• Les bilans-matières des produits

Un bilan matière complet par produit nécessite la prise en compte de nouvelles informations, concernant essentiellement le commerce extérieur (ne transitant pas par les raffineries) et les stocks (chez les distributeurs). Les stocks chez les utilisateurs ne concernent que certains produits.

Le bilan s’établit comme suit :

Source :

• (1) annuaire de la Direction générale des Douanes,
• (2) Rapport du Comité Professionel du CPDP,
• (3) Activités totales : rapport UFIP (union française des Industries Pétrolières)

 

 

 

 

5/ L’électricité en base 1995

On produit de l’électricité d’origine hydraulique et nucléaire (électricité primaire). On peut aussi produire de l’électricité à partir du charbon dans les centrales thermiques (électricité secondaire). En France, le nucléaire représentait plus de 78% de la production d’électricité en quantités en 1995, part nettement supérieure à celle des autres pays européens, l’électricité hydraulique, 14% et l’électricité thermique, 8%.

La production brute d’électricité dans les bilans de l’OE est définie comme la production mesurée aux bornes des groupes des centrales, comprenant par conséquent la consommation des services auxiliaires et les pertes dans les transformateurs des centrales. La production nette d’électricité est la production mesurée à la sortie des centrales, c’est à dire déduction faite de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales.

En comptabilité nationale, la définition de la production d’électricité retenue était la somme :

– de l’énergie électrique produite par les entreprises qu’elle soit le fait des entreprises qui vendent de l’électricité ou qui la consomment directement (autoconsommation d’électricité). En effet, certaines entreprises de l’industrie produisent de l’électricité (autoproduction) à partir d’autres énergies. Elles en consomment une partie et vendent le este aux réseaux qui la revendent ensuite.

– des consommations internes des centrales (consommation des services auxiliaires dès lors qu’elles  proviennent de l’extérieur, soit de l’ordre de 15% de la consommation des auxiliaires ) et consommation pour le pompage.

– des échanges internes (échanges entre les entreprises d’électricité, y compris les régies). En revanche, les pertes dans les transformateurs en étaient exclus.

 

a) Les sources statistiques en base 1995

Les sources d’informations étaient nombreuses. D’autre part, les variations de stock sont inexistantes, de même les transferts de produit fatal ou les marges de transport, considérant que EDF assure lui même le transport de l’électricité. La difficulté d’élaboration du compte venait en fait du choix des sources et de l’évaluation des échanges d’électricité à l’intérieur de la branche, en partant de la définition des consommations intermédiaires en base 95 : échanges entre deux établissements.

La grande disponibilité de l’information concernant le produit électricité permettait d’établir simultanément les emplois en quantités physiques (GWh), en valeurs et en volumes. Si la répartition des ressources et des emplois est bien connue en quantités physiques, leurs valorisations entraînent cependant des difficultés particulières.

L’information nécessaire à la comptabilité de cette branche était disponible principalement auprès de l’entreprise Electricité de France (EDF) et du Ministère de l’industrie qui centralisaient les données nationales de production et de consommation. En effet, l’entreprise nationale livre plus de 90% de l’électricité consommée sur le territoire, le reste relevant des distributeurs non nationalisés et des centrales d’alimentation directe (hors réseau).

Les statistiques concernant les échanges extérieurs, la production des administrations publiques et celle des entreprises nationales étaient traitées par des services de la Comptabilité Nationale chargés respectivement des comptes du « Reste du Monde » ou des comptes de secteurs, et apparaissent dans l’ERE comme des données exogènes. Certaines données complémentaires étaient apportées par l’entreprise Charbonnages de France et les entreprises de la sidérurgie.

Toutefois  à partir de 1992, EDF avait réduit l’information disponible sur les comptes analytiques et son Bilan. Cette information avait été en partie remplacée par un document, appelé compte annuel d’exploitation (CAE). De plus, les grandes entreprises nationales n’existant plus en base 95, cette section n’élabore plus de comptes de ces entreprises et n’a donc plus aucune relation avec elles, le responsable de branche de l’énergie gérant donc désormais toute la correspondance avec EDF.

En outre, le passage à la nomenclature NAF en 1994 avait perturbé fortement les déclarations d’EDF qui transmettait ses facturations en Nomenclature de Consommation d’Énergie (NCE : nomenclature de l’Observatoire de l’Énergie) ce qui impliquait un passage NCE—>NAF—>NAP délicat et partiel.

Depuis, 1995, EDF transmettait les consommations d’électricité de » l’année (n-1) en haute et moyenne tension, dans une nomenclature NAF en 118 branches;

Au total, le responsable de branche de l’énergie à l’Insee  se procurait en base 95 :

– auprès du Service de la production et du transport d’EDF : les consommations d’électricité de » l’année (n-1) en haute et moyenne tension, en volume et facturations correspondantes (part de la DPT et par des directions départementales) et l ’annuaire statistique d’EDF (dit B-101) ;

– auprès du Service combustibles de la DPT : l’Annexe du rapport d’activité sur l ’approvisionnement des centrales thermiques

-auprès d’EDF-GDF Services : la consommation d’électricité de l’année (n-1) en basse tension (volume et facturations)

– auprès de la Direction des Services financiers et juridiques, la comptabilité analytique de l’année (n-1) d’EDF.

– il utilisait également, mais plus tardivement, la brochure ”Production – distribution de l ’électricité” du STEEGB du ministère chargé de l’Industrie.

 

 

 

b) Les consommations d’électricité par les branches de l’économie et par les ménages

Dans le cas de l’électricité, la détermination des « cases fixées » passe ainsi par la confrontation de plusieurs sources, d’une part les informations d’EDF, d’autre part les enquêtes tel l‘EACEI pour l’industrie et celles du CEREN pour le tertiaire. Cette confrontation se fait en deux étapes.

Dans une première étape, on utilise les données d’EDF. Mais il s’avère que celles-ci posent parfois problème d’où la nécessité de se référer dans une seconde étape aux données du CEREN et de ‘l’EACEI, voire de l’Observatoire de l’énergie pour un cadrage global.

Avec la libéralisation du marché, des pertes d’information auprès d’EDF étaient à prévoir.

L’entreprise EDF communiquait les informations concernant les quantités physiques livrées par elle au cours de l’année de constat et leurs facturations, en distinguant consommation des ménages et consommations intermédiaires. Les données étaient ensuite calées, en quantités physiques avec la structure des ventes d’EDF, sur le champ exhaustif, en incluant l’énergie livrée non facturée et les taxes locales. La méthode générale reposait sur l’hypothèse que la structure de la consommation nationale est proche de celle des clients d’EDF.

 

 

1 – Pour la basse tension, consommé surtout par les particuliers et les petites entreprises du secteur tertiaire, les informations étaient aussi très fines mais selon une nomenclature qui n’était pas celle des comptes nationaux. Dans certains cas, la ventilation de cette information selon la nomenclature (NAF) était facile : par exemple les hôtels-cafés-restaurants, voire même pour la consommation des ménages.

Les emplois de l’agriculture faisait l’objet d’une répartition particulière. En effet, il fallait distinguer dans les ventes d’EDF à l’agriculture ce qui relève d’une part des usages domestiques d’autre part des usages professionnels. Un ratio avait été calculé à partir de données EDF et par le Service Statistique de l’Agriculture qui retenait 58,5% des ventes en consommations intermédiaires.

Dans la base 95, on s’était appuyé sur une enquête du CEREN évaluant les consommations d’électricité pour 27 branches du tertiaire, c’est à dire qu’une fois agrégés les données en basse tension à celles en haute tension pour laquelle EDF fournit la répartition en 118 branches, on a ré-estimé les clefs de passage de la basse tension afin de se caler sur les données du CEREN en sachant que celles-ci excluent l’éclairage public, les centres de recherche, les établissements militaires et la consommation d’électricité pour le transport ferroviaire

Ceci avait permis en particulier d’évaluer les consommations par les branches non marchandes ou celles assez détaillées des services rendus aux entreprises, sachant que le champ couvert par cette enquête excluait l’éclairage public, les centres de recherche, les établissements militaires et la consommation d’électricité pour le transport ferroviaire, pour lequel on disposait d’informations.

De même, on s’était calé le plus possible sur les niveaux de consommations de l’EACEI.

Les statistiques d’EDF pour la consommation des ménages étaient devenues quelque peu fragiles depuis 1992 avec la réforme de leur mode d’élaboration. Elles concernaient les consommations au tarif « Bleu » et étaient établies à partir des facturations de la DEGS (Direction d’EDF-GDF-service). Elles étaient publiées en février pour l’année   N-1, puis révisées en août au moment de la publication du bilan de la consommation dans le document B101 d’EDF.

Au total, pour passer des données d’EDF au estimations des données en basse tension d’EDF aux données estimées pour le cadre central de la comptabilité nationale, il convenait dans une première étape de réintroduire la variation de l’énergie livrée non facturée en valeur et en quantité, connus dans les documents de comptabilité analytique transmis par EDF .

Dans une seconde étape, on devait ré-estimer la ventilation de l’énergie livrée, y compris la valeur des taxes perçues par EDF ainsi que par les distributeurs non nationalisées pour le compte des collectivités locales afin de se caler sur le total « tarif bleu » en quantité (document B101, 145527 GWh en 1995).

 

La détermination de la consommation des ménages se fait en grande partie à partir des données sur la basse tension :

• 0n intégrait d’abord l’énergie livrée non facturée à partir des données transmises par EDF en basse tension en retenant la somme des postes : – 85 services généraux d’immeubles,- 90 tous abonnés domestiques
• On estimait l’ensemble de l’énergie livrée y compris celle des distributeurs non nationalisés (DNN) en affectant le poste « non réparti » aux années et aux utilisateurs (ménages et entreprises). Il n’y avait pas de méthode bien définie pour ces affectations, elles ont été fonctions d’arbitrage avec d’autres sources.

Pour les ménages, leur consommation en quantité était calculée par différence entre les consommations intermédiaires (31767 GWH en 1992) et le total des consommations (142412 GWH) dont on vérifiait qu’il était le même que celui du document B101. La méthode d’estimation des consommations intermédiaires était la même pour toutes les branches avec une spécificité pour l’agriculture. Leur total donnait en 1992, 31767 GWH contre 110645 GWH en consommation des ménages.

De même, en millions de francs, on avait recalculé les montants correspondants, d’une part pour les entreprises, d’autre part pour les ménages, soit 78077 millions de franc en 1992 en intégrant la valeur de taxes (en basse tension) au prorata des consommations. On aboutissait ainsi à un total des consommations en basse tension de 101841 millions de francs.

Estimation des emplois de la comptabilité nationale en électricité basse et moyenne tension en base 95 (valeur en millions d francs, quantité en GWh)

 

 

 

2- Pour la haute tension, EDF transmettait des informations détaillées en quantités et en valeur pour l’électricité en haute et moyenne tension pour les 118 branches de l’économie depuis l’année 1995 mais on pouvait observer une certaine imprécision du fait des passages de nomenclature entre la NAP et la NAF. Comme on disposait pour l’industrie, de ces mêmes informations, il convenait déjà de faire une première confrontation entre les deux sources, notamment pour les branches qui consomment beaucoup d’électricité, tels les biens intermédiaires. Les consommations intermédiaires de la branche électricité, de la filière nucléaire et de la SNCF étaient exempte de ce calage puisque connues par des sources spécifiques. De plus, l’autoconsommation d’électricité, c’est à dire l’électricité produite par les industries pour être consommée, n’était disponible que dans l’EACEI selon la nomenclature en 118 branches. La valorisation se faisait à partir des prix unitaires de la tarification EDF et d’informations complémentaires pour les autres producteurs.

 

 

6/ le gaz en base 1995

L’information nécessaire à la comptabilité de la branche ”production et distribution de combustible gazeux” était disponible principalement auprès de GDF et du ministère de l’industrie qui centralisaient les données de production et de consommation dans un document intitulé « Statistiques de l’industrie Gazière » (SIG).

L’entreprise GDF publiait les informations concernant les quantités physiques livrées par elle au cours de l’année de constat, en distinguant les secteurs (résidentiels, tertiaire, industrie). Ces brochures incluent l’énergie livrée non facturée.

Le responsable de branche se procurait les statistiques de l’année (n-1) parus en mars de l’année (n) pour un compte provisoire et les statistiques de l’année (n-1) parus en octobre de l’année (n) pour les autres comptes.

Toutefois, plus que pour l’électricité, l’information devait être confrontée aux enquêtes (EACEI, CEREN) sachant que les compte de GDF étaient de plus en plus difficiles à se procurer. Ces documents permettaient de faire quelques cadrage les évolutions en quantités et en prix.

Jusqu’en 1992, on disposait d’un document intitulé Détail des Comptes »  (n-1) de la Direction des Services Financiers et Juridiques (DSFJ) de GDF. Entre 1992 et 1996, GDF avait restreint ce type d’informations à un document intitulé ”prévisions budgétaires” transmis d’abord à l’INSEE puis à partir de 1997 jugé confidentiel, donc transmis aux membres du conseil d’administration de GDF. La brochure (SIG)  permettait d’établir un bilan   » emplois-ressources » du gaz.

 

a) Les ressources

on comptabilise :

* les importations (333515 GWh en 1993) avec une décomposition par pays.

* On ajoute aussi les ventes de la CFM aux D.P. (58449) et de la SNGSO aux D.P. (20401) ainsi que la production de gaz naturel par GDF (1338). Tous ces chiffres sont issus d’un tableau du SIG.

* Enfin, on tient comte des variations de stock de gaz naturel (- 5685 en 1993), très difficiles à estimer comme dans d’autres produits de l’énergie (voir page Appréciation Stock). Les variations de stock producteur ne comprennaient plus les variations de stock de l’EAP car celles-ci étaient dans la branche « extraction d’hydrocarbure 111z ». Seuls étaient retenus les variations de stock de la CFM qu’on multipliait par un prix d’achats hors transport. Ce prix était calculé en divisant les achats à l ’étranger, y compris les variations de stock à l’étranger, et les achats en France, hors transport maritime et gazoduc par les quantités (source DFSJ). On parvenait à -159 millions de francs en 1993 après un long calcul.

Estimation des variations de stock producteur du gaz en base 1995

L’ensemble de ces ressources (des distributeurs publics) est de 420 868 GWh en 1993.

 

 

 

 

b) Les emplois

on comptabilisait :

 

* Les pertes : celles-ci sont estimées à partir de SIG en retirant aux usages internes et au gaz non comptabilisé (7539+466) (source SIG) une estimation des variations d’énergie en compteur, appelées aussi variations de l’énergie livrée non facturée, terme qui apparaît aussi dans les bilans de la DFSJ sous le nom de variation des factures à établir. (5094), soit  2911. Il est à noter que les variations d’énergie en compteur sont estimés à partir du renvoi (3) du tableau 1 de SIG où le chiffre indiqué est de 5108.

* Par ailleurs, on comptabilise les variations d’énergie en compteur (5094).

Elles correspondent au gaz enregistré aux compteurs, donc consommé, mais non facturé parce que le relevé n’a pas encore eu lieu. Le total (tous produits, tous usages) est connu par la source DIGEC.

Ce total est réparti au prorata des facturations des DP déterminées précédemment entre :

– le gaz naturel

– le GPL en canalisations

– le gaz manufacturé

Puis, les variations relatives à chaque produit ainsi calculées sont ventilées par usage au prorata de la structure déterminée pour GdF. La variation du gaz livré non encore facturé du seul GdF se calcule par différence entre les ventes par usage et les facturations correspondantes. La source DIGEC rassemble toutes ces données : – usage individuel, – usage collectif, – usage commercial, – usage industriel.

 

* Ensuite, on comptabilise les ventes facturées par les DP (334514), soit :

• 104583 aux usages domestiques individuelles;
• 98131 aux usages domestiques collectifs (39429),  tertiaires (58702);
• 131640 aux usages industriels.

 

* On comptabilise les exportations (6457).

 

* Enfin, on comptabilise les ventes de GDF à la CFM (71890).

 

L’ensemble de ces emplois (des distributeurs publics : DP) est de 420868 GWh en 1993.

 

Bilan des ressources et des emplois du gaz naturel en France en base 1995 en GWh

 

 

 

Pour estimer les consommations intermédiaires par les 118 branches, on utilisait ainsi l’ensemble les différents documents mentionnés ci-dessus. Ils aboutissaient parfois à des niveaux et évolutions divergentes (comme pour l’électricité), les documents de GDF exagérant par exemple la croissance des consommations de gaz par les usagers entre 1995 et 1996. Compte tenu d’un certain appauvrissement de l’information en provenance des producteurs, on avait privilégié les données de l’EACEI et du CEREN après avoir fixé les niveaux en 1992-1993.

Le principe général était de multiplier les quantités par les prix moyens. La valorisation se faisait à partir des prix unitaires de la tarification GDF. Les prix retenus étaient les prix moyens (recettes/quantités) pour les 43 branches tertiaires, l’agriculture, le BTP et l’énergie, fixées en 1992 et 1993 en fonction des informations en base 80.

Les évolutions des prix moyens du gaz consommés par ces branches étaient calculés à partir des évolutions des tarifs industriels (agriculture, BTP, énergie) ou tertiaires. pour l’agriculture,

 

 

 

7/ Les comptes de l’énergie en base 2010

L’énergie est éclatée entre trois ensembles dans la NACE REV 2 ; on trouve les sections B (Industries extractives), D (fourniture d’électricité, de gaz naturel, de vapeur et d’eau chaude via une infrastructure permanente (réseau) de lignes, canalisations et conduites, notamment pour les sites industriels et l’habitat résidentiel) .et E (Production et distribution d’eau ; assainissement, gestion des déchets et dépollution). Mais il faut encore ajouter le raffinage de produits pétroliers (C19Z) qui se trouve désormais dans l’industrie manufacturière.

La base 2010 renoue avec la fixation de quelques cases pour l’énergie. Pour les années de base un travail spécifique a été conduit et a débouché sur une proposition de modification du TEI. Compte tenu des contraintes du TEI ces modifications ont été partiellement introduites. Ces cases avaient été abandonnées en base 2000 et 2005. Mais ces estimations restent ponctuelles. L’enquête « achat » de 2017 devrait être utile en espérant que l’arbitrage ne les concernera pas. On a estimé ces cases au mieux (voir page Tableau entrées intermédiaires)

 

 

a) Les industrie extractives

Au sein de la NAF rév. 2, la section B recouvre l’ensemble des industrie extractives (extraction de houille et de lignite, d’hydrocarbures, de minerais métalliques, autres). Ces activités font partie de l’énergie dans une nomenclature plsu agrégée. On présente néanmoins les méthodes dans cette page. La branche GB09Z a pour particularité de retracer des activités de services quand les branches GB05Z à GB08Z s’intéressent à des biens intermédiaires. Lors de la réalisation de la version provisoire des comptes, les concertations portent sur le niveau BZ regroupant ces cinq branches aux caractéristiques proches.

Le développement de l’industrie extractive n’étant plus que très limité sur le territoire français, les branches GB05Z à GB09Z ne font ressortir que de petits montants dont l’impact sur la VA de l’ensemble de l’économie est par conséquent faible (de l’ordre de 0,2 %). Ces résultats sont cependant diffusables auprès du grand public et doivent donc faire l’objet de toutes les attentions.

 

1 – GB05Z – Extraction de houille et de lignite

Le niveau de la production étant très faible, les ressources proviennent à 70 % des importations et à 30 % des marges de commerce. La CI constitue le principal emploi de l’ERE. Il n’y a pas de consommation des ménages puisqu’on ne considère pas la fabrication de briquettes. Par sa construction, l’ERE apparaît comme contraint. Pour résoudre les effets ligne (voir page TES méthode française), on dispose de peu de marges de manœuvre et on doit le plus souvent modifier des exogènes ; en général, seules les variations de stocks sont susceptibles d’être modifiées.

L’équilibre-ressources-emplois du GB05Z en 2010 en millions d’euros (base 2010)

 

2 – GB06Z – Extraction d’hydrocarbures

La division 06 au sein de la NAF rév. 2 s’intéresse d’une part à l’extraction d’huiles brutes de pétrole, de schistes et de sables bitumineux et à la production d’huiles brutes (06.10Z), et d’autre part à la production de gaz naturel, l’extraction de condensats, la décantation et la séparation de fractions d’hydrocarbures liquides, la désulfuration des gaz ainsi que l’extraction d’hydrocarbures liquides par les procédés de liquéfaction et de pyrolyse (06.20Z). Le champ d’étude s’étend du forage à l’expédition en passant par la préparation du pétrole et du gaz.

Depuis la base 2005, on distingue deux niveaux H pour différencier l’extraction de pétrole brut de celle de gaz naturel et permettre ainsi une analyse distincte des usages faits de ces deux produits.

• pétrole brut : le secteur est fortement dépendant des importations, la production nationale (Aquitaine, Bassin parisien et Alsace dans une moindre mesure) ne représentant que 1 % de la consommation française. En 2012, la France importe principalement du pétrole brut provenant des pays de l’ex-URSS (un tiers), de l’Afrique (un tiers), du Moyen Orient (17 %) et de la Mer du Nord (11 %). La Russie est le premier fournisseur de la France devant l’Arabie Saoudite, le Kazakhstan et la Libye. La rentabilité des gisements français et des équipements mis en service par les grands groupes pétroliers est fonction du cours du pétrole et de la parité euro/dollar. Source : Bilan énergétique de la France pour 2012 du SOeS.

• gaz naturel : là-encore, les importations sont dominantes par rapport à une production nationale qui ne cesse de diminuer au fil des années (- 10,0 % entre 2011 et 2012) et qui ne couvre que 1,2 % des besoins nationaux en 2012. La France importe principalement sur contrats de long terme avec la Norvège, les Pays-Bas et la Russie. Une partie des entrées/sorties de gaz sur le sol français sont en fait des flux en transit à destination d’autres pays.

Les ressources de l’ERE GB06Z proviennent à 97 % des importations. Pour le gaz naturel, il s’agit d’une notion difficile à appréhender : les importations peuvent aussi bien être des entrées sur le territoire de la France pour son propre compte que retracer de simples transits sur son sol pour d’autres pays.

De son côté, la CI constitue le principal emploi de l’ERE. Au final, la structure de l’ERE apparaît comme contraignante et il est parfois nécessaire de modifier les exogènes de commerce extérieur ou de marges de commerce. Par construction, le niveau GB06Z est la somme des deux niveaux HB06Z1 et HB06Z2. Le RSP fixe les croisements PRG_GB06Z * BRG_C19Z, PRG_GB06Z * BRG_C20A et PRG_GB06Z * BRG_D35B en valeur et en volume du TEI.

 

 

• Estimation des marges

Les marges de commerce au niveau G doivent ensuite être réparties entre les deux niveaux H. L’apparition du négoce international résultant d’un Coresane sur GDF (voir page Comptabilité nationale et comptabilité privée), les marges de commerce sur exports du GB06Z sont attribuées en intégralité au niveau HB06Z2 traitant du gaz naturel. Le reste des marges de commerce du GB06Z (donc marges sur CI) sont rattachées au niveau HB06Z1.

 

• Les variations de stocks

En base 2010, les variations de stocks des ERE HB06Z1 et HB06Z2 (et donc de l’ERE GB06Z par somme) font l’objet d’une estimation spécifique mobilisant les informations disponibles sur les quantités. Il s’agit de variations de stocks utilisateurs, on considère que les variations de stocks producteurs et de commerce sont nulles.

 

• pétrole brut : on détermine les variations de stocks de pétrole brut en milliers de tonnes d’après les quantités de stocks globaux en fin d’année disponibles via la publication annuelle Pétrole du CPDP. On valorise ensuite ces variations de stocks suivant différents prix considérés eux-aussi en fin d’année : prix du pétrole brut (panier OPEP, dollars par baril), cours du brent (euros par baril) et coût moyen du pétrole brut importé (dollars par baril). Une fois la conversion en euros par tonne réalisée, on obtient alors une estimation des variations de stocks de pétrole brut dans l’ERE HB06Z1.

• gaz naturel : les résultats de l’enquête annuelle sur le marché du gaz naturel ou de la conjoncture énergétique de décembre (publications Chiffres et statistiques du SOeS) permettent de déterminer les variations de stocks de gaz naturel en TWh en fin d’année. On les valorise ensuite par le cours moyen spot du gaz NBP (dollars par Mbtu) également de fin d’année, disponible via la base de données Pégase. Une fois la conversion d’unité réalisée, on obtient une estimation des variations de stocks dans l’ERE HB06Z2.

 

 

• Le commerce extérieur

le RSP compare les données livrées en valeur et en volume en exogènes d’importations et d’exportations (source Douanes) aux données de commerce extérieur fournies par le SOeS via son Bilan énergétique annuel. Cette comparaison s’effectue pour chacun des produits pétrole brut et gaz naturel et peut révéler d’importants écarts entre les deux sources, s’expliquant en partie par des différences conceptuelles. En théorie, les ERE HB06Z1 et HB06Z2 sont calés aux exogènes de commerce extérieur. Les écarts constatés avec les données du SOeS sont toutefois analysés ; on décide alors de trancher en faveur de l’une ou l’autre des deux sources.

 

• Cases fixées du TEI (page Tableau entrées intermédiaires).
  

 

L’équilibre-ressources-emplois du GB06Z en 2010 en millions d’euros (base 2010)

 

3 – GB07Z – Extraction de minerais métalliques

La branche GB07Z retrace les opérations :

• d’extraction souterraine, à ciel ouvert ou des fonds marins de minerais métalliques ;
• de traitement et d’enrichissement du minerai telles que le concassage, le broyage, le lavage, le séchage, l’agglomération, la calcination, la lixiviation (extraction d’un composé soluble à partir d’un produit pulvérisé, par des opérations de lavage et de percolation), ou la séparation par gravité ou flottaison.

La NAF rév. 2 distingue l’extraction de minerais de fer (07.1) de celle des minerais de métaux non ferreux (07.2). Plus particulièrement, le groupe 07.21 concernant l’uranium et le thorium se limite aux premiers traitements après extraction et exclut l’enrichissement et le raffinage. Par ailleurs, le groupe 07.29 s’intéresse à l’extraction de minerais de métaux non ferreux tels que le cuivre, le nickel, l’aluminium, les métaux précieux (dont l’or, l’argent et le platine), le plomb, le zinc, l’étain, et d’autres minerais métalliques comme le manganèse, le cobalt, le chrome ou le titane.

Les ressources de l’ERE GB07Z proviennent à 75 % des importations et à 20 % des marges de commerce (la production pèse moins de 5 % du total des ressources) ; la CI constitue le principal emploi de l’ERE (les exportations pèsent moins de 5 % du total des emplois). La structure de l’ERE est donc fortement contraignante et, en général, seules les variations de stocks sont susceptibles d’être révisées lors des réunions de concertation. Pour résoudre l’effet lignes de l’ERE, souvent assez important, la CI des niveaux GC24A et GC24B (principaux utilisateurs de produit B07Z) peut aussi être modifiée.

L’équilibre-ressources-emplois du GB07Z en 2010 en millions d’euros (base 2010)

 

 

4 – GB08Z – Autres industries extractives

La branche GB08Z recense les entreprises œuvrant dans l’extraction, le broyage, le concassage, la taille grossière, le nettoyage, le séchage et le triage de :

• pierres ornementales ou de construction, graviers et sables, argiles et kaolin ;
• minéraux chimiques et engrais minéraux tels que les phosphates et les sels potassiques naturels ;
• tourbe ;
• sel et chlorure de sodium pur ;
• pierres précieuses, semi-précieuses et abrasives.

