran à destination de la France : réduites de plus de moitié en 2018, elles sont devenues inexistantes en 2019 et 2020. La part de l’Afrique du Nord dans le total a diminué de 4 points, à 13,1 %, tandis que le pétrole de la mer du Nord occupe une part grandissante des importations (13,0 % ; + 5 points). Figure 2.3.1.2 : origine des importations de pétrole brut* En millions de tep 1973 1979 1990 2000 2010 2015 2018 2019 2020 En % En % Grandes zones Moyen-Orient 98,5 71,4 96,6 32,4 32,3 11,4 14,6 12,9 10,4 5,3 15,5 Afrique du Nord 18,7 13,5 9,7 7,3 6,4 12,4 7,2 10,2 8,6 4,4 13,1 Afrique subsaharienne 15,3 11,1 11,2 14,1 7,7 8,7 13,7 7,9 8,0 5,9 17,4 Mer du Nord** 0,2 0,1 4,3 10,7 32,6 10,9 5,8 4,2 3,8 4,4 13,0 Ex-URSS 3,4 2,5 5,1 6,4 8,2 21,5 16,5 17,2 14,6 8,9 26,2 Amérique du Nord - - - 2,5 - - 1,4 1,7 3,8 4,3 12,7 Autres 1,8 1,3 1,7 1,6 0,3 0,9 0,4 0,3 0,6 0,7 2,1 Total 137,9 100,0 128,6 75,0 87,6 65,7 59,6 54,4 49,7 33,9 100,0 dont Opep*** 130,5 94,7 114,3 43,9 40,7 28,2 32,6 30,0 25,8 14,3 42,2 Opep hors Irak 111,5 80,8 91,1 40,8 33,4 25,7 29,8 28,7 23,0 13,3 39,3 Principaux fournisseurs Kazakhstan - - - - 2,1 7,0 8,0 8,3 6,9 5,3 15,6 États-Unis - - - 0,1 1,6 3,8 4,3 12,7 Arabie saoudite 30,8 22,4 45,3 15,5 15,6 6,1 10,8 8,1 7,4 4,0 11,8 Norvège 0,2 0,1 1,6 6,0 21,6 7,2 4,2 3,4 3,2 3,6 10,7 Algérie 11,3 8,2 5,2 3,1 3,5 0,9 4,7 5,2 5,8 3,5 10,3 Nigeria 12,9 9,3 9,8 3,2 4,9 2,9 6,8 5,9 6,1 3,3 9,6 Russie - - - - 5,1 11,3 4,8 7,8 6,3 3,0 8,7 Angola - - - 2,8 1,9 3,5 4,4 1,1 0,9 1,4 4,1 Irak 19,1 13,8 23,2 3,1 7,4 2,4 2,8 1,2 2,8 1,0 2,9 Libye 6,6 4,8 4,1 3,0 2,5 10,5 2,1 4,8 2,6 0,9 2,7 Royaume-Uni - - 2,7 4,8 10,1 3,4 1,6 0,8 0,6 0,8 2,3 Azerbaïdjan - - - - 0,6 3,2 3,7 1,1 1,4 0,6 1,9 Brésil - - - - 0,1 0,7 - 0,1 0,4 0,3 0,8 Ghana - - - - - - - 0,4 0,4 0,1 0,4 Iran 11,1 8,0 8,0 9,2 5,3 1,8 - 3,3 - - - Guinée équatoriale - - - - - 0,6 1,0 - - - - Mexique - - - 2,5 - - 1,3 - - - - 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 2020 : 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 DROM.Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGDDI ; SARA Commerce extérieur de produits raffinés Après avoir augmenté durant deux années consécutives (+ 6,5 % en 2019, après + 2,4 % en 2018), les importations de produits raffinés diminuent de 3,0 % en 2020, à 44,2 Mtep (figure 2.3.1.3). La production des raffineries est très affectée par la crise sanitaire et entraîne un effondrement des exportations, de 24,9 %, à 13,1 Mtep. Les exportations avaient déjà reculé nettement en 2019 (- 14,1 %), alors qu’elles diminuaient plus modérément depuis 2016. Le solde importateur de la France en produits raffinés continue ainsi de progresser, à 31,2 Mtep, pour atteindre un niveau historique. Les importations s’élèvent à 16,6 Md€ en 2020, contre 24,8 Md€2020 en 2019, tandis que les exportations se montent à 6,8 Md€ (10,9 Md€2020 en 2019). Les échanges extérieurs de produits raffinés contribuent à hauteur de 9,8 Md€ au déficit commercial de la France. La facture s’allège en 2020 (- 28,9 %), sous l’effet de la baisse inédite des prix, alors que le solde des échanges physiques se dégrade. La France achète principalement du gazole et du fioul domestique. Les importations de ces deux produits, déduction faite des volumes exportés, représentent 23,9 Mtep en 2020, pour une dépense nette correspondante de 8,6 Md€. La France est également importatrice nette de kérosène (2,6 Mtep) et de gaz de pétrole liquéfié (GPL, 2,3 Mtep). À l’inverse, elle exporte essentiellement des supercarburants (0,9 Mtep, nettes des importations), et allège ainsi sa facture de 0,4 Md€ (0,5 Md€2020 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). En 2020, la France est importatrice nette de produits non énergétiques, principalement du naphta (2,9 Mtep), à destination de l’industrie pétrochimique. L’évolution sur un an des importations est contrastée entre produits : alors que les achats de la plupart des produits pétroliers plongent (- 33,1 % pour les carburéacteurs, - 9,3 % pour le GPL, - 8,8 % pour les supercarburants, - 29,7 % pour le fioul lourd), ceux de l’ensemble gazole et fioul domestique, qui représentent la majorité du total, ainsi que ceux de naphta augmentent (respectivement + 2,7 % et + 62,7 %). Concernant les exportations, elles diminuent considérablement, d’au moins 15 %, excepté pour le GPL et les « autres produits ». Figure 2.3.1.3 : solde importateur des produits raffinés 2016 2017 2018 2019 2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 Importations 42,0 16 793 41,8 19 968 42,8 24 195 45,6 24 801 44,2 16 616 Gazole\/Fioul domestique 22,8 9 173 22,3 10 706 22,8 13 146 24,8 13 869 25,5 9 313 Supercarburants* 1,3 665 1,6 878 1,5 884 1,6 924 1,4 579 Jet kérosène 4,7 1 848 4,5 2 164 5,9 3 491 6,2 3 534 4,1 1 445 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 3,8 1 091 3,6 1 303 3,5 1 308 3,7 1 191 3,3 952 Fioul lourd 4,0 1 217 3,4 1 312 3,3 1 449 2,8 1 222 1,9 652 Produits non énergétiques** 4,1 1 949 5,0 2 707 4,5 2 828 5,3 2 973 6,8 2 750 Autres*** 1,3 851 1,4 898 1,4 1 090 1,4 1 087 1,1 925 Exportations 20,8 9 880 20,5 11 664 20,2 12 958 17,4 10 946 13,1 6 769 Gazole\/Fioul domestique 2,1 818 2,6 1 202 2,2 1 239 2,6 1 351 1,5 666 Supercarburants* 4,8 1 952 4,6 2 245 3,3 1 822 2,8 1 425 2,3 703 Jet kérosène 1,0 417 1,2 568 2,0 1 150 1,8 964 1,5 473 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 1,3 431 1,3 587 1,2 564 1,0 427 1,0 301 Fioul lourd 5,6 1 181 4,6 1 382 4,7 1 818 3,7 1 397 2,5 642 Produits non énergétiques** 5,1 2 963 5,2 3 443 5,9 4 056 4,6 3 174 3,2 2 061 Autres*** 0,9 2 117 1,0 2 237 1,0 2 310 1,0 2 208 1,1 1 923 Solde importateur 21,2 6 914 21,3 8 304 22,6 11 237 28,2 13 855 31,2 9 847 Gazole\/Fioul domestique 20,7 8 355 19,7 9 504 20,6 11 908 22,2 12 518 23,9 8 648 Supercarburants* - 3,6 - 1 287 - 3,0 - 1 367 - 1,9 - 938 - 1,2 - 501 - 0,9 - 125 Jet kérosène 3,6 1 432 3,3 1 596 3,9 2 341 4,4 2 570 2,6 972 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 2,5 659 2,3 716 2,3 744 2,7 765 2,3 651 Fioul lourd - 1,6 36 - 1,1 -69 - 1,4 -369 - 0,9 - 175 - 0,6 11 Produits non énergétiques** - 1,0 - 1 014 - 0,2 - 736 - 1,4 - 1 228 0,7 - 201 3,6 689 Autres*** 0,4 - 1 266 0,4 - 1 339 0,4 - 1 221 0,4 - 1 120 0,0 - 998 * 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 Les importations en produits raffinés de la France proviennent pour 44 % d’Europe (hors Russie) et pour 17 % de Russie (+ 23 %) - (figure 2.3.1.4). La part de marché de cette dernière progresse de 4 points par rapport à 2019. Celle de l’Arabie saoudite passe de 12 % à 9 %, tandis que les États-Unis, qui occupaient le deuxième rang jusqu’en 2018, représentent 8 % du total comme en 2019. Le gazole et le fioul domestique proviennent pour 44 % d’Europe (11,1 Mtep, + 4 points par rapport à 2019), pour 25 % de Russie (+ 8 points) et pour 17 % du Moyen-Orient (- 4 points). 7 % sont acheminés depuis les États-Unis (1,9 Mtep), comme en 2019, tandis que 2 % proviennent d’Inde (- 4 points sur un an). Le Moyen-Orient reste la première région d’approvisionnement en kérosène de la France, avec 49 % des importations (- 7 points par rapport à 2019). Comme en 2019, le GPL est, quant à lui, importé principalement d’Algérie (36 %), des États-Unis (27 %, soit 4 points de part de marché supplémentaire), de Norvège (16 %) et du Royaume-Uni (10 %, - 2 points). Enfin, le naphta provient d’abord d’Europe (2,3 Mtep, soit 38 % de plus qu’en 2019), d’Algérie (1,3 Mtep, contre 0,7 Mtep en 2019), puis de Russie (0,7 Mtep, + 0,5 Mtep). Près de 70 % des exportations françaises de produits raffinés sont à destination de l’Europe en 2020 ; cette proportion diminue modérément (- 2 points). Les produits acheminés vers les États-Unis représentent 7 % des exportations, comme en 2019. Les États-Unis concentrent 40 % des quantités de supercarburants (0,9 Mtep) exportées, part en hausse de 2 points, malgré une baisse des volumes de 13 %. La part à destination de l’Europe diminue de 5 points, pour s’établir à 20 %. Celle en direction du Nigeria continue d’augmenter fortement pour atteindre 17 %, contre 8 % en 2019 et 4 % en 2018. Comme en 2019, le fioul lourd est acheminé pour l’essentiel dans l’Union européenne (85 %). Figure 2.3.1.4 : importations de produits pétroliers raffinés par pays en 2019 et 2020 Source : calculs SDES, d’après DGDDI Stocks pétroliers Entre fin 2019 et fin 2020, les stocks français de pétrole brut et d’autres charges de raffinage diminuent de 0,2 Mtep, pour s’établir à 7,2 Mtep en fin d’année (6,4 Mtep de pétrole brut et 0,8 Mtep de charges de raffinage). Ils atteignent leur plus bas niveau depuis 1995. Après deux années consécutives de baisse, les stocks de produits raffinés repartent à la hausse en 2020, à 14,0 Mtep (+ 1,3 %). L’essentiel de ces stocks correspond aux obligations de stockage stratégique de produits pétroliers, devant couvrir au minimum 90 jours d’importations nettes. 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 s’élèvent à 533 TWh PCS et diminuent de 15,7 % en 2020, alors qu’elles augmentaient continûment depuis 2015 (figure 2.3.2.1). Amplifiée par la chute des prix, cette diminution des entrées (cf. 1.3.1) entraîne une très forte baisse du coût des importations, qui s’établit à 6,2 Md€ en 2020 (- 43,5 % en euros constants par rapport à 2019). Les entrées brutes par gazoduc reculent de 15,2 %, à 336 TWh. Après avoir atteint un niveau inédit en 2019, les importations de GNL se replient de 16 % et s’élèvent à 197 TWh en 2020. Le GNL regazéifié représente 37 % des entrées brutes de gaz naturel, comme l’année précédente. Le terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne réceptionne 43 % des importations de GNL, le terminal de Fos-sur-Mer en reçoit 33 % et celui de Dunkerque 24 %. 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 (2,0 TWh). 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). Les exportations diminuent parallèlement aux importations, avec quasiment la même ampleur (- 15,6 % en 2020). Ce sont ainsi 106 TWh de gaz qui ont été réexportés en 2020, pour une recette correspondante s’élevant à 1,1 Md€. Le solde importateur de la France en gaz naturel, net des exportations, diminue de 15,7 % en 2020, pour atteindre 427 TWh. En raison de la chute des prix du gaz, la facture correspondante recule plus fortement, de 41,9 %, pour s’établir à 5,1 Md€ en 2020. Figure 2.3.2.1 : solde importateur de gaz naturel 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 Importations 532,8 8 865 557,7 10 218 567,2 12 558 631,9 11 034 532,7 6 228 Selon la forme de gaz Gaz sous forme gazeuse 453,4 7 474 451,0 8 386 445,9 10 140 396,3 7 070 335,9 3 865 GNL** regazéifié 79,5 1 390 106,6 1 833 119,9 2 418 233,6 3 929 194,8 2 339 GNL** porté n.d. n.d. n.d. n.d. 1,4 n.d. 2,1 35 2,0 24 Selon le type de contrat Court terme 96,9 n.d. 110,0 n.d. 171,7 n.d. 188,7 n.d. 153,0 n.d. Moyen et long terme 435,9 n.d. 447,7 n.d. 395,5 n.d. 443,3 n.d. 379,7 n.d. Exportations 43,1 714 70,1 1 278 68,7 1 467 125,1 2 190 105,6 1 094 Solde échanges extérieurs 489,7 8 151 487,6 8 940 498,4 11 091 506,8 8 843 427,1 5 134 * 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 (- 0,1 TWh en 2020).Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, Teréga, les fournisseurs de gaz, DGDDI La Norvège demeure le principal fournisseur de la France en 2020 (36 % du total des entrées brutes) et reste loin devant la Russie (17 %), l’Algérie (8 %), les Pays-Bas (8 %), le Nigeria (7 %) et le Qatar (2 %). Les autres pays, dont le développement traduit une diversification des approvisionnements permise par l’importation de GNL (figure 2.3.2.2), contribuent pour 22 % au total des entrées brutes. La baisse des importations françaises de gaz naturel en 2020 est portée par la Russie (- 28 %, - 5,5 points sur l’évolution du solde global), la Norvège (- 15 %, - 5,2 points), le Qatar (- 68 %, - 2,8 points), le Nigeria (- 27 %, - 2,4 points), les Pays-Bas (- 15 %, - 1,1 point) et l’Algérie (- 4 %, - 0,3 point). À l’inverse, les achats auprès d’autres pays, dont une partie est relative au 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), progressent de 8 % (+ 1,5 point sur l’évolution du solde global). 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. Les stocks utiles s’élèvent à 102 TWh fin 2020, après avoir diminué de 23,6 TWh entre fin décembre 2019 et fin décembre 2020. La dépense correspondante baisse de 272 M€ (figure 2.3.2.4). Les stocks utiles avaient atteint un point haut en octobre 2019, à la suite de la réforme de la régulation du stockage de gaz. 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 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 Variations de stocks 4,8 79,6 9,6 183,1 - 22,5 - 514,2 - 21,8 - 389,0 23,6 271,7 * 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, qui s’élèvent à 55,4 TWh en 2020 (figure 2.3.3.1). La majeure partie de ces importations vise à répondre aux besoins d’un nombre limité de consommateurs, notamment des établissements de la filière sidérurgique et des centrales électriques à charbon, même si ces dernières tendent à être globalement de moins en moins sollicitées. La France importe par ailleurs de faibles volumes de charbon dérivé (moins de 10 TWh chaque année). 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. Tous produits confondus, les importations de charbon, nettes des (faibles) volumes exportés, s’élèvent à 59,2 TWh en 2020. Elles diminuent de 30 % par rapport à 2019, en raison de la chute de la demande due à la crise sanitaire dans les principaux secteurs consommateurs, notamment la filière fonte (cf. 3.3). Déjà faibles en 2019, en lien avec le recul important de la demande pour la production d’électricité en métropole et celle de l’industrie hors filière fonte, les importations de charbon atteignent en 2020 leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies. En conséquence, la facture charbonnière de la France se contracte, à 0,9 Md€, soit un recul de près de moitié (- 47 %), du fait de la chute à la fois des quantités et des prix (cf. 1.4). Si le charbon dérivé ne représente que 7 % des quantités importées, il pèse davantage dans la facture correspondante (15 %), en raison de prix bien plus élevés que ceux du charbon primaire. Figure 2.3.3.1 : solde importateur de produits charbonniers 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Importations 99,7 1 216 117,4 2 162 107,5 1 989 84,8 1 679 59,3 870 Charbon primaire 96,4 1 122 113,1 2 011 102,4 1 785 79,6 1 465 55,4 738 Charbon dérivé 3,3 94 4,3 152 5,0 203 5,2 214 4,0 132 Exportations 0,6 14 0,0 1 0,4 16 0,0 1 0,1 2 Charbon dérivé 0,6 14 0,0 1 0,4 16 0,0 1 0,1 2 Solde importateur 99,1 1 202 117,4 2 161 107,1 1 973 84,7 1 678 59,2 868 Charbon primaire 96,4 1 122 113,1 2 011 102,4 1 785 79,6 1 465 55,4 738 Charbon dérivé 2,7 80 4,3 151 4,6 187,7 5,2 213 3,9 130 Note : conformément à la méthodologie de l’AIE, les importations sont nettes des réexportations.Sources : calculs SDES, d’après DGDDI ; Insee Les cinq principaux fournisseurs de charbon de la France demeurent les mêmes qu’en 2019 (figure 2.3.3.2). La Russie reste en 2020 le plus important d’entre eux, avec 31 % de part de marché, soit 2 points de plus qu’en 2019. L’Australie vient ensuite, avec 25 %, contre 28 % un an auparavant. Elle est suivie par les États-Unis et l’Afrique du Sud, chacun représentant 12 % du total des importations. Les livraisons en provenance de la Colombie, qui reste en cinquième position, ont chuté de plus d’un tiers. 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 DROM.Source : calculs SDES, d’après DGDDI Fin 2020, les opérateurs ont globalement déstocké des produits charbonniers, à hauteur de 2,3 TWh (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 chuté, l’autonomie correspondant à leurs stocks augmente par rapport à fin décembre 2019 (38 mois au rythme actuel annualisé de la consommation, soit 5 mois de plus qu’en 2019 et 30 mois de plus qu’en décembre 2018). Figure 2.3.3.3 : variations de stocks de produits charbonniers 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Variations de stocks 6,7 51 - 2,2 - 110 - 1,1 - 18 0,4 - 10 2,3 23 Charbon primaire 7,4 69 - 0,5 - 45 - 1,4 - 31 0,7 2 2,4 30 Charbon dérivé - 0,7 - 18 - 1,7 - 65 0,3 12 - 0,3 - 12 - 0,2 - 7 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 Auparavant exportatrice nette de bois-énergie, la France enregistre depuis quelques années un déficit commercial sur le bois-énergie. Ainsi, en 2020, les achats français, nets des quantités exportées, s’élèvent à 0,7 TWh, pour une facture correspondante de 71 M€ (figure 2.3.4.1). En 2020, le solde monétaire du commerce extérieur reste globalement stable, les importations et les exportations diminuant respectivement de 15 et 14 M€ par rapport à l’année précédente (en euros 2020). Toutefois, sur plus longue période, le solde du commerce extérieur paraît se dégrader, en raison d’importations en hausse, notamment de granulés, et de prix à l’importation constamment supérieurs aux prix à l’exportation (cf. 1.5). Les pays frontaliers concentrent la plupart du commerce extérieur de bois-énergie, en particulier la Belgique qui, en 2020, totalise 40 % des importations et 48 % des exportations de bois-énergie, ainsi que l’Allemagne (18 % des importations) et l’Italie (20 % des exportations). Figure 2.3.4.1 : échanges extérieurs de bois-énergie 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Importations 2,0 78 2,3 81 2,5 104 2,7 127 2,7 112 Exportations 2,4 66 2,5 70 2,7 74 2,3 55 1,9 41 Solde importateur - 0,4 13 - 0,2 12 - 0,2 30 0,5 72 0,7 71 Source : calculs SDES, d’après DGDDI Figure 2.3.4.2 : échanges extérieurs de bois-énergie par pays en 2020 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 6,8 TWh en 2020 (soit 20 % des biocarburants consommés en France), pour une facture correspondante de 0,4 Md€ (figure 2.3.5.1). Ce déficit des échanges extérieurs est très majoritairement imputable au biodiesel. La facture diminue d’environ 54 % en 2020 en euros constants. Cette diminution résulte principalement de la baisse de la consommation de biocarburants, consécutive aux limitations de déplacements liées à la crise sanitaire, qui s’est traduite par un recul des importations de biocarburants, en particulier de biodiesel. 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 65 % des biocarburants essence (y compris huiles végétales hydro-traitées essence, HVHTE) consommés en France sont d’origine nationale en 2020, parts qui restent relativement stables par rapport à 2019. Les pays frontaliers concentrent la plupart du commerce extérieur de biocarburants. Ainsi, les Pays-Bas fournissent 96 % des importations françaises d’éther éthyle tertiobutyle (ETBE), tandis que les exportations françaises d’ETBE sont principalement à destination de l’Italie (42 %) et de la Grèce (30 %). S’agissant du biodiesel (esters méthyliques d’acides gras, EMAG), les importations françaises proviennent en 2020 pour près de 87 % de Belgique (39 %), des Pays-Bas (26 %) et d’Espagne (21 %). Quant aux exportations, elles sont dirigées pour 76 % vers la Belgique (43 %), les Pays-Bas (18 %) et la Suède (16 %). Figure 2.3.5.1 : échanges extérieurs de biocarburants 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Importations 12,6 958 16,2 1 256 16,5 1 376 18,4 1 394 12,8 870 Bioéthanol 0,9 69 0,8 72 1,0 89 1,0 88 0,7 44 Biodiesel 11,7 888 15,4 1 184 15,5 1 287 17,4 1 307 12,1 825 Exportations 4,5 353 4,9 444 8,2 690 7,3 608 6,0 510 Bioéthanol 2,4 171 1,5 124 1,9 168 0,7 65 0,4 26 Biodiesel 2,1 182 3,4 319 6,2 522 6,5 543 5,6 484 Solde importateur 8,1 605 11,3 812 8,4 686 11,1 786 6,8 360 Bioéthanol - 1,5 - 102 - 0,7 - 52 - 0,9 - 79 0,3 23 0,3 19 Biodiesel 9,6 707 11,9 864 9,3 765 10,9 764 6,6 341 Note : s’agissant du bioéthanol incorporé « pur » (qui compte pour 73 % 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 2.3.6 Électricité La France est globalement exportatrice d’électricité. La production de l’année excède en effet 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 ponctuellement à la demande. Sur l’ensemble de l’année 2020, la France a importé 20 TWh et a exporté 65 TWh, et dégage donc un solde exportateur d’électricité de 45 TWh. Cet excédent recule de 22 % en 2020 en raison de la baisse de la production nucléaire. Le solde exportateur vis-à-vis de l’Espagne diminue de 46 %, ce qui contribue à hauteur de 7,7 points à la baisse du solde global (figure 2.3.6.2). Le solde exportateur d’électricité diminue également aux interconnexions frontalières avec l’Allemagne (- 22 %, - 5,0 points sur l’évolution du solde global), la Grande-Bretagne (- 19 %, - 3,9 points), la Belgique (- 71 %, - 3,5 points), l’Italie (- 12 %, - 2,9 points), le Luxembourg (- 14 %, - 0,3 point) et l’Andorre (- 30 %, - 0,1 point). Il progresse toutefois avec la Suisse (+ 22 %, + 1,5 point sur l’évolution du solde global). Les recettes tirées des exportations d’électricité s’élèvent en 2020 à 1,9 Md€. Déduction faite des dépenses d’importation (0,8 Md€), il en résulte un solde net de 1,2 Md€, en recul de 43 % 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 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Importations 20 972 21 1 260 14 831 16 751 20 771 Exportations 61 2 103 61 2 630 76 3 784 73 2 819 65 1 941 Solde exportateur 42 1 131 40 1 370 63 2 953 58 2 068 45 1 169 Source : calculs SDES, d’après RTE, CRE, DGDDI Figure 2.3.6.2 : contribution à l’évolution du solde exportateur d’électricité Source : calculs SDES, d’après RTE, CRE","link":"12-23-la-facture-energetique-de.php","title":"2.3 La facture énergétique de la France diminue fortement"},{"page_id":4,"values":"3.1 La production des raffineries de pétrole chute en volume et en valeur Le raffinage consiste à transformer le pétrole brut en différents produits finis, énergétiques (carburants, combustibles) ou non (lubrifiants, bitume et produits destinés à la pétrochimie entre autres). Le pétrole brut est, dans un premier temps, séparé par distillation en plusieurs coupes pétrolières, les plus lourdes pouvant, dans un deuxième temps, être craquées en molécules plus légères et mieux valorisables. Les produits ainsi obtenus font ensuite l’objet de procédés d’amélioration, visant notamment à en réduire la teneur en soufre ou, pour les supercarburants, à en augmenter l’indice d’octane. Les biocarburants produits ou importés en France sont incorporés en raffinerie ou en dépôt aux carburants non issus de biomasse. Les informations fournies ci-dessous portent sur les produits raffinés, biocarburants exclus. En 2020, la production nationale de produits raffinés, nette de la consommation propre des raffineries, s’élève à 36,9 Mtep, pour une consommation de matière première de 38,3 Mtep (figure 3.1.1). Elle chute de 26,7 % en raison de la baisse inédite de la demande due à la crise sanitaire (cf. 4.2). Les raffineurs ont dépensé 12,2 Md€ en pétrole brut et autres charges de raffinage, pour fournir des produits finis valorisés à 13,9 Md€. En euros constants 2020, la valeur de cette production diminue quasiment de moitié par rapport à 2019 (- 46,4 %), en raison, d’une part, de la chute des quantités produites et, d’autre part, de la baisse inédite des prix. En 2020, les raffineries ont dégagé un excédent de 1,7 Md€, soit 43 € pour chaque tonne équivalent pétrole de produit à distiller utilisé, contre 60 €2020 l’année précédente. Figure 3.1.1 : consommation de pétrole brut et autres charges de raffinage et production nette de produits finis des raffineries 2016 2017 2018 2019 2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 Consommation de pétrole brut et autres charges de raffinage 61,1 18 596 61,1 22 742 57,3 26 456 52,3 22 903 38,3 12 283 Production nette des raffineries 58,5 22 192 58,8 27 084 55,1 29 803 50,4 26 025 36,9 13 948 Solde - 3 596 - 4 342 - 3 346 - 3 122 - 1 665 Note : la production est nette de l’autoconsommation des raffineries. Le rapport entre le solde calculé ici et la consommation peut présenter des écarts avec la marge de raffinage calculée et diffusée par la DGEC, car cette dernière s’appuie non sur des données réelles mais sur un modèle théorique de raffinerie en prenant en compte en outre un ensemble plus vaste de charges (dépenses de gaz naturel notamment).Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGEC ; DGDDI ; SARA Les raffineries françaises produisent principalement du gazole (36 % du total de la production en 2020), des supercarburants (22 %), des produits non énergétiques (15 %) et du fioul lourd (11 %) - (figure 3.1.2). Le fioul domestique et les autres gazoles représentent 7 % du total de la production nationale de produits raffinés, le kérosène 4 %, le GPL 3 % et l’ensemble des autres produits 3 %. Cette répartition est relativement stable ces dernières années. Néanmoins, en 2020, la part des carburants routiers (gazole et supercarburants) augmente au détriment du fioul domestique, des autres gazoles et du jet kérosène, dont la demande a été très réduite du fait de la chute du transport aérien. Figure 3.1.2 : production nette de produits finis des raffineries En Mtep 2016 2017 2018 2019 2020 Production nette des raffineries 58,5 58,8 55,1 50,4 36,9 Gazole 20,5 20,6 18,1 16,4 13,1 Supercarburants* 11,8 11,9 10,9 9,8 8,0 Produits non énergétiques** 7,4 8,2 8,1 6,9 5,5 Fioul lourd 7,2 6,0 5,5 5,9 4,2 Fioul domestique et autres gazoles 4,9 4,6 5,3 4,7 2,6 Jet kérosène 3,9 4,4 4,3 4,0 1,5 GPL 1,7 1,8 1,5 1,5 1,0 Autres*** 1,1 1,3 1,2 1,2 1,1 * Y compris essence aviation.** Naphta, bitumes, lubrifiants.*** Coke de pétrole, pétrole lampant, autres produits.Note : la production est nette de l’autoconsommation des raffineries. À partir de 2018, la quantité correspondant à du gazole pêche est incluse dans le poste du fioul domestique et autres gazoles, comme l’est celle du diesel marine léger (DML), et non plus dans celui du gazole. Celles de gazole non routier, utilisé dans l’agriculture et la construction notamment, sont regroupées avec le gazole routier dans le poste gazole, car il s’agit de fait du même produit sur le plan chimique. Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; SARA Depuis plusieurs années, le raffinage en Europe doit faire face à une baisse de la demande intérieure, à des normes environnementales élevées et à une concurrence internationale intense. En France, où la production nette de produits raffinés était encore supérieure à 80 Mtep en 2008, il ne restait en 2020 que huit raffineries de pétrole brut (figure 3.1.3) après la fermeture de plusieurs installations au début des années 2010. Celle de Grandpuits en Île-de-France a en outre cessé son activité de raffinage au début de l’année 2021, afin d’être reconvertie en une plateforme sans pétrole, avec une unité de production de biocarburants, une unité de bioplastiques et une unité de recyclage chimique des plastiques. Figure 3.1.3 : raffineries de pétrole brut en 2020 * Cette installation a arrêté le raffinage de pétrole au début de l’année 2021.Source : DGEC","link":"13-31-la-production-des-raffineries.php","title":"3.1 La production des raffineries de pétrole chute en volume et en valeur"},{"page_id":5,"values":"3.2 Baisse modérée du coût d’acheminement du gaz 3.2.1 Injections de biomÉthane Outre le grisou, du biométhane, obtenu par épuration de biogaz, est injecté dans les réseaux de gaz naturel depuis 2012 (figure 3.2.1.1). Si les volumes concernés demeurent relativement faibles, ils progressent néanmoins rapidement avec le développement de la filière, doublant en moyenne chaque année. En 2020, 2 208 GWh ont ainsi été injectés dans les réseaux, soit près du double de l’année précédente, pour un coût de 228 M€ et un surcoût, par rapport à l’achat de gaz naturel, de 206 M€. En fin d’année 2020, 214 installations d’une capacité d’injection de 4,0 TWh\/an sont raccordées aux réseaux de gaz naturel, tandis que 1 064 projets supplémentaires, représentant une capacité de 22,6 TWh\/an, sont en cours de développement. Figure 3.2.1.1 : injections de biométhane 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 Injections de biométhane 0,2 23,1 0,4 42,4 0,7 75,8 1,2 130,7 2,2 227,8 dont subvention - 19,7 - 34,8 - 58,6 - 113,9 - 206,4 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, CRE 3.2.2 Transport, distribution et stockage de gaz naturel La rémunération des gestionnaires d’infrastructures pour leur mission d’acheminement du gaz aux consommateurs finaux sur le territoire français s’élève à 6,3 Md€ en 2020, en baisse de 4,3 % en euros constants par rapport à 2019 (figure 3.2.2.1). La forte diminution des quantités acheminées (de l’ordre de 7 %) est atténuée par une hausse des prix facturés. La rémunération correspond au coût des infrastructures gazières, répercuté sur le consommateur final, d’une part via les tarifs d’accès des tiers aux réseaux (de transport (ATRT) et de distribution (ATRD)) et aux terminaux régulés (terminaux méthaniers (ATTM)), fixés par la Commission de régulation de l’énergie, et d’autre part via les tarifs liés aux sites de stockage, déterminés lors d’enchères dans des conditions définies par la CRE depuis la réforme de l’accès des tiers aux stockages de gaz naturel du 1er janvier 2018. Cette rémunération exclut donc les prestations facturées entre les différents gestionnaires d’infrastructures ainsi que les recettes liées au transport du gaz transitant par le territoire national. En revanche, elle comprend la valeur des pertes physiques de gaz sur les réseaux, qui sont achetées sur les marchés par les gestionnaires. Ces pertes s’élèvent à 4,3 TWh en 2020, en baisse de 21,5 % par rapport à 2019, représentant une charge de 40 M€ pour les gestionnaires (figure 3.2.2.2). Ces derniers ont ainsi perçu une rémunération, nette de la valeur de ces pertes, d’environ 6,2 Md€ en 2020, en baisse de 3,8 % en euros constants par rapport à 2019, pour financer le développement, la maintenance et l’exploitation des infrastructures gazières ainsi que les missions associées (figure 3.2.2.3). Cette rémunération a crû de 1,0 % en moyenne annuelle en euros constants depuis 2011. Le réseau de transport et ceux de distribution représentent respectivement 29 % et 53 % de ces coûts d’infrastructures en 2020, contre 11 % pour les sites de stockage souterrain et 7 % pour les terminaux méthaniers. Figure 3.2.2.1 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières En M€2020 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Réseau de transport 1 563 1 615 1 707 1 840 1 827 1 907 1 884 1 869 1 858 1 861 dont pertes 77 58 105 79 75 47 60 70 43 20 Réseaux de distribution 3 000 3 122 3 479 3 229 3 386 3 614 3 549 3 533 3 521 3 302 dont pertes 53 65 73 45 45 34 40 51 28 17 Sites de stockage souterrain 943 846 658 719 739 676 562 712 700 659 dont pertes 10 14 15 9 7 6 4 11 6 3 Accès aux terminaux méthaniers 335 344 347 345 341 339 451 469 483 459 Total 5 841 5 927 6 191 6 133 6 294 6 536 6 447 6 584 6 562 6 281 dont pertes 141 137 192 133 127 87 104 131 77 40 Total hors pertes 5 700 5 789 5 999 6 000 6 167 6 450 6 343 6 452 6 485 6 241 Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE Figure 3.2.2.2 : pertes sur les réseaux de gaz naturel (y compris pertes de stockage) 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 Réseau de transport 3,1 47 3,2 60 2,9 70 3,1 43 2,1 20 Réseaux de distribution 2,2 34 2,2 40 2,1 51 2,0 28 1,9 17 Sites de stockage souterrain 0,4 6 0,2 4 0,5 11 0,4 6 0,4 3 Total 5,7 87 5,6 104 5,5 131 5,5 77 4,3 40 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE Figure 3.2.2.3 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières (hors valeur des pertes physiques) Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE La majorité du gaz naturel consommé en France est importé par gazoduc. Le système gazier est aujourd’hui doté de sept points d’interconnexion principaux, pour une capacité d’importation cumulée d’environ 2 378 GWh\/j en 2021 (figure 3.2.2.4). Les terminaux méthaniers permettent d’accueillir les cargaisons de gaz naturel liquéfié (GNL), importées par voie maritime, puis de regazéifier le GNL pour pouvoir l’injecter dans le réseau. Ils sont au nombre de quatre, répartis sur trois sites distincts : Fos Cavaou, Fos Tonkin, tous deux situés à Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne et Loon-Plage (Dunkerque). La société Elengy gère les terminaux de Fos Tonkin et Montoir-de-Bretagne, tandis que Fosmax LNG gère celui de Fos Cavaou, l’accès à ces trois terminaux étant régulé par la CRE. Le terminal de Loon-Plage, dont la mise en service commercial a eu lieu en janvier 2017, est géré par Dunkerque LNG et bénéficie pour une durée de vingt ans d’une exemption totale à l’accès régulé des tiers et à la régulation tarifaire. La constitution de stocks de gaz naturel à proximité des zones de consommation lors de la période estivale permet de réduire les risques de saturation des réseaux et de répondre aux fortes consommations de gaz lors des périodes hivernales (cf. 2.3.2). Les 15 sites de stockage souterrain français sont exploités par deux opérateurs : Storengy (neuf sites en nappes aquifères, trois en cavités salines, un en gisement épuisé) et Teréga (deux sites en nappes aquifères). Le réseau de gaz naturel permet l’acheminement proprement dit du gaz jusqu’aux points de livraison. Il se compose de deux niveaux. Le réseau de transport est constitué de gazoducs de grande capacité, connectés à ceux des pays limitrophes ainsi qu’aux sites de stockage et aux terminaux méthaniers. Il permet, en le comprimant à haute pression, de transporter le gaz naturel sur des distances élevées afin de l’acheminer aux réseaux de distribution et à quelques très gros consommateurs. Deux