10 mars 2021 Les défaillances d’entreprises – France • Février 2021 Période sous revue : janvier 2021 En janvier 2021, le nombre de défaillances sur un an en recul de 40,1 % Revenir à l'accueil

Au format texte : -1- En savoir plus : méthodologie, séries longues, calendrier Toutes les séries publiées par la Banque de France sont accessibles à l’adresse Webstat Banque de France Disponible sur terminaux mobiles Apple et Android Les défaillances d’entreprises STAT INFO – Février 2021 Contact : GPS.support@banque-france.fr 10 mars 2021 Les défaillances d’entreprises – France • Février 2021 Période sous revue : janvier 2021 En janvier 2021, le nombre de défaillances sur un an en recul de 40,1 %  Cette baisse n’indique pas une réduction du nombre d’entreprises en difficulté car elle résulte : en premier lieu, de l’impact momentané qu’ont eu à la fois la période de confinement sur le fonctionnement des juridictions commerciales et les évolutions réglementaires qui ont modifié temporairement les dates de caractérisation et de déclaration de l’état de cessation de paiements ; en second lieu, de l’ensemble des mesures de soutien qui apportent des aides de trésorerie ou permettent aux entreprises de réduire ou retarder le paiement de certaines charges, et donc le risque de faire défaut sur ces paiements (mesures d’activité partielle, prêts garantis par l’État avec remboursements différés, fonds de solidarité, moratoires, etc.).  Le nombre de défaillances enregistrées sur les trois derniers mois sous revue reste ainsi inférieur de plus de 40 % à celui observé sur la même période un an plus tôt (cf. graphique de la page 3).  La baisse du nombre de défaillances sur un an s’observe dans tous les secteurs et pour la plupart des catégories d’entreprise, sans que cela puisse être analysé d’un point de vue économique. Pour en savoir plus : les données sur les créations d’entreprises sont diffusées par l’INSEE : Créations d’entreprises sur le site de l’INSEE A – Les défaillances d’entreprises par secteur d’activité Défaillances en nombre d’unités légales, glissement en % Source : Banque de France – Base Fiben. Données disponibles début mars 2021 : définitives pour janvier, provisoires pour février. Calcul : Banque de France – Direction des Entreprises – Observatoire des entreprises a Cumul des douze derniers mois comparé au cumul des mêmes mois un an auparavant b Cumul des trois derniers mois comparé au cumul des trois mois précédents c La ligne « Ensemble » comprend des unités légales dont le secteur d’activité n’est pas connu Glissement 3 mois cvs-cjob Jan. 20 Jan. 21 Jan. 21/Jan. 20 Fév. 21 prov. Fév. 21/Fév. 20 Jan. 21 Nov. 20 Déc. 20 Jan. 21 Secteur d'activité Agriculture, sylviculture et pêche (AZ) 1 366 921 -32,6% 881 -32,7 % -2,3 % 78 70 104 Industrie (BE) 3 366 2 007 -40,4% 1 847 -43,9 % -31,2 % 124 136 151 Construction (FZ) 10 835 5 798 -46,5% 5 407 -49,5 % -19,9 % 443 398 458 Commerce ; réparation automobile (G) 10 886 6 471 -40,6% 6 027 -44,2 % -20,5 % 485 477 453 Transports et entreposage (H) 2 084 1 150 -44,8% 1 067 -48,1 % -20,4 % 97 83 86 Hébergement et restauration (I) 6 633 3 996 -39,8% 3 622 -44,7 % -39,6 % 246 232 227 Information et communication (JZ) 1 280 857 -33,0% 810 -37,6 % -5,2 % 81 73 65 Activités financières et d'assurance (KZ) 1 056 723 -31,5% 691 -33,8 % -5,4 % 66 54 55 Activités immobilières (LZ) 1 583 1 137 -28,2% 1 109 -28,1 % -7,8 % 98 84 112 Conseils et services aux entreprises (MN) 5 721 3 705 -35,2% 3 537 -37,5 % -13,7 % 308 282 306 Enseignement, santé, action sociale et service aux ménages (P à S) 4 930 3 031 -38,5% 2 858 -39,3 % -22,3 % 199 200 263 Ensemblec 49 934 29 899 -40,1 % 27 946 -43,2 % -22,0 % 2 188 2 079 2 