Il n’y a pas ici de niveau H. La NAF rév. 2 distingue deux groupes dédiés respectivement à l’extraction de pierres, de sables et d’argiles (08.1) et à l’extraction de minéraux chimiques et de tourbe (08.9) :

La production est la principale ressource de l’ERE GB08Z (de l’ordre de 70 %), loin devant les marges de commerce et de transport (20 %) et les importations (10 %). La CI constitue l’emploi majeur de l’ERE, la CF, les variations de stocks et les exports n’en représentant qu’une part minime (environ 5 %). Les variations de stocks peuvent servir de variable d’ajustement pour résoudre l’effet lignes, en général assez réduit.

L’équilibre-ressources-emplois du GB08Z en 2010 en millions d’euros (base 2010)

 

5 – GB09Z – Services de soutien aux industries extractives

La branche GB09Z regroupe les services spécialisés de soutien à l’extraction réalisés pour le compte de tiers. De manière générale, il s’agit de prélèvements d’échantillons, d’observations géologiques, de forages pour le pétrole, le gaz et les minerais. On inclut également les opérations de construction, tubage, drainage, nettoyage, pompage, assainissement, déblaiement, ainsi que les opérations nécessaires à la commercialisation des matières brutes et la lutte contre les incendies sur les champs de pétrole et de gaz.

Il n’y a pas ici de niveau H. La NAF rév. 2 distingue deux groupes répertoriant respectivement les activités de soutien à l’extraction d’hydrocarbures (09.1) et aux autres industries extractives (09.9) :

L’ERE du GB09Z est très simple à construire puisqu’il ne dispose pas de commerce extérieur, ni d’impôts, de variations de stocks, de CF ou de FBCF. Les marges de commerce et de transport sont également nulles, il n’y a donc pas d’onglet consacré à leur ventilation dans le modèle. L’ERE se résume ainsi à quelques lignes : la production est sa seule ressource et la CI son seul emploi.

 

L’équilibre-ressources-emplois du GB09Z en 2010 en millions d’euros (base 2010)

 

 

 

 

 

 

b) Production et distribution d’électricité (D35A)

Ce niveau G regroupe donc des activités de production et de transport/distribution/ commerce. Ce choix se justifie car « Les activités de distribution des produits en question, très capitalistiques, restent des activités industrielles, et non pas commerciales » Il a été décidé ainsi de ne pas faire apparaître de marges commerciales : le produit non exporté des ressources en électricité est une consommation intermédiaire des activités de distribution. Ce sont ces activités qui sont en relation avec les utilisations ultimes : consommation intermédiaire des producteurs, finale des ménages ou exportations.

L’entreprise la plus importante restait EDF en 2010 soit près de 57% des ventes. Mais l’explosion du nombre d’entreprises en 2009 , suite au changement réglementaire (directives européennes du 2009/72/CE et 2009/73/CE du 13 juillet 2009, posant le principe, pour les consommateurs du libre choix du fournisseur et pour les producteurs de la liberté d’établissement), modifie considérablement les paysage de la production d’électricité : à partir de cette date apparaissent un nombre important de petits producteurs (d’électricité photovoltaïque ou éolienne) sans salarié.

Tous les ans le bilan annuel de l’énergie (publié en juin n+1) présente pour l’ensemble des énergie (Charbon, pétrole, gaz naturel, électricité et énergies renouvelables) l’évolution de leurs res sourcess et de leurs emplois.

Les ventes représentent plus de 90% des ressources de l’ERE. Côté emplois, les exportations restent limitées (2,3 %), le reste se répartissant entre CI et CF dans la proportion 3/4-1/4.

 

Différences de niveau avec la base 2005 en millions d’euros

 

1 – La Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA)

La réforme de 2004 a modifié le circuit de financement des retraites des industries énergétiques et gazières (IEG). Une conséquence a été la création de la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), payée par les entreprises du secteur proportionnellement à leur activité. La CTA n’est pas considérée comme impôt. comme elle sert à financer les caisses de sécurité sociale pour le personnel des entreprises électriques et gazières, elle est enregistrée en P11 au profit des industries électriques et gazières puis reversée en partie sous diverses formes au secteur des APU.

 

2 – Contribution au Service Public de l’électricité

La Contribution au Service Public de l’Électricité est une taxe, payée par les consommateurs d’électricité, destinée à dédommager les opérateurs des surcoûts engendrés par les obligations qui leur sont imposées par la loi sur le service public de l’électricité. La  CSPE permet de rétribuer les distributeurs d’électricité (EDF et les entreprises locales de distribution) pour les surcoûts liés à la mission de service public qui leur incombe. Il s’agit en particulier de :

• l’obligation d’achat de l’électricité produite par la cogénération gaz et les énergies renouvelables : le surcoût est calculé à partir de la différence entre le tarif d’achat pour la filière considérée et les prix de marché de gros de l’électricité ;
• la péréquation tarifaire, c’est-à-dire le surcoût de la production électrique dans certaines zones îliennes non connectées au réseau (départements d’Outre-Mer et Corse) par rapport à la part production du tarif de vente, tarif qui a été aligné sur celui de la métropole à la fin des années 1970 ; ces zones sont habituellement désignées par le sigle ZNI (Zones Non Interconnectées) ;
• les aspects sociaux de la fourniture d’électricité, en particulier depuis son classement en « produit de première nécessité » par la loi du 10 février 2000 (cf. Tarif de première nécessité) ;
• une partie des charges liées au tarif réglementé et transitoire d’ajustement au marché (TaRTAM), de la fin 2006 au 1er juillet 2011.

La CSPE augmente fortement à partir de 2011 à cause essentiellement de l’explosion des contrats de rachat des énergies renouvelables.

Au niveau de l’ERE cette contribution est intégrée dans les « Subventions sur les produits versées aux producteurs », ce poste a augmenté de 35 % en 2011 et en 2012. Cette augmentation se traduit par une hausse des prix pour les consommateurs. En fait, ce prélèvement porte entièrement sur la CF et en partie sur la CI (il y a en effet des plafonnement à la CSPE sur la consommation des entreprises).

 

3 – Le partage volume-prix

L’électricité s’échange désormais sur les marchés spot : son prix connaît de fortes fluctuations. Comme pour tous les produits spéculatifs, il est difficile d’estimer un prix annuel moyen ; celui -ci dépendant du niveau des prix, mais aussi des quantités concernées. Considérant que les quantités sont bien observées, il est justifié de se rapprocher de l’IPI

 

4 – Les échanges extérieurs 

La mesure des échanges extérieurs est importante. On distingue les échanges physiques/échanges contractuels. Ce distinguo pourrait expliquer que les exogènes du commerce extérieur (basés sur les flux physiques) et ceux utilisés pour la facture énergétiques (basés sur  les flux contractuels) soient très différents :

* les niveaux d’échanges sont différents, mais ils présentent le même solde ;

* cette différence des niveaux conduit à des évolutions annuelles très différentes.

La difficulté vient du fait que, pour les comptes on a besoin d’un montant d’importations et d’exportations, alors que les autres utilisateurs : énergéticiens et facture énergétique s’intéressent au solde ? Comme les flux sont permanents et dans les 2 sens, l’intervalle de temps choisi pour l’observation (10 mn pour les flux physiques,  24 heures pour les échanges contractuels) impacte directement le niveau des importations et des exportations alors que le solde est invariant.

Échanges physiques/échanges contractuels

Comparaison échanges contractuels/échanges physiques en  GWh

 

Une autre difficulté vient du passage en valeur fait par les douane (le SOeS n’en fait pas) : pour le faire, les douanes se servent d’un indicateur de prix spot de l’électricité, qui présente deux défauts majeurs : il est très fluctuant, et ne concerne en fait qu’une frange très partielle des flux d’électricité, l’essentiel des imp/exp relevant de contrats à long terme dont les prix ont été fixés à la signature des contrats et non rien à voir avec prix spot prévalant lorsque l’échange physique a effectivement lieu

 

5 – Le TEI

En année courante certaines cases sont fixées dans le TEI (page Tableau entrées intermédiaires).

 

 

 

c) Production et distribution de combustibles gazeux, de vapeur et d’air conditionné (GD35B )

Comme en NAF Rev1, l’exploitation de gazoducs, transportant du gaz, généralement sur de longues distances et reliant les producteurs et les distributeurs du gaz (ou les différents centres urbains) est classée avec les activités de transport (49.50C).

D’autre part, malgré les modifications et restructurations qui l’affectent, cette activité est encore largement dominée par le poids de GDF Suez.

Le secteur est pur à 70 % (part du CA du secteur réalisé dans la branche), l’autre branche importante est le 35A (6 %)

Différences de niveau avec la base 2005 en millions d’euros

 

Les importations de gaz sont régies par des contrats de long terme et les prix sont indexés sur les prix du pétrole (évolutions décalées de 5 à 6 mois). Les exportations correspondent à un désajustement entre importations et besoins nationaux elles se négocient à des prix spot.

Cette branche est complètement liée au B06Z (et plus précisément au niveau H 06.20Z -extraction de gaz naturel) : le seul emploi du gaz naturel est son utilisation comme consommation intermédiaire de la branche D35B (puisque pour être utilisé le gaz doit être distribué). Les conséquences sont d’une part que ce croisement du TEI fait l’objet d’une case fixée ; d’autre part que la détermination du partage volume -prix tant pour le B06Z que pour le D35B doit se faire parallèlement à l’examen du compte de la branche D35B.

Il n’y a pas de marge de commerce et les marges de transport ne concernent que la CI. Les ventes représentent la quasi-totalité des ressources. Les emplois se partagent entre CI (65 %) et CF (35 %).

Beaucoup de données sur les quantités viennent du SOeS. Elles renseignent aussi bien sur les emplois que sur les ressources. L’EACEI, elle, fournit aussi bien en quantités qu’en valeur les consommations de gaz dans l’industrie.

 

 

1 – Le partage volume prix

Indices de prix : il n’y a pas  d’indice de prix à la production pour l’ensemble des marchés, juste un indice pour le marché français. Il  concerne juste le gaz manufacturé. Un indice de prix à la consommation permet aussi de faire le partage volume prix.

Indice de volume : L’IPI suit la production et distribution de combustibles gazeux par l’intermédiaire de 2 séries-témoins : Distribution de combustibles gazeux (12,5 %) et Commerce de combustibles gazeux (87,5 %) . Ces séries sont alimentées par des données en provenance du SOeS.

S’agissant d’un bien intermédiaire, les quantités sont proches des volumes .Les prix, quant à eux, peuvent être très volatiles, c’est pourquoi on se calait plutôt sur l’indice de volume, l’indice de prix se déduisant des valeurs et des volumes.

 

 

2 – Le négoce international

Le traitement du négoce international été revu dans le cadre des travaux de la base 2010. En base 2005, on gardait la marge commerciale en D35B. En base 2010, on a conservé le principe de ne pas faire apparaître de marge commerciale sur les produits du D35B. A fin de résoudre l’incohérence de comptabiliser une activité considérée comme étant du négoce international, sans retracer de marges commerciales ni d’exportations à ce titre, et compte tenu de la confirmation donnée par la Balance des Paiements que de tels flux devraient apparaître dans la balance, il  a été proposé de revoir le traitement appliqué sur GDF Suez.  Il, est  supposé que l’activité commerciale considérée porte sur du gaz naturel (poste HB06Z2, en B06Z) plutôt que sur du gaz distribué (D35B)

Dans l’ERE du B06Z, on ajoute les montants calculés de marge pour négoce international :

– en ressources aux marges commerciales

– en emplois aux exportations.

 

 

3 – Le TEI

En année courante certaines cases sont fixées (page Tableau entrées intermédiaires).

 

 

 

 

d) GG19Z- Cokéfaction et raffinage

La méthode est présentée sommairement dans la page Comptes de l’industrie. Le secteur est pur à près de 90 % (part du CA du secteur réalisé dans la branche), les autres branches importantes sont le C20A-Fabrication de produits chimiques de base, de produits azotés et d’engrais, de matières plastiques de base et de caoutchouc synthétique est le commerce (2,6 %) et le G46Z (Commerce de gros), à l’exception des automobiles et des motocycles (4,1 %).

 

• La TIPP- TICPE

En 2011, la TIPP (taxe intérieure de consommation sur les produits pétroliers) devient la Taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), rendant ainsi plus clair le fait qu’elle s’applique aussi à des sources d’énergie qui ne sont pas d’origine pétrolière. Le changement de nom a été motivé par l’arrivée des biocarburants (E.85) et de véhicules électriques qui échappent à l’ancienne TIPP.

La TICPE s’applique à tout produit qui est destiné à être utilisé, qui est mis en vente ou qui est utilisé comme carburant pour moteur, comme additif ou en vue d’accroître le volume final des carburants pour moteur (à ce titre, elle s’applique à tous les biocarburants, mais avec un barème différent). Les produits utilisés pour le transport fluvial de marchandises ne sont pas concernés par cette taxe.

La TICPE s’applique aussi à tout hydrocarbure qui est destiné à être utilisé, qui est utilisé ou qui est mis en vente pour le chauffage, à l’exception du gaz naturel auquel est associé une taxe spécifique (la TICGN ) et des combustibles solides tels que le charbon, la tourbe ou le lignite.

Cette taxe est perçue sur les volumes vendus et non sur le prix de vente du produit.

 

• Commerce extérieur

Les données du commerce extérieur prennent en compte l’avitaillement (cf. annexe), ce qui peut conduire à des évolutions assez différentes de celles des Douanes (qui ne prennent pas en compte celui-ci). Intégration explicite en base 2010 du négoce international (voir plus loin : changements de la base 2010).

 

• Estimation des marges

Les marges de commerce sont estimées en procédant au calcul habituel (évolutions identiques à celle de l’emploi auxquelles elle se rapporte, puis recalage sur le total des marges si celui-ci est disponible) hors négoce international, puis on ajoute le montant de celui-ci. En volume, on prend l’indice de prix de l’ERE.

Ces marges ont été révisées à la baisse de 2,2 milliards : au moment du passage à la base 2005, les résultats d’Esane n’avaient pas pu être exploités. L’estimation pour la base 2010 résulte de l’exploitation des données Esane. Cette prise en compte a un fort impact sur les taux de marge par emploi. On note d’ailleurs que contrairement aux autres produits, le taux de marge des CI (6,8%) est supérieur au taux de marge de la consommation finale des ménages (5,4%).

 

• Cases fixées du TEI (page Tableau entrées intermédiaires).
  

 

 

 

 

 

 

II – LE COMPTE SATELLITE DE L’ÉNERGIE

La démarche du compte satellite de l’énergie a consisté a associer à chaque bilan physique par forme d’énergie un bilan monétaire de manière à aboutir à un équilibre « emploi-ressources », publiés pour la première fois dans le bilan annuel de l’énergie 2017 [5]. Un travail important a été effectué.

Les principaux objectifs de ce compte sont  :

• Associer une comptabilité monétaire à la comptabilité physique : établir un équilibre ressources-emplois (voir page Tableau ressources emplois) cohérent en flux physiques et monétaires, avec une production en valeur, un commerce extérieur, des emplois finaux et intemédiaires, etc,…
• Donner un prix et une valeur à chacun des flux énergétiques physiques au niveau de :
  • l’approvisionnement,
  • la consommation.
• Évaluer la dépense nationale en énergie (et par forme d’énergie) et répondre aux questions suivantes :
  •  Côté emplois : comment la dépense se répartit-elle entre secteurs : ménages (ésidentiel)  et entreprises?
  • Côté ressources : où va la dépense (importations, production nationale, gestion des réseaux, marges de commerce, taxes…) ?
  • Ventilation plus fine par poste de dépense (transformation d’énergie, transport, distribution, commercialisation)
  • Ventilation plus fine par filière (pour l’électricité notamment) : fournir des informations plus détaillées selon le type d’énergie :
  • A partir de ces bilans, donner des indicateurs utiles pour le suivi des politiques publiques sur les prix moyens selon les secteurs, les marges et taxes selon les produits ou les secteurs, les indicateurs dérivés comme le coût de la tonne de CO2 évitée pour les biocarburants.

 

1/ Les premiers bilans monétaires énergétiques associés aux bilans physiques

Il reste à associer les données physiques (bilan énergétique) et les données monétaires, pour toutes les énergies en France, ce qui est l’intérêt même d’un compte satellite (voir les tableaux  ci-dessous pour l’électricité jusqu’en 2017). La publication du SDES le fait sous forme d’équilibres « ressources-emplois » (page Comptes satellites).

 

du Bilan physique de l’électricité, de 2013 à 2017 Données réelles en TWh …

… au Bilan monétaire de l’électricité, de 2013 à 2017 données réelles en millions €

La publication du SDES couvre l’ensemble des énergies. Voici les bilans monétaires des autres formes d’énergie.

 

 

2/ La dépense nationale d’énergie

a) La dépense totale

Les ménages, entreprises et administrations ont, au total, dépensé 167,8 Md€ en 2019 pour satisfaire leurs besoins en énergie. Au sein de cette dépense, le coût des importations nettes de produits énergétiques représente 39,4 Md€, les taxes énergétiques (nettes des subventions aux énergies renouvelables) 37,8 Md€ et la TVA non déductible 14,8 Md€. Le solde, soit 75,8 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, qui a atteint un pic en 2012 à 180,5 Md€ 2019, est quasiment stable entre 2018 et 2019, dans un contexte de baisse modérée des prix internationaux de l’énergie.

Dépense nationale en énergie en milliards d’euros 2019

 

 

b) Un exemple de dépense : le gaz naturel

 

 

3/ Calcul de ratios comme le prix moyen

On peut comparer le compte de dépense des produits pétroliers raffinés par les secteurs économiques, exprimé en millions de tonne ou tonne équivalent pétrole (TEP) au compte satellite des dépenses en carburants-fioul afin de mettre en évidence le prix moyen des produits pétroliers par secteur.

 

 

4/ Valeur ajoutée et emploi

L’industrie de l’énergie en France représente :

• 1,8 % de la valeur ajoutée en 2019 ;
• 135 900 emplois (en équivalent temps plein), soit 0,5 % de l’emploi intérieur total (chiffres 2018).

En hausse entre la fin des années 2000 et 2015, avec le développement des énergies renouvelables, la part de l’énergie dans la valeur ajoutée a baissé en 2016 et surtout 2017, avant de se stabiliser autour de 1,8 %. Le repli de ces dernières années est notamment lié à la diminution de la production des centrales nucléaires ainsi qu’à la contraction de la production des  raffineries depuis 2017. La part de l’énergie dans la valeur ajoutée retrouve, en 2019, un niveau proche de celui observé au début des années 1970. Elle avait alors connu une forte croissance jusqu’au milieu des années 1980 avec la mise en place du programme électronucléaire, culminant à 3 % en 1984, avant de décliner pendant les deux décennies suivantes.

 

Contribution des industries de l’énergie au PIB en % de la valeur ajoutée brute à prix courants

 

 

5/ La dépense des ménages en énergies

La part des dépenses relatives à l’énergie dans le budget des ménages est de 8,9 % en 2019. Elle est stable après une hausse de 0,4 point entre 2017 et 2018. Elle demeure sensiblement éloignée de son pic atteint en 1985, à 11,9 %. Au total, en 2019, les ménages ont dépensé 46,4 milliards d’euros en carburants et 48,2 milliards d’euros en énergie pour le logement (électricité, chaleur distribuée par réseau, gaz et autres combustibles). Ces dernières dépenses, mesurées en euros constants, augmentent en 2019 (+ 1,7 %) pour la deuxième année consécutive (+ 2,4 % en 2018). Les dépenses de carburants sont quasiment stables (- 0,1 %), après deux fortes augmentations (+ 11,1 % en 2018 et + 9,7 % en 2017).

 

Dépenses d’énergie des ménages et part dans leur budget

 

 

En 2019, les ménages ont dépensé en moyenne 1 602 € en énergie pour leur logement, dont 944 € en électricité, 380 € en gaz naturel, 183 € en produits pétroliers, 52 € en bois et 42 € en chaleur distribuée par réseau. La fiscalité, constituée de la TVA et de taxes énergétiques, représente un peu moins d’un tiers de cette dépense. Les taxes énergétiques s’élèvent en particulier à 268 € en moyenne par ménage, dont 193 € pour celles sur l’électricité. Au global, celles-ci ont doublé en euros constants depuis 2011. À court terme, la dépense totale dépend beaucoup de la rigueur de l’hiver et des besoins de chauffage qui en découlent.

 

Décomposition de la dépense moyenne des ménages en énergie pour le logement, en euros constants 2019

 

 

En 2019, les ménages ont dépensé en moyenne 1 542 € en carburants. La fiscalité, constituée de la TVA et de taxes énergétiques (taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques en métropole, taxe spéciale sur la consommation et octroi de mer en outre-mer), représente 59 % de cette dépense. Les taxes énergétiques s’élèvent en particulier à 658 € en moyenne par ménage. Elles sont quasiment stables en euros constants, après avoir augmenté de 23 % entre 2013 et 2018, tirées par l’instauration de la contribution climat-énergie et par la dynamique d’alignement des fiscalités du gazole et de l’essence. Les fluctuations de la dépense hors toutes taxes sont, quant à elles, liées en premier lieu à celles des cours du pétrole. Quasiment stable en 2019 après le rebond de 2017 et 2018, cette dépense a baissé de 26 % par rapport à son niveau de 2012.

 

Décomposition de la dépense moyenne des ménages en carburants, en euros constants 2019

 

 

6/ Dépenses publiques de R&D en énergie

En 2018, les dépenses publiques françaises de recherche et développement (R&D) en énergie avoisinent 1,1 Md€. Après une baisse continue entre 2013 et 2017, ce montant rebondit de 1 % en 2018. Principal domaine financé, la recherche nucléaire concentre 58 % des  financements publics, dont le quart est consacré à la fusion nucléaire. Avec 31 % du total, les financements publics dédiés aux nouvelles technologies de l’énergie (énergies renouvelables, efficacité énergétique, stockage, hydrogène, etc.) repartent à la hausse en 2018 (+ 7 %). Ils avaient quadruplé entre 2002 et 2011 mais sensiblement diminué jusqu’en 2017. Avec une forte baisse en 2018 (- 42 %), la dépense publique de R&D sur les énergies fossiles poursuit son déclin entamé depuis 2007 : elle ne représente plus que 2 % du total.

Dépenses publiques de R&D selon le domaine d’application,  total : 1,1 Md d’euros en 2018,  en  millions d’euros constants 2018

 

 

 

7/ Perspectives du compte satellite de l’énergie

° Au-delà de la mesure de dépense énergétique et de la poursuite du compte satellite de l’énergie, les thèmes de l’emploi et l’investissement sont au cœur des débats sur la transition énergétique.

° Les comptes de l’environnement fournissent des éléments sur l’emploi et l’investissement dans les énergies renouvelables, à l’aide notamment d’études de l’Ademe (voir page Compte Environnement).

° En revanche, il ne semble pas exister de statistiques publiques d’emploi et d’investissement sur le nucléaire ni sur la gestion des réseaux.

 

Deux difficultés sont majeures :

– il est nécessaire d’isoler des technologies pour la production d’électricité (nucléaire, thermique classique, ENR), ce qui n’est pas la logique de la comptabilité nationale, découpée en secteur d’activité,  branche et produit,

– l’intérêt porte en général non pas sur un secteur mais sur une filière (ce qui nécessite d’identifier les fournisseurs des énergéticiens).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

III – LES BILANS DE L’ÉNERGIE DE 2019 À 2021

 

1/ Le bilan physique de l’énergie en France [4]

Voici le bilan de l’énergie de la France en 2020 (parfois 2019 ou 2021). Il y a trois agrégats principaux (tableau ci-dessous) :

• la production d’énergie primaire,
• la consommation d’énergie primaire,
• la consommation finale d’énergie, à usage énergétique et non énergétique (pétrochimie).

Pour l’électricité, la production primaire correspond à celle de l’électricité hydraulique, thermique et nucléaire. On passe à la disponibilité réelle en ajoutant les importations et en retirant les exportations, puis à la consommation totale d’énergie primaire en tenant compte des corrections climatiques puis enfin à la consommation finale énergétique en excluant les consommations de la branche énergie. Les productions nucléaire et hydraulique (et autres énergies renouvelables) ne sont pas consommées par les secteurs économiques mais sont consommées par la branche énergie qui produit de l’électricité elle même consommée par les secteurs économiques.

Comme les centrales thermiques brûlant des combustibles fossiles (pétrole, gaz, charbon) ou hydrauliques (barrages), une centrale nucléaire est une usine de production d’électricité. Une centrale nucléaire, comme une centrale thermique, utilise le même principe de fonctionnement, à savoir la transformation de chaleur en électricité. Toutefois, alors que dans une centrale thermique cette chaleur est produite par de la combustion classique, dans une centrale nucléaire, c’est la fission d’un noyau atomique qui permet de produire cette chaleur. Dans les deux cas, l’objectif est de faire chauffer de l’eau afin d’obtenir de la vapeur. La pression de la vapeur permet de faire tourner une turbine couplée à un alternateur qui produit de l’électricité.

Le SDES publie chaque année un bilan complet à la fois physique et monétaire. Voici le bilan physique de 2020 suivi du bilan monétaire de 2019. Le fichier suivant comprend ainsi des bilans physiques et monétaires (voir ci dessus compte satellite de l’énergie). Les résultats ont été présentés en annexe de la publication du SDES de l’édition 2021 (deux tableaux suivants).

À la suite de la mise en place du programme nucléaire, la production française d’énergie primaire est passée de 514 TWh en 1973 (dont 9 % de nucléaire) à 1423TWh en 2020 (dont 75% de nucléaire).

Tableau-60-bilan-energie-France-2019-source-SDES

 

Bilan énergétique physique (données réelles) 2020 en TWh

 

Bilan énergétique monétaire (données réelles) 2019 en millions d’euros

 

 

a) La production d’énergie primaire en 2022

En 2022, la production primaire d’énergie s’élève à 1 249 TWh en France entière, en diminution de 17,9 % par rapport à 2021 et de 12,4 % par rapport à 2020, année où la production avait pourtant été très affectée par la crise sanitaire (graphique suivant). Sa baisse est essentiellement imputable à la chute de la production nucléaire qui représente 71 % de la production primaire (- 22,3 % en 2022, à 893 TWh). La disponibilité du parc nucléaire, déjà contrainte par un programme de maintenance lourd encore affecté par des reports de visites suite à la crise sanitaire, est historiquement faible à la suite de la détection en fin d’année 2021 de défauts sur les circuits de refroidissement (corrosion sous contrainte), qui a conduit à l’arrêt prolongé de nombreux réacteurs pour contrôle et réparation. La production nucléaire tombe ainsi en 2022 à son plus faible niveau depuis 1988.

La production primaire d’électricité renouvelable diminue aussi (- 7,1 %, à 105 TWh) du fait d’une météo moins favorable. Dans un contexte de sécheresse, la production d’électricité hydraulique connaît en effet un repli marqué (- 23,4 %) et atteint un point bas inédit depuis 1976 (46 TWh). En revanche, les autres énergies renouvelables électriques sont en hausse. Le dynamisme de la filière photovoltaïque (+ 31,0 %) est porté par un fort ensoleillement et le développement des installations tandis que la production éolienne s’accroît de 3,3 % en 2022 en raison de la progression du parc, avec notamment la mise en service du premier parc éolien en mer au large de Saint-Nazaire.

