LES COMPTES DE L’ÉNERGIE

On présente ici les comptes de l’énergie et quelques études : les produits pétroliers raffinés et bruts, l’électricité, le gaz, la chaleur,….

Du côté des emplois, les consommations intermédiaires incluent tous les échanges entre les branches de l’énergie. Une place à part doit être faite sur les choix retenus en cas de divergence de sources, en particulier l’articulation comptes de l’énergie – bilans énergétiques. Tel était l’objectif des compte satellites de l’énergie en France. Avec la transition énergétique, ces comptes en volume et en prix prennent de l’importance. Presque tous les économistes parlent de cette transition comme inévitable pour la survie de l’humanité et pour la dé-carbonisation du pays, et d’autres appellent de leur vœu un grand marché concurrentiel européen. Mais peut-on  libéraliser un marché où 70% de la production d’électricité est d’origine nucléaire comme en France ?.

Entre novembre 2020 et novembre 2021, les prix des produits énergétiques se sont envolés : + 21,6 %. La hausse récente des prix de l’énergie n’est pourtant pas exceptionnelle. Il convient enfin de faire une analyse du rôle déterminant de la Russie dans les importations d’énergie fossiles par l’UE.

À l’heure où l’Allemagne, l’Italie, l’Espagne ou la Suisse ont décidé de sortir de l’énergie nucléaire, la France – pays le plus nucléarisé au monde, dont près de 70 % de l’électricité est produite par ses réacteurs – projette d’investir dans de nouveaux EPR. Ce choix est-il réellement compatible avec la transition écologique ? C’est ce que laisse entendre la Commission européenne, qui vient d’accorder un label « vert » au nucléaire dans le cadre de sa taxonomie, une classification des énergies selon leur durabilité. Certes, les centrales n’émettent pas de CO2, ce qui constitue un avantage incontestable face au réchauffement climatique. Mais le nucléaire implique aussi des niveaux mal maîtrisés de rejets radioactifs aux abords des centrales (tritium, carbone 14…), des quantités exponentielles de déchets dangereux dont le recyclage et le stockage restent problématiques, ou le risque jamais exclu d’accident grave, à l’image des catastrophes de Tchernobyl et de Fukushima. Alors, le nucléaire peut-il être qualifié d’énergie « verte » ?

 

 The energy accounts (refined and crude oil products, electricity, gas, heat…)  and some studies are presented here.

 About uses, intermediate consumptions include all trade between energy branches. A special place must be given to the choices taken in case of divergent sources, on the particular link between energy accounts and energy balances. It was the aim of energy satellite accounts in France. Within energy transition, these volume and price accounts are becoming more crucial. Almost all economists talk about this transition as inevitable for survival of humanity and for de-carbonisation of the country. Others wish for a large competitive European market. Yet can we liberalise a market in which 70% of electricity production comes from nuclear energy, as it is in France?

 Between November 2020 and November 2021, prices of energy products increased by +21.6%. The recent energy price rise is not an exceptional one. Finally, the Russia’s decisive role for EU’s fossil energy imports should be analysed.

At the very moment when Germany, Italy, Spain and Switzerland decided to get out of nuclear energy, France – the most nuclearised country in the world, with nearly 70% of its electricity produced by its reactors – is planning to invest on new EPRs. Is this choice really consistent with the ecological transition? This is what European Commission questions, as it has just awarded a « green » label to nuclear power for its taxonomy, a classification of energies according to their sustainability. It is true that nuclear power plants do not emit CO2, which is an undeniable advantage facing global warming. But nuclear power also involves badly known levels of radioactive emissions in the vicinity of power stations (tritium, carbon-14, etc.), exponential quantities of dangerous waste which recycling and storage remain problematic, and the risk of serious accidents, as in the case of the Chernobyl and Fukushima disasters. So, can nuclear energy be considered as a « green » energy?

 

 

 

 

SOMMAIRE

I I – LES COMPTES DE l’ ÉNERGIE EN BASE 2000

I II – LES COMPTES DE l’ ÉNERGIE EN BASE 2010

III – LE COMPTE SATELLITE DE L’ÉNERGIE

IV –LE BILAN DE L’ÉNERGIE EN 2020

V –L’ÉNERGIE EN EUROPE

VI – LA RUSSIE PRINCIPAL FOURNISSEUR DE PÉTROLE BRUT, GAZ NATUREL ET COMBUSTIBLES FOSSILES DE L’U.E.,

VII – L’EXPLOSION DES PRIX DE L’ÉNERGIE

VIII – LE MARCHÉ ET LE PRIX DE L’ÉLECTRICITÉ EN EUROPE

 

 

 

Résumé

° Cette page présente les méthodes des comptes de l’énergie en base 2000 et 2010 (chapitre 1 et 2). De nombreux organismes alimentent les bases de données et les études sur l’énergie [1], [2], [3], [4], [5] (les nombres entre crochet renvoient à la bibliographie en bas de page). La grande question à moyen terme est la transition énergétique (passage de combustibles fossiles non renouvelables et souvent polluants à des sources d’énergie renouvelables et plus propres). On l’aborde en partie dans les trois derniers chapitres (pour la montée actuelle des prix de l’énergie voir aussi page Reprise économique incertaine ).

° Les comptes de l’énergie ont évolué en France durant ces 20 dernières années. D’un compte très détaillé à l’Insee, complété par un bilan énergétique à l’Observatoire de l’énergie, on est passé à un compte moins détaillé mais avec l’émergence d’un compte satellite de l’énergie (chapitre 3).

+ Dans les bases anciennes, on déterminait ainsi dans une première étape le bloc des emplois puis on remontait l’équilibre jusqu’à l’évaluation de la production brute, en introduisant les données de commerce extérieur. En particulier on fixait les cases de l’énergie, c’est à dire les CI par les branches de l’économie. Ce temps est révolu depuis la base 2000.

° Cette évolution est liée notamment à la dérégulation de l’électricité et du gaz, mais aussi au fait que le cadre central ne peut détailler trop ces comptes faute de moyens. En effet, le marché de l’énergie se libéralisant, les statistiques évoluent [6]. Ceci explique notamment le fait de ne plus pouvoir déterminer ces cases fixées, ce qui est dommage car elles permettaient d’étudier les économies d’énergie par branche. Puissent le compte satellite de l’énergie et les résultats de l’enquête sur les achats des entreprises permettre d’en estimer la plupart.

° A ceci, vient s’ajouter le fait que les nomenclatures ont évolué : l’énergie est désormais éclatée en trois grands blocs ; le pétrole brut et le gaz naturel, les produits pétroliers raffinés rattachés à l’industrie et les autres énergies (électricité, gaz,..) regroupées avec l’eau, l’assainissement et le traitement des déchets. Ce changement ne facilite pas la comparaison avec les données de l’Observatoire de l’énergie.