entreprises se partagent la gestion du réseau de transport : Teréga dans le sud-ouest de la France (5 100 km de réseau), GRTgaz pour le reste du territoire (32 500 km de réseau). Depuis novembre 2018, une place de marché unique assure l’équilibrage du réseau. Les réseaux de distribution permettent, quant à eux, d’acheminer le gaz naturel du réseau de transport jusqu’à la très grande majorité des consommateurs finaux. Un peu plus de 11 millions de consommateurs sont ainsi raccordés aux quelque 200 000 km de canalisations de distribution. GRDF assure la distribution de 96 % du marché, 24 entreprises locales de distribution (ELD), ainsi que quelques autres sociétés, se répartissant le reste. Figure 3.2.2.4 : infrastructures gazières françaises en 2020 (hors réseaux de distribution) Sources : GRTgaz ; Storengy ; Teréga","link":"14-32-baisse-moderee-du-cout.php","title":"3.2 Baisse modérée du coût d’acheminement du gaz"},{"page_id":6,"values":"3.3 La transformation de charbon : net repli de l’activité de la filière fonte 3.3.1 Les cokeries Les cokeries sont des usines constituées de batteries de fours à coke, parfois plusieurs dizaines, dans lesquels le coke est obtenu par pyrolyse d’une variété de charbon primaire. Les cokeries peuvent être regroupées avec d’autres installations de la chaîne de fabrication, de traitement et de finition de produits en acier (hauts-fourneaux, aciéries et laminoirs), dans des sites sidérurgiques dits intégrés, comme c’est le cas en France où, fin 2020, deux cokeries sont encore en activité, à Dunkerque et Fos-sur-Mer. En 2020, la consommation nette des cokeries diminue fortement (- 24 % sur un an, à 5,1 TWh) - (figure 3.3.1.1). Comme dans de nombreux secteurs de l’économie française, la crise sanitaire a entraîné une importante baisse de l’activité. Dans ce contexte, l’arrêt définitif de la cokerie de Florange, déjà prévu pour des raisons économiques et environnementales, a été avancé à mai 2020. Les cokeries françaises ont transformé 26,2 TWh de charbon primaire en 19,0 TWh de charbon dérivé (du coke, mais aussi de petites quantités de goudron de houille). Le processus de fabrication du coke débouche également sur la production de 5,4 TWh de gaz fatals, dont une partie (0,6 TWh en 2020) est réutilisée pour chauffer les fours à coke. La marge de cokéfaction, différence entre la valeur du coke, du goudron de houille et des gaz dérivés produits et celle du charbon primaire et des gaz dérivés consommés, s’élève à 300 M€ en 2020. Elle est entraînée à la baisse par le recul de la consommation mais aussi la chute des prix (cf. 1.4). Figure 3.3.1.1 : consommation et production des cokeries 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Consommation totale 37,8 476 41,6 969 41,3 823 40,0 761 29,6 421 Charbon primaire 35,6 430 37,0 848 36,4 743 35,5 684 26,2 364 Gaz dérivés 2,2 46 4,6 121 4,8 80 4,5 77 3,4 57 Production totale 32,0 869 34,1 1 225 34,0 1 256 33,2 1 249 24,5 721 Charbon dérivé 25,3 730 26,3 964 26,4 1 084 25,6 1 081 19,0 604 Gaz dérivés 6,6 139 7,8 261 7,7 172 7,6 167 5,4 117 Consommation totale nette 5,8 - 7,4 - 7,2 - 6,7 - 5,1 - Marge de cokéfaction - 393 - 256 - 433 - 488 - 300 Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation des cokeries.Sources : SDES, enquête sur les produits du charbon dans l’industrie sidérurgique ; Insee 3.3.2 Les hauts-fourneaux Un haut-fourneau est une installation industrielle destinée à simultanément désoxyder et fondre les métaux contenus dans un minerai, par la combustion de coke, riche en carbone. En général, le haut-fourneau transforme du minerai de fer en fonte liquide, et le coke sert à la fois de combustible et d’agent réducteur. Même si la fonte produite peut être utilisée directement, cet alliage est généralement destiné à être affiné dans des aciéries. Les hauts-fourneaux, bien qu’ayant pour finalité la production de fonte, sont considérés dans le présent bilan comme faisant partie du secteur de la transformation d’énergie, conformément à la méthodologie de l’Agence internationale de l’énergie. Six hauts-fourneaux sont encore en activité en France. Trois se situent dans le complexe sidérurgique de Dunkerque, deux dans celui de Fos-sur-Mer et un à Pont-à-Mousson. En 2020, les hauts-fourneaux ont consommé 42,5 TWh de produits charbonniers, dont 20,9 TWh de charbon dérivé, principalement du coke (figure 3.3.2.1). Nette des gaz fatals produits lors du processus de production, la consommation totale des hauts-fourneaux s’élève à 30,6 TWh. Cette consommation est en baisse sensible par rapport à 2019, suivant celle de la production de fonte (figure 3.3.2.2). En effet, plusieurs hauts-fourneaux ont été fermés en raison de la crise sanitaire. La dépense correspondante s’établit à 0,8 milliard d’euros, en diminution sur un an, les volumes ainsi que les prix ayant chuté. Figure 3.3.2.1: consommation et production des hauts-fourneaux 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Consommation totale 51,3 1 294 60,6 1 822 60,8 1 703 56,3 1 763 42,5 1 068 Charbon primaire 17,6 282 21,2 524 20,6 465 18,3 394 14,1 212 Charbon dérivé 25,2 835 27,0 1 002 28,3 1 046 27,3 1 186 20,9 728 Gaz dérivés 8,4 177 12,4 296 11,9 192 10,7 183 7,5 128 Production totale 11,8 247 16,5 552 16,3 363 15,1 334 11,9 255 Gaz dérivés 11,8 247 16,5 552 16,3 363 15,1 334 11,9 255 Consommation totale nette 39,5 1 047 44,1 1 271 44,6 1 340 41,2 1 429 30,6 813 Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation des hauts-fourneaux.Sources : SDES, enquête sur les produits du charbon dans l’industrie sidérurgique ; Insee Figure 3.3.2.2 : production de fonte et d’acier à l’oxygène pur (en Mt), consommation nette des hauts-fourneaux (en TWh) Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation des hauts-fourneaux.Source : calculs SDES","link":"15-33-la-transformation-de-charbon.php","title":"3.3 La transformation de charbon : net repli de l’activité de la filière fonte"},{"page_id":7,"values":"3.4 Baisse de la production d’électricité en raison du recul de la production nucléaire 3.4.1 Production nette d’électricité La production d’électricité, nette de la consommation des auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales, s’établit à 511 TWh en 2020. Elle diminue de 6,6 % par rapport à 2019. Le nucléaire représente 65,7 % de la production totale d’électricité, devant l’hydraulique (13,3 %), le thermique classique (10,5 %), l’éolien (7,8 %) et le photovoltaïque (2,6 %). En excluant les années 2009 et 2020, très singulières, la production nette d’électricité est relativement stable depuis le milieu des années 2000. Sa composition varie surtout selon la disponibilité du parc nucléaire et l’activité des barrages hydrauliques, même si l’éolien et le photovoltaïque occupent une place croissante dans le bouquet de production (figures 3.4.1.1 et 3.4.1.2). Figure 3.4.1.1 : production nette d’électricité * Y compris énergie marémotrice.Source : calculs SDES, d’après RTE, EDF et producteurs d’électricité Figure 3.4.1.2 : production nette d’électricité 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Production nucléaire 384 379 393 379 335 dont Arenh 0 0 82 3 616 96 4 200 120 5 184 126 5 300 Production hydraulique* 65 55 70 61 66 dont hydraulique sous OA 6 453 5 397 7 527 6 505 7 540 dont subventions OA 228 168 211 230 278 Production éolienne 21 25 29 35 40 dont éolien sous OA 21 1 955 24 2 233 28 2 603 34 3 095 39 3 525 dont subventions OA 1 062 1 165 1 234 1 647 1 965 Production photovoltaïque 9 10 11 12 13 dont photovoltaïque sous OA 9 3 180 10 3 350 11 3 366 12 3 620 13 3 578 dont subventions OA 2 855 2 930 2 803 3 106 3 149 Production thermique renouvelable et géothermie 9 9 10 10 10 dont sous OA 7 839 7 916 8 1 030 8 1 122 8 1 175 dont subventions OA 527 581 654 749 804 Production thermique non renouvelable 52 60 45 49 44 dont sous OA 11 1 931 12 2 047 12 2 288 12 2 401 12 2 225 dont subventions OA 1 358 1 381 1 634 1 712 1 558 Autre (Interconnexion**) 37 39 44 44 31 dont subventions 3 5 13 8 -7 Production subventionnée hors OA en ZNI*** 2 900 3 877 3 869 2 907 3 837 dont subventions 652 624 606 647 632 Total production France entière 540 538 558 547 511 Subventions totales (y compris interconnexions et charges de péréquation dans les ZNI) 6 685 6 855 7 156 8 099 8 380 * Y compris énergies marines.** Interconnexion : correspond à l’électricité achetée via la liaison à courant continu Italie-Corse-Sardaigne.*** ZNI : zones non interconnectées au réseau d’électricité métropolitain continental. Elles incluent la Corse, les DROM ainsi que les îles du Ponant et Chausey.Note : ne sont valorisées monétairement dans ce tableau que les productions sous obligation d’achat (OA) ou bénéficiant de compléments de rémunération, ainsi que la production d’origine nucléaire vendue dans le cadre du mécanisme de l’Arenh.Source : calculs SDES Nucléaire En raison d’une moindre demande et d’une moindre disponibilité des centrales, la production nette d’électricité nucléaire recule de 11,6 % en 2020, à 335 TWh, à son niveau de la fin des années 1990 (cf. 2.2.2). Un peu plus d’un tiers de la production nucléaire, soit 126 TWh, a été rachetée à EDF par les fournisseurs alternatifs ainsi que par les gestionnaires de réseaux pour la couverture de leurs pertes, dans le cadre du dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), pour un montant de 5,3 Md€. Hydraulique La production hydraulique nette (y compris énergies marines) rebondit en 2020 (+ 8,0 %) et s’établit à 66 TWh (cf. 2.2.3), principalement grâce à un stock hydraulique très élevé début 2020 à la suite des précipitations importantes fin 2019. Un peu plus de 4,4 TWh (6,5 % de la production) sont produits par des stations de transfert d’énergie par pompage (Step) qui permettent de stocker de l’électricité en pompant l’eau d’une retenue inférieure à une retenue supérieure pour la turbiner en sens inverse ultérieurement. En 2020, 7 TWh sont produits dans le cadre de contrats d’obligation d’achat ou compléments de rémunération. Auparavant, le tarif d’achat ne concernait que les installations de moins de 12 MW. Depuis le 30 mai 2016, ne sont éligibles à de nouveaux contrats d’obligation d’achat que les installations de moins de 500 kW. Un complément de rémunération en guichet ouvert est possible pour les installations de moins de 1 MW et sur appel d’offre pour les installations de puissance comprise entre 1 MW et 4,5 MW. Ces installations ont revendu leur production aux acheteurs obligés pour 540 M€. Éolien La production éolienne progresse à nouveau en 2020, augmentant de 14,4 % sur un an, pour s’établir à 40 TWh (cf. 2.2.3). Le coût pour l’État du soutien à l’électricité d’origine éolienne augmente plus rapidement, en raison de la baisse conjoncturelle importante des prix de gros en 2020, qui détermine le niveau de subvention, pour atteindre 2,0 Md€ (+ 19 %). Solaire photovoltaïque La production solaire photovoltaïque progresse sur un an de 9,6 % en 2020, à 13 TWh (cf. 2.2.3). Le champ couvert par cette production inclut depuis l’édition 2019 la production photovoltaïque autoconsommée, s’élevant à 0,3 TWh en 2020. La filière photovoltaïque demeure celle dont le soutien par l’État, via les dispositifs d’obligation d’achat et de complément de rémunération, est le plus élevé. Toutefois, le tarif d’achat de l’électricité photovoltaïque auprès des installations nouvellement raccordées ayant fortement baissé ces dernières années, le coût de ce soutien (3,1 Md€ en 2020) augmente moins rapidement que les volumes achetés correspondants. Thermique classique L’ajustement de l’offre à la demande d’électricité est, pour l’essentiel, assuré par la filière thermique classique, dont les moyens de production peuvent être démarrés ou stoppés très rapidement selon les besoins. La réduction de la demande d’électricité en 2020 a entraîné un recul de la production thermique de 8 %. Celle-ci s’établit à 54 TWh en 2020 (figure 3.4.1.3). En baisse régulière au début de la décennie, du fait de la fermeture de centrales à charbon et au fioul pour des raisons environnementales, elle a ensuite augmenté modérément dans un contexte de repli de la production nucléaire, de regain d’activité des centrales au gaz naturel et de développement de la production d’électricité à partir de biomasse et de biogaz. Parmi les centrales thermiques ne produisant que de l’électricité, celles fonctionnant au gaz naturel affichent en moyenne le meilleur rendement, convertissant approximativement la moitié de l’énergie contenue dans le combustible en électricité. En effet, la transformation de gaz en électricité est aujourd’hui essentiellement assurée (hors cogénération) par des centrales à cycle combiné, plus efficaces d’un point de vue énergétique que les centrales thermiques traditionnelles. La cogénération d’électricité et de chaleur présente par ailleurs un rendement énergétique global supérieur à celui de la production isolée d’électricité, pour toutes les formes d’énergie. Les centrales thermiques utilisant des énergies renouvelables et de récupération (biomasse, biogaz, déchets) ainsi que celles de cogénération peuvent bénéficier, sous conditions, du mécanisme d’obligation d’achat ou de celui des compléments de rémunération. La production électrique dans le cadre de ces dispositifs s’est élevée à 20 TWh en 2020, subventionnés à hauteur de 2,4 Md€. Figure 3.4.1.3 : production thermique classique nette par type de combustibles * EnRt : énergies renouvelables thermiques.Note : en 2020, 33 TWh d’électricité ont été produits par combustion de gaz naturel, dont 12 TWh à l’aide d’un procédé de cogénération.Source : calculs SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité Sur l’ensemble des filières de production, ce sont, au total, 78 TWh d’électricité qui sont vendus aux acheteurs obligés ou bénéficient de compléments de rémunération en 2020, pour un montant de 11,0 Md€, dont plus de la moitié subventionnée par l’État dans le cadre des mécanismes d’obligation d’achat et de complément de rémunération. Par ailleurs, des compensations, de l’ordre de 1,9 Md€ en 2020, sont accordées par l’État aux producteurs situés dans les zones non interconnectées, dans le cadre de la péréquation géographique tarifaire1. Ces compensations visent à ne pas répercuter les surcoûts de production (liés aux contraintes plus fortes pour assurer l’équilibre entre offre et demande du fait du caractère insulaire du territoire) sur le tarif moyen de vente au client final, et ainsi à garantir que celui-ci soit similaire à celui de la France continentale. Principales installations de production d’électricité en France par filière Figure 3.4.1.4 : sites nucléaires, situation au 31 décembre 2020 * REP réacteur à eau pressurisée.** EPR réacteur pressurisé européen. Source : DGEC 1 Il est fait l’hypothèse, dans le compte présenté ici, que la totalité du surcoût est liée à la production, alors qu’en réalité une partie provient de la gestion du réseau. Les activités de production, distribution et fourniture d’électricité étant, par dérogation au droit européen, intégrées dans les zones non interconnectées, il n’est en effet pas possible d’identifier séparément les deux composantes. Figure 3.4.1.5 : puissance hydraulique (hors pompages, y compris énergies marines) raccordée au réseau au 31 décembre 2020 Source : calculs SDES, enquête annuelle auprès des producteurs d’électricité Figure 3.4.1.6 : puissance éolienne raccordée au réseau au 31 décembre 2020 En MW Source : calculs SDES, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD Figure 3.4.1.7 : puissance photovoltaïque raccordée au réseau au 31 décembre 2020 En MW Source : calculs SDES, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD Figure 3.4.1.8 : centrales au gaz naturel, situation au 31 décembre 2020 Source : RTE Figure 3.4.1.9 : centrales à charbon et au fioul, situation au 31 décembre 2020 Source : RTE 3.4.2 Transport et distribution d’électricité Le réseau d’électricité, qui permet son acheminement depuis les lieux de production jusqu’à ceux de consommation, se compose de deux niveaux. Le réseau de transport, géré par RTE sur le territoire continental, comprend les lignes à très haute tension (« HTB »). D’une longueur totale d’environ 106 000 km, il permet d’acheminer la très grande majorité de l’électricité produite au réseau de distribution et à quelques très gros consommateurs. Les réseaux de distribution, auxquels sont raccordés la grande majorité des consommateurs et la quasi-totalité des petits producteurs, comprennent les lignes à moyenne et basse tension (« HTA » et « BT »), d’une longueur cumulée de plus de 1,3 million de kilomètres. Enedis est le gestionnaire d’un réseau couvrant 95 % des clients du territoire continental, 117 entreprises locales de distribution se répartissant le reste. EDF SEI, acteur intégré (également producteur et fournisseur), gère les réseaux des zones non interconnectées, sauf à Mayotte où la gestion est assurée par Électricité de Mayotte. Transport et distribution confondus, la rémunération des gestionnaires de réseaux pour leurs missions, dont l’acheminement de l’électricité en France, s’élève à 14,8 Md€ en 2020 (figure 3.4.2.1). Cette somme, payée par les consommateurs via le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe), comprend notamment la valeur des pertes physiques d’électricité sur les réseaux, qui doivent être achetées sur le marché par les gestionnaires (cf. 1.7.2). Ces pertes se sont élevées à 36 TWh en France en 2020, entraînant une charge de 1,7 Md€ pour les gestionnaires. Nette de la valeur de ces pertes (qui, in fine, constitue une rémunération des producteurs), une rémunération de 13,1 Md€ en 2020 a donc été perçue par les gestionnaires de réseaux afin de financer le développement, la maintenance et l’exploitation des réseaux ainsi que les missions associées (relève\/comptage, mise en service, dépannage, mise à disposition de données, etc.). Le coût du réseau pour les consommateurs, y compris les pertes, diminue de 1,6 % en 2020, en raison d’une baisse de 4,3 % des volumes de consommation sur un an. Les réseaux de distribution et le réseau de transport contribuent respectivement à hauteur de 73 % et 27 % au coût total d’acheminement de l’électricité en 2020. Les coûts unitaires en 2020 sont légèrement supérieurs aux valeurs de 2019, sauf pour le réseau de transport. Figure 3.4.2.1 : utilisation des réseaux d’électricité 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Réseau de transport 449 4 199 446 4 371 441 4 464 436 4 386 418 4 072 dont pertes 11 494 11 528 11 462 11 471 11 500 Réseaux de distribution 408 10 929 406 10 821 403 10 838 399 10 706 385 10 775 dont pertes 26 1 241 27 1 226 28 1 250 27 1 230 25 1 224 Utilisation des réseaux 484 15 128 482 15 192 478 15 302 472 15 092 452 14 847 dont pertes 37 1 735 39 1 754 39 1 712 38 1 701 36 1 724 Note : le réseau de transport a acheminé 418 TWh d’électricité en 2020 et a perçu pour cela une rémunération de 4 072 M€, dont 500 M€ correspondent à l’achat de 11 TWh dissipés lors de ce transport.Source : calculs SDES, d’après les gestionnaires de réseaux","link":"16-34-baisse-de-la-production.php","title":"3.4 Baisse de la production d’électricité en raison du recul de la production nucléaire"},{"page_id":8,"values":"3.5 Production de chaleur commercialisée : la part des énergies renouvelables est croissante En 2020, 48 TWh de chaleur destinée à la vente ont été produits en France. Nets des pertes de distribution, ce sont in fine 43 TWh qui ont été livrés aux consommateurs, dont plus de la moitié proviennent des réseaux de chaleur. 3.5.1 Réseaux de chaleur Les réseaux de chaleur sont généralement mis en place par des collectivités locales afin de chauffer, à partir d’une chaufferie collective, des bâtiments publics ou privés situés sur leur territoire. Des réseaux peuvent également être d’initiative privée. Leur taille varie fortement, allant du petit réseau de chaleur biomasse situé en zone rurale jusqu’à celui de Paris, de taille très importante et alimenté par de multiples centrales de production (figure 3.5.1.1). Les réseaux de chaleur sont particulièrement adaptés aux zones urbaines denses. Ils permettent également d’exploiter une ressource locale, difficile d’accès ou à mobiliser, comme la géothermie, ou la récupération de chaleur auprès d’une unité d’incinération d’ordures ménagères ou d’un site industriel par exemple. En 2020, on dénombre 833 réseaux de chaleur en France, d’une puissance thermique totale d’environ 23 GW, dont près de 10 GW concentrés dans la seule région Île-de-France. En 2020, les réseaux ont livré aux consommateurs plus de 25 TWh de chaleur (nette des pertes de distribution), en baisse de 0,9 % par rapport à 2019. À cette fin, ils ont consommé environ 34 TWh d’énergie (la différence avec la quantité livrée comprenant les pertes de transformation et celles de distribution). Le bouquet énergétique des réseaux demeure dominé par le gaz naturel, qui, en incluant le biogaz, représente 36 % de leur consommation, suivi de la chaleur issue de la valorisation des déchets urbains (27 %) et de la biomasse (22 %). Le fioul et le charbon, autrefois prépondérants, déclinent et ne représentent plus que 3 % du bouquet énergétique des réseaux (contre 60 % en 1990). À l’inverse, la part des énergies renouvelables a plus que doublé depuis 2010, pour atteindre 44 % en 2020 (après 43 % en 2019) - (figures 3.5.1.2 et 3.5.1.3). En incluant les énergies de récupération telles que la partie non renouvelable des déchets urbains ou la chaleur industrielle récupérée, la part d’énergies renouvelables et de récupération atteint 59 %2 en 2020. Près d’un quart des réseaux de chaleur (24 %) possèdent un équipement de cogénération. En 2020, la chaleur produite par cogénération dans les réseaux de chaleur, puis livrée aux consommateurs, représente environ 4,5 TWh (soit 13 % du total des livraisons des réseaux). Figure 3.5.1.1 : puissance thermique et chaleur livrée par les réseaux de chaleur en 2020 Source : SDES, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid 2 Ce taux diffère de celui publié par le Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine (SNCU) dans son rapport annuel en raison de différences méthodologiques. En particulier, contrairement au calcul du SNCU, les garanties d’origine biométhane ne sont pas comptabilisées ici comme énergies renouvelables, la logique du bilan de l’énergie étant de retracer des flux physiques. Figure 3.5.1.2 : bouquet énergétique des réseaux de chaleur en 2020 * Comprend la consommation des chaudières électriques et la consommation annexe des auxiliaires.** GPL : gaz de pétrole liquéfié.Note : hors proportion de combustibles utilisée pour la production d’électricité lorsque le réseau de chaleur utilise un procédé de cogénération.Source : SDES, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid Figure 3.5.1.3 : consommation d’énergie par source dans les réseaux de chaleur * GPL, gaz de récupération, chaudières électriques, chaleur industrielle, consommation électrique des pompes à chaleur, cogénération externe non renouvelable, autres combustibles non renouvelables.Note : hors proportion de combustibles utilisée pour la production d’électricité lorsque le réseau de chaleur utilise un procédé de cogénération.Source : SDES, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid 3.5.2 Chaleur cogénérée vendue hors des réseaux de chaleur En 2020, les installations de production d’électricité avec procédé thermique de cogénération (hors réseaux de chaleur munis d’un tel équipement) ont produit 44 TWh de chaleur, dont 21 TWh ont été livrés, nets des pertes de distribution, à des utilisateurs tiers (figure 3.5.2.1). Tout le reste, soit 52 % de la chaleur produite par cogénération, correspond, outre les pertes, à de la chaleur autoconsommée, c’est-à-dire utilisée par le producteur lui-même. En effet, une très large part de la chaleur produite par cogénération est générée par des autoproducteurs, c’est-à-dire des entreprises qui produisent électricité et chaleur pour les besoins propres de leur activité et peuvent en revendre le surplus à titre secondaire. Leur production de chaleur non vendue n’est pas identifiée en tant que telle dans le bilan, se retrouvant dans les consommations des différents combustibles. En 2020, la chaleur produite par cogénération l’a principalement été en brûlant du gaz naturel (41 %), des déchets urbains (ménagers, hospitaliers et du tertiaire : 16 %) et du bois (11 %). Figure 3.5.2.1 : production de chaleur par cogénération en 2020 (hors réseaux de chaleur) En TWh (données non corrigées des variations climatiques) Électricité issue de la cogénération, hors réseaux de chaleur Chaleur issue de la cogénération, hors réseaux de chaleur Total chaleur Chaleur commercialisée (nette des pertes de distribution) Pertes et chaleur autoconsommée Production totale 17,6 44,1 21,0 23,1 Produits charbonniers 0,6 2,0 0,3 1,7 Produits pétroliers 0,4 4,3 0,1 4,2 Gaz naturel 8,9 17,9 7,8 10,1 Déchets 2,4 7,4 6,1 1,2 dont déchets urbains 2,3 7,2 6,0 1,2 Bois et résidus agricoles 1,7 5,0 3,7 1,2 Résidus de papeterie, liqueur noire 0,6 3,9 1,6 2,3 Biogaz 2,3 1,9 0,2 1,6 Autres combustibles 0,7 1,7 1,1 0,6 Note : les colonnes « Total chaleur » et « Pertes et chaleur autoconsommée » incluent la chaleur autoconsommée, notamment celle des autoproducteurs. Toutefois, cette dernière, n’étant pas vendue à des tiers mais consommée directement par le producteur, n’est in fine pas comptabilisée dans le bilan de la chaleur (dont le périmètre est celui de la chaleur commercialisée ou autoconsommée par les producteurs principaux) ; ce sont les combustibles utilisés pour produire la chaleur autoconsommée qui sont comptabilisés comme consommations finales dans le bilan des autres formes d’énergie.Source : SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité et enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid","link":"17-35-production-de-chaleur-commercialisee.php","title":"3.5 Production de chaleur commercialisée : la part des énergies renouvelables est croissante"},{"page_id":9,"values":"4.1 La crise sanitaire et la météo font chuter la consommation primaire en 2020 Alors qu’elle tendait à décroître modérément depuis le milieu des années 2000, la consommation d’énergie primaire de la France chute de 9,8 % en 2020 par rapport à 2019, pour s’établir à 2 572 TWh (figure 4.1.1). Après correction des variations climatiques (CVC), la baisse est un peu moins marquée (- 8,2 %). En effet, les besoins de chauffage ont été moins importants en 2020 qu’en 2019, du fait de températures hivernales historiquement douces en 2020. Le nombre de degrés-jours unifiés (DJU) s’établit ainsi à son plus bas niveau depuis que les températures sont mesurées (figure 4.1.2). Au-delà de cet effet du climat, la chute de la consommation primaire en 2020 s’explique par la crise sanitaire, qui a fortement réduit la demande d’énergie dans les transports et le secteur productif. Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de consommation d’énergie (cf. encadré), la consommation primaire a baissé de 11,9 %, à climat corrigé. Figure 4.1.1 : consommation primaire totale et par usage Note : les pertes de transformation, de transport et de distribution intègrent la consommation d’énergie des entreprises du secteur de la transformation pour leur usage propre ainsi qu’un écart statistique.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Figure 4.1.2 : nombre de degrés-jours unifiés de la période de chauffe Source : calculs SDES, d’après Météo-France La baisse de la consommation primaire en 2020 concerne aussi bien la consommation finale que les pertes de transformation, de transport et de distribution d’énergie. Ces dernières (qui correspondent à la différence entre la consommation primaire et la consommation finale, à l’écart statistique près) diminuent de 13,0 % à climat réel et de 12,7 % à climat corrigé, en raison principalement du recul de la production nucléaire et des pertes de chaleur induites (cf. 2.2.2). La consommation finale d’énergie s’établit à 1 638 TWh en données réelles, dont 146 TWh pour les usages non énergétiques. Ceux-ci, majoritairement concentrés dans la pétrochimie, diminuent de 6,7 % en 2020. La consommation finale à usage énergétique, de 1 492 TWh, diminue, quant à elle, de 7,9 % à climat réel et de 5,4 % à climat corrigé (cf. 5.1). Les poids du nucléaire, du pétrole et du charbon dans le mix énergétique déclinent en 2020 (figure 4.1.3). En effet, à climat constant, les consommations primaires de ces trois formes d’énergie baissent respectivement de 10,2 %, 11,9 % et 25 %. À l’inverse, les énergies renouvelables, électriques et thermiques, ainsi que le gaz naturel pèsent davantage dans la consommation primaire totale en 2020 qu’en 2019. Le bouquet énergétique primaire CVC se compose de 39 % de nucléaire, 28 % de pétrole, 17 % de gaz, 14 % d’énergies renouvelables et déchets et 2 % de charbon. Figure 4.1.3 : consommation primaire par forme d’énergie Note : la consommation d’énergie nucléaire correspond à la quantité de chaleur dégagée par la réaction nucléaire (qui est ensuite convertie en électricité), déduction faite du solde exportateur d’électricité.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Le bouquet énergétique final CVC reste, quant à lui, dominé par le pétrole. Ce dernier subit moins de pertes lors du processus de transformation de l’énergie que la chaleur nucléaire, dont seul un tiers est converti en électricité (figure 4.1.4). Les produits pétroliers représentent ainsi 36 % de la consommation finale à usage énergétique, devant l’électricité (27 %), le gaz (22 %), les énergies renouvelables et les déchets (12 %), la chaleur (3 %) et le charbon (1 %). Conformément à la tendance observée depuis le milieu des années 2000, la part des énergies fossiles dans le bouquet baisse en 2020, au profit des énergies renouvelables. Figure 4.1.4 : consommation finale à usage énergétique par forme d’énergie Note : la chaleur n’est isolée que depuis 2000.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Au total, les ménages, entreprises et administrations ont dépensé 144,2 Md€ en 2020 pour satisfaire leurs besoins en énergie, montant en baisse de 16,2 % en euros constants par rapport à 2019 (figure 4.1.5). Les produits pétroliers représentent près de la moitié de cette dépense nationale en énergie et l’électricité plus d’un tiers, loin devant les autres énergies. Ces proportions sont supérieures aux parts respectives de ces deux formes d’énergie dans la consommation finale, en raison de prix moyens plus élevés que les autres formes d’énergie. Figure 4.1.5 : consommation finale en énergie (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En Md€2020 En TWh En Md€2020 En TWh En Md€2020 En TWh En Md€2020 En TWh En Md€2020 Charbon (hors hauts-fourneaux) 16,2 0,3 16,5 0,4 17,3 0,4 14,1 0,4 12,5 0,3 Charbon : hauts-fourneaux 39,5 1,0 44,1 1,3 44,6 1,3 41,2 1,4 30,6 0,8 Produits pétroliers 787,4 73,2 795,1 81,4 768,1 90,4 765,8 88,7 684,2 65,5 Gaz naturel 363,3 18,5 354,0 18,1 350,8 19,4 342,7 19,1 319,8 16,1 Énergies renouvelables et déchets 170,6 4,7 170,5 4,9 171,8 4,8 177,1 4,7 166,8 4,1 Électricité 442,7 53,7 439,4 53,4 437,1 53,9 431,7 55,2 411,4 55,2 Chaleur 44,1 2,4 45,3 2,5 42,9 2,7 44,8 2,6 43,4 2,4 Consommation finale (hors hauts-fourneaux) 1824,3 152,9 1820,8 160,7 1788,1 171,5 1776,2 170,7 1638,1 143,4 Dépense nationale en énergie (y compris hauts-fourneaux) 153,9 162,0 172,9 172,1 144,2 Note : conformément aux conventions statistiques internationales relatives à la comptabilité physique de l’énergie, les hauts-fourneaux sont exclus de la consommation finale. Dans le cadre du bilan monétaire, ils sont en revanche inclus dans l’industrie et dans la dépense nationale en énergie.Source : calculs SDES Au sein de la dépense nationale en énergie, le coût des importations nettes et des variations de stocks de produits énergétiques représente 23,9 Md€, les taxes énergétiques (nettes des subventions aux énergies renouvelables) 32,2 Md€ et la TVA non déductible 12,7 Md€ (figure 4.1.6). Le solde, soit 75,5 Md€, correspond à la rémunération d’activités réalisées sur le territoire national, principalement la production d’électricité et d’énergies renouvelables, la gestion des réseaux de gaz et d’électricité, la distribution des carburants et le raffinage de pétrole. La dépense nationale en énergie, qui a atteint un pic en 2012 à 185,2 Md€2020, baisse de 16 % en 2020 par rapport à 2019 en euros constants. Le coût des échanges extérieurs, réduit de 41 % en 2020 sous l’effet cumulé de la baisse des volumes importés et de celui des prix internationaux, contribue le plus à cette évolution. Le montant des taxes énergétiques (nettes des subventions), dont les principaux taux nominaux ont été inchangés en 2020, baisse de 17 % du fait de la baisse de consommation, notamment en matière de carburants. La TVA non déductible collectée diminue dans une proportion proche. Enfin, les revenus captés par les entreprises nationales diminuent de 3 %. Le secteur du raffinage, dont la valeur ajoutée est négative en 2020, a particulièrement été affecté par la crise sanitaire. Figure 4.1.6 : décomposition de la dépense nationale en énergie Source : calculs SDES Les objectifs de réduction de la consommation d’énergie de la France La loi de transition énergétique pour la croissance verte de 2015 et celle relative à l’énergie et au climat de 2019 ont fixé comme objectifs de diviser par deux la consommation finale d’énergie à horizon 2050 et de réduire la consommation primaire d’énergies fossiles de 40 % en 2030, par rapport à 2012. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) relative à la France continentale, dans sa deuxième version adoptée en avril 2020, donne des cibles intermédiaires de réduction de la consommation d’énergie par rapport à 2012, et les décline par forme d’énergie : consommation finale d’énergie : - 7,5 % en 2023 et - 16,5 % en 2028 ; consommation primaire de gaz naturel : - 10 % en 2023 et - 22 % en 2028 ; consommation primaire de pétrole : - 19 % en 2023 et - 34 % en 2028 ; consommation primaire de charbon : - 66 % en 2023 et - 80 % en 2028.","link":"18-41-la-crise-sanitaire-et.php","title":"4.1 La crise sanitaire et la météo font chuter la consommation primaire en 2020"},{"page_id":10,"values":"4.2 Forte baisse de la consommation et, plus encore, de la dépense en produits pétroliers 4.2.1 Consommation et dépense totales En 2020, la consommation totale de produits pétroliers raffinés (hors biocarburants) s’élève à 60,0 Mtep, en forte baisse par rapport à 2019 (- 10,5 %) - (figure 4.2.1.1). Le secteur des transports, qui représente 58 % de la consommation totale, a été particulièrement affecté par les limitations de déplacements liées à la crise sanitaire : sa consommation en produits pétroliers connaît une baisse historique de 15,2 %. Hors transports, la baisse de la consommation est nettement moindre (- 3,2 %, y compris les usages non énergétiques). La dépense totale en produits pétroliers diminue fortement, pour s’établir à 65,9 Md€ en 2020 (- 26,2 % en euros constants), tirée à la fois par le recul de la consommation et par la baisse des prix des produits pétroliers (cf. 1.2). Le coût des importations nettes (des exportations) de pétrole brut et de produits raffinés est de 18,3 Md€ en 2020 (figure 4.2.1.2). Ce montant baisse de 41,5 % par rapport à 2019, en raison de la chute de la demande intérieure et des cours du pétrole brut, et atteint ainsi son plus bas niveau de la décennie. Il représente 28 % de la dépense (taxes incluses) en 2020, contre près de la moitié au début des années 2010. La dépense servant à rémunérer des activités (de production, raffinage et transport-distribution) réalisées sur le sol national s’élève à 13,8 Md€ (à l’écart statistique près), soit 21 % du total, en diminution de 16,7 % par rapport à l’année précédente. La part restante de la dépense (51 %) correspond à la fiscalité. Celle-ci inclut la taxe intérieure sur la consommation de produits énergétiques (TICPE), la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (Tirib), la redevance affectée au stockage des produits pétroliers (CPSSP) ainsi que, dans les DROM, la taxe spéciale de consommation (TSC, qui remplace la TICPE) et l’octroi de mer. La fiscalité sur les produits pétroliers comprend également la TVA, qui s’applique au prix comprenant les autres taxations. La TICPE, qui compte pour la plus grande partie des taxes, a procuré 26,7 Md€ de recettes (nette des remboursements) en 2020. Ce montant recule fortement (- 15,8 %) par rapport à 2019, en lien avec la baisse de la consommation de carburants. Les montants perçus de TICPE avaient à l’inverse fortement augmenté entre 2014 et 2018 (+ 25,4 %), du fait de l’introduction et de la montée en charge de la composante carbone, désormais gelée à son niveau de 2018. La TSC a rapporté 0,4 Md€ en 2020. La TVA sur les produits pétroliers (hors part déductible pour les entreprises) s’élève à 6,6 Md€ en 2020, en baisse de 27,1 %. Figure 4.2.1.1 : consommation totale de produits pétroliers raffinés (hors biocarburants) par secteur et dépense totale associée Note : le secteur des transports n’inclut pas les soutes maritimes et aériennes internationales.Champ : France entière (y compris DROM).Source : calculs SDES Figure 4.2.1.2 : décomposition de la dépense totale Note : les soutes maritimes et aériennes internationales sont déduites des importations nettes, qui intègrent aussi les variations de stocks. Les marges comprennent celles de raffinage et celles de transport-distribution.Source : calculs SDES La consommation totale peut se décomposer comme la somme de la consommation à usage de production d’électricité et de chaleur (1,2 Mtep en 2020, dont près des trois quarts dans les DROM), de la consommation finale à usage énergétique (47,6 Mtep hors biocarburants ; 50,5 Mtep biocarburants inclus) et de la consommation finale à usage non énergétique (11,3 Mtep) - (figure 4.2.1.3). Figure 4.2.1.3 : consommation par usage et par secteur (y compris biocarburants, données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 Production d'électricité et de chaleur 1,5 537 1,6 686 1,1 585 1,2 640 1,2 467 Consommation finale à usage énergétique 58,9 69 732 59,1 76 925 57,7 85 176 57,3 84 137 50,5 62 069 Industrie 2,8 1 381 2,6 1 563 2,8 1 902 2,8 1 802 2,7 1 371 Transports* 44,7 59 105 45,0 64 930 44,1 71 826 44,1 71 261 37,3 51 690 dont transports routiers (ménages) 26,2 39 182 26,0 42 556 25,3 46 942 25,4 46 715 21,0 33 337 dont transports routiers (autres) 16,4 18 612 16,9 20 851 16,6 23 068 16,5 22 735 14,8 17 373 dont autres transports 2,1 1 312 2,1 1 522 2,2 1 815 2,2 1 811 1,6 981 Résidentiel 5,2 5 052 5,2 5 614 4,7 5 942 4,4 5 655 4,3 4 715 Tertiaire** 3,0 2 118 3,1 2 514 2,9 2 800 2,9 2 774 2,8 2 172 Agriculture-pêche 3,3 2 076 3,2 2 305 3,3 2 707 3,2 2 644 3,4 2 121 Consommation finale à usage non énergétique 11,9 6 312 12,6 7 520 11,8 8 251 12,0 7 467 11,3 5 741 Industrie 11,6 4 826 12,3 6 171 11,5 6 741 11,7 6 087 11,0 4 437 Pétrochimie 8,6 2 944 9,3 3 987 8,3 4 222 8,7 3 774 8,3 2 474 Construction 2,3 618 2,4 870 2,5 1 151 2,5 1 085 2,3 818 Autres industries 0,6 1 263 0,6 1 315 0,6 1 368 0,5 1 228 0,4 1 146 Autres (dont agriculture, transports) 0,3 1 486 0,3 1 349 0,3 1 510 0,3 1 380 0,3 1 303 * Hors soutes maritimes et aériennes internationales.** Y compris les armées.Note : la consommation pour le trafic aérien entre la métropole et les DROM est incluse dans le secteur des transports (autres transports).Source : calculs SDES 4.2.2 Production d’électricité et de chaleur La consommation destinée à la production d’électricité et de chaleur ne représente plus que 1,8 % de la consommation totale de produits pétroliers raffinés. Elle diminue modérément en 2020 (- 1,9 % par rapport à 2019), à 1,2 Mtep. En métropole, les centrales au fioul, utilisées en pointe lors des pics de demande en période hivernale, ont progressivement fermé, d’autres énergies se substituant à ce combustible, notamment pour des raisons environnementales : le dernier site fonctionnant encore au fioul-vapeur en France continentale, à Cordemais (Loire-Atlantique), a été fermé en mars 2018. La consommation de fioul dans les réseaux de chaleur est également devenue marginale. Ainsi, la consommation de produits pétroliers pour la production d’électricité et de chaleur a chuté de 37,0 % par rapport à 2012. En revanche, la consommation de fioul pour la production d’électricité reste, jusqu’à présent, élevée en outre-mer. La facture associée s’établit en 2020 à 0,5 Md€. Elle chute de 27,0 % en euros constants en un an, du fait de la diminution de la consommation, mais surtout de celle des prix, liée à la crise sanitaire. 4.2.3 Consommation finale à usage énergétique L’usage des transports concentre 59 % de la consommation totale de produits pétroliers (y compris biocarburants) en France, soit 37,3 Mtep en 2020. Cette consommation est en baisse de 15,3 % par rapport à 2019, alors qu’elle était relativement stable depuis 2012. Le transport routier des ménages absorbe la plus grande part de cette consommation (21,0 Mtep en 2020), en diminution de 17,4 % par rapport à 2019. Le transport routier des entreprises connaît une baisse un peu moins forte en 2020 (- 10,2 %), pour atteindre 14,8 Mtep. Les autres modes de transport génèrent des consommations beaucoup plus modestes (1,6 Mtep hors soutes internationales), qui chutent en 2020 (- 30,1 %), principalement du fait de la baisse historique du trafic aérien intérieur. Les transports représentent une part plus importante de la dépense totale en produits pétroliers (76 %) que de leur consommation, car les produits utilisés sont davantage taxés que ceux servant à d’autres usages. La dépense totale dans les transports s’établit ainsi à 51,7 Md€ en 2020, soit 27,5 % de moins qu’en 2019, après une forte hausse entre 2016 et 2018 (+ 21,5 %) sous les effets conjugués de la hausse des prix du pétrole et de l’augmentation de la TICPE, puis une relative stabilité en 2019 (- 0,8 %). Cette forte baisse en 2020 traduit à la fois la baisse des volumes consommés et celle des prix des carburants, qui retrouvent un niveau proche de 2017. Les entreprises contribuent moins à cette dépense qu’à la consommation physique car, outre le fait qu’une partie de la TVA est déductible, certains secteurs d’activités bénéficient d’exonérations fiscales. La dépense de produits pétroliers des entreprises dans les transports est de 17,4 Md€ en 2020 (- 23,6 %), contre 33,3 Md€ pour les ménages (- 28,6 %). Les consommations du secteur résidentiel (principalement du fioul domestique et, dans une moindre mesure, du GPL) reculent de 1,1 %, à 4,3 Mtep, en 2020. Celles du secteur tertiaire (2,8 Mtep) sont en baisse de 2,6 %. Corrigées des variations climatiques, elles progressent respectivement de 3,7 % et 0,5 %, le climat ayant été exceptionnellement doux en 2020. Cette hausse ne reflète toutefois sans doute pas un recours accru à cette forme d’énergie en déclin tendanciel, mais plutôt des niveaux de remplissage des cuves de fioul plus élevés en fin d’année qu’en début d’année, dans un contexte de prix très bas des produits pétroliers durant une partie importante de l’année 2020. Par rapport à 2012, corrigées des variations climatiques, les consommations résidentielles sont en forte baisse (- 28,6 %), en raison notamment de la diminution du nombre de résidences principales chauffées au fioul. Il en est de même pour le secteur tertiaire (- 18,4 %). Les dépenses respectives de ces secteurs s’élèvent à 4,7 Md€ et 2,2 Md€, en net recul par rapport à 2019 (respectivement - 16,6 % et - 21,7 %), principalement du fait de la forte baisse du prix du fioul domestique. La consommation de produits pétroliers à usage énergétique dans l’industrie diminue de 3,5 % en 2020, pour s’établir à 2,7 Mtep (dont un tiers pour la construction). Ce repli s’inscrit dans une tendance à la baisse (- 1,6 % par an en moyenne depuis 2012), qui reflète à la fois le recours à d’autres énergies, des gains d’efficacité énergétique et la relative désindustrialisation de l’économie. En 2020, la facture associée baisse de 23,9 %, pour s’établir à 1,4 Md€. Le secteur de l’agriculture et de la pêche consomme essentiellement du gazole non routier (distingué depuis 2011 du fioul domestique). Sa consommation estimée s’établit à 3,4 Mtep en 2020, un niveau proche de celui atteint en 2012. La dépense du secteur, de 2,1 Md€ en 2020, baisse fortement par rapport à 2019 (- 19,8 %), en raison de la diminution du prix du gazole non routier. Globalement, la consommation finale à usage énergétique de produits pétroliers, corrigée des variations climatiques, diminue de 11,3 % en 2020. Elle avait reculé de 5,2 % entre 2012 et 2019, soit - 0,8 % par an en moyenne (et de 6,7 %, soit - 1,0 % par an en moyenne, en excluant les biocarburants). 4.2.4 Consommation finale à usage non énergétique Les usages non énergétiques de produits pétroliers se concentrent essentiellement dans l’industrie pétrochimique de premier niveau, avant d’entrer dans la fabrication de produits synthétiques (matières plastiques, cosmétiques, etc.). La consommation finale non énergétique de produits pétroliers a diminué en 2020 (- 6,1 %), à 11,3 Mtep, en raison notamment de la baisse de la demande due à la crise sanitaire. Elle atteint ainsi son niveau le plus bas depuis 25 ans. Environ 2,4 Mtep de bitumes sont consommées chaque année dans le secteur de la construction. Les autres produits correspondent à des lubrifiants, utilisés dans les transports, l’agriculture et l’industrie, ainsi qu’à des quantités limitées de coke de pétrole, à usage industriel. La facture associée à cette consommation s’élève à 5,7 Md€ en 2020, soit une chute de 23,0 % par rapport à 2019, en euros constants, dans le sillage du recul important des prix. Déjà en baisse sensible en 2019 (- 9,5 %), elle atteint un minimum depuis au moins dix ans. 4.2.5 Consommation par produit Le gazole routier représente près de la moitié de la consommation de produits pétroliers (y compris biocarburants) en 2020 (45 %), devant le fioul domestique et les autres gazoles (18 %), puis les produits non énergétiques (12 %), les supercarburants (12 %) et le GPL (6 %) - (figures 4.2.5.1 et 4.2.5.2). Les mêmes produits sont aussi les principaux facteurs de dépense, mais le gazole routier est encore plus prédominant qu’en énergie (55 % y compris biodiesel) et l’essence (20 % y compris bioéthanol) devance nettement le fioul domestique (12 %), car la fiscalité sur les carburants est plus lourde que celle sur les autres combustibles. En 2020, la consommation de gazole routier (- 14,6 %, y compris biodiesel) baisse au même rythme que celle de supercarburants (- 14,2 %, y compris bioéthanol). Cette évolution ne remet toutefois pas en cause le rééquilibrage progressif depuis 2013 du marché des voitures particulières neuves vers les motorisations essence, qui modifie dans ce sens la structure de consommation des carburants routiers depuis 2016. Elle est liée à ce que les entreprises (dont la consommation est quasi exclusivement du gazole) ont été moins affectées que les ménages par la crise sanitaire. La consommation de gazole des seuls ménages baisse ainsi plus fortement (- 18,6 %, y compris biocarburants) que celle de supercarburants (- 14,2 %, y compris bioéthanol). Figure 4.2.5.1 : consommation de produits pétroliers raffinés par type de produit (hors biocarburants) * Gaz de pétrole liquéfié (butane, propane), hors GPL carburant.** Autres : lubrifiants, paraffines et cires, white-spirit et essences spéciales, pétrole lampant, essence aviation, gaz de raffinerie, éthane, autres produits.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Figure 4.2.5.2 : consommation par type de produit (y compris biocarburants, données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 En Mtep En M€2020 Gazole routier 35,2 44 128 35,2 48 461 33,9 53 277 33,3 51 709 28,4 37 276 Fioul domestique et autres gazoles 12,6 8 238 12,6 9 546 11,9 10 798 11,4 10 360 11,3 7 950 Supercarburants* 7,7 14 192 8,0 15 522 8,3 17 384 8,9 18 385 7,6 13 933 Jet kérosène 1,7 684 1,8 854 1,9 1 112 1,9 1 077 1,3 401 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 4,3 3 336 4,2 3 696 4,2 3 920 4,6 3 848 3,8 3 148 Fioul lourd 1,3 412 1,2 496 1,0 465 0,9 443 0,8 317 Produits non énergétiques** 7,0 4 657 7,7 5 375 6,9 5 754 7,1 5 354 7,6 4 630 Autres*** 2,6 934 2,6 1 181 2,5 1 303 2,4 1 068 2,0 622 Total 72,3 76 581 73,3 85 131 70,6 94 012 70,5 92 243 62,9 68 277 * Y compris essence aviation.** Naphta, bitumes, lubrifiants.*** Coke de pétrole, pétrole lampant, autres.Source : calculs SDES","link":"19-42-forte-baisse-de-la.php","title":"4.2 Forte baisse de la consommation et, plus encore, de la dépense en produits pétroliers"},{"page_id":11,"values":"1.1 Les ménages bénéficient de prix de l’énergie en moyenne moins élevés en 2020 qu’en 2019 Dans un contexte d’inflation générale des biens et services de 0,5 %, les ménages paient en moyenne l’énergie 5,0 % moins cher en 2020 qu’en 2019 (figure 1.1.1). Cette baisse est imputable aux carburants, dont le prix moyen diminue de 11,5 % (cf. 1.2). Le prix de l’énergie résidentielle augmente globalement de 1,1 %. Cette hausse est portée par l’électricité (cf. 1.7) et, dans une moindre mesure, par le bois (cf. 1.5), les prix des autres énergies utilisées dans les logements diminuant. Figure 1.1.1 : prix à la consommation Sources : Insee ; calculs SDES Sur longue période, l’énergie reste un bien plus onéreux que par le passé pour les ménages. Son prix a augmenté de 2,6 % par an en moyenne depuis 1990, en euros courants, alors que l’inflation générale annuelle ne s’est élevée qu’à 1,5 % sur la période. Les prix des carburants et ceux de l’énergie résidentielle ont globalement augmenté dans des proportions proches depuis 1990, mais avec des évolutions contrastées entre différentes sous-périodes. Longtemps peu dynamique, le prix de l’énergie du logement a fortement accéléré depuis le milieu des années 2000. Celui des carburants fluctue depuis le début de la décennie après avoir très fortement augmenté au cours des deux décennies précédentes. Comme les ménages, les entreprises font face à des évolutions de prix contrastées entre formes d’énergie en 2020. L’électricité se renchérit pour le secteur productif (cf. 1.7), qui bénéficie, à l’inverse, d’une chute des prix du fioul lourd (cf. 1.2), du gaz naturel (cf. 1.3), du charbon (cf. 1.4) et de la chaleur distribuée par réseau (cf. 1.8).","link":"2-11-les-menages-beneficient-de.php","title":"1.1 Les ménages bénéficient de prix de l’énergie en moyenne moins élevés en 2020 qu’en 2019"},{"page_id":12,"values":"4.3 Baisse de la consommation et de la dépense de gaz naturel en 2020 4.3.1 Consommation et dépense totales Nette des pertes de transport et de distribution (cf. 3.2), la consommation totale de gaz naturel diminue de 7,0 % en 2020 par rapport à 2019, pour atteindre 447 TWh PCS (pouvoir calorifique supérieur), alors qu’elle avait augmenté de 1,9 % l’année précédente. Corrigée des variations climatiques, la baisse de la consommation totale de gaz naturel en 2020 est moins marquée (- 2,1 %), le climat de l’année 2020 ayant été particulièrement doux. Par rapport à 2012, la consommation totale est à peu près stable à climat corrigé (figure 4.3.1.1). Sous l’effet cumulé de la baisse moyenne des prix et de celle des volumes, la dépense de gaz naturel se replie de 17 % par rapport à 2019 en euros constants, pour s’établir à 17,6 Md€ en 2020 (figure 4.3.1.2), très en deçà du maximum historique de 2013 (25,6 Md€2020). Figure 4.3.1.1 : consommation totale (hors pertes) de gaz naturel par secteur * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES, d’après données locales de consommation de gaz, enquête annuelle sur la production d’électricité, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid, données du Citepa Figure 4.3.1.2 : consommation physique de gaz naturel et dépense associée * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES 4.3.2 Branche énergie La branche énergie représente 21 % de la consommation totale (hors pertes de transport et de distribution et écart statistique) de gaz naturel en 2020 (92 TWh PCS), pour un coût de 1,6 Md€ (figure 4.3.2.1). La majeure partie, 85 TWh PCS, correspond à l’utilisation de gaz naturel comme combustible pour produire de l’électricité et, dans une moindre mesure, de la chaleur. Les 7 TWh PCS restants correspondent pour l’essentiel à la consommation de gaz naturel des raffineries, dans lesquelles il est utilisé principalement comme combustible, mais aussi pour produire de l’hydrogène afin de désulfurer les carburants. À climat constant, la consommation des centrales calogènes (10 TWh PCS) augmente en 2020 (+ 12,3 %), alors que celle des centrales de cogénération (33 TWh PCS) diminue légèrement (- 1,8 %). La consommation des centrales produisant uniquement de l’électricité recule de 7,8 % en un an, pour s’établir à 50 TWh PCS en 2020, en raison d’un moindre recours aux centrales à cycle combiné au gaz (CCCG). Figure 4.3.2.1 : consommation de la branche énergie (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 Branche énergie 91 1 833 101 2 002 82 2 309 100 2 184 92 1 592 Transformation en électricité ou chaleur 84 1 685 94 1 858 75 2 123 93 2 068 85 1 516 Branche énergie hors transformation 7 148 7 144 7 185 7 116 7 76 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES 4.3.3 Consommation finale à usage énergétique La consommation finale énergétique de gaz naturel baisse de 6,4 % en 2020, à 342 TWh PCS (figure 4.3.3.1). Corrigée des variations climatiques, elle diminue de 2,1 %, rythme supérieur à la baisse annuelle moyenne de 0,2 % observée depuis 2012. La dépense associée s’élève à 17,6 Md€ en 2020, en baisse de 17,0 % en euros constants sur un an. Avec 139 TWh PCS, le résidentiel est le principal secteur consommateur de gaz naturel en 2020. Suivent l’industrie avec 129 TWh PCS puis le tertiaire avec 70 TWh PCS. Les consommations dans les transports et l’agriculture-pêche sont plus faibles (respectivement 2,5 et 2,4 TWh PCS). Les ménages s’acquittant de prix plus élevés que les entreprises, le poids du résidentiel est plus élevé dans la dépense globale (65 %) que dans la consommation physique (41 %). À l’inverse, l’industrie représente 16 % de la dépense pour 38 % de la consommation. Enfin, le tertiaire (y compris transports) acquitte 19 % de la dépense pour 21 % de la consommation. Sous l’effet sans doute d’une présence accrue des individus dans leurs logements, la consommation résidentielle se redresse à climat constant de 1,6 % en 2020 après avoir baissé de 2,0 % en 2019. À l’inverse, les consommations des secteurs industriel et tertiaire, à l’activité réduite en 2020 en raison de la crise sanitaire, se replient respectivement de 3,2 % et 3,8 %. Par rapport à 2012, en moyenne annuelle, la consommation corrigée des variations climatiques est en baisse dans le résidentiel et l’industrie (respectivement - 1,6 % et - 1,5 %). Quasiment stable dans l’agriculture (- 0,2 %) et le tertiaire (+ 0,6 %), elle progresse en revanche fortement dans les transports (+ 9 %). L’utilisation du gaz naturel pour les transports concerne essentiellement les véhicules de flottes captives, principalement des autobus, des bennes à ordures et des véhicules utilitaires utilisant du gaz naturel pour véhicules (GNV), dont l’usage se développe depuis le début des années 2000. Le gaz naturel est essentiellement livré aux consommateurs via les réseaux de transport et de distribution (cf. 3.2). Une petite partie est toutefois portée par camion sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) depuis les terminaux méthaniers : elle représente 2 TWh PCS en 2020, dont 1,2 TWh pour l’industrie et 0,9 TWh pour les transports. Figure 4.3.3.1 : consommation finale à usage énergétique (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 Industrie 145 3 946 136 3 663 142 4 090 136 3 465 129 2 592 Transports 1,6 3 144 2 3 184 2 3 525 2 3 512 2 2 955 Tertiaire 77 79 78 78 70 Résidentiel 163 11 051 159 10 875 149 11 286 147 11 739 139 10 281 Agriculture-pêche 2 84 2 81 2 93 2 91 2 82 Total 388 18 226 378 17 802 374 18 993 365 18 807 342 15 910 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES 4.3.4 Consommation finale à usage non énergétique Les utilisations non énergétiques de gaz naturel dans la chimie baissent fortement en 2020 (- 13,0 %), à 13 TWh PCS, pour une dépense de 0,1 Md€ (figure 4.3.4.1). Le gaz naturel est utilisé comme matière première principalement pour produire des engrais via la fabrication d’ammoniac. Figure 4.3.4.1 : consommation finale à usage non énergétique et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 En TWh PCS* En M€2020 Chimie 15 317 15 309 16 388 15 248 13 147 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES","link":"20-43-baisse-de-la-consommation.php","title":"4.3 Baisse de la consommation et de la dépense de gaz naturel en 2020"},{"page_id":13,"values":"4.4 La consommation de charbon et la dépense associée chutent En 2020, la consommation primaire de charbon, corrigée des variations climatiques, s’établit à 65,1 TWh, un niveau historiquement bas, chutant de 25 % par rapport à 2019 (figure 4.4.1). Au-delà de l’effet exceptionnel lié à la crise sanitaire, cette diminution s’inscrit dans une tendance à la baisse de la consommation de charbon depuis une trentaine d’années, même si elle peut connaître parfois des rebonds, comme en 2017. En effet, les autres formes d’énergie se substituent progressivement au charbon dans la plupart des secteurs consommateurs. Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1), la consommation primaire de charbon baisse de 55 %, à climat constant. Depuis 2016, la filière fonte constitue le principal consommateur de charbon en France, avec, en 2020, 55 % de la consommation totale. Elle est suivie par celle de la production d’électricité et de chaleur, qui ne représente plus que 31 % de la consommation (contre 50 % en 2012). La consommation finale (essentiellement celle de l’industrie manufacturière hors hauts-fourneaux) compte, quant à elle, pour 19 % de l’ensemble des ressources primaires consommées en 2020 (le solde entre les ressources et la somme des consommations des différents secteurs correspondant à l’écart statistique). La dépense totale en charbon s’élève à 1,3 Md€ en 2020, en retrait de 38 % par rapport à 2019, en euros constants, en raison de la chute des quantités, conjuguée à celle des prix (cf. 1.4). Après plusieurs années de baisse, elle avait rebondi en 2017, sous l’effet de la reprise de la consommation dans la plupart des secteurs consommateurs et de la remontée importante des prix. Les hauts-fourneaux, qui consomment majoritairement du coke, issu de la transformation d’un type de charbon plus onéreux que celui utilisé pour la production d’électricité et de chaleur, concentrent, à eux seuls, 62 % de la dépense totale, contre 53 % en 2012. Figure 4.4.1 : consommation primaire de charbon (hors écart statistique) et dépense totale associée Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation de la filière fonte.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES, d’après A3M, COCIC, Douanes, EDF, GazelEnergie, Insee et SNCU Outre la filière fonte, dont la consommation totale nette s’élève à 35,7 TWh en 2020 (cf. 3.3), 16,4 TWh de produits charbonniers - correspondant à une dépense de 0,2 Md€ - ont été consommés par la branche énergie en 2020, à des fins de production électrique ou, de façon plus marginale, de production de chaleur vendue ensuite à des tiers (figure 4.4.2). Un peu plus de 6,0 TWh correspondent à du gaz fatal issu des cokeries et hauts-fourneaux, brûlé pour produire de l’électricité sur le site sidérurgique lui-même ou dans une centrale thermique voisine, comme c’est notamment le cas à Dunkerque. La quantité restante (10,4 TWh) correspond pour l’essentiel à du charbon-vapeur utilisé comme combustible par des centrales thermiques à flamme. La consommation des centrales a diminué de plus de 71 % depuis 2012. Cette baisse reflète la réduction progressive du parc pour des raisons environnementales et d’obsolescence. Avec l’arrêt de nombreuses tranches de production, la capacité électrique installée des centrales à charbon s’est en effet réduite de plus de moitié sur le territoire métropolitain sur la période. Il restait, fin 2020, cinq unités encore actives en métropole, réparties sur quatre sites dont deux ont été fermés au premier trimestre 2021. Au-delà de cette tendance de long terme, leur consommation est très sensible à la rigueur des températures, les centrales thermiques à charbon étant principalement utilisées comme moyens de pointe lors des vagues de froid hivernales. La consommation de charbon dans ce secteur, corrigée des variations climatiques, se replie en 2020, à 20,0 TWh (- 5,1 %), après s’être fortement contractée en 2019 (- 37,1 %). En effet, la durée de fonctionnement des centrales en métropole a été fortement réduite, en raison notamment de l’augmentation du prix du certificat d’émission de CO2 ainsi que de la baisse importante du prix du gaz, rendant le charbon moins compétitif. Les départements et régions d’outre-mer comptent trois installations de production thermique au charbon, dont certaines tranches de production utilisent également un combustible renouvelable issu de la canne à sucre, la bagasse, durant la campagne sucrière. Une des deux tranches de production a été convertie en unité 100 % renouvelable (bagasse-biomasse) en Guadeloupe en 2020, réduisant d’un quart la consommation de charbon du département sur un an. Les autres unités ultramarines sont en cours de conversion. Avec la chute importante de la production d’électricité à partir de charbon en métropole, les centrales ultramarines représentent, depuis 2019, plus de la moitié des consommations des producteurs d’électricité ou de chaleur cogénérée dont c’est l’activité principale. Cette part était d’un peu plus de 10 % en 2012. La dépense pour produire de l’électricité ou de la chaleur s’élève en 2020 à 0,2 Md€. En tenant compte de l’inflation, la facture recule de 26 % par rapport à 2019, et de 48 % par rapport à 2016. Ce repli est dû à celui des quantités consommées mais surtout à la chute des prix liée à la crise sanitaire mondiale. Figure 4.4.2 : consommation pour la production d’électricité et de chaleur (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Production d'électricité et de chaleur 37,4 455 44,4 691 31,6 438 19,4 324 16,4 235 Charbon primaire 30,7 314 37,2 449 24,5 279 12,2 171 10,4 106 Gaz dérivés 6,7 140 7,2 242 7,2 160 7,2 154 6,0 129 Source : calculs SDES, d’après A3M, Douanes, Insee La consommation finale de charbon en France s’élève à 12,5 TWh en 2020, ce qui représente un recul important sur un an, de 11 %, dû en particulier à la baisse d’activité. Après cinq années de relative stabilité, elle avait déjà chuté fortement en 2019 (- 18 %) - (figure 4.4.3), en raison principalement du repli des consommations dans le secteur industriel (hors filière fonte). Depuis 2012, la consommation finale a chuté d’un tiers. La dépense correspondante s’établit à 0,3 Md€ en 2020. Mesurée en euros constants, elle baisse de 14 % par rapport à 2019, du fait de la contraction des quantités physiques et de la chute des prix. Par rapport à 2012, elle se replie de 19 %. Les usages non énergétiques du charbon représentent 23 % de la consommation finale en 2020. Ils concernent en premier lieu les secteurs industriels de la chimie et de la construction mécanique puis, dans une moindre mesure, celui des produits minéraux non métalliques. Les usages énergétiques se concentrent, quant à eux, en quasi-totalité dans l’industrie, principalement dans les secteurs du ciment, de l’agroalimentaire et de la chimie minérale. Le charbon est toutefois encore très marginalement utilisé comme combustible, en général pour le chauffage, dans le résidentiel et le tertiaire, notamment dans les Hauts-de-France. Figure 4.4.3 : consommation finale de charbon (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Industrie 11,5 188 12,1 234 12,7 271 10,3 227 9,0 161 Charbon primaire 9,7 131 10,4 167 10,8 190 8,5 148 7,6 109 Charbon dérivé 1,9 57 1,7 67 1,9 82 1,8 79 1,4 51 Autres usages énergétiques 1,0 19 0,9 23 0,7 25 0,7 17 0,6 13 Charbon primaire 0,7 12 0,7 17 0,6 19 0,6 14 0,6 11 Charbon dérivé 0,3 7 0,3 7 0,1 6 0,1 3 0,1 2 Usages non énergétiques 3,7 86 3,4 93 3,9 129 3,1 115 2,9 86 Charbon primaire 2,3 58 2,0 51 1,9 54 1,2 39 1,5 35 Charbon dérivé 1,4 28 1,4 42 1,9 75 1,9 75 1,5 50 Total 16,2 293 16,5 350 17,3 425 14,1 359 12,5 260 Charbon primaire 12,7 202 13,1 235 13,4 263 10,4 201 9,6 156 Charbon dérivé 3,5 92 3,4 116 3,9 162 3,8 158 2,9 104 Source : calculs SDES, d’après Insee, enquêtes EACEI et EAP","link":"21-44-la-consommation-de-charbon.php","title":"4.4 La consommation de charbon et la dépense associée chutent"},{"page_id":14,"values":"4.5 La consommation d’énergies renouvelables et de déchets augmente légèrement, malgré la chute de celle de biocarburants 4.5.1 Consommation totale La consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets s’établit à 353 TWh en 2020 et se répartit en 117 TWh pour la production d’électricité issue des filières hydraulique, éolienne et photovoltaïque, 67 TWh de combustibles (principalement de la biomasse et des déchets) brûlés pour produire de l’électricité ou de la chaleur destinée à être commercialisée, 2 TWh de biométhane injecté dans les réseaux et enfin 167 TWh consommés directement par les utilisateurs finaux. Tous usages confondus, la consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets augmente de 0,7 % sur un an (+ 25,6 % depuis 2012). Cette hausse s’explique principalement par la poursuite du développement de la production éolienne et des pompes à chaleur et la reprise de la production hydraulique, grâce à des conditions pluviométriques plus favorables qu’en 2019 (cf. 2.2.3). Elle est néanmoins atténuée par la chute de la consommation de biocarburants (cf. 4.5.3) et le recul de celle de bois-énergie. Ce dernier s’explique par l’exceptionnelle douceur des températures hivernales en 2020, le bois-énergie étant principalement utilisé à des fins de chauffage. À climat constant, la consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets augmente de 3,2 % en 2020. Cette hausse s’inscrit dans la tendance des dix dernières années (figure 4.5.1.1). Toutefois, hors consommation hydraulique (qui n’est pas corrigée ici des variations de la pluviométrie), la consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets ralentit en 2020 (+ 1,7 %, contre + 5,5 % en 2019). La consommation d’énergies renouvelables thermiques et de déchets pour la production d’électricité et de chaleur diminue en particulier de 0,7 %, et la consommation finale est réduite de 1,0 % (toujours à climat constant). Figure 4.5.1.1 : consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets par secteur * Hors hydraulique, éolien, photovoltaïque, énergies marines.** Y compris énergies marines.