 

Production primaire d’énergie en TWh

 

La production totale d’électricité, nette de la consommation des services auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales, est tirée à la baisse (- 14,6 %) par la diminution de la production nucléaire et hydraulique. Les centrales thermiques classiques ont été dans ce contexte plus sollicitées pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Malgré la douceur des températures, leur production augmente de 19 %. Le recours aux centrales à gaz, en particulier, augmente fortement (+ 34 % en métropole selon RTE) en dépit des tensions d’approvisionnement pour ce combustible. Les centrales à biomasse et déchets produisent également davantage d’électricité en 2022, contrairement aux centrales à charbon, dont la fermeture est programmée à courte échéance en métropole.

La production nationale de produits raffinés, nette de la consommation propre des raffineries, augmente de 15,8 % par rapport à 2021 pour atteindre 42 TWh, tout en restant en deçà de 2019 (- 17,4 %). L’activité de la filière, en baisse tendancielle depuis 2011 avec plusieurs fermetures de sites, connaît un regain de demande, la diminution des importations de produits raffinés russes, en particulier de gazole, étant compensée par un recours accru à la production nationale

 

 

b) La consommation d’énergie primaire en 2022

La consommation primaire d’énergie de la France, ou demande intérieure d’énergie, s’établit à 2 482 TWh en 2022, soit une baisse de 10,1 % par rapport à 2021, d’ampleur équivalente à celle observée lors de la crise sanitaire (- 10,0 % entre 2019 et 2020). Par rapport à 2019, la baisse est de 13,0 %. Cette consommation peut se décomposer comme la somme de la consommation finale d’énergie, des usages internes à la branche énergie et des pertes de transformation, de transport et de distribution. Les pertes et usages internes diminuent de 16,2 % en 2022, en raison principalement de la baisse de la production nucléaire et des pertes de chaleur induites.

Le bouquet énergétique primaire réel de la France se compose de 40 % de nucléaire, 28 % de pétrole, 16 % de gaz naturel, 14 % d’énergies renouvelables et déchets et 2 % de charbon. Le bois-énergie, qui représente la quasi-totalité de la biomasse solide, demeure la première source d’énergie renouvelable consommée en France, loin devant l’électricité d’origine hydraulique. Son principal usage est le chauffage.

 

Répartition de la consommation d’énergie primaire (non corrigées des variations climatiques) en 2021 en %

*EnR: énergies renouvelables.
**Correspond pour l’essentiel à la production nucléaire, déduction faite du solde exportateur d’électricité. Oninclut également la production hydraulique issue des pompages réalisés par l’intermédiaire de stations detransfert d’énergie, mais cette dernière demeure marginale comparée à la production nucléaire.
***Hydraulique hors pompages.
Champ: France entière (y compris DROM).
Source : SDES, Bilan énergétique de la France

 

 

 

 

c) La consommation finale d’énergie

La consommation finale d’énergie baisse pour sa part de 6,8 % et atteint 1 657 TWh : 125 TWh (- 19,4 %) sont destinés à des usages non énergétiques, majoritairement concentrés dans la pétrochimie, et 1 532 TWh (- 5,6 %) à des usages énergétiques. La consommation finale à usage énergétique baisse plus modérément après correction des variations climatiques (- 1,6 % par rapport à 2021 ; – 5,9 % par rapport à 2012).

La consommation d’énergie de l’industrie (y compris construction, mais hors hauts-fourneaux) s’élève à 281 TWh. Elle diminue nettement en 2022 (- 11,3 % à climat réel et – 9,6 % à climat constant) alors que la production manufacturière progresse légèrement (+ 1,6 %). Les entreprises industrielles, plus exposées aux fortes variations de prix, réduisent en particulier leur consommation de gaz (- 23,0 % à climat réel et – 19,7 % à climat corrigé) et de produits pétroliers (- 10,6 %). La consommation d’électricité baisse de 3,4 %.

À l’inverse, la consommation d’énergie à usage de transport, encore essentiellement composée de produits pétroliers raffinés, augmente de 4,0 % en raison de la reprise de la circulation après les mesures de restriction qui prévalaient encore au premier semestre 2021 (couvre-feu et confinement). C’est le seul secteur qui contribue positivement à l’évolution de la consommation primaire d’énergie en 2022 (graphique suivant). La consommation en biocarburants est un peu plus dynamique que celle de produits pétroliers (+ 6,2 %, contre + 4,1 %). Pour la première fois, une consommation de biokérosène est enregistrée (0,3 TWh en 2022). La consommation d’électricité à usage de transport augmente également nettement (+ 7,4 %), en lien notamment avec la reprise du transport ferroviaire. La consommation d’énergie des transports est toutefois en recul de 1,5 % par rapport à 2019.

La consommation d’énergie des bâtiments résidentiels et tertiaires se replie de 9,3 % et atteint 686 TWh. La baisse s’explique par des températures hivernales et automnales plus douces en 2022 qu’en 2021, qui réduisent les besoins de chauffage, et à partir de l’automne par des efforts pour économiser l’énergie dans le contexte du plan de sobriété énergétique. Après correction des variations climatiques, la consommation des bâtiments diminue de 1,5 % par rapport à 2021. Dans le résidentiel, elle diminue de 11,7 % à climat réel et de 2,6 % une fois corrigée du climat. Dans le tertiaire, la consommation diminue en données réelles (- 4,8 %) mais augmente légèrement à climat corrigé (+ 0,7 %) par rapport à 2021. En 2021, la crise sanitaire avait imposé un recours accru au télétravail et une occupation moindre des bureaux, notamment en début et en fin d’année. En outre, les restaurants et une partie des commerces avaient été fermés au printemps, lors du troisième confinement. Par rapport à 2019, la consommation du tertiaire diminue à climat corrigé (- 1,3 %). À températures équivalentes, la consommation de gaz dans les logements diminue de 4,8 % en 2022 tandis que celle d’électricité baisse de 4,1 %. La consommation d’énergies renouvelables thermiques, qui représente 35 % de la consommation résidentielle, s’infléchit à la hausse (+ 5,0 % à climat constant, après + 3,6 % en 2021), tirée par le développement des équipements, notamment les pompes à chaleur. Le bois reste néanmoins la principale énergie renouvelable utilisée dans les logements (71 TWh, contre 37 TWh pour les pompes à chaleur).

Contributions à l’évolution de la consommation primaire en 2020, 2021 et 2022 En points de pourcentage (données réelles et corrigées des variations climatiques

 

 

 

 

d) Le bilan énergétique en 2022

Selon le  SDES, la France a mobilisé une ressource primaire de 2 530 TWh (production nationale d’énergie, déstockage  et solde importateur) en 2022 pour satisfaire une consommation finale (non corrigée des variations climatiques) de 1 657 TWh. La différence est constituée des pertes et usages internes du système énergétique (825 TWh au total), des exportations nettes d’électricité (- 15 TWh) et des soutes aériennes et maritimes internationales exclues par convention de la consommation finale (63 TWh).

On a l’égalité suivante : 2530 (ressources primaires) = 1657 (consommation finale totale) + 825 (pertes et usages internes du système énergétique dont 737 de chaleur perdues des centrales nucléaires) – 15 (exportations nettes d’électricité) + 63 (soutes aériennes et maritimes internationales).

Le diagramme suivant illustre aussi les flux des différentes formes d’énergie transformées en électricité et/ou chaleur commercialisée (par exemple, 69 TWh de gaz naturel ont été transformés en électricité).

 

Bilan énergétique provisoire de la France en 2022 (TWh)

 

 

 

 

 

2/ Les énergies renouvelables en France en 2021

La part des énergies renouvelables a progressé de 10 points en France depuis 2005 et atteint 19,3 % de la consommation finale brute d’énergie en 2021 (graphique suivant). Cette hausse, relativement constante sur la période (hors crise sanitaire) résulte, d’une part, de l’augmentation soutenue de la consommation finale brute d’énergies renouvelables (de 4 % par an, pour une progression totale de 89 %), conséquence des investissements réalisés pour en favoriser le développement, et, d’autre part, d’une diminution globale de la consommation finale brute d’énergie (à un rythme d’environ 0,5 % par an).

Ainsi, depuis 2005, la place des énergies renouvelables a progressé de manière soutenue, à la fois dans les transports, dans l’électricité et dans la chaleur (tableau suivant). La part des énergies renouvelables reste néanmoins en deçà de la trajectoire fixée par les objectifs européens en 2020 et nationaux pour 2030. Sur deux ans, la part des énergies renouvelables s’est accrue de 2,1 points.

Après une hausse exceptionnelle de 1,9 point en 2020 dans le contexte de la crise sanitaire, elle croît de 0,1 point en 2021 à méthodologie constante. La reprise économique en 2021 a stimulé la demande des secteurs relativement peu consommateurs d’énergies renouvelables, tels que les transports, l’industrie et le tertiaire. En outre, la production d’électricité d’origine renouvelable est moins sensible à  la  demande que les autres modes de production. L’augmentation de la consommation d’électricité conduit donc mécaniquement à une diminution de la part des énergies renouvelables dans l’électricité.

Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie et objectif 2030 en %

 

Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie en %

 

Au total, la consommation finale brute d’énergies renouvelables atteint 339 TWh en 2021, en hausse de 9,3 % par rapport à 2020. Depuis 2005, la consommation finale brute d’énergies renouvelables a augmenté de 89  %. Les filières renouvelables qui ont le plus contribué à ce développement sont l’éolien, la filière biomasse solide et déchets renouvelables, le biodiesel et les pompes à chaleur, qui ont représenté plus de 80 % de la hausse.

Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie par filière et objectifs 2020 et 2030 en %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

IV – LA FACTURE ÉNERGÉTIQUE

1/ La facture énergétique en France en 2021

b) Très forte hausse de la facture énergétique en 2022

Facture énergétique de la France par type d’énergie en milliards d’euros 2022

Le graphique suivant issu des comptes nationaux confirme ces évolutions avec un solde de -44,4 Mds d’euros en 2021, quasiment au même niveau qu’en 2019 et une progression de la facture énergétique de 19 Mds par rapport à 2020. En 2022, le solde extérieur des produits énergétiques (y compris produits raffinés) est un peu moins élevé que celui du SDES : -112,5 Mds, soit une progression de 68 Mds par rapport à 2021, multiplié par 2,5 comme pour les données du SDES et pour la première fois depusi 1974 un déficit non négligeable su solde du produit électricité, gaz, vapeur et air conditionné (voir page échanges extérieurs).

Solde des échanges écxterieurs des produits énergétiques en milliards d’euros

2/ La facture énergétique dans l’industrie en France en 2021 [6]

a) La facture énergétique de l’industrie en forte hausse en 2021, portée par l’augmentation du prix du gaz

En 2021, la facture énergétique de l’industrie s’élève à 17,1 milliards d’euros courants (tableau suivant) en augmentation de 46 % par rapport à 2020, conséquence de la hausse des prix de l’énergie. Elle atteint son plus haut niveau depuis 2005 et dépasse le niveau enregistré les années suivant la crise de 2008. Une tonne d’équivalent pétrole (TEP) coûte en moyenne 504 euros aux établissements industriels, soit 38 % plus cher qu’en 2020 et 28 % qu’en 2019.

Les consommations brutes et nettes ne prennent pas en compte la quantité de vapeur auto-produite. En 2021, la consommation brute d’énergie  hors carburants de l’industrie (hors artisanat commercial et industrie de l’énergie, mais y compris récupération) s’élève à 34,6 millions de tonnes d’équivalent pétrole (tep) et la consommation nette d’énergie 33,4 millions de tep.

Consommation d’énergie et facture énergétique de l’industrie entre 2005 et 2021

En 2021, le prix de toutes les énergies augmente (graphique suivant). Le prix du gaz croît de 66 % en 2021 pour s’établir à 35 euros le mégawatt-heure (MWh) ; il connaissait une tendance à la baisse depuis 2013 (– 6 % en moyenne annuelle entre 2013 et 2020). Le prix de la vapeur s’envole également en 2021 (+ 71 %) et atteint 34 euros la tonne (soit 468 euros la tep).

Historiquement, les variations annuelles de prix de l’électricité sont plus faibles que celles des autres énergies. La fluctuation des prix annuels de l’électricité était contenue autour de 8 % depuis 2007. L’électricité augmente pour la quatrième année consécutive et le MWh s’établit à 78 euros. 2021 marque une nette accélération de l’augmentation des prix de l’électricité (+ 21 %, contre + 3 % en moyenne annuelle entre 2017 et 2020).

Le prix des produits pétroliers a également fortement augmenté (+ 50 %) après deux années de fortes baisses (– 18 % en 2020 et – 15 % en 2019). La hausse a touché l’ensemble des produits pétroliers (butane‑propane, fioul lourd, fioul domestique, coke de pétrole, etc.).

Évolution des prix unitaires des énergies (indice base 100 en 2010)

La consommation brute augmente de 7 % après une baisse de 9 % en 2020 en raison de la crise sanitaire liée à la Covid-19. Le niveau de consommation dans l’industrie reste toutefois inférieur à 2019 (− 2 %). Depuis 2005, la consommation brute d’énergie dans l’industrie a diminué de 21 %.

En 2021, la hausse de consommation d’énergie est proche de la hausse d’activité (+ 7 % contre + 6 %). Avant la crise sanitaire, entre 2016 et 2019, l’activité avait augmenté de 4 % alors que la consommation d’énergie avait diminué de 3 %, témoignant d’une amélioration de l’efficacité énergétique dans l’industrie.

Évolution de l’activité et de la consommation d’énergie dans l’industrie (indice base 100 en 2011)

Évolution de la répartition de la consommation d’énergie par grand secteur d’activité

b) Les consommations d’électricité et de gaz retrouvent leur niveau de 2019

En 2021, la consommation de toutes les énergies augmente, mais chacune dans des proportions sensiblement différentes.

La consommation d’électricité augmente de 8 % en 2021 et retrouve son niveau de 2019. L’industrie produit elle-même une partie de l’électricité consommée : en 2021, cette autoproduction représente 6 800 gigawatt-heures (GWh), soit 6 % de la consommation totale d’électricité du secteur industriel. 60 % de cette autoproduction est consommée sur place, le reste est revendu au réseau. La part des énergies renouvelables (hydraulique, photovoltaïque ou éolienne) dans l’autoproduction a doublé entre 2020 et 2021 pour atteindre 15 % (soit environ 1 000 GWh).

La hausse de consommation de gaz est plus modérée (+ 6 %) en raison de deux facteurs principaux. Le secteur de l’industrie chimique, qui représente plus d’un quart de la consommation de gaz dans l’industrie, a connu une hausse d’activité limitée en 2021. De plus, la part de gaz dans la consommation totale a baissé en 2021 dans la très grande majorité des secteurs ; plusieurs établissements industriels ont privilégié le chauffage au fioul plutôt qu’au gaz en raison d’un coût moins élevé.

Néanmoins, la consommation de gaz, moins impactée à la baisse en 2020 en raison d’une consommation maintenue dans les industries chimiques et de la stabilité de l’activité dans l’industrie agroalimentaire, retrouve en 2021 son niveau de 2019.

La consommation des produits pétroliers, après avoir été marquée par une baisse importante en 2020 (– 21 %), rebondit très fortement de 31 % en 2021, et dépasse ainsi le niveau de consommation de 2019. Alors que la consommation de ces énergies avait nettement diminué entre 2015 et 2018 (− 24 %), elle repart à la hausse en 2019 puis en 2021.

La consommation des combustibles minéraux solides augmente de 10 % en 2021, mais ne rattrape pas la chute de 50 % observée en 2020. La reprise de l’activité de la métallurgie porte cette augmentation car 83 % des combustibles minéraux solides sont consommés dans ce secteur. Les 17 % restants sont utilisés dans la chimie, le secteur du caoutchouc et l’agroalimentaire. La consommation des combustibles minéraux solides a été divisée par 2,5 en 6 ans. Moins de 1 % des établissements industriels en consomment.

La consommation d’hydrogène reprend fortement (+ 40 %, après une baisse de 25 % en 2020). 95 % de l’hydrogène est utilisé dans le secteur chimique, qui a augmenté la part de cette énergie de 2 % à 3 % dans sa consommation énergétique. D’autres secteurs commencent également à utiliser l’hydrogène comme le secteur électronique, l’agroalimentaire et la métallurgie mais dans des proportions minimes (moins de 0,2 % de leur consommation énergétique).

Évolution de la consommation (hors matières premières) par type d’énergie entre 2015 et 2021, indice base 100 en 2015

c) L’électricité et le gaz représentent 70 % de la consommation énergétique industrielle

 

 

b) Évolution des importations extra-UE de produits énergétiques

Pour les huiles de pétrole, les importations mensuelles moyennes en provenance de Russie et d’autres partenaires extra-UE sont présentées au premier graphique suivant (en valeur) et au second graphique suivant (en masse nette). Entre 2021 et 2022, en raison de la hausse des prix, la valeur des importations en provenance de Russie (- 0,3 milliard d’EUR) a diminué, mais a augmenté pour les autres partenaires extra-UE (+ 9,3 milliards d’EUR). Au deuxième trimestre 2023, la tendance s’est inversée, les valeurs moyennes totales ayant chuté de 29 % par rapport au même trimestre 2022 (passant de 30,1 milliards d’euros au deuxième trimestre 2022 à 21,3 milliards d’euros au deuxième trimestre 2023). Les importations de pétrole en provenance de Russie ont chuté au cours des premiers mois de 2023 en raison de l’interdiction de l’UE et se sont élevées en moyenne à 0,6 milliard d’euros par mois contre 5,1 milliards d’euros enregistrés au cours de la même période l’année dernière, soit une baisse de 89 %. Les importations en provenance des partenaires extra-UE, à l’exception de la Russie, ont diminué beaucoup moins (-17 %) au cours de la même période.

La masse nette mensuelle moyenne a légèrement diminué au niveau total au deuxième trimestre 2023 par rapport au même trimestre en 2022. Comme déjà mentionné au paragraphe précédent, la diversification entamée en 2022 est plus évidente au deuxième trimestre 2023, où la chute de la Russie (-7,1 millions de tonnes par rapport au même trimestre 2022 a été presque compensée par l’augmentation des importations de pétrole des partenaires extra-UE sauf la Russie (+ 5,8 millions de tonnes par rapport à la moyenne mensuelle enregistrée au cours des premiers mois de 2022).

Importations extra-UE d’huiles de pétrole, 2019 – second trimestre 2023, (en masse nette – milliards d’euros)

Importations extra-UE d’huiles de pétrole, 2019 -second trimestre 2023, (en masse nette – millions de tonnes)

 

En ce qui concerne le gaz naturel, les importations mensuelles moyennes en provenance de Russie et des partenaires extra-UE, à l’exception de la Russie, sont présentées à la figure 11 (en valeur) et à la figure 12 (en masse nette). Il y a eu une augmentation impressionnante de la valeur des importations mensuelles en 2022 par rapport à 2021, uniquement en raison de la hausse des prix. Au deuxième trimestre 2023 par rapport au même trimestre 2022, les valeurs moyennes mensuelles totales ont diminué de 50 % à mesure que la demande et les prix ont chuté. Ces évolutions, combinées aux sanctions, ont réduit les importations mensuelles de la Russie de 5,8 à 1,7 milliard d’euros.

Le volume importé de gaz naturel était presque stable entre 2021 et 2022. Cependant, il y a eu un changement de fournisseur, où l’augmentation du volume mensuel moyen des autres partenaires de 4,3 millions de tonnes était presque égale à la baisse du volume de la Russie. Au deuxième trimestre de 2023, les importations mensuelles totales de gaz sont tombées à 17 millions de tonnes, soit une réduction de 17 % par rapport à la quantité importée au cours du même trimestre de l’année dernière. Il est important de noter que cette réduction aurait pu être déclenchée lorsque les États membres se sont engagés à réduire leur consommation de gaz au cours de la période allant du 1er août 2022 au 31 mars 2023 d’au moins 15 % par rapport à leur consommation moyenne de gaz au cours de la même période au cours des cinq années précédentes. La baisse de la Russie s’est poursuivie au deuxième trimestre 2023, lorsque les importations en provenance de la Russie n’étaient que de 2,5 millions de tonnes en moyenne chaque mois, une baisse par rapport aux 5,1 millions de tonnes importées au cours du même trimestre de l’année dernière.

Importations extra-UE de gaz naturel, 2019 – second trimestre 2023, (en masse nette – milliards d’euros)

Importations extra-UE de gaz naturel, 2019 -second trimestre 2023, (en masse nette – millions de tonnes)

 

 

 

 

 

V – L’ÉNERGIE EN EUROPE

De nombreuses données sont disponibles sur la base Eurostat. On en reprend ici les principales ainsi que dans le chapitre suivant [7].

1/La  production d’énergie primaire

La  production d’énergie primaire au sein de l’UE, 23 566 pétajoules (PJ) ont été produits en 2022, soit 5,9 % de moins qu’en 2021. La production primaire a augmenté pour les combustibles fossiles solides, mais a diminué pour le pétrole, le gaz naturel, les énergies renouvelables et les biocarburants de 2021 à 2022. Dans le cas des énergies renouvelables, il s’agit d’une exception dans sa tendance à la hausse à long terme (graphique suivant). Énergies renouvelables représentaient la part la plus élevée de la production d’énergie primaire dans l’UE en 2021 (43,2 %), suivie de la chaleur nucléaire (27,6 %), des combustibles fossiles solides (16,4 %), du gaz naturel (6,2 %), du pétrole et des produits pétroliers (3,3 %) et des déchets non renouvelables (2,4 %).

Au cours de la dernière décennie (2012-2022), la tendance de la production d’énergie primaire a été généralement négative pour les combustibles fossiles solides, le pétrole, le gaz naturel et l’énergie nucléaire. La production de gaz naturel a connu la plus forte baisse (-64,9 %), suivie des combustibles fossiles solides et du pétrole et des produits pétroliers (avec une baisse de 38,7 % et 38,0 %, respectivement). La production d’énergies renouvelables a suivi une nette tendance positive au cours de la même période, avec une augmentation de 32,6 %, à l’instar des déchets (non renouvelables), qui ont connu une augmentation de 22,3 %.

Production d’énergie primaire par combustible, UE, 1990-2022, (térajoule)

2/ Importations et exportations

La baisse de la production d’énergie primaire dans l’UE au cours des dernières décennies a entraîné une augmentation des importations de produits énergétiques primaires et secondaires. Cette augmentation a ralenti en 2020 en raison d’une demande plus faible causée par la pandémie de COVID-19 et a de nouveau augmenté en 2021 et 2022. La quantité de gaz naturel importé a plus que doublé au cours de la période 1990-2022, atteignant 14 056 PJ (graphique suivant), le niveau d’importation record jamais enregistré. Le gaz naturel est le deuxième produit énergétique importé, après le pétrole brut, qui s’est à nouveau classé premier en termes de quantités importées, avec 20 320 PJ en 2022. Ce chiffre est inférieur de 4,5 % à celui d’il y a dix ans et de 5,4 % à celui de 2019 (l’année précédente, avant la pandémie de COVID-19).

Importations de certains produits énergétiques, UE, 1990-2022, (terajoule)

Les exportations étaient beaucoup plus faibles que les importations (graphique suivant). En 2022, le gazole et le gazole (environ 3 857 PJ) se classaient au premier rang, suivis de l’essence à moteur (3 037 PJ) et du mazout (2 294 PJ).

Exportations de certains produits énergétiques, UE, 1990-2022, (térajoule)

3/ Disponibilité brute énergétique (proche de la notion de mix énergétique)

a) évolution dans l’UE

L’énergie disponible brute énergétique edans l’UE, en 2022, a atteint 58 461 PJ, soit 4,5 % de moins qu’en 2021 (graphique suivant) et 6,3 % de moins qu’en 1990.

Énergie brute disponible par combustible, UE, 1990-2022, (térajoule)

Source : Eurostat

À la suite de la crise financière et économique de 2008, l’énergie brute disponible a diminué de 6,1 % en 2009 par rapport à l’année précédente, la plus forte baisse ayant été observée dans les combustibles fossiles solides (-11,4 %), suivis du pétrole et des produits pétroliers (-6,3 %) et du gaz naturel (-6,0 %) (graphique suivant). Après une reprise en 2010, avec une hausse d’environ 4 % de l’énergie brute disponible, des baisses consécutives ont été observées jusqu’en 2015, date à laquelle la tendance s’est à nouveau inversée. Cependant, 2018 et 2019 ont de nouveau connu une baisse de l’énergie disponible brute, bien qu’elle ne soit pas aussi importante que celle enregistrée en 2020. L’augmentation observée en 2021 est due à un rebond après la pandémie. En 2022, en partie en raison de la guerre menée par la Russie contre l’Ukraine, il y a une autre baisse, enregistrant le niveau le plus bas de l’ensemble des séries chronologiques (à la seule exception de 2020, année de la pandémie de COVID-19).

Énergie brute disponible par combustible, UE, 1990-2022, (térajoule)

Source : Eurostat

b) La disponibilité brute énergétique par pays

La combinaison de combustibles et leur part dans l’énergie brute disponible dans différents pays (« mix énergétique » aux exportations près) dépendent des ressources naturelles disponibles, de la structure de l’économie d’un pays, ainsi que des choix nationaux en matière de systèmes énergétiques. En ce qui concerne la structure de l’énergie brute disponible en 2022, le pétrole et les produits pétroliers détenaient la plus grande part (36,8 %), suivis du gaz naturel (21,1 %), tandis que les combustibles fossiles solides représentaient 11,6 %. En d’autres termes, 69,5 % de toute l’énergie dans l’UE était produite à partir de charbon, de pétrole et de gaz. La chaleur nucléaire et les énergies renouvelables représentaient respectivement 11,1 % et 17,9 % du total

En 2022, la part cumulée des principaux combustibles fossiles (charbon, pétrole et gaz) dans l’énergie brute disponible n’était inférieure à 40 % que dans deux États membres de l’UE: Suède 28,3 % et Finlande 34,7 % (graphique suivant). Il convient de noter que la France et la Suède étaient également les pays où la contribution de la chaleur nucléaire à l’énergie disponible brute était la plus élevée (34,8 % et 25,9 %, respectivement).

En 2022, la part des combustibles fossiles solides dans l’énergie brute disponible était la plus élevée en Pologne (40,2 %) et en Tchéquie (32,1 %). La moyenne de l’UE s’établissait à 11,6 %, ce qui est nettement inférieur.

En 2022, le schiste bitumineux et les sables bitumineux représentaient 56,9 % de l’énergie brute disponible en Estonie, tandis que la part de la tourbe et des produits à base de tourbe en Finlande et en Irlande était respectivement de 2,7 % et de 2,2 %.

Les parts les plus importantes de pétrole et de produits pétroliers dans l’énergie brute disponible ont été observées à Chypre (86,6 %), à Malte (85,5 %) et au Luxembourg (61,2 %). Cela est dû à leur situation nationale spécifique: Chypre et Malte sont de petites îles, tandis que la consommation au Luxembourg est fortement affectée par le «tourisme de carburant», en raison des prix relativement bas des carburants utilisés dans le secteur des transports.

La part du gaz naturel variait de 37,3 % en Italie à moins de 3 % en Suède et à Chypre. Le gaz naturel était également une source d’énergie importante en Hongrie et en Irlande, avec une part de 30 % ou plus.