 

° Face à ces difficultés et pour comparer données physiques et monétaires ou suivre de très prés la hausse des prix de l’énergie, un compte satellite de l’énergie a donc été mis en place en 2016 (page Comptes satellites). . Il est très utile notamment pour :

  • fournir des données économiques de cadrage (poids de l’énergie dans le budget des ménages ou les charges des entreprises, composantes des prix etc.)
  • estimer l’impact de mesures de politique publique (hausse de la fiscalité par exemple.), ou aider à l’amélioration du calibrage de modèles d’évaluation micro- ou macro-économiques.

° Historiquement, les statistiques nationales de l’énergie se sont construites autour du bilan physique de l’énergie (dont le format des tableaux est resté le même entre 1983 et 2016)  L’intérêt pour la création d’un compte satellite de l’énergie (i.e. d’un bilan monétaire) est toutefois ancien et s’est ravivé ces dernières années en raison notamment de la flambée des prix du pétrole des années 2000  et de la montée du thème de la transition énergétique et des débats sur son impact économique.

° Les objectifs du compte satellite de l’énergie sont multiples :

  • Associer une comptabilité monétaire à la comptabilité physique : établir un équilibre ressources-emplois cohérent en flux physiques et monétaires
  • Donner un prix et une valeur à chacun des flux énergétiques physiques au niveau de : l’approvisionnement et de  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 les secteurs ?  
    • Côté ressources : où va la dépense (importations, production nationale, gestion des réseaux, marges de commerce, taxes…) ?
  • Des informations plus détaillées selon le type d’énergie :
    • Ventilation plus fine par poste de dépense (transformation d’énergie, transport, distribution, commercialisation)  
    • Ventilation plus fine par filière (pour l’électricité notamment)  
  • A partir de ces bilans, donner des indicateurs utiles pour le suivi des politiques publiques (prix moyens selon les secteurs,  marges et taxes selon les produits ou les secteurs,  indicateurs dérivés comme coût de la tonne de CO2 évitée pour les biocarburants).

 

° Le compte satellite ne semble pas avoir été actualisé depuis la crise du Covid. Dans son bilan de l’énergie, le SDES publie de nombreux tableaux et graphiques (dont certains sont issus du compte satellite), qu’on reprend ici dans le chapitre 4,  La flambée des prix de l’énergie au second semestre 2021 devrait donner lieu à de multiples développements pour permettre aux pouvoirs publics de prendre les mesures adéquates.

° Cette hausse, certes moindre pour les prix de l’électricité, se produit dans un contexte de difficultés multiples (d’ordre financiers et techniques) pour l’entreprise EDF. On ne les étudie pas ici de manière approfondie. Mais la question est posée (chapitre 6).

° Pendant les années 90, alors que la plupart des marchés nationaux de l’électricité et du gaz naturel étaient toujours des monopoles, l’Union européenne (UE) a décidé d’ouvrir progressivement ces marchés à la concurrence. Les premières directives de libéralisation (premier paquet «Énergie») ont été adoptées en 1996 (électricité) et 1998 (gaz). Le deuxième paquet «Énergie» a été adopté en 2003. Les consommateurs industriels et particuliers étaient désormais libres de choisir leur propre fournisseur de gaz et d’électricité à partir d’une vaste gamme de concurrents. En avril 2009, un troisième paquet «Énergie» destiné à poursuivre la libéralisation du marché intérieur a été adopté sur la mise en œuvre du marché intérieur de l’énergie. En juin 2019, un quatrième paquet «Énergie» a été adopté, instituant une agence de l’UE pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER). Il introduit de nouvelles règles relatives au marché de l’électricité afin de répondre aux besoins liés aux énergies renouvelables et d’attirer les investissements. Il impose également aux États membres de préparer des plans d’urgence pour les crises de l’électricité potentielles et renforce les compétences de l’ACER en matière de coopération réglementaire transfrontalière. Le cinquième paquet «Énergie»a été publié en juillet 2021 dans le but d’aligner les objectifs énergétiques de l’Union sur les nouvelles ambitions européennes en matière de climat pour 2030 et 2050.

° Début 2022, 10 réacteurs du parc nucléaire français sur 56 étaient à l’arrêt, soit pour des problèmes de maintenance, soit pour des problèmes techniques imprévus, ce qui représenterait environ 20% de la capacité nucléaire française. Le problème n’avait jusqu’à présent été identifié que sur des réacteurs parmi les plus récents et les plus puissants du parc français, ceux de 1.450 MW. Les quatre plus gros réacteurs du parc nucléaire français de la centrale de Chooz dans les Ardennes et de Civaux dans la Vienne – mis à l’arrêt mi-décembre 2021 à cause d’un défaut détecté dans sur le circuit de refroidissement de secours – ne pourraient pas être remis en marche avant l’automne, le temps que ces nouvelles pièces soient fabriquées pour que les réacteurs puissent être remis en marche. Cet arrêt prolongé devrait coûter plusieurs milliards d’euros à EDF. L’entreprise a par ailleurs annoncé de nouveaux retards et surcoûts pour le réacteur nucléaire de nouvelle génération EPR en construction à Flamanville, dont le démarrage est repoussé à l’an prochain, en raison notamment de la pandémie de Covid-19. Le coût total devrait s’élever à 12,7 milliards d’euros.

° Mais alors que les prix de l’électricité continuent de s’envoler sur le marché européen, le gouvernement, qui avait déjà réduit au maximum la principale taxe sur l’électricité, mesure insuffisante pour contenir cette flambée, « met en œuvre une mesure complémentaire en augmentant de 20 térawattheures (TWh) le volume d’électricité nucléaire vendu à prix réduit par EDF à ses concurrents, pour le faire passer à titre exceptionnel de 100 à 120 TWh ». Cette mesure pourrait coûter entre 7,7 milliards et 8,4 milliards à EDF.

° D’autres questions se posent sur l’énergie nucléaire :

  • Vouloir construire des EPR nécessite ainsi 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.
  • 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. Qu’ils soient pour ou contre le nucléaire, les citoyens ne devraient ils pas tous exprimer leur point de vue sur cette question ?

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I – LES COMPTES DE L’ÉNERGIE EN BASE 2000

Trois idées essentielles président à l’élaboration des équilibres ressources-emplois (ERE) de l’énergie dans le cadre de la base 1995 des comptes nationaux.

– suivre au mieux les statistiques issues des milieux professionnels de l’énergie (entreprises, organismes professionnels, Observatoire de l’énergie, directions techniques du Ministère de l’industrie).

