Énergie en France

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Énergie en France
Image illustrative de l'article Énergie en France
Centrale nucléaire de Cattenom (Moselle, Lorraine)
Bilan énergétique (2014)
Offre d'énergie primaire (TPES) 242,6 M tep
(10 158,9 PJ)
par agent énergétique électricité : 47,7 %
pétrole : 29 %
gaz naturel : 13,4 %
autres renouvelables : 6,1 %
charbon : 3,8 %
Énergies renouvelables 9,3 %
Consommation totale (TFC) 133,6 M tep
(5 595,6 PJ)
par habitant 2 tep/hab.
(84,6 GJ/hab.)
par secteur ménages : 27,9 %
industrie : 19,4 %
transports : 32,6 %
services : 15,7 %
agriculture : 3,2 %
pêche : 0,2 %
Électricité (2014)
Production 562,78 TWh
par filière nucléaire : 77,6 %
hydro : 12,3 %
thermique : 4,7 %
éoliennes : 3,1 %
biomasse/déchets : 1,2 %
autres : 1,1 %
Combustibles (2014 (ktep))
Production pétrole : 935
gaz naturel : 13
charbon : 186
Commerce extérieur (2014 (ktep))
Importations électricité : 677
pétrole : 95774
gaz naturel : 40127
charbon : 9190
Exportations électricité : 6455
pétrole : 19035
gaz naturel : 6351
charbon : 36
Sources
Agence internationale de l'énergie[1]

Le secteur économique de l'énergie en France comprend la production locale (55,2 % en 2015) et l'importation (44,8 %) d'énergie primaire, leur transformation en énergies secondaires et le transport et la distribution d'énergie jusqu'au consommateur final. Le secteur de l'énergie représentait 2,0 % du PIB en 2015, et la facture énergétique[n 1] 1,8 % du PIB.

La consommation d'énergie primaire se répartissait en 2015 en 47,6 % de combustibles fossiles (30,1 % de produits pétroliers, 14,2 % de gaz naturel, 3,3 % de charbon), 42,5 % d'électricité primaire non renouvelable (nucléaire + production pompage - solde exportateur électricité), 9,4 % d'énergies renouvelables (3,8 % bois, 1,8 % hydraulique, 1,2 % biocarburants, 0,7 % pompes à chaleur, 0,7 % éolien, 0,4 % déchets urbains, 0,3 % photovoltaïque, 0,5 % divers) et 0,5 % de déchets urbains non renouvelables.

L'électricité produite en 2016 provient pour 72,3 % du nucléaire, pour 17,8 % de sources d'énergies renouvelables (surtout production hydroélectrique : 11,1 %) et pour 8,6 % de centrales thermiques fossiles. La France se place au 2e rang mondial des producteurs d'énergie nucléaire après les États-Unis, et au 1er rang pour la part du nucléaire dans la production d'électricité.

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) dues à la production et à l'utilisation d'énergie représentaient 78,3 % des émissions totales de la France en 2014 ; elles ont baissé de 16,8 % entre 1990 et 2014. Les émissions de CO2 par habitant s'élevaient à 4,79 tonnes en 2013 (moyenne mondiale : 4,52 ; Allemagne : 9,25 ; États-Unis : 16,18 ; Chine : 6,60). Mais les émissions de GES générées par la consommation de produits et services des Français (empreinte carbone), importations incluses, atteignait 11,6 tonnes équivalent CO2 par personne en 2010, niveau identique à celui de 1990 : en 20 ans, les émissions associées aux importations se sont accrues de 62 % pour atteindre la moitié de l’empreinte carbone de la consommation de la France en 2010.

Le secteur de l'énergie français a été ouvert à la concurrence progressivement de 1999 à 2007, à l'initiative de l'Union européenne. Le statut de deux des acteurs principaux, Engie (ex-GDF Suez) et Électricité de France, a ainsi évolué au cours des années 2000 par l'ouverture de leur capital et leur entrée en bourse. Les principaux autres acteurs du secteur de l'énergie en France sont Total, ENI, E.ON et Direct Énergie.

Sommaire

Vue d'ensemble[modifier | modifier le code]

Évolution des principaux indicateurs de l'énergie en France[2]
Population Consommation
énergie primaire
Production Importation
nette
Consommation
électricité
Émissions
de CO2
Année Million Mtep Mtep Mtep TWh Mt CO2éq
1990 58,23 224,01 111,87 119,38 347,61 345,50
2000 60,87 251,90 130,65 132,64 440,06 364,55
2008 64,32 264,62 136,23 137,64 492,05 349,14
2009 64,66 253,23 128,53 132,15 474,82 333,41
2010 64,97 261,21 135,40 131,02 502,97 340,08
2011 65,29 251,38 135,59 125,43 472,62 310,45
2012 65,60 251,91 134,02 124,16 483,48 311,70
2013 65,88 253,01 135,73 124,21 486,27 317,13
2014 66,17 242,64 137,13 114,24 460,20 285,68
variation
1990-2014
+13,6 % +8,3 % +22,6 % -4,3 % +32,4 % -17,3 %

Production[modifier | modifier le code]

En 2016, la production nationale d'énergie primaire s'est élevée à 132,2 Mtep en métropole (données provisoires), en net recul du fait de la moindre disponibilité du parc nucléaire en raison d’opérations de maintenance et de contrôles renforcés exigés par l’Autorité de sûreté nucléaire[3].

En 2015, la production nationale d'énergie primaire a progressé de 0,4 %, atteignant 139,9 Mtep, dont 121,7 Mtep sous forme d'électricité, essentiellement d'origine nucléaire : 114,0 Mtep[b 1], les importations totales d'énergie ont été de 147,7 Mtep, surtout du pétrole brut, des produits pétroliers et du gaz dont la production locale est très faible, et les exportations (électricité et produits raffinés) de 33,1 Mtep ; le solde importateur a donc été de 114,6 Mtep, en hausse de 1,2 % en 2015, mais en recul de 20,9 % depuis 1973[b 2] ; le taux d'indépendance énergétique est de 55,2 % contre 55,8 % en 2014 et 53,2 % en 2013 (23,9 % en 1973)[b 1].

L'électricité produite provient pour 77,0 % du nucléaire, plaçant ainsi le pays au 2e rang des producteurs d'énergie nucléaire au monde après les États-Unis, et au 1er rang pour la part du nucléaire dans la production d'électricité. Le reste de la production d'électricité est assuré à partir de sources d'énergie renouvelables : 15,7 % (production hydroélectrique : 10,7 %, éolien : 3,7 % et énergie solaire : 1,3 %), et de centrales thermiques : 7,3 %[b 3].

Consommation finale[modifier | modifier le code]

En 2015, l'énergie consommée en France, mesurée au niveau de l'utilisateur final, se répartissait entre le secteur des transports : 33,1 % de la consommation finale totale, le secteur résidentiel (consommation des ménages dans leurs logements) : 30,2 %, l'industrie : 19,0 %, le secteur tertiaire : 14,7 % et le secteur agricole : 3,0 % ; depuis 1973, la part de l'industrie a reculé de 17 points, celle des transports a progressé de 13,5 points et celle du résidentiel-tertiaire de 3,4 points[b 4].

Tous secteurs confondus, l'électricité primaire non renouvelable (nucléaire + pompage-turbinage) est la première forme d'énergie consommée : 42,5 %. Viennent ensuite les produits pétroliers : 30,1 %, le gaz : 14,2 %, les énergies renouvelables : 9,4 % (bois : 3,8 %, hydraulique renouvelable : 1,8 %, agrocarburants : 1,2 %, éolien : 0,7 %, déchets renouvelables : 0,4 %, autres : 1,5 %), le charbon : 3,3 % et les déchets non renouvelables : 0,5 %[b 5].

L'énergie dans l'économie[modifier | modifier le code]

L'industrie de l'énergie en France représente 2,0 % du PIB en 2015, environ 138 900 emplois directs et indirects (0,5 % de la population active) en 2014 ; sa part dans le PIB, inférieures à 2 % en 1970, est passée à près de 3 % au début des années 1980 du fait du programme nucléaire, puis est retombée à 1,5 % vers 2007-2010 avant de remonter à 2 % grâce au développement des énergies renouvelables et à l'augmentation des investissements de maintenance des centrales nucléaires[c 1]. Elle représente surtout 25 % des investissements de l'industrie et 2,7 % des investissements totaux en 2011[4].

La réduction de la facture énergétique totale de la France[n 1], initiée en 2012, s'est accélérée en 2015 : chutant de près de 28 % en un an à 39,7 Mds €, en baisse de 42,5 % par rapport à son niveau record de 2012 (69 Mds €), elle ne représente plus que 1,8 % du PIB en 2015, contre plus de 3 % entre 2011 et 2013. La facture énergétique 2015 représente un peu plus d'un mois de recettes tirées des exportations totales, ou encore plus de 10 % de l'ensemble des importations de la France[b 6].

La facture énergétique est passée, en euros constants 2015, de 10 Mds € environ en 1970 (1,6 % du PIB) à 30 à 35 Mds € de 1974 à 1978, après le premier choc pétrolier, puis à 50 à 60 Mds € en 1980-84 (deuxième choc pétrolier), atteignant 5 % du PIB en 1981, avant de s'effondrer entre 10 à 20 Mds € entre 1985 et 1999 (1 % du PIB en 1995 et en 1998) ; elle est ensuite remontée progressivement jusqu'à 50 à 60 Mds € au cours des années 2000, atteignant 2,3 % du PIB en 2008, en raison de la forte augmentation des prix du pétrole et du gaz naturel ; après avoir chuté à 40 Mds € en 2009 sous l'effet de la crise, elle remonte rapidement : en 2012, elle dépasse pour la première fois depuis les années 1980 le seuil des 3 % du PIB, atteignant 70 Mds € ; elle dépasse alors le déficit commercial total de la France (67 Mds €)[b 6].

La facture pétrolière à elle seule atteint 31,6 Mds € en 2015, soit près de 80 % du total, en baisse de 30 % par rapport à 2014 grâce à la baisse des prix du brut et des produits raffinés ; la facture gazière chute de 15 % à 9,04 Mds € et la facture charbonnière de 9 % à 1,3 Mds €, retrouvant le niveau du début des années 2000 après un pic à 2,7 Mds € en 2008 ; les exportations d'électricité (excédent de 2,3 Mds €, en hausse de 7,2 %) atténuent le déficit[b 7].

Le poids relatif de la facture énergétique dans les importations totales descend à 10,4 % en 2015 contre 16,1 % en 2013[b 8].

L'efficacité énergétique de la France a plus que doublé en 45 ans (de 1970 à 2015), l'intensité énergétique finale passant de 160 à 71 ktep par milliard d'euros de PIB ; en 2015, elle a baissé de 1,3 % après correction des variations climatiques ; la baisse annuelle moyenne depuis 1995 est de 1,4 %, nettement inférieure à l'objectif de 2 % par an inscrit dans la loi de programme de 2005 fixant les orientations de la politique énergétique ; ce résultat décevant peut s'expliquer par la faiblesse de l'activité économique, qui détériore les rendements en abaissant le taux d'utilisation des équipements et en ralentissant les investissements. La loi relative à la transition énergétique pour une croissance verte (LTECV) fixe des objectifs moins ambitieux avec un objectif de réduction de 20 % de la consommation énergétique finale d’ici 2030 par rapport à 2012, soit une baisse annuelle moyenne de 1,2 %. Sur la période récente (2002-2015), la baisse est particulièrement forte dans l'industrie : -2,1 % par an, moins prononcée dans les transports : -1,3 % et le tertiaire : -1,2 %, et nulle dans l'agriculture ; dans le résidentiel, elle est mesurée en consommation finale par m² : elle recule de 1,8 % par an depuis 2002. Par habitant, la consommation finale énergétique est en baisse de 0,4 % en 2015, à 2,3 tep/habitant. Quant à la consommation d’énergie primaire par habitant, elle est stable, à 4,0 tep/habitant. Ces deux indicateurs évoluent peu depuis 1990[b 9] ; l'indicateur d'intensité énergétique n'a qu'une signification limitée pour l'industrie, car les gains d'efficacité énergétique sont en grande partie obtenus par la délocalisation des industries les plus énergivores.

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Selon les statistiques 2016 de l'Agence internationale de l'énergie, de la WNA, de BP et d'Observ'ER, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'énergie :

Place de la France dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Pétrole brut[k 1] Importation nette 9e 2014 54 Mt 2,8 % 1er : États-Unis (344 Mt) 2e : Chine (308 Mt)
Gaz naturel[k 2] Importation nette 7e 2015p 39 Mds m³ 4,8 % 1er : Japon (117 Mds m3)
Nucléaire[k 3] Production 2e 2014 436 TWh 17,2 % 1er : États-Unis (831 TWh)
Puissance installée 2e 2014 63 GW 16,4 % 1er : États-Unis (99 GW)
% nucléaire/élec* 1er 2014 78,4[n 2]  % 2e : Slovaquie (56,8 %), 3e : Hongrie (53,6 %)[5]
Hydroélectricité[k 4] Production 10e 2014 69 TWh 1,7 % 1er : Chine (1 064 TWh)
Puissance installée 9e 2014 25 GW 2,1 % 1er : Chine (311 GW)
% hydro/élec** 7e 2014 12,2  % 1er : Norvège (96,0 %), 2e : Venezuela (68,3 %)
Produits pétroliers[k 5] Importation nette 4e 2014 22 Mt 4,4 % 1er : Japon (29 Mt)
Électricité[k 6] Production 9e 2014 557 TWh 2,3 % 1er : Chine (5 666 TWh)
Exportation nette 1er 2014 67 TWh 20,4 % 2e : Canada (46 TWh)
Énergie éolienne[6] Production 7e 2015 21,1 TWh 2,8 % 1er : États-Unis (192,9 TWh), 2e : Chine (185,1 TWh)[7]
Solaire[7] Production élec. 7e 2015 7,3 TWh 3,0 % 1er : Chine (39,2 TWh), 2e : États-Unis (39,0 TWh), 3e : Allemagne (38,4 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité
** % hydroélectricité/total production d'électricité
Pourcentages de production d'électricité d'origine nucléaire par pays en 2012 (source : WNA)[5].

Pour la consommation d'énergie primaire par habitant[n 3], la France se situe nettement au-dessous de la moyenne des pays de l'OCDE, mais très au-dessus de la moyenne mondiale dans les statistiques 2014 de l'Agence internationale de l'énergie[k 7] en TEP :

  • Monde : 1,89
  • Chine : 2,24
  • France : 3,67
  • Allemagne : 3,78
  • OCDE : 4,16
  • États-Unis : 6,94

La consommation française d'électricité par habitant était en 2014 de 6 955 kWh, celle de l'Allemagne de 7 035 kWh et celle des États-Unis de 12 962 kWh (moyenne mondiale : 3 030 kWh[k 8].

Les émissions de CO2 de la France atteignaient 4,32 tonnes par habitant en 2014, loin derrière le Qatar qui occupe le premier rang mondial avec 35,73 tonnes par habitant. La moyenne mondiale était située à 4,47 tonnes/hab.. Comparée aux autres puissances économiques majeures, la France rejette beaucoup moins de CO2 par habitant que les États-Unis : 16,22 tonnes/hab., le Japon : 9,35 tonnes/hab., l'Allemagne : 8,93 tonnes/hab. et la Chine : 6,66 tonnes/hab.[k 8].

Le Forum économique mondial classe la France au 3e rang mondial en 2014 derrière la Suisse et la Norvège selon son « indice de performance de l'architecture énergétique » fondé sur trois critères : contribution à la croissance économique, impact environnemental de l'approvisionnement et de la consommation énergétique et degré de sécurité, accessibilité et diversité de l'approvisionnement[8].

Ressources énergétiques[modifier | modifier le code]

La France utilise de nombreuses ressources énergétiques primaires (ou agents énergétiques primaires) pour répondre à ses besoins.

Ressources énergétiques primaires locales[modifier | modifier le code]

Une ressource énergétique primaire[n 4], est une matière ou un flux pouvant donner de l'énergie soit directement, soit après transformation[n 5].

Production d'énergie primaire en France par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Charbon 8,24 7,4 2,48 1,9 0,16 0,1 0,09 0,18 0,19 0,19 0,1 -98 %
Pétrole 3,47 3,1 1,81 1,4 1,07 0,8 1,04 0,95 0,97 0,94 0,7 -73 %
Gaz naturel 2,52 2,2 1,50 1,2 0,65 0,5 0,51 0,45 0,29 0,01 0,01 -99 %
Total fossiles 14,23 12,7 5,80 4,4 1,88 1,4 1,64 1,58 1,46 1,13 0,8 -92 %
Nucléaire 81,85 73,2 108,19 82,8 111,67 82,5 115,29 110,86 110,42 113,75 83,0 +39 %
Hydraulique 4,63 4,1 5,71 4,4 5,39 4,0 3,85 5,05 6,08 5,40 3,9 +17 %
Biomasse-déchets 10,99 9,8 10,76 8,2 15,42 11,4 13,31 14,60 15,65 14,49 10,6 +32 %
Solaire, éolien, géoth. 0,18 0,2 0,20 0,2 1,19 0,9 1,50 1,93 2,13 2,35 1,7 +1220 %
Total EnR 15,80 14,1 16,67 12,8 22,00 16,2 18,66 21,58 23,86 22,25 16,2 +41 %
Total 111,87 100 130,66 100 135,40 100 135,59 134,02 135,73 137,13 100 +23 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Les énergies renouvelables représentaient 9,4 % de la consommation d’énergie primaire et 14,9 % de la consommation finale brute d’énergie en France en 2015 ; leur forte croissance depuis 2005 (+48 %) est principalement due à l'essor des biocarburants, des pompes à chaleur et de la filière éolienne[r 1].

Production d'énergies renouvelables[modifier | modifier le code]
Production d'énergies renouvelables en France, 1970-2011 (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)
Production d'énergies renouvelables en France hors bois et hydraulique, 1970-2011 (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

La France est le second pays producteur d'énergies renouvelables (EnR) de l'Union européenne après l'Allemagne, grâce à son fort potentiel hydraulique, éolien et géothermique ; elle possède la quatrième surface forestière d'Europe derrière la Suède, la Finlande et l'Espagne (source FAO)[9]. Le « gisement » éolien de France métropolitaine, au sens du potentiel à développer, est le deuxième en Europe continentale après celui du Royaume-Uni, grâce à une façade littorale large et bien exposée, permettant l'éolien offshore[10]. Les départements d'outre-mer ont également des « gisements » éoliens et solaires importants.