En Suède, les énergies renouvelables représentaient près de la moitié de leur énergie disponible brute en 2022 (49,7 %), tandis qu’au Danemark et en Finlande, ce chiffre s’élevait à 40,5 % et 39,4 %, respectivement. Les résultats les plus faibles à cet égard ont été enregistrés à Malte (2,1 %), en Belgique (8,8 %) et au Luxembourg (10,6 %).

En 2022, 13 États membres disposaient de centrales nucléaires. La France affichait la part nucléaire la plus élevée (34,8 % de la chaleur nucléaire dans l’énergie brute disponible), suivie de la Suède (25,9 %), de la Slovaquie (24,7 %), de la Bulgarie (21,9 %) et de la Slovénie (21,0 %).

Énergie brute disponible par combustible, 2022, (% du total par pays)

Source : Eurostat

Les  graphiques et le tableau suivants en milliers de tonnes équivalent pétrole (TEP) montrent l’importance du nucléaire en France par rapport au total des 27 pays de l’UE d’abord en 2020 puis en 2019.

Cette importance apparaît quand on regarde l’énergie disponible brute (proche de la notion de consommation primaire aux exportations près dans le bilan énergétique de la France ci dessus) : la chaleur nucléaire y représente plus de 39% du total contre 13,2% dans l’UE.  Cet agrégat est l’un des plus importants du bilan énergétique. Pour la somme de tous les produits énergétiques, il s’agit de l’énergie totale fournie / consommée dans un pays. Cependant, pour les produits pris individuellement, son interprétation est différente. Pour les produits primaires (ceux qui sont directement extraits de la nature), cela montre l’offre disponible. Pour les produits dérivés (produits manufacturés, produits secondaires), cela ne couvre que le commerce international et les variations de stocks. La production de produits dérivés est enregistrée dans la production de transformation. Par conséquent, l’énergie disponible brute pour les produits dérivés peut être négative – ce qui signifie que sa forme d’approvisionnement primaire initiale a été comptabilisée sous la forme du produit primaire correspondant.

Énergie disponible brute par produit par pays de l’UE en milliers de TEP en 2019 en %

Énergie disponible brute par produit dans l’UE (27 pays)  en milliers de tonnes équivalent pétrole en %

Énergie disponible brute par produit en France en milliers de TEP en %

Source : Eurostat

c) Consommation d’énergie par habitant, 2022

Au Luxembourg et en Finlande, l’énergie brute disponible en 2022 a dépassé 245 Gigajoule (GJ) par habitant, tandis qu’en Roumanie, elle était inférieure à 70 GJ par habitant (carte suivante). Cet indicateur est influencé par la structure de l’industrie dans chaque pays, la sévérité des conditions hivernales, ainsi que d’autres facteurs, tels que le tourisme de carburant dans le cas du Luxembourg. La moyenne de l’UE en 2022 s’élevait à 131 GJ par habitant.

Consommation d’énergie par habitant, 2022,(Gigajoule par habitant)

Source : Eurostat

Le graphique suivant montre la répartition structurelle de l’énergie brute disponible dans l’UE par grandes catégories du bilan énergétique. En 2022, la plus grande part de l’énergie dans l’UE a été utilisée dans la transformation de l’énergie^[1](23,8 %), suivis des activités de transport (20,7 %), des ménages (17,9 %), du secteur industriel (16,7 %), des services (9,0 %) et de la consommation non énergétique (5,8 %), les autres secteurs représentant 6,1 %.

Part structurelle de la consommation d’énergie dans les principales catégories de bilans énergétiques, UE, 1990-2022 (en %)

5/ La consommation finale énergétique

La consommation finale d’énergie couvre la consommation d’énergie des utilisateurs finaux, tels que l’industrie, les transports, les ménages, les services et l’agriculture. Elle exclut la consommation du secteur de l’énergie lui-même et les pertes subies lors de la transformation et de la distribution d’énergie (par exemple, centrales électriques, installations de chauffage urbain, raffineries de pétrole, fours à coke, hauts fourneaux). Elle exclut également toute utilisation non énergétique de secteurs énergétiques (par exemple, le gaz naturel utilisé pour la fabrication de produits chimiques, les lubrifiants à base de pétrole, le bitume utilisé comme revêtement pour les routes). Les quantités livrées à l’aviation internationale et aux soutes maritimes internationales sont également exclues de la consommation d’énergie finale.

a) La consommation finale d’énergie par combustible

La consommation finale d’énergie dans l’UE, en 2022, il était de 37 771 PJ, soit 3,9 % de moins qu’en 2021 (graphique suivant). La consommation finale d’énergie a augmenté lentement de 1994 jusqu’à atteindre sa valeur la plus élevée de 41 447 Mtep en 2006. En 2022, la consommation finale d’énergie a diminué de 8,9 % par rapport à son niveau record.

Consommation finale d’énergie par combustible en terajoules, UE, 1990-2022

Source : Eurostat

Entre 1990 et 2022, la quantité et la part des combustibles fossiles solides dans la consommation finale d’énergie ont considérablement diminué (de 9,6 % en 1990 à 3,6 % en 2000, 2,8 % en 2010 et 1,8 % en 2022). D’autre part, les sources d’énergie renouvelables ont augmenté leur part dans le total, passant de 4,3 % en 1990 à 5,3 % en 2000 et à 8,8 % en 2010, pour finalement atteindre 12,2 % en 2022. Le gaz naturel est resté assez stable au cours de cette période, allant de 18,8 % en 1990 à 20,6 % en 2022.

Le pétrole et les produits pétroliers représentaient la plus grande part (36,8 %) de la structure de la consommation finale d’énergie en 2022, suivis de l’électricité (23,0 %).

En France, la consommation d’électricité représente presque 27% contre moins de 23% dans l’UE. La consommation de produits pétroliers est aussi un peu supérieure (38,7% contre 37%). Celle du gaz est en revanche inférieure de 1 point. C’est la chaleur qui est surtout relativement moins consommée en France : 2,7% contre 4,9% dans l’UE. Sa part est importante au Danemark et en Suède : 18,2% et 13,7%.

Consommation finale d’énergie par produit en milliers de tonnes équivalent pétrole en 2019 (en %)

Source : Eurostat

b) L’utilisation énergétique par secteurs utilisateurs

1 – En structure en 2020

Une analyse de l’utilisation finale de l’énergie dans l’UE en 2022 révèle trois catégories dominantes: les transports (31,0 %), les ménages (26,9 %) et l’industrie (25,1 %)  (graphique suivant). L’aviation internationale et les soutes maritimes sont exclues de la catégorie consommation finale d’énergie pour les transports.

 Consommation finale d’énergie par secteur, UE, 2022, (% du total, sur la base des térajoules)

Source : Eurostat

 L’évolution de la consommation d’énergie dans le secteur des transports a sensiblement évolué après 2007. Jusqu’à cette année-là, la consommation se caractérisait par une croissance régulière, qui augmentait chaque année depuis le début des séries chronologiques en 1990. Toutefois, avec le début de la crise financière et économique mondiale en 2008, la consommation d’énergie à des fins de transport a diminué de 1,4 %. La baisse s’est poursuivie jusqu’en 2013. En 2014, cette tendance s’était inversée et l’augmentation de la consommation d’énergie pour les activités de transport s’est poursuivie jusqu’en 2019 (30,8 nbsp;% de plus qu’en 1990), bien que les niveaux de 2007 n’aient pas été atteints. Toutefois, la plus forte baisse de la consommation d’énergie pour les transports a été observée en 2020, à savoir 12,9 % par rapport à 2019, principalement en raison de la pandémie de COVID-19. En 2021 et 2022, la tendance s’est inversée et une augmentation de 11,3 % a été enregistrée en 2022 par rapport à 2020, mais reste inférieure au niveau de 2019.

Consommation finale d’énergie par secteur, UE, 1990-2022, (terajoule)

Une analyse similaire pour toutes les utilisations finales (basée sur la période à partir de 2007) révèle que la consommation finale d’énergie de l’UE pour l’industrie a globalement diminué de 17,5 % au cours de la période comprise entre 2007 et 2022. La réduction globale de la consommation d’énergie pour les transports a été de 4,1 %. La consommation finale d’énergie des services et des ménages a diminué de 3,9 % et 2,7 %, respectivement.

Des différences considérables ont été observées dans l’évolution de la consommation d’énergie entre les différents modes de transport, avec une croissance rapide de l’aviation internationale (90,9 %) entre 1990 et 2008 (graphique suivant). Toutefois, 2009 a été marquée par une réduction considérable de la consommation d’énergie pour ce mode de transport particulier (-8,4 % par rapport à 2008), suivie d’une courte période sans évolution claire de la consommation d’énergie dans l’aviation internationale. Au cours de la période comprise entre 2013 et 2019, la consommation a connu une croissance constante, ce qui a entraîné une hausse des niveaux de 2019 de 20,1 % par rapport au pic relatif précédent de 2008. L’aviation internationale a bien entendu été le mode de transport le plus durement touché par la pandémie de COVID-19 et les restrictions qui y sont liées. Par rapport à 2019, l’énergie consommée par l’aviation internationale a presque diminué de moitié (-48,6 %) en 2021 et a encore enregistré une baisse de 17,1 % en 2022.

Consommation d’énergie par mode de transport, UE, 1990-2022, (1990 = 100, sur la base des térajoules)

Sourec: Eurostat

c) La consommation finale d’énergie par l’industrie

La consommation d’énergie est essentielle dans le secteur industriel principalement pour les procédés industriels, mais aussi à des fins non liées aux procédés, telles que le chauffage, le refroidissement ou l’éclairage des locaux. Dans l’UE en 2020, le secteur industriel représentait 26,1 % consommations finales d’énergie ce qui en a fait le troisième plus grand consommateur. On sait les conséquences de la hausse des prix du gaz et de l’électricité sur les risques de délocalisations.

En 2022,  l’électricité et le gaz naturel représentaient près des deux tiers de la consommation finale d’énergie dans le secteur industriel de l’UE (33,3 % et 31,2 %, respectivement). Pétrole et produits pétroliers 10,8 %, suivis des énergies renouvelables et des biocarburants (10,6 %).Combustibles fossiles solides avaient une part de 6,3 % dans le mélange, la chaleur dérivée 5,6 %, tandis que les déchets non renouvelables représentaient 2,1 % (premier graphique suivant).

Le second graphique montre l’évolution des différents produits énergétiques utilisés à des fins énergétiques dans le secteur industriel. Il y a eu une baisse très importante des combustibles fossiles solides (de 2 420 pétajoules (PJ)en 1990 à 596 PJ en 2022, soit -75,4 %) et le pétrole et les produits pétroliers (de 2 288 PJ en 1990 à 1 025 PJ en 2022, soit -55,2 %). D’autre part, les énergies renouvelables et les biocarburants ont suivi une tendance à la hausse lente mais constante au cours de la même période (de 546 PJ en 1990 à 1 008 PJ en 2022, soit +84,7 %). Depuis 1990, l’électricité et le gaz naturel continuent d’être les deux produits énergétiques les plus importants pour l’industrie. La consommation finale totale d’énergie dans l’industrie a diminué au cours de cette période, passant de 12 990 PJ en 1990 à 9 473 PJ en 2022 (-27,1 %). Par rapport à 2021, la consommation finale totale d’énergie dans l’industrie a diminué de 6,3 % en 2022.

 Consommation finale d’énergie dans le secteur industriel par produit énergétique, UE, 2022 (PJ)

Évolution de la consommation finale d’énergie dans le secteur industriel par produit énergétique, UE, 1990-2022 (PJ)

Source : Eurostat

d) L’utilisation finale énergétique par pays et par secteurs

La part des transports (y.c. celle des ménages) est de 32,5% en France en 2019 contre 30,9% dans l’UE. Le secteur tertiaire a aussi un poids plus important : 16,6% contre 13,7%. C’est l’industrie et la construction qui consomment relativement moins d’énergie : 19;7% contre 25,6% (27,8% en Allemagne). La désindustrialisation en France explique en grande partie ce poids faible.

Consommation finale d’énergie par secteur en milliers de tonnes équivalent pétrole en %

Source : Eurostat

La consommation finale d’énergie des ménages par tête diminue dans la plupart des pays, traduisant des économies d’énergie. Elle reste un peu plus élevée en France que dans l’UE des 27 pays. Cet indicateur mesure la consommation d’électricité et de chaleur de chaque citoyen sans prendre en compte l’énergie utilisée pour les transports. Étant donné que l’indicateur se réfère à la consommation finale d’énergie, seulement l’énergie utilisée par les consommateurs finaux est prise en considération. La consommation du secteur de l’énergie lui-même est exclue.

Consommation finale d’énergie des ménages par tête : Kilogramme d’équivalent pétrole (KGEP)

   Source : Eurostat

Un autre indicateur est intéressant. Il présente les parts de sept types de combustibles dans la consommation finale d’énergie du secteur résidentiel : combustibles fossiles solides, autres combustibles, le pétrole et les produits pétroliers, le gaz naturel, l’électricité, la chaleur et les renouvelables et biocarburants. Ce domaine se concentre sur l’énergie consommée par les ménages pour le chauffage et sur la manière dont l’amélioration des bâtiments peut contribuer aux programmes d’économie d’énergie. La part de chaque combustible est exprimée en pourcentage de la consommation totale.  Dans les tableaux suivants le total n’est pas égal à 100 car on ne tien pas compte des autres combustibles dont la part est négligeable. En France, c’est l’électricité qui prime : 36% en 2020 (27,3% en 2000) contre 24,7% dans l’UE (21% en 2000). Dans l’UE c’est le gaz qui vient en tête : 31,7% en 2020 soit à peu près comme en 2000 contre 27,8% en France en 2020 (31% en 2000).

Consommation finale des ménages dans le résidentiel : usage énergétique entre 2000 et 2020 en %

6/ L’intensité énergétique (les économies d’énergie)

L’ UE s’est engagée à réduire de 20 % sa consommation d’énergie d’ici 2020 par rapport aux projections de référence. Cet objectif est également connu sous le nom d’objectif d’efficacité énergétique de 20 %. En d’autres termes, l’UE s’est engagée à avoir une consommation d’énergie primaire de pas plus de 1 483 millions de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep) et une consommation d’énergie finale de pas plus de 1 086 Mtep en 2020. Pour 2030, le l’objectif de liaison est une réduction d’au moins 32,5 %. Cela se traduit par une consommation d’énergie primaire de pas plus de 1 273 Mtep et une consommation d’énergie finale de pas plus de 956 Mtep en 2030.

Au fil des années, la consommation d’énergie primaire a fluctué car les besoins énergétiques sont influencés par l’évolution économique, les changements structurels dans l’industrie, la mise en œuvre de mesures d’efficacité énergétique ainsi que les conditions météorologiques spécifiques (telles que les hivers froids ou chauds). En 2020, les restrictions liées au COVID-19 (par exemple, confinements, couvre-feux et restrictions de voyage) ont été les principaux facteurs affectant la consommation d’énergie de l’UE (tableau suivant). En raison de ces restrictions, l’année 2020 a connu les niveaux de consommation d’énergie les plus bas dans l’UE depuis 1990 (première année pour laquelle des données sont disponibles). Cependant, en 2022, la consommation d’énergie était plus élevée, poussant la consommation d’énergie primaire et finale au-dessus de ses niveaux de 2020. La consommation d’énergie primaire  dans l’UE a fortement chuté pour s’établir à 1 236 millions de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep) en 2020, dépassant de 5,8 % l’objectif d’efficacité de 2020. Toutefois, ce chiffre reste 24,5 % supérieur à l’objectif 2030, ce qui implique que les efforts visant à améliorer l’efficacité doivent être poursuivis dans les années à venir. L’année 2021 a clairement démontré cet enjeu, puisque la consommation d’énergie primaire a augmenté par rapport à 2020 de 6,1 %, pour atteindre 1 311 Mtep.  En 2022, la consommation d’énergie primaire dans l’UE était inférieure de 4,2 % à l’objectif énergétique de 2020 et supérieure de 26,7 % à l’objectif de 2030.

Consommation d’énergie primaire dens l’ UE en millions de tonnes équivalent pétrole

a) L’intensité énergétique

L’intensité énergétique peut être considéré comme une approximation de l’efficacité énergétique de l’économie d’un pays et montre la quantité d’énergie nécessaire pour produire une unité de PIB. Les améliorations observées dans l’intensité énergétique s’expliquent par diverses raisons:

• un passage général de l’industrie à une économie de services en Europe,
• un passage au sein de l’industrie vers des activités et des méthodes de production moins consommatrices d’énergie,
• la fermeture d’unités inefficaces et des appareils plus économes en énergie.

Le graphique suivant montre l’intensité énergétique en utilisant des valeurs du PIB chaînées, qui conviennent mieux à la comparaison des tendances historiques dans chaque pays. Par rapport à il y a dix ans, tous les États membres de l’UE ont enregistré des améliorations en termes d’intensité énergétique. En 2022 l’intensité énergétique  est à peu près au même niveau en France et en Allemagne, respectivement 97,3 et 94  kilogramme d’équivalent pétrole par millier d’euros.

Intensité énergétique de l’économie, 2010-2015-2020, (kilogramme d’équivalent pétrole par millier d’euros)

Source : Eurostat

b) Consommation d’énergie primaire et éloignement des objectifs 2020 et 2030

Au fil des ans, la consommation d’énergie primaire a fluctué, les besoins énergétiques étant influencés par l’évolution économique, les changements structurels dans l’industrie, la mise en œuvre de mesures d’efficacité énergétique ainsi que des conditions météorologiques spécifiques (comme des hivers froids ou chauds). En 2020, le principal facteur affectant la consommation d’énergie de l’UE était les restrictions liées au COVID-19 (par exemple, les confinements, les couvre-feux et les restrictions de voyage). En raison de ces restrictions, 2020 a vu les niveaux de consommation d’énergie les plus bas dans l’UE depuis 1990 (première année pour laquelle des données sont disponibles). Cependant, en 2021, la consommation d’énergie a augmenté, poussant la consommation d’énergie finale au-dessus de l’objectif de 2020. La  consommation d’énergie d)dans l’UE a fortement chuté à 1 236 millions de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep) en 2020, dépassant de 5,8 % l’objectif d’efficacité énergétique de 2020. Pourtant, cela reste à 9,5 % de l’objectif de 2030, ce qui implique que les efforts d’amélioration de l’efficacité doivent être maintenus dans les années à venir. L’année 2021 a bien montré cet enjeu puisque la consommation d’énergie primaire a augmenté de 5,9 % par rapport à 2020 pour atteindre 1 309 Mtep. Cette valeur est néanmoins encore inférieure aux niveaux d’avant la pandémie : en 2019, elle était de 1 354 Mtep.

En 2022, la consommation d’énergie primaire était de 1 257 Mtep. La consommation d’énergie primaire a atteint un sommet en 2006. En 2022, elle était inférieure de 16,8 % à la valeur maximale. L’écart entre le niveau réel de consommation d’énergie primaire et le niveau cible fixé pour 2030 était de 52,3 % en 2006. En 2020, cet écart est tombé à 24,5 %, augmentant ensuite à 32,1 % en 2021. La consommation d’énergie primaire ayant de nouveau diminué en 2022, le Les 1 257 Mtep enregistrés constituent en fait le deuxième niveau le plus bas depuis 1990 (première année pour laquelle des données sont disponibles), juste après le plus bas record observé en 2020 (1 236 Mtep) (tableau et graphique suivants).

Consommation d’énergie primaire et distance par rapport aux objectifs de 2020 et 2030, UE

Distance par rapport aux objectifs de consommation d’énergie primaire pour 2020 et 2030, UE, millions Tep

c) Consommation énergétique finale et éloignement des objectifs 2020 et 2030

La consommation énergétique finale a culminé en 2006 (écart de 9,1 % par rapport à l’objectif 2020 et de 37,1 % par rapport à l’objectif 2030). En 2020, la consommation finale d’énergie était inférieure de 5,5 % au niveau cible pour 2020 (une année considérablement affectée par la pandémie de COVID-19). En 2021, il a atteint 967 Mtep : 0,9 % au-dessus de l’objectif d’efficacité pour 2020 et 26,8 % par rapport à l’objectif 2030. En 2022, la consommation finale est tombée à 940 Mtep, soit le même niveau qu’en 1995. C’est 23,3 % au-dessus de l’objectif de 2030 (tableau suivant et graphique suivant).

Consommation finale d’énergie et distance par rapport aux objectifs 2020 et 2030, UE

Distance par rapport aux objectifs 2020 et 2030 pour la consommation finale d’énergie, UE millions de TEP

d) Évolution spécifique au pays

La première directive sur l’efficacité énergétique a été adoptée en 2012. Grâce à la disponibilité des données pour l’année 2022, nous pouvons comparer les dernières données sur la consommation d’énergie avec celles d’il y a 10 ans, la même année où la directive a été adoptée.

Si l’on compare 2022 à 2012, la consommation d’énergie primaire a diminué dans l’Union de 10,0 %. Dans sept États membres de l’UE, la consommation d’énergie primaire a diminué davantage, notamment en Grèce (-21,2 %), en France (-17,7 %) et aux Pays-Bas (-16,0 %). De l’autre côté, il y avait 6 pays où la consommation d’énergie primaire était plus élevée en 2022 qu’en 2012. Dans 3 pays, ces augmentations de la consommation d’énergie primaire sont supérieures à 5 % : Bulgarie (+6,2 %), Pologne (+6,1 %). ) et la Lituanie(+5,5 %).

Évolution de la consommation d’énergie primaire entre 2012 et 2022 en %

La consommation finale d’énergie de l’UE en 2022 était inférieure de 4,3 % à celle de 2012. Dans 10 pays, la baisse a été encore plus prononcée, les Pays-Bas (-16,6 %), le Luxembourg (-11,9 %) et la France (-9,7 %) enregistrant la diminution la plus élevée. A l’inverse, les plus fortes hausses ont été enregistrées à Malte (+37,8%), en Pologne (+12,3%) et en Irlande (+11,4%).

Évolution de la consommation d’énergie finale entre 2012 et 2022 en %

VI – LE TAUX DE DÉPENDANCE ÉNERGÉTIQUE

Pour sa propre consommation, l’UE a également besoin d’énergie qui est importée de pays tiers. En 2019, le principal produit énergétique importé était les produits pétroliers (y compris le pétrole brut, qui en est le principal composant), représentant près des deux tiers des importations d’énergie dans l’UE, suivis du gaz (27 %) et des combustibles fossiles solides (6 %).

1/ Dépendance à l’égard des importations d’énergie

Le taux d’indépendance énergétique (P/D) est égal à production primaire divisée par la disponibilité réelle en ajoutant les importations et en retirant les exportations.

Eurostat propose un ratio différent mais qui a la même signification. Il s’agit du  taux de dépendance aux importations énergétiques par produits.  Le rapport entre les importations nettes et l’énergie brute disponible indique la capacité d’un pays ou d’une région à répondre à tous ses besoins énergétiques. Ce rapport est appelé dépendance énergétique. En d’autres termes, il montre dans quelle mesure un pays dépend des importations d’énergie. Ceci est illustré au graphique suivant, où la hauteur totale de la colonne empilée représente l’énergie disponible brute. La pile supérieure de chaque colonne indique l’énergie importée (importations moins exportations), tandis que la pile inférieure représente l’énergie produite dans l’UE (production intérieure + variations des stocks). La proportion entre le sommet de la pile inférieure et le total représente la dépendance énergétique. Cette part est énorme dans les produits pétroliers et le gaz.

En 2022, la demande d’énergie de l’UE était la plus élevée pour le pétrole et les produits pétroliers, atteignant 21 532 PJ, dont 97,7 % ont été importés. En 2022, la demande de gaz naturel s’élevait à 12 324 PJ, dont 97,6 % étaient couverts par des importations. On a vu que la production de combustibles fossiles solides dans l’UE a diminué au cours des deux dernières décennie , tout comme leur énergie brute disponible. Au niveau de l’UE, en 2022, 45,8 % des combustibles fossiles solides consommés ont été importés. Dans l’ensemble, la tendance à long terme observée depuis 1990 indique une dépendance croissante à l’égard des importations. Alors qu’en 1990, la moitié de tous les combustibles consommés étaient importés, ce chiffre s’élevait à 62,5 % en 2022.

Dépendance énergétique par combustible, UE, 1990-2020, (terajoule)

L’indicateur montre ainsi la part des besoins énergétiques totaux d’un pays atteint par les importations en provenance d’autres pays. Il est calculé en tant qu’importations nettes divisées par l’énergie brute disponible (consommation intérieure brute d’énergie, c’est-à-dire la somme de l’énergie produite et des importations nettes) soit :

taux de dépendance énergétique= (importations – exportations)/énergie brute disponible.

Autrement dit, si les exportations sont supérieures aux exportations le taux est négatif. Dans la suite on présente les résulat par ce taux

En 2019, l’Union européenne dépendait, pour 60,7 % de sa consommation d’énergie, de ses importations (tableau suivant). Le reste de l’énergie est produite sur le sol européen.

Sur le long terme, la dépendance énergétique européenne a augmenté depuis 1990. A l’époque, les importations d’énergie ne représentaient que 44 % du total, puis 56,3% en 2000, 60,7% en 2019 suivi d’une baisse en 2020 (57,5%) du fait de la chute de l’activité dans tous les pays.

Mais la  dépendance énergétique est variable selon les pays.

L’indépendance énergétique européenne dépend des politiques adoptées par les États membres. Les États sont autonomes dans le choix de leurs sources d’approvisionnement et de leur mix énergétique, ce qui n’empêche pas la ratio de production d’énergie primaire européenne de baisser avec le temps par rapport aux importations. Dans le même temps en revanche, la part d’énergies renouvelables a considérablement augmenté.

On trouve le tableau suivant de dépendance énergétique sur le site d’Eurostat. Cet indicateur montre à quel degré une économie dépend des importations pour faire face à ses besoins énergétiques. Il est calculé comme le ratio entre les (importations nettes /énergie disponible brute) pour le total des énergies et pour les énergies fossiles. Les importations nettes sont calculées comme les importations totales moins les exportations totales. L’énergie disponible brute est une valeur calculée, définie comme suit : production primaire + produits récupérés & recyclés + importations – exportations + variation de stock. La dépendance énergétique peut être négative dans le cas des pays exportateurs nets, tandis que des valeurs positives supérieures à 100% indiquent une accumulation de stocks au cours de l’année de référence.

Tableau 60 taux de dépendance énergétique Eurostat

Grâce au nucléaire, la France a une relative indépendance énergétique jusqu’en 2021 du moins avant la fermeture de la moitié des centrales nucléaires en 2022. Ses importations nettes représentaient 47,6% en 2019 et même 44,5% en 2020 contre 51,2% en 2000. On note toutefois que ce calcul est  toujours fait en utilisant une convention datant de l’époque où l’uranium des réacteurs nucléaires provenait de mines françaises (dont la dernière a fermé en 2001). La chaleur dégagée par la fission nucléaire y est apparentée à une production nationale. L’uranium est importé en totalité depuis 2003. En 2020, il provenait à 90 % de pays sous influence russe (Ouzbékistan : 26%; Kazakhstan : 29%) ou chinoise (Niger : 35%). Le reste (10 %) provient d’Australie.