*** Correspondent aux injections de biométhane dans les réseaux de gaz naturel (cf. 3.2).Note : la consommation de déchets urbains pour la production d’électricité et de chaleur par cogénération n’est pas isolable jusqu’en 1994 et est incluse jusqu’à cette date dans le poste « Production de chaleur seule ».Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES La consommation finale (167 TWh en données non corrigées des variations climatiques) correspond aux consommations de combustibles, carburants et chaleur primaire provenant de sources renouvelables ainsi que de déchets, destinées à tout usage autre que la production électrique et la production de chaleur commercialisée à des tiers. Le secteur résidentiel en représente, à lui seul, 59 %, suivi du transport (18 %), de l’industrie (13 %), du tertiaire (7 %) et de l’agriculture (3 %). Environ 99 TWh d’énergies renouvelables thermiques ou issues des déchets sont consommés pour le chauffage ou l’eau chaude sanitaire dans le secteur résidentiel. Cette consommation baisse de 4,0 % sur un an en données réelles du fait d’un hiver très doux. Elle augmente en revanche de 3,4 % après correction des variations climatiques. Sur ces 99 TWh, 70 % sont issus de la combustion de bois, 28 % sont extraits des pompes à chaleur et 2 % sont produits par les capteurs solaires thermiques installés chez les particuliers. Après avoir progressé dans les années 2000, la consommation de bois de chauffage est plus atone ces dernières années. Elle est en particulier quasiment stable en 2020 à climat corrigé. Le recul des ventes d’appareils de chauffage au bois depuis 2013 (à l’exception des poêles à granulés et des poêles à bûches) et la diminution régulière de la consommation de bois par ménage équipé d’un appareil de chauffage au bois, du fait notamment de l’amélioration de l’efficacité de ces derniers, expliquent cette tendance (cf. 2.2.3). À l’inverse, les pompes à chaleur, en particulier celles aérothermiques, qui nécessitent un moindre investissement, continuent de se développer fortement dans le résidentiel, grâce notamment aux mesures incitatives pour remplacer les appareils de chauffage aux énergies fossiles. La consommation finale d’énergies renouvelables thermiques ou issues des déchets par le secteur tertiaire demeure modeste, à 11 TWh en 2020. Elle augmente de 1,1 % sur un an en données réelles et de 6,0 % à climat constant. Cette consommation, principalement à des fins de chauffage, se répartit entre les filières pompes à chaleur (39 %), biomasse solide (25 %), incinération de déchets (17 %), biogaz (13 %), biocarburants (3 %, correspondant au gazole non routier utilisé marginalement par le secteur tertiaire), géothermie (2 %) et solaire thermique (1 %). La consommation finale dans l’industrie – pour 74 % de la biomasse solide, 17 % des déchets industriels, 5 % des biocarburants (principalement incorporés au gazole non routier) et 4 % du biogaz – s’élève, quant à elle, à 21 TWh en 2020. Elle diminue de 0,4 % en 2020. L’industrie du papier-carton est fortement consommatrice de biomasse (7 TWh), notamment de liqueur noire, résidu issu de la fabrication du papier kraft et constituant une source d’énergie facilement mobilisable et peu onéreuse. La consommation finale d’énergies renouvelables thermiques dans les transports, composée de biocarburants (cf. 4.5.3), diminue fortement en 2020 (- 17,3 %), à 31 TWh, en raison de la crise sanitaire. Malgré le relèvement des objectifs d’incorporation de la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (Tirib), leur consommation baisse relativement un peu plus que celle de carburants fossiles (cf. 4.2), ce qui s’explique notamment par des mesures exceptionnelles liées à la crise sanitaire (cf. 5.5). 4.5.2 Bois-énergie En 2020, la consommation de bois-énergie s’élève à 102 TWh. Elle baisse de 5,3 % par rapport à 2019, en raison de températures plus douces que l’année précédente. La dépense associée s’élève à 2,2 Md€ (figure 4.5.2.1) et diminue de 3,8 % sur un an. Elle se répartit en 1,6 Md€ dans le résidentiel (soit 73 % du total), 0,4 Md€ dans le secteur énergétique pour la production d’électricité et de chaleur et 0,1 Md€ dans le secteur tertiaire et dans l’industrie. Cette dépense prend en compte l’achat de bois hors des circuits commerciaux (environ un quart de la consommation en bois-bûche des ménages), mais n’inclut pas l’auto-approvisionnement en bois (environ 40 % de cette même consommation). Figure 4.5.2.1 : consommation primaire de bois-énergie par secteur (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Consommation primaire totale 110 2 288 107 2 292 107 2 184 107 2 246 102 2 161 Production d'électricité et de chaleur 16 394 17 399 19 442 19 469 19 439 Industrie 10 82 9 76 10 86 9 72 9 74 Résidentiel 80 1 738 77 1 744 74 1 586 75 1 631 69 1 583 Tertiaire 3 74 3 73 3 70 3 74 3 65 Agriculture-pêche 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 Note : la consommation primaire de bois-énergie (hors liqueur noire) s’élève à 102 TWh en 2020, pour une dépense correspondante de 2,2 Md€.Source : calculs SDES 4.5.3 Biocarburants La consommation de biocarburants s’établit à 2,9 Mtep (soit 33 TWh) en 2020, dont 2,4 Mtep de biodiesel et 0,6 Mtep de bioéthanol. Elle recule fortement en 2020 (- 15,8 %) en raison de la crise sanitaire et atteint son niveau le plus bas depuis 2014. La dépense en euros constants associée diminue de 20,1 %, pour s’établir à 2,3 Md€ en 2020. Hors coûts de distribution et des taxes (affectés par convention dans le bilan aux produits pétroliers avec lesquels ils sont mélangés), les dépenses de biodiesel s’élèvent à 1,8 Md€ (- 21,4 % par rapport à 2019 en euros constants), et celles de bioéthanol à 0,5 Md€ (- 15,2 %). La consommation de biocarburants est concentrée à 92 % dans le secteur des transports, le reste étant essentiellement lié à l’utilisation d’engins agricoles et de chantier. Figure 4.5.3.1 : consommation de biocarburants et dépense totale associée Source : calculs SDES, d’après DGDDI et FAO Comme les prix des biocarburants sont supérieurs à ceux des produits pétroliers auxquels ils sont mélangés (le gazole pour le biodiesel et les supercarburants pour le bioéthanol), leur incorporation engendre un coût pour la collectivité. Ce surcoût peut être estimé à 1,2 Md€ en 2020 (figure 4.5.3.2). Celui-ci augmente de 33,4 % par rapport à 2019, en raison de la forte baisse du coût d’approvisionnement des carburants conventionnels en 2020, à coût d’approvisionnement des biocarburants stable. Figure 4.5.3.2 : surcoût d’incorporation des biocarburants Source : calculs SDES, d’après DGDDI et CPDP","link":"22-45-la-consommation-denergies-renouvelables.php","title":"4.5 La consommation d’énergies renouvelables et de déchets augmente légèrement, malgré la chute de celle de biocarburants"},{"page_id":15,"values":"4.6 Une consommation d’électricité en hausse dans le résidentiel mais en forte baisse dans l’industrie et le tertiaire En 2020, la consommation totale d’électricité recule de 4,6 % (après - 1,2 % en 2019), pour s’établir à 420 TWh (figure 4.6.1). À climat constant, la baisse est de 2,8 %, rythme plus marqué que la moyenne annuelle observée depuis 2012 (- 0,5 %). S’élevant à 55,8 Md€ en 2020, la dépense d’électricité est stable par rapport à l’année précédente en euros constants. La progression du prix moyen de l’électricité (cf. 1.7.2) a en effet compensé la baisse de la consommation. Figure 4.6.1 : consommation physique d’électricité et dépense associée Source : calculs SDES Au-delà des pertes sur le réseau (36 TWh) et de l’électricité utilisée pour le pompage (6 TWh), la branche produisant de l’électricité est elle-même consommatrice d’électricité à hauteur d’environ 1 TWh, représentant un coût de 73 M€ (figure 4.6.2). Figure 4.6.2 : consommation de la branche électricité (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Branche électricité 1 71 1 67 1 68 1 76 1 73 Source : calculs SDES En augmentation de 5 % sur un an, près de 8 TWh d’électricité ont été consommés en 2020 à des fins de transformation d’énergie (hors production d’électricité) - (figure 4.6.3), notamment pour le raffinage (2,3 TWh, en baisse de 8 % par rapport à 2019). La dépense correspondante s’élève à 637 M€, en progression de 12 %. Figure 4.6.3 : consommation de la branche énergie hors électricité (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Branche énergie hors électricité 7 459 7 439 7 534 7 571 8 637 Source : calculs SDES La consommation finale d’électricité diminue de 4,7 % en 2020, à 411 TWh, pour une dépense globale de 55,2 Md€ (figure 4.6.4). Corrigée des variations climatiques, elle baisse de 2,9 % par rapport à 2019 et 0,5 % par an en moyenne depuis 2012 (figure 4.6.5). Au-delà de l’impact exceptionnel de la crise sanitaire en 2020, la demande d’électricité tend à se stabiliser voire à légèrement diminuer, les effets de la maîtrise de la consommation et de la tertiarisation de l’économie compensant ceux liés à la croissance du PIB, des surfaces de logements et de certains usages de l’électricité (en substitution ou non à d’autres formes d’énergie). Le résidentiel représente 39 % de la consommation finale, devant le tertiaire (31 %), l’industrie (26 %), les transports et l’agriculture (2 % chacun). Le prix de l’électricité étant pour les ménages en moyenne supérieur au prix payé par les entreprises en tenant compte des coûts d’acheminement et de commercialisation différents, le résidentiel pèse encore davantage dans la dépense globale (55 %). À l’inverse, l’industrie, bénéficiant des prix les plus bas, ne représente que 14 % de cette dernière. Les entreprises tertiaires, dont les prix sont plus proches de la moyenne des consommateurs, acquittent 28 % de la dépense. En 2020, la consommation du secteur résidentiel s’élève à 161 TWh, en hausse par rapport à 2019 (+ 1,1 %). Le climat ayant été exceptionnellement doux en 2020, la progression est plus marquée à climat constant (+ 4,0 %). À l’inverse des autres secteurs, la crise sanitaire a tiré la consommation d’électricité résidentielle à la hausse. En effet, les mesures de confinement et les incitations au télétravail ont accru la présence des individus à leur domicile. À plus long terme, la consommation d’électricité dans le résidentiel dépend des surfaces chauffées, du plus ou moins grand recours à l’électricité comme énergie de chauffage, des comportements des ménages et de la sobriété énergétique des bâtiments et des équipements électroménagers. Confrontés à la crise sanitaire, l’industrie et le tertiaire ont, quant à eux, beaucoup moins consommé d’électricité : en 2020, la consommation s’établit à 106 TWh dans l’industrie, en baisse à climat constant de 8,0 %. Celle du tertiaire, à 128 TWh, baisse de 7,4 % en 2020 en données réelles et de 5,6 % après correction des variations climatiques. La consommation d’électricité de l’agriculture (8 TWh) diminue de 4,7 % en 2020. Celle des transports (8 TWh), très majoritairement liée au réseau ferré, a fortement fléchi en 2020 (- 17 %) en raison de la limitation des déplacements liée à la crise sanitaire. Au sein des transports, la consommation des véhicules électriques routiers a fortement progressé en 2020 (+ 30 %) mais reste relativement faible (environ 0,4 TWh). Figure 4.6.4 : consommation finale d’électricité (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Industrie 118 8 107 117 7 821 117 7 985 116 8 351 106 7 771 Transports 11 516 11 493 10 540 10 547 8 551 Résidentiel 163 28 323 161 28 073 160 28 521 160 29 127 161 30 459 Tertiaire 142 15 653 142 15 913 141 15 738 138 16 113 128 15 324 Agriculture-pêche 9 1 052 9 1 071 9 1 093 8 1 111 8 1 069 Total 443 53 651 439 53 370 437 53 878 432 55 249 411 55 173 Source : calculs SDES Figure 4.6.5 : évolution de la consommation finale d’électricité Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES, d’après données locales de consommation d’électricité","link":"23-46-une-consommation-delectricite-en.php","title":"4.6 Une consommation d’électricité en hausse dans le résidentiel mais en forte baisse dans l’industrie et le tertiaire"},{"page_id":16,"values":"4.7 La consommation de chaleur commercialisée diminue à la faveur de températures élevées La consommation (hors pertes) de chaleur commercialisée s’élève à 43 TWh en 2020. Elle diminue de 3,1 % par rapport à 2019 du fait de la douceur des températures. Corrigée des variations climatiques, elle est stable (- 0,1 %), alors qu’elle avait vivement progressé entre 2012 et 2019 (+ 20,1 %). En hausse dans les secteurs résidentiel et tertiaire, la consommation de chaleur dans l’industrie diminue de 5,3 % en 2020 (figure 4.7.1). Au total, le secteur industriel représente 42 % des quantités de chaleur achetée, le résidentiel 35 % et le tertiaire 23 %, la consommation de chaleur dans le secteur agricole restant très marginale. Figure 4.7.1 : consommation totale de chaleur commercialisée (nette des pertes de distribution) Note : la ventilation sectorielle de la consommation n’est disponible qu’à partir de 2007.Source : SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité et enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid En 2020, la dépense de consommation totale de chaleur commercialisée réelle s’élève à 2 380 M€. Elle diminue de 9,7 % sur un an (figure 4.7.2) en raison de la baisse des prix (cf. 1.8). Les secteurs résidentiel et tertiaire sont responsables de 80 % de cette dépense avec des montants respectifs de 1 176 M€ et 736 M€. Le secteur industriel, qui bénéficie de prix plus bas que le résidentiel et le tertiaire, pèse nettement moins dans la dépense (19 %) que dans la quantité consommée. Figure 4.7.2 : consommation de chaleur commercialisée (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Consommation finale totale 44 2 440 45 2 536 43 2 662 45 2 635 43 2 380 Industrie 20 551 21 590 19 577 20 546 19 453 Résidentiel 15 1 196 15 1 210 15 1 302 15 1 309 14 1 176 Tertiaire 9 686 9 728 9 771 9 763 10 736 Agriculture-pêche 0 8 0 7 0 12 0 18 0 15 Note : la consommation totale de chaleur commercialisée s’élève à 43 TWh en 2020, pour une dépense correspondante de 2 380 M€.Source : calculs SDES","link":"24-47-la-consommation-de-chaleur.php","title":"4.7 La consommation de chaleur commercialisée diminue à la faveur de températures élevées"},{"page_id":17,"values":"5.1 Consommation finale d’énergie : forte baisse La consommation finale d’énergie réelle baisse de 7,8 % en 2020, pour s’établir à 1 638 TWh, dans un contexte de net recul du PIB (- 7,9 %). Le climat ayant été exceptionnellement doux en 2020, la diminution de la consommation finale d’énergie corrigée des variations climatiques est un peu moins forte (- 5,5 %). Entre 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1), et 2019, elle avait baissé de 0,4 % en moyenne annuelle à climat corrigé. La consommation finale à usage énergétique, corrigée des variations climatiques, recule en 2020 (- 5,4 %), pour s’établir à 1 564 TWh (figure 5.1.1). Dans les transports, fortement affectés par les restrictions de circulation en 2020, la baisse est particulièrement forte (- 15,3 %). La consommation diminue aussi en 2020 dans l’industrie (- 5,2 %) et le tertiaire (- 3,4 %) sous l’effet de la crise sanitaire. À l’inverse, la crise sanitaire a tiré la consommation d’énergie résidentielle à la hausse (+ 3,0 %) en raison d’une présence accrue des individus à leur domicile. Dans le secteur de l’agriculture-pêche, on observe une hausse de 3,3 %, dont une partie est sans doute liée à des comportements de stockage de produits pétroliers dans un contexte de prix bas. La consommation non énergétique, majoritairement concentrée dans la pétrochimie, diminue de 6,7 % en 2020, pour s’établir à 146 TWh. La dépense nationale en énergie s’élève à 144,2 Md€ en 2020. Elle recule fortement (- 16,2 %) par rapport à 2019 en euros constants, alors qu’elle était restée stable en 2019 et avait augmenté les deux années précédentes (+ 6,7 % en 2018 et + 5,2 % en 2017) - (figure 5.1.2). Cette dépense avait atteint un pic en 2012 à 185,2 Md€2020. En 2020, les dépenses diminuent dans tous les secteurs. La baisse est très forte dans les transports (- 27,2 %) sous l’effet combiné de la baisse des consommations et de celle des prix des produits pétroliers. Elle est sensible dans l’industrie (- 16,7 %, y compris hauts-fourneaux), l’agriculture (- 14,7 %), le tertiaire (- 8,6 %) et plus légère dans le résidentiel (- 2,5 %). Le transport concentre plus d’un tiers de la dépense nationale, pour 27 % de la consommation. À l’inverse, le poids de l’industrie (y compris consommation non énergétique) est plus faible dans la dépense totale que dans la consommation (respectivement 13 % et 27 % hors hauts-fourneaux). Cela s’explique par le fait que les industriels bénéficient généralement de prix inférieurs à la moyenne, grâce à leurs volumes de consommation souvent élevés et à une taxation globalement moindre que celle des ménages. Figure 5.1.1 : consommation finale énergétique par secteur * La répartition de la chaleur par secteur consommateur n’est pas disponible entre 2000 et 2006.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Figure 5.1.2 : consommation finale par secteur (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Industrie (hors hauts-fourneaux) 333,5 14 255 322,3 13 947 329,4 14 911 321,4 14 463 301,6 12 426 Hauts-fourneaux 39,5 1 047 44,1 1 271 44,6 1 340 41,2 1 429 30,6 813 Transports 531,5 59 689 535,7 65 484 524,6 72 455 524,6 71 885 444,6 52 319 Résidentiel 486,5 47 370 478,1 47 528 462,4 48 650 460,8 49 470 450,2 48 222 Tertiaire 266,3 21 616 270,2 22 361 265,8 22 827 262,2 23 167 243,5 21 164 Agriculture-pêche 51,0 3 221 50,5 3 464 51,2 3 905 50,7 3 864 52,3 3 298 Consommation finale énergétique (hors hauts-fourneaux) 1 668,9 146 150 1 656,9 152 784 1 633,5 162 748 1 619,7 162 849 1 492,2 137 428 Consommation finale non énergétique 155,4 6 716 163,9 7 922 154,6 8 767 156,4 7 830 146,0 5 973 Consommation finale (hors hauts-fourneaux) 1 824,3 152 866 1 820,8 160 706 1 788,1 171 515 1 776,2 170 679 1 638,1 143 401 Dépense nationale en énergie (y compris hauts-fourneaux) 153 912 161 977 172 855 172 107 144 214 Note : conformément aux conventions statistiques internationales relatives à la comptabilité physique de l’énergie, les hauts-fourneaux sont exclus de la consommation finale. Dans le cadre du bilan monétaire, ils sont en revanche inclus dans l’industrie et dans la dépense nationale en énergie.Source : calculs SDES","link":"25-51-consommation-finale-denergie-.php","title":"5.1 Consommation finale d’énergie : forte baisse"},{"page_id":18,"values":"5.2 Les ménages ont réduit leurs dépenses d’énergie En 2020, les ménages français ont consommé 694 TWh d’énergie (figure 5.2.1), dont 450 TWh dans leurs logements (cf. 5.3) et 244 TWh pour leurs déplacements (cf. 5.5). Leurs dépenses énergétiques atteignent ainsi 81,6 Md€. En moyenne, la dépense d’énergie d’un ménage représente 2 688 €, dont 1 589 € imputables à l’énergie dans le logement et 1 099 € aux achats de carburants (figure 5.2.2). En euros courants, dans un contexte d’inflation générale de biens et services de 0,5 %, la facture énergétique moyenne diminue de 13,7 % en 2020, après une légère augmentation en 2019 (+ 1,1 %). Cette évolution sensible est imputable aux carburants, dont les dépenses baissent de 27,4 %, tandis que les dépenses énergétiques liées au logement sont quasiment stables (- 0,8 %). La légère diminution de la facture moyenne d’énergie domestique en 2020 résulte d’une faible augmentation du prix moyen de l’énergie du logement (cf. 1.1) et d’une baisse modérée de la consommation réelle des ménages. Les taxes énergétiques liées au logement (taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN), contribution au service public de l’électricité (CSPE)…) croissent très légèrement, passant en moyenne de 268 € en 2019 à 273 € en 2020, après avoir sensiblement augmenté entre 2011 et 2018 (figure 5.2.3). Le montant des chèques énergie émis en 2020 représente, quant à lui, 1,7 % de la facture d’énergie liée au logement en moyenne sur l’ensemble de la population (bénéficiaire ou non). Cette part est stable par rapport à 2019. La dépense moyenne en produits pétroliers à usage domestique chute de 15,1 %, et celle en gaz naturel de 10,8 %, en raison de la baisse de leurs consommations et de leurs prix. Les dépenses moyennes en chaleur et en bois diminuent aussi (- 8,5 % et - 1,2 %). Ainsi, la facture des ménages décroît pour toutes les énergies sauf pour l’électricité, dont les dépenses augmentent de 6,5 %, en raison principalement de la hausse de son prix. Le fléchissement de la dépense en carburants trouve, quant à lui, son origine à la fois dans la baisse des prix et dans celle de la consommation, dans un contexte de limitations de déplacements liées à la crise sanitaire. Le montant global des taxes énergétiques (composé de la TICPE en métropole, de la taxe spéciale de consommation (TSC) et de l’octroi de mer dans les DROM) passe de 646 € en 2019 à 530 € en 2020 en raison de la baisse de la consommation, alors qu’il avait augmenté de 26 % entre 2013 et 2018 (figure 5.2.4). Figure 5.2.1 : consommation d’énergie des ménages (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Logement 486,5 47 370 478,1 47 528 462,4 48 650 460,8 49 470 450,2 48 222 Transports 305,0 39 182 302,7 42 556 294,3 46 942 295,0 46 715 243,8 33 337 Total 791,5 86 552 780,8 90 084 756,7 95 592 755,8 96 186 694,0 81 558 Note : chèque énergie non déduit des dépenses d’énergie pour le logement.Champ : France entière (y compris DROM).Source : calculs SDES Figure 5.2.2 : dépense en énergie par ménage entre 2016 et 2020 Note : chèque énergie non déduit des dépenses d’énergie par ménage pour le logement.Les dépenses en charbon, qui représentent pour l’ensemble des ménages moins de 10 M€ par an, ne sont pas représentées ici, mais sont bien incluses dans le total.Champ : France entière (y compris DROM).Source : calculs SDES Au total, en 2020, l’énergie représente 8,3 % des dépenses réelles des ménages, hors loyers imputés et services d’intermédiation financière indirectement mesurés (Sifim), et 5,1 % de leur consommation effective, incluant notamment ces éléments (figure 5.2.3). Cette part est en baisse (- 0,5 point) et demeure sensiblement éloignée de son pic atteint en 1985, à 11,9 %. Figure 5.2.3 : décomposition de la dépense moyenne des ménages en énergie pour le logement Champ : France entière (y compris DROM).Source : SDES Figure 5.2.4 : décomposition de la dépense moyenne de carburants par ménage Champ : France entière (y compris DROM).Source : SDES Figure 5.2.5 : part de l’énergie dans le budget des ménages Note : le budget des ménages est calculé comme les dépenses des ménages au sens de la Comptabilité nationale, hors loyers imputés et services d’intermédiation financière indirectement mesurés (Sifim).La consommation effective intègre ces deux éléments ainsi que les consommations correspondant à des dépenses individualisables faites par les institutions sans but lucratif au service des ménages (ISBLSM) et par les administrations publiques (APU) en matière de santé, d’enseignement, d’action sociale.Le budget est proche de ce que déboursent les ménages pour leur consommation courante, tandis que la consommation effective approche ce dont ils bénéficient, y compris ce qui est payé par l’ensemble de la collectivité.Le chèque énergie, introduit en 2018 à la place des tarifs sociaux du gaz et de l’électricité, n’est pas déduit de la dépenses d’énergie pour le logement.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Sources : Insee, Comptes nationaux ; calculs SDES","link":"26-52-les-menages-ont-reduit.php","title":"5.2 Les ménages ont réduit leurs dépenses d’énergie"},{"page_id":19,"values":"5.3 Résidentiel : hausse de la consommation à climat constant En raison des températures exceptionnellement clémentes en 2020, la consommation énergétique réelle du secteur résidentiel baisse de 2,3 % par rapport à 2019 et atteint 450 TWh. Corrigée des variations climatiques, elle augmente cependant de 3,0 % alors qu’elle tendait à légèrement décroître les années précédentes. Le rebond observé en 2020 est sans doute imputable à la crise sanitaire, qui a conduit les ménages à passer plus de temps dans leur domicile (figure 5.3.1). Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie, la consommation dans le résidentiel diminue de 1,8 %, soit - 0,2 % en moyenne annuelle. Les consommations de l’ensemble des principales énergies utilisées sont en hausse en 2020, à climat constant. En particulier, la consommation d’électricité rebondit (+ 4,0 %) et s’établit à 171 TWh. Demeurant l’énergie principalement employée par les ménages, sa consommation représente plus d’un tiers de la consommation totale. Elle est en premier lieu utilisée pour des usages spécifiques (petit et gros électroménager, éclairage, audiovisuel, informatique, etc.). Représentant 30 % de la consommation des ménages, le gaz naturel est l’énergie employée la plus fréquemment pour le chauffage (36 %). Sa consommation augmente de 1,6 %, à 143 TWh. Représentant la troisième énergie du secteur résidentiel (23 %), la consommation des énergies renouvelables thermiques et déchets augmente de 3,4 %, à 114 TWh, en lien avec la forte croissance du parc de logements équipés de pompes à chaleur (+ 28 % entre 2019 et 2020). La consommation de produits pétroliers rebondit en 2020 (+ 3,7 %, à 55 TWh) alors qu’elle avait baissé en moyenne annuelle de 5,2 % entre 2012 et 2019. Cette hausse peut trouver son origine dans des comportements de stockage de la part des ménages, encouragés par les prix bas des produits pétroliers. La consommation de chaleur commercialisée (i.e. distribuée via des réseaux) croît de 1,4 % et s’établit à 16 TWh. Les dépenses énergétiques totales des ménages s’élèvent à 48,2 milliards d’euros en 2020, en diminution de 2,5 % en euros constants (figure 5.3.2). Les baisses les plus sensibles sont le fait du fioul (- 16,6 %) et du gaz naturel (- 12,4 %), en lien avec la chute des prix de ces énergies (cf. 1.2 et 1.3), dont les dépenses s’établissent respectivement à 4,7 milliards d’euros et à 10,3 milliards d’euros. Les factures globales d’énergies renouvelables (1,6 milliard d’euros) et de chaleur commercialisée (1,2 milliard d’euros) diminuent respectivement de 2,9 % et de 10,1 %. Seules les dépenses d’électricité (30,5 milliards d’euros) augmentent (+ 4,6 %), en raison de la hausse de son prix (cf. 1.7). Elles représentent en 2020 près des deux tiers (63 %) de la dépense totale. Les consommations de tous les usages énergétiques augmentent en 2020. Toutes énergies confondues, le chauffage concentre environ les deux tiers de la consommation du résidentiel en France métropolitaine. L’électricité spécifique en représente 17 %, l’eau chaude sanitaire 11 % et la cuisson 5 % (figure 5.3.3). La climatisation, à nouveau en forte progression en 2020, ne représente encore qu’une faible part de la consommation d’énergie (0,4 %). Figure 5.3.1 : consommation finale énergétique dans le secteur résidentiel * Données disponibles à partir de 2007 uniquement.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Figure 5.3.2 : consommation finale énergétique dans le secteur résidentiel (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Produits pétroliers 60,4 5 052 60,1 5 614 54,2 5 942 50,6 5 655 50,1 4 715 Gaz naturel 146,9 11 051 142,7 10 875 134,3 11 286 132,2 11 739 125,1 10 281 Charbon 0,4 10 0,4 12 0,3 13 0,3 9 0,2 7 Énergies renouvelables et déchets* 101,0 1 738 99,3 1 744 98,7 1 586 103,0 1 631 98,9 1 583 Électricité 163,1 28 323 161,1 28 073 160,2 28 521 159,7 29 127 161,5 30 459 Chaleur commercialisée 14,7 1 196 14,5 1 210 14,7 1 302 15,0 1 309 14,4 1 176 Total 486,5 47 370 478,1 47 528 462,4 48 650 460,8 49 470 450,2 48 222 * Pour la valorisation monétaire des énergies renouvelables thermiques et déchets, seul le bois chauffage commercialisé est pris en compte.Champ : France entière (y compris DROM).Source : calculs SDES Figure 5.3.3 : consommation finale énergétique dans le secteur résidentiel par usage Note : la consommation en climatisation, qui représente 2 TWh en 2020, n’est pas représentée ici, mais est bien incluse dans le total.Champ : France métropolitaine.Source : calculs SDES, d’après Ceren","link":"27-53-residentiel--hausse-de.php","title":"5.3 Résidentiel : hausse de la consommation à climat constant"},{"page_id":20,"values":"5.4 Tertiaire : chute de la consommation sous l’effet de la crise sanitaire et du climat En 2020, affectée par la crise sanitaire (mesures de confinement, développement du télétravail, fermeture de commerces et de services accueillant du public, etc.), la consommation énergétique réelle du secteur tertiaire s’établit à 243,5 TWh, en diminution de 7,2 % par rapport à 2019. Corrigée des variations climatiques (CVC), la baisse de la consommation est moins prononcée (- 3,4 %) - (figure 5.4.1), le climat en 2020 ayant été beaucoup plus doux qu’en 2019. En progression continue durant les années 2000, la consommation énergétique dans le secteur tertiaire était restée globalement stable entre 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1), et 2019 (- 0,1 % en moyenne annuelle). Figure 5.4.1 : consommation finale énergétique du secteur tertiaire * Données disponibles à partir de 2007 uniquement.