Les deux graphiques ci-contre présentent l'évolution de la production d'énergies renouvelables depuis 1970. On remarque :

  • la forte volatilité due aux variations climatiques, en particulier pour l'hydraulique, très sensible aux précipitations, et le bois-énergie, très sensible aux températures ;
  • la prépondérance des deux grandes EnR "classiques" : bois et hydraulique ; le 2e graphique permet de mieux voir l'évolution des "petites" EnR et des plus récemment apparues ;
  • le développement important de l'énergie produite à partir de l'incinération des déchets urbains, des pompes à chaleur, des agrocarburants et de l'éolien.

En 2015, les énergies renouvelables ont fourni 23,0 Mtep soit 16,4 % de la production française d'énergie primaire, contre 22,4 Mtep en 2014 ; elles se composent de 60 % de biomasse (40 % bois, 11 % agrocarburants, 5 % déchets urbains renouvelables, 2 % biogaz, 1 % résidus de l'agriculture et des industries agroalimentaires), un tiers d'électricité primaire (20 % hydraulique renouvelable, 8 % éolien, 3 % photovoltaïque, 0,2 % énergies marines) et 9 % de chaleur primaire d'origine aérothermique (pompes à chaleur : 8 %), géothermique (0,9 %) ou solaire (0,4 %)[b 10]. Rappel : les conventions en usage pour établir les bilans énergétiques minorent fortement la part des énergies renouvelables électriques (hydroélectricité, éolien, solaire, énergies marines) au niveau de l'énergie primaire ; ce biais est moindre au niveau de la consommation finale.

On peut noter que le bois et l'hydraulique représentent encore 60 % de la production d'énergies renouvelables en France, malgré une forte poussée de l'éolien (+ 28,5 % en deux ans) et du photovoltaïque (+ 216 % en deux ans).

Production d'énergie renouvelable par filière
ktep 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014 2015p % 2015
Hydraulique ren.[n 6] 4 935 6 047 4 724 5 905 5 495 3 967 5 092 6 150 5 454 4 745 20,8 %
Éolien[n 7] 8 860 1 057 1 290 1 358 1 386 1 716 7,5 %
Solaire photovoltaïque[n 7] 19 63 203 382 438 475 588 2,6 %
Géothermie électrique[n 8] 18 13 48 43 8 nd nd
Ss-total ENR électriques 4 935 6 047 4 740 5 932 6 431 5 275 6 808 7 946 7 315 7 049 30,9 %
Solaire thermique[n 9] 7 21 23 64 71 82 90 95 98 0,4 %
Géothermie thermique[n 10] 5 110 126 90 183 192 216 210 210 0,9 %
Pompes à chaleur[n 11] 8 166 154 1 203 1 117 1 456 1 760 1 577 1 844 8,1 %
Déchets urbains ren.[n 12] 301 294 589 955 1 025 1 151 1 253 1 181 1 168 1 121 4,9 %
Bois énergie[n 13] 8 388 8 541 9 635 8 281 9 986 8 761 8 965 9 960 8 668 9 144 40,1 %
Résidus agricoles[n 14] 61 66 109 235 472 236 312 321 222 222 1,0 %
Biogaz[n 15] 52 55 73 151 365 344 396 438 488 573 2,5 %
Agrocarburants[n 16] 326 2 256 2 054 2 385 2 434 2 576 2 565 11,2 %
Ss-total ENR thermiques 8 802 8 980 10 703 10 250 15 521 13 917 15 041 16 399 15 004 15 777 69,1 %
Total ENR 13 737 15 027 15 443 16 181 21 952 18 796 22 367 24 800 22 400 22 826 100 %
Sources : Ministère de l'Écologie (base de données Pégase[11] + Bilan énergétique France 2015[b 11],[b 3].
Énergies renouvelables thermiques[modifier | modifier le code]

On a vu ci-dessus que les EnR thermiques représentent 67 % de la production d'énergies renouvelables en 2014. La base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie fournit les statistiques de production primaire et de consommations finales par secteur d'énergies renouvelables thermiques :

Production primaire et consommation (corrigée des variations climatiques) d'énergies renouvelables thermiques et déchets
Mtep 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015
Production EnR thermiques et déchets 10,73 11,06 16,29 14,41 16,32 17,63 16,25 16,97 100 %
Importations - 0,01 0,36 0,52 0,42 0,46 0,56 0,61 3,6 %
Exportations - - -0,21 -0,16 -0,13 -0,21 -0,19 -0,18 -1,1 %
Énergie disponible 10,73 11,07 16,44 14,77 16,61 17,88 16,62 17,40 102,5 %
Conso. branche énergie -0,94 -1,60 -2,48 -2,46 -2,46 -2,38 -2,44 -2,57 -15,1 %
Correction climatique 0,38 0,58 -0,91 0,93 -0,02 -0,60 1,20 0,68 4,0 %
Répartition par secteurs de la consommation finale corrigée
Consommation finale corrigée 10,17 10,06 13,05 13,24 14,13 14,91 15,39 15,51 100 %
Résidentiel-tertiaire 8,91 8,04 8,95 9,22 9,74 10,21 10,58 10,66 68,7 %
Industrie 1,21 1,61 1,55 1,45 1,57 1,86 1,70 1,70 11,0 %
Agriculture 0,05 0,07 0,13 0,14 0,14 0,14 0,15 0,15 1,0 %
Transports (biocarburants) - 0,33 2,42 2,43 2,68 2,69 2,96 3,00 19,3 %
Source : Ministère de l'Écologie (Base de données Pégase)[12].

Les consommations d'EnR thermiques sont destinées à la production de chaleur, sauf dans les transports. Leur part dans la consommation finale brute d'énergie pour le chauffage et le refroidissement est passée de moins de 12 % en 2005 à 18,8 % en 2015 et dans les transports (agrocarburants) de moins de 2 % à 8,5 %[r 2]. La progression de cette consommation entre 2005 et 2015 a été de 2 405 ktep pour les agrocarburants, 1 783 ktep pour les pompes à chaleur, 842 ktep pour la biomasse solide (bois et déchets), 110 ktep pour le solaire thermique, 73 ktep pour le biogaz et 14 ktep pour la géothermie[r 3]. Ces évolutions sont cependant en retard sur les objectifs du plan national d'action, sauf pour les agrocarburants et surtout les pompes à chaleur qui dépassent leur objectif 2015 de 32 % ; les filières les plus en retard sont le solaire thermique et la géothermie[r 4].

La répartition par filière de la consommation primaire d'EnR thermiques pour production de chaleur est la suivante[r 5] :

Consommation primaire d'énergies renouvelables pour production de chaleur en 2015 (12,3 Mtep) :

  •      Bois-énergie (74,9 %)
  •      Pompes à chaleur (16,1 %)
  •      Déchets renouvelables (3,7 %)
  •      Résidus agricoles (1,7 %)
  •      Géothermie (1,7 %)
  •      Biogaz (1,1 %)
  •      Solaire thermique (0,8 %)

Le bois-énergie représente 81 % des consommations d'énergies renouvelables thermiques pour production de chaleur (hors biocarburants) en 2012, contre 93 % en 1995. Les pompes à chaleur, en fort développement depuis 2005, atteignent 12 % de la consommation finale contre 4 % en 2005.

Le Fonds Chaleur, créé en 2009 dans le cadre du Grenelle de l'Environnement et géré par l'ADEME, a pour objectif de développer la production de chaleur à partir des énergies renouvelables (biomasse, géothermie, solaire thermique ...). Il a permis, entre 2009 et 2012, la création de 2 445 installations produisant 1,2 Mtep/an (88 % des aides à l'investissement pour la biomasse et les réseaux de chaleur). Le montant de l'aide versée par l'ADEME est inférieur à 40 /tep (3,4 /MWh), très faible par rapport aux subventions versées à l'éolien ou au solaire ; malgré cette efficacité, les réalisations sont en-deçà des objectifs : le retard est de 0,3 Mtep fin 2012 ; il concerne surtout la cogénération (production simultanée d'électricité et de chaleur à partir du bois-énergie), les dispositifs d'appel d'offres s'avérant excessivement lourds et l'approvisionnement en bois trop irrégulier[13].

Bois-énergie[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Bois énergie#En France.

L'ADEME a publié en juillet 2013 un rapport sur le chauffage domestique au bois[14] :

  • la consommation de bois en bûches (51 millions de stères) n'a pas évolué depuis 1999 : de 6,8 Mtep à 6,9 Mtep ;
  • le nombre de ménages utilisateurs en résidence principale est passé de 5,9 millions en 1999 à 7,4 millions en 2012 ;
  • la consommation par ménage est passée de 8,6 à 7,5 stères, diminution due surtout à un meilleur rendement des appareils ;
  • l'utilisation du bois en énergie principale est passée de 30 % à 50 % des utilisateurs, et 23 % se chauffent uniquement au bois ;
  • la part des foyers ouverts a fortement baissé, passant de 33 % en 1999 à 17 % en 2012, au profit des poêles à bûches (de 8 % à 23,6 %) ;
  • 54 % des utilisateurs achètent leur bois de chauffage, 29 % sont en auto-consommation et 17 % en auto-approvisionnement partiel.

La capacité de production française de granulés de bois a dépassé le million de tonnes en 2014[15].

En 2014, les ventes d'appareils domestiques de chauffage au bois se sont inscrites en net recul en France pour la première fois depuis 2010. Le marché a chuté de 18 %, avec 433 345 unités vendues. Les chaudières, à bûches et à granulés, ont été particulièrement touchées, avec une contraction de 32,4 %, suivi des cuisinières (-20 %), des poêles (-18,9 %) et des foyers fermés et inserts (-13,7 %). Trois facteurs expliquent ce décrochage : la douceur exceptionnelle de l'hiver 2013-14, la chute des prix du fioul et l'incertitude autour du crédit d'impôt, dont le dispositif a été modifié en cours d'année. Malgré le relèvement du crédit d'impôt à 30 %, l'année 2015 ne s'annonce pas non plus comme une bonne année, car les prix du fioul de fin 2014-début 2015 sont les plus bas constatés depuis quatre ans[16].

Biogaz[modifier | modifier le code]

[Passage à actualiser]

Article détaillé : Biogaz#France_et_pays_francophones.

Le biogaz est une filière en phase de décollage : les premières réalisations ont concerné surtout les installations de stockage des déchets non dangereux (ISDND), qui sont maintenant presque tous équipés ; les prochains projets seront davantage d'origine agricole ; soit sous forme de méthanisation à la ferme, soit sous forme d'installation centralisée. Le potentiel de la méthanisation est important, que ce soit en termes de cogénération, de production de biométhane à injecter dans le réseau de gaz naturel, ou à valoriser en biométhane carburant. Les « ministères de l'écologie et de l'agriculture » ont publié en mars 2013 le plan « énergie méthanisation autonomie azote » (EMAA) avec un objectif de 1 000 méthaniseurs à la ferme pour 2020. L'ADEME a recensé de juillet 2011 à juillet 2013 un total de 242 projets. GrDF compte 3 installations d'injection de biométhane en fonctionnement en 2013, et en prévoit 10 à 13 nouvelles pour 2014 ; par ailleurs, 360 projets sont à l'étude[13].

La station d'épuration de Strasbourg-La Wantzenau, quatrième de France avec un débit journalier de 200 000 m3 et conçue pour traiter les effluents d'un million d'habitants, valorise désormais plus de la moitié de ses boues pour produire du biométhane et le purifier. Les premiers mètres cubes ont été injectés dans le réseau local GDS (Gaz Distribution Services, anciennement Gaz de Strasbourg), qui dessert plus d'une centaine de communes dans le Bas-Rhin. Au total, la station procurera plus de 1,6 million de mètres cubes par an de biométhane purifié à 98 %, ce qui équivaut à la consommation de 5 000 logements et réduit les rejets de CO2 de 7 000 tonnes par an. Des projets sont en préparation pour porter la part des boues valorisées à 60 %, voire 75 %, et y ajouter d'autres sources comme des déchets ménagers, agricoles ou industriels. D'autres villes françaises ont des projets similaires, en particulier Grenoble, Élancourt et Valenton. Au ministère de l'Écologie, ces dossiers s'accumulent et l'objectif d'une centaine de stations d'épuration dotées d'un équipement de production de biométhane d'ici 2020 pourrait être revu à la hausse[17].

Une étude commandée par la profession et réalisée auprès de 54 projets, pour la plupart agricoles, révèle en novembre 2015 que plus de la moitié des projets de méthanisation lancés avant fin 2013 n'atteignent pas la rentabilité prévue. Depuis les débuts de la filière en 2010, la France a mis en service près de 400 méthaniseurs ; 94 % des installations étudiées ont rencontré des aléas, et 65 % ont dégagé des rentabilités plus faibles que prévu (dont 35 % avec un écart élevé) et dans 24 % des cas, les équipements se sont révélés inadaptés[18].

Solaire thermique[modifier | modifier le code]
Géothermie[modifier | modifier le code]

Selon l'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG), la France se place au 5e rang européen des producteurs de chaleur géothermique, avec une production annuelle estimée en 2010 à 4 150 GWh par an, couvrant les besoins de 1,8 % de la population française. Cette géothermie dite de basse énergie, qui cible des eaux relativement peu chaudes, est notamment mise en œuvre dans le bassin parisien. Il n'existe en revanche qu'une seule opération industrielle « à haute énergie », produisant de l'électricité grâce à des fluides à haute ou très température, la centrale géothermique de Bouillante, en Guadeloupe. La France développe par ailleurs une expertise dans la technologie « haute énergie » émergente de l'EGS (Enhanced Geothermal System), qui cible des fluides géothermaux présents dans des réservoirs naturellement fracturés dans des régions non volcaniques. Le pilote scientifique de Soultz-sous-Forêts, en Alsace, a été le premier site au monde de ce type à avoir été raccordé au réseau électrique. Depuis, 25 permis de recherche d'EGS ont été attribués, et la filière a créé en 2014 un groupement baptisé Geodeep, qui inclut des entreprises comme Alstom, EDF, GDF Suez (Engie) ou Eiffage-Clemessy, et ambitionne de fournir des offres clés en main sur des projets. L'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG) espère que la filière française pourra réaliser, à terme, une vingtaine de projets représentant une puissance cumulée de 300 MW, dont 50 MW d'EGS en France métropolitaine, 50 MW volcaniques dans les départements et régions d'outre-mer, et 200 MW volcaniques à l'international[19].

Énergies renouvelables dans les DOM[modifier | modifier le code]

Production primaire d'énergies renouvelables dans les DOM en 2015[r 6] :

  •      Biomasse-déchets (35 %)
  •      Hydraulique (20 %)
  •      Géothermie électrique (19 %)
  •      Solaire thermique (14 %)
  •      Solaire photovoltaïque (10 %)
  •      Éolien (1 %)

La production primaire d'énergies renouvelables dans les DOM atteignait 424 ktep en 2015. La part importante de la biomasse (35 %) est surtout constituée de la valorisation électrique et thermique de la bagasse, résidu fibreux de la canne à sucre, à la La Réunion et en Guadeloupe. L'hydraulique (23 %) est surtout présent en Guyane et à La Réunion. Le faible développement de l'éolien s'explique surtout par sa vulnérabilité aux cyclones tropicaux[r 6].

La loi sur la transition énergétique adoptée en 2015 fixe pour les départements d'outre-mer l'objectif de produire plus de la moitié de leur électricité à partir d'énergies renouvelables en 2020 contre 28 % en moyenne en 2014, avec de fortes disparités : 6 % à la Martinique, 62 % en Guyane, grâce notamment à l'hydroélectricité, 18 % en Guadeloupe et 38 % à La Réunion. Le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé qu'en métropole, qui bénéficie du nucléaire amorti et de l'interconnexion des réseaux ; selon le dernier rapport de la Commission de régulation de l'énergie, il était compris entre 200 et 250 €/MWh, contre moins de 40 €/MWhsur le marché de gros en métropole. Dans les îles, le solaire et l'éolien se comparent au charbon ou au fuel importés. Le remplacement du charbon par de la biomasse (bagasse) dans les centrales d'Albioma devrait contribuer à se rapprocher de l'objectif, mais le développement des énergies intermittentes est plus compliqué : EDF SEI (Systèmes Energétiques Insulaires) estime qu'au-delà de 30 % de la capacité électrique installée, elles risquent de déstabiliser le réseau ; cette limite imposée est contestée par les producteurs de solaire et d'éolien, et EDF pourrait la revoir sensiblement à la hausse, à 35 % en 2018 et entre 40 et 45 % en 2023, grâce à un système de stockage centralisé en cours de tests et à la baisse des coûts des batteries. La géothermie et l'énergie des mers ont un potentiel important, et les 130 000 chauffe-eau solaires installés à La Réunion ont permis d'éviter l'installation de deux ou trois turbines à combustion[20].

Charbon[modifier | modifier le code]

Une illustration du passé charbonnier de la France : le chevalement du puits Fontanes à Saint-Martin-de-Valgalgues au nord d'Alès.
Article détaillé : Mines de charbon de France.

Le charbon a longtemps constitué la principale source d'énergie en France, car le sous-sol en était riche. Une des premières mentions d'exploitation remonte au XIIIe siècle quand les moines de Cendras, dans le Gard, percevaient une rente pour l'exploitation du charbon. Au XVIe siècle l'ensemble des gisements de faible profondeur étaient déjà exploités. Au XVIIe siècle le charbon du bassin houiller de la Loire alimentait les villes de la vallée du Rhône de Lyon à Marseille. L'exploitation industrielle dans le Nord a commencé en 1720[21]. Par la suite la révolution industrielle a accéléré cette exploitation et diversifié les sites d'exploitation (1815 en Lorraine).

La Seconde Guerre mondiale marque un changement, car auparavant les mines étaient exploitées par des compagnies privées, mais la loi de nationalisation du organise l'exploitation du charbon en dix EPIC. Cette époque est marquée par la reconstruction du pays et une augmentation des besoins énergétiques liée au développement économique.

La production nationale culmine en 1958 à 60 millions de tonnes environ, puis décline régulièrement jusqu'à la crise pétrolière de 1973, avec 29,1 Mt. Après une stabilisation à 26 Mt jusqu'à 1977, le déclin de la production reprend puis s'accélère à partir de 1984, tombant sous la barre des 10 Mt en 1994, année où le pacte charbonnier est signé par les pouvoirs publics. Il vise l'arrêt progressif de l'extraction du charbon. La Houve, la dernière mine encore en exploitation, ferme en avril 2004. La production se limite désormais aux seuls produits de récupération (0,3 Mt par an depuis 2010) issus des terrils du Nord-Pas-de-Calais et du Gard ainsi que des schlamms du bassin lorrain valorisés dans les centrales thermiques du groupe E.ON ; cette production cesse en 2015, si bien que l'approvisionnement en charbon ne repose plus que sur les importations et le déstockage[9],[c 2].