– attacher une importance toute particulière à la détermination de la consommation d’énergie par l’économie nationale, décrite à travers 118 branches d’activité, l’hypothèse de coefficients techniques (quantité d’énergie consommée pour une production donnée) fixes pouvant difficilement être adoptée dans un domaine aux changements rapides.

– cette priorité aux emplois conduit à privilégier la détermination de la production par différence entre les emplois et les importations, par rapport à l’étude du passage des ventes à la production (contrairement à l’industrie). L’importance des échanges entre les entreprises du secteur de l’énergie explique aussi en partie ce choix. En théorie, ces deux démarches ne sont bien entendu absolument pas contradictoires.

La construction des équilibres ressources-emplois (Quantités, valeurs, volumes) se faisait selon le même schéma à quelques exception près (par exemple la distribution d’eau) :

– établissement d’un bilan détaillé en quantités (démarche similaire à celle adoptée par la profession) ;

– valorisation de ce bilan, avec la priorité accordée aux emplois ; la production est calculée par solde.

La méthode était donc identique en valeur (prix de l’année) et volume (prix de l’année précédente).

 

1/ les données physiques dans le domaine de l’énergie

Pour élaborer les comptes nationaux exprimés en valeur (millions de francs), on utilisait souvent les sources de données physiques, tel le bilan de l’Observatoire de l’énergie réalisé en quantités (tonnes d’équivalent-pétrole) ou les enquêtes annuelles sur les consommations d’énergie dans l’industrie (EACEI), menées par le SESSI, qui apportent des informations en quantités et en valeur. Les deux optiques – bilans physiques et comptes – sont complémentaires, d’autant que les prix diffèrent fortement selon les produits (notamment du fait de la fiscalité), selon les usagers (ménages ou entreprises), ou selon la distribution (électricité haute tension ou basse tension).

Les données en quantités étaient aussi estimées par le CEREN (Centre d’études et de recherches économiques sur l’énergie), (par exemple les consommations dans le secteur tertiaire). Pour élaborer des bilans énergétiques, on peut confronter deux types d’informations : les sources « producteurs », qui regroupent les données des Grandes Entreprises Nationales ou de Comités professionnels, tel le Comité Professionnel du Pétrole et les sources « utilisateurs » tel l’EACEI.

Par ailleurs, comme tous les responsables secteurs produits, ceux de l’énergie disposaient des données d’entreprises, notamment des enquêtes annuelles d’entreprises qui ventilaient le chiffre d’affaires par produit, qui donnent des informations sur la sous-traitance industrielle. Ils disposent aussi de diverses informations (durée d’exercice, « isolées-BIC, matrice de passage secteur-branche en niveau 700,…). Ils disposaient enfin des données exogènes (parmi lesquelles on peut citer le commerce extérieur, la consommation des ménages, la production marchande es administrations publiques, les ventes résiduelles, les impôts et les subventions sur les produits,…).

Un autre groupe de données provient des services statistiques des ministères, qu’ils s’agissent d’enquêtes (RICA pour l’agriculture, enquêtes de transport routier de marchandises pour les transports,…), ou qu’ils s’agissent de comptes présentés en commission des comptes, notamment les comptes satellites des transports, du logement, de l’environnement,… .

 

  • les enquêtes sur les données physiques

Les enquête sur les consommations d’énergie étaient réalisés par le SESSI qui demande annuellement aux entreprises de plus de 20 salariés de l’industrie leurs consommations d’énergie (enquête annuelle sur les consommations d’énergie – EACEI) sauf sur les carburants. Les taux de couverture de chacune des énergies, mesurées par la part des établissements enquêtés dans le total extrapolé, sont supérieurs à 96% pour toutes les énergies sauf pour le fioul domestique.

Le CEREN réalisait d’autre part des enquêtes auprès des ménages et dans le secteur tertiaire ce qui a permis notamment d’estimer les consommations d’énergie dans les 43 branches tertiaires de la NAP en niveau 118. Il exploite par ailleurs des enquêtes de l’INSEE, telle l’enquête logement qui permet ‘estimer les modes de chauffage. Enfin, on peut mentionner l’enquête du Comité National du Chauffage Urbain (CNCU) sur la consommation de chaleur en France.

 

  • Le bilan de l’Observatoire de l’énergie

Deux égalités comptables sont utiles pour comprendre le bilan de l’Observatoire :

Consommation totale d’énergie primaire =

consommations internes à la branche énergie +

consommation finale énergétique +

consommation finale non énergétique (pétrochimie),

ces deux dernières représentant les quantités d’énergie disponibles pour l’utilisateur final.

Disponibilité réelle = consommation totale d’énergie primaire – corrections climatiques.

On a pris ici l’exemple de l’électricité où la production primaire correspond à celle de l’électricité hydraulique 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 mais en rajoutant la production d’électricité thermique à partir du charbon.

Bilan énergétique de l’électricité de l’année 1995,   unité : Mtep

Bilan de l’énergie en 1995,   unité : Mtep

Certaines cases comprennent deux chiffres. Par exemple, les consommations internes incluent celles des centrales électriques (auxiliaires et transformateurs primaires) ainsi que l’électricité utilisée pour le relevage d’eau (consommation de pompage) (5,78 Mtep en 1995). Mais elles incluent aussi la consommation de l’entreprise EURODIF (4,54 Mtep en 1995).

Ainsi les consommations de la branche énergie sont difficilement comparables avec les données de la comptabilité nationale.

La sous-traitance industrielle qu’on retrouve dans le raffinage de pétrole ou dans la production de chaleur en est exclue ainsi que les échanges internes de gaz entre les différentes compagnies (GDF, SNGSO, CFM). De même, les achats d’électricité par EURODIF ne sont pas traités comme une consommation interne à la branche électricité en comptabilité nationale mais comme une consommation intermédiaire d’une autre branche et excluent en revanche les échanges entre EDF et ses filiales (par exemple l’entreprise NERSA, qui produit de l’électricité par Superphénix) ou entre EDF et les régies.

Par ailleurs les pertes, exclues de la comptabilité nationale, sont inclues dans les bilans de l’OE.

Ainsi, la consommation d’énergie primaire est une consommation nette dans le bilan de l’OE. Celui-ci traite toute production d’énergie à partir d’une autre énergie (la production d’électricité thermique à partir du charbon par exemple) comme une consommation négative.

De même, les deux sources – bilan de l’OE et comptabilité nationale – ne se recouvrent pas toujours (champ des produits et des unités territoriales, échanges à l’intérieur de l’énergie, concepts). Ainsi, le bilan de l’OE exclut de son champ la production de chaleur et la cogénération, procédé qui consiste à produire simultanément de la chaleur et de l’électricité à partir d’une source d’énergie primaire.