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES En 2020, corrigée des variations climatiques, la consommation d’électricité, qui représente la moitié du bouquet énergétique du tertiaire, recule de 5,6 %, alors qu’elle était restée à peu près stable depuis le début de la décennie. La consommation de gaz naturel baisse de 3,8 % en 2020. La consommation de produits pétroliers est stable (- 0,2 %), alors qu’elle avait baissé de 3,1 % en moyenne annuelle entre 2012 et 2019. Des comportements de stockage, dans un contexte de prix très bas des produits pétroliers durant une partie importante de l’année 2020, ont sans doute tiré à la hausse les achats de fioul en 2020. Figure 5.4.2 : consommation finale énergétique du secteur tertiaire (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Produits pétroliers 34,4 2 107 35,5 2 491 33,5 2 774 32,9 2 745 31,8 2 129 Gaz naturel 69,2 3 077 71,5 3 123 70,5 3 436 70,5 3 435 62,6 2 877 Charbon 0,5 9 0,5 11 0,4 11 0,4 8 0,4 6 Énergies renouvelables et déchets 10,6 84 11,3 95 10,9 97 11,3 103 11,5 92 Électricité 142,5 15 653 142,0 15 913 141,2 15 738 137,8 16 113 127,6 15 324 Chaleur commercialisée 9,1 686 9,4 728 9,3 771 9,3 763 9,6 736 Total 266,3 21 616 270,2 22 361 265,8 22 827 262,2 23 167 243,5 21 164 Source : calculs SDES En 2020, le secteur tertiaire a dépensé près de 21,2 milliards d’euros pour sa consommation finale d’énergie, en baisse de 8,6 % en euros constants par rapport à 2019 (figure 5.4.2). Cette baisse concerne toutes les énergies, notamment les produits pétroliers (- 22,4 %) et le gaz naturel (- 16,3 %), dont les prix ont fortement fléchi en 2020. En 2020, l’électricité concentre près des trois quarts de la dépense pour la moitié de la consommation finale, du fait d’un prix relativement élevé par rapport aux autres énergies. Ce poids augmente en 2020 en raison de la hausse des prix de l’électricité. À l’inverse, le poids du gaz naturel est plus faible dans la dépense totale que dans la consommation (respectivement 14 % et 26 %). Troisième énergie du secteur, les produits pétroliers représentent 10 % de la dépense et 13 % de la consommation, devant la chaleur commercialisée via des réseaux (3 % de la dépense totale et 4 % de la consommation). Figure 5.4.3 : consommation finale énergétique du secteur tertiaire selon les usages en 2020 Note : les secteurs de la réparation\/installation de machines industrielles, de la distribution d’eau et du traitement des eaux usées\/déchets ne sont pas pris en compte dans ce graphique alors qu’ils sont inclus dans le champ de la consommation énergétique tertiaire du bilan de l’énergie.Champ : le périmètre géographique est la France métropolitaine.Source : Ceren En 2020, le chauffage est le principal usage de la consommation finale énergétique du secteur tertiaire (42 %) - (figure 5.4.3). Le gaz naturel représente la moitié de l’énergie de chauffage devant le fioul domestique et l’électricité (respectivement 17 % et 16 %). En raison d’un hiver particulièrement doux et de la crise sanitaire, la consommation réelle consacrée au chauffage a fortement baissé. La consommation d’électricité à usage spécifique (matériel informatique, éclairage...) se replie encore plus nettement et représente 27 % de la consommation finale énergétique du tertiaire. L’eau chaude sanitaire et la climatisation représentent chacune un peu plus de 10 % du total. Le gaz naturel est l’énergie la plus utilisée pour l’eau chaude sanitaire (46 %), devant l’électricité (31 %). La cuisson et les autres usages ont un poids moins important dans la consommation d’énergie du tertiaire (environ 5 % chacun).","link":"28-54-tertiaire--chute-de.php","title":"5.4 Tertiaire : chute de la consommation sous l’effet de la crise sanitaire et du climat"},{"page_id":21,"values":"5.5 Transports : une consommation au plus bas depuis la fin des années 1980 En 2020, l’usage des transports représente 30 % de la consommation énergétique finale, soit 445 TWh, dont 244 TWh sont liés aux déplacements des ménages (cf. 5.2) et 201 TWh relèvent des entreprises et administrations. Par convention statistique internationale, cette consommation exclut les soutes internationales aériennes (31 TWh) et maritimes (11 TWh). La consommation énergétique finale pour les transports diminue fortement en 2020 (- 15,3 % par rapport à 2019) du fait des limitations de déplacements liées à la crise sanitaire, et retrouve un niveau qui n’avait plus été observé depuis la fin des années 1980 (figure 5.5.1). Le transport national de voyageurs a été nettement plus affecté par la crise (- 23,5 % en 2020) que celui de marchandises (- 4,3 %) - (Bilan annuel des transports en 2020, SDES). La consommation finale d’énergie pour les transports était en revanche restée globalement stable entre 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie, et 2019. L’efficacité énergétique s’est améliorée, puisque, concomitamment à la stabilité de la consommation sur cette période 2012-2019, le transport national de voyageurs a crû modérément (+ 5 %) et celui de marchandises plus fortement (+ 12 %). Figure 5.5.1 : consommation finale énergétique des transports Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM. Source : calculs SDES Les consommations du secteur (figure 5.5.2) sont dominées par le mode routier (94 %, soit 418 TWh), en relation avec ses parts modales dans le transport de passagers (88 %) comme de marchandises (86 %). Les vols domestiques (y compris les liaisons entre métropole et outre-mer) représentent 2,7 % de la consommation énergétique finale, pour moins de 4 % du transport de voyageurs. En incluant les vols internationaux (soutes aériennes internationales), la consommation du transport aérien représente 9 % des usages de transports en 2020. Cette part est exceptionnellement faible par rapport aux années précédentes, l’aérien ayant été plus affecté par la crise sanitaire que les autres modes (voir infra). La part du secteur ferroviaire dans la consommation finale (1,8 %, à 8 TWh en 2020) est bien inférieure à ses parts modales (9 % pour les passagers comme pour le fret). La consommation du transport maritime et fluvial (y compris plaisance) national est de 5 TWh. Figure 5.5.2 : part de chaque mode dans la consommation finale énergétique des transports en 2020 Source : calculs SDES Le bouquet énergétique, hors soutes internationales, est largement dominé par les produits pétroliers (90,7 %), principalement à destination des transports routiers. Il est complété par les biocarburants (6,9 %), l’électricité (1,9 %) et le gaz naturel, qui reste marginal (0,5 %). Les ventes d’essence (en excluant les biocarburants incorporés) diminuent très nettement en 2020 (- 14,2 %), à 78 TWh. Cette baisse s’explique essentiellement par celle de la circulation des voitures particulières à motorisation essence (- 12 % en 2020), malgré la progression du parc correspondant (+ 3 %), au détriment des motorisations diesel. En effet, les limitations de déplacements ont entraîné une chute du kilométrage moyen parcouru en 2020 (- 15 %). Les ventes de gazole routier (hors biocarburants incorporés) connaissent une baisse similaire (- 14,3 %). Elles représentent 69 % de la consommation finale pour le transport, à 306 TWh. La circulation a particulièrement diminué pour les voitures françaises (- 20 %), qui représentent environ la moitié de la consommation de gazole, ainsi que pour les véhicules particuliers étrangers (- 34 %). Le recul est un peu moins fort pour les véhicules utilitaires légers français (- 12 %) et surtout pour les poids lourds français ou étrangers (- 6 %), moins affectés par la crise sanitaire. Le transport routier de marchandises ne baisse en effet que de 4 % en tonnes-kilomètres en 2020. À 31 TWh, la consommation de biocarburants routiers recule de 17,3 % en 2020, après plusieurs années de croissance (+ 19,4 % entre 2012 et 2019) dues à une hausse de leurs taux d’incorporation moyens. Ces taux en contenu énergétique atteignent 7,3 % pour le diesel et 7,6 % pour l’essence en 2020, contre respectivement 7,6 % et 7,7 % en 2019. La baisse du taux d’incorporation du biodiesel s’explique notamment par une mesure exceptionnelle, prise dans le cadre de la crise sanitaire, de bonification concernant la prise en compte de la consommation de biodiesel de qualité « hiver » pour le calcul de la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (Tirib), afin de permettre l’écoulement des stocks de production. Tous carburants routiers confondus, les ventes diminuent de 14,5 % sur l’année 2020. La baisse a été particulièrement forte pendant le premier confinement (- 36 % au deuxième trimestre par rapport au même trimestre de l’année 2019), avant que les ventes ne retrouvent un niveau assez proche de 2019 à l’été (- 3 % au troisième trimestre) puis chutent à nouveau avec le deuxième confinement (- 12 % au quatrième trimestre). Les consommations de carburants routiers étaient globalement stables entre 2012 et 2019 (- 0,4 %), avec des croissances des parts de l’essence (+ 2,5 points) et des biocarburants (+ 1,2 point) au détriment du diesel. La consommation de carburéacteurs chute de 53,3 % en 2020 (soutes internationales comprises), pour s’établir à 43 TWh. La baisse est plus prononcée pour le trafic international (- 57,7 %) que pour le trafic intérieur (- 36,1 %). Cette consommation de carburéacteurs avait fortement augmenté entre 2012 et 2019 (+ 13,1 %). Les livraisons à destination des soutes maritimes internationales, principalement sous forme de fioul lourd, sont en baisse de 44 % en 2020. L’activité du transport maritime s’est repliée en 2020 (- 13 %). La consommation d’électricité, majoritairement liée au mode ferré, s’élève à 8 TWh en 2020. Elle est en forte baisse par rapport à 2019 (- 17,3 %), le trafic de voyageurs dans les transports ferrés ayant chuté de 42 % du fait de la crise sanitaire. En revanche, la consommation des véhicules électriques et hybrides rechargeables poursuit sa forte croissance malgré les restrictions de déplacement, pour atteindre 0,4 TWh en 2020, soit + 30 % par rapport à 2019. La consommation de gaz naturel pour le mode routier (y compris le gaz naturel porté par camion sous forme de gaz naturel liquéfié depuis les terminaux méthaniers) continue sa forte progression, de 19 % en 2020. À un niveau de 2 TWh en 2020, elle représente 0,5 % de la consommation finale. La dépense énergétique du secteur des transports s’élève en 2020 à 52 Md€ (figure 5.5.3). Comme la consommation finale, la facture énergétique des transports est dominée par les produits pétroliers (95 %), en particulier à destination du transport routier (93 %). Elle chute en 2020 (- 27,2 % en euros constants), en raison notamment de la forte baisse conjointe des consommations et des prix des carburants (cf. 1.2). Les taxes énergétiques sur les carburants représentent 49 % de la dépense en 2020, en hausse de 6 points par rapport à 2019. Ces taxes sont en effet proportionnelles aux volumes achetés et représentent donc une part plus importante du prix d’achat des carburants du fait de la baisse des cours des produits pétroliers en 2020. Figure 5.5.3 : consommation finale énergétique des transports (hors soutes internationales) par énergie et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Produits pétroliers 484,8 56 412 486,9 62 079 476,0 69 001 475,4 68 543 403,2 49 553 Gaz naturel 1,4 67 1,7 62 2,0 89 1,9 76 2,2 78 Énergies renouvelables et déchets (biocarburants) 34,8 2 693 36,5 2 851 36,5 2 824 37,2 2 718 30,8 2 137 Électricité 10,5 516 10,6 493 10,1 540 10,1 547 8,3 551 Total 531,5 59 689 535,7 65 484 524,6 72 455 524,6 71 885 444,6 52 319 Source : calculs SDES","link":"29-55-transports--une-consommation.php","title":"5.5 Transports : une consommation au plus bas depuis la fin des années 1980"},{"page_id":22,"values":"1.2 La crise sanitaire a tiré les prix des produits pétroliers à la baisse en 2020 1.2.1 Prix du pétrole brut Cours du pétrole brut Le cours du baril de Brent, pétrole brut de référence pour le marché européen, a connu des variations importantes au cours de l’année 2020, en lien avec la crise sanitaire mondiale. En moyenne sur l’année, il se situe à 42 $, en recul de 35 % par rapport à l’année précédente (figure 1.2.1.1). Exprimée en euros, cette baisse est très légèrement supérieure (- 36 %). Durant les premiers mois de l’année 2020, les mesures prises par de nombreux pays pour ralentir la pandémie, allant jusqu’au confinement de populations ou à des restrictions de circulation, ont entraîné une chute inédite de la demande mondiale de produits pétroliers. Le fort excédent d’offre qui s’en est suivi a entraîné les prix à des niveaux qui n’avaient pas été observés depuis 2002. Tombé à 18 $ le baril en moyenne en avril, le cours du Brent a ainsi connu la chute la plus importante de son histoire (- 71,1 % par rapport au début d’année). Le pétrole coté à New York pour livraison en mai s’est même échangé à des prix négatifs au cours du mois, du fait de la saturation des moyens de stockage. L’accord au sein de l’Opep+, regroupant les membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) et dix autres pays dont la Russie, conjugué aux déconfinements progressifs et aux annonces de plans de reprise, a conduit le cours du Brent à remonter aux mois de mai et juin (29 $ puis 40 $ respectivement). Celui-ci a ensuite connu une certaine stabilisation au cours de l’été et au début de l’automne dans un environnement sanitaire et économique très incertain. L’annonce de l’arrivée sur le marché de vaccins contre le coronavirus, suivie très vite par le lancement de plans de vaccination dans plusieurs pays, a conduit à une révision à la hausse des prévisions de demande de pétrole, ce qui a entraîné une hausse des prix à partir de la mi-novembre. L’augmentation s’est poursuivie en décembre, tirée par un accord entre les membres de l’Opep+ pour que la levée des restrictions de production de pétrole soit graduelle à partir de début janvier et éviter ainsi un excès d’offre. À près de 50 $ le baril en moyenne en décembre, les cours ont ainsi atteint un niveau qui n’avait pas été observé depuis neuf mois. Par la suite, durant le premier semestre 2021, les prix sont remontés quasiment continûment, jusqu’à atteindre 73 $ (61 €) en juin. Figure 1.2.1.1 : cours moyen mensuel du baril de Brent daté Note : les moyennes mensuelles sont les moyennes des cotations quotidiennes du Brent daté en clôture à Londres. Sources : Reuters ; DGEC Prix du pétrole brut importé Le prix du brut importé par les raffineurs français s’élève en moyenne à 288 euros par tonne équivalent pétrole (tep) en 2020 (figure 1.2.1.2), soit une chute d’un tiers par rapport à sa valeur en 2019 (428 €\/tep). Cela représente un prix de 46 $ le baril (ou 40 €), contre 67 $ (ou 60 €) l’année précédente. Incluant l’assurance et le fret, il est logiquement supérieur au cours moyen du Brent daté et connaît une évolution similaire à ce dernier par rapport à 2019. Figure 1.2.1.2 : prix moyen à l’importation du pétrole brut* En euros par tep 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Importations 588 639 607 551 355 291 357 449 428 288 * 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 ; LyondellBasell ; SARA 1.2.2 Prix des produits pétroliers raffinés En complément du pétrole brut destiné à être traité dans les raffineries nationales, la France importe des produits pétroliers déjà raffinés. Les prix de ces derniers, qui incluent une marge de raffinage au-delà du coût du pétrole brut, varient sensiblement entre produits : ils dépendent, d’une part, de la demande qui leur est adressée et, d’autre part, de plusieurs facteurs liés à la qualité du produit, comme sa teneur énergétique, sa concentration en particules polluantes ou encore l’incorporation d’additifs. En 2020, le prix des produits raffinés importés par la France s’est élevé en moyenne à 376 €\/tep (figure 1.2.2.1), en repli de 29 % par rapport à 2019, dans le sillage de la baisse du cours du Brent. Avec les mesures de confinement et de restriction de déplacements, l’impact sur les prix des carburants est le plus fort : ainsi le gazole et le fioul domestique, majoritaires dans les achats français de produits raffinés, ont été importés au prix moyen de 366 €\/tep (soit 31 c€\/l) en 2020, contre 546 €\/tep (soit 46 c€\/l) en 2019, soit une baisse de 33 %. Le prix des carburéacteurs a chuté encore plus fortement, de près de 40 %. Les prix des produits non énergétiques, du fioul lourd et du gaz de pétrole liquéfié (GPL) ont connu des reculs relativement moins importants, de 27 %, 22 % et 10 % respectivement. Le prix moyen des exportations françaises a également reculé, mais à un rythme moindre que celui des importations (- 16 %). Il s’est élevé à 518 €\/tep pour l’ensemble des produits raffinés. Le prix des supercarburants, à 305 €\/tep, soit 24 c€\/l, contre 39 c€\/l en 2019, a chuté de 39 % en raison de l’effondrement de la demande étrangère. En revanche, celui des produits non énergétiques a baissé plus modérément (- 4 %, à 651 €\/tep). Figure 1.2.2.1 : prix moyens des produits raffinés à l’importation et à l’exportation En euros par tep 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Importations 635 724 682 622 454 379 456 544 531 376 dont gazole\/fioul domestique 674 759 711 649 463 381 457 554 546 366 jet kérosène 649 764 721 671 473 373 458 570 557 349 gaz de pétrole liquéfié (GPL) 528 595 533 440 303 270 341 364 318 287 fioul lourd 554 621 580 537 359 287 365 427 433 337 produits non énergétiques* 717 744 705 670 514 456 521 607 552 405 Exportations 698 780 737 691 506 451 542 616 614 518 dont gazole\/fioul domestique 671 724 702 679 444 369 435 534 505 438 supercarburants 651 751 704 643 464 384 467 525 503 305 fioul lourd 481 543 506 448 264 201 289 374 370 256 produits non énergétiques* 827 897 801 765 603 557 635 666 675 651 * Naphta, bitumes, lubrifiants.Source : calculs SDES, d’après DGDDI 1.2.3 Prix à la consommation Le prix toutes taxes comprises (TTC) du gazole routier, carburant le plus consommé en France, s’élève à 1,26 €\/l en moyenne en 2020 (figure 1.2.3.1). Il est en forte diminution, en euros courants, de 13 % par rapport à 2019. Cette baisse est directement liée à la chute de 25 % du prix hors toutes taxes (HTT), à 0,44 €\/l en moyenne sur 2020. Encore légèrement supérieur au prix moyen de 2019 en janvier, ce prix HTT a ensuite très fortement baissé en l’espace de quatre mois (- 41 %) dans le sillage des prix à l’importation (cf. supra), avant de connaître un relatif rebond au cours du reste de l’année. Le prix moyen TTC du SP95-E10, aujourd’hui supercarburant le plus consommé en France, s’établit à 1,34 €\/l, contre 1,36 €\/l pour le SP95, à la fiscalité moins avantageuse, et 1,42 €\/l pour le SP98, dont le prix HTT est plus élevé. Les prix TTC de ces trois carburants chutent de 10 % par rapport à 2019, tirés par la baisse des prix HTT (- 21 % pour le SP95-E10). Les prix HTT du SP95-E10 et du gazole étant très proches en 2020, l’écart entre les prix TTC s’explique par une taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) plus élevée pour le SP95-E10 (0,67 €\/l depuis 2018, soit 0,06 €\/l de plus que le gazole). Cet écart de TICPE s’est cependant considérablement réduit depuis 2014, étant alors de 0,17 €\/l. Le prix TTC du fioul domestique, principalement utilisé en tant que combustible de chauffage pour les habitations collectives ou individuelles, est en moyenne de 0,76 €\/l en 2020 (soit 77 €\/MWh en pouvoir calorifique inférieur), après être descendu sous 0,70 €\/l au troisième trimestre. Il chute fortement (- 18 %) par rapport à 2019 mais reste supérieur à son niveau de 2016, point bas des années 2010. Généralement moins volatils, les prix pour les ménages du propane (- 2 %) et du butane (+ 1 %) n’ont, en comparaison, que faiblement évolué en 2020. Figure 1.2.3.1 : prix à la consommation des principaux produits pétroliers (biocarburants inclus) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Gazole (€\/l) HTT 0,53 0,68 0,74 0,69 0,63 0,48 0,41 0,48 0,59 0,59 0,44 HTVA 0,96 1,12 1,17 1,13 1,07 0,96 0,92 1,03 1,20 1,20 1,05 TTC 1,15 1,34 1,40 1,35 1,29 1,15 1,11 1,23 1,44 1,44 1,26 SP98 (€\/l) HTT 0,55 0,67 0,75 0,72 0,67 0,55 0,49 0,54 0,62 0,62 0,49 HTVA 1,16 1,29 1,35 1,33 1,29 1,18 1,14 1,20 1,31 1,31 1,18 TTC 1,38 1,54 1,62 1,59 1,54 1,41 1,36 1,44 1,57 1,57 1,42 SP95-E10 (€\/l) HTT - - - 0,65 0,62 0,49 0,44 0,49 0,56 0,56 0,44 HTVA - - - 1,26 1,23 1,12 1,07 1,13 1,24 1,24 1,12 TTC - - - 1,51 1,48 1,35 1,28 1,35 1,48 1,48 1,34 SP95 (€\/l) HTT 0,52 0,64 0,71 0,67 0,62 0,50 0,44 0,49 0,56 0,56 0,44 HTVA 1,13 1,25 1,31 1,28 1,24 1,13 1,09 1,15 1,25 1,26 1,13 TTC 1,35 1,50 1,57 1,54 1,48 1,35 1,30 1,38 1,50 1,51 1,36 Fioul domestique (€\/l) HTT 0,54 0,69 0,75 0,72 0,66 0,51 0,44 0,50 0,60 0,62 0,48 HTVA 0,60 0,74 0,81 0,78 0,72 0,59 0,53 0,62 0,76 0,78 0,64 TTC 0,72 0,89 0,97 0,93 0,86 0,71 0,64 0,74 0,91 0,93 0,76 Gazole non routier (€\/l) HTT - - - - 0,64 0,50 0,42 0,49 0,59 0,58 0,43 HTVA - - - - 0,73 0,61 0,55 0,64 0,78 0,77 0,62 TTC - - - - 0,88 0,73 0,66 0,77 0,93 0,93 0,74 Gaz de pétrole liquéfié - carburant (€\/l) HTT 0,56 0,65 0,68 0,67 0,65 0,58 0,51 0,53 0,57 0,60 0,59 HTVA 0,62 0,71 0,74 0,73 0,71 0,66 0,59 0,62 0,68 0,71 0,70 TTC 0,74 0,85 0,88 0,87 0,86 0,79 0,71 0,74 0,82 0,86 0,84 Gaz propane liquéfié PCI* (€\/MWh) HTT 95 109 117 111 111 105 99 110 116 119 117 HTVA 95 109 117 111 111 105 99 110 119 124 122 TTC 114 131 140 133 134 126 119 132 143 149 146 Gaz butane (bouteille de 13 kg en €) HTT 24 25 27 27 27 27 27 26 27 28 28 HTVA 24 25 27 27 27 27 27 26 27 29 29 TTC 28 30 32 33 33 33 32 32 33 35 35 Fioul lourd à très basse teneur en soufre (TBTS) (€\/t) HTT 393 505 582 533 496 327 276 358 421 432 323 HTVA 412 523 601 552 517 372 345 453 560 572 463 * PCI : pouvoir calorifique inférieur.Note : le prix hors toutes taxes (HTT) comprend le coût de la matière première et les coûts de raffinage, de stockage et de transport-distribution. Le prix hors taxe sur la valeur ajoutée (HTVA) est obtenu par addition du taux normal de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), majorations régionales incluses, et du prix hors toutes taxes (HTT).Champ : France métropolitaine hors Corse.Sources : DGEC (fiouls domestique et lourd) ; Insee (butane) ; SDES (propane)","link":"3-12-la-crise-sanitaire-a.php","title":"1.2 La crise sanitaire a tiré les prix des produits pétroliers à la baisse en 2020"},{"page_id":23,"values":"5.6 Industrie : baisse de la consommation énergétique Le secteur de l’industrie comprend ici l’industrie manufacturière, y compris agroalimentaire, et la construction. La consommation de charbon des hauts-fourneaux, considérés comme faisant partie du secteur de la transformation d’énergie par convention statistique internationale, est exclue de la consommation d’énergie physique de l’industrie (et traitée en conséquence dans la partie 3) mais incluse dans la dépense. Par ailleurs, on distingue les usages énergétiques de l’énergie de ses usages non énergétiques, c’est-à-dire de l’utilisation des molécules comme matière première. Les usages non énergétiques sont traités en détail, énergie par énergie, dans la partie 4 du bilan.­ La consommation à usage non énergétique s’établit à 146,0 TWh en 2020. La grande majorité de ces consommations à usage non énergétique concerne l’industrie chimique, avec en tête la consommation de produits pétroliers (96,2 TWh, production de plastique notamment), puis de gaz naturel (12,0 TWh, principalement pour la synthèse d’engrais).  La consommation finale à usage énergétique réelle de l’industrie et de la construction s’établit, quant à elle, à 301,6 TWh en 2020. Dans un contexte de chute de la production industrielle de 11 % provoquée par la crise sanitaire, elle diminue très fortement par rapport à 2019 (- 6,2 % en données réelles et - 5,2 % corrigée des variations climatiques) - (figure 5.6.1). Entre 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie, et 2019, elle avait baissé à climat constant de 0,8 % en moyenne annuelle. Par secteur, les évolutions sont contrastées. C’est dans la sidérurgie, qui pèse 6 % de la consommation énergétique industrielle (figure 5.6.2), et dans les matériels de transport (3 % de la consommation) que la consommation baisse le plus (respectivement - 19,9 % et - 16,3 %). La consommation se replie aussi (- 7,0 %) dans le secteur des produits minéraux non métalliques et, dans une moindre mesure, dans la chimie-pétrochimie (- 3,2 %), qui est le premier secteur consommateur, avec près du quart de la consommation finale industrielle. La consommation est stable en 2020 dans le secteur des produits alimentaires, boissons et tabac, qui représente un cinquième de la consommation d’énergie. En 2020, le bouquet énergétique final (figure 5.6.1) est dominé par le gaz (38 %) et l’électricité (35 %). Viennent ensuite les produits pétroliers (10 %), les énergies renouvelables et les déchets (7 %), la chaleur commercialisée (6 %) et le charbon (3 %). Cependant, en incluant les consommations des hauts-fourneaux, la part du charbon passerait à 12 %. À climat constant, la consommation finale de gaz naturel à usage énergétique diminue par rapport à 2019, à 120,4 TWh (soit - 3,2 %). Quasiment tous les secteurs sont concernés par cette baisse, et particulièrement les métaux non ferreux (- 31,1 % en données réelles), la sidérurgie (- 21,8 %), les matériels de transport (- 20,8 %) et, dans une moindre mesure, les produits minéraux non métalliques (- 5,0 %). La consommation est stable dans les industries agroalimentaires et croît légèrement dans le secteur de la chimie et pétrochimie et les industries extractives. La consommation finale d’électricité est particulièrement affectée par la crise sanitaire, diminuant de 8,0 % à climat constant, pour s’établir à 106,9 TWh. Tous les secteurs sont concernés par cette baisse. Elle est principalement portée par les secteurs de la sidérurgie (- 22,2 % à données réelles), des matériels de transport (- 12,1 %), des machines (- 11,4 %) et des produits minéraux non métalliques (- 9,2 %). Elle est moindre dans les industries agroalimentaires (- 4,1 %), la chimie-pétrochimie (- 3,3 %) et les métaux non ferreux (- 1,4 %). La consommation finale de produits pétroliers fléchit en 2020, de 3,1 % à climat constant, à un rythme plus important que celui observé depuis 2012 (- 1,9 % par an en moyenne). La consommation finale d’énergies renouvelables et de déchets est quasiment stable (- 0,4 %) à climat constant. La consommation finale de chaleur commercialisée baisse de 5,3 % à climat constant. Cette baisse est portée par le secteur de la chimie-pétrochimie (- 11,7 %). À l’inverse, la consommation de l’agroalimentaire augmente de 17,8 %. La consommation finale de charbon (hors hauts-fourneaux) diminue de 12,9 %. Elle chute encore plus fortement dans les hauts-fourneaux (- 25,8 %), non pris en compte dans la consommation finale industrielle (cf. 3.3). La dépense énergétique totale (figure 5.6.3) de l’industrie (y compris hauts-fourneaux) s’élève, en 2020, à 13,2 milliards d’euros, en baisse de 16,7 %, en euros constants, sur un an. La diminution est plus forte pour le gaz (- 25,2 %) que pour l’électricité (- 7,0 %), du fait de la chute du prix du gaz et de la hausse de celui de l’électricité (cf. 1.3.2 et 1.7.2). La facture en électricité représente, à elle seule, près des trois cinquièmes de la dépense totale (59 %) et celle en gaz naturel un cinquième (20 %), alors que ces deux énergies ont une part presque identique dans la consommation finale énergétique. Figure 5.6.1 : consommation finale énergétique de l’industrie * Données disponibles à partir de 2007 uniquement.Note : conformément aux conventions statistiques internationales relatives à la comptabilité physique de l’énergie, les hauts-fourneaux sont exclus de la consommation finale.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Figure 5.6.2 : répartition par secteur de la consommation finale énergétique de l’industrie en 2020 Note : les secteurs présentés sont des agrégats de la classification NAF. Toutefois, les hauts-fourneaux ont été exclus de la sidérurgie, conformément aux conventions internationales sur les statistiques de l’énergie.Source : calculs SDES Figure 5.6.3 : consommation finale énergétique de l’industrie par énergie (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Produits pétroliers 32,7 1 351 29,8 1 516 31,6 1 840 31,8 1 743 30,7 1 323 Gaz naturel 130,2 3 946 122,5 3 663 127,9 4 090 122,1 3 465 115,7 2 592 Charbon et dérivés :hors hauts-fourneaux 11,5 188 12,1 234 12,7 271 10,3 227 9,0 161 Charbon et dérivés : hauts-fourneaux 39,5 1 047 44,1 1 271 44,6 1 340 41,2 1 429 30,6 813 Énergies renouvelables et déchets* 21,1 112 19,8 123 21,5 148 21,3 131 21,2 127 Électricité 117,7 8 107 116,7 7 821 116,9 7 985 115,7 8 351 105,8 7 771 Chaleur commercialisée 20,3 551 21,3 590 18,8 577 20,3 546 19,2 453 Total (hors hauts-fourneaux) 333,5 14 255 322,3 13 947 329,4 14 911 321,4 14 463 301,6 12 426 Dépense totaley compris hauts-fourneaux 15 301 15 217 16 251 15 892 13 238 * Pour la valorisation monétaire des énergies renouvelables et déchets, seuls le bois-énergie et les biocarburants sont pris en compte.Note : conformément aux conventions statistiques internationales relatives à la comptabilité physique de l’énergie, les hauts-fourneaux sont exclus de la consommation finale. Dans le cadre du bilan monétaire, ils sont en revanche inclus dans l’industrie et dans la dépense nationale en énergie.Source : calculs SDES","link":"30-56-industrie--baisse-de.php","title":"5.6 Industrie : baisse de la consommation énergétique"},{"page_id":24,"values":"5.7 Agriculture-pêche : baisse sensible de la dépense d’énergie Avec 52,3 TWh, la consommation finale d’énergie de l’agriculture et de la pêche est en hausse de 3,3 % en 2020, après avoir baissé de 1,0 % en 2019. Elle varie peu depuis une dizaine d’années, apparaissant en particulier assez peu sensible aux fluctuations de la production agricole. Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1), la consommation de l’agriculture et de la pêche est à peu près stable (+ 0,3 % d’évolution en moyenne annuelle). Figure 5.7.1 : consommation finale énergétique du secteur agriculture-pêche * Données disponibles à partir de 2007 uniquement.Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.Source : calculs SDES Le mix énergétique est toujours dominé par les produits pétroliers, essentiellement du gazole non routier (GNR), qui représentent 71 % de la consommation agricole en 2020. Leur consommation augmente de 5,2 % par rapport à 2019. Il est probable qu’au moins une partie de cette hausse s’explique par des comportements de stockage, dans un contexte de prix bas (la consommation étant ici assimilée aux achats). La consommation d’électricité, qui représente la deuxième source d’énergie du secteur (15 %), recule de 4,7 %. Viennent ensuite les énergies renouvelables et déchets, qui représentent 9 % de la consommation énergétique agricole, et dont la consommation progresse de 5,5 % sur un an. Celle de gaz naturel est stable. La pêche représente 6,9 % des consommations d’énergie de l’ensemble agriculture-pêche. Sa consommation finale d’énergie, composée pour l’essentiel du gazole consommé par les bateaux de pêche, progresse à nouveau en 2020 (+ 4,3 %, après + 1,6 % en 2019). Figure 5.7.2 : consommation finale énergétique du secteur agriculture-pêche et dépense associée 2016 2017 2018 2019 2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 En TWh En M€2020 Produits pétroliers 37,0 2 001 35,9 2 193 36,0 2 560 35,5 2 509 37,3 2 000 Gaz naturel 1,9 84 1,9 81 2,2 93 2,2 91 2,2 82 Charbon 0,0 0 0,0 1 0,0 1 0,0 0 0,0 0 Énergies renouvelables et déchets 3,1 75 3,6 112 4,2 147 4,3 135 4,5 132 Électricité 8,9 1 052 8,9 1 071 8,6 1 093 8,5 1 111 8,1 1 069 Chaleur commercialisée 0,1 8 0,1 7 0,1 12 0,2 18 0,2 15 Total 51,0 3 221 50,5 3 464 51,2 3 905 50,7 3 864 52,3 3 298 Source : calculs SDES En 2020, avec 3,3 milliards d’euros pour sa consommation finale d’énergie, la dépense du secteur de l’agriculture et de la pêche baisse de 15 % (figure 5.7.2). Les produits pétroliers concentrent 61 % de la dépense, pour 71 % de la consommation finale. A contrario, la dépense en électricité est plus importante que sa consommation (respectivement 15 % et 32 %), son prix étant plus élevé que celui des autres énergies. Troisième énergie du secteur, les énergies renouvelables et déchets représentent 4 % de la dépense, contre 9 % de la consommation. La pêche a dépensé 140 millions d’euros pour sa consommation finale d’énergie, soit une diminution de 34 % par rapport à 2019 en euros constants, du fait de la très forte baisse du prix des carburants de pêche sur un an (- 36 % en euros courants).","link":"31-57-agriculture-peche--baisse.php","title":"5.7 Agriculture-pêche : baisse sensible de la dépense d’énergie"},{"page_id":25,"values":"6. Forte baisse des émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie Le bilan de l’énergie fournit une estimation des émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie. Cette première estimation n’est pas aussi complète et précise que l’inventaire national transmis dans le cadre du Protocole de Kyoto à la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (qui contient également les émissions non liées à la combustion d’énergie, cf. encadré méthodologique page 110), mais elle est disponible plus tôt et propose des séries corrigées des variations climatiques. Les émissions réelles de CO2 liées à la combustion d’énergie diminuent de 13,2 % en France métropolitaine en 2020, pour atteindre 257 MtCO2 (figure 6.1). Corrigée des variations climatiques, cette baisse est de 11,0 %, le climat hivernal ayant été particulièrement doux en 2020. Les transports contribuent à plus de la moitié de cette baisse, les déplacements ayant été fortement limités avec la crise sanitaire. Les émissions de la branche énergie et du secteur de l’industrie connaissent également des baisses importantes. À plus long terme, les émissions à climat constant sont inférieures de 28 % au niveau de 1990 : après une quasi-stabilité globalement sur la période 1990-2005 (+ 0,1 % en moyenne par an), elles ont diminué entre 2005 et 2019 à un rythme annuel moyen de 1,6 %. Malgré la baisse exceptionnelle connue en 2020, les réductions d’émissions devront s’intensifier pour atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050, cible fixée par la loi Énergie et Climat adoptée en 2019. Cette dernière prévoit en effet une division des émissions de gaz à effet de serre (dont les émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie représentent plus de 65 %) par un facteur supérieur à 6, ce qui correspondrait à une baisse annuelle moyenne d’au moins 3 % entre 1990 et 2050, et d’environ 5 % entre 2020 et 2050 au vu de l’évolution connue au cours des 30 dernières années. Tous secteurs confondus, les produits pétroliers restent de loin la principale source d’émissions (57 % en 2020), bien que cette part soit en légère diminution par rapport à 1990 (figure 6.2). La part des émissions liées au gaz naturel (33 % du total) double sur la période (16 % en 1990), tandis que celle des émissions liées au charbon et à ses dérivés (7 % du total) est divisée par 3 (21 % en 1990). Enfin, la valorisation énergétique de déchets non renouvelables représente un peu plus de 2 % des émissions. Les transports (hors soutes aériennes et maritimes internationales) sont le premier secteur émetteur sur toute la période 1990-2020. Ils représentent 39 % du total en 2020 à climat corrigé. Les émissions sont quasi exclusivement associées à la combustion de produits pétroliers. Elles chutent de 14,9 % en 2020, dans un contexte de restriction des déplacements du fait de la crise sanitaire. Les transports sont le seul secteur pour lequel les émissions ont augmenté entre 1990 et 2019 (+ 3,8 %), avec un pic atteint au début des années 2000. La consommation énergétique est restée stable entre 2012 et 2019, mais l’incorporation croissante de biocarburants (dont les émissions liées à la combustion sont conventionnellement nulles) a contribué à faire légèrement baisser les émissions (- 0,2 % par an en moyenne sur la période 2012-2019). Les émissions directes3, corrigées des variations climatiques, du résidentiel et du tertiaire représentent 25 % du total (dont deux tiers pour le résidentiel et un tiers pour le tertiaire). À climat constant, ces émissions augmentent légèrement en 2020 (+ 0,7 %) avec des évolutions contrastées : la crise sanitaire a, d’une part, conduit les ménages à passer plus de temps dans leur domicile (cf. 5.3), d’où une augmentation des émissions du résidentiel de 2,3 %, et a, d’autre part, fait diminuer la fréquentation des bureaux et des commerces (cf. 5.4), entraînant une baisse des émissions du tertiaire de 2,1 %. Sur le long terme, alors que la consommation finale d’énergie du secteur résidentiel et tertiaire a nettement augmenté depuis 1990 (+ 16 %), les émissions directes sont inférieures de 24 % à leur niveau de 1990. Cette divergence est liée à la place croissante de l’électricité dans ces consommations (+ 11 points) et au recours accru au gaz naturel pour le chauffage (+ 5 points), au détriment des produits pétroliers (- 18 points). La branche énergie, qui inclut notamment les émissions de la production d’électricité et de chaleur et celles des raffineries, représente 16 % des émissions totales. Les émissions de CO2 liées à la production d’électricité et de chaleur (y compris autoproducteurs) poursuivent leur baisse en 2020 (- 6 % à climat constant). Elles diminuent pour toutes les énergies : - 4 % pour le gaz naturel, - 12 % pour le charbon et - 17 % pour la combustion de produits pétroliers. Depuis 1990 ces émissions ont fortement diminué (- 39 %), ce qui s’explique à la fois par une moindre utilisation des énergies fossiles pour la production d’électricité et de chaleur, et, au sein des énergies fossiles, par une baisse continue de la part du charbon (et du pétrole dans une moindre mesure) au profit du gaz naturel moins émetteur de CO2. Les émissions directes3 de l’industrie se replient en 2020 (- 9,5 % à climat constant) et représentent 16 % des émissions liées à l’énergie. Elles ont diminué de 37 % depuis 1990, alors que les consommations énergétiques du secteur ont baissé de 19 % dans le même temps. Le différentiel est lié au recul prononcé de l’utilisation des énergies les plus émettrices (produits pétroliers et charbon, - 60 % et - 59 % respectivement) au profit du gaz naturel et surtout de l’électricité. 