Au cours de la période d'exploitation des gisements français, 4 465 millions de tonnes de charbon ont été extraits, dont 2 275 millions de tonnes dans le Nord-Pas-de-Calais, 693 en Lorraine et 1 497 millions de tonnes dans le Centre-Midi[22].

Production de charbon en France (en millions de tonnes)[9],[c 2]
Type 1973 1979 1985 1990 2000 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Houille 25,7 18,6 15,1 10,5 3,2 - - - - - - - - -
Lignite 2,8 2,5 1,8 2,3 0,3 - - - - - - - - -
Produits de récupération 0,7 2,0 2,0 0,7 0,6 0,6 0,3 0,1 0,3 0,1 0,3 0,3 0,3 -
Total 29,1 23,1 18,9 13,5 4,1 0,6 0,3 0,1 0,3 0,1 0,3 0,3 0,3 -

Pétrole[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Réserves de pétrole en France.

La production française de pétrole a été divisée par quatre depuis la fin des années 1980 ; en 2015, 835 000 tonnes de pétrole brut ont été extraites du sous-sol français, en progression de 9,1 %, soit environ 1 % de la consommation nationale[b 12].

La production s'élevait à 3 Mt environ en 1970, 3,4 Mt en 1990, 1,6 Mt en 2000 et 0,8 Mt en 2015. Le pétrole extrait provient pour un tiers du bassin aquitain et deux tiers du bassin parisien. Les réserves présentes dans le sous-sol français (au 1er janvier 2016 : 9,87 Mt de pétrole brut et 0,12 Mt d'hydrocarbures extraits du gaz naturel de Lacq) correspondent un mois et demi de la consommation nationale. Au rythme auquel ces réserves sont exploitées, elles sont estimées à 12 ans de production[c 3].

La France découvre les premières réserves de pétrole brut dans le Sahara algérien en 1956, en pleine guerre d'indépendance de l'Algérie. En mars 1957, le général de Gaulle se rend sur place, avec son conseiller Jacques Foccart, pour constater l'importance stratégique du gisement[23]. Les accords d'Évian sauvegarderont les intérêts pétroliers français[24], jusqu'à la nationalisation en 1971.

L'exploration, puis l'exploitation du pétrole français ont été confiées initialement à des entreprises publiques : Régie autonome des pétroles (RAP) créée le pour exploiter le champ de gaz de Saint-Marcet en Haute-Garonne, Société nationale des pétroles d'Aquitaine (SNPA), née par la loi du , Bureau de recherche de pétrole (BRP) créé en 1945 ; ces trois entités fusionnent en 1966 pour donner naissance à l'ERAP (surnommée Elf-RAP de 1967 à 1976) qui devient la Société Nationale Elf Aquitaine (SNEA) le . l'entreprise est privatisée en 1994.

Parallèlement, Total a été créé le sous le nom de la « Compagnie française des pétroles » (CFP) afin de gérer les parts que le gouvernement français s'était vu attribuer comme dommage de guerre dans la gestion de la future compagnie pétrolière irakienne, l'Iraq Petroleum Company. À l'origine, c'est une société mixte associant des capitaux d'État et des capitaux privés.

En 1985, sa dénomination a été changée en « Total – Compagnie française des pétroles » (Total CFP) puis transformée en Total le . Elle est privatisée en 1993 par le gouvernement d'Édouard Balladur. À la suite de sa fusion avec la belge Petrofina, la société est devenue « Total Fina SA » en 1999.

En rachetant Elf en 2000, Totalfina double quasiment son effectif, ses capacités de production ainsi que son chiffre d'affaires ; le nouvel ensemble prend le nom de « Total Fina Elf SA », puis reprend la dénomination Total SA en 2003. En 2011, Total fait partie des supermajors du secteur pétrolier et est l'une des plus importantes entreprises au monde[25].

Une vingtaine d'associations de défense de l'environnement appellent début octobre 2015 le gouvernement à annuler les autorisations de forages d'hydrocarbures accordées le 21 septembre, à quelques semaines de l'ouverture de la COP21 à Paris ; il s'agit de trois permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures liquides ou gazeux conventionnels : Champfolie (Seine-et-Marne), Herbsheim (Bas-Rhin) et Estheria (Marne), et de la prolongation de deux autres jusqu'à fin 2018 : Bleue Lorraine en Moselle et Juan de Nova dans les terres australes et antarctiques françaises. Les associations pointent la contradiction entre ces autorisations de forage et les recommandations des scientifiques qui ont clairement établi qu'il fallait geler 80 % des réserves actuelles prouvées d'hydrocarbures pour avoir une chance raisonnable de ne pas dépasser °C de réchauffement climatique d'ici la fin du siècle. La ministre de l'Écologie Ségolène Royal relativise l'impact de ces autorisations, qui concernent « des zones où il y a déjà des forages », ajoutant que, dans le même temps, « quatre autres permis ont été refusés », et concluant : « Sous réserve d'un inventaire complet, je pense que ce sont les derniers permis qui seront accordés[26] ».

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Articles détaillés : Gisement de gaz de Lacq et Gaz de schiste.

Dans les années 1970, la France produisait un tiers de sa consommation de gaz naturel. Le gisement de gaz de Lacq a été découvert à Lacq, dans les Pyrénées-Atlantiques, en décembre 1951. Ce gaz naturel est distribué par gazoducs dans toute la France à partir de 1965. Avec ses 2 240 Gm3 de réserves, il a contribué à l'essor industriel de la France, et a remplacé le gaz de ville domestique qui était produit à partir de charbon dans des usines à gaz. Dans les années 1970, 33 millions de mètres cubes de gaz brut étaient extraits chaque jour, contre seulement 4 millions en 2009[27].

L'injection de gaz de Lacq dans les réseaux, qui avait culminé à la fin des années 1970 à plus de 80 TWh par an, s'est arrêtée définitivement en octobre 2013 ; l'injection de gaz de mine extrait du bassin du Nord-Pas de Calais ne représente plus en 2015 que 247 GWh contre 2 000 GWh au début des années 2000. Depuis 2012 a commencé l'injection de biométhane, qui double chaque année : 82 GWh en 2015 contre 32 GWh en 2014[c 4].

Le potentiel de production de biométhane, notamment à partir de déchets agricoles, est estimé par l'ADEME à 12 à 30 TWh par an d'ici 2030[b 13].

Gaz de schiste[modifier | modifier le code]

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE) la France serait, avec la Pologne, le pays européen aux ressources en gaz de schiste les plus importantes. Les deux bassins potentiellement riches en hydrocarbures de schistes en France sont le quart nord-est et le sud-est du pays[28]. 64 permis d'exploration[29] ont été délivrés en 2010 par Jean-Louis Borloo, faisant ensuite l'objet d'un désaveu par le gouvernement en 2011[30]. Les conséquences environnementales, inquiétant les populations concernées ont amené les députés français à légiférer : le 30 juin 2011, la France devient le premier pays à refuser la fracturation hydraulique, une méthode jugée hautement polluante[31].

Le , dans un discours, lors de la Conférence environnementale, le président François Hollande annonce « J'ai demandé à Delphine Batho (...) de prononcer sans attendre le rejet de sept demandes de permis déposés auprès de l'État et qui ont légitimement suscité l'inquiétude dans plusieurs régions. S'agissant de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, telle sera ma ligne de conduite tout au long de mon quinquennat[32]. ». Il précise que « Dans l'état actuel de nos connaissances, personne ne peut affirmer que l'exploitation des gaz et huiles de schiste par fracturation hydraulique, seule technique aujourd'hui connue, est exempte de risques lourds pour la santé et l'environnement[33]. ».

Gaz de houille[modifier | modifier le code]

Le potentiel du gaz de houille (grisou) est évalué à six fois la consommation annuelle française. La société Française de l'énergie, créée en Lorraine en 2009 pour exploiter ce gisement, prévoit de produire à terme 5 % de la consommation annuelle de gaz en France. Pour financer ce projet, elle a lancé le son introduction en Bourse. Une étude de février 2016 de l'IFEU (Institut für Energie-und Umweltforschung), institut allemand de référence dans la recherche sur l'énergie, l'environnement et l'écologie, a mis en évidence le très faible bilan carbone du projet d'exploitation de gaz de houille lorrain : l'extraction de ce gaz émet en moyenne dix fois moins de CO2 que le gaz naturel importé et consommé en France[34].

Uranium[modifier | modifier le code]

Article connexe : industrie nucléaire en France.

En 1946, la prospection d'uranium a débuté sur le territoire national et en 1948 un gisement, très important, est découvert à La Crouzille. En 1955 d'autres gisements sont localisés dans des granitoïdes dans le Limousin, dans le Forez, en Vendée et dans le Morvan. Par la suite la prospection s'est étendue à des formations issues de l'érosion de massifs cristallins anciens, au nord et au sud du Massif central. La dernière mine d'uranium, à Jouac, a fermé en 2001. Cet arrêt de la production nationale n'est pas dû à un épuisement des gisements, mais à la disponibilité de ressources abondantes en uranium à bas prix du fait de l'arrêt du développement du nucléaire aux États-Unis et surtout du recyclage de l'uranium contenu dans les armes atomiques démantelées en vertu des accords de désarmement (traités SALT I et SALT II et surtout traité START). 75 982 tonnes d'uranium (tU) ont été extraites du sol français jusqu'en 2008[35]. Les réserves restantes identifiées de la France sont évaluées à 9 000 tU[35], ce qui correspond en 2010 à un peu plus d'une année de consommation (8 000 tU) du parc nucléaire français[36].

Ressources énergétiques primaires importées[modifier | modifier le code]

Les combustibles fossiles sont des matières premières énergétiques provenant de la décomposition de matières organiques : pétrole, charbon, gaz naturel, tourbe, … La France est globalement très dépendante des importations pour ces agents énergétiques.

Concernant l'énergie nucléaire, il est nécessaire de distinguer ressources primaires (les combustibles) et ressources secondaires (l'énergie électrique produite). Alors que les combustibles sont majoritairement importés, l'énergie induite est considérée dans les statistiques françaises comme une énergie purement locale ; cette convention est justifiée par le faible poids des combustibles importés dans le prix de revient final de l'électricité nucléaire.

Pétrole et produits pétroliers[modifier | modifier le code]

Les importations de pétrole brut ont progressé de 5,8 % à 56,7 Mt après plusieurs années de baisse[b 12]. Après avoir culminé à 134,9 millions de tonnes en 1973, avant le premier choc pétrolier, elles ont progressivement décru jusqu'à 74 Mt en 1985 et 73 Mt en 1990 ; elles se sont relevées ensuite jusqu'à 85,6 Mt en 2000, mais le remplacement du fioul par le gaz naturel et la crise de 2008 les ont fait chuter : 71,7 Mt en 2009, 64,1 Mt en 2010, 64,4 Mt en 2011, 56,8 Mt en 2012 (-11,4 %), 56 Mt en 2013 (-2,2 %) et 53,6 Mt en 2014 (-3,4 %)[b 14].

Ce pétrole provient essentiellement de cinq zones géographiques : les pays de l'ex-URSS (28,0 % en 2015 contre 2,5 % en 1973 ; mais les importations de Russie baissent : 4,5 Mt en 2015 contre 11,1 Mt en 2010), le Moyen-Orient (25,6 % contre 71,4 %), l'Afrique subsaharienne (23,7 % contre 11,1 %), l'Afrique du Nord (11,2 % contre 13,5 %) et la Mer du Nord (8,8 % contre 0,1 %) ; la part des pays de l'OPEP est remontée à 55,7 % en 2015 contre 46,6 % en 2013, alors qu'elle atteignait 94,7 % en 1973[b 14]. L'importation de pétrole se fait par oléoducs et par voies maritimes (notamment par les grands ports pétroliers français : Antifer, Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne…).

Importations de pétrole brut de la France par provenance (Mt)
Provenance 1973 1979 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015
Drapeau de l'Arabie saoudite Arabie saoudite 30,2 44,4 15,2 15,2 6,0 6,7 7,8 10,2 11,1 10,6 18,6 %
Drapeau du Kazakhstan Kazakhstan - - - 2,2 6,8 8,3 7,2 7,2 7,1 7,8 13,8 %
Drapeau du Nigeria Nigeria 12,6 9,6 3,1 4,8 2,8 4,8 4,0 4,9 6,1 6,6 11,7 %
Drapeau de la Russie Russie - - - 5,0 11,1 9,6 8,3 6,8 5,2 4,5 7,9 %
Drapeau de l'Angola Angola - - 2,8 1,9 3,4 2,3 1,3 1,6 3,2 4,3 7,6 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 11,1 5,1 3,0 3,5 0,9 4,0 2,9 3,1 3,7 4,3 7,6 %
Drapeau de l'Azerbaïdjan Azerbaïdjan - - - 0,6 3,1 5,5 2,9 2,8 2,6 3,6 6,3 %
Drapeau de la Norvège Norvège 0,2 1,6 5,8 21,1 7,0 6,7 4,7 5,0 4,3 3,5 6,1 %
Drapeau de l'Irak Irak 18,7 22,7 3,0 7,2 2,4 1,5 1,8 1,2 1,2 2,8 4,9 %
Drapeau de la Libye Libye 6,5 4,0 2,9 2,4 10,2 3,2 6,4 4,8 3,0 2,1 3,6 %
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni - 2,7 4,7 9,9 3,4 2,0 1,3 1,9 1,4 1,5 2,6 %
Drapeau du Mexique Mexique - - 2,5 - - - - - 0,2 1,3 2,2 %
Drapeau de la Guinée équatoriale Guinée équatoriale - - - - 0,6 0,7 3,3 1,6 1,2 1,0 1,8 %
Total France 134,9 125,9 73,4 85,6 64,1 64,4 56,8 55,6 53,6 56,7 100 %
Source : Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie, Bilan énergétique de la France pour 2015[b 14]

La France importe, en plus du pétrole brut, de grandes quantités de produits pétroliers ; le solde importateur atteint 19,4 Mt en 2015, contre 22,5 Mt en 2014 ; les importations ont baissé de 1,2 % alors que les exportations ont progressé de 13,8 %. Le déficit est surtout imputable au gazole et au fioul domestique qui représentent 58 % des importations : 23,8 Mt sur 40,8 Mt ; à l'inverse, la France exporte de l'essence (4,1 Mt), du fait de la diésélisation du parc automobile ainsi que du fioul lourd (6,7 Mt). Les deux principaux fournisseurs de produits raffinés sont la Russie (17 %) et les États-Unis (12 %)[b 14].

En valeur, le déficit des échanges de gazole s'élevait à -8,9 milliards d'euros en 2010 et devrait être proche de -13 milliards en 2011. En revanche, les échanges d'essence sont excédentaires : +2,3 milliards en 2010 et probablement autour de +2,8 milliards en 2011. Compte tenu de la forte diésélisation du parc automobile français (7 véhicules sur 10 immatriculés en 2010, contre 5 sur 10 en moyenne en Europe), liée notamment à une fiscalité avantageuse, la demande porte surtout sur le gazole. Ce dernier constitue ainsi 80 % de la consommation de carburants en France. En revanche, l'offre de raffinage, qui est relativement inélastique (une raffinerie produit pour moitié environ du gazole, le reste étant constitué d'essence, de fioul lourd et de kérosène), ne permet pas de répondre à cette demande, d'où un surcroît d'importations[37].

Importations/exportations de produits pétroliers de la France en 2015 (Mt)
Produit Importations Exportations Solde importateur
Gazole / FOD[n 17] 23,8 2,9 20,9
Carburéacteurs 4,4 1,2 3,2
GPL[n 18] 3,5 1,2 2,3
Coke de pétrole 0,8 0 0,8
Fioul lourd 3,1 6,7 -3,6
Bitumes 1,0 0,3 0,7
Essence 0,5 4,1 -3,6
Naphta 2,0 3,0 -1,0
Lubrifiants 0,9 1,1 -0,2
autres 0,8 0,9 -0,1
Total France 40,8 21,4 19,4
Source : Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie,
Bilan énergétique de la France pour 2015
[b 15]

Charbon[modifier | modifier le code]

En 2015, la France a importé 13,5 Mt de charbon, en repli de 3,9 % après -20 % en 2014), soit 8,4 Mtep, dont 65 % de charbon vapeur destiné à la production d'électricité et 27 % de charbon à coke pour la sidérurgie. Ces importations proviennent principalement de l'Australie (28,4 %), de la Russie (18,8 %), de l'Afrique du Sud (15,4 %), des États-Unis (11,7 % ; premier fournisseur en 2013 avec 25,8 %), de la Colombie (11,6 %) et de l'Union européenne (10,7 %) ; le recul des États-Unis signale la résorption du boom du gaz de schiste qui avait fait chuter les prix internationaux du charbon de 2011 à 2013[b 16]. Les charbons arrivent en France par voie maritime, essentiellement par les ports de Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre/Rouen et Saint Nazaire/Montoir.

En 2008, la France avait importé 14,2 Mtep de charbon provenant principalement de l'Australie (26 %), des États-Unis (18 %), de l'Afrique du Sud (15 %) et de la Colombie (9 %).

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Les importations de gaz sont réalisées, selon la provenance, soit par gazoducs venant de Norvège et de Russie par les points d'entrée de Dunkerque, Taisnières et Obergailbach, soit par voie maritime (méthaniers, par les ports de Fos-sur-Mer et Montoir-de-Bretagne).

En 2015, la France a importé 509,8 TWh de gaz naturel, en repli de 1,7 % après une baisse de 5,6 % en 2014 ; les entrées brutes par gazoducs ont reculé de 1 % et celles de GNL de 6,4 %. Le GNL ne représente plus que 12,8 % des importations (dont 84,7 % à Fos-sur-Mer et 15,3 % à Montoir-de-Bretagne) contre 28 % quatre ans auparavant[b 13] ; les réexportations ont reculé de 23,4 % à 62,9 TWh contre 82,1 TWh en 2014 et 58,3 TWh en 2013, surtout vers la Suisse (+14,5 %) et l'Espagne (-35,9 %), et le solde importateur progresse de 2,4 % à 446,9 TWh[b 17].