Notons aussi que les bilans de l’OE publiés jusqu’en 1995 minoraient les consommations réelles des énergies renouvelables. En particulier, elles n’intègrent pas la production de chaleur, repris dans les nomenclatures de la comptabilité nationale.

De même, les variations de stock sont affectées d’un signe (-) en cas de stockage et d’un signe (+) en cas de déstockage dans le bilan de l’OE. Inversement, dans les ERE, le marché intérieur inclut les variations de stock qui sont positives quand il y a stockage et négatives quand il y a déstockage. .

Évolution des consommations totales d’énergie primaire entre 1993 et 1997  unité : Mtep

 

La consommation finale énergétique est publiée selon une nomenclature en cinq ensembles : agriculture, industrie, sidérurgie, résidentiel-tertiaire, transports. Les corrections climatiques portent sur le résidentiel-tertiaire pour les combustibles-minéraux-solides (CMS), le gaz et l’électricité, se répartissent pour 3/4 sur le résidentiel-tertiaire et ¼ sur l’industrie pour le pétrole.

L’intérêt des bilans énergétiques est de suivre les consommations d’énergie primaire dans le temps afin de mesurer deux ratios significatifs.

  • D’une part l’intensité énergétique, rapport entre la consommation d’énergie primaire et le Produit Intérieur Brut, qui permet d’étudier les économies d’énergie comme le fait l’ADEME (l ’Agence pour le Développement de l’Environnement et la Maîtrise de l’énergie). –
  • D’autre part le taux d’indépendance énergétique, rapport entre la production d‘énergie primaire et le total des disponibilités réelles. Par exemple, dans l’électricité, ce rapport est de 118,2% en 1995.

 

 

 

2/ L’utilisation des données physiques dans les comptes

Les données physiques sont utilisées dans les comptes de le l’énergie de multiples manières. Celles de l’OE sont surtout utiles pour un compte provisoire ou pour les évolutions globales, tel le commerce extérieur (importations de gaz naturel et de pétrole brut). Elles servent aussi de cadrage pour les évolutions des grands secteurs (industrie, résidentiel-tertiaire,..).ou pour des évolutions particulières (échanges internes à l’énergie comme dans l’électricité).

Pour des données fines, par exemple les consommations intermédiaires d’un produit par les 118 branches de l’économie, ces données sont trop agrégées. On a donc recours à d’autres sources : enquêtes du SESSI ou du CEREN, voire les statistiques d’EDF et de GDF, et les données du CPDP.

Les données de l’OE comportent aussi des différences conceptuelles avec les comptes nationaux.

Par exemple, dans les bilans de l’OE, les transports incluent le transport individuel des ménages, traité en consommation des ménages en comptabilité nationale, et le transport pour compte propre de marchandises.

En comptabilité nationale, celui-ci est considéré comme une activité auxiliaire de l’unité qui l’effectue. Comme telle, cette activité n’est pas enregistrée séparément dans les comptes. Donc, sa valeur ne fait pas l’objet d’une production et par conséquent de marge de transport.

Parmi les emplois, les consommations intermédiaires étaient détaillées en 118 postes selon la nomenclature du Tableau-Entrées-Sorties (TES) pour constituer ce qu’on appelle les « cases fixées » de l’énergie. Ceci répond à la nécessité d’intégrer dans les comptes, les fortes évolutions des consommations d’énergie intervenues depuis les chocs pétroliers ; Ce suivi est rendu possible par une grande disponibilité de l’information sur ces produits (charbon pétrole, électricité, gaz et chaleur).

On disposait parfois de plusieurs sources (cas de l’électricité). Notons toutefois l’importance de l’EACEI pour évaluer ces « cases fixées » compte tenu du champ des produits énergétiques enquêtés (tous les produits sauf les carburants), de la disponibilité d’une information en quantités et en valeur, et de la correspondance exacte entre ses nomenclatures et celles des comptes nationaux.

Fixer ces cases présente ainsi de multiples intérêts en répondant aux questions suivantes :

  • Quelle place tiennent les achats d’énergie (et leur répartition) dans les coûts de production des diverses branches d’activité (coefficient technique) ?
  • Comment évoluent les économies d’énergie par branche ?
  • Quels sont les émissions de polluants par branche d’activité ?

 

 

 

3/ le choix des sources :

Pour élaborer les comptes de l’énergie, on doit choisir entre plusieurs sources.

Un principe est de privilégier une source qui couvre l’ensemble du champ des secteurs utilisateurs quitte à la compléter par d’autres, plutôt que de se référer à des sources qui pourraient être parfois même plus fiables mais trop éparses. Ainsi, pour l’électricité, les statistiques de ventilations par branches d’EDF couvrent l’ensemble du champ alors que l’EACEI couvre le champ de l’industrie même si cette source paraît plus fiable sur ce seul champ.

Cette enquête présente toutefois un avantage important : elle couvre un champ large des produits énergétiques (électricité, gaz, charbon, chaleur, fioul et autres produits pétroliers), permettant de suivre les substitutions ou diversifications des énergies utilisées d’autant qu’on observe un appauvrissement des sources. En revanche, l’EACEI ne repère pas aisément les énergies produites qui ne font pas l’objet d’une facturation (l’autoproduction de vapeur autoconsommée que la plupart des établissements ne savent pas mesurer).

Un autre principe est de privilégier une source qui présente à la fois des données physiques et des données monétaires, ce qui devrait assurer une cohérence sur les prix.

Enfin, la correction d’une source est fonction des arbitrages « internes » en regardant notamment quels sont les conséquences des données retenues sur l’adéquation entre les emplois et les ressources des produits énergétiques puis sur les évolutions de la valeur ajoutée des branches consommatrices des produits énergétiques même si il peut y avoir de fortes variations qui correspondent à la réalité économique de ces valeurs ajoutées du fait mêmes des consommations énergétiques (cas des transports aériens et de la chimie organique en 1996).

Cette correction peut résulter aussi d’arbitrages soit au moment de la détermination des niveaux de consommation pour les années 1992 et 1993, soit parce que l’ensemble des données « exogènes » conduit à modifier certaines données des comptes de l’énergie, l’arbitrage portant d’abord sur la plus grosse case, qui est souvent la consommation du produit par la branche («échanges « internes »). Au total, la multiplicité des sources permet d’élaborer des comptes de meilleur qualité.

Ainsi, le premier poste de l’ERE est constitué par les ventes. L’estimation de celles-ci est donc essentielle en se demandant aussi ce qu’elles incluent : transport sur production, impôts acquittés producteur, et surtout marges des producteurs. Par exemple pour le raffinage de produits pétroliers, les ventes de la branche incluent les marges commerciales des raffineurs (ventes directes de produits pétroliers). Les marges des raffineurs ne sont pas reprises dans les marges commerciales.