267 Données mensuelles Cumul 12 derniers mois cvs-cjo a (données brutes) -2- En savoir plus : méthodologie, séries longues, calendrier Toutes les séries publiées par la Banque de France sont accessibles à l’adresse Webstat Banque de France Disponible sur terminaux mobiles Apple et Android Les défaillances d’entreprises STAT INFO – Février 2021 Contact : GPS.support@banque-france.fr Source : Banque de France, Direction des Entreprises, Données disponibles début mars 2021 : définitives pour janvier, provisoires pour février. B – Les défaillances d’entreprises par taille Défaillances en nombre d’unités légales, glissement en % Source : Banque de France – Base Fiben. Données disponibles début mars 2021 : définitives pour janvier, provisoires pour février. Calcul : Banque de France – Direction des Entreprises – Observatoire des entreprises a Cumul des douze derniers mois comparé au cumul des mêmes mois un an auparavant b Cumul des trois derniers mois comparé au cumul des trois mois précédents C – Évolution des défaillances d’entreprises 1 – Nombre de défaillances Cumul sur les douze derniers mois déc. 1991 à janvier 2021 2 – Évolution du nombre de défaillances Glissement annuel du cumul sur douze mois déc. 1991 à janvier 2021 (+ février 2021 provisoire) (en %) 3 – Poids des défaillances des entreprises non financières en termes de crédit – ensemble des entreprises Cumul sur les douze derniers mois déc. 2006 à janvier 2021 (+ février 2021 provisoire) 4 – Poids des défaillances des entreprises non financières en termes de crédit – décomposition par taille d’entreprise Cumul sur les douze derniers mois déc. 2006 à janvier 2021 (+ février 2021 provisoire) (en %) (en %) Glissement 3 mois cvs-cjob Jan. 20 Jan. 21 Jan. 21/Jan. 20 Fév. 21 prov. Fév. 21/Fév. 20 Jan. 21 Nov. 20 Déc. 20 Jan. 21 Taille PME, dont 49 901 29 852 -40,2 % 27 896 -43,2 % -22,0 % 2 186 2 077 2 264 Microentreprises et taille indéterminée 47 285 28 087 -40,6 % 26 250 -43,6 % -22,6 % 2 067 1 940 2 130 Très petites entreprises 1 555 1 000 -35,7 % 927 -40,5 % -11,6 % 72 69 75 Petites entreprises 747 529 -29,2 % 483 -36,6 % -7,8 % 22 63 33 Moyennes entreprises 314 236 -24,8 % 236 -25,1 % -1,6 % 18 16 22 ETI-GE 33 47 42,4 % 50 61,3 % Ensemble 49 934 29 899 -40,1 % 27 946 -43,2 % -22,0 % 2 188 2 079 2 267 Données mensuelles cvs-cjo Cumul 12 derniers mois a (données brutes) 25 000 30 000 35 000 40 000 45 000 50 000 55 000 60 000 65 000 25 000 30 000 35 000 40 000 45 000 50 000 55 000 60 000 65 000 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 Micro et indéterminés TPE PE ME ETI et GE Total -3- En savoir plus : méthodologie, séries longues, calendrier Toutes les séries publiées par la Banque de France sont accessibles à l’adresse Webstat Banque de France Disponible sur terminaux mobiles Apple et Android Les défaillances d’entreprises STAT INFO – Février 2021 Contact : GPS.support@banque-france.fr Impact sur les statistiques de défaillances d’entreprises des mesures gouvernementales adoptées en réponse à la crise de la Covid-19 Dans le contexte de la crise sanitaire de l’épidémie de Covid-19, au moment où l’activité économique se trouve brutalement ralentie, mettant en difficultés un grand nombre d’entreprises, le nombre de défaillances d’entreprises est paradoxalement en forte baisse. Ceci s’explique tout d’abord à la fois par la période de confinement qui a affecté le fonctionnement des juridictions commerciales, et l’adaptation de la réglementation qui a accordé temporairement des délais supplémentaires tant pour apprécier l’état de cessation de paiements que pour le déclarer, et par les mesures de soutien qui permettent de réduire ou reporter le paiement de certaines charges, et