Importations de gaz naturel de la France par provenance (TWh)
(transit inclus)
Provenance 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015
Drapeau de la Norvège Norvège 185,1 212,9 198,7 197,8 215,2 42,2 %
Drapeau de la Russie Russie 74,2 74,0 98,3 62,3 58,3 11,4 %
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 92,5 82,0 76,3 55,8 54,8 10,7 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 63,0 47,8 59,4 49,0 47,9 9,4 %
Swaps* 25,3 39,0 12,4 9,9 10,8 2,1 %
Drapeau du Qatar Qatar 32,4 21,7 17,6 9,5 5,5 1,1 %
Drapeau du Nigeria Nigeria 1,0 3,7 0 0,9 2,9 0,6 %
Drapeau de l'Égypte Égypte 10,2 9,2 1,0 0 0
autres** 85,9 57,2 85,8 133,4 114,5 22,5 %
Total entrées brutes 569,6 547,4 549,5 518,7 509,8 100 %
dont contrats court terme 74,0 85,9 79,1 113,6 106,5 20,9 %
dont contrats moyen-long terme 495,6 461,5 470,3 405,1 403,2 79,1 %
dont gazoducs 410,2 440,5 463,1 449,2 444,7 87,2 %
dont GNL 159,3 106,9 86,4 69,5 65,1 12,8 %
Exportations 75,0 69,3 58,3 82,1 62,9 12,3 %
Solde importateur net 494,6 478,1 491,2 436,6 446,9 87,7 %
* swaps : réception à Montoir de GNL en provenance du Nigeria pour le compte de l'Italie.
** achats sur les marchés du Nord-Ouest de l’Europe, pour lesquels le lieu de production du gaz n’est pas connu avec précision.
Source : Ministère de l'Écologie, Bilan énergétique de la France pour 2015[b 18]

La part des contrats de court terme (moins de deux ans) dans les approvisionnements s'est élevée à 20,9 % en 2015 contre 21,9 % en 2014 et 14,4 % en 2013. Les prix sur les marchés de gros du gaz du nord-ouest de l'Europe avaient baissé plus fortement que ceux des contrats de long terme en 2014, alors qu'en 2015 l'écart de prix se réduit en raison de la croissance de l'indexation des contrats à long terme sur les prix de marché[b 17].

Le a été mis en service le terminal méthanier de Dunkerque dont les actionnaires sont EDF (65 %), Fluxys (25 %) et Total (10 %). Ce projet à 1,2 milliard d'euros comprend une jetée capable d'accueillir environ 150 méthaniers/an, trois cuves de stockage géantes de 200 000 m3 de contenance chacune, ainsi qu'une unité de regazéification[38]. Avec sa capacité de 13 milliards de m3 par an, il représente près de 20 % de la consommation française et belge de gaz.

Le principal acteur du secteur gazier français est Engie (ex-GDF Suez).

Uranium (combustible nucléaire)[modifier | modifier le code]

Selon le World Energy Council, les besoins annuels mondiaux fluctuent entre 59 ktU (milliers de tonnes d'uranium) et 66 ktU ; la production mondiale atteignait 43 880 tU en 2008, dont 20,5 % au Canada ; 19,4 % au Kazakhstan ; 19,2 % en Australie ; 10 % en Namibie ; 8 % en Russie ; 6,9 % au Niger, etc[35]. Les ressources identifiées atteignaient, au 01/01/2009, 6 306 000 tU, dont 26,6 % en Australie, 13,2 % au Kazakhstan, 9 % en Russie, 8,6 % au Canada, etc[35]. S'y ajoutent 6,8 MtU de ressources estimées non encore identifiées[35]. Selon le Livre Rouge 2011 publié par l'AIEA, les ressources mondiales identifiées ont crû de 12,5 % depuis 2008 et la production totale des mines d'uranium a crû de 25 %[39].

En 2005, Électricité de France, l'exploitant des centrales nucléaires françaises, disposait de stocks d'uranium équivalent à trois ans de consommation prévisionnelle[40].

Trois types de combustibles nucléaires sont utilisés dans le parc nucléaire français :

Le combustible MOX est fabriqué à partir du plutonium issu du traitement des combustibles nucléaires irradiés et d'uranium appauvri des stocks constitués lors de l'enrichissement de l'uranium naturel. Le combustible URE est fabriqué à partir de l'uranium issu du retraitement des combustibles nucléaires irradiés.

En 2011, l'uranium naturel utilisé en France est intégralement issu des importations ou du recyclage. Le combustible nucléaire chargé en réacteur a été de 1 205 tonnes[41], dont environ 120 tonnes de MOX et 80 tonnes d'URE. EDF fait appel à plusieurs fournisseurs pour effectuer les étapes successives du cycle du combustible : AREVA, Urenco (Grande-Bretagne), Tenex (Russie) et USEC (États-Unis), et diversifie ses achats auprès de différents fournisseurs situés dans plusieurs pays : le Kazakhstan, le Canada, l'Australie ou le Niger[42].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

L'importation de ressources primaires renouvelables est à l'heure actuelle encore modeste, mais les importations d'agrocarburants posent déjà des problèmes au niveau européen : l'Union Européenne a ouvert une enquête antidumping sur les importations de biodiesel d'Argentine et d'Indonésie[43]. En France, selon les données des Douanes, « les quantités de biocarburants produites dans le cadre des agréments et bénéficiant de ce fait d'une défiscalisation (en provenance de France ou des autres pays de l'Union européenne) sont, en 2011, pour la première fois en fort recul (- 16 %). La production agréée de la filière bioéthanol a reculé de 8 % après un bond de 13 % en 2010, et celle de biodiesel a perdu près de 20 %, d'où un recours renforcé aux importations pour couvrir les besoins »[44].

Principaux acteurs[modifier | modifier le code]

Total 
Principal acteur du secteur pétrolier français, et la première capitalisation boursière française au [45].

Le groupe Total est en 2012 le cinquième groupe pétrolier privé du monde derrière l'anglo-néerlandais Shell, les américains ExxonMobil et Chevron et le britannique BP ; si l'on prend en compte les groupes publics chinois, Total se retrouve au 7e rang par le chiffre d'affaires après Sinopec et CPC (China Petroleum Company) et au 8e rang par le résultat net après le brésilien Petrobras[46].

Total figure à la 10e place du classement « Fortune Global 500 » de 2013 par chiffre d'affaires (7e dans le secteur énergie), et à la 24e place pour ses bénéfices[47].

Engie 
(ex-GDF Suez) est 37e au classement Fortune Global 500 de 2013 par chiffre d'affaires ; c'est la 8e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014[45]. Sur son site web, GDF Suez se présente[48] (chiffres au 30 juin 2013) comme :
  • dans le secteur électrique : 1er producteur indépendant d'électricité dans le monde ; 1er producteur mondial d'électricité non nucléaire ; 117 GW de capacités de production électrique installées dans le monde, plus 7,2 GW en construction.
  • dans le gaz naturel : 2e acheteur de gaz naturel en Europe, 1er opérateur de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel en Europe et 1er vendeur de capacités de stockage de gaz en Europe ; 344 licences d'exploration et/ou de production dans 16 pays; 836 Mbep de réserves prouvées et probables ; 1er importateur de GNL en Europe et 3e importateur dans le monde, 2e opérateur de terminaux méthaniers en Europe ; 17 navires méthaniers.

GDF-Suez a annoncé le 27 février 2014 des dépréciations d'actifs d'un total de 14,9 milliards d'euros, essentiellement sur des centrales électriques thermiques et des capacités de stockage de gaz en Europe, qui l'ont fait plonger dans le rouge avec une perte nette de 9,7 milliards au titre de 2013 ; le groupe est affecté par le bas niveau des prix de marché de l'électricité en Europe, dû à une combinaison de surcapacités et de faible demande et son PDG, Gérard Mestrallet, a souligné que ces dépréciations reflétaient sa conviction d'une crise "durable et profonde" ; mais elles n'impactent ni la trésorerie ni la solidité financière du groupe, et le résultat net récurrent (hors exceptionnels) est ressorti à 3,4 milliards d'euros[49].

Engie a perdu 1,5 million de clients en cinq ans (2009-2015) sur un total de 11 millions d'abonnés au gaz, n'en conservant que 82 % au 31 mars 2015 ; sur le segment des professionnels, sa part est même tombée à 70 %, et en volume à 42 % contre 75 % en 2009. Sur ses 9,2 millions de clients actuels (dont 8,8 millions de particuliers), 2,1 millions ont souscrit à des offres de marché, soit 23 % du total. Engie développe ses ventes d'électricité pour compenser ses pertes dans le gaz ; il s'est fixé un objectif de 4,6 millions de clients à l'horizon 2018 contre 2,3 millions en mars 2015[50].

EDF 
est de loin le premier producteur, transporteur, distributeur et fournisseur d'électricité en France, no 2 en Grande-Bretagne et en Italie ; 6e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014[45]. À l'échelle mondiale, EDF a produit 642,6 TWh d'électricité en 2012 (dont 84,7 % sans CO2) avec un parc de 139,5 GW et desservi 39,3 millions de clients ; son chiffre d'affaires a atteint 72,7 milliards d'euros, et ses investissements 13,4 milliards d'euros[51]. EDF est en 2012 le 8e propriétaire mondial d'infrastructures[52]. EDF étend son activité au gaz, en s'appuyant sur l'expérience de sa filiale italienne Edison ; c'est actuellement le principal concurrent de GDF Suez dans le gaz en France, et GDF Suez est son principal concurrent dans l'électricité.

EDF est le principal concurrent d'Engie sur le marché du gaz, avec plus d'un million de clients (9,5 %) au début 2015[50].

Le secteur Énergie au sens large compte donc 3 des plus grosses capitalisations boursières : Total, GDF Suez et EDF ; on peut de plus, en remontant vers l'amont, ajouter Legrand et Schneider Electric (matériel électrique) ainsi qu'Alstom (transport et énergie) et Technip (ingénierie pétrolière) ; on arrive alors à 7 entreprises fortement impliquées dans l'énergie sur les 40 du CAC40. Cela permet de mesurer l'importance capitale de ce secteur pour l'économie française.

Depuis l'ouverture à la concurrence impulsée par l'Union Européenne et appliquée tardivement, avec réticence et a minima par la France (dernier pays à maintenir des tarifs réglementés pour l'électricité et le gaz), quelques acteurs nouveaux, souvent étrangers, ont émergé :

  • le no 1 allemand de l'électricité E.ON, 15e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013[47], a racheté en 1995 à Endesa la société SNET qui exploite les anciennes centrales à charbon des ex-Charbonnages de France ; E.ON France prévoit de fermer 5 centrales et de les remplacer par des cycles combinés gaz sur les mêmes sites. Le site web d'E.ON France présente les chiffres clés 2012 d'E.ON en France[53] : « Effectif : 889 salariés ; Chiffre d'affaires  : 1609 M€ (1987 M€ en 2011) ; ventes d'électricité et de gaz : 10,1 TWh d'électricité et 4,8 TWh de gaz (13,1 TWh d'électricité et 6,9 TWh de gaz en 2011) ; capacité installée : plus de 3,2 GW ; production d'électricité : 7,4 TWh. 4 centrales thermiques, 2 cycles combinés gaz, 6 parcs éoliens et 2 fermes solaires ».
  • le pétrolier et gazier italien ENI, 17e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013[47], déjà présent en France dans la distribution de produits pétroliers (180 stations-services AGIP, bitumes, lubrifiants, etc) tente depuis 2004 de se lancer dans la commercialisation de gaz avec la marque Altergaz, qui a été remplacée par la marque ENI au 1er octobre 2012. ENI se présente[54] comme 1er fournisseur "nouvel entrant" avec une part de marché d'environ 14 % et un volume vendu en 2011 en France de 74,2 TWh. ENI a franchi la barre des 500 000 clients gaz en France au début 2015, avec 460 000 clients résidentiels et 60 000 clients professionnels fin mars 2015[50]. En octobre 2015, l'entreprise a annoncé devenir fournisseur d'électricité en France dès 2016 [55],[56]. ENI prévoit d'atteindre 600 000 clients en France fin 2015, dont 540 000 clients particuliers, avec un chiffre d'affaires de 1 milliard d'euros ; il se place au 3e rang du marché du gaz, derrière Engie (9 millions de clients) et EDF (environ 1 million de clients) ; il compte désormais sur l'électricité pour sa croissance à venir, et table sur environ 1,5 million d'abonnés en 2018, et sur un chiffre d'affaires de 2 milliards ; les trois-quarts de cette croissance viendront de l'électricité [57].
Direct Énergie 
qui a racheté Poweo le 11 juillet 2012 ; ces deux entreprises de fourniture d'électricité et de gaz étaient apparues en 2002 et 2003, à la suite de l'ouverture de ces marchés à la concurrence. En juin 2009, le fondateur de Poweo, Charles Beigbeder vend sa participation à l'autrichien Verbund, le premier producteur d'électricité d'Autriche ; en juillet 2011 Direct Énergie annonce le rachat de la participation majoritaire de l'autrichien, prélude à la fusion de 2012. Le capital de la société est détenu à 60,8 % (72,6 % des droits de vote) par François 1er Énergie, société holding détenue en majorité par Financière Lov et dirigée par Stéphane Courbit. Son site web[58] la présente comme « le 3e acteur français de l'électricité et du gaz qui a déjà conquis et fidélisé plus d'un million de clients (798 000 sites clients en électricité et 227 000 en gaz au 31/12/2012). Le groupe est un acteur intégré de l'énergie en France, depuis la production et la fourniture d'électricité et de gaz, jusqu'aux services dans le foyer ». Son chiffre d'affaires 2012 était de 740 M€ pour 8,6 TWh d'énergie livrée. Son parc de production comprend surtout un cycle combiné gaz : Pont-sur-Sambre (412 MW), ainsi que des petites centrales hydrauliques et des éoliennes en gérance ; en février 2012, Direct Énergie a remporté, en partenariat avec Siemens, un appel d'offres portant sur la construction d'une centrale à cycle combiné au gaz naturel (CCGN) d'une puissance d'environ 400 MW sur la commune de Landivisiau (Finistère) (mise en service prévue fin 2016), projet qui s'inscrit dans le Pacte électrique breton ; Direct Énergie développe un autre projet cycle combiné au gaz à Hambach en Moselle (deux tranches de 446 MW), mais le Tribunal Administratif de Strasbourg a prononcé l'annulation du permis de construire et de l'autorisation d'exploiter en février 2012.

Bilan énergétique[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Bilan énergétique (statistique).

Pour couvrir les besoins énergétiques de la France, la branche énergétique française utilise de l'énergie primaire, produite en France ou importée, puis la transforme et la distribue aux utilisateurs.

Tout ces flux peuvent se résumer en un tableau sous forme de bilan Ressources/Emploi, dénommé "bilan énergétique national" :

BILAN Énergétique[b 19] résumé (Mtep) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
RESSOURCES
Production d'énergie primaire (P) 130,8 137,4 138,4 136,1 138,00 139,31 139,87
Importations 163,9 160,4 159,7 154,3 152,03 145,34 147,73
Exportations -32,0 -30,2 -35,0 -30,8 -29,06 -32,12 -33,11
Stocks et soutes maritimes -2,2 +0,4 -3,9 -0,7 -1,53 -2,99 -1,06
Total ressources (R) 260,5 268,0 259,2 258,8 259,43 249,54 253,43
Indépendance énergétique (P/R) 50,2 % 51,3 % 53,4 % 52,6 % 53,2 % 55,8 % 55,2 %
Corrections climatiques 0,9 -4,5 6,6 0,9 -3,13 5,96 3,30
EMPLOIS 261,4 263,5 265,7 259,8 256,29 255,50 253,43
Consommation branche énergie 93,7 96,4 98,2 93,5 92,70 92,65 94,49
Consommation finale non énergétique 12,1 12,2 12,4 14,2 13,02 13,60 13,02
Consommation finale énergétique
(corrigée du climat)
155,6 154,9 155,2 152,1 150,57 149,26 145,92

Des explications détaillées sur les différentes rubriques sont disponibles dans l'article Bilan énergétique (statistique).

Énergie primaire consommée par source d'énergie[modifier | modifier le code]

La croissance de la consommation d'énergie primaire se ralentit progressivement depuis les années 1970 ; la consommation régresse depuis 2002 où elle avait atteint 272 Mtep. La consommation de charbon et de pétrole a fortement décru depuis 1973 alors que le gaz naturel, l'électricité primaire et les énergies renouvelables ont vu leur consommation augmenter rapidement.

En 2015, la consommation totale d'énergie primaire réelle a rebondi de 1,6 % après une chute de 3,8 % en 2014 qui l'avait ramenée au niveau de 1995 ; cette évolution s'explique pour l'essentiel par les besoins de chauffage, le climat ayant été moins chaud en 2015 qu'en 2014, année exceptionnellement douce[b 20] ; elle s'est élevée à 253,4 Mtep ; après correction des variations climatiques, elle a été de 256,7 Mtep, en hausse de 0,5 % ; le taux moyen de baisse entre 2002 et 2013 a été de 0,3 % par an[b 21]. Les EnRt[n 19] progressent de 1,4 % après +3,2 % en 2014 et +3,6 % par an en moyenne de 2002 à 2013 ; l'électricité primaire recule de 0,1 % après +2,2 % en 2014 et +0,1 % par an en moyenne de 2002 à 2013 ; les autres énergies baissent : le charbon recule de 3,1 % après une chute de 24,8 % en 2014 et une baisse de 0,9 % par an de 2002 à 2013 ; le pétrole regagne 0,3 % après +1 % en 2014 et -1,9 % par an en moyenne de 2002 à 2013 ; le gaz regagne 3,2 % après une baisse de 4,6 % en 2014 et -0,6 % par an en moyenne de 2002 à 2013[b 5].

Cette consommation se répartit en :

  • 47,6 % de combustibles fossiles (pétrole 30,1 %, gaz 14,2 % et charbon 3,3 %) ;
  • 45,4 % d'électricité primaire (nucléaire et renouvelables) ;
  • 7,1 % d'énergies renouvelables thermiques et déchets[b 5].

En regroupant les énergies renouvelables thermiques et électriques, on arrive à 9,4 % d'énergies renouvelables (3,8 % bois, 1,8 % hydraulique renouvelable, 1,2 % agrocarburants, 0,7 % pompes à chaleur, 0,7 % éolien, 0,4 % déchets urbains renouvelables, 0,3 % photovoltaïque, 0,5 % divers) ; la part de l'électricité primaire non renouvelable est de 42,5 % et celle des déchets non renouvelables de 0,5 %[b 22].