Le Royaume Uni a un taux plus faible : 34,8% grâce au pétrole et gaz naturel de la mer du Nord. Mais ce taux augmente depuis 2000 (-17% en 2000).

D’autres États membres de l’UE ont enregistré une baisse de leur taux de dépendance énergétique entre 2008 et 2019, avec une baisse rapide en Estonie, où ce taux a chuté de 27,5 % à 4,8 %, mais aussi en Irlande (-9,5 points), en Bulgarie (-7,6 points) et en Lettonie (-16,4 points), sous l’effet d’une combinaison de gains d’efficacité énergétique et d’une évolution du mix énergétique visant à promouvoir la production primaire d’énergie à partir de sources renouvelables.

Avec la Roumanie, la Suède est le pays le moins dépendant en matière d’énergie. Le ratio est de 30% en 2019 mais 33,5% en 2020.

Entre 2000 et 2019, le Danemark, les Pays-Bas, la Lituanie et la Pologne sont devenus de plus en plus dépendants des importations d’énergie, des tendances en grande partie liées au ralentissement de la production d’énergie primaire (épuisement progressif de l’approvisionnement en matières premières). Une dépendance croissante, bien que moins marquée, a également été constatée en Tchéquie, en Allemagne et en Belgique.

Le tableau suivant par produits et pour quelques pays et le graphique suivant et la carte pour le total des énergies résument la situation depuis 2000.

Tableau 60 taux de dépendance énergétique UE Eurostat

Taux de dépendance aux importations énergétiques par produits (importations – exportations) / énergie brute disponible en % (Total =ensemble des énergies)Source : Eurostat

Taux de dépendance total aux importations énergétiques (importations – exportations) / énergie brute disponible en %

2/ Dans quelle mesure sommes-nous dépendants de l’énergie produite en dehors de l’UE ?

L’invasion de l’Ukraine par la Russie a entraîné des changements significatifs dans la part des principaux partenaires en raison de plusieurs sanctions affectant directement et indirectement les importations de produits énergétiques. En ce qui concerne les huiles de pétrole, l’interdiction de l’UE sur les importations maritimes de pétrole brut russe est entrée en vigueur le 5 décembre 2022, suivie de l’embargo sur les produits pétroliers raffinés à compter du 5 février 2023. L’impact de ces mesures est clairement visible dans le graphique suivant. Au deuxième trimestre 2022, la Russie était le plus grand fournisseur d’huiles de pétrole avec une part de 15,9 %, mais au deuxième trimestre 2023, la part de la Russie n’était que de 2,7 %, soit une baisse de 13,2 points de pourcentage. Les plus fortes hausses ont été observées dans les parts de la Norvège (+3,8 pp), du Kazakhstan (+3,4 pp), de l’Arabie Saoudite et des États-Unis (tous deux +2,5 pp).

Importations extra-UE de pétrole par partenaire pour le second trimestre 2022 et 2023 en pourcentage du commerce en valeur

Importations extra-UE de gaz naturel à l’état gazeux par partenaire, pour le second trimestre 2022 et 2023 en pourcentage du commerce en valeur

Les importations de gaz naturel liquéfié en provenance de Russie n’ont que légèrement diminué car aucune sanction n’a été appliquée à ce produit. La Russie était le deuxième fournisseur de gaz naturel liquéfié de l’UE derrière les États-Unis aux deuxièmes trimestres 2022 et 2023. Au deuxième trimestre 2023, la part de la Russie (-2,8 points de pourcentage) et des États-Unis (-2,7 points de pourcentage) ) a diminué tandis que la part de l’Algérie (+5,2 points de pourcentage) a augmenté.

Importations extra-UE de gaz naturel liquéfié par partenaire, pour le second trimestre 2022 et 2023 en pourcentage du commerce en valeur

En ce qui concerne le charbon, le cinquième paquet de sanctions de l’UE impose l’interdiction d’acheter, d’importer ou de transférer du charbon et d’autres combustibles fossiles solides vers l’UE s’ils proviennent de Russie ou sont exportés de Russie. En conséquence, la part de la Russie dans les importations de charbon de l’UE est passée de 32,8 % à zéro entre les deuxièmes trimestres 2022 et 2023. Les parts de l’Australie (+14,7 pp) et des États-Unis (+5,6 pp). L’Afrique du Sud (+2,8 pp) et la Colombie (+1,7 pp) ont toutes augmenté au cours de cette période.

Importations extra-UE de charbon par partenaire, pour le second trimestre 2022 et 2023 en pourcentage du commerce en valeur

3/ Dépendancede l’UE  aux importations de pétrole

On calcule sur le pétrole le rapport entre les importations nettes (importations moins exportations) et l’énergie brute disponible du pétrole brut et des produits pétroliers. Les valeurs positives indiquent une dépendance à l’importation, tandis que les valeurs négatives indiquent un pays exportateur net. Si les valeurs positives sont supérieures à 100 %, cela signifie que les importations dépassent les besoins d’un pays et que, par conséquent, les stocks sont en cours d’accumulation. La dépendance à l’importation peut être calculée pour un agrégat de produits ou pour un seul carburant. La dépendance à l’égard des importations pour l’ensemble du pétrole brut et des produits pétroliers a atteint un niveau record en 2020, lorsque l’UE s’est appuyée sur les importations nettes pour 96 % de sa disponibilité en énergie, mais est tombée à 91,7 % en 2021, ce qui représente la valeur la plus faible en 22 ans. En 2022, la dépendance de l’UE à l’égard des importations a grimpé pour atteindre un nouveau record de 97,7 %. La baisse observée en 2021 a été compensée et la tendance à la hausse observée au cours des années précédentes se poursuit. La dépendance à l’égard du pétrole étranger a augmenté grâce aux taux plus faibles observés au cours des décennies précédentes et à un minimum observé en 1999 (91,7 %). L’augmentation de la dépendance en 2022 pourrait s’expliquer par le résultat combiné des variations des exportations (-1,7 pp), de l’augmentation des importations (+ 4,9 pp) et de l’augmentation de l’énergie brute disponible (+ 6,6 pp). L’augmentation de la dépendance a également été soutenue par la reconstitution des stocks pétroliers de 13,8 Mtep.La production primaire a légèrement diminué , mais elle a moins d’influence sur l’indicateur étant donné son niveau relativement faible.

Dépendance à l’importation du pétrole brut et du pétrole total en pourcentage des importations nettes par rapport à l’énergie brute disponible

En 2022, la consommation finale de pétrole et de produits pétroliers à des fins énergétiques et non énergétiques dans les États membres de l’UE a diminué de 0,6 % pour s’établir à 397,3 Mtep. Le niveau le plus bas jamais enregistré était en 2020, ce qui était dû aux restrictions liées à la COVID-19. La consommation avait déjà diminué, passant du pic de 2001 (492,9 Mtep) à un point bas en 2015 (406,4 Mtep), mais avant le choc des restrictions, elle augmentait à nouveau. En 2021, la valeur a commencé à se normaliser dans l’ensemble, mais avec des changements dans des directions opposées dans les différents États membres. La hausse la plus forte a été enregistrée en Grèce (+ 19,6 pp), à Malte (+ 14,7 pp) et en Slovénie (+ 7,7 points de pourcentage), tandis qu’elle a diminué de manière plus évidente au Luxembourg (-13,0 pp), en Belgique (-7,3 pp) et en Autriche (-7,2 pp). Les États membres ont des modes de consommation d’énergie et de produits pétroliers différents, qui sont influencés par la taille et la structure de leurs économies. En 2022, l’Allemagne était en tête avec une part de 21,3 % de la consommation finale totale de l’UE, suivie de la France (15,3 %), de l’Espagne (10,7 %) et de l’Italie (10,6 %).

Consommation de pétrole et de produits pétroliers, États membres de l’UE, (millions de tonnes d’équivalent pétrole) et en % du total de l’UE

Le gazole/diesel et l’essence sont de loin les deux produits les plus importants sur l’ensemble de la période de 32 ans, mais d’autres produits ont connu des changements pertinents en 2022. Le graphique suivant montre l’évolution de la consommation finale d’énergie des différents produits pétroliers. Le carburéacteur de type kérosène utilisé dans l’aviation a considérablement augmenté (+ 57,2 pp) à 40,5 Mtep. Ce carburant avait augmenté depuis 1990 (22,2 Mtep) et en 2019, il avait atteint un niveau absolu: Toutefois, l’annulation de la plupart des vols en 2020 a entraîné une baisse de -56,4 points de pourcentage par rapport à l’année précédente pour atteindre le niveau le plus bas jamais enregistré. En 2022, l’utilisation de carburéacteur de type kérosène, bien qu’elle ait considérablement augmenté, est toujours inférieure de -16,1 pp à la valeur enregistrée en 2019. En 2022, 85,8 % de ce carburant a été utilisé dans l’aviation internationale.. Le mazout utilisé dans la navigation est en baisse depuis le maximum enregistré en 2007 (46,6 Mtep), en raison des changements de réglementation et de marché. En 2022, la valeur a augmenté de 4,3 %, ce qui est considérable, mais cela peut s’expliquer par la valeur exceptionnellement faible de 2020 et 2021. La plus grande partie de ce carburant a été utilisée pour les voyages internationaux (96,1 %), le reste pour le transport maritime intérieur (3,9 %).

Consommation finale d’énergie des produits pétroliers dans l’UE en millions de tonnes entre 1990 et 2022

En 2022, la grande majorité des secteurs ont connu des changements importants par rapport à l’année précédente. Le transport aérien a poursuivi sa reprise par rapport à la contraction de la consommation de 2020 de + 57,1 pp. En revanche, les secteurs des services ont enregistré une baisse substantielle de -28,7 points de pourcentage, ce qui est probablement dû à la hausse des prix de l’énergie due à la guerre en Ukraine. La consommation dans le secteur industriel a également diminué pour les utilisations autres que l’énergie (-13,3 pp), mais a augmenté pour la consommation d’énergie (+ 4,3 pp). Le secteur des ménages a enregistré une hausse de la consommation (+ 6,0 points de pourcentage), mais la consommation d’énergie reste nettement inférieure aux niveaux enregistrés en 2019 et 2020. Le graphique suivant montre la part de la consommation de produits pétroliers par secteur. Les transports intérieurs et internationaux étaient de loin les plus gros usagers, avec 66,0 % de la consommation totale. Le transport routier était un consommateur clé avec 48,6 %, tandis que le transport aérien et le transport par eau utilisaient respectivement 8,1 % et 9,1 %. L’industrie a été le deuxième secteur avec une part de 17,6 % qui comprend la consommation non énergétique (15,5 %) comme le bitume pour les surfaces routières, l’utilisation de lubrifiants pour réduire le frottement ainsi que l’utilisation de produits pétroliers dans l’industrie pétrochimique pour leurs propriétés chimiques plutôt que pour leur contenu énergétique. Dans ces cas, ils sont transformés en d’autres produits (tels que les plastiques, les détergents et les pneus par exemple) plutôt que brûlés pour l’énergie. Les ménages et le secteur de l’énergie détenaient respectivement 5,3 % et 5,4 %. Les services, ont utilisé environ 1,5 %, tandis que d’autres secteurs, y compris l’agriculture, la sylviculture et la pêche, ont consommé environ 3,8 % du total.

 Consommation de pétrole par secteur d’activité en pourcentages dans l’UE pour l’année 2022

4/ Un exemple : les stocks pétroliers d’urgence de l’UE

Le dépôt de carburant de Frontignan (Hérault)

Le pétrole brut et les produits pétroliers jouent un rôle très important dans l’économie de l’Union européenne, notamment dans le secteur des transports et de l’industrie pétrochimique. Compte tenu de leur rôle important et de la dépendance de l’UE à l’égard des importations pétrolières, la détention de stocks pétroliers d’urgence est très importante pour la sécurité énergétique de l’Union. Les réserves stratégiques de pétrole (RSP) sont constituées pour parer à des situations d’urgence énergétique.

Pour garantir ces stocks, la directive 2000/110/CE du Conseil impose aux États membres l’obligation de maintenir des stocks de secours minimaux de pétrole brut et de produits pétroliers. Ils sont tenus, à tout moment, de maintenir des stocks de pétrole équivalents à au moins 90 jours d’importations nettes quotidiennes moyennes ou 61 jours de consommation intérieure quotidienne moyenne, la valeur la plus élevée des deux étant retenue. Dans la situation géopolitique qui a suivi l’invasion russe contre l’Ukraine, ces exigences ont joué un rôle majeur dans la stabilisation du marché, comme elles l’ont fait auparavant lors d’autres situations d’urgence de moindre importance.

Certains des États membres de l’UE qui ont participé à l’effort coordonné de stabilisation du marché pétrolier, ou qui ont utilisé leurs stocks pour faire face à des difficultés internes afin d’assurer l’approvisionnement des clients finaux, sont tombés en dessous des niveaux requis en vigueur entre juin 2021 et juin 2022, et étaient basés sur sur les données de production et d’importations de 2020. Par ailleurs, de nouvelles exigences, basées sur les données de 2021, sont entrées en vigueur à partir de juillet 2022. Dans la majorité des États membres, les besoins annuels en 2021 ont dépassé ceux de 2020, année marquée par une demande particulièrement faible. en raison de la crise du Covid. Cela a creusé l’écart entre les niveaux de stock détenus et requis à partir de juillet 2022. Jusqu’en juin 2022, le niveau de stock minimum pour la conformité dans tous les pays de l’UE était de 86,3 millions de tonnes, qui a ensuite été porté à 90,3 millions de tonnes en juillet 2022. Les États sont tenus de reconstituer les stocks jusqu’aux niveaux minimaux requis et de coopérer avec la Commission pour déterminer un délai raisonnable, en tenant compte de la situation des marchés nationaux et internationaux du pétrole et des produits pétroliers.

Stocks pétroliers d’urgence (total de pétrole brut et de produits pétroliers, milliers de tonnes ; janvier/juin/juillet 2022 et besoins)

Source : Eurostat

Les besoins en stocks sont exprimés en «équivalent jours», car les États membres doivent maintenir, à tout moment, des stocks de pétrole représentant au moins 90 jours d’importations nettes quotidiennes moyennes ou 61 jours de consommation intérieure quotidienne moyenne, selon laquelle des deux quantités est la plus élevée. . La méthode des importations nettes de 90 jours s’applique généralement aux États membres fortement dépendants des importations. La méthode de consommation intérieure de 61 jours s’applique normalement aux États membres qui produisent du pétrole brut et des schistes bitumineux et pour lesquels la production nationale contribue principalement à leur sécurité d’approvisionnement. La méthode de la consommation intérieure peut également s’appliquer aux États membres dotés d’une industrie pétrochimique très importante, comme les Pays-Bas.

Le tableau suivant présente les stocks pétroliers de secours en équivalent jours, selon les méthodes appliquées pour les obligations. En janvier 2022, avant les libérations coordonnées mentionnées ci-dessus, 24 États membres détenaient des stocks de pétrole basés sur les importations nettes et quatre étaient inférieurs à l’exigence de 90 jours (marquée en rouge ci-dessous). Deux États membres détenaient des stocks basés sur la consommation intérieure et tous deux dépassaient les 61 jours requis.

En octobre 2022, le nombre d’États membres ne respectant pas les exigences est passé à onze (dont la France). Cette baisse en dessous des besoins était principalement attribuée à des déstockages de pétrole d’urgence et à l’augmentation des niveaux de besoins. À partir d’octobre 2022, les pays ont commencé à augmenter régulièrement leurs niveaux de stocks. En mai 2023, seuls cinq pays restaient en dessous du niveau requis.

Stocks de pétrole d’urgence pour le pétrole brut et les produits_pétroliers, sur la base des besoins, janvier 2022, octobre 2022 et mai 2023 (en équivalent jours)

Selon la directive, les pays doivent également déclarer la plupart de leurs stocks commerciaux. Concrètement, ils doivent déclarer les stocks détenus par les opérateurs économiques sur le territoire national pour leurs propres besoins opérationnels et commerciaux, qui peuvent donc être considérés comme disponibles, en plus des stocks de sécurité, en cas de besoin.

Cependant, si les stocks de sécurité, hors événements critiques, sont normalement assez stables car ils reflètent des obligations calculées sur une base annuelle, les stocks commerciaux sur le territoire peuvent fluctuer en fonction des tendances du marché.

En août 2020, en raison de la baisse de la demande de divers carburants pendant la crise du Covid, les stocks commerciaux de pétrole ont atteint un sommet historique de 63,2 millions de tonnes, certains pays atteignant même leurs limites maximales de capacité de stockage.

Par la suite, avec la reprise des activités économiques, les niveaux des stocks commerciaux ont commencé à baisser et ont atteint un point bas en décembre 2021, totalisant 44,8 millions de tonnes. À partir de janvier 2022, les efforts de reconstitution des stocks commerciaux ont commencé. Cependant, la situation a encore une fois changé en raison de l’invasion russe de l’Ukraine. Au cours des mois suivants, le marché a connu une forte instabilité, provoquant des fluctuations des stocks commerciaux, qui s’élevaient à 52,9 millions de tonnes en mai 2023. Au cours de ce mois, les stocks commerciaux représentaient 32,8 % du total des stocks déclarés au titre de la directive.

Ces valeurs sont intrinsèquement volatiles, car elles sont influencées par de nombreux facteurs tels que les prix au comptant, les situations géopolitiques, les décisions de l’OPEP, les annonces politiques et les choix des raffineries.

En mai 2023, les États membres disposant de la plus grande quantité de stocks commerciaux étaient les Pays-Bas (9,7), l’Allemagne (9,3 millions de tonnes) et l’Italie (5,6). Suivi par la France (4,3) et la Belgique (3,4). La proportion entre les stocks commerciaux et les stocks totaux était la plus élevée aux Pays-Bas (68,4 %), en Hongrie (62,5 %), en Croatie (58,2 %) et en Suède (58,2 %), suivis par Malte (56,8 %). La figure 3 montre les niveaux des stocks d’urgence et commerciaux dans les différents États membres de l’UE.

Stocks pétroliers d’urgence et commerciaux de l’UE, mai 2023 (Total du pétrole brut et des produits pétroliers, en milliers de tonnes)

Source : Eurostat 

VII – LES PRIX

On reprend ici plusieurs études de l’Insee et du SDES. On commente aussi des données et les études d’Eurostat.

1/ Les prix de l’énergie en France jusqu’en 2019

2/ Les prix de l’énergie en France en 2020-2021 dans une perspective à plus long terme [8]

Les prix de l’énergie se sont envolés depuis le début de l’année 2021, essentiellement pour le gaz et les carburants. Les tensions mondiales sur les marchés de l’énergie se sont traduites en France depuis le début de l’année par une hausse d’environ 21 % des prix des carburants (+21,9 % pour le gazole et +20,5 % pour l’essence entre décembre 2020 et octobre 2021). Le gaz, certes consommé dans une moindre mesure par les ménages, a connu une hausse plus prononcée, de 40,9 % sur la même période. Les prix des carburants se sont rapprochés des niveaux atteints à l’automne 2018 et ceux du gaz les ont dépassé.En revanche, le renchérissement des prix de l’électricité reste dans un ordre de grandeur similaire à celui des années précédentes, à hauteur de 2,6 %.

Le dernier épisode en date où de tels niveaux de prix ont été rencontrés est celui de l’automne 2018 : le prix du baril de pétrole avait atteint un peu plus de 70 € en octobre 2018. De fait, la situation actuelle se situe au niveau des tensions d’alors, avec par exemple un prix du gazole supérieur à 1,50 € par litre depuis mi-octobre. Si les marchés mondiaux montrent des signes de détente au quatrième trimestre, des incertitudes demeurent quant à la persistance de niveaux durablement élevés au premier semestre 2022.

L’IPC s’approche au plus près de l’évolution des prix payés par les ménages en produits énergétiques et ne tient pas compte des aides telles que le chèque énergie ou l’indemnité inflation récemment annoncée. Pour l’énergie, les taxes ainsi prises en compte sont : la TVA, la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) qui s’applique aux carburants et au fioul, la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN), la contribution au service public de l’électricité (CSPE), etc.

Une première caractéristique des prix de l’énergie est leur forte volatilité. C’est le cas également pour les produits frais, fruits et légumes en particulier, dont les prix varient beaucoup selon les saisons. Mais ces produits pèsent trois fois moins que l’énergie dans le budget des ménages (2,6 %).

Depuis les années 1990, les prix de l’énergie alternent hausses et baisses sur un an, et souvent de façon très marquée (graphique suivant). Les récents mouvements n’ont donc rien de nouveau. La hausse des prix des produits énergétiques est actuellement au plus haut depuis près de 30 ans. Mais elle n’est pas d’une ampleur exceptionnelle : elle est du même ordre de grandeur que les hausses des années 2000, 2008 ou 2018. Les baisses ont également souvent été fortes : – 18 % en juillet 2009 ou encore – 11 % en mai 2020.

Indice des prix à la consommation : énergie et ensemble des produits

Source : Insee

Les ménages consomment principalement des carburants et de l’électricité. En 2019, les carburants représentaient 45 % des dépenses des ménages en énergie au sens de l’indice des prix, l’électricité 31 %. Le quart restant se répartissait entre le gaz de ville (12 %), les combustibles liquides (fioul, 8 %), les hydrocarbures liquéfiés (bouteilles de gaz, propane en citerne) et les combustibles solides (2 % chacun). Ces proportions ont évolué depuis la crise sanitaire : la consommation d’énergie liée au transport a baissé avec les restrictions de déplacement et les prix ont évolué.

Ce sont les prix des carburants et du gaz qui sont les plus volatils. Ils sont très liés au prix du baril de pétrole. Tout automobiliste l’aura remarqué : le prix des carburants à la pompe suit, de manière amortie, les évolutions du prix du baril en euros (graphique suivant). Les pics des prix des carburants à la pompe correspondent toujours à des pics du prix du baril de pétrole. Le rebond du prix du pétrole qui a accompagné la reprise économique en 2021 a de fait provoqué celui du prix des carburants.

Prix du pétrole en euros et prix à la consommation : essence, gazole, gaz naturel et gaz de ville de 1990 à 2021

Source : Insee

a) Le prix du gaz au plus haut

En plus d’être volatils, les prix des énergies sont aussi parmi ceux qui ont le plus augmenté sur longue période. Depuis 1990, les prix à la consommation, tous produits confondus, ont été multipliés par 1,6 (graphique suivant). Les prix de l’énergie ont été multipliés par 2,5 dans le même temps. Pendant que l’électricité augmentait comme l’inflation (x 1,7), les carburants (x 2,6), le gaz naturel et le fioul (x 3,2), et les hydrocarbures liquéfiés (x 4,2) s’envolaient.

Le poids de la facture d’énergie dans le budget des ménages est donc fluctuant. Pourtant, il est resté relativement stable depuis 30 ans, entre 7 % et 9 % du champ de l’indice des prix. Certes, les prix de l’énergie ont augmenté plus vite que l’inflation d’ensemble mais les autres dépenses ont également augmenté et les performances énergétiques des logements et des équipements s’améliorent (chauffages et véhicules).

Prix à la consommation d’ensemble et prix de l’énergie

Source : Insee

L’évolution récente du prix du gaz est la plus singulière : alors que le prix du gaz suit sensiblement celui des carburants sur longue période, il a flambé très fortement ces derniers mois, dépassant très largement son précédent maximum historique.

Le prix des carburants est lui aussi au plus haut. Mais il ne dépasse pas de beaucoup les pics atteints par le passé, en 2012, en 2018 et même déjà en 2008. En octobre 2021, le cours du pétrole en euros s’est élevé à un haut niveau : 72 € le baril de Brent importé. Mais il est loin du record historique de 94 € en mars 2012.

Ainsi, c’est la conjonction des deux phénomènes, flambée du prix du gaz et carburants au plus haut, qui a poussé les prix de l’énergie dans leur ensemble vers un sommet.

b) Le prix de l’électricité en forte hausse sur 10 ans

Sur les 10 dernières années, juste derrière le gaz du fait de sa flambée récente, c’est l’électricité qui a le plus augmenté, de manière progressive au fil des ans (graphique suivant). Après être resté quasiment stable jusqu’aux années 2000, le prix de l’électricité s’est fortement accru : + 44 % depuis novembre 2011. Une hausse qui englobe l’abonnement et la consommation, tous les tarifs, réglementé et non réglementé, étant pris en compte pour retracer les achats des ménages. L’électricité s’est donc renchérie de 3,7 % par an en moyenne, très au-delà de l’inflation d’ensemble.

Sur la dernière décennie, la hausse des prix de l’électricité est donc presque aussi forte que celle du prix du gaz, et bien plus forte que celle des carburants. Toutefois, le prix de l’électricité reste à un niveau modéré en France par rapport à nos voisins européens. Au 1^er semestre 2021, les ménages français payaient en moyenne 0,1933 € par KWh dans la tranche de consommation de 2 500 à 5 000 KWh, soit 39 % de moins qu’en Allemagne, 17 % de moins qu’en Espagne et 14 % de moins qu’en Italie (source : Eurostat).

Prix des carburants, du gaz et de l’électricité depuis 2010

Source : Insee

3/ Les prix de l’énergie en Europe jusqu’à la crise du Covid

a) l’électricité

L’indicateur présente les prix de l’électricité facturés aux consommateurs finals.

• Les prix de l’électricité pour les consommateurs clients non résidentiels sont définis de la façon suivante: Prix hors taxes national moyen en Euro par KWh au premier semestre de chaque année pour des consommateurs industriels de taille moyenne (bande de consommation Ic correspondant à une consommation annuelle de 500 à 2 000 MWh).
• Les prix de l’électricité pour les consommateurs domestiques sont définis de la façon suivante: Prix, national moyen, taxes et tous prélèvements compris en Euro par KWh au premier semestre de chaque année pour des ménages consommateurs de taille moyenne (« bande de consommation » correspondant à une consommation annuelle de 2 500 à 5 000 KWh).

Prix de l’électricité par type d’utilisateur (client non résidentiel) en Euro par KWh

Prix de l’électricité par type d’utilisateur (client ménages) en Euro par KWh

  Source : Eurostat

Pour ce qui est des consommateurs non-résidentiels, le prix du kilowatt-heure est en France de 0,0812 € HT en 2019. Le prix de l’électricité dans l’Union européenne pour consommateurs non-résidentiels s’est établi à un niveau un peu plus élevé. En somme, ils bénéficient de prix de l’électricité plutôt bon marché, certes inférieurs à la moyenne européenne mais qui ne figurent pas pour autant parmi les pays les moins chers d’Europe. C’est au Danmark que le prix de l’électricité est le moins cher de l’Union Européenne : 0,0635 € HT par kWh.

Pour cette catégorie de consommateurs, la distinction entre les nouveaux entrants – les Pays d’Europe Centrale et Orientale (PECO) – et les États membres fondateurs (Allemagne, Italie, Luxembourg…) n’est pas pertinente.

• En tête des États membres les moins chers de l’Union européenne… la Scandinavie. Les non-résidentiels finlandais, danois et suédois, hollandais bénéficient en effet des prix de l’électricité HT les moins élevés de l’Europe : 0,0639 € pour la Finlande, 0,0679 € HT/kWh les Pays-Bas et 0,0733 € HT/kWh la Suède.
• A l’inverse, l’Espagne, le Royaume-Uni et l’Allemagne sont les pays les plus chers d’Europe pour l’électricité, avec des tarifs s’élevant respectivement à 0,0925 € HT/kWh, 0,10 € HT/kWh et 0,0855 € HT/kWh.