donc le risque de faire défaut sur ces paiements. Nombre de défaillances d’entreprises mensuel (données brutes, 2019 – 2021) Source : Banque de France, Direction des Entreprises. Données disponibles début mars 2021. Note de lecture : Données définitives jusqu’à janvier 2021, provisoires pour février 2021. La fermeture à compter du 16 mars 2020 de tous les tribunaux (à l’exception des tribunaux ayant à juger les « contentieux essentiels », dont ne font pas partie les juridictions commerciales), a fortement réduit l’activité des tribunaux de commerce, essentiellement dématérialisée pendant le confinement, entrainant le report de l’ouverture ou de la conversion de nombre de procédures. Parallèlement, l’ordonnance 2020-306 du 25 mars 2020 prévoit que les actes des demandes d’ouverture des procédures collectives, pour toute entreprise en état de cessation de paiements, devant être accomplis entre le 12 mars 2020 et le 24 juin 2020 sont réputés avoir été faits dans les délais légaux, s’ils sont réalisés dans le délai légal à compter du 24 juin 2020 (soit 45 jours, cf. article L631-4 du Code de commerce). L’ordonnance n° 2020-341 du 27 mars 2020 portant adaptation des règles relatives aux difficultés des entreprises et des exploitations agricoles à l'urgence sanitaire et modifiant certaines dispositions de procédure pénale, a introduit par ailleurs des aménagements susceptibles de repousser l’examen des situations de cessation de paiements pour les entreprises dont la situation s’est aggravée pendant la période de ralentissement de l’activité au-delà du 24 août 2020. Ces dispositions temporaires ont potentiellement produit leurs effets jusqu’au 10 octobre 2020. Depuis cette date, le relativement faible nombre de défaillances tient aux mesures gouvernementales de soutien aux entreprises en difficulté : fonds de solidarité, recours à l’activité partielle, exonérations et reports de charges sociales, mesures facilitant la mise en place de moratoires pour les dettes bancaires et les loyers, prêts garantis par l’état, prêts directs de l’état aux entreprises et mesures d’urgence pour les secteurs en sous– activité prolongée. 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 2019 2020 2021 Bilan énergétique de la France pour 2019 JANVIER 2021 ÉNERGIE L A B T A D A 2 – Bilan énergétique de la France pour 2019 sommaire Bilan énergétique de la France pour 2019 4 - Avant-propos 5 - Les prix de l’énergie 25 - L’approvisionnement énergétique de la France 43 - Transformation, transport et distribution d’énergie en France 61 - La consommation d’énergie par forme d’énergie en France 85 - La consommation d’énergie par secteur ou usage en France 105 - Émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie 110 - Données clés 113 - Annexes 151 - Table des matières Document édité par : Le service des données et études statistiques (SDES) Chiffres arrêtés au 30 novembre 2020. L’arrondi de la somme n’est pas toujours égal à la somme des arrondis. pilotage SB Simon Beck Coordinateur simon.beck@developpement-durable.gouv.fr NR Nicolas Riedinger Coordinateur nicolas.riedinger@developpement-durable.gouv.fr OR Olivier Ribon Coordinateur olivier.ribon@developpement-durable.gouv.fr contributeurs Alexandru Andreï Simon Beck Alexis Foussard Rachida Laghouati Jean Lauverjat Dimitri Lemaire Thomas Merly-Alpa Évelyne Misak Cécile Phan Corentin Plouhinec Jean-Philippe Rathle Olivier Ribon Nicolas Riedinger Bilan énergétique de la France pour 2019 – 3 sommaire Bilan énergétique de la France pour 2019 4 - Avant-propos 5 - Les prix de l’énergie 25 - L’approvisionnement énergétique de la France 43 - Transformation, transport et distribution d’énergie en France 61 - La