Énergie primaire consommée en métropole par source d'énergie[b 5]
(corrigée des variations climatiques)
Mtep 1973 1990 2002 2013 2014 2015 % 2015
Charbon 27,4 19,1 12,8 11,5 8,7 8,4 3,3 %
Pétrole 118,6 87,6 93,7 76,2 77,0 77,2 30,1 %
Gaz naturel 12,9 25,7 39,5 37,0 35,4 36,5 14,2 %
Électricité primaire 7,7 83,0 113,3 114,2 116,7 116,6 45,4 %
EnRt[n 19] et déchets 8,7 11,1 11,7 17,3 17,8 18,1 7,1 %
TOTAL 175,3 226,5 271,0 256,3 255,5 256,7 100,0

Les conventions utilisées par les statistiques françaises, alignées sur celles de l'AIE, contrairement à celles de l'EIA, minorent la part des énergies renouvelables électriques : ainsi, la production hydroélectrique de la France en 2014 est évaluée à 14,53 Mtep par l'EIA (5,3 % de la consommation d'énergie primaire)[59], contre 5,40 Mtep pour l'AIE (2,2 % de la consommation d'énergie primaire)[1] ; sur les bases EIA, la part des énergies renouvelables électriques en 2014 est de 8 % au lieu de 3,2 %, et la part totale des énergies renouvelables dans la consommation primaire passe à plus de 14 %.

Énergie primaire consommée par la branche énergie[modifier | modifier le code]

En 2015, la consommation de la branche énergie a représenté 37,3 % de l'énergie primaire consommée (94,49 Mtep sur 253,43 Mtep)[b 19] ; l'énergie consommée par cette filière est donc équivalente à près de 60 % de l'énergie consommée par les utilisateurs finaux ; voici les différents postes de consommation de cette filière, par ordre d'importance :

  • Ajustements : par convention, on ajuste l'énergie primaire nécessaire à la production d'énergie secondaire (électricité), selon le type d'énergie primaire : ainsi, on considère que l'énergie nucléaire primaire est la chaleur produite par le réacteur ; le rendement énergétique d'une centrale nucléaire est celui de la transformation de cette chaleur en électricité, soit en moyenne 33 % ; pour comparaison, le rendement d'une centrale thermique au fioul est d'environ 35 % ; en effet la partie aval du process[n 20] est identique : ces rendements sont tout simplement ceux du cycle thermodynamique. Comme la France produit des quantités considérables de kWh d'origine thermique (fossiles et nucléaires), les pertes thermiques sont elles aussi considérables[n 21].
  • Pertes : pertes des transformateurs électriques, des pertes des lignes électriques
  • Production d'électricité thermique : pertes dues au rendement des centrales thermiques à flamme (hors nucléaire).
  • Usages internes : énergie nécessaire à l'enrichissement de l'uranium et à la fabrication des assemblages de combustible nucléaire, de la consommation des centrales hydroélectriques de pompage et des consommations internes des centrales (auxiliaires, transformateurs primaires, etc).
  • Raffinage : pertes lors du raffinage des produits pétroliers.
Consommation de la branche énergie[b 19]
en MTEP 2011 2012 2013 2014 2015
Pertes et ajustements 81,28 79,45 79,26 81,51 82,09
Production d'électricité thermique 6,16 6,19 6,54 4,35 5,26
Usages internes 5,70 4,64 4,19 4,12 4,51
Raffinage 5,16 3,21 2,71 2,67 2,63
TOTAL 98,30 93,49 92,70 92,57 94,49

Énergie consommée pour les usages non énergétiques[modifier | modifier le code]

Cette branche comprend notamment les consommations de :

  • goudrons de houille utilisés à des fins non énergétiques,
  • produits pétroliers utilisés dans la pétrochimie comme le GPL, le naphta, le gazole
  • produits pétroliers utilisés pour le bitume pour les routes, lubrifiants pour les moteurs, white-spirit, essences spéciales, paraffines, cires, coke de pétrole calciné…
  • gaz en tant que matière première dans les industries chimiques et para-chimiques.

En France, la consommation de cette branche correspond à un peu moins de 10 % de l'énergie finale consommée.

Conversion en énergies secondaires[modifier | modifier le code]

Raffinage[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Liste des raffineries françaises.
Pétrole brut et raffineries en France.
La raffinerie de Donges, vue depuis les marais de Lavau-sur-Loire.

Le pétrole brut est transformé en produits pétroliers par les raffineries.

Le raffinage en France, comme dans toute l'Europe, ne parvient plus à concurrencer les raffineries américaines qui bénéficient d'approvisionnements à bas coût en pétrole non conventionnel, ni les installations géantes du Moyen-Orient et d'Asie, des raffineries modernes situées près des lieux de production du brut ou dans des pays dont la demande est en forte croissance, ce qui leur permet de produire à moindre coût. Le raffinage français fait de surcroît face à une baisse de la demande et se trouve en surcapacité. Enfin, il ne pourrait répondre à la forte diésélisation du parc automobile national qu'en produisant moins d'essence et plus de gazole, ce qui impliquerait des investissements très coûteux dans les installations existantes. Après la fermeture des raffineries de Dunkerque en 2010 et de Reichstett en 2011, la raffinerie de Berre (LyondellBasell) a été mise sous cocon jusqu'à la fin 2013 et celle de Petit-Couronne (Petroplus) a fermé en 2013 ; la raffinerie de La Mède, exploitée par Total, cessera de traiter le pétrole brut fin 2016 et sera reconvertie en partie pour produire des agrocarburants. Au total, seules huit raffineries en métropole ont eu une activité en 2015, comme en 2014 et 2013. Mais leur production a progressé de 6 % grâce à la chute des cours du pétrole brut, qui leur a permis de quasiment doubler la marge brute de raffinage[b 12].

La raffinerie de Normandie, située à Gonfreville-l'Orcher, en Seine-Maritime, mise en service en 1933, traite jusqu'à 16 millions de tonnes de pétrole brut par an, surtout en provenance du golfe Persique. C'est la plus grosse raffinerie française et une des premières au niveau européen.

Trois autres raffineries ont une capacité supérieure à 10 Mt/an : raffinerie de Donges, raffinerie de Port-Jérôme-Gravenchon et raffinerie de Lavéra.

Total exploite cinq raffineries en France, qui emploient 3 800 salariés. Deux sont déficitaires : celle de La Mède, à Châteauneuf-les-Martigues (Bouches-du-Rhône) et celle de Donges (Loire-Atlantique). Le site de La Mède, qui perd entre 150 et 170 millions de dollars par an, va arrêter en 2015 ses activités de raffinage de pétrole brut (153 000 barils par jour de capacité) et reconvertir ses installations à la production de biocarburants[60].

Regazéification[modifier | modifier le code]

Vue du terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne.

Le gaz naturel liquéfié est retransformé en gaz à son arrivée dans les trois terminaux méthaniers d'Elengy, filiale de GDF-Suez : Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Montoir-de-Bretagne ; le terminal méthanier de Loon-Plage est en cours de construction près de Dunkerque par EDF et Total et devrait entrer en service en 2015.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité en France.

Transport et distribution d'énergie[modifier | modifier le code]

Oléoducs[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Industrie pétrolière.

L'oléoduc sud-européen (en rouge sur la carte de la section "Raffinage" ci-dessus) relie la Méditerranée à la région du Rhin supérieur en traversant la France et approvisionne la Suisse et l'Allemagne ; il assure l'approvisionnement des raffineries sur l'axe Fos-sur Mer - Karlsruhe, soit 769 kilomètres ; il transporte 10 millions de tonnes par an, alimenté par des pétroliers qui déchargent leur cargaison de pétrole brut au port de Fos-sur-Mer et leur cargaison de naphta et condensat au port de Lavéra ; il approvisionne la raffinerie de Feyzin près de Lyon et le raffinerie de Cressier en Suisse, près de Neuchâtel.

L'oléoduc d'Ile-de-France achemine du pétrole brut depuis le Port Autonome du Havre jusqu'à la raffinerie de Grandpuits ; long de 262 km, il transporte 6 millions de tonnes de pétrole brut et de produits pétroliers chaque année.

Des oléoducs de produits transporte des produits raffinés :

  • le LHP alimente les aéroports de Paris à partir des raffineries du Havre,
  • le Donges-Metz se connecte au pipeline de l'OTAN,
  • les pipelines de l'OTAN transportent les produits des raffineries de Dunkerque ou de Lavera (près de Marseille) vers l'Allemagne.

Gazoducs[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Gazoduc.
Chantier du doublement du gazoduc de Chazelles (Charente) (5 avril 200!)

En 2012, le réseau de transport de gaz compte 37 500 km de gazoducs et le réseau de distribution 194 000 km[61].

La carte des réseaux de transport de gaz peut être consultée sur le site du Ministère de l'Écologie[c 5]. Les points d'entrée sur le territoire français, en dehors des terminaux méthaniers, sont à Dunkerque (gaz de Norvège), Taisnières (gaz de Norvège et des Pays-Bas) et Obergailbach (gaz de Russie) ; les points de sortie vers la Suisse à Oltingue et vers l'Espagne à Biriatou et Larrau.

Les gazoducs appartiennent à des opérateurs de transport et de distribution qui exécutent des contrats d'acheminement souscrits par des expéditeurs. Le transport est principalement assuré par les entreprises TIGF (Transport et Infrastructures Gaz France, filiale de Total SA) dans le sud-ouest (4 900 km) et GRTgaz (filiale de GDF Suez) dans le reste du pays (32 600 km). La distribution est principalement assurée par GrDF, autre filiale de GDF Suez et par une vingtaine de sociétés plus petites ; ces distributeurs desservent 11 millions de clients dans 9500 communes[61].

Les compteurs de gaz chez les particuliers vont être remplacés d'ici 2022 par le compteur communicant Gazpar; son déploiement a été annoncé, mercredi 20 novembre, par GrDF, après que le gouvernement ait donné son feu vert en août ; GRdF investira 1 milliard d'euros dans ce projet. Ce compteur sera relevé à distance grâce à un module radio, permettant la facturation sur la consommation réelle sans relève physique du compteur ; un relevé quotidien sera accessible par internet ; des opérations de vérification et maintenance à distance seront possibles[62].

L'accès des tiers aux réseaux de transport et de distribution du gaz a été garanti par la loi en 2003 ; la CRE a été chargée de la régulation de l'ouverture à la concurrence du secteur de l'énergie.

La fourniture de gaz est assurée par une quarantaine de fournisseurs (expéditeurs ou traders). L'ouverture totale des marchés est effective en France depuis 1er juillet 2007.

L'équilibrage entre l'offre et la demande est assuré grâce à quinze stockages souterrains (3 sites de stockage en cavités salines et 11 sites en nappes aquifères) dont 13 exploités par la Direction des Grandes Infrastructures de GDF SUEZ et 2 par TIGF, pour une capacité utile de l'ordre de 110 TWh, soit près de 30 % de la consommation nationale.

Énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

En 30 ans (1981-2011), la consommation d'énergie finale a augmenté de 19,5 %.

Répartition par énergie de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Consommation finale par énergie en France. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

Le graphique de droite montre les grandes lignes de l'évolution de la consommation finale par énergie :

  • la consommation totale a augmenté de 18,6 % en 31 ans ; mais elle a connu un pic de 2006 à 2008, suivi d'un recul de 3,7 % en 2009, puis d'un lent déclin ;
  • large prédominance du pétrole : cependant, après une progression quasi-continue de 1986 à 2002, il a commencé à décliner, puis a chuté très nettement avec la crise de 2008 : -3,6 % en 2009 et -3,1 % en 2010 ; 2011 a connu une légère remontée : +1,4 %, mais le déclin a repris en 2012 : -2,4 % ; la consommation de pétrole en 2012 a baissé de 11,2 % depuis 1981 ;
  • forte progression du gaz (+81,4 % en 31 ans) et de l'électricité (+105 %), mais le gaz, après avoir connu un apogée en 2005, a commencé à reculer (-8,7 % en 7 ans) et l'électricité elle-même a subi une baisse de 3,3 % en 2009 ; la crise a brisé son élan : elle se retrouve en 2012 au niveau de 2008 ;
  • déclin ininterrompu du charbon (-60,6 % en 31 ans), qui n'est quasiment plus utilisé (hors production d'électricité) que dans la sidérurgie, dont l'activité régresse d'année en année ;
  • progression des énergies renouvelables thermiques (y compris déchets) : +84 % en 31 ans, surtout à partir de 2006, avec le décollage des biocarburants et l'essor des pompes à chaleur.
Consommation d'énergie finale par source en Mtep, corrigée des variations climatiques
Source 1973 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015 var.*
Charbon 17,5 10,2 7,5 5,7 5,4 5,2 5,2 5,5 5,2 3,5 % -70 %
Produits pétroliers 84,1 70,8 67,4 65,3 66,2 61,9 60,8 60,8 60,8 40,8 % -28 %
Gaz naturel 8,5 23,3 33,0 32,4 32,6 32,9 31,6 30,6 30,5 20,4 % +259 %
Electricité 13,0 25,9 36,6 38,1 37,0 37,7 38,0 36,9 37,2 24,9 % +186 %
EnRt* et déchets 8,6 10,5 13,3 13,4 14,0 14,3 14,9 15,4 15,5 10,4 % +80 %
Consommation finale énergétique 131,7 140,7 155,1 154,9 155,2 152,1 150,6 149,3 149,2 100,0 % +13 %
Source : Ministère de l'Écologie : Base de données Pégase [11], Bilan énergétique de la France pour 2015[b 22]
* var.= variation 2015/1973 ; EnRt = bois, agrocarburants, biogaz, pompes à chaleur, géothermie, solaire thermique.

En 42 ans (1973-2015), la consommation finale d'énergies fossiles a baissé de 12 %, la chute de 70 % du charbon et le recul de 28 % du pétrole ayant été en partie compensés par l'ascension rapide du gaz : +259 %.

La consommation de gaz naturel a chuté de 16,5 % en 2014, à 390 TWh sur le réseau de GRTgaz (80 % du total France), du fait du climat exceptionnellement doux, 2014 ayant été l'année la plus chaude jamais enregistrée ; chez les ménages et petites entreprises, la baisse atteint même 19,2 % ; après correction des varaitions climatiques, la baisse reste de 5,4 %, surtout due à la moindre utilisation des centrales à gaz ; depuis 2011, les volumes de gaz utilisés pour la production d'électricité ont chuté de 60 %, pour atteindre seulement 19 TWh en 2014. Selon la Société Générale, la consommation de gaz aurait chuté de 12,9 % en 2014 en Europe (et celle d'électricité de 3,7 %)[63].

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Consommation finale d'énergie par secteur en France. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

En 2015, la consommation d'énergie finale[b 23] se répartissait en :

  • 19,0 % pour l'industrie, contre 36,1 % en 1973 ;
  • 33,1 % pour le secteur des transports (y compris transport par véhicule individuel), contre 19,6 % en 1973 ;
  • 30,2 % pour les ménages (secteur résidentiel),
  • 14,7 % pour le secteur tertiaire,
  • 3,0 % pour l'agriculture.

En Allemagne en 2013, la part de l'industrie (+agriculture) était de 28,5 %, celle des transports de 28,2 %, celle des ménages de 28,1 % et celle du tertiaire de 15,2 %.

Consommation d'énergie finale par secteur en Mtep, corrigée des variations climatiques
Secteur 1973 1990 2000 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015
Industrie (hors sidérurgie) 47,6 38 39 38 33 33,3 32,3 29,9 29,6 29,1 28,4 19,0
dont sidérurgie 12,5 7 6 6 4,2 5,0 5,0 4,8 4,9 5,2 4,8 3,2
Transports[n 22] 25,8 40,8 49 51 49,2 49,4 49,3 49,1 48,5 48,9 49,4 33,1
Résidentiel-Tertiaire 54,7 56,4 67 69 69,0 67,8 69,1 68,7 67,8 66,8 67,0 44,9
dont résidentiel 46,5 45,4 46,2 46,4 45,6 44,6 45,0 30,2
dont tertiaire 22,5 22,4 22,9 22,3 22,2 22,2 22,0 14,7
Agriculture 3,6 3 3 4 4,4 4,4 4,5 4,5 4,6 4,5 4,5 3,0
Consommation finale énergétique 131,7 142 159 162 155,6 154,9 155,2 152,1 150,6 149,3 149,2 100,0
Source : Ministère de l'Écologie (Bilan énergétique France 2014) [b 23]
2014 : chiffres provisoires.

Les grandes lignes de l'évolution par secteur sont :

  • la prédominance du secteur "résidentiel-tertiaire" (les statistiques ne distinguent ces 2 secteurs que depuis 2009) et sa forte croissance : +23 % en 35 ans (1973-2008), puis cette croissance s'est ralentie, et la crise l'a ramené au niveau de 2001, mais il est vite revenu au niveau de 2008 ;
  • l'importance du secteur "transports" et sa croissance encore plus forte : +96 % de 1973 à 2008 ; mais lui aussi a vu sa consommation plafonner depuis 2002, et même baisser de 4 % depuis 2008 ;
  • le déclin de l'industrie : -40 % de 1973 à 2015, et encore plus de la sidérurgie : -62 % ;
  • la croissance assez robuste du secteur agricole : +25 %.

En 2015, les ménages français ont consacré 83 milliards € à leurs achats d'énergie, soit 8,5 % de leurs dépenses totales[b 24]. Leur facture énergétique a été de 2 861 par ménage, dont 1 681 pour l’énergie dans le logement et 1 180 pour les achats de carburants et de lubrifiants. Cette facture totale est en baisse pour la deuxième année consécutive (-2,9 % après -8,2 % en 2014) après quatre années de hausse. Le recul de 2015 est imputable uniquement à la baisse des dépenses en carburants (-9,3 %) alors que les dépenses pour le logement augmentent de 2,1 %. Le fort recul de 2014 s'expliquait par la conjonction de deux mouvements de baisse : -11,1 % dans le logement et -4,1 % pour les carburants. Les variations concernant le logement sont liées pour l'essentiel aux conditions météorologiques : les températures ont baissé légèrement en 2015 après une année 2014 exceptionnellement douce qui avait fait baisser les consommations en volume de 12,5 % ; le prix moyen de l'énergie domestique est resté stable en 2015 (-0,3 %) après une hausse de 2 % en 2014. Le prix des carburants baisse pour la 3e année consécutive : -9,5 % après -3,8 % en 2014 et -2,4 % en 2013. Le volume consommé reste quasiment stable depuis 2013[b 25].