3 Non compris les émissions indirectes liées à la consommation d’électricité et de chaleur commercialisée, celles-ci étant comprises dans la branche énergie. Dans l’agriculture et la pêche, les émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie, en grande majorité dues à l’utilisation de produits pétroliers, s’élèvent à 10,3 MtCO2 en 2020. Elles ont diminué de 8 % par rapport à 1990. La part de l’agriculture et de la pêche dans les émissions liées à la combustion reste limitée (4 %), en lien avec le faible poids du secteur dans la consommation totale d’énergie. Dans les départements et régions d’outre-mer, les émissions liées à la combustion d’énergie s’élèvent en 2020 à 8,2 MtCO2. Elles sont principalement liées aux transports (3,2 MtCO2) et à la production d’énergie (4,8 MtCO2 réparties entre combustion de produits pétroliers et de charbon). Enfin, les liaisons aériennes DROM-métropole représentent 1,8 MtCO2. Figure 6.1 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie par secteur entre 1990 et 2020 * Hors transports internationaux maritimes et aériens.** Y compris hauts-fourneaux.*** Y compris écart statistique.Note : contrairement au reste du bilan, les émissions des DROM ne sont pas comptabilisées ici.Source : calculs SDES Figure 6.2 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie par source entre 1990 et 2020 * Y compris gaz sidérurgiques.Note : contrairement au reste du bilan, les émissions des DROM ne sont pas comptabilisées ici.Source : calculs SDES Méthode de calcul des émissions de CO2 duesà la combustion d’énergie Les émissions de CO2 ici calculées sont celles issues de la combustion d’énergie fossile. Elles représentent près de 90 % des émissions totales de CO2 et plus de 65 % des émissions de gaz à effet de serre (GES) en France. Les autres émissions de GES proviennent essentiellement de l’UTCATF (utilisation des terres, changement d’affectation des terres et la foresterie) et de l’agriculture. Le SDES applique des facteurs d’émissions aux consommations d’énergies fossiles (produits pétroliers, gaz, combustibles minéraux solides, déchets non renouvelables), hors usages non énergétiques. Les émissions associées à la production d’électricité et de chaleur sont comptabilisées dans la branche énergie et non dans les secteurs consommateurs finaux. Par ailleurs, contrairement au reste du bilan (mais de même que dans les inventaires), les hauts-fourneaux sont considérés comme faisant partie de l’industrie et non de la branche énergie en matière d’émissions de CO2. Les inventaires officiels en matière d’émissions de gaz à effet de serre, dont le CO2, font appel à une méthodologie plus complexe, nécessitant des données plus détaillées. Ces inventaires couvrent l’ensemble des GES du Protocole de Kyoto et non le seul CO2 issu de la combustion d’énergie (les émissions de CO2 non énergétiques représentant 38 MtCO2 en 2019 hors UTCATF, et celles des autres GES 110 MtCO2éq). Pour les émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie, quelques différences subsistent, en particulier (figure 6.3) : Les émissions dues à l’autoproduction d’électricité sont affectées à la branche énergie dans le bilan de l’énergie, tandis qu’elles sont affectées aux secteurs consommant l’électricité, industrie notamment, pour les inventaires. Le SDES ne prend en compte les émissions des départements et régions d’outre-mer qu’à partir de 2011. Par conséquent, les évolutions depuis 1990 présentées ici sont estimées à périmètre constant, sur la France métropolitaine. En conséquence, les émissions estimées ici ne sont pas directement comparables à celles des inventaires nationaux d’émissions. Les inventaires officiels, tout comme les estimations du SDES, ne mesurent que les émissions de CO2 dues aux activités sur le territoire national. Les émissions de gaz à effet de serre engendrées par la production des biens consommés sur le territoire, y compris ceux importés (« empreinte carbone »), sont estimées dans les Chiffres Clés du climat. Figure 6.3 : émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie en 2019 En MtCO2 (données non corrigées des variations climatiques) Inventaire national Bilan de l’énergie Branche énergie 37,9 57,1 (a, b) Industrie 47,2 48,7 (b, c) Résidentiel-tertiaire 62,8 64,1 Agriculture-pêche 9,9 9,9 Transports 130,8 127,9 (d) Total 288,6 307,6 Notes : pour le bilan de l’énergie, le champ géographique est la métropole et les 5 DROM. L’inventaire national inclut en outre l’île de Saint-Martin (« périmètre Kyoto »), et les émissions correspondent aux quantités de CO2 hors biomasse rapportées dans la catégorie CRF « 1 A. Fuel combustion activities (sectoral approach) ».(a) Les émissions incluent un écart statistique dans le bilan de l’énergie, les consommations d’énergie de la branche énergie correspondant au solde entre les ressources et la consommation finale, à la différence de l’inventaire national, qui repose sur l’estimation directe des emplois. (b) Les émissions dues à l’autoproduction d’électricité sont affectées à la branche énergie dans le bilan de l’énergie, tandis qu’elles sont affectées aux secteurs consommant l’électricité, l’industrie notamment, pour les inventaires.(c) Une partie des émissions considérées ici comme relevant de la combustion d’énergie fossile dans l’industrie (notamment dans les hauts-fourneaux) sont allouées, dans les inventaires nationaux d’émissions, à la catégorie CFR « 2. Industrial Processes and Product Use ».(d) Les émissions liées à la part fossile des biocarburants ne sont pas comptabilisées.Sources : Citepa (inventaire format CCNUCC-KP, avril 2021) ; calculs SDES","link":"32-6-forte-baisse-des-emissions.php","title":"6. Forte baisse des émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie"},{"page_id":26,"values":"Bilans énergétiques de la France Notes— EnR électriques : hydraulique (hors pompages), énergies marines, éolien, solaire photovoltaïque.— EnR thermiques et déchets : biomasse solide, biogaz, biocarburants, déchets, solaire thermique, géothermie, pompes à chaleur.— Pétrole brut : inclut également de faibles quantités de condensats (liquides de gaz naturel), d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) et d’autres produits à distiller.— Industrie : inclut également la construction. Les hauts-fourneaux sont exclus de l’industrie dans le bilan physique (car classés dans la branche énergie) mais inclus dans le bilan monétaire.— Transferts et retours en raffineries (produits pétroliers) : ce poste correspond aux échanges comptables existants entre le bilan du pétrole brut et celui des produits raffinés. Des produits bruts peuvent être utilisés sans avoir été raffinés (notamment les condensats utilisés pour la pétrochimie). À l’inverse, des produits semi-finis peuvent être retournés en raffineries pour être retraités (issus du commerce extérieur ou de l’industrie pétrochimique).— Autoconsommation des raffineries (produits raffinés) : ce poste correspond à la consommation propre des raffineries en produits raffinés, hors production d’électricité ou de chaleur commercialisée.— Données réelles : données non corrigées des variations climatiques.— Données CVC : données corrigées des variations climatiques. Bilans physiques, toutes énergies confondues (données réelles) Bilan énergétique physique 2020 Données réellesEn TWh Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 9,80 0,00 0,18 1 072,22 117,28 228,61 0,00 0,00 1 428,09 Importations 59,35 394,74 514,40 479,42 0,00 0,00 15,46 19,54 0,00 1 482,90 Exportations - 0,10 - 1,45 - 151,98 - 95,02 0,00 0,00 - 8,00 - 64,58 0,00 - 321,12 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 11,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 11,09 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 30,68 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 30,68 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) 2,28 2,54 - 1,68 21,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 24,38 Consommation primaire 61,53 405,63 318,96 405,83 1 072,22 117,28 236,07 - 45,04 0,00 2 572,48 Écart statistique - 3,17 7,63 4,78 1,30 0,00 0,00 0,00 3,21 0,00 13,75 Production d'électricité 14,86 0,00 13,30 55,44 1 072,22 117,28 36,26 - 528,84 0,00 780,53 Production de chaleur 1,57 0,00 0,20 21,09 0,00 0,00 31,02 0,00 - 47,71 6,18 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 1,99 0,00 0,00 1,99 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 440,55 - 437,48 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,07 Autres transformations, transferts 24,86 - 42,55 41,64 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 23,94 Usages internes de la branche énergie 10,86 0,00 12,29 6,26 0,00 0,00 0,00 33,34 0,00 62,76 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 3,91 0,00 0,00 0,00 35,89 4,32 44,12 Consommation nette de la branche énergie 48,99 405,63 - 365,27 86,00 1 072,22 117,28 69,27 - 456,40 - 43,39 934,35 Industrie 8,99 0,00 30,71 115,67 0,00 0,00 21,21 105,80 19,20 301,58 Transports 0,00 0,00 403,24 2,25 0,00 0,00 30,75 8,34 0,00 444,58 Résidentiel 0,24 0,00 50,10 125,06 0,00 0,00 98,90 161,50 14,41 450,20 Tertiaire 0,36 0,00 31,84 62,62 0,00 0,00 11,45 127,64 9,59 243,50 Agriculture-pêche 0,02 0,00 37,34 2,20 0,00 0,00 4,49 8,08 0,19 52,31 Consommation finale énergétique 9,60 0,00 553,22 307,80 0,00 0,00 166,80 411,36 43,39 1 492,16 Consommation finale non énergétique 2,94 0,00 131,01 12,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 145,97 Consommation finale 12,54 0,00 684,23 319,82 0,00 0,00 166,80 411,36 43,39 1 638,14 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique physique 2019 Données réellesEn TWh Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 11,60 0,00 0,17 1 209,13 104,41 234,79 0,00 0,00 1 560,08 Importations 84,77 578,29 530,31 568,75 0,00 0,00 21,17 15,63 0,00 1 798,92 Exportations - 0,05 - 1,60 - 202,34 - 112,63 0,00 0,00 - 9,64 - 73,30 0,00 - 399,56 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 19,75 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 19,75 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 72,35 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 72,35 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) 0,37 1,26 1,15 - 19,66 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 16,88 Consommation primaire 85,09 589,55 237,02 436,62 1 209,13 104,41 246,32 - 57,67 0,00 2 850,46 Écart statistique 3,63 10,75 15,14 - 0,07 0,00 0,00 0,00 4,33 0,00 33,78 Production d'électricité 17,44 0,00 13,51 62,93 1 209,13 104,41 36,23 - 566,25 0,00 877,40 Production de chaleur 1,91 0,00 0,26 20,73 0,00 0,00 31,91 0,00 - 48,57 6,24 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 1,11 0,00 0,00 1,11 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 607,99 - 602,61 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,37 Autres transformations, transferts 32,75 - 29,19 28,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 31,66 Usages internes de la branche énergie 15,21 0,00 16,86 6,47 0,00 0,00 0,00 34,46 0,00 73,00 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 4,98 0,00 0,00 0,00 38,09 3,78 46,85 Consommation nette de la branche énergie 70,95 589,55 - 528,75 93,93 1 209,13 104,41 69,26 - 489,37 - 44,79 1 074,31 Industrie 10,32 0,00 31,75 122,14 0,00 0,00 21,29 115,66 20,28 321,44 Transports 0,00 0,00 475,43 1,89 0,00 0,00 37,19 10,08 0,00 524,60 Résidentiel 0,28 0,00 50,64 132,15 0,00 0,00 103,00 159,72 14,98 460,78 Tertiaire 0,40 0,00 32,94 70,50 0,00 0,00 11,33 137,77 9,31 262,25 Agriculture-pêche 0,02 0,00 35,50 2,20 0,00 0,00 4,25 8,48 0,22 50,66 Consommation finale énergétique 11,02 0,00 626,26 328,88 0,00 0,00 177,06 431,70 44,79 1 619,73 Consommation finale non énergétique 3,12 0,00 139,50 13,80 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 156,43 Consommation finale 14,14 0,00 765,77 342,69 0,00 0,00 177,06 431,70 44,79 1 776,15 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique physique 2018 Données réellesEn TWh Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 10,93 0,00 0,09 1 251,34 105,08 230,64 0,00 0,00 1 598,08 Importations 107,46 633,08 497,99 510,45 0,00 0,00 19,04 13,51 0,00 1 781,53 Exportations - 0,39 - 0,48 - 235,47 - 61,87 0,00 0,00 - 10,94 - 76,48 0,00 - 385,62 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 22,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 22,65 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 68,89 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 68,89 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) - 1,07 4,50 1,66 - 20,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 15,20 Consommation primaire 106,01 648,02 172,64 428,38 1 251,34 105,08 238,75 - 62,97 0,00 2 887,25 Écart statistique 5,28 - 1,63 16,99 - 0,56 0,00 0,00 0,00 2,97 0,00 23,04 Production d'électricité 29,25 0,00 12,77 47,05 1 251,34 105,08 36,49 - 576,42 0,00 905,55 Production de chaleur 2,39 0,00 0,43 20,08 0,00 0,00 29,86 0,00 - 46,30 6,47 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,64 0,00 0,00 0,64 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 666,30 - 660,15 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,16 Autres transformations, transferts 35,04 - 16,65 15,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 33,89 Usages internes de la branche énergie 16,73 0,00 18,98 6,66 0,00 0,00 0,00 34,77 0,00 77,13 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 4,96 0,00 0,00 0,00 38,62 3,36 46,94 Consommation nette de la branche énergie 88,69 648,02 - 595,48 77,55 1 251,34 105,08 66,99 - 500,07 - 42,94 1 099,18 Industrie 12,71 0,00 31,62 127,94 0,00 0,00 21,49 116,92 18,76 329,43 Transports 0,00 0,00 476,04 1,99 0,00 0,00 36,50 10,09 0,00 524,62 Résidentiel 0,31 0,00 54,17 134,31 0,00 0,00 98,68 160,24 14,71 462,41 Tertiaire 0,42 0,00 33,51 70,47 0,00 0,00 10,90 141,21 9,33 265,84 Agriculture-pêche 0,02 0,00 36,01 2,18 0,00 0,00 4,19 8,64 0,14 51,18 Consommation finale énergétique 13,45 0,00 631,35 336,88 0,00 0,00 171,76 437,10 42,94 1 633,48 Consommation finale non énergétique 3,87 0,00 136,77 13,95 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 154,59 Consommation finale 17,32 0,00 768,12 350,83 0,00 0,00 171,76 437,10 42,94 1 788,07 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique physique 2017 Données réellesEn TWh Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 11,57 0,00 0,16 1 207,15 84,72 224,86 0,00 0,00 1 528,46 Importations 117,43 686,74 486,16 501,90 0,00 0,00 18,53 21,12 0,00 1 831,86 Exportations - 0,04 - 1,43 - 238,78 - 63,06 0,00 0,00 - 7,47 - 61,25 0,00 - 372,04 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 20,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 20,06 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 66,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 66,55 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) - 2,23 - 3,78 - 0,10 8,66 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,54 Consommation primaire 115,15 693,10 160,65 447,66 1 207,15 84,72 235,91 - 40,13 0,00 2 904,21 Écart statistique 2,75 0,96 13,18 - 2,05 0,00 0,00 0,00 4,51 0,00 19,36 Production d'électricité 41,32 0,00 17,83 64,43 1 207,15 84,72 35,61 - 556,84 0,00 894,20 Production de chaleur 3,07 0,00 1,01 20,33 0,00 0,00 29,42 0,00 - 49,06 4,77 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,37 0,00 0,00 0,37 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 710,31 - 704,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,04 Autres transformations, transferts 34,56 - 18,17 17,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 33,45 Usages internes de la branche énergie 16,96 0,00 20,79 6,26 0,00 0,00 0,00 34,24 0,00 78,25 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 5,06 0,00 0,00 0,00 38,60 3,73 47,39 Consommation nette de la branche énergie 98,66 693,10 - 634,40 93,66 1 207,15 84,72 65,39 - 479,49 - 45,33 1 083,46 Industrie 12,13 0,00 29,82 122,47 0,00 0,00 19,76 116,74 21,34 322,26 Transports 0,00 0,00 486,93 1,70 0,00 0,00 36,48 10,58 0,00 535,69 Résidentiel 0,41 0,00 60,07 142,71 0,00 0,00 99,30 161,12 14,52 478,14 Tertiaire 0,48 0,00 35,52 71,52 0,00 0,00 11,35 142,00 9,38 270,24 Agriculture-pêche 0,02 0,00 35,94 1,92 0,00 0,00 3,63 8,93 0,09 50,53 Consommation finale énergétique 13,04 0,00 648,28 340,32 0,00 0,00 170,53 439,37 45,33 1 656,86 Consommation finale non énergétique 3,45 0,00 146,77 13,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 163,89 Consommation finale 16,49 0,00 795,05 354,00 0,00 0,00 170,53 439,37 45,33 1 820,76 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique physique 2016 Données réellesEn TWh Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 11,89 0,00 0,21 1 221,80 91,38 226,60 0,00 0,00 1 551,88 Importations 99,71 665,46 488,71 479,56 0,00 0,00 14,58 19,90 0,00 1 767,92 Exportations - 0,64 - 0,52 - 242,39 - 38,80 0,00 0,00 - 6,91 - 61,40 0,00 - 350,67 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 19,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 19,02 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 65,54 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 65,54 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) 6,69 11,66 - 2,05 4,33 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20,64 Consommation primaire 105,76 688,49 159,72 445,30 1 221,80 91,38 234,27 - 41,50 0,00 2 905,22 Écart statistique 6,84 - 0,43 14,48 - 5,28 0,00 0,00 0,00 3,40 0,00 19,01 Production d'électricité 34,07 0,00 16,80 55,51 1 221,80 91,38 36,08 - 559,24 0,00 896,41 Production de chaleur 3,36 0,00 0,92 20,45 0,00 0,00 27,40 0,00 - 47,72 4,41 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,19 0,00 0,00 0,19 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 710,72 - 703,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,17 Autres transformations, transferts 34,63 - 21,80 20,96 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 33,79 Usages internes de la branche énergie 10,65 0,00 22,68 6,38 0,00 0,00 0,00 34,11 0,00 73,82 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 5,14 0,00 0,00 0,00 37,48 3,62 46,24 Consommation nette de la branche énergie 89,55 688,49 - 627,71 82,01 1 221,80 91,38 63,68 - 484,24 - 44,10 1 080,87 Industrie 11,53 0,00 32,70 130,21 0,00 0,00 21,12 117,71 20,26 333,53 Transports 0,00 0,00 484,82 1,42 0,00 0,00 34,78 10,52 0,00 531,54 Résidentiel 0,44 0,00 60,42 146,89 0,00 0,00 101,01 163,10 14,68 486,54 Tertiaire 0,51 0,00 34,41 69,19 0,00 0,00 10,63 142,50 9,05 266,29 Agriculture-pêche 0,02 0,00 37,00 1,92 0,00 0,00 3,06 8,91 0,10 51,02 Consommation finale énergétique 12,50 0,00 649,35 349,62 0,00 0,00 170,59 442,74 44,10 1 668,91 Consommation finale non énergétique 3,71 0,00 138,07 13,66 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 155,44 Consommation finale 16,21 0,00 787,42 363,29 0,00 0,00 170,59 442,74 44,10 1 824,35 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilans physiques par énergie (données réelles et données CVC) Bilan physique du charbon de 2016 à 2020 Données réellesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 Production d'énergie primaire 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importations 99,71 117,43 107,46 84,77 59,35 Exportations - 0,64 - 0,04 - 0,39 - 0,05 - 0,10 Variations de stocks 6,69 - 2,23 - 1,07 0,37 2,28 Total approvisionnement 105,76 115,15 106,01 85,09 61,53 Écart statistique 6,84 2,75 5,28 3,63 - 3,17 Consommation nette des cokeries 5,83 7,44 7,21 6,73 5,12 Consommation nette des hauts-fourneaux 39,45 44,08 44,56 41,23 30,61 Consommation nette filière fonte 45,28 51,52 51,76 47,96 35,72 Production d'électricité 34,07 41,32 29,25 17,44 14,86 Production de chaleur 3,36 3,07 2,39 1,91 1,57 Consommation nette de la branche énergie 89,55 98,66 88,69 70,95 48,99 Industrie 11,53 12,13 12,71 10,32 8,99 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 0,44 0,41 0,31 0,28 0,24 Tertiaire 0,51 0,48 0,42 0,40 0,36 Agriculture-pêche 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Consommation finale énergétique 12,50 13,04 13,45 11,02 9,60 Consommation finale non énergétique 3,71 3,45 3,87 3,12 2,94 Consommation finale 16,21 16,49 17,32 14,14 12,54 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique du charbon de 2016 à 2020 Données corrigées des variations climatiquesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 Production d'énergie primaire 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importations 99,71 117,43 107,46 84,77 59,35 Exportations - 0,64 - 0,04 - 0,39 - 0,05 - 0,10 Variations de stocks 6,69 - 2,23 - 1,07 0,37 2,28 Total approvisionnement 105,76 115,15 106,01 85,09 61,53 Correction climatique - 0,06 0,98 1,85 1,70 3,54 Écart statistique 6,84 2,75 5,28 3,63 - 3,17 Consommation nette des cokeries 5,83 7,44 7,21 6,73 5,12 Consommation nette des hauts-fourneaux 39,45 44,08 44,56 41,23 30,61 Consommation nette filière fonte 45,28 51,52 51,76 47,96 35,72 Production d'électricité 34,02 42,23 30,96 18,98 18,07 Production de chaleur 3,36 3,14 2,53 2,08 1,91 Consommation nette de la branche énergie 89,49 99,64 90,54 72,65 52,53 Industrie 11,53 12,13 12,71 10,32 8,99 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 0,44 0,41 0,31 0,28 0,24 Tertiaire 0,51 0,48 0,42 0,40 0,36 Agriculture-pêche 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Consommation finale énergétique 12,50 13,04 13,45 11,02 9,60 Consommation finale non énergétique 3,71 3,45 3,87 3,12 2,94 Consommation finale 16,21 16,49 17,32 14,14 12,54 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique du pétrole brut de 2016 à 2020 Données réellesEn Mtep 2016 2017 2018 2019 2020 Production d'énergie primaire 1,02 0,99 0,94 1,00 0,84 Importations 57,22 59,05 54,43 49,72 33,94 Exportations - 0,04 - 0,12 - 0,04 - 0,14 - 0,12 Variations de stocks 1,00 - 0,32 0,39 0,11 0,22 Autres charges de raffinage, retours de pétrochimie 1,87 1,56 1,43 2,51 3,66 Total approvisionnement des raffineries 61,07 61,16 57,15 53,20 38,54 Écart statistique - 0,04 0,08 - 0,14 0,92 0,66 Transformation de pétrole brut en raffinerie 61,11 61,08 57,29 52,28 37,88 Consommation brute de la branche énergie 61,07 61,16 57,15 53,20 38,54 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique des produits pétroliers raffinés de 2016 à 2020 Données réellesEn Mtep 2016 2017 2018 2019 2020 Production nette des raffineries 58,54 58,77 55,13 50,37 36,56 Importations 42,02 41,80 42,82 45,60 44,23 Exportations - 20,84 - 20,53 - 20,25 - 17,40 - 13,07 Soutes maritimes internationales - 1,64 - 1,72 - 1,95 - 1,70 - 0,95 Soutes aériennes internationales - 5,64 - 5,72 - 5,92 - 6,22 - 2,64 Variations de stocks - 0,18 - 0,01 0,14 0,10 - 0,14 Transferts et retours en raffinerie - 1,80 - 1,47 - 1,33 - 2,42 - 3,58 Total approvisionnement en produits raffinés 70,47 71,12 68,64 68,33 60,40 Écart statistique 1,24 1,13 1,46 1,30 0,41 Production d'électricité 1,44 1,53 1,10 1,16 1,14 Production de chaleur 0,08 0,09 0,04 0,02 0,02 Consommation nette de la branche énergie 2,77 2,75 2,60 2,49 1,57 Industrie 2,81 2,56 2,72 2,73 2,64 Transports 41,69 41,87 40,93 40,88 34,67 Résidentiel 5,19 5,16 4,66 4,35 4,31 Tertiaire 2,96 3,05 2,88 2,83 2,74 Agriculture-pêche 3,18 3,09 3,10 3,05 3,21 Consommation finale énergétique 55,83 55,74 54,29 53,85 47,57 Consommation finale non énergétique 11,87 12,62 11,76 12,00 11,26 Consommation finale 67,71 68,36 66,05 65,84 58,83 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique des produits pétroliers raffinés de 2016 à 2020 Données corrigées des variations climatiquesEn Mtep 2016 2017 2018 2019 2020 Production nette des raffineries 58,54 58,77 55,13 50,37 36,56 Importations 42,02 41,80 42,82 45,60 44,23 Exportations - 20,84 - 20,53 - 20,25 - 17,40 - 13,07 Soutes maritimes internationales - 1,64 - 1,72 - 1,95 - 1,70 - 0,95 Soutes aériennes internationales -5,64 - 5,72 - 5,92 - 6,22 - 2,64 Variations de stocks - 0,18 - 0,01 0,14 0,10 - 0,14 Transferts et retours en raffinerie - 1,80 - 1,47 - 1,33 - 2,42 - 3,58 Total approvisionnement en produits raffinés 70,47 71,12 68,64 68,33 60,40 Correction climatique - 0,01 0,16 0,31 0,28 0,59 Écart statistique 1,24 1,13 1,46 1,30 0,41 Production d'électricité 1,44 1,53 1,10 1,16 1,14 Production de chaleur 0,08 0,09 0,04 0,02 0,02 Consommation nette de la branche énergie 2,77 2,75 2,60 2,49 1,57 Industrie 2,81 2,57 2,72 2,74 2,65 Transports 41,69 41,87 40,93 40,88 34,67 Résidentiel 5,19 5,28 4,87 4,55 4,72 Tertiaire 2,96 3,10 2,97 2,91 2,91 Agriculture-pêche 3,18 3,09 3,10 3,05 3,21 Consommation finale énergétique 55,83 55,91 54,60 54,13 48,16 Consommation finale non énergétique 11,87 12,62 11,76 12,00 11,26 Consommation finale 67,70 68,53 66,36 66,13 59,43 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique du gaz naturel de 2016 à 2020 Données réellesEn TWh PCS 2016 2017 2018 2019 2020 Production de gaz naturel 0,23 0,18 0,10 0,19 0,20 Injections de biométhane 0,22 0,41 0,71 1,23 2,21 Importations 532,84 557,67 567,17 631,95 532,69 Exportations - 43,11 - 70,07 - 68,74 - 125,15 - 105,58 Variations de stocks 4,82 9,62 - 22,54 - 21,85 23,61 Total approvisionnement en gaz naturel 494,99 497,80 476,70 486,37 453,13 Écart statistique - 5,86 - 2,28 - 0,62 - 0,08 1,44 Production d'électricité 61,68 71,58 52,28 69,92 61,60 Production de chaleur 22,72 22,59 22,31 23,04 23,43 Usages internes de la branche énergie 7,09 6,95 7,40 7,19 6,96 Pertes de transport et de distribution 5,72 5,62 5,51 5,53 4,34 Consommation brute de la branche énergie 91,34 104,47 86,88 105,60 97,77 Industrie 144,67 136,08 142,15 135,71 128,53 Transports 1,58 1,89 2,21 2,10 2,50 Résidentiel 163,21 158,57 149,23 146,83 138,96 Tertiaire 76,87 79,46 78,30 78,34 69,57 Agriculture-pêche 2,13 2,13 2,42 2,44 2,44 Consommation finale énergétique 388,47 378,14 374,31 365,43 341,99 Consommation finale non énergétique 15,18 15,19 15,50 15,34 13,36 Consommation finale 403,65 393,33 389,82 380,76 355,36 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique du gaz naturel de 2016 à 2020 Données corrigées des variations climatiquesEn TWh PCS 2016 2017 2018 2019 2020 Production de gaz naturel 0,23 0,18 0,10 0,19 0,20 Injections de biométhane 0,22 0,41 0,71 1,23 2,21 Importations 532,84 557,67 567,17 631,95 532,69 Exportations - 43,11 - 70,07 - 68,74 - 125,15 - 105,58 Variations de stocks 4,82 9,62 - 22,54 - 21,85 23,61 Total approvisionnement en gaz naturel 494,99 497,80 476,70 486,37 453,13 Correction climatique - 0,52 12,35 23,22 21,42 44,57 Écart statistique - 5,86 - 2,28 - 0,62 - 0,08 1,44 Production d'électricité 61,61 73,26 55,19 72,80 67,52 Production de chaleur 22,70 23,12 23,55 23,98 25,46 Usages internes de la branche énergie 7,09 6,95 7,40 7,19 6,96 Pertes de transport et de distribution 5,71 5,78 5,81 5,81 4,92 Consommation brute de la branche énergie 91,24 106,84 91,33 109,71 106,31 Industrie 144,61 137,54 144,89 138,24 133,79 Transports 1,58 1,89 2,21 2,10 2,50 Résidentiel 162,97 164,25 159,74 156,48 159,02 Tertiaire 76,76 82,31 83,81 83,48 80,28 Agriculture-pêche 2,13 2,13 2,42 2,44 2,44 Consommation finale énergétique 388,05 388,13 393,09 382,74 378,03 Consommation finale non énergétique 15,18 15,19 15,50 15,34 13,36 Consommation finale 403,23 403,32 408,59 398,08 391,40 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique des énergies renouvelables et des déchets de 2016 à 2020 Données réellesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets Production d'énergie primaire 91,38 226,60 84,72 224,86 105,08 230,64 104,41 234,79 117,28 228,61 Importations 0,00 14,58 0,00 18,53 0,00 19,04 0,00 21,17 0,00 15,46 Exportations 0,00 - 6,91 0,00 - 7,47 0,00 - 10,94 0,00 - 9,64 0,00 - 8,00 Variations de stocks 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total approvisionnement en énergie primaire 91,38 234,27 84,72 235,91 105,08 238,75 104,41 246,32 117,28 236,07 Écart statistique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Production d'électricité 91,38 36,08 84,72 35,61 105,08 36,49 104,41 36,23 117,28 36,26 Production de chaleur 0,00 27,40 0,00 29,42 0,00 29,86 0,00 31,91 0,00 31,02 Injections de biométhane 0,00 0,19 0,00 0,37 0,00 0,64 0,00 1,11 0,00 1,99 Usages internes de la branche énergie 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation brute de la branche énergie 91,38 63,68 84,72 65,39 105,08 66,99 104,41 69,26 117,28 69,27 Industrie 0,00 21,12 0,00 19,76 0,00 21,49 0,00 21,29 0,00 21,21 Transports 0,00 34,78 0,00 36,48 0,00 36,50 0,00 37,19 0,00 30,75 Résidentiel 0,00 101,01 0,00 99,30 0,00 98,68 0,00 103,00 0,00 98,90 Tertiaire 0,00 10,63 0,00 11,35 0,00 10,90 0,00 11,33 0,00 11,45 Agriculture-pêche 0,00 3,06 0,00 3,63 0,00 4,19 0,00 4,25 0,00 4,49 Consommation finale énergétique 0,00 170,59 0,00 170,53 0,00 171,76 0,00 177,06 0,00 166,80 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 0,00 170,59 0,00 170,53 0,00 171,76 0,00 177,06 0,00 166,80 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique des énergies renouvelables et des déchets de 2016 à 2020 Données corrigées des variations climatiquesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets Production d'énergie primaire 91,38 226,60 84,72 224,86 105,08 230,64 104,41 234,79 117,28 228,61 Importations 0,00 14,58 0,00 18,53 0,00 19,04 0,00 21,17 0,00 15,46 Exportations 0,00 - 6,91 0,00 - 7,47 0,00 - 10,94 0,00 - 9,64 0,00 - 8,00 Variations de stocks 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total approvisionnement en énergie primaire 91,38 234,27 84,72 235,91 105,08 238,75 104,41 246,32 117,28 236,07 Correction climatique 0,00 - 0,17 0,00 4,15 0,00 8,00 0,00 7,66 0,00 16,44 Écart statistique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Production d'électricité 91,38 36,08 84,72 35,61 105,08 36,49 104,41 36,23 117,28 36,26 Production de chaleur 0,00 27,40 0,00 29,61 0,00 30,23 0,00 32,26 0,00 31,75 Injections de biométhane 0,00 0,19 0,00 0,37 0,00 0,64 0,00 1,11 0,00 1,99 Usages internes de la branche énergie 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation brute de la branche énergie 91,38 63,67 84,72 65,58 105,08 67,36 104,41 69,61 117,28 70,00 Industrie 0,00 21,12 0,00 19,76 0,00 21,49 0,00 21,29 0,00 21,21 Transports 0,00 34,78 0,00 36,48 0,00 36,50 0,00 37,19 0,00 30,75 Résidentiel 0,00 100,86 0,00 102,98 0,00 105,77 0,00 109,79 0,00 113,50 Tertiaire 0,00 10,62 0,00 11,64 0,00 11,45 0,00 11,85 0,00 12,56 Agriculture-pêche 0,00 3,06 0,00 3,63 0,00 4,19 0,00 4,25 0,00 4,49 Consommation finale énergétique 0,00 170,43 0,00 174,49 0,00 179,39 0,00 184,37 0,00 182,51 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 0,00 170,43 0,00 174,49 0,00 179,39 0,00 184,37 0,00 182,51 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique de l’électricité de 2016 à 2020 Données réellesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 Nucléaire 384,01 379,09 393,13 379,46 335,41 Pétrole 6,47 6,58 5,39 5,58 5,29 Gaz naturel 32,99 38,21 28,88 37,09 33,32 Charbon 11,55 14,34 9,95 5,54 4,66 Autre thermique 9,34 9,62 10,16 10,42 10,53 Hydraulique 64,88 54,46 69,61 60,82 67,25 Éolien 21,38 24,61 28,60 34,79 39,79 Photovoltaïque 8,66 9,59 10,89 12,23 13,40 Autres 1,14 1,35 1,18 1,12 1,13 Production nette d'électricité 540,42 537,85 557,80 547,04 510,78 Énergie absorbée par le pompage-turbinage - 6,75 - 7,15 - 7,47 - 6,50 - 6,28 Importations 19,90 21,12 13,51 15,63 19,54 Exportations - 61,40 - 61,25 - 76,48 - 73,30 - 64,58 Total approvisionnement 492,16 490,57 487,36 482,87 459,46 Écart statistique 3,40 4,51 2,97 4,33 3,21 Branche énergie 8,54 8,09 8,67 8,75 9,00 Pertes de transport et de distribution 37,48 38,60 38,62 38,09 35,89 Total branche énergie 49,42 51,20 50,26 51,17 48,10 Industrie 117,71 116,74 116,92 115,66 105,80 Transports 10,52 10,58 10,09 10,08 8,34 Résidentiel 163,10 161,12 160,24 159,72 161,50 Tertiaire 142,50 142,00 141,21 137,77 127,64 Agriculture-pêche 8,91 8,93 8,64 8,48 8,08 Consommation finale énergétique 442,74 439,37 437,10 431,70 411,36 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 442,74 439,37 437,10 431,70 411,36 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique de l’électricité de 2016 à 2020 Données corrigées des variations climatiquesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 Nucléaire 384,01 379,09 393,13 379,46 335,41 Pétrole 6,47 6,58 5,39 5,58 5,29 Gaz naturel 32,99 38,21 28,88 37,09 33,32 Charbon 11,55 14,34 9,95 5,54 4,66 Autre thermique 9,34 9,62 10,16 10,42 10,53 Hydraulique 64,88 54,46 69,61 60,82 67,25 Éolien 21,38 24,61 28,60 34,79 39,79 Photovoltaïque 8,66 9,59 10,89 12,23 13,40 Autres 1,14 1,35 1,18 1,12 1,13 Production nette d'électricité 540,42 537,85 557,80 547,04 510,78 Énergie absorbée par le pompage-turbinage - 6,75 - 7,15 - 7,47 - 6,50 - 6,28 Importations 19,90 21,12 13,51 15,63 19,54 Exportations - 61,40 - 61,25 - 76,48 - 73,30 - 64,58 Total approvisionnement 492,16 490,57 487,36 482,87 459,46 Correction climatique - 0,35 4,08 7,96 7,24 16,08 Écart statistique 3,40 4,51 2,97 4,33 3,21 Branche énergie 8,54 8,09 8,67 8,75 9,00 Pertes de transport et de distribution 37,46 39,14 39,64 39,03 37,84 