consommation d’énergie par forme d’énergie en France 85 - La consommation d’énergie par secteur ou usage en France 105 - Émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie 110 - Données clés 113 - Annexes 151 - Table des matières Document édité par : Le service des données et études statistiques (SDES) Chiffres arrêtés au 30 novembre 2020. L’arrondi de la somme n’est pas toujours égal à la somme des arrondis. pilotage SB Simon Beck Coordinateur simon.beck@developpement-durable.gouv.fr NR Nicolas Riedinger Coordinateur nicolas.riedinger@developpement-durable.gouv.fr OR Olivier Ribon Coordinateur olivier.ribon@developpement-durable.gouv.fr contributeurs Alexandru Andreï Simon Beck Alexis Foussard Rachida Laghouati Jean Lauverjat Dimitri Lemaire Thomas Merly-Alpa Évelyne Misak Cécile Phan Corentin Plouhinec Jean-Philippe Rathle Olivier Ribon Nicolas Riedinger 4 – Bilan énergétique de la France pour 2019 avant-propos L e bilan énergétique de la France vise à répondre à deux principales questions. Comment la France s’approvisionne-t-elle en énergie ? Qui consomme quoi ? Son volet physique, qui existe depuis 1982, obéit désormais parfaitement aux recommandations de l’Agence internationale de l’énergie et d’Eurostat. Son volet monétaire, plus récent et plus original au plan international, fournit notamment une dépense nationale en énergie. Cette dernière est, d’une part, ventilée par secteur consommateur et, d’autre part, décomposée suivant ses bénéficiaires (importateurs, producteurs nationaux ou administrations publiques via la fiscalité), permettant ainsi d’éclairer la formation des prix. — Béatrice Sédillot CHEFFE DU SERVICE DES DONNÉES ET ÉTUDES STATISTIQUES (SDES) partie 1 Les prix de l’énergie — Les ménages paient en moyenne l’énergie 2,3 % plus cher en 2019 qu’en 2018. Cette hausse est portée par les prix du gaz et de l’électricité. Les prix des carburants sont stables, dans un contexte de baisse du cours du Brent. L’électricité se renchérit également pour les entreprises. Le secteur productif et particulièrement l’industrie bénéficient en revanche d’une baisse moyenne des prix du gaz naturel, dans le sillage des prix de gros. 6 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie 1.1 Hausse des prix de l’énergie résidentielle mais stabilité de ceux des carburants en 2019 Dans un contexte d’inflation générale des biens et services de 1,1 %, les ménages paient en moyenne l’énergie 2,3 % plus cher en 2019 qu’en 2018 (figure 1.1.1). Cette hausse est imputable à l’énergie du logement, dont le prix moyen augmente de 4,3 %, tandis que celui des carburants est quasiment stable (+ 0,2 %, cf. 1.2). L’augmentation du prix de l’énergie résidentielle est portée par l’électricité (cf. 1.7) et le gaz (cf. 1.3), qui sont les deux principales formes d’énergie consommées dans les logements. Figure 1.1.1 : prix à la consommation Sources : Insee ; calculs SDES Sur longue période, l’énergie reste un bien plus onéreux que par le passé pour les ménages. Son prix a augmenté de 2,7 % par an en moyenne depuis 1990, en euros courants, alors que l’inflation générale annuelle ne s’est élevée qu’à 1,5 % sur la période. Les prix des carburants ont crû globalement dans une proportion légèrement plus élevée que ceux de l’énergie résidentielle depuis 1990, mais avec des évolutions contrastées entre différentes sous-périodes. Longtemps peu dynamique, le prix de l’énergie du logement a fortement accéléré depuis le milieu des années 2000. Celui des carburants retrouve aujourd’hui un niveau similaire à celui atteint au début de la décennie. Les entreprises font, quant à elles, face à des évolutions de prix contrastées entre formes d’énergie en 2019. Ainsi, l’électricité