La consommation totale de pétrole raffiné en France (corrigée des variations climatiques)[11] est donnée par le tableau suivant :

Consommation de pétrole par secteur (corrigée climat) en MTEP
Secteur 1973 1979 1985 1990 2000 2005 2009 2010 2011 2012 part
2012
variation
2012/1973
Industrie[n 23] 24,1 21,0 9,6 9,3 7,0 6,0 6,8 5,1 5,2 5,1 7,9 % -79 %
Résidentiel-Tertiaire 32,7 27,7 19,2 18,0 15,9 15,0 12,8 11,0 11,6 10,7 16,6 % -67 %
dont résidentiel nd nd nd nd nd nd 8,3 7,1 7,2 6,8 10,5 % nd
dont tertiaire nd nd nd nd nd nd 4,6 3,9 4,2 3,9 6,0 % nd
Agriculture 3,3 2,9 2,7 3,3 2,4 2,2 3,6 3,4 3,4 3,4 5,3 % +3 %
Transports 25,3 31,0 33,1 40,1 48,2 48,9 45,6 45,8 46,0 45,3 70,1 % +79 %
Total énergétique 85,4 82,6 64,9 70,8 73,5 72,1 67,7 65,3 66,2 64,6 100 % -24 %
Consommation de produits pétroliers par secteur en France. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

La part du transport est largement dominante : 70 % en 2012, suivie du résidentiel-tertiaire 16,6 %. Au total, la consommation de pétrole a reculé de 24 % en 39 ans (1973-2012) ; le déclin du pétrole dans l'industrie (-79 % en 39 ans) et le secteur résidentiel-tertiaire (-67 %) est en partie compensé par son envolée dans le secteur transports (+79 %) ; toutefois, depuis son maximum atteint en 2002, le transport est en déclin (-7 % en 10 ans), surtout depuis la crise de 2008 ; dans l'agriculture, la variation est faible : +3 %.

L'évolution de la consommation de charbon par secteur est retracée par le graphique suivant :

Consommation de charbon par secteur.

Le déclin du charbon est général ; il ne reste utilisé que dans la sidérurgie (39 %), le reste de l'industrie (15 %) et surtout la production d'électricité (43 %), mais cette dernière va probablement le délaisser avec la mise en service récente de centrales à gaz et la fermeture annoncée des centrales charbon d'E.ON.

Le gaz naturel a connu une progression fulgurante : +81 % en 39 ans, mais depuis son apogée en 2005, il a reculé de 9 %. En 2012, il est consommé par le secteur résidentiel-tertiaire pour 68,5 % et par l'industrie pour 30,5 % ; l'agriculture ne consomme que 0,7 % et le transport 0,3 % (GPL et gaz naturel véhicule). Les taux de progression sur 39 ans sont de 116 % pour le résidentiel-tertiaire, 111 % pour l'agriculture et 32 % pour l'industrie.

Le tableau ci-dessous donne les mix énergétiques (répartition des consommations par énergie) de chaque secteur en 1981 et en 2015, puis les taux de variation des consommations sur 34 ans de chaque énergie dans chaque secteur :

Mtep Mix énergétique 1981 Mix énergétique 2015 Variation 1981-2015
Énergie Indust. Rés.Ter. Agric. Transp. Indust. Rés.Ter. Agric. Transp. Indust. Rés.Ter. Agric. Transp.
Charbon 10,13 3,01 0 0,01 4,88 0,34 0 0 -52 -89 ns ns
Produits pétroliers 14,46 22,79 3,12 31,54 2,12 9,92 3,32 45,42 -85 -56 +6 +44
Gaz naturel 7,32 9,89 0,11 0 9,72 20,38 0,29 0,10 +33 +106 +164 ns
Électricité 7,95 9,44 0,37 0,52 9,98 25,68 0,70 0,88 +26 +172 +89 +69
EnRt+déchets 1,26 6,58 0,04 0 1,70 10,66 0,15 3,00 +35 +62 +275 ns
Source : Ministère de l'Écologie (Base de données Pégase) [11]
2015 : chiffres provisoires ; EnRt = bois, agrocarburants, biogaz ; Industrie : sidérurgie comprise.

Ce tableau synthétise bien les parts de marché des énergies et leur évolution :

  • forte baisse du charbon et du pétrole, sauf dans les transports où ce dernier garde encore une part très prépondérante : 91,9 % (ainsi que dans l'agriculture : 74,4 %) ; certes, sa part s'y effrite quelque peu (98,3 % en 1981), surtout du fait de l'introduction des agrocarburants, mais en valeur absolue sa consommation a augmenté de 44 % en 34 ans ;
  • forte progression du gaz naturel (sa part passe de 13,6 % à 20,7 %) dans tous les secteurs sauf le transport, où le GNV (gaz naturel véhicule) et le GPL (gaz de pétrole liquéfié) ne représentent encore que 2 % de la consommation ; dans les autres secteurs, le gaz a très largement remplacé le charbon et le pétrole ;
  • progression encore plus forte de l'électricité, dont les parts de marché ont presque doublé en 34 ans (24,9 % contre 14,2 %), sauf dans les transports, où sa progression, certes forte en valeur absolue, n'est que modeste en part de marché : le développement du TGV et des tramways a été en partie compensé par le déclin du fret ferroviaire, dont la compétitivité est compromise par les avantages fiscaux massifs accordés aux transporteurs routiers ;
  • forte progression des EnR thermiques, grâce au développement du chauffage au bois et des agrocarburants.

Il apparaît ainsi clairement que le problème principal de la politique énergétique en France est la dépendance du secteur des transports aux produits pétroliers. La contribution massive des transporteurs et des automobilistes au réchauffement climatique devra donc être réduite grâce à la taxe carbone, dans le cadre de la politique de transition énergétique ; mais les nombreuses exonérations de cette taxe accordées à la quasi-totalité des utilisateurs autres que les particuliers atténuent très fortement son efficacité. D'un point de vue énergétique, le mode de transport le plus efficace est le transport sur rail, aussi bien pour les passagers que pour les marchandises (voir efficacité énergétique dans les transports).

Une étude de l'Insee sur « les déplacements domicile-travail en 2009 »[64] contribue à expliquer pourquoi, malgré la baisse des consommations unitaires des voitures, la consommation totale ne baisse pas : « 7 actifs sur 10 vont au travail en voiture : parmi les 25 millions de personnes qui quittent leur domicile pour aller travailler, 18,6 millions (73 %) utilisent principalement leur voiture, 3,8 millions (14,9 %) les transports en commun, 2 millions la marche à pied et 1,1 million un deux-roues, motorisé ou non[...] En dix ans, la part de ceux qui doivent quitter leur agglomération, leur canton, ou même leur région de résidence pour travailler a augmenté : en 2009, 1,2 millions de personnes ne travaillent pas dans leur région de résidence ; ce chiffre a augmenté de 27 % en 10 ans, alors que le nombre de personnes qui se déplacent pour travailler n'a augmenté, dans le même temps, que de 15 %. »

L'Insee cite trois facteurs explicatifs :

  • le choix des ménages d'habiter dans des communes souvent éloignées des centres-villes, ou même des agglomérations, pour améliorer leur cadre de vie et diminuer leur dépense en logement,
  • la concentration des emplois dans les pôles urbains, et en particulier les plus grands d'entre eux,
  • le nombre croissant de couples dont les deux membres travaillent, ce qui rend difficile de trouver deux emplois situés dans des lieux proches et impose à l'un des deux conjoints des déplacements domicile-travail importants.

Marchés de l'électricité et du gaz[modifier | modifier le code]

Secteur de l'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité en France.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité en France#Production.
Production nette d'électricité en France. (Sources données : EIA (1980-2009), RTE (2010-2014))

En 2016, la production nette d'électricité s'est élevée à 531,3 TWh, en baisse de 2,8 %, les centrales nucléaires en produisant 384,0 TWh (72,3 % contre 76,2 % en 2015), les centrales hydrauliques 63,9 TWh (12,0 %), les centrales thermiques classiques 45,9 TWh (8,6 %, contre 34,4 TWh, soit 6,3 % en 2015), l'éolien 20,7 TWh (3,9 %), le photovoltaïque 8,3 TWh (1,6 %) et les autres EnR 8,5 TWh (1,6 %)[65].

Consommation d'électricité[modifier | modifier le code]

Consommation finale d'électricité en France
source données : base de données Pégase du Ministère de l'Écologie

En 43 ans, la consommation d'électricité a été multipliée par 3,6, celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,5 et celle de l'agriculture par 3,3 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 72 % et celle des transports de 116 %. La part de l'industrie est passée de 60 % en 1970 à 26,6 % en 2013 (avec la sidérurgie), alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 33 % à 68,6 %. La désindustrialisation et la tertiarisation de l'économie se lisent clairement dans ces chiffres, ainsi que la multiplication des applications de l'électricité.

Réseaux de chaleur[modifier | modifier le code]

Production de chaleur[modifier | modifier le code]

La production simultanée de chaleur et d’électricité (cogénération) peut permettre d’atteindre des rendements énergétiques globaux supérieurs à la production séparée des deux ; des mesures ont donc été prises par les pouvoirs publics, à partir de la fin des années 1990, pour favoriser son développement. C’est également une priorité européenne : la première directive visant à promouvoir la cogénération a été adoptée en 2004, puis remplacée et complétée par la directive 2012/27/UE du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique[b 26].

En 2014, les installations de cogénération ont produit 3,7 Mtep de chaleur, dont 1,5 Mtep a été vendu à des utilisateurs tiers ; le reste, soit 61 % de la chaleur produite par cogénération, est auto-consommé, les deux tiers de la chaleur produite par cogénération l'étant par des auto-producteurs. Près de 44 % de la chaleur produite par cogénération l’est en brûlant du gaz naturel, les déchets urbains (ménagers, hospitaliers et du tertiaire) fournissent 18 % des combustibles, suivis des produits pétroliers pour 12 %[b 26].

Les 535 réseaux de chaleur ayant répondu à l’enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid ont livré 1,8 Mtep de chaleur en 2014, en baisse de 16 % par rapport à 2013, car l'année 2014 a été exceptionnellement chaude. La chaleur est principalement vendue aux secteurs résidentiel et tertiaire (92 %). Les réseaux de chaleur ont consommé près de 2,7 Mtep d’énergie, qui, outre la chaleur livrée, permettent de produire 0,4 Mtep d’électricité par cogénération. Les consommations d’énergie des réseaux diminuent de 19 % par rapport à 2013[b 26].

Le bouquet énergétique des réseaux de chaleur a profondément évolué, le gaz naturel étant devenu à partir du milieu des années 1990 la première énergie primaire consommée, au détriment du fioul et du charbon. Il a représenté 44 % du total des énergies consommées par les réseaux en 2014, part en net retrait par rapport aux années précédentes (-7 points par rapport à 2013), la baisse marquée des besoins en chauffage en 2014 se traduisant par un moindre recours aux énergies fossiles (55 % dont 9 % charbon et 2 % fioul). La part des énergies renouvelables poursuit sa progression, en particulier celle de la biomasse solide, notamment le bois-énergie, devenue en 2014 la troisième énergie mobilisée par les réseaux de chaleur, derrière le gaz naturel et la chaleur récupérée de l’incinération de déchets urbains (23 %), avec 15 % des énergies consommées en 2014, contre 10 % en 2013. Les autres énergies renouvelables (géothermie, pompes à chaleur, solaire thermique ou biogaz) représentent moins de 7 % des énergies consommées[b 26].

La production de chaleur pour l'alimentation des réseaux de chaleur atteignait 122 pétajoules[n 24] (33,9 TWh) en 2014, soit 0,9 % de la production mondiale, loin derrière la Russie (5 533 PJ, 40 %), la Chine (3 783 PJ, 27 %) ou l'Allemagne (438 PJ, 3,2 %)[66]. Cette production de chaleur se répartit entre les centrales de cogénération : 58 % et les chaufferies : 42 %[1].

Production brute de chaleur en France par source (pétajoules)
Source 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/2000
Charbon 18,1 13,4 11,9 7,4 13,4 7,5 10,2 9,3 7,6 -49 %
Pétrole 33,9 25,0 25,8 16,1 17,2 9,9 13,0 9,2 7,5 -73 %
Gaz naturel 59,5 43,9 84,3 52,4 92,7 74,4 65,4 49,9 40,9 -16 %
Sous-total fossiles 111,5 82,3 122,0 75,9 123,2 91,8 88,5 68,3 56,0 -39 %
Biomasse 0 13,0 8,1 19,3 18,7 22,9 26,7 21,9 ns
Déchets 24,0 17,7 22,6 14,1 18,6 22,1 19,0 22,8 18,7 -5 %
Géothermie 3,3 2,0 3,0 3,2 4,0 4,0 3,3 ns
Sous-total EnR 24,0 17,7 39,7 24,6 41,0 44,0 45,9 53,7 44,0 +124 %
Total 135,5 100 160,8 100 164,2 135,9 134,5 122,0 100 -10 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[66]

Les principaux réseaux de chaleur français sont celui de la Compagnie Parisienne du Chauffage Urbain (CPCU)[67], alimenté par les centrales de cogénération du groupe TIRU qui brûlent les résidus urbains de Paris et d'une partie de la région parisienne ; celui de Metz, alimenté par l'Usine d'électricité de Metz et celui de Grenoble.

Celui de Toulouse utilise la chaleur produite par l'incinérateur de déchets ; en cours d'extension, il valorisera également la chaleur produite par les supercalculateurs de l'espace de recherche Clément Ader[68].

ES Services Énergétiques, filiale d'Électricité de Strasbourg issue de la fusion d'Ecotral et de Dalkia Bas-Rhin, gère des réseaux de chaleur, notamment à Strasbourg, avec trois très grandes installations représentant un total de 400 GWh et alimentant 40 000 logements[69].

Consommation de chaleur[modifier | modifier le code]

En 2014, la consommation de chaleur atteignait 92,8 PJ, dont 53 % dans le secteur résidentiel et 31 % dans le tertiaire, les 16 % restant étant « non spécifiés »[66]. Elle représentait 1,5 % de la consommation finale d'énergie du pays[1].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre : approche territoire[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion en France, 1990-2010. (source : base de données AEE[70]
Répartition des émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion en France en 2010. (source : base de données AEE)

Le Citepa fournit les statistiques d'émissions de gaz à effet de serre dues à l'utilisation d'énergie en France, passées de 384,2 Mt CO2éq (millions de tonnes de CO2 équivalent) en 1990 à 319,6 Mt CO2éq en 2014, dont 313,3 Mt de CO2 (contre 368,6 Mt en 1990), 2,6 Mt CO2éq de méthane (contre 12,3 Mt en 1990) et 3,7 Mt CO2éq de N2O (3,3 Mt en 1990) ; en 24 ans, ces émissions ont baissé de 16,8 %. La part du secteur énergétique dans les émissions totales de la France est de 78,3 % ; les autres émissions proviennent surtout de l'agriculture (78,9 Mt CO2éq) et des procédés industriels (40,0 Mt CO2éq), en partie compensés par les changements d'utilisation des terres (UTCF) : -50,6 Mt CO2éq[d 1].

Au niveau de l'Union européenne, selon l'Agence européenne pour l’environnement (AEE), le recul de ces émissions entre 1990 et 2014 a été de 24 %[d 2].

Le Citepa et l'AEE fournissent d'autres détails :

  • répartition des émissions de GES en France en 2014 (hors UTCF) : utilisation d'énergie 69,7 %[d 3] (contre 77,6 % au niveau de l'Union Européenne)[d 4] dont :
    • transport : 28,5 % (UE : 20,8 %) ;
    • résidentiel-tertiaire : 15,8 % (UE : 12,2 %) ;
    • industrie de l'énergie : 8,6 % (UE : 29,1 %), écart expliqué par l'importance de la production d'électricité nucléaire (+hydraulique) en France ;
    • industrie manufacturière et construction : 13,1 % (UE : 11,5 %) ;
    • autre combustion d'énergie (agriculture, etc) : 2,6 % (UE : 4,0 %).
  • émissions de CO2 pour produire 1 kWh d'électricité : 62 g CO2/kWh en 2013 en France (107 g en 1990) et 13 g en Suède (12 g en 1990), pays très largement décarbonés, contre 525 g CO2/kWh en Allemagne (694 g/kWh en 1990) et 752 g CO2/kWh en Pologne (988 g/kWh en 1990), pays où la filière charbon reste dominante[71] ;
  • émissions de GES des transports intérieurs en France (DOM inclus) : 131,0 Mt CO2éq en 2014 contre 120,7 Mt en 1990, soit +9 % en 24 ans (mais après un sommet en 2003-2004 à 142 Mt, ces émissions ont été réduites de 8 % en 10 ans) ; 124,2 Mt proviennent du transport routier, soit 94,8 % du total ; les autres modes de transport se répartissent 5,2 % : transport aérien (vols intérieurs) 3,5 %, transport maritime et fluvial 1,0 % et transport ferroviaire 0,4 %. Dans l'Union européenne, les émissions des transports ont progressé de 13 % entre 1990 et 2014 (routier +17 %, ferroviaire : -50 %, maritime et fluvial :-37 %, aérien : +6 %). Les émissions du transport routier se répartissent en véhicules particuliers : 53,2 %, poids lourds : 21,3 %, véhicules utilitaires : 19,1 %, deux-roues : 1,2 %[d 5] ;
  • émissions de GES dans l'industrie manufacturière et la construction en France : 80 Mt CO2éq en 2014 contre 146 Mt en 1990, soit -46 % en 24 ans ; l'essentiel de la baisse provient de la chimie : 21 Mt CO2éq en 2014 contre 53 Mt en 1990, soit -60 % et de la métallurgie : 20 Mt en 2014 contre 34 Mt en 1990, soit -42 % ; la fabrication de minéraux non métalliques (ciment, etc) a diminué ses émissions de 37 % à 20 Mt et l'agroalimentaire de 22 % à 7 Mt ; les évolutions sont très semblables au niveau européen : -45 % pour l'ensemble, -59 % pour la chimie, -43 % pour la métallurgie, etc[d 6],[71] ; ces données laissent à penser que les progrès enregistrés sont plus dus aux délocalisations et à la désindustrialisation qu'aux progrès de l'efficience énergétique ; cependant, les données par produit montrent que ces progrès existent : ainsi, pour la production d'acier brut, l'émission de CO2 par tonne produite a baissé d'environ 20 % ; la baisse des émissions de la métallurgie (-42 %) serait donc due pour moitié aux délocalisations et moitié aux progrès de l'efficience énergétique ; dans l'industrie du verre, la baisse des émissions par tonne produite est du même ordre ; par contre, dans le secteur cimentier, l'émission de CO2 par tonne produite est restée stable[d 7].
  • émissions de GES dues à l'énergie des secteurs résidentiel et tertiaire en France (DOM inclus)[d 8],[71] : 72,7 Mt CO2éq en 2014 contre 88,7 Mt en 1990, soit -18 % en 24 ans, dont :
    • résidentiel : 48,6 Mt CO2éq en 2014 contre 60,1 Mt en 1990, soit -19 % (mais avec -18 % entre 2013 et 2014, l'année 2014 ayant été exceptionnellement douce) : la courbe d'évolution est en dents de scie, du fait des variations de température qui influencent fortement les consommations de chauffage ; on ne voit pas de tendance claire se dessiner, ce qui signifie que les économies d'énergie et les substitutions d'énergies dé-carbonées aux énergies fossiles ont réussi à compenser la croissance démographique, la décohabitation (baisse du nombre d'habitants par logement), la croissance des surfaces moyennes par logement et le développement de nouveaux usages (électronique, etc) ; au niveau européen, on constate une tendance baissière nettement plus visible, avec un recul des émissions de 28 % ;
    • tertiaire : 24,1 Mt CO2éq en 2014 contre 28,6 Mt en 1990, soit -16 % en 24 ans : la courbe d'évolution est là aussi en dents de scie, du fait des variations de température, mais une tendance haussière se dessine assez nettement jusqu'en 2010, suivie d'une forte baisse ensuite.