Total branche énergie 49,40 51,74 51,27 52,10 50,05 Industrie 117,69 117,05 117,52 116,20 106,94 Transports 10,52 10,58 10,09 10,08 8,34 Résidentiel 163,00 163,70 165,07 164,18 170,79 Tertiaire 142,29 142,64 142,72 139,06 131,34 Agriculture-pêche 8,91 8,93 8,64 8,48 8,08 Consommation finale énergétique 442,42 442,90 444,04 438,01 425,49 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 442,42 442,90 444,04 438,01 425,49 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique de la chaleur commercialisée de 2016 à 2020 Données réellesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 Pétrole 2,43 2,81 0,39 0,24 0,18 Gaz naturel 17,91 17,49 17,50 18,18 18,60 Charbon 2,50 2,42 1,82 1,43 1,19 Autre thermique 21,04 22,06 22,08 23,52 22,50 Géothermie 2,44 3,12 3,33 3,60 3,75 Pompes à chaleur 0,14 0,14 0,27 0,36 0,37 Autres 1,25 1,01 0,91 1,24 1,12 Production de chaleur (commercialisée) 47,72 49,06 46,30 48,57 47,71 Pertes de transport et de distribution 3,62 3,73 3,36 3,78 4,32 Industrie 20,26 21,34 18,76 20,28 19,20 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 14,68 14,52 14,71 14,98 14,41 Tertiaire 9,05 9,38 9,33 9,31 9,59 Agriculture-pêche 0,10 0,09 0,14 0,22 0,19 Consommation finale énergétique 44,10 45,33 42,94 44,79 43,39 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 44,10 45,33 42,94 44,79 43,39 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan physique de la chaleur commercialisée de 2016 à 2020 Données corrigées des variations climatiquesEn TWh 2016 2017 2018 2019 2020 Pétrole 2,43 2,81 0,39 0,24 0,18 Gaz naturel 17,91 17,49 17,50 18,18 18,60 Charbon 2,50 2,42 1,82 1,43 1,19 Autre thermique 21,04 22,06 22,08 23,52 22,50 Géothermie 2,44 3,12 3,33 3,60 3,75 Pompes à chaleur 0,14 0,14 0,27 0,36 0,37 Autres 1,25 1,01 0,91 1,24 1,12 Production de chaleur (commercialisée) 47,72 49,06 46,30 48,57 47,71 Correction climatique - 0,03 0,80 1,50 1,38 2,90 Pertes de transport et de distribution 3,62 3,81 3,50 3,91 4,60 Industrie 20,26 21,34 18,76 20,28 19,20 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 14,66 14,96 15,54 15,75 15,98 Tertiaire 9,04 9,67 9,86 9,79 10,63 Agriculture-pêche 0,10 0,09 0,14 0,22 0,19 Consommation finale énergétique 44,07 46,05 44,30 46,04 46,00 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 44,07 46,05 44,30 46,04 46,00 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilans monétaires, toutes énergies confondues (données réelles) Bilan énergétique monétaire 2020 Données réellesEn M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 401 287 15 222 8 459 1 976 48 181 954 75 479 Importations 890 9 769 17 453 6 228 112 771 0 35 224 Exportations - 23 - 59 - 7 254 - 1 094 - 41 - 1 941 0 - 10 411 Soutes maritimes internationales 0 0 - 346 0 0 0 0 - 346 Soutes aériennes internationales 0 0 - 855 0 0 0 0 - 855 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) 23 64 - 42 272 0 0 0 317 Taxes 15 0 33 804 3 991 115 15 397 70 53 392 dont TVA 2 0 6 558 1 419 115 4 489 70 12 652 Subventions 0 0 0 - 206 0 - 8 380 0 - 8 586 Consommation d'autres formes d'énergie 0 2 111 12 406 0 0 1 781 1 356 17 655 Total des ressources 1 307 12 172 70 388 17 649 2 161 55 810 2 380 161 868 Production d'électricité 218 0 460 931 172 0 0 1 781 Production de chaleur 17 0 7 585 268 0 0 877 Production d'autres formes d'énergie 0 12 172 2 111 76 0 637 0 14 997 Branche énergie 235 12 172 2 579 1 592 439 637 0 17 655 Industrie 973 0 1 375 2 592 74 7 771 453 13 238 Transports 0 0 51 690 78 0 551 0 52 319 Résidentiel 7 0 4 715 10 281 1 583 30 459 1 176 48 222 Tertiaire 6 0 2 156 2 877 65 15 324 736 21 164 Agriculture-pêche 0 0 2 132 82 0 1 069 15 3 298 Consommation finale énergétique 987 0 62 069 15 910 1 722 55 173 2 380 138 241 Consommation finale non énergétique 86 0 5 741 147 0 0 0 5 973 Consommation finale 1 072 0 67 809 16 057 1 722 55 173 2 380 144 214 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique monétaire 2019 Données réellesEn M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 413 552 17 459 8 147 2 011 46 379 1 104 76 065 Importations 1 667 21 289 25 546 10 762 124 732 0 60 120 Exportations - 30 - 127 - 11 249 - 2 136 - 54 - 2 749 0 - 16 345 Soutes maritimes internationales 0 0 -801 0 0 0 0 - 801 Soutes aériennes internationales 0 0 - 3 473 0 0 0 0 - 3 473 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) - 9 43 82 - 379 0 0 0 - 264 Taxes 20 0 40 375 4 434 109 15 560 80 60 577 dont TVA 2 0 8 769 1 621 109 4 205 80 14 786 Subventions 0 0 0 - 111 0 - 7 900 0 - 8 011 Consommation d'autres formes d'énergie 0 1 155 23 188 0 0 2 423 1 387 28 154 Total des ressources 2 060 22 913 91 127 20 716 2 191 54 446 2 570 196 023 Production d'électricité 289 0 612 1 357 165 0 0 2 423 Production de chaleur 28 0 12 659 292 0 0 991 Production d'autres formes d'énergie 0 22 913 1 155 113 0 557 0 24 739 Branche énergie 316 22 913 1 780 2 130 457 557 0 28 154 Industrie 1 614 0 1 758 3 380 70 8 146 532 15 500 Transports 0 0 69 506 74 0 534 0 70 115 Résidentiel 9 0 5 516 11 450 1 591 28 410 1 277 48 252 Tertiaire 8 0 2 706 3 351 72 15 716 744 22 596 Agriculture-pêche 0 0 2 579 89 0 1 083 17 3 769 Consommation finale énergétique 1 631 0 82 065 18 344 1 734 53 889 2 570 160 232 Consommation finale non énergétique 112 0 7 283 242 0 0 0 7 637 Consommation finale 1 743 0 89 348 18 586 1 734 53 889 2 570 167 869 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique monétaire 2018 Données réellesEn M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 220 483 17 601 6 617 1 977 44 387 1 132 72 416 Importations 1 919 24 464 24 622 12 122 101 800 0 64 027 Exportations - 19 - 61 - 13 124 - 1 413 - 72 - 3 644 0 - 18 332 Soutes maritimes internationales 0 0 - 896 0 0 0 0 - 896 Soutes aériennes internationales 0 0 - 3 401 0 0 0 0 - 3 401 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) - 18 181 67 - 495 0 0 0 - 265 Taxes 19 0 40 268 4 114 98 15 286 83 59 868 dont TVA 2 0 8 672 1 525 98 4 110 83 14 489 Subventions 0 0 0 - 56 0 - 6 892 0 - 6 948 Consommation d'autres formes d'énergie 0 413 25 815 0 0 2 463 1 350 30 041 Total des ressources 2 122 25 479 90 953 20 889 2 103 52 402 2 564 196 511 Production d'électricité 392 0 545 1 366 160 0 0 2 463 Production de chaleur 30 0 18 679 266 0 0 993 Production d'autres formes d'énergie 0 25 479 413 178 0 515 0 26 585 Branche énergie 422 25 479 977 2 223 426 515 0 30 041 Industrie 1 552 0 1 832 3 939 83 7 690 556 15 651 Transports 0 0 69 172 86 0 521 0 69 778 Résidentiel 13 0 5 722 10 869 1 527 27 467 1 254 46 853 Tertiaire 11 0 2 697 3 309 68 15 157 743 21 984 Agriculture-pêche 1 0 2 607 89 0 1 053 11 3 761 Consommation finale énergétique 1 576 0 82 030 18 292 1 678 51 887 2 564 158 027 Consommation finale non énergétique 124 0 7 946 374 0 0 0 8 443 Consommation finale 1 700 0 89 976 18 665 1 678 51 887 2 564 166 470 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique monétaire 2017 Données réellesEn M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 228 461 16 698 7 086 2 075 41 165 1 318 69 031 Importations 2 070 21 060 20 242 9 744 78 1 201 0 54 395 Exportations - 8 - 88 - 11 547 - 1 218 - 67 - 2 508 0 - 15 436 Soutes maritimes internationales 0 0 - 676 0 0 0 0 - 676 Soutes aériennes internationales 0 0 - 2 638 0 0 0 0 - 2 638 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) - 104 - 120 - 14 175 0 0 0 - 63 Taxes 19 0 37 515 3 515 100 15 277 80 56 505 dont TVA 2 0 7 854 1 546 100 4 033 80 13 613 Subventions 0 0 0 - 121 0 - 6 537 0 - 6 657 Consommation d'autres formes d'énergie 0 373 21 973 0 0 2 713 1 021 26 080 Total des ressources 2 205 21 686 81 554 19 180 2 186 51 312 2 418 180 541 Production d'électricité 613 0 625 1 347 129 0 0 2 713 Production de chaleur 46 0 30 425 252 0 0 752 Production d'autres formes d'énergie 0 21 686 373 137 0 418 0 22 615 Branche énergie 659 21 686 1 027 1 909 381 418 0 26 080 Industrie 1 435 0 1 490 3 493 73 7 458 563 14 511 Transports 0 0 61 917 59 0 470 0 62 446 Résidentiel 11 0 5 354 10 370 1 663 26 770 1 154 45 322 Tertiaire 11 0 2 397 2 978 69 15 174 695 21 324 Agriculture-pêche 1 0 2 198 77 0 1 022 7 3 304 Consommation finale énergétique 1 457 0 73 356 16 976 1 805 50 894 2 418 146 906 Consommation finale non énergétique 89 0 7 171 295 0 0 0 7 554 Consommation finale 1 546 0 80 527 17 271 1 805 50 894 2 418 154 461 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan énergétique monétaire 2016 Données réellesEn M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 498 399 15 562 8 557 2 065 41 185 1 243 69 509 Importations 1 170 16 661 16 829 8 409 74 922 0 44 066 Exportations - 29 - 59 - 9 736 - 677 - 62 - 1 995 0 - 12 559 Soutes maritimes internationales 0 0 - 514 0 0 0 0 - 514 Soutes aériennes internationales 0 0 - 2 144 0 0 0 0 - 2 144 Variations de stocks(+ = déstockage, - = stockage) 48 276 - 72 76 0 0 0 328 Taxes 16 0 35 130 3 088 93 15 380 80 53 787 dont TVA 2 0 7 181 1 551 93 4 044 80 12 950 Subventions 0 0 0 - 124 0 - 6 342 0 - 6 465 Consommation d'autres formes d'énergie 0 363 17 957 0 0 2 181 992 21 493 Total des ressources 1 702 17 641 73 012 19 329 2 170 51 332 2 315 167 502 Production d'électricité 392 0 489 1 168 133 0 0 2 181 Production de chaleur 39 0 21 430 241 0 0 732 Production d'autres formes d'énergie 0 17 641 363 140 0 436 0 18 580 Branche énergie 431 17 641 873 1 738 374 436 0 21 493 Industrie 1 171 0 1 310 3 743 78 7 691 522 14 516 Transports 0 0 56 070 63 0 490 0 56 624 Résidentiel 9 0 4 792 10 484 1 649 26 869 1 135 44 938 Tertiaire 8 0 2 009 2 919 70 14 849 651 20 506 Agriculture-pêche 0 0 1 970 80 0 998 7 3 055 Consommation finale énergétique 1 189 0 66 152 17 290 1 797 50 896 2 315 139 638 Consommation finale non énergétique 82 0 5 988 301 0 0 0 6 371 Consommation finale 1 271 0 72 139 17 591 1 797 50 896 2 315 146 009 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilans monétaires par énergie (données réelles) Bilan monétaire du charbon de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production d'énergie primaire 0 0 0 0 0 Importations 1 170 2 070 1 919 1 667 890 Exportations - 29 - 8 - 19 - 30 - 23 Variations de stocks 48 - 104 - 18 - 9 23 Marges de cokéfaction 373 244 413 476 300 Autres marges et écart statistique 125 - 15 - 193 - 63 102 TVA 2 2 2 2 2 TICC et octroi de mer 14 18 17 18 13 Total ressources 1 702 2 205 2 122 2 060 1 307 Production d'électricité 392 613 392 289 218 Production de chaleur 39 46 30 28 17 Industrie 1 171 1 435 1 552 1 614 973 dont hauts-fourneaux 993 1 212 1 290 1 393 813 Résidentiel 9 11 13 9 7 Tertiaire 8 11 11 8 6 Agriculture-pêche 0 1 1 0 0 Consommation finale énergétique 1 189 1 457 1 576 1 631 987 Consommation finale non énergétique 82 89 124 112 86 Total emplois 1 702 2 205 2 122 2 060 1 307 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan monétaire du pétrole brut de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production d'énergie primaire 399 461 483 552 287 Importations 16 661 21 060 24 464 21 289 9 769 Exportations - 59 - 88 - 61 - 127 - 59 Variations de stocks 276 - 120 181 43 64 Transferts et retours en raffinerie 363 373 413 1 155 2 111 Total approvisionnement des raffineries 17 641 21 686 25 479 22 913 12 172 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan monétaire des produits pétroliers raffinés de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production nette des raffineries 21 052 25 827 28 702 25 381 13 946 Importations 15 918 19 041 23 293 24 183 16 583 Exportations - 9 400 - 11 123 - 12 458 - 10 654 - 6 744 Soutes maritimes internationales - 514 - 676 - 896 - 801 - 346 Soutes aériennes internationales - 2 144 - 2 638 - 3 401 - 3 473 - 855 Variations de stocks - 72 - 14 67 82 - 42 Transferts et retours en raffinerie - 363 - 373 - 413 - 1 155 - 2 111 Coût de l'approvisionnement en produits raffinés 24 477 30 045 34 895 33 563 20 430 Marges de transport et de commerce, écart statistique 10 377 10 729 12 430 13 166 11 693 Taxes 35 130 37 515 40 268 40 375 33 804 dont TICPE (+ TSC et octroi de mer pour les DROM) 27 910 29 623 31 559 31 570 27 211 dont TVA 7 181 7 854 8 672 8 769 6 558 dont TGAP et CPSSP 39 38 36 36 36 Dépense en produits raffinés 69 984 78 289 87 593 87 104 65 927 Production d'électricité 489 625 545 612 460 Production de chaleur 21 30 18 12 7 Consommation nette de la branche énergie 509 654 563 624 467 Industrie 1 281 1 445 1 772 1 700 1 323 Transports 273 348 475 472 189 Résidentiel 4 792 5 354 5 722 5 516 4 715 Tertiaire 1 999 2 375 2 672 2 678 2 129 Agriculture-pêche 1 898 2 091 2 465 2 447 2 000 Consommation finale énergétique 63 487 70 464 79 083 79 196 59 720 Consommation finale non énergétique 5 988 7 171 7 946 7 283 5 741 Consommation finale 69 474 77 635 87 029 86 479 65 460 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan monétaire des biocarburants de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production 2 090 2 115 2 284 2 100 1 989 Importations 911 1 201 1 329 1 363 870 Exportations - 336 - 424 - 666 - 595 - 510 Total approvisionnement en biocarburants 2 665 2 892 2 947 2 868 2 349 Industrie 29 45 60 58 53 Transports 2 555 2 719 2 720 2 651 2 137 dont transport routier (biodiesel et bioessence) 2 550 2 710 2 710 2 641 2 129 Résidentiel 0 0 0 0 0 Tertiaire 10 22 25 28 27 Agriculture-pêche 71 107 142 132 132 Consommation finale 2 665 2 892 2 947 2 868 2 349 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan monétaire du gaz naturel de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production de gaz naturel 4 3 2 3 2 Injections de biométhane 22 40 73 127 228 Importations 8 409 9 744 12 122 10 762 6 228 Exportations - 677 - 1 218 - 1 413 - 2 136 - 1 094 Variations de stocks 76 175 - 495 - 379 272 Utilisation des infrastructures (hors pertes) 6 119 6 049 6 214 6 325 6 241 Marges de commerce et écart statistique 2 412 993 328 1 692 1 988 Taxes 3 088 3 515 4 114 4 434 3 991 Subventions - 124 - 121 - 56 - 111 - 206 Total ressources 19 329 19 180 20 889 20 716 17 649 Production d'électricité 1 168 1 347 1 366 1 357 931 Production de chaleur 430 425 679 659 585 Branche énergie hors transformation 140 137 178 113 76 Branche énergie 1 738 1 909 2 223 2 130 1 592 Industrie 3 743 3 493 3 939 3 380 2 592 Résidentiel 10 484 10 370 10 869 11 450 10 281 Tertiaire et transports 2 982 3 036 3 394 3 425 2 955 Agriculture-pêche 80 77 89 89 82 Consommation finale énergétique 17 290 16 976 18 292 18 344 15 910 Consommation finale non énergétique 301 295 374 242 147 Consommation finale 17 591 17 271 18 665 18 586 16 057 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan monétaire du bois-énergie de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production et marges 2 065 2 075 1 977 2 011 1 976 Importations 74 78 101 124 112 Exportations - 62 - 67 - 72 - 54 - 41 Taxes (TVA) 93 100 98 109 115 Subventions 0 0 0 0 0 Total ressources 2 170 2 186 2 103 2 191 2 161 Production d'électricité 133 129 160 165 172 Production de chaleur 241 252 266 292 268 Industrie 78 73 83 70 74 Transports 0 0 0 0 0 Résidentiel 1 649 1 663 1 527 1 591 1 583 Tertiaire 70 69 68 72 65 Agriculture-pêche 0 0 0 0 0 Consommation finale 1 797 1 805 1 678 1 734 1 722 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan monétaire de l’électricité de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production et marges 30 661 31 065 33 763 35 742 36 839 Importations 922 1 201 800 732 771 Exportations - 1 995 - 2 508 - 3 644 - 2 749 - 1 941 Utilisation du réseau (hors pertes) 12 706 12 814 13 088 13 061 13 123 Taxes 15 380 15 277 15 286 15 560 15 397 Subventions - 6 342 - 6 537 - 6 892 - 7 900 - 8 380 Total ressources 51 332 51 312 52 402 54 446 55 810 Branche énergie (hors électricité) 436 418 515 557 637 Industrie 7 691 7 458 7 690 8 146 7 771 Transports 490 470 521 534 551 Résidentiel 26 869 26 770 27 467 28 410 30 459 Tertiaire 14 849 15 174 15 157 15 716 15 324 Agriculture-pêche 998 1 022 1 053 1 083 1 069 Consommation finale énergétique 50 896 50 894 51 887 53 889 55 173 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie Bilan monétaire de la chaleur commercialisée de 2016 à 2020 Données réellesEn M€ 2016 2017 2018 2019 2020 Production et marges 2 235 2 339 2 481 2 491 2 310 Taxes (TVA) 80 80 83 80 70 Total ressources 2 315 2 418 2 564 2 570 2 380 Industrie 522 563 556 532 453 Transports 0 0 0 0 0 Résidentiel 1 135 1 154 1 254 1 277 1 176 Tertiaire 651 695 743 744 736 Agriculture-pêche 7 7 11 17 15 Consommation finale énergétique 2 315 2 418 2 564 2 570 2 380 Source : SDES, bilan annuel de l’énergie","link":"33-bilans-energetiques-de-la-france.php","title":"Bilans énergétiques de la France"},{"page_id":27,"values":"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. Une méthodologie détaillée d’élaboration du bilan est publiée sur le site internet du SDES. En sont rappelés ici les principaux éléments. 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. Les formes d’énergie suivantes sont distinguées : charbon, pétrole brut, produits raffinés, gaz naturel, énergies renouvelables et déchets, chaleur nucléaire, électricité, chaleur commercialisée. Des informations peuvent en outre être données à un niveau de détail plus fin pour des sous-catégories du charbon, des produits pétroliers ou des énergies renouvelables. 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. Par ailleurs, la chaleur extraite de l’environnement par les pompes à chaleur est prise en compte ici, comme c’est le cas également dans les bilans élaborés par Eurostat mais pas dans ceux réalisés par l’AIE. Le périmètre géographique couvre, à partir de l’année 2011, la France métropolitaine et les cinq DROM. Les données relatives aux années antérieures sont limitées à la France métropolitaine. Les données relatives à des agrégats de différentes formes d’énergie sont désormais exprimées en térawattheures (TWh) et non plus en millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep), comme c’était le cas des éditions précédentes. L’unité est également le TWh pour les données relatives à l’électricité, aux énergies renouvelables, aux déchets, à la chaleur et au charbon. Les données relatives au pétrole (brut et raffiné) restent en revanche exprimées en Mtep et celles relatives au gaz naturel en TWh PCS (pouvoir calorifique supérieur), alors que les quantités des autres combustibles et des agrégats sont exprimées en pouvoir calorifique inférieur. 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’œuvre 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 de 2015 (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. 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 coefficient 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 1 t 32 0,762 Briquettes de lignite 1 t 17 0,404 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 repose sur des estimations économétriques. La méthode et le jeu de coefficients complet sont présentés dans la méthodologie détaillée jointe au bilan de l’énergie sur le site internet du SDES. 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 2020. 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 (voir méthodologie du bilan de l’énergie). Un écart de 10 % par rapport au nombre de degrés-jours de climatisation de référence (soit de 11 degrés-jours) entraînerait une variation de la consommation annuelle d’électricité du secteur tertiaire de 0,13 TWh en 2020. 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 La ventilation de la consommation de kérosène entre transport international et transport intérieur a été modifiée, à la suite d’une révision du Citepa. Cela a conduit à reporter environ 0,1 Mtep de kérosène du trafic aérien intérieur vers le trafic international entre 2011 et 2019. Ainsi la consommation finale énergétique totale de produits pétroliers (hors soutes internationales) est revue à la baisse de 0,2 % sur la période 2011-2019. Par ailleurs, comme chaque année, les données de consommation de produits pétroliers dans l’agriculture relatives à l’année précédant celle sur laquelle porte ce bilan (i.e. 2019 pour la présente édition) ont été affinées à la suite de la mise à disposition des données du Rica. Gaz naturel La consommation de gaz naturel de l’ensemble résidentiel-tertiaire, qui n’était pas ventilée entre ces deux secteurs avant 2000 dans les précédentes éditions, l’est désormais à partir de 1990. Une erreur dans la précédente édition concernant le prix du gaz naturel en 2019 dans le secteur tertiaire a été corrigée. Il en résulte une révision à la hausse pour ce prix de 1,8 €\/MWh PCS (+ 4 %). Charbon Suivant une recommandation d’Eurostat, le pouvoir calorifique inférieur des briquettes de lignite, auparavant fixé à 0,762 tep\/t, est désormais supposé égal à 0,404 tep\/t. Électricité Les données de consommation relatives à deux entreprises locales de distribution (ELD), qui n’avaient pu être prises en compte dans la précédente édition, ont été intégrées et se sont substituées aux estimations effectuées pour 2019 pour ces deux ELD. Les données d’une autre ELD ont été révisées. Il en résulte pour l’année 2019 une révision à la baisse d’environ 240 GWh pour la consommation totale (- 0,05 %) et de 21 millions d’euros pour les dépenses (- 0,04 %). Énergies renouvelables et déchets L’estimation de la production (et de la consommation) des pompes à chaleur (PAC) a été revue à la suite de la refonte du modèle de parc des appareils (durée de vie, forte révision du parc dans le tertiaire, capacité des appareils aérothermiques). La consommation finale des pompes à chaleur a été révisée à la baisse de 2,4 % en 2019. La consommation des PAC a été révisée à la baisse dans le résidentiel (- 9,6 %) et a été fortement revue à l’inverse à la hausse (+ 73 %) dans le tertiaire. Le périmètre des échanges extérieurs de bois-énergie a été réduit, pour ne retenir que les produits susceptibles d’être entièrement valorisés énergétiquement, et a conduit à revoir la série des importations (- 35 % en 2019) et des exportations (- 36 % en 2019) et par suite la production de biomasse, obtenue par solde. La production de biomasse solide a ainsi été revue à la hausse de 17 % en 2019. Par ailleurs, le modèle de la biomasse utilisé pour la consommation dans le tertiaire a été revu, pour davantage tenir compte de la sensibilité de la consommation aux températures (révision à la baisse de 6 % de la consommation dans le tertiaire en 2019). Dans l’enquête annuelle sur la production d’électricité (EAPE), le classement sectoriel des centrales a été revu comme tous les ans. Cela a entraîné, en particulier pour la valorisation des déchets, une modification de la répartition entre consommation finale de déchets et transformation de déchets pour produire de la chaleur. L’impact est surtout notable dans la consommation du secteur tertiaire (- 1,5 % pour la consommation de déchets en 2018 et - 0,1 % en 2019). ANNEXE 6 : RÉVISION DES PRINCIPAUX AGRÉGATS DE L’ANNÉE 2020 PAR RAPPORT AU BILAN DE L’ÉNERGIE PROVISOIRE Sont présentés ci-dessous les écarts relatifs entre les résultats définitifs figurant dans cette publication et ceux de la version provisoire du bilan de l’énergie publiée en avril 2021, pour tous les agrégats non nuls du tableau de synthèse du bilan physique. Ainsi, les estimations définitives de la production et de la consommation d’énergie primaire en 2020 sont respectivement 0,3 % et 0,1 % supérieures à leurs estimations provisoires d’avril 2021. En % Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire - 0,4 - 0,0 0,0 0,3 2,1 - - 0,3 Importations 0,2 0,0 0,3 - 0,1 - - - 16,2 - 0,5 - - 0,2 Exportations 0,0 0,0 - 0,4 0,0 - - - 10,8 0,2 - - 0,5 Soutes maritimes internationales - - 0,7 - - - - - - 0,7 Soutes aériennes internationales - - 0,9 - - - - - - 0,9 Variations de stocks - 492,0 - 10,1 24,7 0,0 - - - - - 10,9 Consommation primaire - 2,0 0,0 0,8 - 0,2 0,0 0,3 0,8 0,4 - 0,1 Production d'électricité 0,4 - 7,2 - 1,4 0,0 0,3 2,6 0,2 - 0,1 Production de chaleur - 11,0 - - 25,5 8,4 - - - 0,6 - 6,8 - 23,7 Injections de biométhane - - - 0,0 - - 0,0 - - - Raffinage de pétrole - 0,2 0,5 - - - - - - - 25,8 Autres transformations, transferts 0,2 20,0 21,8 - - - - - - 0,7 Usages internes de la branche énergie - 5,1 - 1,1 28,9 - - - 6,4 - 4,8 Pertes de transport et de distribution - - - 0,0 - - - - 0,8 23,6 1,2 Consommation nette de la branche énergie - 2,7 0,0 - 0,2 4,3 0,0 0,3 1,1 0,3 5,4 0,0 Industrie - 1,8 - 9,3 0,3 - - 7,0 - 0,1 6,8 1,8 Transports - - 0,3 - 1,8 - - 0,4 1,8 - 0,3 Résidentiel-tertiaire - 7,5 - - 5,4 - 2,3 - - - 0,4 0,5 4,5 - 1,0 Agriculture-pêche 0,2 - 5,3 5,1 - - 4,6 - 4,7 - 12,6 3,5 Consommation finale énergétique - 2,1 - 0,3 - 1,3 - - 0,7 0,3 5,4 0,1 Consommation finale non énergétique 15,3 - - 0,4 - 4,0 - - - - - - 0,4 Consommation finale 1,7 - 0,1 - 1,4 - - 0,7 0,3 5,4 0,1","link":"34-annexes-methodologiques.php","title":"Annexes méthodologiques"},{"page_id":28,"values":"Sigles et abréviations Ademe Agence de la transition écologique AIE Agence internationale de l’énergie AIEA Agence internationale de l'énergie atomique APU administrations publiques ARA  Anvers, Rotterdam, Amsterdam Arenh accès régulé à l’électricité nucléaire historique ATRT accès des tiers au réseau de transport ATRD accès des tiers au réseau de distribution ATTM accès des tiers aux terminaux méthaniers CAF coût, assurance, fret CCCG centrales à cycle combiné au gaz CCG cycle combiné au gaz CEEB Centre d’études de l’économie du bois Ceren  Centre d’études et de recherches économiques sur l’énergie CFBP Comité français du butane et du propane Citepa Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique CPDP Comité professionnel du pétrole CPSSP taxe affectée au stockage des produits pétroliers CRE Commission de régulation de l’énergie CSPE contribution au service public de l’électricité CTA contribution tarifaire d’acheminement  CVC corrigé des variations climatiques DGDDI Direction générale des douanes et des droits indirects DGEC  Direction générale de l’énergie et du climat DJU degrés-jours unifiés DROM Départements et régions d’outre-mer EACEI enquête annuelle sur les consommations d’énergie dans l’industrie EARCF enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid EDF Électricité de France ELD entreprises locales de distribution EMAG esters méthyliques d’acides gras EnR  énergie renouvelable ETBE éther éthyle tertiobutyle FAB franco à bord FFA Fédération française de l’acier FOD fioul domestique GNL  gaz naturel liquéfié GNV gaz naturel pour véhicules GPL  gaz de pétrole liquéfié GRTgaz Gestionnaire de réseau de transport du gaz HVHTE huiles végétales hydro-traitées essence HVHTG huiles végétales hydro-traitées gazole ICE Intercontinental Exchange Insee  Institut national de la statistique et des études économiques ISBLSM institution sans but lucratif au service des ménages Mt  million de tonnes Mtep  million de tonnes équivalent pétrole NAF nomenclature d’activités française NBP  National Balancing Point n.d. non disponible OA obligation d’achat OCDE  Organisation de coopération et de développement économiques ONRE Observatoire national de la rénovation énergétique Opep Organisation des pays exportateurs de pétrole OREC Observatoire régional de l’énergie et du climat de la Guadeloupe PAC pompes à chaleur PEG point d’échange de gaz PCI pouvoir calorifique inférieur PCS pouvoir calorifique supérieur PIB  produit intérieur brut PIR point d’interconnexion du réseau Rica Réseau d’information comptable agricole RTE  Réseau de transport d’électricité SARA  Société anonyme de la raffinerie des Antilles SEI systèmes énergétiques insulaires Sifim services d’intermédiation financière indirectement mesurés SNCU Syndicat national de chauffage urbain et de la climatisation urbaine SNET  Société nationale d’électricité et de thermique SP95-E10 sans plomb 95 - éthanol 10 % Step stations de transfert d’énergie par pompage TBTS très basse teneur en soufre TTF Title Transfer Facility TGAP taxe générale sur les activités polluantes TICPE taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques TICFE taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité TICGN taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel TIGF Transport et infrastructures gaz France Tirib taxe intérieure relative à l’incorporation de biocarburants TLCFE taxes locales sur la consommation finale d’électricité TRS Trading Region South TSC taxe spéciale de consommation Turpe tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité UIOM unité d’incinération des ordures ménagères ZNI zones non interconnectées au réseau d’électricité métropolitain continental","link":"35-sigles-et-abreviations.php","title":"Sigles et abréviations"},{"page_id":29,"values":"Pour en savoir plus Le bilan énergétique de la France est l’une des publications statistiques nationales majeures dans le domaine de l’énergie. D’autres sont disponibles sur le site du service des données et études statistiques, rubrique « Énergie » (www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr\/energie) . Elles comprennent des publications annuelles et des publications conjoncturelles (i.e. infra-annuelles) ainsi que des publications plus ponctuelles. Publications annuelles Bilan énergétique de la France en 2020 – Données provisoires, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en avril 2021 ; Bilan énergétique de la France en 2020 – Synthèse, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en décembre 2021 ; L’activité de la pétrochimie en France, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en juillet 2021 ; Les prix des produits pétroliers en 2020 : la crise sanitaire a tiré les prix à la baisse, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en mars 2021 ; Prix de l’électricité en France et dans l’Union européenne en 2020, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en juin 2021 ; Prix du gaz naturel en France et dans l’Union européenne en 2020, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en juin 2021 ; Les dépenses publiques de R&D en énergie en 2020 – Forte hausse des financements alloués aux nouvelles technologies, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en octobre 2021 ; Les facteurs d’évolution des émissions de CO2 liées à l’énergie en France de 1990 à 2021, Datalab, dernière édition relative aux données 20219, parue en septembre 2021 ; Les énergies renouvelables en France en 2020 – Suivi de la directive 2009\/28\/CE relative à la promotion de l’utilisation des énergies renouvelables, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2020, parue en avril 2021 ;  Chiffres clés de l’énergie – Édition 2021, Datalab, dernière édition parue en septembre 2021 ; Chiffres clés des énergies renouvelables - Édition 2021, Datalab, dernière édition parue en juillet 2021 ; Chiffres clés du climat – France, Europe et Monde - Édition 2022, Datalab, dernière édition parue en octobre 2021. Publications conjoncturelles la note de conjoncture énergétique, qui paraît à un rythme trimestriel dans la collection Datalab Essentiel ; quatre tableaux de bord trimestriels, relatifs respectivement à l’éolien, au photovoltaïque, au biogaz utilisé pour la production d’électricité et au biométhane injecté. Ils paraissent deux mois après la fin du trimestre considéré dans la collection STATINFO. Autre publication en 2021 La rénovation énergétique des logements : bilan des travaux et des aides entre 2016 et 2019, rapport de l’ONRE, mai 2021.","link":"36-pour-en-savoir-plus.php","title":"Pour en savoir plus"},{"page_id":30,"values":"1.3 Le prix du gaz naturel baisse pour tous les secteurs en 2020 1.3.1. Prix de gros du gaz naturel Le gaz naturel s’échange de gré à gré, en général via des contrats de long terme pouvant s’étendre sur plusieurs dizaines d’années, ou bien sur des marchés organisés, au comptant ou à terme. Moins dense et moins aisément transportable que le pétrole, le gaz naturel nécessite des infrastructures plus coûteuses pour être acheminé des zones de production à celles de consommation. Il s’échange ainsi à des prix reflétant des équilibres régionaux entre offre et demande, qui peuvent fortement diverger d’une zone à l’autre. Au début de la décennie, les écarts de prix entre les principales zones de marché se sont d’ailleurs fortement creusés (figure 1.3.1.1). En effet, l’afflux du gaz de schiste aux États-Unis a tiré les prix à des niveaux particulièrement bas sur les marchés nord-américains, tandis qu’à l’inverse ceux-ci se sont envolés en Asie à la suite de la catastrophe de Fukushima. Les prix du gaz sur les marchés européens se sont maintenus à un niveau intermédiaire durant cette période. La croissance du commerce international de gaz naturel liquéfié (GNL) contribue toutefois à la fluidification des échanges et à la réduction des écarts de prix observés entre les différentes zones de marché. Le prix du gaz naturel sur le marché des Pays-Bas (Title Transfer Facility, TTF) est l’un des principaux prix de référence pour le marché continental européen. Il s’élève en moyenne à 9,4 €\/MWh (en pouvoir calorifique supérieur, PCS) en 2020, en forte baisse par rapport à l’année précédente (- 31 %). Le prix sur le marché spot de Londres (National Balancing Point, NBP), qui garde une place importante aux côtés du TTF pour les échanges de gaz, connaît une évolution similaire, passant de 13,6 €\/MWh à 9,5 €\/MWh. Alors qu’il se situait déjà à un niveau relativement bas au début de l’année 2020, le prix du gaz naturel a fortement chuté au printemps 2020, en raison de la crise sanitaire et économique. En juin 2020, le cours du gaz NBP s’établit à 5 €\/MWh en moyenne, niveau historiquement bas. Le prix du gaz a néanmoins fortement rebondi depuis, dans un contexte de difficultés d’approvisionnement (baisses de