et le fioul se renchérissent pour le secteur productif, tandis qu’à l’inverse le gaz devient meilleur marché, particulièrement pour l’industrie, de même que le charbon à coke destiné à la production de fonte (cf. 1.4). Bilan énergétique de la France pour 2019 – 7 partie 1 : les prix de l’énergie 1.2 Les prix du pétrole brut et raffiné ont connu des fluctuations modérées en 2019 1.2.1 PRIX DU PÉTROLE BRUT Cours du pétrole brut Le cours du baril de Brent, pétrole brut de référence pour le marché européen, a connu des variations relativement modérées au cours de l’année 2019, oscillant dans une fourchette comprise entre 53 et 75 $, avec une moyenne de 64 $, en recul de 10 % par rapport à l’année précédente (figure 1.2.1.1). Exprimée en euros, cette baisse est atténuée (- 5 %) du fait de l’appréciation de l’euro par rapport au dollar. Sur les premiers mois de l’année 2019, l’action concertée de réduction de la production de pétrole, associant l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) et plusieurs autres pays dont la Russie, a orienté le cours du Brent à la hausse, malgré une faible croissance de la demande mondiale. À l’été, le retour de tensions commerciales entre les États-Unis et la Chine puis le Mexique, le ralentissement de la croissance économique ainsi que la forte production de pétrole brut américain ont favorisé une forte baisse du cours, passant de 71 $ en mai à 64 $ en juin, puis à 59 $ en août, sa moyenne mensuelle la plus basse de l’année. Après une augmentation en septembre liée à l’attaque d’installations saoudiennes par des drones yéménites, les cours se sont à nouveau repliés en octobre, avec le rétablissement rapide de la production et le niveau élevé des stocks, notamment américains. En fin d’année, les avancées dans les négociations sino-américaines, la décision de l’Opep et de ses partenaires, dont la Russie, de poursuivre la limitation de la production et les nouvelles tensions au Moyen-Orient ont légèrement fait remonter le cours. En début d’année 2020, la crise sanitaire mondiale liée au Covid-19 fait s’effondrer les cours. Figure 1.2.1.1 : cours moyen mensuel du baril de Brent daté Note : les moyennes mensuelles sont les moyennes des cotations quotidiennes du Brent daté en clôture à Londres. Sources : Reuters ; DGEC Prix du pétrole brut importé Le prix du brut importé par les raffineurs français s’élève en moyenne à 428 euros par tonne équivalent pétrole (€/tep) en 2019 (figure 1.2.1.2), soit 60 € ou encore 67 $ le baril. Incluant l’assurance et le fret, il est logiquement légèrement supérieur au cours moyen du Brent daté et connaît une évolution similaire à ce dernier par rapport à 2018 (- 4,9 %). 8 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie Figure 1.2.1.2 : prix moyen à l’importation du pétrole brut* En euros par tep 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Importations 588 639 607 551 355 291 357 449 428 * Y compris de faibles quantités de condensats à destination du raffinage et de la pétrochimie, d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) et d’autres produits à distiller. Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGDDI ; LyondellBasell ; SARA 1.2.2 PRIX DES PRODUITS PÉTROLIERS RAFFINÉS En complément du pétrole brut destiné à être traité dans les raffineries nationales, la France importe des produits pétroliers déjà raffinés. Les prix de ces derniers, qui incluent une marge de raffinage au-delà du coût du pétrole brut, varient sensiblement entre produits : ils dépendent, d’une part, de la demande qui leur est adressée et, d’autre part, de plusieurs facteurs liés à la qualité du produit, comme sa teneur énergétique, sa concentration en particules