De plus, L’ERE des produits pétroliers raffinés est réalisé à la fois par le bas (emplois) et par le haut (ressources). Cette démarche repose sur une information disponible avec beaucoup de détail sur les emplois disponibles dans les documents d’entreprises ou d’enquêtes (calcul des cases fixées au niveau 118 de la NAF pour chacun des produits dont 20 produits pétroliers raffinées).

Il convient d’estimer le mieux possible les lignes de l’ERE mais il subsiste toujours un écart entre les ressources et les emplois. Il se répercute sur la sous-traitance industrielle pour le raffinage de pétrole.

Cette méthode est aussi appliquée à la production et distribution de chaleur. Pour l‘électricité et le gaz, l’écart – restant toutefois assez faible – se répercute sur les échanges internes.

Par exemple, le partage volume-prix des importations de pétrole brut, peut s’appuyer sur plusieurs sources. En 1995, on pouvait retenir 0,982 en référence à la note de l’Observatoire de l’Énergie (OE). Alors que la base de donnée BEATRICE donnait une autre évolution (0,99). Par ailleurs, le bilan de l’OE donnait une progression des importations de pétrole brut en volume de près de 2%. Prendre 0,982 comme indice de prix paraissait donc un compromis entre les diverses sources statistiques car les importations en volume augmentent dans ce cas de 0,4% mais elles baissaient avec un indice de prix de 0,99. Par ailleurs, la CI de ce produit par la branche « raffinage de pétrole » augmente légèrement (+0,6% en volume) ce qui paraissait le minimum compte tenu d’une hausse de la production de cette branche de +3,9% en volume (un déstockage étant possible).

On retrouve ce type d’arbitrage pour le commerce extérieur du gaz naturel. Ainsi, en 1995, selon les documents comptables de GDF, on observe une baisse des prix du gaz importé de -3,3% confirmée dans le note de l’OE et une hausse des quantités en (TWH) importées de 4,7%. Celle-ci est confirmée par le bilan de l’OE (+4,6%). L’évolution des prix des importations de gaz naturel retenue est différente de celle de BEATRICE.

De même pour les exportations, on a pris une évolution de 0,987 des prix en se rapprochant de l’évolution du prix du gaz vendu à d’autres sociétés gazières permettant avec le prix des importations de relever le plus possible la CI en volume de la branche « production et distribution de gaz » en produit « extraction d’hydrocarbures », compte tenu que la production au prix de base de cette branche augmente de 4,7% en volume.

Prix moyens (CAF) des énergies importés, en F ou US $ courant

Il convient toutefois de prendre avec une certaine prudence les données d’entreprises comme sources du commerce extérieur du fait des décalages comptables et autres problèmes de champ. Ainsi, entre 1995 et 1996, les ventes des entreprises du secteur de l’électricité à l’étranger, telles qu’elles sont reprises dans le fichier SUSE, baisseraient de 4% en valeur contre -2,2% selon les données des douanes.

 

 

4/ Les produits pétroliers raffinés

a) présentation de la branche

La branche « Produits pétroliers raffinés » (GG15) ne comporte qu’un produit au niveau 700 de la NAF. – 232Z : Produits pétroliers raffinés. La classification des produits en 2400 positions distingue 18 produits :

Le pétrole brut est constitué d’un mélange d’hydrocarbures pratiquement inutilisable sous sa forme originelle. L’ensemble des traitements que subira le pétrole brut constitue le raffinage. La principale opération de raffinage est la distillation primaire qui permet de fractionner le pétrole en un certain nombre de produits semi-finis, dont une partie sera ensuite transformée dans des unités de conversion secondaire pour fournir des produits finis conformes aux normes d’utilisation.

La distillation primaire consiste à séparer les divers constituants du pétrole en les chauffant progressivement. Le pétrole passe d’abord dans un four à 380°. Les vapeurs qui s’en dégagent sont envoyées dans une tour de distillation atmosphérique.

Dans cette tour de distillation qui peut atteindre 60 mètres de hauteur, les vapeurs perdent de leur chaleur à mesure qu’elles se condensent. Chaque niveau de température correspond à une étape du fractionnement et donne un produit spécifique que différentes conduites permettent de recueillir.

De haut en bas de la colonne, on obtient :

– des gaz incondensables (120°),

– de l’essence légère (120°),

– de l’essence lourde (175°),

– du kérosène (200°), – du gazole (255°),

– enfin au fond de la colonne un produit lourd le résidu atmosphérique.

Le résidu lourd est le plus souvent dirigé vers une seconde colonne de distillation, sous vide. Ici la pression réduite permet d’atteindre une température plus élevée (480°) et d’obtenir la séparation de produits plus lourds dont les deux principaux sont :

– Le distillat sous vide, destiné à être transformé par craquage catalytique ou hydrocraquage,

– Le résidu sous vide qui servira notamment de base à la fabrication du bitume ou sera transformé par viscoréduction.

Les procédés de conversion secondaire, et plus particulièrement ceux de réformage et de craquage sont d’autant plus utilisés que les bruts sont lourds, que la demande de fioul lourd diminue et qu’augmentent les besoins en essence.

 

b) la pétrochimie

La pétrochimie a connu un développement extrêmement rapide au cours des années 60 grâce à la mise au point des procédés de vapocraquage, qui consistent à transformer, par le craquage à la vapeur, de l’essence lourde, ou naphta, du gaz naturel ou encore, du gazole ou du gaz de pétrole liquéfié, en un certain nombre de produits désignés sous le terme de grands intermédiaires de la chimie.

Les grands intermédiaires chimiques obtenus par les procédés de vapocraquage se divisent en deux grandes catégories :

– les oléfines : éthylène, propylène, butadiène ;

– les aromatiques : benzène, toluène, xylène.

 

Les retours de vapocraqueurs (fioul lourd et essences) sont à nouveau utilisés par les raffineries.

 

b Les données de base

Le Comité Français du pétrole (CPDP) et L’Union Française de L’industrie du Pétrole (UFIP) fournissent la plupart des informations en quantités, voire en prix. Le CPDP rassemblent l’information issue des entreprises de raffinage.

Pour chaque produit est établi un bilan global en quantités. Dans une seconde étape, est précisée la nature des emplois selon les définitions de la Comptabilité Nationale : consommation des ménages et consommations intermédiaires par branche d’activité.

Tous les différents emplois sont ensuite valorisés, selon des prix spécifiques par produit et par usage. Le commerce extérieur étant connu en valeur par ailleurs, la production est calculée par solde.

Les estimations des ressources (Ventes – transport sur production + livraisons non vendues + variation des stocks producteurs – impôts acquittés producteur + transferts nets + marges de transport et marges commerciales + impôts sur les produits + importations) sont confrontées aux résultats de la première méthode à partir des emplois. C’est généralement cette dernière qui est privilégiée compte tenu des grandes difficultés à estimer correctement les doubles comptes.