En 2019, le prix de l’électricité dans l’Union européenne pour les ménages s’est établi en moyenne à 0,2159 € TTC/kWh selon  Eurostat. Toutefois, l’électricité la moins chère en Europe ne se situe pas en France. Si la France ne se situe qu’en 25ème position sur 39 du classement des pays les moins chers d’Europe (pays hors UE inclus), le prix de l’électricité dans l’Hexagone est nettement inférieur à la moyenne européenne : en 2019, les ménages français ont payé leur électricité 0,1765 € TTC/kWh en moyenne. En outre, on note que la France est passée du 17ème au 14ème rang au sein de l’Union Européenne (28 pays) en matière de prix de l’électricité TTC pour les particuliers entre 2018 et 2019.

Les Français bénéficient-ils vraiment d’un prix inférieur à leurs voisins européens ? la réponse est plutôt oui.

• En comparaison des pays d’Europe de l’Ouest, le prix de l’électricité est beaucoup moins cher en France. Parmi les pays les plus chers d’Europe, on retrouve le Danemark (0,2984 € TTC/kWh), l’Allemagne (0,3088 € TTC/kWh) et la Belgique (0,2839 € TTC/kWh) (graphique ci-dessus).
• En comparaison des Pays d’Europe Centrale et Orientale qui représentent les nouveaux entrants dans l’Union européenne, le prix de l’électricité est plus cher en France. Mais si l’on raisonne en matière parité de pouvoir d’achat, l’électricité dans ces pays est bien plus chère qu’en moyenne dans l’Union européenne.

Dans l’Union européenne, la France se distingue fortement de ses voisins par l’originalité de son bouquet énergétique (utilisation des énergies dans des proportions différentes). La production de l’électricité en France est en effet dominée par l’énergie nucléaire, qui représente près des trois quarts de la production totale. Cette prépondérance de l’énergie nucléaire est le fruit de choix stratégiques passés (développement de l’hydroélectricité puis du nucléaire). Ceux-ci ont permis à la France de disposer d’une électricité compétitive, peu carbonée et ont participé à renforcer l’indépendance énergétique du pays. Les débats restent ouverts sur les effets positifs et négatifs du nucléaire. La part du nucléaire dans le mix électrique français devrait être rapportée à 50% d’ici 2025, dans le cadre de la loi sur la transition énergétique pour la croissance verte.

L’énergie nucléaire présente un avantage : son coût de production garantirait un prix de l’électricité peu élevé par rapport à nos voisins européens. Le coût de production de l’énergie nucléaire serait entre 59,8 € et 109 € par MWh selon l’ancienneté de la centrale.

En ce qui concerne les énergies renouvelables, seule l’énergie hydraulique a représenté un coût de production moins important que celui du nucléaire : de 15 à 20 €/MWh. Cela s’explique par le fait que les coûts de construction – colossaux – des barrages ont été amortis depuis longtemps. À titre de comparaison, l’éolien terrestre représenterait un coût de 90 €/MWh, l’éolien offshore (moins visible) autour de 200 €/MWh et le photovoltaïque baisse fortement puisqu’il a presque été divisé par deux en cinq ans pour passer à 142 € le MWh. Enfin, le coût de production de l’électricité produite à partir des centrales thermiques s’élèverait à 70 ou 100 €/MWh selon le procédé utilisé (gaz, charbon, fioul).

b) le gaz

Cet indicateur présente les prix du gaz naturel facturés aux consommateurs finals.

• Les prix du gaz naturel pour les consommateurs clients non résidentiels sont définis de la façon suivante: Prix hors taxes national moyen en Euro par Giga joule (GJ) au premier semestre de chaque année pour des industriels de taille moyenne (bande de consommation I3 correspondant à une consommation annuelle de 10 000 à 100 000 GJ).
• Les prix du gaz naturel pour les consommateurs domestiques (ménages) sont définis de la façon suivante: Prix national moyen, taxes et tous prélèvements en Euro par GJ au premier semestre de chaque année pour des ménages consommateurs de taille moyenne (« bande de consommation D2 » correspondant à une consommation annuelle de 20 à 200 GJ).

Prix du gaz par type d’utilisateur (clients non résidentiels) en Euro par Giga joule

Prix du gaz par type d’utilisateur (clients ménages de taille moyenne) en Euro par Giga joule

Source : Eurostat

Il existe un premier facteur de disparité notable du prix du gaz naturel en Europe : la différence entre les pays producteurs, qui possèdent des réserves de gaz naturel sur leur propre territoire, et les pays importateurs, qui dépendent de l’offre mondiale et font face à d’importants coûts d’achat de gaz.

C’est notamment le cas de la France, gros importateur de gaz naturel. Cela explique en partie le prix du gaz au tarif réglementé  en vigueur en France.

En Europe, les pays qui produisent directement le plus de gaz naturel sont la Norvège, les Pays-Bas, la Russie et le Royaume-uni.

Un autre facteur non négligeable à prendre en compte est le niveau des taxes liées au gaz naturel. En France, les principales taxes répercutées sur les factures de gaz des consommateurs sont la Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA), la Taxe Intérieure sur la Consommation de Gaz Naturel (TICGN) et la Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA).

Pour les professionnels, le prix du gaz en France se situe  un peu au-dessus de la moyenne. Le prix du gaz est encore plus élevé au Espagne, Suède et Finlande, et plus bas aux Pays-Bas.

Pour les ménages, le prix du gaz en France se situe  aussi  au-dessus de la moyenne. Le prix du gaz est encore plus bas au Allemagne, en Belgique et surtout au Royaume-Uni, suède et Finlande, et plus élevé aux Pays-Bas, en Italie ou en Espagne mais surtout aux Pays-Bas.

4/ Début de l’explosion des prix de l’énergie dans la zone Euro en 2021

Entre décembre 2020 et décembre 2021, le prix à l’importation de l’énergie dans la zone euro a plus que doublé (115 %). Les prix intérieurs à la production de l’énergie ont augmenté de près des trois quarts (73 %). Cette évolution contraste fortement avec la relative stabilité des prix des importations d’énergie entre 2010 et 2019 (en 2020, les prix ont baissé de 31 %) et la hausse annuelle relativement faible des prix intérieurs à la production de l’énergie de 0,9 % entre 2010 et 2019 (en 2020, les prix à la production de l’énergie ont baissé de près de 10 %). Ces informations proviennent de données sur les importations industrielles et les prix à la production publiées récemment par Eurostat.

L’évolution récente est tout à fait sans précédent. Les prix à l’importation de l’énergie, bien qu’assez volatils, n’ont pas évolué de plus de 30 % environ au cours d’une année dans le passé ; les prix intérieurs à la production n’ont pas varié de plus d’environ 10 % par an.

Les prix à la consommation de l’électricité, du gaz et des autres combustibles ont augmenté de 25 % entre décembre 2020 et décembre 2021.

Évolution des prix de l’énergie en 2021 (Indice moyen (2015=100), non corrigé)Source : Eurostat

• Prix à l’importation de l’énergie: de 83,9 à 180,8
• Prix à la production intérieure de l’énergie: de 100,1 à 173,6
• Prix à la consommation de l’électricité, du gaz et des autres combustibles: de 101,04 à 126,75

7/ La hausse des prix de l’énergie pèse sur le budget des ménages des pays de l’UE [9] ….

Au sein des dépenses des ménages, une partie de celles consacrées au logement (chauffage, éclairage, cuisson…) et au transport est particulièrement sensible à l’évolution des prix de l’énergie, les volumes de ces dépenses étant généralement contraints par les besoins du logement ou des déplacements courants1
.
Cette part avait atteint un point bas en 2020, à près de 8 % , en lien direct avec le contexte de limitation des déplacements imposée par les restrictions sanitaires.  Elle a rebondi continûment depuis, pour atteindre 8,9 % au troisième trimestre 2021 . Si cette hausse provient tant de l’inflation énergétique que de la normalisation des habitudes de consommation et des déplacements, le niveau atteint à l’été est néanmoins au-dessus de la moyenne des quinze dernières années (environ 8,5 %), et se situe au-delà de celui de l’automne 2018, en raison principalement de l’augmentation des dépenses de carburants. Le maximum sur la période 2007-2021 reste toutefois celui atteint en 2013, à 9,6 %, alors que le prix du baril de pétrole s’était maintenu durablement au-dessus de 75 €.

Au niveau plus microéconomique, les dépenses d’énergie par ménage ont été en octobre 2021 de 36 € plus élevées qu’en novembre 2019, période au cours de laquelle les prix de l’énergie n’étaient pas encore affectés par la crise. Au sein de cette dépense supplémentaire, 30 € proviennent de la seule évolution des prix depuis lors, dont en particulier 8 € pour les carburants, 14 € pour le gaz et 2 € pour le fioul ( graphique suivant, contributions orangées). 6 € sont quant à eux issus d’un volume de consommation d’énergie plus important sur la période.

Hausse de la facture énergétique pour un ménage moyen au mois d’octobre 2021, selon le mois de comparaison en euros

En comparant la situation d’octobre 2021 non pas à novembre 2019 mais à décembre 2020, mois à partir duquel les prix et les consommations sont repartis nettement à la hausse après un point bas, le surcroît de dépenses d’énergie est plus élevé, à hauteur de 64 € par ménage. Le renchérissement de l’énergie cette année affecte les ménages dans des proportions diverses, en raison de fortes disparités de consommation selon leur niveau de vie, ou selon qu’ils résident en zone urbaine ou rurale. Par exemple, le budget consacré aux carburants par un ménage en moyenne sur une année peut aller de 650 € en agglomération parisienne à 1 550 € au sein d’une commune rurale. Ainsi, si les prix de l’énergie étaient restés à leur niveau de novembre 2019, un ménage à bas revenu (premier décile) aurait dépensé 27 € de moins environ en agglomération parisienne (dont 5 € pour les carburants), contre 33 € environ en commune rurale (dont 12 € pour les carburants), sur la base des comportements habituels de consommation des ménages.

Un indicateur mesure le pourcentage de la population qui se trouvent dans une situation d’incapacité forcée à chauffer convenablement son domicile. Ces données relatives à cet indicateur sont recueillies dans le cadre des statistiques de l’UE sur le revenu et les conditions de vie, de suivre l’évolution de la pauvreté et de l’inclusion sociale dans l’UE. La collecte de données s’appuie sur une enquête, ce qui signifie que les valeurs des indicateurs sont auto-déclarés. En 2020, 6,5% des français déclaraient incapables maintenir une température adéquate pour se chauffer.

Population, incapable à maintenir une température adéquate dans le logement par statut de pauvreté en %S

Source : Eurostat

8/ … et la hausse des prix du gaz et de l’électricité pèse sur les marges des entreprises de plusieurs secteurs de  l’industrie, voire de certains services

a) L’importance du gaz-électricité dans la production de plusieurs branches industrielles

Avant d’aborder les données de l’UE, deux graphiques tentent de résumer la situation intenable de 4 branches de l’industrie face à une multiplication des prix du gaz-électricité (parfois les prix auraient été multipliés par plus que çà en 2022). Le premier graphique montre le coefficient technique du produit Électricité, gaz, vapeur et air conditionné (NAF 35) par les branches industrielles en France : rapport des consommations intermédiaires (CI) de ces produits à la production de ces branches. Dans 4 branches, le coefficient technique dépasse 4,5% : Produits chimiques, Papier et carton, Autres produits minéraux non métalliques, Produits métallurgiques. Ce sont ces branches les plus exposées à l’explosion des prix des 2 produits énergétiques.

Le second graphique montre ce que représentent les CI totales par les branches industrielles en cas du quintuplement du prix de l’électricité et du gaz (à partir du TEI estimé en 2017 : voir page  Tableau entrées intermédiaires). On constate bien entendu que la part des CI totales dans la production augmente surtout dans ces 4 branches par rapport à une situation sans hausse des prix. On parvient même à des cas où la CI dépasse 90% de la production voire atteint même 100% (Produits métallurgiques) ! Il n’y a plus rien pour payer les rémunérations salariales donc encore moins dégager un excédent brut d’exploitation. C’est un déficit.

Coefficient technique du produit électricité, gaz, vapeur et air conditionné (NAF 35) par les branches industrielles en France en 2017 en %

Part des consommations intermédaires totales par les branches industrielles dans la production de ces branches en France en 2017 en %

On retrouve en grande partie ces résultats dans une étude de l’Insee [6]. Les branches  fortes consommatrices de gaz-et d’électricité sont dans l’industrie en proportion de leur chiffre d’affaires (équivalent du coefficient technique). Et ce sont toujours les mêmes : chimie, métallurgie, bois-papier, puis agro-alimentaire et autres industries,.. Même si certaines activités de services le sont aussi mais dans une moindre proportion : transport ferroviaire, restauration,

Part de la facture du gaz en 2021 (% du CA, Industrie), réponses des entreprises

Part de la facture du gaz et électricité en 2021 (% du CA, Industrie), réponses des entreprises

b) La flambée des prix de marché ne se répercute ni immédiatement ni intégralement sur les prix de l’énergie payés par les entreprises

Les prix de l’énergie (gaz et électricité) ont considérablement augmenté sur les marchés à partir de 2021, et notamment depuis le déclenchement de la guerre en Ukraine. Cependant, l’ampleur de la hausse des prix subie par les entreprises françaises en 2022 a été beaucoup plus contenue. Ainsi, alors que l’indice des prix de production de l’industrie pour l’électricité vendue en gros au prix spot (IPPI spot) a connu une hausse de 564 % entre août 2021 et août 2022 (son pic historique), l’indice des prix de production de l’industrie pour l’électricité vendue aux entreprises (IPPI B-to-B) n’a augmenté « que » de 13 % sur cette même période ‘graphique suivant). Concernant le gaz, sur le même mois d’août, le glissement annuel de l’indice de prix de production pour le gaz vendu en gros a augmenté de 331 %, contre +101 % pour l’indice de prix du gaz vendu aux entreprises consommatrices finales.

S’agissant de l’électricité, la forte hausse de son prix de marché (appelé « prix de gros de l’électricité« ) s’explique notamment par les spécificités du marché européen de l’électricité (voir chapitre suivant), dont le fonctionnement fixe le prix final par rapport au coût marginal de production de la dernière centrale appelée, bien souvent à gaz. Dans le contexte de tensions sur l’approvisionnement des pays européens en gaz, l’envolée du cours du gaz pendant l’été 2022 a conduit à des prix de marché de l’électricité  particulièrement élevés. À l’inverse, le mécanisme de l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (Arenh), spécifique à la France et qui assure un prix fixe d’achat d’électricité pour les fournisseurs alternatifs,  protège en partie les entreprises des hausses de prix de marché (voir ci-dessus).

Évolution mensuelle du prix de l’électricité et du gaz échangés sur les marchés et vendus aux entreprises en France, base 100 en 2015

c) La hausse de prix des intrants énergétiques anticipée par les entreprises en 2023 conduirait à un surcroît de prix de production de près de 4 % dans l’industrie

À l’aune de ces résultats d’enquête, une calibration du modèle Avionic de l’Insee permet de décrire au niveau macroéconomique la diffusion du renchérissement des intrants énergétiques (gaz et électricité) sur les prix de production des différentes branches d’activité . De fait, le prix de production des entreprises est affecté par la hausse des prix de l’énergie de manière tout à la fois directe et indirecte, les entreprises mobilisant des consommations intermédiaires elles-mêmes parfois intensives en énergie. Par exemple, dans la mesure où les produits métalliques constituent des intrants de l’industrie automobile, la hausse du prix de l’énergie est susceptible d’augmenter les prix de production de l’industrie automobile du fait à la fois de l’effet direct (intrants énergétiques utilisés par l’industrieautomobile) et de l’effet indirect (la hausse du prix des produits métalliques). Le modèle Avionic utilisé ici permet précisément de prendre en compte ces effets directs et indirects (voir page TES Symétrique).

Les résultats du modèle suggèrent que le choc énergétique (gaz et électricité) supplémentaire en 2023 pourrait, toutes  choses égales par ailleurs, augmenter les prix de production de +2,6 points de pourcentage en moyenne dans l’ensemble de l’économie, dont 2 points attribuables à l’effet direct et 0,6 point aux effets indirects de diffusion (graphique suivant). Les prix de production dans l’industrie manufacturière augmenteraient plus fortement que ceux des services : +3,7 points de pourcentage (58 % d’effet direct) contre +0,6 point dans les services (45 % d’effet direct). Dans ces derniers, seul le transport ferroviaire est fortement affecté (+8% de hausse des prix).

Impact sur les prix de production de la variation des prix de l’électricité et du gaz anticipée par les entreprises en 2023 (10 secteurs les plus touchés) en point de %

Lecture : la hausse anticipée du prix de l’électricité et du gaz pour les entreprises pourrait générer une hausse des prix de production de 2,6 points de pourcentage dans l’économie.
Source : Insee, modèle Avionic calibré avec les résultats des enquêtes de conjoncture

e) Confirmation de la sensibilité de certains secteurs de l’industrie dans l’ensemble des pays de l’UE

Le graphique suivant  montre la consommation finale d’énergie en 2022 par secteur industriel au niveau de l’UE. Les trois secteurs affichant la consommation finale d’énergie la plus élevée étaient les mêmes qu’en 2021: l’industrie chimique et pétrochimique (1 892 PJ, soit 20,0 % de la consommation finale totale d’énergie de l’industrie en 2022 dans l’UE), l’industrie des minéraux non métalliques (1 367 PJ, soit 14,5 %) et l’industrie du papier, de la pâte à papier et de l’imprimerie (1 279 PJ, soit 13,5 %). Les seuls autres secteurs consommant plus de 10 % du total étaient l’industrie alimentaire, des boissons et du tabac (1 156 PJ, soit 12,2 %) et le secteur sidérurgique (962 PJ, soit 10,2 %). Le reste de l’article se concentrera plus en détail sur la consommation finale d’énergie des trois plus grands consommateurs industriels d’énergie finale au niveau de l’UE.

Consommation finale totale d’énergie par secteur industriel, UE, 2022 (pétajoules : PJ)

Source : Eurostat

L’industrie chimique et pétrochimique, qui était le plus grand consommateur industriel d’énergie finale dans l’UE en 2022, se caractérisait par une forte dépendance à l’égard du gaz naturel. Cela était vrai tant pour la fabrication de produits chimiques et de produits chimiques, qui utilisaient 555 PJ (32,6 % de la consommation finale totale d’énergie pour ce secteur) de gaz naturel en 2022, que pour la fabrication de produits pharmaceutiques de base et de préparations pharmaceutiques – un consommateur d’énergie moindre, avec 42,9 PJ (36,5 %) de gaz naturel consommé en 2022. L’électricité était le deuxième produit énergétique le plus important pour la fabrication de produits chimiques (30,2 %) et le plus important pour la fabrication de produits pharmaceutiques de base et de préparations pharmaceutiques (44,5 %).

Consommation finale totale d’énergie de la chimie-pharmacie, UE, 2022 (PJ)

Source : Eurostat

L’industrie des minéraux non métalliques dans son ensemble était également fortement dépendante du gaz naturel, comme le montre la figure 5. Cela était particulièrement vrai pour la fabrication de verre et de produits en verre (178 PJ ou 69,2 %), ainsi que pour la fabrication d’autres produits minéraux non métalliques (à l’exception du verre, des produits en verre, du ciment, de la chaux et du plâtre) (245 PJ ou 62,4 %). D’autre part, le gaz naturel n’a pas joué un rôle aussi important dans la fabrication de ciment, de chaux et de plâtre en 2022; Au lieu de cela, ce secteur a utilisé des quantités importantes de pétrole et de produits pétroliers (175 PJ ou 28,7 %) à des fins énergétiques, ainsi que des déchets non renouvelables (139 PJ ou 22,7 %) et des combustibles fossiles solides (91 PJ ou 15,0 %). Les énergies renouvelables et les biocarburants représentaient également une part importante (12,2 %) dans la fabrication de ciment, de chaux et de plâtre, contrairement aux autres secteurs présentés, où leur rôle était négligeable.

Consommation finale totale d’énergie des minéraux non métalliques, UE, 2022 (PJ)

Source : Eurostat

En 2022, l’industrie du papier, de la pâte à papier et de l’imprimerie s’appuyait dans une large mesure sur les énergies renouvelables et les biocarburants à usage énergétique, en particulier dans la fabrication de pâte à papier, où ils constituaient de loin le groupe de combustibles le plus important (261 PJ ou 65,4 %). Dans la fabrication de papier et d’autres produits en papier (à l’exclusion des pâtes à papier), les énergies renouvelables et les biocarburants représentaient également une part importante de la consommation (147 PJ, soit 22,4 %), bien que les deux produits énergétiques les plus importants aient été l’électricité (258 PJ, soit 39,5 %) et le gaz naturel (149 PJ, soit 22,7 %). Ces deux sous-secteurs, la fabrication de papier et de produits à base de papier et la fabrication de pâte à papier, étaient ensemble les plus gros consommateurs d’énergie finale de l’industrie, consommant près de trente fois plus d’énergie que l’impression et la reproduction de supports enregistrés. Les combustibles fossiles solides jouaient encore un petit rôle dans la fabrication du papier et des produits à base de papier (à l’exclusion de la pâte à papier) (16 PJ ou 2,4 %), et un rôle presque négligeable dans la fabrication de la pâte à papier (2 PJ ou 0,4 %)

Consommation finale totale d’énergie l’industrie du papier, de la pâte et de l’imprimerie , UE, 2020 (PJ)

Source : Eurostat

9/ Comment l’État a-t-il limité la hausse des tarifs ?

Le gouvernement a annoncé le 30 septembre 2021 un « bouclier tarifaire »   pour « prémunir [les Français] contre [l]es hausses de tarifs » du gaz et de l’électricité. Il s’est engagé à limiter l’augmentation des tarifs réglementés de l’électricité à + 4 % pour 2022 par rapport à la précédente révision. Des mesures complémentaires ont été prises en janvier 2022 pour tenir cette promesse, alors les prix de gros ont encore augmenté entre-temps.

En l’absence de cette régulation, la Commission de régulation de l’énergie proposait une augmentation moyenne de + 44,7 % hors taxes, soit une augmentation de + 35 % TTC pour le consommateur.

Dans un premier temps, le gouvernement a décidé de baisser l’une des principales taxes sur l’électricité  : la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE). Elle passe au 1^er février 2022 de 22,50 euros le mégawattheure (MWh) à 50 centimes, le prix le plus bas prévu par le droit européen. Cela représente un manque à gagner fiscal de huit milliards d’euros pour l’État et permet « de couvrir environ quinze points de hausse du prix de l’électricité », selon le ministère.

En outre, le volume annuel de production qu’EDF est tenu de mettre à disposition des fournisseurs alternatifs dans le cadre de l’Arenh a été relevé de 20 %, passant de 100 à 120 TWh en 2022. « Ces volumes sont accessibles à tous les consommateurs, particuliers, collectivités comme professionnels, via leur fournisseur », a précisé le ministère de la transition écologique, qui assure que « les fournisseurs répercuteront intégralement l’avantage retiré au bénéfice des consommateurs. Ce point fera l’objet d’une surveillance étroite. »

Pour ne pas trop léser EDF, le gouvernement a proposé de relever le prix de vente de l’Arenh de 42 à 46,20 euros par MWh. Mais ce tarif reste bien inférieur aux prix du marché, qui oscillent actuellement entre 200 et 600 euros par MWh. La mesure devrait coûter entre 7,7 et 8,4 milliards d’euros à EDF.

VIII – LE MARCHÉ DU GAZ ET DE L’ÉLECTRICITÉ EN EUROPE

1/ Il y a 25 ans, l’Union européenne (UE) a mis en place un marché commun de l’électricité et du gaz

a) Le marché européen et français de l’électricité

Illustration de la formation des prix de l’électricité sur le marché européen. Le prix de l’éolien “suit” par exemple le prix de la dernière centrale productrice, ici à gaz

Depuis 25 ans, la Commission européenne veut imposer la concurrence dans l’électricité et le gaz pour harmoniser et libéraliser le marché européen, et mieux l’interconnecter. Le réseau de transport européen d’électricité doit assurer la sécurité d’approvisionnement et les échanges entre 35 pays, en équilibrant la consommation et la production des pays interconnectés. Ce système permettrait aussi la diminution du risque de « black-out »​, c’est-à-dire la panne électrique générale sur tout un secteur géographique.

Ce marché s’appuie sur une place boursière européenne, Epex Spot SE, sur laquelle s’échangent les mégawattheures (MWh), avec des cours qui varient selon les pays en fonction de l’offre et de la demande. Il constitue ainsi une place spéculative qui réunit producteurs, fournisseurs et négociants, qui achètent et vendent de l’électricité (nucléaire, renouvelable ou fossile), pour des livraisons immédiates ou différées.

Deux directives ont été adoptées dans le milieu des années 1990, suivies par de nombreuses autres et par différents règlements. Le droit européen a défini un certain nombre de dispositions, comme la libre circulation de l’énergie, l’obligation d’ouverture progressive des marchés au secteur privé (d’abord les entreprises, puis les particuliers), les Bourses européennes du gaz et de l’électricité.

Plus récemment, l’UE organise aussi « l’Europe de l’énergie », c’est-à-dire le libre-échange du gaz et de l’électricité, en finançant le développement des interconnexions aux frontières. Comme la concurrence n’avancerait pas assez vite au niveau de chaque État membre, l’idée est de mettre les producteurs nationaux en concurrence en « ouvrant les frontières » plus largement.

Depuis 2007, le marché français de fourniture d’électricité est ouvert à la concurrence pour les particuliers et les professionnels. Le tarif réglementé, le « tarif bleu » arrêté par le gouvernement, est en concurrence avec des offres de marché fixées par l’ensemble des fournisseurs, historiques (EDF) ou alternatifs, et a même été supprimé pour les gros consommateurs fin 2015.

Avec la Loi NOME de 2010 (encadré ci-sessus), les fournisseurs alternatifs d’électricité ont la possibilité de se fournir en électricité dans les même conditions qu’EDF, « afin que l’ensemble des consommateurs bénéficie de la compétitivité du parc électronucléaire français ». Cet Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh) est une option pour les fournisseurs alternatifs, qui peuvent aussi s’approvisionner sur le marché de gros de l’électricité, dont les prix sont plus fluctuants.

Pour le consommateur, la facture d’électricité se compose d’une part fixe, l’abonnement dont le montant dépend de la puissance souscrite (en euro par an), et d’une part variable, dépendant de la quantité consommée (en euro par kilowattheure, kWh). Au total, ce coût se répartit en trois grands ensembles :

• le coût de l’électricité commercialisée par le fournisseur, qui peut soit vendre l’électricité qu’il produit, soit s’approvisionner sur les marchés ;
• le coût de l’acheminement : le tarif d’utilisation du réseau public de l’électricité (Turpe) est fixé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour couvrir les coûts d’entretien et de développement des réseaux de transport et de distribution de l’électricité par leurs gestionnaires (RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution).
• les taxes : contribution au service public de l’électricité (CSPE), taxes sur la consommation finale d’électricité (TCCFE et TDCFE), contribution tarifaire d’acheminement (CTA) et TVA.