polluantes ou encore l’incorporation d’additifs. En 2019, le prix des produits raffinés importés par la France s’est élevé en moyenne à 529 €/tep (figure 1.2.2.1), en repli de 2,7 % par rapport à 2018, dans le sillage de la baisse du cours du Brent. Le gazole et le fioul domestique, majoritaires dans les achats français de produits raffinés, ont été en particulier importés au prix moyen de 544 €/tep (soit 46 c€/l) en 2019, contre 554 €/tep (soit 47 c€/l) en 2018. Le prix moyen des exportations françaises s’est élevé, quant à lui, à 614 €/tep pour l’ensemble des produits raffinés (675 €/tep pour les produits non énergétiques ; 503 €/tep pour les supercarburants, soit 39 c€/l). Figure 1.2.2.1 : prix moyens des produits raffinés à l’importation et à l’exportation En euros par tep 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Importations 635 724 682 622 454 379 456 544 529 dont gazole/fioul domestique 674 759 711 649 463 381 457 554 544 jet kérosène 649 764 721 671 473 373 458 570 557 gaz de pétrole liquéfié (GPL) 528 595 533 440 303 270 341 364 318 fioul lourd 554 621 580 537 359 287 365 427 431 produits non énergétiques* 717 744 705 670 514 456 521 607 551 Exportations 698 780 737 691 506 451 542 616 614 dont gazole/fioul domestique 671 724 702 679 444 369 435 534 505 supercarburants 651 751 704 643 464 384 467 525 503 fioul lourd 481 543 506 448 264 201 289 374 370 produits non énergétiques* 827 897 801 765 603 557 635 666 675 * Naphta, bitumes, lubrifiants. Source : calculs SDES, d’après DGDDI 1.2.3 PRIX À LA CONSOMMATION Le prix toutes taxes comprises (TTC) du gazole, carburant le plus consommé en France, s’élève en moyenne en 2019 à 1,44 €/l, ce qui représente son plus haut niveau historique (figure 1.2.3.1). Il est stable, en euros courants, par rapport à 2018, dans un contexte de gel de la fiscalité et de légère baisse des prix des produits raffinés importés (cf. supra). Les supercarburants restent légèrement plus chers que le gazole en 2019. Le prix moyen TTC du SP95-E10, supercarburant le plus consommé aujourd’hui en France, s’élève à 1,48 €/l en 2019, niveau légèrement inférieur à celui du SP95 (1,51 €/l), en raison d’une taxation moins forte. Le SP98 a, quant à lui, été acheté à un prix moyen de 1,57 €/l, du fait d’un prix hors toutes taxes (HTT) supérieur à celui du SP95. Comme celui du gazole, les prix des supercarburants, en euros courants, sont stables par rapport à 2018. L’écart de prix entre le gazole et les supercarburants s’est ainsi considérablement réduit ces dernières années, passant de 19 c€/l en 2014 à 4 c€/l en 2019 pour le SP95-E10, en raison principalement d’une réduction de l’écart de taxation entre les deux produits entre 2014 et 2018. Les prix des combustibles pétroliers à usage domestique apparaissent, quant à eux, en légère hausse, de 2,1 % pour le fioul domestique, 4,1 % pour le propane et 4,7 % pour le butane. Le prix du fioul lourd à très basse teneur en soufre, principalement utilisé dans le secteur industriel, pour le fonctionnement de centrales thermiques ou comme combustible pour les gros navires, augmente aussi modérément, de 2,1 %. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 9 partie 1 : les prix de l’énergie Figure 1.2.3.1 : prix à la consommation des principaux produits pétroliers (biocarburants inclus) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Gazole (€/l) HTT 0,41 0,53 0,68 0,74 0,69 0,63 0,48 0,41 0,48 0,59 0,59 HTVA 0,84 0,96 1,12 1,17 1,13 1,07 0,96 0,92 1,03 1,20 1,20 TTC 1,00 1,14 1,34 1,40 1,35 1,29 1,15 1,11 1,23 1,44 1,44 SP98 (€/l) HTT 0,43 0,55 0,67 0,75 0,72 0,67 0,55 0,49 0,54 0,62 0,62 HTVA 1,04 1,16 1,29 1,35 1,33 1,29 1,18 1,14 1,20 1,31 1,31 TTC 1,24 1,38 