 

c) Les bilans en quantités.

Les statistiques établies par L’Union Française de L’industrie du Pétrole (UFIP) permettent, dans une première étape, d’établir des bilans-matières pour chacun des 18 produits en tonnes.

Dans une seconde étape, ce bilan issu des raffineurs est complété par un certain nombre d’informations, concernant essentiellement le commerce extérieur.

Enfin est établie une table de passage entre ces bilans-matières

  • Les bilans-matières des raffineurs

Le bilan présenté est le bilan standard en l’absence de particularités. () : sources statistiques

Le bilan présenté est le bilan standard, en l’absence de particularités.

 

 

 

  • 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 :

 

 

 

 

 

 

 

II – LES COMPTES DE L’ÉNERGIE EN BASE 2010

L’énergie est éclatée entre trois ensembles avec la NACE REV 2 ; on trouve d’abord avec 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 enfin avec la fixation de 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 dans ce domaine en espérant que l’arbitrage ne les concernera pas.

 

1/  Production et distribution d’électricité, de gaz, de vapeur et d’air conditionné

  • GD35A – Production, transport et distribution d’électricité

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 ressourcess 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.

 

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. Ce traitement se fait dans le PAC (« passage au comptes »)

 

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).

 

S’agissant du 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’indice de la production industrielle (ipi).

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

 

 

  • GD35B – Production et distribution de combustibles gazeux, de vapeur et d’air conditionné

Il faut noter que, 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 %)

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.

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.

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.

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

 

 

 

 

2/ GG19Z- Cokéfaction et raffinage

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%).

 

 

 

3/ 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, 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.

 

 

 

 

 

III – 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 », publié pour la première fois dans le bilan annuel de l’énergie 2017 [8]. Un énorme travail a été effectué. Sera-t il poursuivi ?

Les principaux objectifs de ce compte sont  :

  • Associer une comptabilité monétaire à la comptabilité physique : établir un équilibre ressources-emplois cohérent en flux physiques et monétaires,
  • 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 ?
    • Côté ressources : où va la dépense (importations, production nationale, gestion des réseaux, marges de commerce, taxes…) ?
  • Fournir des informations plus détaillées selon le type d’énergie :
    • Ventilation plus fine par poste de dépense (transformation d’énergie, transport, distribution, commercialisation)
    • Ventilation plus fine par filière (pour l’électricité notamment)
    • 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.

Les résultats ont été présentés dans la publication du SDES de février 2019. Le seront-ils chaque année ?

 

 

 

 

1/ Une innovation : 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 le tableaux  ci-dessous pour l’électricité jusqu’en 2017). La publication du SDES le fait en annexe 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 167,4 Md€ en 2018 pour satisfaire leurs besoins en énergie. Au sein de cette dépense, le coût des importations nettes de produits énergétiques représente 41,0 Md€, les taxes énergétiques (nettes des subventions aux énergies renouvelables) 38,0 Md€ et la TVA non déductible 14,7 Md€. Le solde, soit 72,8 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 2013 à 177,1 Md baisse depuis mais repart à la hausse en 2017.

Dépense nationale en énergie en milliards d’euros 2018

 

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/ 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 coeur 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)

° En revanche, il n’existe pas de statistiques publiques d’emploi et d’investissement sur le nucléaire ni même sur la gestion des réseaux par exemple.

 

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).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

IV – LE BILAN DE L’ÉNERGIE EN 2020

 

1/ Le bilan physique de l’énergie en France [7]

Voici le Bilan de l’énergie de la France en 2019. 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.

 

Bilan physique, toutes énergies confondues (données réelles) en Mtep en 2019

À la suite de la mise en place du programme nucléaire, la production française d’énergie primaire est passée de 44 Mtep en 1973 (dont 9 % de nucléaire) à 134 Mtep en 2019 (dont 77 % de nucléaire). Elle est en baisse de 2,7 % par rapport à 2018, ce qui s’explique par le recul de la production nucléaire (- 3,4 %, à 104 Mtep), lié à une moindre disponibilité des centrales. La production nucléaire retombe ainsi à un niveau très proche de celui observé en 2017, qui était le plus bas depuis la fin des années 1990. L’extraction d’énergies fossiles a fortement décliné jusqu’au milieu des années 2000 et est désormais marginale avec l’arrêt de l’extraction de charbon et de gaz naturel. La production d’origine renouvelable (éolien, biocarburants, biogaz…)
progresse régulièrement depuis le milieu des années 2000

Bilan énergétique de la France

 

Après avoir régulièrement augmenté jusqu’en 2005 pour atteindre un pic à 271 Mtep, la consommation d’énergie primaire, corrigée des variations climatiques, se replie légèrement depuis. L’année 2019 confirme cette tendance, après deux années de légère hausse, la consommation primaire diminuant de 1,4 %. L’évolution de long terme est contrastée entre énergies: depuis 1990, les consommations de charbon et de pétrole ont reculé respectivement de 63 % et 17 %. À l’inverse, celles de nucléaire et
de gaz naturel ont augmenté respectivement de 28 % et 46 %, tandis que celle d’énergies renouvelables a presque doublé.

 

 

 

La consommation primaire de la France s’élève à 245 Mtep en 2019 (en données non corrigées des variations climatiques). Le bouquet énergétique primaire réel de la France se compose de 40 % de nucléaire, 29 % de pétrole, 15 % de gaz naturel, 12 % d’énergies renouvelables et déchets et 3 % 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.

 

 

La consommation primaire de la France, corrigée des variations climatiques, s’élève à 249 Mtep en 2019. Elle peut se décomposer comme la somme de la consommation finale (à usage énergétique ou non; 155 Mtep) et des pertes de transformation, transport et distribution d’énergie (à l’écart statistique près). Ces dernières représentent 94 Mtep en 2019, dont près des trois quarts sont dues aux pertes de chaleur nucléaire lors de la transformation en électricité. La consommation finale à usage non énergétique, très majoritairement du pétrole, s’élève à 13 Mtep en 2019, après avoir atteint
un pic à 17 Mtep en 2007. La consommation finale à usage énergétique s’élève, quant à elle, à 142 Mtep en 2019.

