LES COMPTES DE L’ÉNERGIE

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

 

 

 

Résumé

° Cette page présente les principales méthodes des comptes de l’énergie en base 2000 et 2010. Une place à part doit être faite sur les choix retenus en cas de divergence de sources, en particulier l’articulation comptes – bilans énergétiques. 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).

° 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 (voir page Comptes satellites).

° 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.

° 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 évidement pas la comparaison avec les données de l’Observatoire de l’énergie.

° On étudie ici les principales énergies : les produits pétroliers raffinés et bruts, l’électricité, le gaz. Du côté des emplois, les consommations intermédiaires incluent tous les échanges entre les branches de l’énergie.

+ Dans les bases anciennes, on déterminait souvent 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.

° 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.

 

 

 

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 [7].

– 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.

 

 

c) 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.

d) 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 a certes renoué avec l’estimation des cases fixées du TEI (celles ci ayant été abandonnées en base 2000 et 2005) mais ces estimations restent ponctuelles. Le cadre « achat » devrait être utile dans ce domaine en espérant que l’arbitrage ne les concernera pas [8}.

 

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’Electricité 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 enparticulier 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 : il s’agit notamment de la consommation d’électricité (PRG_GD35A) par les branches BRG_GC20A (Eurodif fort consommateur l’électricité), BRG_GG46Z, BRG_GG47Z (2,2%) et de l’intra-consommation (61,1 %). On pouvait éventuellement être amené à fixer d’autres cases si les évolutions spontanées sont trop éloignées des informations disponibles (éventuellement BRG_GC24A, BRG_GH49A). Les CI de la branche D35A sont de 51 148 millions : 2,6 % de B05Z (charbon pour les centrales thermiques), 8,5 % de C20A (uranium pour les centrales nucléaires),  65 % d’intraconsommation CI en produit.

 

  • 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.

 

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. En année courante certaines cases sont fixées (en volume, mais il faut aussi vérifier ex post que l’évolution de prix n’est pas aberrante): il s’agit notamment de la consommation de gaz (PRG_GD35B) par les branches BRG_GC20A (fabrication de produits chimiques de base) soit 5,2% de la CI, PRG_GD35A, BRG_GO84Z (4,9 %), BRG_GP85N et de l’intra-consommation (48,9%). Les CI de la branche proviennent pour 48,8 % du B06Z (extraction d’hydrocarbures), et 39,1 %% d’intra-consommation.

 

 

 

 

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%).

 

  • Cases fixées du TEI

Hormis quelques cases, il n’y a plus de cases fixées du produit comme en base 95. Sur les CI du produit de 49 645 millions, les CI4 (cases fixées par l’agriculture, les branches non marchandes et les activités financières) représentent un peu plus de 14 % du total des CI. L’agriculture en représente plus de la moitié (53 % en 2010), l’enseignement est l’autre consommateur important (24 % au 2010). Par rapport à la base 2005, on note de plus une baisse de la consommation par la branche commerce (12 à 7 %), et une révision à la hausse de la consommation par les transports (passage de 12 à 15 % pour le transport routier ; de 5 à 9 % pour le transport aérien). Malgré cet ajustement, la consommation de produits pétroliers par la branche transport reste sans doute sous-évaluée; au contraire celle du commerce est trop élevée.  S’agissant des CI de la branche, le total des CI est de 45 111 millions en 2010 dont  59 % en produit B06Z (extraction d’hydrocarbures) (26 574) et 8 % d’intraconsommation (3701).

 

 

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.

  • Cases fixées du TEI

il existe un lien mécanique entre les produits du B06Z, et les branches  C19Z, C20A et D35B : toute modification concernant le B06Z (extraction de pétrole brut et de gaz naturel) se répercute sur le C19Z et le C20A (pour le pétrole) et le D35B (pour le gaz) qui l’utilisent comme CI. Ce lien nécessite de réaliser ces ERE de manière concertée et de fixer les cases communes aux B06Z, C19Z, C20A et D35B dans le TEI. Les branches C19Z (Cokéfaction et raffinage), D35B (Production et distribution de combustibles gazeux, de vapeur et d’air conditionné) et C20A (Fabrication de produits chimiques de base, de produits azotés et d’engrais, de matières plastiques de base et de caoutchouc synthétique) sont les uniques utilisatrices de produit B06Z. Le pétrole brut extrait en France ou importé (i. e. le produit B06Z1) est par la suite raffiné (consommé par les branches C19Z et C20A dans une moindre mesure. De même, le gaz naturel extrait ou importé (i. e. le produit B06Z2) n’est pas utilisé tel quel mais distribué (consommé par la branche D35B).

Enfin, la branche consomme essentiellement des produits issus des branches M71Z (Activités d’architecture et d’ingénierie ; activités de contrôle et analyses techniques), K64H (Activités des services financiers, hors assurance et caisses de retraite hors SIFIM), J61Z (Télécommunications) et K64S (Activités des services financiers, hors assurance et caisses de retraite SIFIM).

 

 

III – LE COMPTE SATELLITE DE L’ÉNERGIE

Depuis 4 ans, le SDES a commencé ses premiers travaux pour la création d’un compte satellite de l’énergie. Cette nouvelle comptabilité monétaire s’inscrit dans le cadre plus large de la refonte du bilan de l’énergie, qui comprend notamment un alignement avec la méthodologie et la présentation du bilan de l’Agence internationale de l’énergie, afin de faciliter les comparaisons internationales et gagner en efficacité [9].(voir page Comptes satellites).

Un compte satellite de l’énergie peut être 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.

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€2018 et baissait depuis, repart à la hausse en 2017

Dépense nationale en énergie en milliards d’euros 2018

 

 

On peut ainsi 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.

 

 

 

IV – LE BILAN DE L’ÉNERGIE EN 2020

 

 

1/ Valeur ajoutée et emploi [10]

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

 

2/ 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

 

3/ Les prix des énergies

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

 

 

 

4/ 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

 

5/ 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

 

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

[8] Note de base 1995,  interne à l’Insee du compte de l’énergie

[9] Notes de bases 2010 internes à l’Insee des comptes de l’énergie

[9] 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

10]  https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/chiffres-cles-de-lenergie-edition-2020-0

 

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