production, maintenances décalées durant la crise sanitaire). En juin 2021, le prix NBP s’établit ainsi à plus de 29 €\/MWh, près de cinq fois plus qu’un an auparavant. Figure 1.3.1.1 : prix spot du gaz naturel à New York, à Londres, aux Pays-Bas, en France et prix GNL importé au Japon * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Sources : National Balancing Point à un mois ; U.S. Energy Information Administration ; ministère japonais des Finances ; GRTgaz En France, les échanges se matérialisaient jusqu’en novembre 2018 au niveau de deux points d’échanges de gaz (PEG), rattachés aux deux zones d’équilibrage du réseau de transport (PEG Nord et Trading Region South (TRS)). Depuis, les deux zones ont fusionné en un PEG, commun aux deux gestionnaires de transports GRTgaz et Teréga. La bourse du gaz pour le marché français est gérée par Powernext. En 2020, le prix spot du gaz naturel s’y élève en moyenne à 9,3 €\/MWh, évoluant de façon similaire à celui du marché londonien. Les prix à terme, légèrement plus élevés pour les produits à un an, ont suivi des tendances similaires. Les importations françaises reposent encore, à plus de 80 %, sur des contrats de long terme négociés de gré à gré, principalement avec la Norvège, la Russie et l’Algérie. Bien que les contrats de long terme restent encore très dépendants des cours du pétrole, sur lesquels ils étaient historiquement indexés, les évolutions des prix de marché occupent, depuis la fin des années 2000, une importance de plus en plus grande dans le calcul de leurs tarifs. Après une hausse en 2017 et 2018, les prix auxquels la France a acheté du gaz naturel ont chuté de manière importante en 2019 (- 20 % sur un an) et en 2020 (- 31 %), pour atteindre 12 €\/MWh en moyenne, dans le sillage des prix de marché du Brent et du gaz. La France réexporte par ailleurs du gaz naturel à des prix similaires (figure 1.3.1.2). Figure 1.3.1.2 : prix moyen à l’importation et à l’exportation du gaz naturel En €\/MWh PCS* 2016 2017 2018 2019 2020 Importations 15,8 17,5 21,4 17,0 11,7 Exportations 15,7 17,4 20,6 17,1 10,4 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, TIGF, les fournisseurs de gaz, DGDDI Outre le gaz naturel importé, du biométhane est injecté dans le réseau, à des quantités encore faibles mais en forte croissance. Les producteurs de biométhane bénéficient de tarifs d’achat régulés, qui dépendent des caractéristiques de leurs installations et dont la logique est de couvrir leurs coûts. Le tarif d’achat moyen s’élève à 103 €\/MWh en 2020 (figure 1.3.1.3). Figure 1.3.1.3 : tarif d’achat moyen du biométhane injecté dans le réseau En €\/MWh PCS* 2016 2017 2018 2019 2020 Tarif d'achat 101,7 99,5 102,2 103,3 103,1 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Source : CRE 1.3.2 PRIX À LA CONSOMMATION DU GAZ NATUREL En 2020, le gaz a été payé en moyenne 36,3 €\/MWh (en pouvoir calorifique supérieur) hors TVA, tous consommateurs et tous types d’offres (tarifs réglementés ou offres de marché) confondus. En incluant la TVA pour le résidentiel uniquement, ce prix moyen tous secteurs confondus atteint 39,5 €\/MWh. Il baisse de 8,4 % par rapport à 2019, après avoir déjà diminué de 2,7 % l’année précédente. Au plus haut en 2013, ce prix moyen avait décliné ensuite avant de fortement rebondir en 2018. Ces évolutions peuvent être analysées en décomposant le prix en la somme de quatre termes : la composante « approvisionnement » (coût de la molécule de gaz), la composante « infrastructure » (coût de l’accès aux terminaux méthaniers, du transport, du stockage et de la distribution) - (cf. 3.2), les taxes nettes des subventions et les marges de commerce (incluant un écart statistique) - (figure 1.3.2.1). Figure 1.3.2.1 : décomposition du prix moyen du gaz naturel * PCS : pouvoir calorifique supérieur.Note : la TVA est incluse pour le résidentiel uniquement, car elle est déductible pour les entreprises.Source : calculs SDES Le coût d’approvisionnement, essentiellement lié au prix des importations, baisse fortement en 2020, à 12,6 €\/MWh, contre 17,4 €\/MWh en 2019 et 21,8 €\/MWh en 2018. Une part minoritaire de cette baisse des coûts en 2020 se traduit en hausse des marges (4,4 €\/MWh en 2020, contre 3,5 €\/MWh en 2019), la majeure partie étant répercutée dans les prix payés par les consommateurs. Il convient toutefois de considérer avec précaution cette estimation des marges de commerce, dans la mesure où elle inclut par construction un écart statistique. En effet, les marges sont calculées en retranchant les autres postes de coûts identifiables à la valeur monétaire de la consommation. Or, ces grandeurs sont estimées de manière indépendante et avec une certaine incertitude statistique, rendant fragile l’estimation de leur solde. Le coût relatif à l’utilisation des infrastructures, lié en grande partie aux décisions tarifaires de la Commission de régulation de l’énergie, augmente de 6,1 % par unité de consommation en 2020, à 14,0 €\/MWh, après être resté stable en 2019. Les tarifs comportant des parts fixes, une partie de cette hausse pourrait s’expliquer par la baisse de la consommation de gaz en 2020. Le coût global d’utilisation des infrastructures gazières est imputable en 2020 pour 53 % à la distribution, 30 % au transport, 11 % au stockage et 7 % aux terminaux méthaniers. Les taxes hors TVA s’élèvent en moyenne à 5,8 €\/MWh en 2020, dont 4,9 €\/MWh pour la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) et 0,9 €\/MWh pour la contribution tarifaire d’acheminement (CTA). La TICGN a fortement augmenté entre 2014 et 2018 ; elle ne représentait jusqu’en 2013 que 0,5 €\/MWh en moyenne. Cette hausse sur la période s’explique, d’une part, par la suppression de l’exonération dont bénéficiaient les ménages et, d’autre part, par la montée en charge de la composante carbone désormais intégrée aux accises énergétiques. La TICGN est en revanche restée stable en 2019, 2020 et 2021. Les subventions représentent 0,5 €\/MWh en 2020 et sont exclusivement liées aux subventions au biométhane. En effet, le tarif spécial de solidarité gaz dont bénéficiaient des ménages en situation de précarité a été remplacé début 2018 par le chèque énergie, qui n’est pas uniquement ciblé sur le gaz, pouvant être utilisé pour tout type de facture d’énergie du logement ou pour des travaux de rénovation énergétique. Figure 1.3.2.2 : prix moyens du gaz naturel par secteur En €\/MWh PCS* 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Branche énergie 26,7 27,0 30,5 26,2 23,6 19,0 18,9 27,1 21,3 17,3 Production d'électricité ou chaleur 26,4 26,9 30,3 26,2 23,5 18,9 18,8 27,4 21,7 17,8 Branche énergie hors transformation 29,8 28,3 31,9 26,4 24,1 19,8 19,7 24,1 15,8 11,0 Consommation finale à usage énergétique TTC** 42,7 47,7 49,8 48,3 48,1 44,5 44,9 48,9 50,2 46,5 Agriculture-pêche 39,2 42,8 43,8 44,4 42,1 37,5 36,0 36,9 36,4 33,6 Industrie 27,9 30,5 32,2 30,5 29,7 25,9 25,7 27,7 24,9 20,2 Tertiaire et transports 39,0 42,8 44,0 42,7 40,3 38,0 37,3 42,2 42,6 41,0 Résidentiel HTVA 49,4 54,6 56,9 59,3 58,9 54,8 55,7 62,6 66,9 63,8 Résidentiel TTC 58,1 64,1 67,1 69,9 69,3 64,2 65,4 72,8 78,0 74,0 Consommation finale à usage non énergétique 27,4 27,2 31,1 25,9 23,0 19,8 19,4 24,1 15,8 15,8 Tous secteurs HTVA 36,5 40,6 43,0 41,5 40,2 35,9 35,7 41,0 39,7 36,3 Tous secteurs TTC** 39,4 44,0 46,8 45,1 43,7 39,0 38,8 44,3 43,1 39,5 * PCS : pouvoir calorifique supérieur.** La TVA est incluse pour le résidentiel uniquement, car elle est déductible pour les entreprises.Source : calculs SDES Les prix du gaz sont hétérogènes entre catégories de clients. En général, ils décroissent avec le volume de gaz livré, en raison notamment d’effets d’échelle dans la commercialisation et la gestion du réseau ainsi que d’une fiscalité favorable aux gros consommateurs (figure 1.3.2.2). En 2020, le prix moyen hors TVA s’élève ainsi à 63,8 €\/MWh dans le secteur résidentiel, contre 41,0 €\/MWh dans le tertiaire, 20,2 €\/MWh dans l’industrie et 17,3 €\/MWh dans la branche énergie. Le prix moyen dans l’industrie masque lui-même une forte hétérogénéité. Les branches industrielles qui ont peu recours au gaz payent des prix proches de ceux du tertiaire, tandis que les plus gros consommateurs bénéficient de prix sensiblement inférieurs. Le prix du gaz baisse pour tous les secteurs consommateurs en 2020, dans le sillage des prix internationaux. Il diminue ainsi de 5,1 % pour les ménages (y compris TVA), de 3,7 % dans le secteur tertiaire et jusqu’à 19,0 % dans l’industrie. L’ampleur de cette dernière baisse s’explique par la forte sensibilité aux prix de gros des prix finaux supportés par les consommateurs de volumes élevés, qui se trouvent pour la plupart dans l’industrie.","link":"4-13-le-prix-du-gaz.php","title":"1.3 Le prix du gaz naturel baisse pour tous les secteurs en 2020"},{"page_id":31,"values":"1.4 Les prix du charbon à l’importation et à la consommation chutent 1.4.1 Prix de gros du charbon Comme les autres produits énergétiques, le charbon fait l’objet d’échanges internationaux, soit de gré à gré, soit sur des marchés organisés, au comptant ou à terme. Deux marchés doivent être distingués : celui du charbon-vapeur et celui du charbon à coke. Le premier, aux exigences de qualité moindre que le second, s’échange en général à des prix inférieurs. Au premier trimestre 2020, le prix du charbon a diminué fortement du fait de la chute de la demande mondiale due aux mesures de limitation d’activité prises par les gouvernements à travers le monde pour enrayer la crise sanitaire. Ainsi, en mai 2020, le cours du charbon-vapeur est tombé sous la barre des 40 $ la tonne. Depuis le dernier trimestre 2018, la diminution quasi continue des prix du gaz a entraîné le prix du charbon fortement à la baisse, le gaz et le charbon étant en concurrence pour la production d’électricité dans de nombreux pays (cf. 1.3). À partir de l’été 2020, et à la faveur des déconfinements progressifs, de l’annonce de plans de reprise et de l’arrivée de vaccins sur le marché dans plusieurs pays, la demande de charbon a rebondi : le cours est reparti en hausse régulière durant le second semestre, pour atteindre 65 $\/t en décembre. Figure 1.4.1.1 : prix spot du charbon-vapeur sur le marché Anvers-Rotterdam-Amsterdam (ARA) Note : le prix du charbon-vapeur est un prix coût, assurance et fret inclus (CAF).Source : ICE (Intercontinental Exchange) Le prix moyen du charbon importé en France, principalement sous forme primaire, s’élève à 15 €\/MWh en 2020 (figure 1.4.1.2). Il diminue d’un quart sur un an (- 24 %), en raison de la chute de la demande liée à la crise sanitaire. Des quantités faibles de charbon dérivé, essentiellement du coke, ont été importées à un prix moyen de 33 €\/MWh, également en recul marqué (- 17 %). Les prix à l’exportation du charbon dérivé, qui concernent des quantités encore beaucoup plus faibles, augmentent à l’inverse fortement, avec un prix moyen atteignant 24 €\/MWh, soit un tiers de plus qu’en 2019. Figure 1.4.1.2 : prix moyens du charbon primaire et du charbon dérivé à l’importation et à l’exportation En €\/MWh 2016 2017 2018 2019 2020 Importations 12 18 18 19 15 Charbon primaire 11 17 17 18 13 Charbon dérivé 27 33 39 40 33 Exportations 21 22 39 16 24 Charbon dérivé 21 22 39 16 24 Source : DGDDI 1.4.2 Prix du charbon pour les consommateurs La filière fonte (i.e. les cokeries, les hauts-fourneaux et les installations en aval de ces derniers dans les sites intégrés) a payé le charbon primaire qu’elle a consommé 14 €\/MWh en moyenne en 2020, en baisse de 27 % sur un an (figure 1.4.2.1). Les producteurs d’électricité et\/ou de chaleur, exclusivement consommateurs de charbon-vapeur, ont payé ce dernier 10 €\/MWh en moyenne en 2020. Les prix pour les autres consommateurs (industrie hors sidérurgie, résidentiel et tertiaire) se sont élevés en moyenne à respectivement 16 €\/MWh pour le charbon primaire (en baisse de 14 % sur un an) et 35 €\/MWh pour le charbon dérivé (en baisse de 13 %). Ces derniers prix intègrent des marges de transport et d’intermédiation, dans la mesure où ces acteurs, consommant moins que les entreprises sidérurgiques intégrées et les producteurs d’électricité, sont moins susceptibles d’importer eux-mêmes le charbon. Figure 1.4.2.1 : prix moyens à la consommation du charbon primaire et du charbon dérivé par secteur En €\/MWh 2016 2017 2018 2019 2020 Consommation filière fonte 19 27 25 27 21 Charbon primaire 13 22 20 20 14 Charbon dérivé 31 35 36 42 35 Énergie (hors filière fonte) 10 12 11 14 10 Charbon primaire 10 12 11 14 10 Consommation finale totale 17 20 24 25 21 Charbon primaire 15 17 19 19 16 Charbon dérivé 25 32 40 41 35 Source : calculs SDES","link":"5-14-les-prix-du-charbon.php","title":"1.4 Les prix du charbon à l’importation et à la consommation chutent"},{"page_id":32,"values":"1.5 Le prix du bois connaît des évolutions contrastées en 2020 1.5.1 Prix des importations et exportations En 2020, les prix moyens à l’importation et à l’exportation du bois-énergie s’élèvent respectivement à 42 €\/MWh et 21 €\/MWh (figure 1.5.1.1). L’écart entre les prix moyens à l’importation et à l’exportation résulte à la fois d’une part plus importante des granulés de bois dans les importations, plus coûteux que les autres catégories de bois-énergie, mais aussi de prix plus élevés à l’importation qu’à l’exportation, à structure par produit équivalente. En 2020, les prix des importations et exportations de bois-énergie diminuent de respectivement 4 % et 7 %. Cette baisse affecte la plupart des catégories de bois-énergie, telles que les granulés et le bois de chauffage en bûches ou rondins, à l’importation comme à l’exportation. Figure 1.5.1.1 : prix moyens du bois-énergie à l’importation et à l’exportation En €\/MWh 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Importations 43 37 34 40 45 42 Exportations 25 26 27 27 24 21 Source : calculs SDES, d’après DGDDI 1.5.2 Prix pour le résidentiel Le prix du bois-énergie consommé par les ménages présente une forte hétérogénéité, avec différents types de bois utilisés sous différentes formes. Leur observation est par ailleurs rendue difficile par le poids important du marché informel. Les bûches représentent encore l’essentiel des achats des particuliers en bois de chauffage. Au sein des circuits commerciaux, le prix moyen TTC de la bûche de 50 cm (humidité < 20 % et livraison non comprise), qui est la plus courante, s’élève à 34 €\/MWh (figure 1.5.2.1) en 2020, en hausse de 6 % par rapport à 2019. Les granulés de bois se développent, quant à eux, rapidement. D’utilisation plus aisée que les bûches, ils sont aussi plus chers que ces dernières. En moyenne sur l’année 2020, le prix des granulés en vrac (livraison comprise) s’élève ainsi à 62 €\/MWh, et celui des granulés en sac (prix d’une palette départ fournisseur) à 65 €\/MWh. Les prix varient par ailleurs nettement au cours de l’année, notamment celui des granulés, le maximum étant généralement atteint au cours de l’hiver. Au premier trimestre 2021, les prix des granulés sont en baisse par rapport au même trimestre de l’année précédente : 62 € pour les granulés en vrac (- 2 €), 63 € pour les granulés en sac (- 5 €), tandis que le prix des bûches augmente légèrement pour atteindre 35 € (+ 1 €). Figure 1.5.2.1 : prix TTC du bois-énergie : circuits commerciaux Source : calculs SDES, d’après enquête CEEB-Insee-Agreste Les prix des granulés sont stables en 2020, en moyenne annuelle. Après une phase de recul des prix, due notamment au développement des ventes de granulés dans les grandes surfaces de bricolage et les jardineries entre 2014 et 2017, les prix des granulés avaient augmenté de 2017 à 2019. Beaucoup de ménages s’approvisionnent toutefois en bûches sur le marché informel, à des prix pouvant être inférieurs à ceux des circuits commerciaux. Le prix moyen du bois-énergie acheté par les ménages, tous marchés confondus (formel et informel), s’élèverait à 39 €\/MWh en 2020, contre 31 €\/MWh en 2013. Cette hausse résulte notamment du poids croissant des granulés dans la consommation des ménages en bois-énergie. 1.5.3 Prix pour les professionnels Le prix moyen des combustibles bois pour les professionnels, livraison comprise, atteint 23 €\/MWh en 2020 (figure 1.5.3.1), en léger recul sur un an. Ce prix moyen masque toutefois une forte hétérogénéité. En effet, différents types de combustibles bois (produits forestiers, produits connexes de l’industrie du bois, bois de récupération) avec des caractéristiques très différentes sont utilisés dans les chaufferies industrielles et collectives. De façon générale, plus le combustible est calibré et sec, plus son prix est élevé. Figure 1.5.3.1 : prix HTVA des combustibles bois avec livraison pour les chaufferies professionnelles * DIB : déchets industriels banals.Note : indice pondéré calculé sur la base de la contribution des différents combustibles à la production thermique (projets Fonds chaleur) : plaquettes 71,5 %, broyats 11,4 %, sciures 11,3 %, écorces 5,8 %.Source : Ademe, enquête Basic 2000 pour 2012, estimation CODA Stratégies à partir du CEEB pour 2013-2020 Les disparités entre secteurs d’activité sont également marquées, notamment au sein de l’industrie manufacturière. Le prix moyen des achats dans le secteur de l’imprimerie, pâtes et papiers est ainsi supérieur de 62 % (19 €\/MWh en 2020) à celui du bois et ouvrages en bois (12 €\/MWh en 2020) - (figure 1.5.3.2). Le prix moyen dans l’ensemble de l’industrie manufacturière s’élève à 15 €\/MWh en 2020. Figure 1.5.3.2 : prix HTVA des combustibles bois pour les établissements industriels de plus de 20 salariés Note : les quatre secteurs représentés sur ce graphique représentent près de 90 % de la consommation et des dépenses des établissements industriels en bois-énergie en 2020.Source : calculs SDES, d’après Insee-EACEI","link":"6-15-le-prix-du-bois.php","title":"1.5 Le prix du bois connaît des évolutions contrastées en 2020"},{"page_id":33,"values":"1.6. Les prix des biocarburants importés diminuent en 2020 En 2020, les prix à l’importation et à l’exportation du biodiesel s’élèvent respectivement à 792 €\/tep et 1 011 €\/tep, et ceux du bioéthanol respectivement à 767 €\/tep et 740 €\/tep (figure 1.6.1). Dans un contexte de chute des prix de marché des carburants fossiles (cf. 1.2), les prix à l’importation des deux produits baissent par rapport à 2019, tombant à des niveaux historiquement bas. C’est également le cas du prix à l’exportation du bioéthanol. Celui du biodiesel augmente toutefois à l’inverse. Figure 1.6.1 : prix moyens des biocarburants à l’importation et à l’exportation En euros par tep 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Importations 1 235 1 110 946 822 844 862 934 861 790 Bioéthanol 1 403 1 239 1 217 1 016 873 944 1 005 982 767 Biodiesel 1 194 1 096 926 798 842 857 930 854 792 Exportations 1 347 1 194 1 129 1 026 877 1 002 948 951 993 Bioéthanol 1 365 1 206 1 157 1 081 797 910 971 1 006 740 Biodiesel 1 170 1 116 1 016 895 968 1 042 940 944 1 011 Source : calculs SDES, d’après DGDDI Comme les prix des biocarburants sont supérieurs à ceux des produits pétroliers auxquels ils sont mélangés (le gazole pour le biodiesel et les supercarburants pour le bioéthanol), leur incorporation, qui vise à diminuer les émissions de CO2 du transport routier, engendre un coût pour la collectivité, dont le partage entre les consommateurs et l’État dépend de la fiscalité mise en place. On peut estimer le coût de la tonne de CO2 évitée par leur incorporation en considérant que le gain en termes d’émissions est compris entre 50 % (seuil de durabilité fixé par la législation européenne) et 100 % de celles des produits pétroliers correspondants. En 2020, ce coût s’élèverait ainsi entre 119 €\/tCO2 et 238 €\/tCO2 pour le biodiesel, et entre 181 €\/tCO2 et 362 €\/tCO2 pour le bioéthanol (figure 1.6.2). Ces valeurs sont en hausse par rapport à 2019, les prix des biocarburants ayant moins baissé que ceux des produits pétroliers correspondants. Les coûts estimés ici ne prennent pas en compte les émissions indirectes liées au changement d’affectation des sols et seraient supérieurs si c’était le cas. Figure 1.6.2 : coût de la tonne de CO2 évitée par l’incorporation des biocarburants Source : calculs SDES, d’après CPDP, DGDDI","link":"7-16-les-prix-des-biocarburants.php","title":"1.6. Les prix des biocarburants importés diminuent en 2020"},{"page_id":34,"values":"1.7 Hausse des prix de détail de l’électricité, en particulier pour les ménages 1.7.1 Prix de gros de l’électricité L’électricité peut s’échanger de gré à gré ou sur des bourses. European Power Exchange (Epex) Spot est la bourse du marché spot français. Les produits à terme peuvent, quant à eux, s’échanger sur la bourse European Energy Exchange (EEX) Power Derivatives. Le prix spot de l’électricité livrable en France (figure 1.7.1.1), qui est sensible aux variations conjoncturelles de la demande et présente un caractère saisonnier, s’établit à 32 €\/MWh en moyenne en 2020. Il diminue ainsi de 18,5 % par rapport à l’année précédente, du fait de la chute des prix au premier semestre engendrée par la crise sanitaire. En avril 2020, le prix spot atteignait ainsi 13,5 €\/MWh, un prix historiquement bas. Il a ensuite fortement rebondi, dans un contexte de baisse de la production nucléaire (plusieurs maintenances ayant dû être décalées durant la crise) et de reprise de la demande. Il continue à très fortement augmenter au début de l’année 2021, tiré en particulier par le prix du gaz (cf. 1.3.1). En septembre 2021, il s’établit à 134 €\/MWh, près du triple d’un an auparavant. Les prix à terme de l’électricité, qui reflètent les anticipations des acteurs du secteur, ont également diminué entre 2019 et 2020. Le prix à terme pour l’année suivante (« Y+1 ») de l’électricité en base est ainsi passé de 51 €\/MWh en 2019 à 45 €\/MWh en 2020 en moyenne. Figure 1.7.1.1 : prix Baseload moyen mensuel sur le marché European Power Exchange (Epex) Spot France Source : Epex Spot La France exporte l’électricité à un prix en moyenne moins élevé que celui auquel elle l’importe. En 2020, ceux-ci s’élèvent respectivement à 30 €\/MWh et 39 €\/MWh (figure 1.7.1.2). Outre le fait que le prix à l’importation peut comprendre un coût d’interconnexion (correspondant à une rémunération des gestionnaires de transport de part et d’autre de la frontière), cela s’explique par le fait que la France, où le chauffage électrique est particulièrement développé, a tendance à importer en hiver durant les périodes de forte consommation (matinée et début de soirée), lorsque l’électricité est la plus chère, et à exporter la nuit et en été, lorsqu’elle est meilleur marché. Figure 1.7.1.2 : prix moyens de l’électricité à l’importation et à l’exportation En €\/MWh 2016 2017 2018 2019 2020 Exportations 32 41 48 38 30 Importations 46 57 59 47 39 Source : DGDDI En dehors des marchés de gros et des transactions de gré à gré, certaines productions d’électricité sont vendues à des prix régulés à des fournisseurs ou des intermédiaires. D’une part, certaines filières, que l’État souhaite développer, bénéficient d’obligations d’achat leur garantissant un tarif défini sur une période de 10 à 20 ans ou de compléments de rémunération. Ces soutiens, établis dans une logique de couverture de coûts, sont très différenciés selon les filières (figure 1.7.1.3). La production photovoltaïque bénéficie de la rémunération moyenne la plus élevée en 2020, à 273 €\/MWh. Celle-ci diminue toutefois sous l’effet de l’afflux de nouvelles installations raccordées, qui bénéficient d’aides moins substantielles qu’au démarrage de la filière. Ce moindre soutien répercute la baisse des coûts des installations. À l’opposé, les rémunérations les plus basses concernent la filière d’incinération des déchets ménagers, suivie par la petite hydraulique (les grandes installations hydrauliques ne bénéficiant pas de soutien public) et l’éolien. Figure 1.7.1.3 : rémunérations moyennes des installations en activité bénéficiant d’obligations d’achat ou de compléments de rémunération En €\/MWh 2016 2017 2018 2019 2020 Photovoltaïque 348 333 300 292 273 Éolien 88 88 89 90 91 Hydraulique 75 78 77 83 82 Biogaz 139 148 154 163 170 Incinération 57 57 58 60 60 Biomasse 139 139 139 145 147 Toutes installations 149 149 145 146 141 Note : la rémunération est égale au tarif d’achat pour les installations sous obligation d’achat, et à la somme du prix de gros moyen de l’électricité produite et du complément de rémunération pour les installations bénéficiant de ce dernier. Elle est calculée sur l’ensemble du territoire français pour les filières photovoltaïque, éolienne et hydraulique, et sur la France continentale pour les autres filières.Source : calculs SDES D’autre part, dans le but de permettre une concurrence équitable entre fournisseur historique et fournisseurs alternatifs, ces derniers bénéficient depuis juillet 2011 de la possibilité d’acquérir une partie de la production nucléaire d’EDF à un prix régulé, dans le cadre du mécanisme de « l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique » (Arenh). Ce prix, fixé à l’origine à 40 €\/MWh, est passé à 42 €\/MWh en janvier 2012 et est resté inchangé depuis cette date. 1.7.2 Prix À la consommation de l’électricité En 2020, l’électricité est payée en moyenne 123 €\/MWh hors TVA, tous consommateurs (à l’exception de la branche électricité) et tous type d’offres (tarifs réglementés ou offres de marché) confondus. En incluant la TVA (pour le secteur résidentiel uniquement), ce prix moyen s’élève à 134 €\/MWh, en hausse de 7,1 % par rapport à 2019. Le prix comprend une composante « fourniture », une composante « acheminement » et les taxes (figure 1.7.2.1). Figure 1.7.2.1 : décomposition du prix moyen de l’électricité Note : la branche électricité et l’autoconsommation sont exclues du champ. La composante acheminement inclut le coût des pertes sur les réseaux de transport et de distribution. La TVA n’est comptabilisée que pour le résidentiel, étant déductible pour les entreprises.Source : calculs SDES La composante « fourniture » correspond aux coûts de l’activité de fourniture, soit la somme des coûts d’approvisionnement en électricité et en garanties de capacité, de ceux de commercialisation (incluant les certificats d’énergie) et de la rémunération du fournisseur (marge). Elle s’élève en moyenne en 2020 à 61 €\/MWh, en hausse sensible par rapport à 2019 (55 €\/MWh), dans un contexte de hausse globale des prix à terme de l’électricité sur le marché de gros. La composante « acheminement » correspond au tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe). Ce tarif s’applique à tous les utilisateurs raccordés aux réseaux de transport et de distribution en haute et basse tension, quel que soit leur fournisseur d’énergie. Il vise, pour partie, à couvrir les coûts de développement, d’exploitation et d’adaptation à la transition énergétique des réseaux de transport et de distribution. Le barème du Turpe est réglementé et fixé par la Commission de régulation de l’énergie. Le Turpe s’élève à 36 €\/MWh en moyenne en 2020 et augmente de 5 % par rapport à 2019, à un rythme supérieur à celui observé entre 2011 et 2019 (+ 1 % en moyenne annuelle). Une partie de cette hausse unitaire en 2020 pourrait être liée à la baisse de la consommation, le Turpe comportant une part fixe. Les taxes comprennent, outre la TVA, la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE), qui est fusionnée depuis 2016 avec la contribution au service public de l’électricité (CSPE), les taxes locales sur la consommation finale d’électricité (TLCFE) et la contribution tarifaire d’acheminement (CTA). Hors TVA, elles représentent en moyenne 26 €\/MWh en 2020 et évoluent peu depuis 2016, après avoir quasiment doublé entre 2011 et 2016. Cette évolution s’explique essentiellement par celle de la TICFE, dont le taux normal avait augmenté de 3 €\/MWh par an de 2012 à 2016. Il est resté inchangé depuis, à 22,5 €\/MWh. Compte tenu des exonérations dont bénéficient certaines entreprises électro-intensives, le taux moyen de cette taxe s’établit à 18 €\/MWh en 2020. En incluant la TVA (pour le secteur résidentiel uniquement), les taxes s’élèvent, au total, à 37 €\/MWh en 2020. Figure 1.7.2.2 : prix moyen de l’électricité par secteur En €\/MWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Énergie (hors électricité) 72 74 76 77 78 71 69 74 80 86 Consommation finale TTC* 100 104 110 114 119 116 117 120 126 135 Agriculture-pêche 90 90 92 105 109 112 114 122 128 133 Industrie 66 68 71 72 72 66 64 67 71 74 Transports 54 55 54 54 54 49 47 52 53 66 Tertiaire 95 97 103 108 112 105 107 108 115 120 Résidentiel HTVA 114 118 125 133 138 140 141 146 152 161 Résidentiel TTC 134 138 147 157 162 165 166 171 178 189 Tous secteurs HTVA 92 96 101 105 109 106 107 110 115 123 Tous secteurs TTC* 99 103 109 114 118 115 116 119 125 134 * La TVA est incluse uniquement pour le secteur résidentiel, étant déductible par les entreprises.Note : la branche électricité et l’autoconsommation sont exclues du champ.Source : calculs SDES Les prix de l’électricité sont très hétérogènes entre types de clients. En général, ils décroissent avec le volume d’électricité livré, en raison notamment d’effets d’échelle dans la commercialisation et l’exploitation des réseaux ainsi que d’une fiscalité favorable aux gros consommateurs électro-intensifs (figure 1.7.2.2). Le profil de consommation joue aussi, les clients résidentiels consommant davantage en période de pointe, lorsque les prix de gros sont les plus élevés, pour satisfaire leurs besoins de chauffage. En 2020, le prix moyen hors TVA s’élève ainsi à 161 €\/MWh dans le secteur résidentiel, contre 133 €\/MWh dans l’agriculture, 120 €\/MWh dans le tertiaire, 86 €\/MWh dans le secteur de l’énergie (hors branche électricité elle-même), 74 €\/MWh dans l’industrie et 66 €\/MWh dans les transports. Le prix TTC de l’électricité augmente de 6,1 % dans le secteur résidentiel en 2020 (voir Datalab essentiel Prix de l’électricité en France et dans l’Union européenne en 2020, juin 2021). Ce rythme d’augmentation, supérieur à celui des cinq années précédentes, se rapproche de ceux observés en 2013 et 2014. Dans l’industrie, le prix moyen augmente sensiblement en 2020 (+ 3,9 %) mais toutefois moins qu’en 2019. Les prix dans le secteur tertiaire et dans l’agriculture sont également en hausse en 2020, de respectivement 5,1 % et 3,7 %.","link":"8-17-hausse-des-prix-de.php","title":"1.7 Hausse des prix de détail de l’électricité, en particulier pour les ménages"},{"page_id":35,"values":"1.8. Le prix de la chaleur baisse dans tous les secteurs Le prix de la chaleur achetée par les consommateurs industriels s’élève à 23,6 €HTVA\/MWh en 2020 (figure 1.8.1), en baisse de 10 % par rapport à 2019. Cette chaleur, pouvant être distribuée soit via un réseau soit dans le cadre d’une relation exclusive entre un producteur et un acheteur unique, est en grande partie issue de centrales de cogénération au gaz. Son prix est donc fortement lié à celui du gaz, qui a baissé de 19 % en 2020 pour les clients industriels (cf. 1.3.2), mais est logiquement supérieur, en raison du coût de fonctionnement des centrales ainsi que des pertes de transformation et de distribution. Figure 1.8.1 : évolution du prix de la chaleur commercialisée Sources : EARCF ; EACEI ; calculs SDES Le prix de la chaleur achetée par les autres secteurs hors énergie (résidentiel, tertiaire et, plus marginalement, agriculture), qu’on suppose intégralement distribuée via des réseaux, s’élève, quant à lui, en moyenne à 81,6 €TTC\/MWh en 2020 (76,8 €HTVA\/MWh). Ce prix est en baisse de 4 % en 2020 alors qu’il était resté stable en 2019 et avait augmenté en 2017 et 2018. La baisse sensible en 2020 s’explique principalement par le recul prononcé du prix du gaz naturel, énergie qui représente plus du tiers du bouquet énergétique des réseaux de chaleur. Elle a toutefois été atténuée par la baisse de la consommation de chaleur par client, elle-même imputable aux températures hivernales en moyenne plus douces que l’année précédente. En effet, la tarification de la chaleur comporte une part d’abonnement importante destinée à financer les coûts fixes de réseau. En conséquence, toutes choses égales par ailleurs, le prix en €\/MWh est d’autant plus élevé que la consommation est faible. Par ailleurs, comme les réseaux de chaleur utilisant une part majoritaire d’énergies renouvelables et de récupération bénéficient d’un taux de TVA réduit, le recours croissant à ces formes d’énergie (cf. 3.5.1) se traduit par une poursuite de la baisse du taux de TVA moyen des réseaux. Celui-ci s’établit à 6,3 % en 2020, en baisse de 0,4 point par rapport à 2019.","link":"9-18-le-prix-de-la.php","title":"1.8. Le prix de la chaleur baisse dans tous les secteurs"},{"page_id":36,"values":null,"link":"partie1-prix-energie.php","title":"Les prix de l’énergie"},{"page_id":37,"values":null,"link":"partie2-approvisionnement-energetique-france.php","title":"L’approvisionnement énergétique de la France"},{"page_id":38,"values":null,"link":"partie3-transformation-transport-distribution-energie-france.php","title":null},{"page_id":39,"values":null,"link":"partie4-consommation-energie-forme-energie-france.php","title":null},{"page_id":40,"values":null,"link":"partie5-consommation-energie-secteur-usage-france.php","title":"La consommation d’énergie par secteur ou usage en France"},{"page_id":41,"values":null,"link":"partie6-emissions-co2-combustion-energie.php","title":null},{"page_id":42,"values":null,"link":"index.php","title":"Avant-propos"},{"page_id":42,"values":null,"link":"avant-propos.php"}];