 

 

 

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 %

 

 

 

 

 

3/ 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

 

 

4/ Les cours du pétrole et la facture énergétique

a) Les cours du pétrole

Le cours du Brent est resté relativement stable en 2019, oscillant au gré de l’évolution des tensions commerciales entre les États-Unis et la Chine et de celle des décisions de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep)  concernant des limitations de production. Calculé en moyenne sur l’ensemble de l’année, il s’établit ainsi à 64 $ le baril, en baisse de 10 % par rapport à l’année précédente. La propagation du coronavirus en Chine à la fin de l’année 2019, puis son expansion à travers le monde et les confinements mis en place dans de nombreux pays au premier trimestre 2020 ont bouleversé la donne et entraîné les cours dans une forte baisse. En mars, le cours du Brent s’établit ainsi à 32 $ le baril. Dans le sillage de celui du pétrole, le prix spot du gaz NBP à Londres connaît également une forte baisse depuis le début de l’année 2020, avec un cours en moyenne de 8,7 $/MWh en mars. Cette baisse s’ajoute à celle, déjà importante, qu’avaient connu les cours du gaz tout au long de l’année 2019, le prix spot NBP s’établissant en moyenne à 13,6 $/MWh en 2019, soit 42 % de moins qu’en 2018, en raison notamment de l’offre abondante de gaz de schiste aux États-Unis et de la mise en service de nouvelles usines de liquéfaction permettant d’accroître leurs capacités d’exportation.

 

Cours Mensuels du pétrole et du gaz sur les marchés

 

L’électricité peut s’échanger de gré à gré ou sur des bourses. European Power Exchange (Epex) Spot est la bourse du marché spot français. Les produits à terme peuvent, quant à eux, s’échanger sur la bourse European Energy Exchange (EEX) Power Derivatives. Le prix spot de l’électricité livrable en France s’établit à 39,4 €/MWh en moyenne en 2019. Malgré le recul de la production nucléaire, il diminue ainsi de 21 % par rapport à l’année précédente, ce qui s’explique notamment par la chute du prix du gaz. De manière générale, les prix sont plus élevés pendant les mois d’hiver, en raison du surcroît de consommation lié au chauffage.

Prix Baseload moyen mensuel de l’électricité sur le marché EUROPEAN POWER EXCHANGE (EPEX) spot France en €/MWh

 

 

b) La facture énergétique

La facture énergétique de la France s’élève à 44,2 milliards d’euros en 2019, baissant de 1,4 Md€ par rapport à 2018. Cette diminution trouve essentiellement son origine dans la chute des cours du gaz. Malgré l’augmentation du volume physique importé, la facture gazière de la France est ainsi réduite de 2,2 Md€, à 8,6 Md€9. Le charbon contribue également à la baisse de la facture énergétique, à hauteur de 0,3 Md€, en raison de la chute e la quantité importée. La facture pétrolière, qui pèse pour près des trois quarts de la facture énergétique totale, reste globalement à peu près stable, dans un contexte de légère baisse du prix du baril de Brent. Plus précisément, les importations nettes en pétrole brut baissent de 2,6 Md€9, à 21,8 Md€9, tandis que celles en produits raffinés et biocarburants progressent de 2,8 Md€, à 14,0 Md€. Le solde exportateur d’électricité, qui allège la facture globale, baisse de 0,9 Md€9, pour s’établir à 2,0 Md€9. En effet, à la baisse du solde des échanges physiques s’ajoute celle du prix spot de l’électricité.

 

Facture énergétique par type d’énergie en milliards d’euros 2019

 

 

 

5/ Les prix des énergies jusqu’en 2019

En euros constants, le prix de l’électricité pour les entreprises augmente fortement en 2019 (+ 5 %), en raison notamment de l’augmentation à la fin de l’année 2018 des prix à terme pour 2019 sur le marché de gros et de la saturation des volumes d’électricité nucléaire disponibles pour les fournisseurs alternatifs à un prix régulé (Arenh). Il reste toutefois inférieur à son pic de 2015, qui avait été atteint après plusieurs années de forte croissance. Avec un coût d’approvisionnement en baisse, le prix du gaz se replie de 3 % en 2019, après deux années de hausse en 2017 et 2018. Après avoir fortement baissé entre 2012 et 2016 puis avoir rebondi de plus de 60 % entre 2016 et 2018, le prix du fioul lourd progresse légèrement en 2019 (+ 1 %), dans un contexte de légère baisse du prix du pétrole brut. Le charbon est la moins onéreuse des énergies pour les entreprises. Le niveau de son prix en 2018 reste inférieur à ceux observés en 2011 et 2012.

 

Prix hors TVA des énergies pour les entreprises pour 1 MWh PCI* en euros constants 2019

 

En euros constants, en 2019, le prix TTC de l’électricité pour les ménages progresse de 3 %. Cette hausse est principalement liée aux mouvements des tarifs réglementés de vente, qui représentent encore 75 % des volumes vendus fin 2019. Le prix TTC du gaz naturel pour les clients résidentiels progresse en 2019 (+ 6 %), au même rythme qu’en 2018. Le prix TTC du fioul domestique progresse légèrement en 2019 (+ 1 %), dans un contexte de légère baisse du prix du pétrole brut et du maintien de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) au niveau de 2018. Il reste inférieur à son maximum atteint entre 2011 et 2013. Le prix du gaz propane en citerne continue à augmenter en 2019 (+ 3 %), après deux années de fort rebond.

Prix hors TVA des énergies à usage domestique pour 1 MWh PCI* en euros constants 2019

 

En 2019, les prix des carburants baissent de 1 % en euros constants, dans un contexte de gel de la fiscalité, de légère baisse du cours du pétrole brut et des prix des produits raffinés importés. Le gazole, à 1,44 €/l, reste moins cher que les supercarburants. Du fait du rapprochement des niveaux de taxation du gazole et du super sans plomb, l’écart de prix s’est considérablement réduit ces dernières années. Il n’est plus que de 4 centimes entre le gazole et le SP95-E10 en 2019, soit 5 fois moins qu’en 2014. Bien qu’ayant sensiblement augmenté depuis le début des années 1990, les prix des supercarburants n’apparaissent globalement pas plus élevés en 2019 qu’au début des années 1980. Ils excédaient, à cette période, d’environ 40 c€/l ceux du gazole.

 

Prix TTC au litre des carburants à la pompe en euros constants 2019

 

 

 

6/ La dépense des ménages en énergies

La part des dépenses relatives à l’énergie dans le budget des ménages est de 9,0 % en 2018. Elle progresse pour la deuxième année consécutive, après avoir baissé les trois années précédentes. Au total, en 2018, les ménages ont dépensé 46,9 milliards d’euros en carburants et 46,4 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 modérément en 2018 (+ 2,7 %), après une quasi-stagnation en 2017 (+ 0,4 %). Les dépenses de carburants augmentent plus fortement, pour la deuxième année consécutive (+ 11,9 % en 2018, après + 11,5 % en 2017).