Émissions de gaz à effet de serre : approche empreinte[modifier | modifier le code]

Une approche très différente (au niveau de la consommation finale et non au niveau de la production d'énergie) dénommée approche empreinte ou ECO2Climat comptabilise l'ensemble des émissions de gaz à effet de serre générées par la consommation de produits et services des Français (y compris les services publics), par la construction et la consommation d'énergie de leur habitat, ainsi que par leurs déplacements, que ces émissions aient lieu sur le territoire français ou non. Cette méthode permet d'éliminer l'effet des échanges internationaux et des délocalisations, qui font baisser les émissions en France en les déplaçant à l'étranger. Avec cette approche, les émissions de GES par personne pour la consommation finale se sont élevées en 2012 à 10,1 tonnes équivalent CO2 par personne en moyenne.

De 2008 à 2012, l'empreinte carbone des Français ainsi calculée a augmenté de 1,3 % à 662 millions de tonnes de CO2éq ; la population française ayant augmenté de 2 % dans le même temps, les émissions par personne ont légèrement diminué, de 10,23 t CO2éq à 10,15 t CO2éq (-0,7 %). Plus en détail, la consommation moyenne d'énergie par mètre carré des logements a baissé de 5 %, principalement grâce aux travaux de rénovation énergétique (la consommation de fioul a particulièrement décliné sur la période : -18 %) ; mais cette avancée a été compensée par l'augmentation de 40 % des émissions liées à la fabrication des produits électroniques (tablettes, smartphones, TV, etc.) achetés par les Français (exemple : la fabrication d'une télévision à écran plat 32 pouces engendre les émissions de 1,2 tonne CO2éq, soit 12 % du bilan carbone annuel d'un Français) ; les voyages en avion (en passager.km) ont augmenté de 18 % ; l'amélioration de l'efficacité énergétique des avions a permis de limiter la hausse des émissions à +7 % ; les émissions liées aux déplacements en voiture ont baissé de 1 %, la consommation unitaire moyenne des véhicules ayant diminué de 4 %, grâce au renouvellement progressif du parc par des véhicules plus performants, mais le parc automobile a continué d'augmenter[72].

Un calcul similaire effectué par le Ministère de l'écologie sur une période plus longue conclut qu'en 2010, l’empreinte carbone par personne est identique à celle de 1990, alors que le niveau moyen par personne des émissions sur le territoire a diminué de 19 %. L’empreinte carbone d’un Français, qui tient compte des échanges extérieurs, s’élève en 2010 à environ 11,6 tonne CO2éq (dont 8,5 tonnes pour le CO2), soit 51 % de plus que la quantité émise sur le territoire national : 7,7 tonne CO2éq. Au cours de cette période, les émissions associées aux importations se sont accrues de 62 % pour atteindre la moitié de l’empreinte carbone de la consommation de la France en 2010[73].

Émissions de CO2 - approche territoire[modifier | modifier le code]

Avec des méthodes d'estimation légèrement différentes de celles de l'Agence européenne pour l'environnement (facteurs d'émissions, périmètre), l'Agence internationale de l'énergie (AIE) arrive à des chiffres un peu plus faibles pour les émissions de CO2 dues à la combustion d'énergie :

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2014 var.
2014/1971
var.
2014/1990
var.UE
2013/1990
Émissions[h 1] (Mt CO2) 423,2 345,5 285,7[k 9] -32,5 % -17,3 % -17,0 %
Émissions/habitant[h 2] (t CO2) 8,07 5,93 4,32[k 8] -46,5 % -27,2 % -22,0 %
Source : Agence internationale de l'énergie

La baisse des émissions varie fortement en fonction des variations climatiques (températures, précipitations) : ces émissions ont baissé de 8 % en 2011, année chaude, alors que les émissions de 2010 était proches (340,1 Mt) à celles de 1990. En comparaison, l'Allemagne a émis 723,3 Mt CO2 en 2014, le Royaume-Uni 407,8 Mt, soit 6,31 t/hab, et les États-Unis 5 176 Mt, soit 16,22 t/hab. Les émissions par habitant en Allemagne étaient de 8,93 t en 2014 contre 11,85 t en 1990, soit -24,6 %[k 7].

Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible Émissions 2012
Mt CO2
% var.
2012/1990
var.UE
2012/1990
Charbon[h 3] 42,4 13 % -44,1 % -36,4 %
Pétrole[h 4] 180,0 57 % -15,9 % -18,9 %
Gaz naturel[h 5] 88,1 28 % +65,1 % +35,3 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Émissions de CO2 liées à l'énergie par secteur de consommation*
Émissions 2013 part du secteur Émissions/habitant Émiss./hab. UE-28
Secteur Millions tonnes CO2 % tonnes CO2/hab. tonnes CO2/hab.
Secteur énergie hors élec. 11,9 4 % 0,18 0,41
Industrie et construction 60,0 19 % 0,91 1,67[n 25]
Transport 122,2 39 % 1,85 1,74[n 26]
dont transport routier 116,4 37 % 1,77 1,61
Résidentiel 68,0 22 % 1,03 1,58[n 27]
Autres 53,6 17 % 0,81 1,17
Total 315,6 100 % 4,79 6,57
Source : Agence internationale de l'énergie[h 6]
* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation

Autres données :

  • émissions de CO2 dues à la production d'électricité et de chaleur (chauffage urbain)[h 4] en France : 46,3 Mt en 2012 (Union européenne : 1 315 Mt, dont Allemagne : 334,4 Mt ;
  • émissions de CO2 pour produire 1 kWh d'électricité[71] :
    • en France : 62 g CO2/kWh en 2013 contre 107 g en 1990 (-42 %) ;
    • en Allemagne : 525 g en 2013 contre 694 g en 1990 (-24 %).

Enfin, le Ministère de l'Écologie a tiré des données du CEREN des informations détaillées sur les consommations résidentielles :

  • contribution de chaque énergie aux émissions de CO2 liées au chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires en France métropolitaine[d 9] :
    • gaz : 58 % en 2011 contre 35 % en 1990 ;
    • fioul : 37 % en 2011 contre 50 % en 1990 ;
    • charbon : 3 % en 2011 contre 12 % en 1990
    • GPL : 2 % (inchangé).
  • contribution de chaque énergie aux émissions de CO2 liées à l'eau chaude sanitaire et à la cuisson en France métropolitaine[d 9] :
    • gaz : 62 % en 2011 contre 40 % en 1990 ;
    • fioul : 18 % en 2011 contre 27 % en 1990 ;
    • GPL : 17 % en 2011 contre 28 % en 1990 ;
    • charbon : 2 % en 2011 contre 5 % en 1990.

Dépenses pour la lutte contre le changement climatique[modifier | modifier le code]

Selon une étude publiée le par l'Institute for Climate Economics (I4CE), organisme de recherche en économie du climat fondé par la Caisse des Dépôts et l'Agence française de développement, les différents agents économiques français ont dépensé en 2013 environ 36 milliards d'euros pour le climat, montant équivalent à deux tiers de la facture énergétique du pays. Près de la moitié des « investissements climat » sont allés à des dépenses d'efficacité énergétique, soit 17,6 milliards €, dont l'essentiel (15,8 milliards) a été capté par le bâtiment, destination première de tous ces financements (18,1 milliards) liés au réchauffement, dont 50 % financés par les ménages ; 12 milliards € sont allés aux transport, en particulier au développement des transport collectifs (TGV, bus). Plus de la moitié (18,7 milliards d'€) des sommes engagées pour le climat en 2013 résultait d'une décision publique, que ce soit pour financer, cofinancer ou seulement subventionner une opération ; mais la part des incitations publiques (taxe carbone, aides et subventions) est modeste : 3,9 milliards €[74].

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Transition énergétique[modifier | modifier le code]

Le gouvernement a introduit, en 2012, un planning pour la transition énergétique de la France[75], incluant un projet de loi de programmation (loi annoncée pour 2014) [76],[77].

Cette transition énergétique est développée selon les axes suivants:

  1. Comment aller vers l'efficacité énergétique et la sobriété ? (par exemple, en changeant les modes de vie, de production, de consommation, de transport[78]) ;
  2. Quelle trajectoire pour atteindre le mix énergétique en 2025 ? ; question prospective sur les scenarii (2030 et 2050) possibles pour respecter les engagements climatiques du pays (diminuer les émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2030 puis de 60 % en 2040, et encourager les autres pays européens à faire de même)[78].
  3. Quels choix en matière d'énergies renouvelables ? et quels soutiens aux alternatives propres et sûres que sont l'éolien et le solaire (l'intégration du solaire au bâti, devrait être encouragé par une aide de 10 % supplémentaire, selon l'origine des composants photovoltaïques[78]) ;
  4. Quels coûts et financement pour les alternatives, le conseil, l'aide aux investissements pour l'éolien et le solaire, la recherche, la rénovation et l'extension des réseaux de chaleur, de biomasse et de géothermie (malgré un « fonds Chaleur » prévu en légère baisse en 2013 qui doit évoluer de 235 M€ en 2012 à 220 M€ en 2013). Une solution pourrait être une évolution de la CSPE, taxe prélevée sur la facture électrique (Contribution au Service Public de l'Électricité)[78].

Le projet de loi sur la transition énergétique a été adopté par l'Assemblée Nationale puis présenté au Sénat en octobre 2014 [79]; parmi les mesures marquantes, on peut noter[80] :

  • un allègement fiscal de 30 % pour les travaux de rénovation énergétique ;
  • une simplification des critères d'éligibilité au crédit d'impôt développement durable : suppression de l'obligation de réaliser un « bouquet » de travaux, qui pourront donc être réalisés un par un ;
  • un chèque énergie pour les ménages modestes, qui devrait à terme remplacer les tarifs sociaux existants sur le gaz et l'électricité, en étendant l'aide à tous les modes de chauffage ;
  • la promotion du système de tiers-investisseur : les régions pourront prendre en charge les travaux de rénovation d'un logement et se rembourser sur les économies d'énergies réalisées ;
  • l'installation de sept millions de points de recharge pour véhicule électrique d'ici à 2030 ;
  • la majoration du bonus pour l'achat d'un véhicule électrique jusqu'à 10 000 € s'il s'accompagne de la mise au rebut d'un véhicule diesel ;
  • une dotation spécifique de 5 milliards € pour les projets de transports durables des collectivités, issus des prêts « croissance verte » à 2 % que va mettre en place la Caisse des dépôts ;
  • la réduction de 75 % à 50 %, à l'horizon 2025, de la part du nucléaire dans la production d'électricité sera inscrite dans la loi, mais pas la durée de vie des centrales (40 ans) ni la fermeture de Fessenheim ; la programmation pluriannuelle des investissements précisera tous les cinq ans la trajectoire de cette évolution ;
  • la montée en charge des énergies renouvelables : 40 % de la production d'électricité d'ici à 2030 (18,6 % en 2013) ; les prêts « croissance verte » encourageront les collectivités locales à développer les énergies renouvelables ;
  • afin d'accélérer le développement de la production et la distribution de chaleur issue de sources renouvelables (bois, biomasse, déchets, recyclage d'énergie…), le Fonds Chaleur géré par l'ADEME sera doublé en trois ans ;
  • pour développer la production de biogaz à partir de déchets agricoles et le substituer progressivement au gaz fossile, 1 500 projets de méthaniseurs seront lancés dans les territoires ruraux ;
  • une série de simplifications de procédures administratives (études préalables, coûts des démarches...) pour l'installation d'éoliennes ou de panneaux solaires ;
  • le développement d'une économie circulaire, avec l'objectif de réduire de 7 % la quantité de déchets ménagers d'ici 2020 et de 50 % les déchets mis en décharge à l'horizon de 2025.

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (loi no 2015-992 du 17 août 2015) a été adoptée par le législateur le 22 juillet 2015 puis validée le 13 août 2015 par le Conseil constitutionnel[81], et publiée au Journal officiel le 18 août 2015.

Stratégie nationale bas carbone[modifier | modifier le code]

La ministre de l'Énergie Ségolène Royal, a publié le 13 novembre 2015 sa « stratégie nationale bas carbone » comportant des mesures d'application de la loi de transition énergétique, en particulier un projet de PPE (programmation pluriannuelle de l'énergie) à horizon 2018 et 2023, qui prévoit d'accélérer le développement des renouvelables, avec une hausse de la production de 60 % d'ici à 2018. En particulier, la puissance installée du solaire photovoltaïque et de l'éolien devra passer de 14,7 GW fin 2014 à 24 GW en 2018, et de 39 à 42 GW en 2023. Les procédures seront simplifiées et le gouvernement propose un calendrier prévoyant plusieurs appels d'offres par an dans le solaire, qui porteraient sur 800 MW en 2016, et 1 450 MW sur chacune des deux années suivantes. Des appels d'offres seront organisés pour augmenter de 1 à 2 TWh la production de la petite hydroélectricité et accroître de 6 TWh les injections de biométhane dans les réseaux. La puissance installée de l'éolien en mer sera de 3 000 MW en 2023, plus 500 à 3 000 MW de nouveaux projets[82].

Fiscalité[modifier | modifier le code]

Une taxe spécifique, la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), s'applique à tous les usages en tant que carburant ou combustible de chauffage.

Depuis le 1er avril 2014, une taxe carbone a été mise en place sous la forme d'une « composante carbone » proportionnelle aux émissions de CO2 dans les taxes sur les énergies fossiles. En juillet 2015, le Sénat a voté par amendement au projet de loi sur la transition énergétique une trajectoire d'évolution de la contribution climat-énergie de 22 euros la tonne de CO2 en 2016 à 56 euros en 2020, puis 100 euros en 2030[83]. L'Assemblée Nationale a voté la loi ainsi que cet amendement le lendemain, avec l'appui de la ministre de l'environnement ; les hausses annuelles de la taxe carbone devront cependant être votées chaque année dans le cadre de la loi de finances[84].

Le 14 octobre 2015, le gouvernement a annoncé sa décision de «  poser le principe d'un rapprochement en cinq ans entre le prix du gazole et celui de l'essence ». L'écart de taxation TTC s'élève à près de 20 centimes ; en 2016, le gazole verra sa taxation alourdie d'un centime par litre, puis à nouveau d'un centime en 2017. À l'inverse, la taxation de l'essence sera réduite symétriquement, de la même somme[85].

Soutien au développement des énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Le gouvernement français définit et met à jour un plan climat. Il oblige notamment les opérateurs, dont Électricité de France, à acheter l'électricité produite par des particuliers ou des entreprises, issues de sources renouvelables, à des tarifs de rachat plus élevés que le prix de marché (contrat de 15 à 20 ans). Une prime supplémentaire peut prendre en compte la contribution de la production des filières à « la réalisation de d'objectifs tels que la qualité de l'air, lutte contre l'effet de serre, maîtrise des choix techniques d'avenir ». Finalement, le coût de ces énergies est reporté sur les consommateurs d'électricité, dont la facture intègre la CSPE (Contribution au service public de l'électricité), prélèvement de nature fiscale destiné à dédommager les opérateurs pour les surcoûts engendrés par les obligations de service public qui leur sont imposées par la loi. Cette CSPE est au 2e semestre 2012 de 10,5 €/MWh, mais devrait fortement augmenter puisque la CRE (Commission de régulation de l'énergie) a calculé que son montant devrait être de 13,7 €/MWh pour 2012, dont 59 % au titre du surcoût des EnR[86].

Des crédits d'impôts (au taux majoré de 50 % au , valable en 2007) sont mis en place pour encourager les équipements des ménages fonctionnant avec une source d'énergie renouvelable (ex : alimentation solaire photovoltaïque).

Un système de traçabilité de l'électricité (« garanties d'origine »)[n 28] a été mis en place pour permettre aux particuliers de choisir, contre un surcoût, l'origine de leur électricité.

Pour atteindre ses objectifs nationaux et remplir sa part des engagements européens, la France a lancé à partir de 2003-2004 des appels d'offres pour encourager la production d'énergie à partir de la biomasse (chaleur, biogaz…) et de l'éolien (dont offshore).

En 2005, avaient été retenus :

  • 14 projets biomasse (216 MW prévus)
  • un projet biogaz (16 MW prévus).

Ces projets valorisaient des sous-produits agricoles, sylvicoles ou industriels (ex : marc de raisin, bois en plaquettes pour chaudière-bois, boues d'épuration de papeterie), avec au total 81,5 MW installés début 2007, ce qui reste très modeste par rapport à ce qui se fait en Europe du Nord.

Un nouvel appel d'offres "biomasse" européen a été lancé fin 2006[n 29] comprenant une tranche de 220 MW destinée à des installations d'une puissance supérieure à 9 MW et une tranche de 80 MW pour des installations situées entre 5 et 9 MW. Les projets déposés mi 2007 sont examinés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

En mars 2007, le Centre de valorisation organique de Sequedin a été mis en activité près de Lille. Il assure le traitement des déchets, extrayant du biogaz qui sert de carburant à une centaine de bus des transports urbains de la métropole lilloise. Il permet d'économiser l'équivalent de 4,48 millions de litres de gazole par an.