Composantes de la facture d’électricité en %, pour un client résidentiel au tarif réglementé, au 30 juin 2021

b) Le marché européen du gaz

L’Union Européenne a entamé au milieu des années 1990 une profonde réforme de son secteur gazier dans le but de construire à un horizon non défini un marché unique du gaz (« facteur important de l’achèvement d’un marché intérieur de l’énergie ») et d’y introduire plus de concurrence, notamment en favorisant l’interopérabilité des réseaux et le développement des échanges entre pays membres. Cette démarche a conduit à la signature d’une directive européenne en 1998 (directive 98/30/EC), qui introduit une première série de règles communes en matière d’organisation du secteur gazier applicables à l’ensemble des pays membres. Cette directive prévoit en particulier la mise en œuvre d’un accès libre et non discriminatoire des tiers aux réseaux de transport et de distribution et l’ouverture de la concurrence pour la vente de gaz à destination des grands consommateurs (industriels). Elle prévoit également la séparation comptable des opérateurs verticalement intégrés, qui doivent tenir une comptabilité séparée pour les activités régulées (les réseaux) et leurs activités dérégulées (achat et vente de gaz aux clients éligibles). Les États membres gardaient alors une certaine latitude dans la mise en œuvre des réformes : ils pouvaient opter pour un accès négocié ou réglementé des tiers aux réseaux, ils pouvaient aller au-delà de la séparation comptable et introduire une séparation juridique, voire patrimoniale (de propriété) ; enfin, ils pouvaient décider de créer une instance indépendante de régulation (et en fixer sans contrainte l’étendue des pouvoirs et des missions) ou de s’en passer.

Cette première directive a été suivie d’une seconde, adoptée en 2003 (2003/55/EC), qui devait accélèrer et approfondir le mouvement d’ouverture des marchés. Elle a introduit en particulier un calendrier d’ouverture totale des marchés, y compris pour les clients résidentiels, avec la possibilité de choisir librement son fournisseur de gaz pour les ménages à partir du 1^er juillet 2007. Elle prévoyait des restrictions plus sévères en ce qui concerne la séparation des réseaux de transport et de distribution. Elle donnait enfin obligation aux États membres de créer une autorité de régulation indépendante.

Il a fallu attendre 2003 pour que la France ouvre son marché intérieur et supprime le monopole d’importation détenu jusqu’alors par Gaz de France. La libéralisation s’est accompagnée :

• de la création de places de marché appelées «hubs» qui permettent aux multiples acteurs d’échanger du gaz et d’aboutir à un processus de découverte du prix ;
• d’une régulation pour les activités qui restent en monopole comme les gazoducs et les stockages. Les acteurs peuvent échanger des volumes de gaz via des places de marchés organisées (prix «futures») ou entre eux (OTC pour «Over the Counter»). Les places de marchés organisées ont un nombre limité de contrats «futures», alors que la liste des contrats OTC est beaucoup plus vaste.

La dernière étape sur la voie de marchés de l’énergie concurrentiels a été franchie le 1^er juillet 2007 avec l’ouverture complète des marchés de détail nationaux. Tous les consommateurs européens avaient la possibilité de choisir leur fournisseur et de profiter des avantages de la concurrence. Toutefois, l’intégration du marché a été loin d’être un succès. Hormis quelques rares exceptions, les marchés de l’électricité et du gaz dans l’Union Européenne sont restés nationaux du point de vue économique et la concurrence y est limitée.

L’équilibre offre-demande fixait les prix “spot”.  Au Royaume-Uni, le gaz était presque exclusivement vendu sur des formules “spot”. C’est la compétition gaz-gaz et l’ordre d’appel des centrales électriques qui fixent les prix. La demande gazière est sensible aux facteurs climatiques et au besoin des centrales pour la production électrique. La Bourse européenne de l’énergie (EEX) est la principale bourse de l’énergie. EEX publie des données de marché tous les jours ouvrés après la période de clôture. Les règles de calcul des prix de références et indices sont publiées dans les Avis de Marché.

Les Etats membres de l’UE ont approuvé à la mi-décembre 2022 un mécanisme permettant de plafonner les prix de gros du gaz dès qu’ils dépasseront 180 euros par mégawattheure (MWh) trois jours consécutifs, un niveau nettement inférieur au seuil de 275 euros qu’avait initialement proposé la Commission européenne. Ce mécanisme de plafonnement ne sera activé qu’à un niveau de prix supérieur d’au moins 35 euros au prix international moyen du gaz naturel liquéfié (GNL), ceci afin de ne pas mettre en danger les approvisionnements gaziers de l’Europe.

Cette hétérogénéité des contrats, à la fois en termes de modalité (prix fixe, prix réglementé, prix indexé sur le marché, etc.) et d’horizon d’expiration, implique des variations des prix de l’énergie sur les années 2022 et 2023 également très contrastées entre les entreprises.

Les réponses des entreprises suggèrent tout d’abord que la hausse des prix de l’électricité sur l’année 2023 serait plus marquée dans l’industrie, où les contrats sont plus souvent particulièrement exposés (c’est-à-dire indexés sur le prix de marché ou se renouvelant d’ici la fin 2023), que dans les services. Ainsi, dans l’industrie, l’évolution médiane des prix de l’électricité serait de +40 % en 2022 et de +90 % prévue par les entreprises en 2023. Autrement dit, il y a autant d’entreprises qui subiraient une hausse de prix inférieure à 40 % qu’une hausse de prix supérieure à 40 % en 2022.

3/ Pourquoi le prix de l’électricité s’envole-t-il sur les marchés européens ?

Le prix de l’électricité sur le marché de gros européen est directement lié au prix du gaz naturel, qui constitue, pourtant, un « coût marginal » dans la production électrique française, à 70,6% d’origine nucléaire en France en 2019 (voir ci-dessous). En effet, en cas d’augmentation de la demande, particulièrement en hiver lorsqu’il faut absorber des pics de consommation, le coût du kWh supplémentaire dépend de la source d’énergie utilisée pour alimenter les centrales électriques en renfort.

Selon les règles du marché continental, le prix de l’électricité, identique quelle que soit sa source (nucléaire, éolien, gaz, charbon…), n’est pas déterminé en fonction de son coût de production, mais selon le coût marginal de la dernière capacité de production appelée, c’est-à-dire en fonction du coût de la mise en route de la dernière centrale dont la production d’électricité est nécessaire pour couvrir la demande du réseau électrique. Ce choix se base sur un concept d’économie qui s’appelle l’ordre de mérite. L’idée est d’organiser le marché de l’électricité en faisant d’abord fonctionner les centrales qui coûtent le moins cher à l’usage.

En 2021, la reprise économique mondiale a fait grimper le prix des matières premières (gaz, charbon et pétrole). Le gaz naturel est devenu un un enjeu géopolitique entre l‘UE, la Russie et les États-Unis , avec des stocks faibles en Europe occidentale et une mise en service du gazoduc Nord Stream 2 suspendue à la crise en Ukraine. Les prix de marché ont ainsi considérablement augmenté. Le prix se forme au niveau européen, où le gaz tient une place beaucoup plus importante qu’en France. Ce prix explose fin 2021, ce qui renchérit les approvisionnements des fournisseurs privés, qui perdent donc des parts de marché. La France subit ainsi une forte augmentation des prix de l’électricité et du gaz alors qu’elle produit la grande majorité de son électricité grâce aux centrales nucléaires, amorties depuis très longtemps.

Suivant un principe écologique, l’ordre « d’appel » des centrales dans la production va des sources d’électricité les moins polluantes au plus polluantes. En pratique, quand la demande d’électricité augmente, on fait par exemple tourner en priorité une centrale hydroélectrique, puis une éolienne (le coût marginal de la production de l’éolienne, est proche de  zéro car le vent fait le travail) ou une centrale nucléaire, puis  une centrale thermique et enfin une centrale à gaz.

Le marché européen de l’électricité est aussi organisé ainsi pour rentabiliser l’investissement dans des centrales à gaz qui fonctionnent peu souvent, mais dont on a besoin pour éviter des black-out l’hiver. Mais si c’est le coût de mise en route d’une centrale à gaz qui détermine le prix général de l’électricité, alors une augmentation du prix du gaz signifie une augmentation du prix de l’électricité. Or le prix du gaz a grimpé en flèche ces dernières années.

La tension sur le gaz naturel au niveau mondial est enfin liée à l’augmentation du prix des quotas d’émission de dioxyde de carbone (CO₂) : les centrales électriques au gaz émettent trois fois moins de CO₂ que les centrales à charbon, ce qui en fait une énergie de transition très demandée au niveau mondial. Un partenariat d’importation du gaz naturel en Chine sur 20 ans a, par exemple, été signé entre deux entreprises chinoises et américaines fin 2021.

Cette dépendance au gaz lors des pics de consommation est aggravée en France par une baisse de disponibilité des installations nucléaires. En décembre 2021, les deux réacteurs de la centrale de Civaux (Vienne) et ceux de Chooz (Ardennes) ont été mis à l’arrêt pour des durées indéterminées en raison de corrosions et de fissurations anormales à proximité des circuits de refroidissement. Début janvier, un réacteur de la centrale nucléaire de Penlya subi le même sort. EDF a dû réviser son estimation de production d’électricité nucléaire entre 300 et 330 térawattheure (Twh) pour 2022 alors qu’elle s’élevait à 360,7 TWh en 2021.

4/ L’ouverture des marchés, synonyme d’augmentation des prix pour l’usager ?

Depuis ses débuts, l’ouverture des marchés de l’électricité et du gaz a suscité un grand nombre de critiques sur l’augmentation des prix qu’elle causerait. Deux positions s ‘opposent :

a) les défenseurs du service public

Certaines associations de consommateurs voient d’abord le processus d’ouverture des marchés comme un moyen de s’affranchir de la régulation tarifaire des prix du gaz et de l’électricité, pour le plus grand profit des géants de l’énergie et au détriment des consommateurs.

Certains estiment aussi qu’en raison de la volatilité des cours, « les investissements nécessaires à la maintenance du parc actuel et à la transition énergétique semblent impossibles à réaliser » pour lEDF, alors que le consommateur subit des hausses de tarif.

« l’explosion des prix, n’aurait aucune raison si ce n’est qu’on est dans un système dérégulé. Même si ce marché a des vertus en termes d’optimisation, il aurait un très gros effet pervers : il expose le consommateur à des aléas très élevé de prix.  Est-ce qu’on doit imposer au consommateur français le prix qui se fabrique au niveau européen »? Les décideurs de l’époque auraient pensé que ce marché fonctionnerait, en ignorant complètement que celui-ci pouvait être très volatile. Soutenu par des gouvernements, faisant preuve de bonne volonté envers l’Union européenne,  l’entreprise EDF était favorable à l’intégration au marché unique de l’énergie européen, dans la mesure où elle espérait exporter des technologies, en bénéficiant de coûts très compétitifs.

Mais tout ne se serait donc pas passé comme prévu. « Les conséquences de ces fluctuations sur le prix de l’électricité seraient inacceptables en France». « L’Arenh » permet aux fournisseurs concurrents d’EDF de vendre un quart de la production nucléaire d’EDF à un tarif déterminé, dans la limite d’un volume de 100 TWh/an. Il oblige EDF à vendre une partie de sa production à ses concurrents privés, à prix coûtant, pour développer la concurrence. Les fournisseurs privés qui ne produisent rien, mais qui revendent de l’électricité. peuvent s’approvisionner en électricité nucléaire auprès d’EDF à un prix de 42 euros le mégawattheure (46,20 euros ensuite), ou, si le prix sur la Bourse européenne de l’électricité est plus bas, acheter sur le marché ».

Face aux décisions du gouvernement d’augmenter la part qu’EDF doit revendre à bas coût à ses concurrents pour contrer l’envolée des prix de l’électricité à cause de la flambée du tarif du gaz, les tenants du service public disent que « dans l’énergie de réseau, la concurrence « libre et non faussée » ne fonctionnerait pas. Les grands monopoles publics EDF et GDF étaient efficaces à la fois techniquement et financièrement, garantissant un prix aligné sur les coûts de production. La concurrence privée ne pouvait pas faire mieux, au contraire puisqu’elle doit verser des dividendes aux actionnaires. Les gouvernements ont donc entrepris de démanteler progressivement ces monopoles publics ».

b) Les partisans  du marché concurrentiel

Il répliquent que la France a fait le choix de préserver les tarifs réglementés  de l’électricité et du gaz, afin de laisser le consommateur libre de conserver ces tarifs ou de choisir une offre à prix de marché. L’existence des tarifs réglementés contraint les fournisseurs alternatifs à proposer des offres moins chères pour rester compétitifs.

Le marché de l’électricité européen ne serait pas obsolète. D’autant plus qu’il a été réformé en 2018 entérinant à nouveau le couplage de l’électricité et du gaz. On peut dès lors débattre de la nécessité de réviser ce système d’autant que celui-ci basé sur les énergies renouvelables peut nécessiter un fonctionnement de marché différent. S’agissant du fonctionnement du marché européen de l’électricité, il faudrait au minimum trois ans pour  le réformer. De plus, la France n’aurait pas intérêt à casser le marché européen de l’énergie. Celui-ci permettrait à EDF d’exporter pour plusieurs milliards d’euros et d’éviter 30 à 40 jours de black-out en France.

On peut certes s’étonner de voir un marché ne pas raisonner en fonction du prix moyen, mais du prix marginal. Il y aurait pourtant à cela une bonne raison. « L’avantage de ce système serait qu’il conduit à faire systématiquement appel à la centrale disponible la moins chère en Europe pour produire un kilowattheure supplémentaire ». Les observateurs libéraux estiment ainsi que «  sous la pression des nouveaux acteurs, le secteur de l’électricité change rapidement aujourd’hui. L’ouverture du marché aurait permis l’émergence d’un éolien et d’un solaire compétitifs, de passer de l’usager captif à un client exigeant, et de soutenir les distributeurs alternatifs (…) qui innovent sur tous les territoires. »

Quels est l’intérêt pour la France de participer à l’Europe de l’électricité ? Cela renforcerait en premier lieu la sécurité de son approvisionnement. En cas de panne, la Franec pourrait compter sur l’électricité produite par ses voisins. Cela permet aussi de réaliser des économies. À tout moment, la France peut accéder à l’électricité la moins chère disponible, même si elle se situe dans un autre pays. Enfin, comme déjà dit, ce système bénéficierait aux énergies renouvelables. Quand la France manque de vent, plutôt que faire démarrer des centrales à gaz, elle peut profiter des éoliennes qui tournent en Espagne ou ailleurs.

La sécurité d’approvisionnement mise en avant par ce point de vue est la suivante « l’intérêt de ce marché électrique, c’est que 40 jours par an, cela évite le black-out » ? Ce à quoi répond l’entreprise RTE, gestionnaire du réseau français « La France comptait, en 2020, 43 journées avec un solde d’électricité importateur. La balance est toutefois largement positive. La France reste exportatrice sur l’ensemble de ses frontières et demeure le pays le plus exportateur d’Europe ». « D’autant qu’ Il faut noter que les échanges français dépendent directement des écarts de prix entre la France et ses voisins. Il est parfois plus favorable économiquement d’importer de l’énergie plutôt que d’activer des moyens de production plus coûteux sur le territoire. La France se retrouve ainsi en situation d’import sans pour autant être à court de moyen de production »,

c) Vers une réforme souhaitable du marché de l’énergie en Europe

Le marché de l’énergie n’est pas un marché comme les autres. Sa libéralisation a amené de graves disfonctionnements. On ne gère pas des centrales nucléaires et tous leurs équipements (turbines) comme on gère des produits industriels ou des services. Plusieurs questions se posent.

– En France, comment aider l’entreprise EDF ?

La situation financière d’EDF n’est pas très saine (pertes financières, dettes abyssales,..). Cette entreprise a signé des contrats à moyen terme où les prix sont fixés. Mais du fait de l’arrêt de nombreux réacteurs, notamment pour des problèmes de corrosion sa production va beaucoup diminuer en 2022.  Elle est obligée d’acheter de l’électricité au prix fort pour honorer ses contrats. De plus elle est toujours obligée de vendre de l’électricité bon marché à ses concurrents pour protéger la facture des ménages (mécanisme « Arenh ».). Enfin, l’entretien des réacteurs et la finalisation de l’EPR de Flamanville coûtent très cher.

Plus précisément, en cette période de flambée des prix de l’électricité, le premier semestre 2022 aurait pu être une source de profits historiques pour EDF. Mais la facture exorbitante de la mise à l’arrêt des réacteurs du groupe touchés par la corrosion a au contraire provoqué une perte massive.

Sur les six premiers mois de l’année 2022, EDF affiche certes une progression de son chiffre d’affaires de 66 %, à 66 milliards d’euros. Mais son bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciations et amortissements s’effondre littéralement, à 2,7 milliards d’euros, contre 10,6 milliards d’euros atteints un an plutôt. Le résultat net du groupe d’EDF passe largement en territoire négatif, avec une perte de 5,3 milliards d’euros.

La mise à l’arrêt de 12 réacteurs touchés par la corrosion aurait entraîné une perte de revenus opérationnels de 7,3 milliards d’euros. Les mesures gouvernementales (hausses des volumes d’électricité nucléaire vendus à prix régulé, plafonnement des prix, etc.) ont entraîné par ailleurs une perte opérationnelle de 6,2 milliards d’euros. Enfin, la sécheresse a provoqué une chute de production hydraulique et une autre perte opérationnelle, de 1,4 milliard d’euros.

– Faut-il réformer le mode de fixation des prix de l’électricité en Europe ?

S’agissant du mécanisme de fixation des prix de l’électricité en Europe  il y a urgence à le réformer. Le consensus est aujourd’hui presque total dans l’UE alors que les prix de gros de l’énergie atteignent  de nouveaux records faisant planer le spectre de factures trop élevées pour les consommateurs.

Les prix de l’électricité sur le marché de gros suivent ceux des matières premières. Ils s’alignent donc sur la flambée des cours du gaz mais également sur l’augmentation du prix de la tonne de CO2 sur le marché du carbone européen. Comme une large partie de l’électricité est, dans l’Union européenne des 27, produite avec des énergies fossiles (près de 20% avec du gaz et 13% avec du charbon), toute augmentation des prix du gaz, du charbon et du CO2, se répercute mécaniquement sur le coût de production de l’électricité.

Comme l’électricité ne se stocke pas, son prix est déterminé en Europe par les coûts de la dernière centrale activée appelée pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande et donc la plupart du temps une centrale thermique qui fonctionne au charbon ou au gaz : vente au coût marginal  (voir ci-dessus). Ce coût marginal s’est envolé de concert avec la flambée des cours du gaz liée à la baisse drastique des livraisons gazières russes à l’Europe, dans le contexte de guerre en Ukraine.

Le paradoxe est d’autant plus prégnant en France où le mix électrique est décarboné à près de 90% et où les prix ont suivi et même dépassé ceux des autres marchés européens. La mise à l’arrêt de nombreux réacteurs nucléaires d’EDF, explique le recours de la France au marché de gros européen.

Il faudrait alors intervenir et reprendre le contrôle du marché en fixant un prix (de gros) maximum que les européens sont prêts à payer pour le gaz et l’électricité, prix fixé par l’Union européenne. Il s’agirait donc pour maintenir un prix raisonnable de « découpler le prix de l’électricité de celui du gaz ».

La Grèce propose ainsi de scinder les marchés de l’électricité en deux, en mettant dans un premier panier les énergies renouvelables, le nucléaire et l’hydroélectricité, et dans un second les combustibles fossiles. En retour, les Etats membres pourraient « engranger des recettes financières supplémentaires » (différentes dans chaque pays selon son mix énergétique), qu’ils pourraient utiliser pour soutenir les consommateurs les plus vulnérables: aides directes, tarifs réglementés, réductions des factures d’électricité.

– Faut-il réformer les modes d’approvisionnement?

Dans leurs achats et ventes d’électricité, les pays membres peuvent opter pour le « marché spot » qui permet l’achat ou la vente d’électricité pour livraison le lendemain ou le jour même ou le marché « à terme » qui permet de sécuriser des volumes pour des périodes plus lointaines (jusqu’à trois ans) avec des livraisons mensuelles, trimestrielles, ou annuelles.

Certains experts estiment que « la Commission européenne et les Etats membres ont donné aux marchés spot et à terme un rôle disproportionné : en en faisant le point focal du système électrique, cela a conduit à des dysfonctionnements« . Ils préconisent la mise en place de « Power Purchase Agreement » (PPA pour contrats d’achat d’électricité) qui sont des contrats d’achat directement conclus entre un producteur et un consommateur ou un fournisseur généralement à long terme et à prix fixe.

« Ces contrats de long terme seraient cohérents avec les durées d’amortissement des nouvelles installations, notamment renouvelables. (…) Ces contrats offrent une solution commune aux producteurs et aux consommateurs, particuliers comme industriels. Ils allouent aux producteurs un revenu à long terme, facilitant in fine investissement et financement pour de nouvelles installations. D’autre part, les PPA permettent aux consommateurs de s’approvisionner en électricité à long terme, à prix connus et stables tout au long du contrat ».

– Faut-il généraliser les tarifs réglementés?

C’est une des pistes de la Commission européenne avec le découplage des prix. On observe que « Moins de la moitié des États utilisent des tarifs réglementés, tandis que l’aide directe aux revenus reste l’instrument le plus utilisé dans l’UE pour soutenir les ménages ».

La Commission veut « fournir un plus grand degré de sécurité juridique pour étendre les tarifs réglementés (…) notamment avec la possibilité d’une dérogation claire (aux règles européennes) pour couvrir également les PME ». En revanche, elle se dit défavorable à un plafonnement indifférencié des prix de détail pour tous les consommateurs, « une mesure politique interventionniste qui risque de fausser les marchés » et de coûter cher aux Etats.

– Des réformes insuffisantes?

Pour certains experts, la réforme du mécanisme européen de fixation des prix n’aura des effets qu’à la marge. Le cœur du problème serait avant tout physique. Pour réduire l’influence des énergies fossiles sur le prix de l’électricité, il faudrait simplement mais massivement investir dans de nouveaux moyens de production considérés comme verts.

« La vraie solution serait d’augmenter les capacités et/ou de baisser la consommation. Ce serait la seule voie à suivre pour favoriser les investissements et les systèmes de stockage »

Mais il y a un souci : la distorsion entre d’un côté l’urgence de la situation et le temps nécessaire, très long, pour déployer ces nouvelles sources de production. « Les mesures à court-terme doivent permettre de satisfaire la demande, c’est le premier défi, c’est le premier besoin.

IX – LA PRODUCTION ET CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ EN EUROPE

1/ Production d’électricité

a) Niveaux et évolutions

La production brute d’électricité dans l’UE est passée de 2 658  TWh en 2000 à son pic de 2 999 TWh en 2008. En 2022, la production brute d’électricité a diminué de 3,1 % par rapport à 2021 et a atteint 2 824 TWh. Par rapport à la valeur maximale de 2008, il s’agit d’une baisse de 5,8 % [9].

Production brute d’électricité, UE, 1990-2021, en (GWh)

La part la plus élevée d’électricité en 2022 a été produite dans les centrales électriques utilisant des sources d’énergie renouvalables  (38,2 %), suivie des centrales nucléaires (21,8 %, chiffre en baisse mais qui devait augmenter en 2023), des centrales au gaz (19,9 %) et centrales au charbon (15,9 %). Des parts plus faibles ont été remarquées pour le pétrole (2 %) et déchets non renouvelables (0,7 %). Les données détaillées sur la production brute d’électricité par combustibleen 2021  sont présentées dans graphique suivant.

La contribution des différentes sources d’énergie renouvelables à la production d’électricité a considérablement évolué au cours des deux dernières décennies. En 2000, 87,0 % de l’électricité renouvelable a été produite à partir de l’hydroénergie, une part qui est tombée à 34 % en 2021. En revanche, l’électricité éolienne a considérablement augmenté au cours de la même période, passant de 4,9 % de l’ensemble des énergies renouvelables en 2000 à 35,1 % en 2021. Les autres sources d’énergie renouvelables ayant une part importante de la production d’électricité en 2021 étaient l’énergie solaire photovoltaïque (14,4 % de l’ensemble des énergies renouvelables), les biocarburants solides primaires (8,4 %) et les biogaz (4,8 %).

Production brute d’électricité dans l’UE par type de combustible UE 2021 (%, basé sur GWh)

En 2022, les énergies renouvelables ont été les plus importantes contributrices à la production d’électricité, dépassant le gaz naturel et les gaz manufacturés, les combustibles fossiles solides (charbon) et l’énergie nucléaire. C’est la troisième fois que l’électricité produite à partir des énergies renouvelables (1 080 TWh) dépasse celle produite à partir de tous les combustibles fossiles réunis (1 078 TWh). Par exemple, en 2022, l’électricité produite à partir du solaire photovoltaïque a dépassé celle produite à partir du charbon. Entre 2000 et 2022, la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables a plus que doublé (de 407 TWh à 1 080 TWh). Par rapport à 5 ans auparavant, en 2017, la production d’électricité à partir de sources renouvelables a augmenté de 23,3 %.

Production brute d’électricité dans l’UE par type de combustible pour les années 2000 à 2022 en TWh

b) Importation et exportation d’électricité

Au niveau de l’UE, les importations nettes d’électricité en 2022 ne représentaient que 0,5 % de l’électricité disponible pour la consommation finale, alors qu’en 2023, selon les données préliminaires, ce chiffre a diminué à -0,1 %, ce qui implique que l’UE était un exportateur net. Cependant, des différences significatives ont été observées entre les différents États membres de l’UE.

En 2023, selon les données préliminaires, les plus grands importateurs nets d’électricité en valeur absolue étaient l’Italie, la Hongrie, le Portugal et l’Allemagne, tandis que la France, la Suède, l’Espagne et la Tchéquie étaient les plus grands exportateurs nets d’électricité (tableau suivant).

Il convient de noter que l’Allemagne, deuxième exportateur net en valeur absolue en 2022, est devenue importateur net en 2023. La France, elle, l’un des plus grands exportateurs nets d’électricité dans le passé en valeurs absolues, est devenue un importateur net en 2022 puis de nouveau un exportateur net important en 2023.

En examinant de plus près les parts relatives de l’électricité disponible pour la consommation finale, les importations nettes d’électricité en 2023 (données préliminaires) au Luxembourg représentaient pas moins de 88,1 %, en Lituanie elles s’élevaient à 62,4 %, en Estonie 46,6 %, en Hongrie 26,3 % et à Malte 22,7 %. De l’autre côté de l’échelle, les pourcentages d’exportations nettes d’électricité en Suède étaient de 23,1 %, en Tchéquie 16,0 %, en République slovaque 15,3 %, en France 12,2 % et en Slovénie 12,0 %.

Consommation et les échanges d’électricité dans l’UE pour les années 2022 et 2023 en GWh

En 2022, la consommation d’électricité par habitant dans le secteur des ménages de l’UE s’élevait à 1,6 MWh par habitant (1 584  kWh ). Elle variait considérablement d’un État membre de l’UE à l’autre en 2022, allant d’une consommation inférieure à 1 MWh par habitant en Roumanie, en Pologne et en Lettonie, à une consommation d’environ 4 MWh par habitant en Finlande (4,1 MWh) et en Suède (3,9 MWh) voire la France ( (2,3 MWh) (graphique suivant).

Consommation d’électricité des ménages par habitant, 2022 (MWh par habitant)

c) Consommation d’électricité par secteurs

Dans l’UE, la consommation d’électricité a considérablement augmenté au cours des années 90, mais s’est stabilisée au cours des dix dernières années. Les ménages et les services sont responsables de la croissance de la consommation d’électricité, tandis que la consommation dans le secteur des transports est restée stable au fil des ans. La consommation d’électricité dans le secteur industriel suit le cycle économique.