 

Dépenses d’énergie des ménages et part dans leur budget

 

En 2018, les ménages ont dépensé en moyenne 1 552 € en énergie pour leur logement, dont 909 € en électricité, 354 € en gaz naturel, 194 € en produits pétroliers, 51 € en chaleur distribuée par réseau et 43 € en bois. 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 266 € en moyenne par ménage, dont 190 € pour celles sur l’électricité. Elles ont doublé 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 2018

En 2018, les ménages ont dépensé en moyenne 1 569 € 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 672 € en moyenne par ménage. Elles ont augmenté de 25 % depuis 2014, 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. Malgré le rebond de ces derniers en 2017 et 2018 et la hausse des taxes, la dépense moyenne totale reste en 2018 plus faible qu’en 2011 et 2012 en euros constants.

 

Décomposition de la dépense moyenne des ménages en carburants, en euros constants 2018

 

 

7/ 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

 

 

 

 

 

 

 

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.

 

1/ Production et disponibilité énergétique

L’importance du nucléaire en France apparaît quand on regarde l’énergie disponible brute (proche de la notion de consommation primaire 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.

Les deux graphiques et le tableau suivants en milliers de tonnes équivalent pétrole (TEP) montrent cette importance par rapport au total des 27 pays de l’UE.

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

 

 

 

2/ 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. 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.

 

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

Source : Eurostat

 

 

3/ 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). Il exclut également toute utilisation non énergétique de vecteurs 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.

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

 

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

 

 

 

 

 

 

VI – LA RUSSIE PRINCIPAL FOURNISSEUR DE PÉTROLE, GAZ NATUREL ET COMBUSTIBLES FOSSILES SOLIDES DE L’U.E.

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 taux de dépendance indique ainsi dans quelle mesure une économie dépend des importations pour satisfaire ses besoins énergétiques. L’indicateur montre 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 l’UE en 2019, le taux de dépendance était égal à 61 %, ce qui signifie que plus de la moitié des besoins énergétiques de l’UE étaient couverts par des importations nettes. Ce taux varie de plus de 90 % à Malte, au Luxembourg et à Chypre à 5 % en Estonie. Le taux de dépendance vis-à-vis des importations d’énergie a augmenté depuis 2000, où il n’était que de 56 %.

Grâce au nucléaire, la France a une relative indépendance énergétique. Ses importations nettes représentent 47,6% en 2019 contre 60,7% dans l’UE. 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) alors qu’il diminue en France (51,2% en 2000). Il augmente aussi dans l’UE : 56,3% en 2000, 60,7% en 2019. La Suède est le pays le moins dépendant en matière d’énergie. Le ratio est de 30% en 2019.

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

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

La stabilité de l’approvisionnement énergétique de l’UE peut être menacée si une forte proportion des importations est concentrée sur un nombre relativement faible de partenaires extérieurs. En 2019, près des deux tiers des importations de pétrole brut extra-UE provenaient de Russie (27 %), d’Irak (9 %), du Nigeria et d’Arabie saoudite (8 % chacun), ainsi que du Kazakhstan et de la Norvège (7 % chacun). Une analyse similaire montre que près des trois quarts des importations de gaz naturel de l’UE provenaient de Russie (41 %), de Norvège (16 %), d’Algérie (8 %) et du Qatar (5 %), tandis que plus des trois quarts des importations de combustibles solides (essentiellement du charbon) provenaient de Russie (47 %), des États-Unis (18 %) et d’Australie (14 %).

Comme indiqué ci-dessous, l’UE dépend principalement de la Russie pour les importations de pétrole brut, de gaz naturel et de combustibles solides, suivie de la Norvège pour le pétrole brut et le gaz naturel.

Plus de 80 % des importations d’énergie sont des produits pétroliers à Chypre, à Malte, en Grèce et en Suède, et plus d’un tiers du gaz en Hongrie, en Italie, en Autriche et en Slovaquie. Environ 20 % des importations d’énergie sont des combustibles solides en Pologne et en Slovaquie.

 

 

 

a) les produits pétroliers

Importations de pétrole brut de l’UE par pays fournisseurs en 2019 en % du total

Importations de pétrole et de produits pétroliers de l’UE par pays fournisseurs en % du total

 

 

 

b) le gaz naturel

Importations de gaz naturel de l’UE par pays fournisseurs en 2019 en % du total

Importations de gaz naturel de l’UE par pays fournisseurs en % du total

 

 

 

c) Importations de combustibles fossiles solides

Importations de combustibles fossiles solides de l’UE par pays fournisseurs en 2019 en % du total

 

Importations de combustibles fossiles solides de l’UE par pays fournisseurs en %

 

 

 

 

 

VII – L’EXPLOSION DES PRIX DE L’ÉNERGIE

On reprend ici plusieurs études dont l’une de l’Insee. On a aussi relevé des données sur la base Eurostat qu’on commente.

 

 

1/ 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 Dc » 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.

 

 

 

2/ Les prix de l’énergie en France en 2020-2021 dans une perspective à plus long terme [9]

Les prix de l’énergie se sont envolés depuis le début de l’année, 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

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 1er 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/ La hausse des prix de l’énergie pèse sur le budget des ménages [10]

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

 

 

 

 

 

VIII – LE MARCHÉ ET LE PRIX 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 

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, 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

 

 

 

2/ 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.

 

Prix moyen mensuel de l’électricité française, en € /MWh

 

 

 

 

3/ 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 1er 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.

 

 

4/ L’ouverture des marchés, synonyme d’augmentation des prix pour le consommateur ?

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.

Part de marché du plus grand producteur d’électricité de chaque pays en %

Source : Eurostat

 

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. Sur quelque chose d’aussi fondamental et complexe que le 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.

Les observateurs libéraux estiment d’ailleurs que «  sous la pression des nouveaux acteurs, le secteur de l’électricité change rapidement aujourd’hui. L’ouverture du marché a 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. »

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 »,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Michel Braibant

 

 

 


 

BIBLIOGRAPHIE

 

[1] Bilan et chiffres clés de l’énergie, SEOS, https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/energie-0

[2] Consommation d’énergie des secteurs économiques, SEOS, https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/consommation-denergie-des-secteurs-economiques?rubrique=20

[3] 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/

[4]  https://www.ceren.fr/publications/les-publications-du-ceren/

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

[7] bilan énergétique de la France 2017, février 2019, https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/sites/default/files/2019-02/datalab-bilan-energetique-de-la-france-pour-%202017-fevrier%202019.pdf, voir aussi  https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/chiffres-cles-de-lenergie-edition-2020-0; voir aussi https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/les-energies-renouvelables-en-france-en-2021-suivi-de-la-directive-ue-20182001

[8] 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

[9] Prix de l’énergie : carburants, gaz, électricité, un tiercé en hausse, 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)

[10] 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.

Tableau entrées-sorties mondial (T.E.S.)