À titre d'exemple, les appels d'offres organisés par la CRE au 1er semestre 2012[87] concernaient :

  • un cycle combiné gaz de 450 MW en Bretagne : 3 dossiers reçus
  • la 1re tranche du programme éolien offshore (3 000 MW)
  • solaire photovoltaïque (100 à 250 kWc) : 120 MW au 1er trimestre + 30 MW en avril
  • solaire photovoltaïque (> 250 kWc) : 450 MW

Le , un rapport sur les perspectives de développement des énergies marines renouvelables a été publié et atteste du bon positionnement de l'industrie française dans ce domaine ; il propose un ensemble de mesures pour faciliter leur développement et un calendrier d'appel d'offres : en 2013 pour des fermes pilotes hydroliennes, en 2014-2015 pour des fermes pilotes à l'éolien flottant et en 2015-2016 pour des fermes pilotes au houlomoteur[88].

La loi POPE (2005)[modifier | modifier le code]

La Loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétiqueno 2005-781 du 13 juillet 2005[89], dite loi POPE, a posé deux objectifs :

  • maîtriser les consommations énergétiques et encourager les économies d'énergie ;
  • développer une offre diversifiée s'appuyant en priorité sur les filières de production d'énergie sans émission de gaz à effet de serre, tout en limitant la dépendance vis-à-vis des approvisionnements en combustible fossile.

Les sous-objectifs sont :

  • atteindre une baisse de l'intensité énergétique finale de 2 % par an d'ici à 2015 (rapport entre la consommation d'énergie et la croissance économique) et de 2,5 % sur la période 2015 à 2030 ;
  • produire 10 % des besoins énergétiques français à partir d'énergies renouvelables avant fin 2010 (avec objectifs chiffrés pour chaque vecteur énergétique en 2010)
  • production intérieure d'électricité d'origine renouvelable à hauteur de 21 % de la consommation en 2010 ;
  • augmenter de 50 % la production de chaleur renouvelable (soit environ + 5 Mtep) ;
  • augmenter la part des agrocarburants et autres carburants renouvelables dans les carburants utilisés pour le transport : 5,75 % au 31 décembre 2008, 7 % au 31 décembre 2010 et 10 % au 31 décembre 2015 ;
  • développer la recherche sur l'efficacité énergétique, les agrocarburants ou carburants synthétiques de deuxième génération issus de la biomasse, le captage et le stockage géologique du CO2, le photovoltaïque, l'hydrogène et les piles à combustible, le stockage de l'énergie et le développement conjoint de la chimie du végétal et de bioénergies au sein de bioraffineries.

En 2007, dans le cadre du Grenelle Environnement, des objectifs ont été définis, notamment en faveur des énergies renouvelables.

La programmation pluriannuelle des investissements (PPI)[modifier | modifier le code]

Les objectifs de la loi POPE ont été précisés en 2006 dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements d'électricité[90] (PPI), mise à jour et étendue à la production de chaleur en 2009, définie par deux arrêtés concernant l'électricité et la chaleur[91].

Lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la PPI, l'autorité administrative peut recourir à la procédure d'appel d'offres[92], ce qu'elle a fait à plusieurs reprises[93].

La PPI de 2009 a ainsi fixé les objectifs suivants pour le développement de la production électrique à partir d'énergies renouvelables[94] :

Source d'énergie Objectif au 31 décembre 2012 Objectif au 31 décembre 2020
Puissance photovoltaïque installée 1 100 MW 5 400 MW
Puissance supplémentaire à mettre en service pour la biomasse par rapport à 2009 520 MW 2 300 MW
Puissance totale installée pour les énergies éolienne et marines 11 500 MW (dont 10 500 à partir de l'énergie éolienne à terre et 1 000 MW à partir de l'énergie éolienne en mer et des autres énergies marines) 25 000 MW (dont 19 000 à partir de l'énergie éolienne à terre et 6 000 MW à partir de l'énergie éolienne en mer et des autres énergies marines)
Accroissement de la production hydroélectrique annuelle en France métropolitaine de 3 TWh et augmentation de la puissance installée de 3 000 MW au 31 décembre 2020

La PPI a également prévu la mise en service de deux réacteurs nucléaires de troisième génération d'ici à 2017, tandis que le parc de production d'électricité à partir d'énergies fossiles serait modernisé afin d'en réduire les impacts environnementaux, mais la construction et livraison de ces réacteurs a pris beaucoup de retard[94].

Pour la chaleur, les objectifs de développement de la production à partir d'énergies renouvelables fixés par la PPI sont les suivants, en termes de production globale[95] :

Source Objectif au 31 décembre 2012 Objectif au 31 décembre 2020
Bois individuel 7 400 ktep (pour 7,3 millions de logements) 7 400 ktep (pour 9 millions de logements)
Biomasse dans les secteurs de l'habitat collectif, du tertiaire et de l'industrie 2 500 ktep 5 200 ktep
Chaleur produite par cogénération à partir de biomasse 540 ktep 2 400 ktep
Géothermie profonde 195 ktep 500 ktep
Géothermie intermédiaire 100 ktep 250 ktep
Pompes à chaleur individuelles 1 200 ktep 1 600 ktep
Solaire thermique individuel 150 ktep 817 ktep
Solaire thermique collectif 35 ktep 110 ktep
Part renouvelable issue des déchets 470 ktep 900 ktep
Biogaz 60 ktep 555 ktep

La loi de transition énergétique pour la croissance verte a remplacé en 2016 les trois documents de programmation préexistants relatifs aux investissements de production d’électricité, de production de chaleur et aux investissements dans le secteur du gaz par les programmations pluriannuelles de l’énergie (PPE), qui concernent la métropole continentale et les zones dites non interconnectées (ZNI). La PPE de métropole continentale est élaborée par le Gouvernement tandis que les PPE des ZNI sont co-élaborées avec les autorités locales. La PPE est encadrée par les dispositions des articles L.141-1 à L.141-6 du code de l’énergie, modifiés par la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte[96].

La politique énergétique européenne[modifier | modifier le code]

Pour un article plus général, voir politique énergétique de l'Union européenne.

La France est partie prenante de la politique énergétique de l'Union européenne, dans le cadre de laquelle elle s'est engagée à respecter des objectifs :

  • l'objectif européen des « 3x20 en 2020 »
  • le principe du « Facteur 4 » (division par quatre de ses émissions d'ici à 2050, pour stabiliser les émissions de gaz à effet de serre au niveau de 1990)
  • l'augmentation de la production d'énergie renouvelable pour atteindre ou dépasser 20 % d'énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie en 2020.

La France contribue aux décisions dans le cadre européen, notamment avec la Commission européenne[97] . Ces décisions aboutissent à des recommandations ou des obligations.

Prospective et recherche[modifier | modifier le code]

Prospective[modifier | modifier le code]

Dans le domaine de l'électricité, le Parlement a confié à RTE, en tant que responsable de l'équilibre offre-demande et du développement des réseaux de transport, la mission d'élaborer et publier annuellement un bilan prévisionnel pluriannuel de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité en France (loi du 10 février 2000). Ce bilan comprend un scénario de référence et 3 autres scénarios : bas, haut et MDE (maîtrise de la demande d'énergie).

Dans le Bilan prévisionnel 2011[98], le scénario bas montre une consommation à peu près constante jusqu'à 2030 ; le scénario de référence, qui prolonge les tendances constatées les dernières années, la consommation croît de 0,6 % par an, de 511 TWh en 2010 jusqu'à 523 TWh en 2020 et 554 TWh en 2030.

La plus récente étude prospective publiée par les pouvoirs publics est le rapport Énergies 2050, commandé par le ministre chargé de l'énergie, afin de mener une analyse des différents scénarios de politique énergétique pour la France à l'horizon 2050. Le but est d'éclairer la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) que le ministre chargé de l'énergie présentera devant le Parlement en 2013, afin d'identifier les investissements souhaitables dans le secteur de l'énergie au regard de la sécurité d'approvisionnement.

Ce rapport peut être téléchargé sur le site du ministère de l'Environnement, de l'Énergie et de la Mer[99].

Ses conclusions portent sur « le point commun entre tous les scénarios que nous avons examinés est le rôle primordial de la sobriété (réduire la consommation de services énergétiques) et de l'efficacité (réduire la consommation d'énergie pour un même service rendu) [...] sans sous-estimer la contrainte liée à l'épuisement des ressources énergétiques fossiles, c'est la contrainte environnementale qui prend aujourd'hui le pas sur celle du pic pétrolier. [...] Pour ce qui concerne l'énergie nucléaire, prolonger la durée de vie des centrales existantes aussi longtemps que l'autorité de sûreté nucléaire le permettra, prévoir un petit nombre d'EPR pour lisser la production au moment de la fermeture des centrales les plus anciennes, et préparer l'avenir en poursuivant, au côté du développement des énergies renouvelables, le développement de la génération 4, tout en laissant ouverte la question de la part du nucléaire.[...] Le développement de l'énergie éolienne, mais aussi du photovoltaïque au-delà de 2020, pose un problème d'intermittence qu'il ne faut pas sous-estimer dès que la part de ces énergies dans la production nationale d'électricité devient significative. Une grande attention doit être apportée à toutes les perspectives de stockage massif de l'énergie et de gestion de la demande, sans passer leurs coûts sous silence ; certes les stations de transfert d'électricité par pompage (STEP) apportent une réponse utile mais limitée, mais tant que d'autres solutions ne seront pas disponibles et compétitives, des centrales à gaz (dont le financement sera problématique) devront assurer la permanence de la production ; le « foisonnement », même à l'échelle de l'Europe, ne permet pas d'exclure une situation d'absence de vent pendant plusieurs jours consécutifs. En tout état de cause l'investissement sur les réseaux de transport et de distribution doit être amplifié et les procédures d'acceptation des lignes aériennes par le public simplifiées. »

Ce rapport passe en revue les scénarios prospectifs élaborés par 8 organismes et associations : RTE, l'UFE (Union Française de l'Électricité, association professionnelle des entreprises électriques), Areva, le CEA (Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives), ENERDATA (bureau d'études économiques), Global Chance (association de scientifiques et d'experts pour la sortie du nucléaire), Institut Négawatt (organisme de formation, d'études et de recherches) et Sauvons le climat (association).

Ces divers scénarios aboutissent à des prévisions très différentes : à l'horizon 2030 (seuls 3 scénarios vont jusqu'à 2050), la demande nationale d'électricité varie de 338 TWh (scénario « sortie du nucléaire » de Global Chance) à 625 TWh (scénario 3 de l'UFE : MDE ciblée, PIB 2,5 %, transferts d'usages). Le scénario Négawatt (sortie du nucléaire d'ici 2033) prévoit 367 TWh en 2050[100].

Pour arriver à des prévisions aussi divergentes, les promoteurs des scénarios ont évidemment choisi des hypothèses très différentes :

  • RTE, qui a la responsabilité de prévoir quels moyens de production d'électricité supplémentaires seront nécessaires pour couvrir la demande, n'a pas intérêt à sous-estimer la demande : il prend en compte les objectifs fixés par l'Union européenne (les « 3 × 20 »), mais avec un retard dans l'application du fait des contraintes de financement, d'adaptation technique et de recrutement pour le bâtiment, etc. ; il prend aussi en compte les objectifs du Grenelle Environnement : il prévoit 345 000 rénovations de logements par an ; mais dans la plupart des domaines, il prévoit simplement une poursuite des tendances récentes.
  • les scénarios établis par des associations militantes sont plus volontaristes : par exemple, le scénario Négawatt[101] prévoit que non seulement les nouveaux logements seront aux nouvelles normes BBC (bâtiment basse consommation, moins de 50 kWh/m2), mais aussi les bâtiments existants qui seront rénovés ; le scénario Négawatt[102] prévoit également une forte baisse de la proportion de maisons individuelles dans la construction de logements neufs, de 56 % en 2010 à 20 % en 2050, une stabilisation des surfaces unitaires et un freinage de la tendance à la décohabitation, et une diminution de 50 % de la consommation de viande.
  • les gisements d'économies d'énergie exploités dans les divers scénarios[100] vont, par exemple, pour le chauffage, de 16 TWh/an d'ici 2030 dans le scénario de référence de RTE à près de 60 TWh/an dans le scénario « Sortir du nucléaire » ; les transferts d'usage diffèrent aussi : le scénario Négatep[103] prévoit un fort développement du véhicule électrique (56 TWh en 2050, contre 1 à 10 TWh dans les scénarios RTE) ; le scénario Négawatt imagine un nouvel aménagement du territoire, qui permettrait la réduction de la distance parcourue de 25 % par habitant et par an, avec une densification de l'habitat et des distances de fait plus courtes.
  • le mix énergétique varie beaucoup : les scénarios de sortie du nucléaire privilégient (avec une forte baisse des consommations) les énergies renouvelables ; pour traiter le problème de leur intermittence, le scénario Négawatt mise beaucoup (30 TWh) sur la technique de méthanation (production de méthane à partir de CO2 et d'hydrogène produit par électrolyse de l'eau grâce à l'électricité produite par les éoliennes et le solaire).
  • les coûts des divers scénarios diffèrent profondément ; certains de leurs promoteurs (Négawatt en particulier) écartent délibérément les critères économiques. Le rapport Énergies 2050 tente une comparaison des coûts des divers scénarios, qui fait apparaître un coût beaucoup plus élevé pour les scénarios qui privilégient la sortie du nucléaire et le développement des énergies renouvelables[100].

Recherche[modifier | modifier le code]

La recherche dans le domaine de l'électricité est traitée dans l'article Électricité en France.

Recherche dans le secteur des énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Trois pôles de recherche existent en France :

Biomasse[modifier | modifier le code]

Le projet GAYA vise l'expérimentation du biométhane 2G (pour "2e génération"), un gaz synthétique obtenu après transformation de biomasse ligneuse (bois, sous-produits agricoles) à proximité des lieux de récolte ; le 24 octobre 2013 a été posée la première pierre de la plateforme R&D de Saint-Fons[104].

Solaire thermique[modifier | modifier le code]

Un Commissariat à l'énergie solaire a été créé en 1978, qui a depuis fusionné avec l'ADEME.

Dans le domaine de l'énergie solaire thermique, les panneaux sont d'ores et déjà rentables et amortis sur une durée raisonnable, mais la recherche permettra peut-être encore des améliorations.

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. a et b La facture énergétique nationale est définie comme le solde du commerce extérieur des produits énergétiques primaire et secondaire : combustibles minéraux solides, produits pétroliers, gaz naturel et électricité ; elle ne prend pas en compte l'uranium, considéré dans les nomenclatures internationales comme un minerai, mais qui représente moins d'1 milliard d'€ en 2015, soit moins de 0,05 % du PIB.
  2. 76,9 % selon WNA.
  3. TPES = total des approvisionnements en énergie primaire : production locale + importations - exportations - consommations des lignes aériennes et maritimes internationales + variations de stocks
  4. Aussi appelée forme d'énergie ou, en Suisse, agent énergétique.
  5. En Suisse, le terme "indigènes" est utilisé de préférence à "locales".
  6. L'hydraulique renouvelable exclut les productions des centrales de pompage-turbinage mais inclut la centrale marémotrice de la Rance.
  7. a et b production totale des équipements raccordés et non raccordés au réseau.
  8. Géothermie électrique : jusqu'à présent, ne concerne que les DROM (centrale de Bouillante, en Guadeloupe).
  9. Solaire thermique : production totale des chauffe-eau solaires individuels (CESI), des chauffe-eau solaires combinés (CESC) et des systèmes solaires dans le collectif et tertiaire (SSC).
  10. Production des sites en géothermie profonde (> 500 m de profondeur). La géothermie intermédiaire (< 500 m) est comptabilisée avec les pompes à chaleur.
  11. Production renouvelable des pompes à chaleur géothermiques et aérothermiques individuelles et des pompes à chaleur intermédiaires dans le collectif/tertiaire et l'industrie.
  12. La moitié des déchets incinérés sont considérés comme renouvelables. Pour respecter le secret statistique, les productions primaires des nouvelles installations de déchets urbains incinérés dans les DROM ne sont pas diffusées dans cette rubrique. Elles sont toutefois intégrées dans le total "énergies renouvelables thermiques".
  13. Bois-énergie : comprend le bois et tous les coproduits du bois (y c. la liqueur noire c'est-à-dire les résidus ligneux de la pâte à papier).
  14. Résidus agricoles et agroalimentaires incinérés pour la production d'énergie, y compris la bagasse (résidus de la canne à sucre) dans les DROM.
  15. Production de biogaz en provenance des stations d'épuration urbaines, des stations d'épuration industrielles, des centres d'enfouissement techniques (décharges) et des installations de méthanisation agricole et d'ordures ménagères.
  16. Agrocarburants : bioéthanols (essence) et biodiesels (gazole, biogazole de synthèse).
  17. FOD : Fioul domestique
  18. GPL : Gaz de pétrole liquéfié
  19. a et b EnRt : Énergies Renouvelables dites « thermiques », par opposition aux énergies dites « de haute enthalpie », telles qu'électricité hydraulique, éolienne, photovoltaïque et géothermique. Les EnRt comprennent le bois de chauffage, les déchets, la géothermie valorisée sous forme de chaleur, le solaire thermique, les résidus de bois et de récoltes, les biogaz, les biocarburants et les pompes à chaleur. Dans les bilans énergétiques, l'électricité primaire renouvelable d'origine hydraulique, éolienne, solaire photovoltaïque et géothermique, est classée dans la colonne " Électricité primaire".
  20. après la production de chaleur dans le réacteur nucléaire ou dans la chaudière de la centrale thermique classique
  21. L'énergie perdue dans la transformation chaleur-électricité peut sembler un gaspillage énorme, mais en réalité il y a bien pire : l'article efficacité énergétique donne quelques exemples de rendements énergétiques : cellule photovoltaïque : 6 % à 40 % (dans la plupart des cas, autour de 15 %) ; éoliennes : maximum théorique à 59 %, mais dans le réel rarement plus de 25 % ; moteur à combustion : de 10 % à 50 % ; etc. Dans la nature, on trouve des rendements encore plus faibles : muscle : 14 % à 27 % ; photosynthèse : 6 % maximum.
  22. hors soutes
  23. y compris sidérurgie.
  24. Le joule est l'unité choisie dans le Système international d'unités pour quantifier l'énergie ; il est égal à un watt seconde, 1 kWh = 3 600 000 J. Le pétajoule (PJ) égale un million de milliards de joules : 1 PJ = 1015 J.
  25. en Allemagne : 237,2 Mt (31 %), soit 2,89 t/hab
  26. en Allemagne : 158,7 Mt (21 %), soit 1,93 t/hab
  27. en Allemagne : 196,7 Mt (26 %), soit 2,40 t/hab
  28. institué par l'article 33 de la loi du 13 juillet 2005
  29. JOUE du 9 décembre 2006

Références[modifier | modifier le code]

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Voir aussi[modifier | modifier le code]

Sources et bibliographie[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]