Toutefois, en 2021, la consommation d’électricité a augmenté dans de nombreux secteurs par rapport à l’année précédente. La quantité d’électricité consommée pour les transports a augmenté de 11,6 %, le secteur industriel a augmenté de 5 %, le secteur résidentiel a augmenté de 4,9 %, tandis que la consommation d’électricité du secteur de l’énergie a augmenté de 3,6 % et le secteur des services 2,8 % de plus. En revanche, la consommation d’électricité dans l’agriculture et la sylviculture a diminué de 0,3 %. Néanmoins, comme le montre le graphique suivant, la consommation d’électricité dans le secteur des services a augmenté de 27,9 % entre 2000 et 2021, tandis que la consommation d’électricité dans le secteur des ménages a augmenté de 23,4 % au cours de la même période. Pour la deuxième fois depuis 2006, la consommation d’électricité des ménages était supérieure à celle des services (7,3 %).

Consommation d’électricité dans l’UE par secteur en GWh pour les années 2000 à 2021

d) Parts de marché

Une mesure utilisée pour suivre l’étendue de la libéralisation du marché de l’électricité est la part de marché du plus grand producteur dans chaque pays (graphique suivant). L‘indicateur suivant montre la part de marché du plus grand producteur d’électricité de chaque pays. Pour calculer cet indicateur, on prend en considération la production nette totale d’électricité au cours de chacune des périodes de référence. L’électricité consommée par les producteurs pour leur propre usage n’est donc pas prise en compte. Pour calculer les parts de marché correspondantes, on prend alors la production nette de chaque producteur au cours de l’année en question. Seule la part de marché la plus importante est communiquée au titre du présent indicateur.

Trois États membres de l’UE — Chypre, la France et la Croatie — ont déclaré des parts d’au moins 70 %. Les parts les plus faibles ont été signalées pour la Lituanie (16,9 %) et l’Italie (17 %). Surtout pour la Pologne, la plus grande part de producteur d’électricité déclarée correspond à une unité d’un opérateur plus important.

Une analyse des évolutions entre 2016 et 2021 révèle que parmi les 25 États membres de l’UE pour lesquels des données sont disponibles , six ont enregistré une augmentation de la part de marché de leur principal producteur d’électricité. Les évolutions les plus rapides ont été observées au Portugal et en Grèce, où le plus grand producteur a perdu au moins 35 % de sa propre part de marché. Les deux États membres où la part du plus grand producteur sur le marché de la production d’électricité a le plus augmenté sont la Hongrie (19,1 %) et la Belgique (18,7 %).

2/ Le nucléaire

a) Chaleur nucléaire et production brute d’électricité

La production de chaleur nucléaire est obtenue à partir de la fission de combustibles nucléaires dans des réacteurs nucléaires. Cette chaleur est ensuite utilisée pour la production d’électricité. La chaleur restante (environ 2/3 du total) est en grande partie perdue, à l’exception d’une très petite partie qui est utilisée pour l’agriculture et le chauffage urbain. La production totale de chaleur nucléaire dans l’UE en 2022 s’élevait à 155 481 milliers de TEP, soit une baisse de 24,7 % par rapport à 2013 et de 16,7 % par rapport à 2021. Au niveau national, les plus fortes baisses par rapport à 2021 ont été enregistrés en Allemagne (-49,7 %) et en France (-22,3 %).

Production de chaleur nucléaire, ktep, 2013 à 2022

La principale utilisation de la chaleur nucléaire est la production d’électricité. La production brute d’électricité des centrales nucléaires de l’UE en 2022 s’est élevée à 609 255 GWh, ce qui représente une diminution de 16,7 % par rapport à 2021 et constitue en fait une valeur record pour la période 1990-2022. Sur cette période, deux tendances différentes peuvent être distinguées. De 1990 à 2004, la quantité totale d’électricité produite dans les installations nucléaires de l’UE a augmenté de 26,9 %, atteignant un pic de 928 438 GWh en 2004, en raison d’une augmentation du nombre de réacteurs en service. Entre 2004 et 2006, la production totale d’énergie nucléaire dans l’UE s’est stabilisée, avant de diminuer de 33,4 % entre 2006 et 2022 (tableau suivant).

Production brute d’électricité dans les centrales nucléaires, GWh, 1990 à 2022

Le plus grand producteur d’énergie nucléaire au sein de l’UE en 2022 était la France, avec une part de 48,4 % du total de l’UE, suivie par l’Espagne (9,6 %), la Suède (8,5 %) et la Belgique (7,2 %). Ces quatre États membres ont produit 73,7 % de la quantité totale d’électricité produite dans les installations nucléaires de l’UE en 2022.

Contrairement à la tendance générale de l’UE, entre 2006 et 2022, six pays ont augmenté leur production d’électricité nucléaire: la Roumanie, dont la production d’électricité nucléaire n’a commencé qu’en 1996 (+96,9 %), les Pays-Bas (+19,8 %), la Tchéquie (+19,1 %), Hongrie (+17,5 %), Finlande (+10,6 %) et Slovénie (+1,0 %). Au cours de la même période, les autres pays (y compris les principaux producteurs) ont réduit leur production d’électricité nucléaire. La Lituanie a définitivement fermé ses installations nucléaires en 2009. L’Allemagne a enregistré la plus forte baisse (-79,3 %), suivie par la France (-34,5 %), la Suède (-22,5 %), la Bulgarie (-15,6 %), la Slovaquie (-11,6 %). , Belgique (-5,9 %) et Espagne (-2,6 %).

En 2022, au niveau de l’UE, 21,8 % de toute l’électricité produite était produite par des centrales nucléaires. La France avait la part la plus élevée du nucléaire dans son mix électrique (62,8 %), suivie par la Slovaquie (60,2 %) et la Belgique (46,4 %). Les Pays-Bas et l’Allemagne se situent à l’autre extrémité du spectre, avec respectivement 3,4 % et 6,0 %.

Production brute d’électricité dans les centrales nucléaires, GWh, 1990 à 2022

b) Uranium, capacité d’enrichissement, assemblage, production d’uranium et de plutonium dans les usines de retraitement

L’uranium est une ressource abondante sur les cinq continents : 44 % se trouve dans les pays de l’OCDE, 22 % dans les BRICS (Brésil, Russie, Inde, Chine et Afrique du Sud) et 34 % dans le reste du monde. Cette répartition limite fortement les risques géopolitiques par rapport, par exemple, à l’approvisionnement en pétrole. Selon l’Agence internationale de l’énergie atomique, les ressources mondiales identifiées à faible coût d’extraction représentent un siècle de consommation au rythme actuel. De plus, l’uranium est un métal stable, qui peut être stocké facilement et sans limite de temps. Certains pays disposent déjà de stocks stratégiques pouvant être utilisés pendant des années.

L’uranium présent dans la nature est constitué en grande partie de deux isotopes, l’uranium 235 (U-235, fissile) à 0,7 % et l’uranium 238 (U-238, non fissile) à 99,3 %. L’U-238 ne contribue pas directement au processus de fission (bien qu’il le fasse indirectement par la formation d’isotopes fissiles du plutonium 239). En raison du faible pourcentage de matière fissile dans l’uranium naturel, et afin d’obtenir un combustible nucléaire adapté aux réacteurs à eau sous pression (REP, majoritaires en Europe), il est nécessaire d’augmenter la concentration (« enrichir ») de l’U. Isotope -235 de 0,7 % à 3-5 %. Il existe deux possibilités : la centrifugation ou la diffusion de l’uranium sous forme gazeuse (hexafluorure UF6). En conséquence, l’uranium naturel est séparé en une petite partie d’uranium enrichi et une grande partie d’uranium appauvri. Seuls deux réacteurs dans l’UE (en Roumanie – type canadien « CANDU ») utilisent de l’uranium naturel. Cette technologie ne nécessite pas d’enrichissement de l’uranium mais nécessite l’utilisation de « l’eau lourde » comme modérateur pour compenser.

Seuls trois États membres de l’UE exploitaient des usines d’enrichissement en 2022 : l’Allemagne, les Pays-Bas et la France, ce qui porte la capacité totale d’enrichissement de l’Union européenne à 16 400 tSWU dont 7500 pour la France.

L’assemblage combustible constitue l’élément de base du cœur du réacteur nucléaire. Le matériau utilisé est l’uranium faiblement enrichi (3 à 4 % U235) produit par les usines d’enrichissement. Le cœur standard d’un réacteur à eau sous pression contient environ 157 assemblages combustibles (selon le type de réacteur). L’oxyde d’uranium (poudre noire) est pressé sous forme de pastilles (petits cylindres), puis placé à l’intérieur de tiges (tubes d’environ 1 cm de diamètre et 4 m de longueur) qui sont insérées dans l’élément de base du combustible nucléaire, l’« assemblage ». Le terme « combustible frais » indique qu’il s’agit de la première utilisation de l’uranium extrait des mines, par opposition au « combustible MOX » qui est principalement constitué de matériaux recyclés.

Seuls cinq États membres de l’UE ont produit des éléments combustibles neufs en 2022 : l’Allemagne, l’Espagne, la France, la Roumanie et la Suède, avec une diminution globale de 15,2 % entre 2013 et 2022. L’Allemagne a enregistré la plus forte baisse de production d’éléments combustibles neufs au cours de la dernière décennie (-32,6 %), suivie par la Suède (-29,5 %) et l’Espagne (-24,1 %). La France et la Roumanie ont enregistré une hausse (+2,2 % et +0,3 %, respectivement).

Le retraitement consiste à récupérer les matières fissiles et fertiles du combustible nucléaire usé afin de fournir du combustible MOX aux centrales nucléaires. Le combustible usé, assemblé en crayons, est d’abord démantelé, puis découpé en petits morceaux, avant d’être chimiquement séparé en uranium, plutonium et déchets. 97 % des matières nucléaires (U et Pu) sont recyclées et les 3 % restants de déchets hautement radioactifs sont vitrifiés et stockés dans des conteneurs pour un stockage à long terme. La France est actuellement le seul État membre de l’UE qui exploite une usine de retraitement nucléaire.

c) Le nucléaire en France en 2022

En France, la production d’électricité nucléaire en France a atteint 320,4 Térawattheures (TWh) en 2023 (source : EDF), soit une hausse de 14,8% par rapport à 2022 après la baisse de 23% entre 2021 et 2022. Ces 41,4 TWh ont été obtenus «grâce à l’optimisation et la maîtrise des chantiers de la corrosion sous contrainte ».

En France, la consommation d’électricité par habitant est plus importante que dans des pays voisins comme l’Allemagne ou le Royaume-Uni. L’importance de l’électricité dans notre mix énergétique s’explique par le poids significatif du parc de logements chauffés à l’électricité. Seulement un tiers des foyers français utilisent le gaz naturel pour la cuisson, l’eau chaude ou le chauffage.

La France a fait la promotion de l’électricité dès les années 1970 pour des questions de souveraineté énergétique. Avec le premier choc pétrolier de 1974 et la hausse des tensions au Moyen-Orient avec le conflit israëlo-arabe, le gouvernement français s’est tourné vers le nucléaire (à peu 67% de la production d’électricité en 2023), donc l’électricité.

La production d’électricité par filière du 13 janvier 2024

Source : RTE

L’EPR de Flamanville n’est plus officiellement mis en chantier, mais en «pré-exploitation». Alors que les installations sont presque prêtes, EDF est confronté à un nouveau défi plus ardu que prévu. L’entreprise a été contrainte en conséquence d’annoncer un nouveau retard de six mois. La mise en service commerciale du dernier-né des réacteurs français est désormais prévue pour la mi-2024.

Lors du lancement du chantier en 2007, il était prévu que l’EPR démarre en 2012. Au gré des difficultés rencontrées, cette date a été successivement reportée à 2017, puis à 2018 à cause de plusieurs soucis : cuve de béton non-conforme, des soudures qu’il a fallu refaire à plusieurs reprises, des défauts dans les tuyauteries, etc…., puis à 2022 (pour les mêmes raisons), puis à fin 2023 (pour un problème de tuyauterie également). La construction de ce réacteur n’est toujours pas achevée — il devrait être livré fin 2023, et désormais prévu au premier trimestre 2024, en raison de travaux consécutifs à des réparations de soudures plus difficiles que prévu. Estimé à trois milliards d’euros lors de l’annonce du projet en 2004, ce nouveau report coûtera 500 millions d’euros, pour une facture totale d’au moins 13,2 milliards d’euros.

Vouloir construire des EPR nécessite une capacité financière solide. Le dérapage des coûts des nouveaux EPR en construction en témoignent. Or la dette de l’entreprise EDF est de l’ordre de 42 milliards d’euros. Après 15 années de chantier, l’EPR normand est en situation de « pré-exploitation » et « 90% des bâtiments sont prêts », selon EDF, qui vise une mise en service fin 2023 au plus tard. Salle des machines, salle de commande, bâtiments combustibles et groupes électrogènes de secours sont ainsi déjà opérationnels. L’enjeu est de taille à l’heure où l’entreprise espère décrocher des contrats majeurs à l’international. EDF doit toutefois comprendre l’origine des ruptures de gaines qui ont imposé l’arrêt du premier EPR en service, en Chine. Le traitement de certaines soudures défectueuses reste aussi à déterminer.

D’autres questions se posent sur l’énergie nucléaire et l’électricité en général :

• Le manque d’eau durant l’été 2022 empêche les centrales de tourner à plein régime.
• Le risque de black-out n’est pas à écarter dans les annesfutures.  La question se pose depuis plusieurs années au gré de spectaculaires black-out survenus à l’étranger, notamment aux États-Unis, et elle s’est retrouvée avivée cette année par la crise énergétique provoquée par la guerre en Ukraine.
• Les pays de l’UE ne sont pas d’accord sur le rôle du nucléaire dans la lutte contre le réchauffement climatique. Les énergies renouvelables représentent la moitié du mixe électrique en Allemagne. L’hydrogène vert serait-il la solution d’avenir dans la transition énergétique? Dans certains pays, les usagers (citoyens) créent leur propre structure d’approvisionnement en énergie.
• Pour contenir à 4% la hausse des prix de l’électricité pour les particuliers et les petits professionnels en 2022, le gouvernement peut-il contraindre EDF à vendre plus de son électricité nucléaire à bon marché aux autres fournissuers d’énergie ? D’autres pistes que celle consistant à mettre l’entreprise publique en difficulté pour maintenir un bouclier tarifaire protégeant les consommateurs, ne sont-elles pas possibles ?
• Actuellement on produit de l’électricité à partir des centrales à fission nucléaire. L’idée serait d’en produire un jour à partir des centrales à fusion (projet ITER – encadré ci-dessous). Mais comment la fusion produit-elle de l’énergie ? Comment produire une réaction de fusion qui s’entretient elle même assez longtemps ?

X – LES ÉNERGIES RENOUVELABLES

La part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie est basée sur les définitions inclues dans la Directive 2009/28/EC (Directive sur l’énergie renouvelable) sur la promotion de l’utilisation de l’énergie provenant des sources renouvelables [10]. Cet indicateur mesure l’étendue de l’utilisation de l’énergie renouvelable et, par implication, le degré auquel les carburants renouvelables ont remplacé les carburants fossiles et/ou nucléaires et par conséquent, contribué à la dé-carbonisation de l’économie de l’UE. Il montre également le progrès au niveau de l’UE de l’objectif Europe 2020 pour les énergies renouvelables qui consiste à augmenter la part de l’énergie renouvelable dans la consommation finale brute d’énergie à 20% d’ici 2020. La progression de cet indicateur depuis 2004 est un peu moins forte en France que dans les 27 pays de l’UE.

1/ Résultats généraux

Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie jusqu’en 2019  en %

Source : Eurostat

En 2022, l’UE a atteint une part de 23,0 % de sa consommation finale brute d’énergie provenant de sources renouvelables, soit environ 1,1 point de pourcentage de plus qu’en 2021. Malgré cette augmentation, la part de 23,0 % reste près de 20 points de pourcentage en dessous de l’objectif de l’UE pour 2030, qui a été révisé. en hausse de 32 % à 42,5 %. Par conséquent, les pays doivent intensifier leurs efforts pour se conformer à la trajectoire spécifiée dans leurs plans nationaux en matière d’énergie et de climat requis par le réglement 2018/1999 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et l’action climatique. Le graphique suivant présente les dernières données disponibles sur la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie.

La Suède est en tête des pays de l’UE, avec près des deux tiers (66,0 %) de sa consommation finale brute d’énergie en 2022 provenant de sources renouvelables. La Suède comptait principalement sur l’hydroélectricité, l’éolien, les biocarburants solides et liquides, ainsi que les pompes à chaleur. La Finlande (47,9 %) suivait, s’appuyant également sur l’hydroélectricité, l’éolien et les biocarburants solides, devant la Lettonie (43,3 %), qui dépendait principalement de l’hydroélectricité. Le Danemark (41,6 %), suivi de l’Estonie (38,5 %), ont obtenu la plupart des énergies renouvelables à partir de l’énergie éolienne et des biocarburants solides. Le Portugal (34,7 %) comptait sur les biocarburants solides, l’énergie éolienne, l’hydroélectricité et les pompes à chaleur, tandis que l’Autriche (33,8 %) utilisait principalement l’hydrocarburant et les biocarburants solides. Les proportions les plus faibles d’énergies renouvelables ont été enregistrées en Irlande (13,1 %), à Malte (13,4 %), en Belgique (13,8 %) et au Luxembourg (14,4 %). Le ratio est de 20,3% en France, entre l’Allemagne et l’Italie.

 Part de l’énergie provenant de sources renouvelables, 2022, (% de la consommation finale brute d’énergie)

Cette évolution positive et la réalisation de l’objectif ont été encouragées par les objectifs juridiquement contraignants d’augmentation de la part d’énergie produite à partir de sources renouvelables. La pandémie de COVID-19 et son effet sur la diminution de la consommation de combustibles fossiles, par exemple dans les transports, ont probablement également joué un rôle. Alors que l’UE dans son ensemble a atteint ses objectifs pour 2020, certains États Membres n’ont pas pu respecter leurs obligations concernant les deux principaux objectifs ou ont dû recourir à des transferts statistiques pour atteindre ces objectifs: la part globale d’énergie provenant de sources renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie (voir graphique suivant) et la part spécifique d’énergie provenant de sources renouvelables dans les transports (dont il est question plus loin).

Part de l’énergie provenant de sources renouvelables, 2020, (% de la consommation finale brute d’énergie)

Source Eurostat

Part de l’énergie provenant de sources renouvelables, 2004-2022, (% de la consommation finale brute d’énergie)

En examinant les objectifs nationaux, 26 États membres ont atteint ou dépassé leurs niveaux cibles pour 2020. Les États membres qui ont largement dépassé leurs objectifs pour 2020 sont la Suède, la Croatie (+11 points de pourcentage chacun) et la Bulgarie (+7 pp). En revanche, la France n’a pas réussi à tenir son objectif (-3,9 pp).

Certains pays ont utilisé des transferts statistiques pour atteindre leurs objectifs. Les transferts statistiques sont des accords entre États membres pour transférer une quantité déterminée d’énergie provenant de sources renouvelables d’un État membre vers un autre État membre. Les régimes d’aide conjoints constituent également un autre type de mécanisme de coopération reconnu par la directive.

2/ Le vent et l’eau fournissent la plupart de l’électricité renouvelable; le solaire est la source d’énergie qui connaît la croissance la plus rapide

Les règles comptables de la directive 2009/28/CE prévoient que l’électricité produite par l’énergie hydraulique et éolienne doit être normalisée pour tenir compte des variations climatiques annuelles (l’hydroélectricité est normalisée sur les 15 dernières années et l’éolien sur les 5 dernières années). Cet article présente les résultats en appliquant ces règles comptables.

La croissance de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables au cours de la période 2012 à 2022 reflète en grande partie l’expansion de deux sources d’énergie renouvelables dans l’UE, à savoir l’énergie éolienne et l’énergie solaire. En 2022, les sources d’énergie renouvelables représentaient 41,2 % de la consommation brute d’électricité dans l’UE, soit près de 4 points de pourcentage de plus que l’année précédente (37,5 % en 2021).

L’énergie éolienne et hydraulique représentait plus des deux tiers de l’électricité totale produite à partir de sources renouvelables (respectivement 37,5 et 29,9 %). Le tiers restant de l’électricité produite provenait de l’énergie solaire (18,2 %), de biocarburants solides (6,9 %) et d’autres sources renouvelables (7,5 %). L’énergie solaire est la source d’énergie qui connaît la croissance la plus rapide : en 2008, elle représentait 1 %. Cela signifie que la croissance de l’électricité produite à partir de l’énergie solaire a été spectaculaire, passant de seulement 7,4 TWh en 2008 à 210,3 TWh en 2022.

Parmi les États membres de l’UE, plus de 70 % de l’électricité consommée en 2020 était produite à partir de sources renouvelables en Autriche (74,7 %), au Danemark (77,2 %) et en Suède (83,3 %). La consommation d’électricité issue de sources renouvelables était également élevée au Portugal (61,0 %), en Croatie (55,5 %), en Lettonie (53,3 %) et en Espagne (50,9 %), représentant plus de la moitié de l’électricité consommée. À l’autre extrémité de l’échelle, la part de l’électricité issue de sources renouvelables était de 15 % ou moins à Malte (10,1 %), en Hongrie (15,3 %), en Tchéquie (15,5 %), au Luxembourg (15,9 %) et à Chypre (17,0 %). . La Norvège, pays de l’AELE, a produit plus d’électricité à partir de sources renouvelables que la quantité totale d’électricité qu’elle a consommée en 2022, ce qui conduit à une part supérieure à 100 %.

Part de l’énergie provenant de sources renouvelables dans la consommation brute d’électricité, 2022

3/ Plus d’un cinquième de l’énergie utilisée pour le chauffage et le refroidissement provient de sources renouvelables

En 2022, les énergies renouvelables représentaient 24,8 % de la consommation totale d’énergie pour le chauffage et le refroidissement dans l’UE, contre 11,7 % en 2004. Les développements dans le secteur industriel, les services et les ménages ont contribué à cette croissance. L’énergie ambiante captée par les pompes à chaleur pour le chauffage et le refroidissement renouvelable est également prise en compte.

Parmi les États membres de l’UE, la part de l’énergie provenant de sources renouvelables dans le chauffage et le refroidissement était supérieure à la moitié en Suède (69,4 %), en Estonie (65,4 %), en Lettonie (61,0 %), en Finlande (58,5 %) et en Lituanie (51,5 %). et le Danemark (50,1 %). À l’autre extrémité de l’échelle, les États membres de l’UE dont la part d’énergie provenant de sources renouvelables dans le chauffage et le refroidissement était inférieure à 10 % étaient l’Irlande (6,3 %) et les Pays-Bas (8,6 %)

Part de l’énergie provenant de sources renouvelables pour le chauffage et le refroidissement, 2022 en %

4/ 9,6% des énergies renouvelables utilisées dans les activités de transport en 2022

L’UE a convenu de fixer un objectif commun de 29 % pour la part d’énergie renouvelable (y compris les biocarburants liquides, l’hydrogène, le biométhane, l’électricité « verte », etc.) utilisée dans les transports d’ici 2030.

La part moyenne de l’énergie provenant de sources renouvelables dans les transports est passée de 1,6 % en 2004 à 9,6 % en 2022. Parmi les États membres de l’UE, la part des énergies renouvelables dans la consommation de carburants des transports a atteint des sommets de 29,2 % en Suède et de 18,8 % en Finlande. jusqu’à moins de 5 % en Croatie (2,4 %), en Lettonie (3,1 %) et en Grèce (4,1 %). La Norvège, pays de l’AELE, a également signalé une part élevée d’énergies renouvelables dans la consommation de carburant des transports (23,7 %).

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Part de l’énergie provenant de sources renouvelables dans les transports, 2022 (% de la consommation finale brute d’énergie)

Michel Braibant

BIBLIOGRAPHIE

[1] Bilan et chiffres clés de l’énergie, SEOS, https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/energie-0,  voir aussi Consommation d’énergie des secteurs économiques, SEOS, https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/consommation-denergie-des-secteurs-economiques?rubrique=20

[2] Observatoire Mondial des Marchés de l’Energie 2018, Le poids de la Chine sur le marché de l’énergie s’accentue tandis que les objectifs climatiques semblent difficiles à atteindre et que les Utilities accélèrent leur transformation digitale, https://www.capgemini.com/fr-fr/news/observatoire-mondial-des-marches-de-lenergie-2018/, voir aussi  https://www.ceren.fr/publications/les-publications-du-ceren/

[3] memento sur l’énergie 2017 – CEA www.cea.fr/multimedia/Documents/publications/ouvrages/memento-energie-2017.pdf

[4] bilan énergétique de la France 2021, données provisoires, https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/bilan-energetique-de-la-france-en-2021-donnees-provisoires-0#:~:text=La%20facture%20%C3%A9nerg%C3%A9tique%20de%20la,de%20la%20hausse%20des%20importations.voir aussi  https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/chiffres-cles-de-lenergie-edition-2021 voir aussi https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/les-energies-renouvelables-en-france-en-2021-suivi-de-la-directive-ue-20182001

[5] Présentation au CNIS : les comptes satellites de l’énergie, https://www.cnis.fr/wp-content/uploads/2018/03/DC_2018_1e_reunion_COM_EDD_Comptes_energie.pdf, voir aussi https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/edition-numerique/chiffres-cles-energie-2021/pdf/pages/annexes/18-bilan-de-lenergie-en-france.pdf

[6] La facture énergétique augmente de 46 % dans l’industrie en 2021, https://www.insee.fr/fr/statistiques/6675542, voir aussi Les entreprises face à la hausse des prix de l’énergie : des situations et des réactions contrastées, Insee, décembre 2022, https://www.insee.fr/fr/statistiques/6677411?sommaire=6677447

[7] https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Energy_statistics_-_an_overview#Primary_energy_production

[8] Prix de l’énergie : carburants, gaz, électricité, un tiercé en hausse, Insee,  https://blog.insee.fr/prix-de-lenergie-carburants-gaz-electricite-un-tierce-en-hausse/#:~:text=Au%201er%20semestre%202021,Italie%20(source%20%3A%20Eurostat) voir aussi https://www.cre.fr/Documents/Publications/Rapports-thematiques/les-prix-a-terme-de-l-electricite-pour-l-hiver-2022-2023-et-l-annee-2023 voir aussi https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurostat-news/-/edn-20220210-2, voir aussi https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Electricity_price_statisticsvoir aussi https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Natural_gas_price_statisticsvoir aussi la hausse des prix de l’énergie pèse sur le budget des ménages, https://www.insee.fr/fr/statistiques/6010078?sommaire=6005764#:~:text=CONTENU-,%C3%89clairage%20%2D%20La%20hausse%20des%20prix%20de%20l’%C3%A9nergie%20p%C3%A8se%20sur,21%20%25%20et%203%20%25%20respectivement.

[9] https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Electricity_and_heat_statistics#General_overview voir aussi https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Nuclear_energy_statistics&action=statexp-seat&lang=fr#Chaleur_nucl.C3.A9aire_et_production_brute_d.E2.80.99.C3.A9lectricit.C3.A9

[10] https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Renewable_energy_statistics