1,54 1,62 1,59 1,54 1,41 1,36 1,44 1,57 1,57 SP95-E10 (€/l) HTT - - - - 0,65 0,62 0,49 0,44 0,49 0,56 0,56 HTVA - - - - 1,26 1,23 1,12 1,07 1,13 1,24 1,24 TTC - - - - 1,51 1,48 1,35 1,28 1,35 1,48 1,48 SP95 (€/l) HTT 0,40 0,52 0,64 0,71 0,67 0,62 0,50 0,44 0,49 0,56 0,56 HTVA 1,01 1,12 1,25 1,31 1,28 1,24 1,13 1,09 1,15 1,25 1,26 TTC 1,21 1,34 1,50 1,57 1,54 1,48 1,35 1,30 1,38 1,50 1,51 Fioul domestique (€/l) HTT 0,42 0,54 0,69 0,75 0,72 0,66 0,51 0,44 0,50 0,60 0,62 HTVA 0,48 0,60 0,74 0,81 0,78 0,72 0,59 0,53 0,62 0,76 0,78 TTC 0,57 0,71 0,89 0,97 0,93 0,86 0,71 0,64 0,74 0,91 0,93 Gazole non routier (€/l) HTT - - - - - 0,64 0,50 0,42 0,49 0,59 0,58 HTVA - - - - - 0,73 0,61 0,55 0,64 0,78 0,77 TTC - - - - - 0,88 0,73 0,66 0,77 0,93 0,93 Gaz de pétrole liquéfié - carburant (€/l) HTT 0,51 0,55 0,65 0,68 0,67 0,65 0,58 0,51 0,53 0,57 0,60 HTVA 0,57 0,61 0,71 0,74 0,73 0,71 0,66 0,59 0,62 0,68 0,71 TTC 0,68 0,73 0,85 0,88 0,87 0,86 0,79 0,71 0,74 0,82 0,86 Gaz propane liquéfié PCI* (€/MWh) HTT 89 95 109 117 111 111 105 99 110 116 119 HTVA 89 95 109 117 111 111 105 99 110 119 124 TTC 107 114 131 140 133 134 126 119 132 143 149 Gaz butane (bouteille de 13 kg en €) HTT 23 24 25 27 27 27 27 27 26 27 28 HTVA 23 24 25 27 27 27 27 27 26 27 29 TTC 28 28 30 32 33 33 33 32 32 33 35 Fioul lourd à très basse teneur en soufre (TBTS) (€/t) HTT 298 393 505 582 533 496 327 276 358 421 432 HTVA 317 411 523 601 552 517 372 345 453 560 572 * PCI : pouvoir calorifique inférieur. Note : le prix hors toutes taxes (HTT) comprend le coût de la matière première et les coûts de raffinage, de stockage et de transport-distribution. Le prix hors taxe sur la valeur ajoutée (HTVA) est obtenu par addition du taux normal de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), majorations régionales incluses, au prix hors toutes taxes (HTT). Champ : France métropolitaine hors Corse. Sources : DGEC (fiouls domestique et lourd) ; Insee (butane) ; SDES (propane) 10 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie 1.3 Des prix du gaz en baisse, sauf dans le résidentiel 1.3.1. PRIX DE GROS DU GAZ NATUREL Le gaz naturel s’échange de gré à gré, en général via des contrats de long terme pouvant s’étendre sur plusieurs dizaines d’années, ou bien sur des marchés organisés, au comptant ou à terme. Moins dense et moins aisément transportable que le pétrole, le gaz naturel nécessite des infrastructures plus coûteuses pour être acheminé des zones de production à celles de consommation. Il s’échange ainsi à des prix reflétant des équilibres régionaux entre offre et demande, qui peuvent fortement diverger d’une zone à l’autre. Au début de la décennie, les écarts de prix entre les principales zones de marché se sont d’ailleurs fortement creusés (figure 1.3.1.1). En effet, l’afflux du gaz de schiste aux États-Unis a tiré les prix à des niveaux particulièrement bas sur les marchés nordaméricains, tandis qu’à l’inverse ceux-ci se sont envolés en Asie à la suite de la catastrophe de Fukushima. Les prix du gaz sur les marchés européens se sont maintenus à un niveau intermédiaire durant cette période. La croissance du commerce international de gaz naturel liquéfié (GNL) contribue toutefois à la fluidification des échanges et à la réduction des écarts de prix observés entre les différentes zones de marché. Le prix du gaz naturel sur le marché des Pays-Bas (Title Transfer Facility, TTF) est l’un des principaux prix de référence pour le marché continental européen. Il s’élève en moyenne à 13,6 €/MWh (en pouvoir calorifique supérieur, PCS) en 2019, en forte baisse par rapport à l’année précédente (- 42 %), où il s’établissait à 22,9 €/MWh. Le prix sur le marché spot de Londres (National Balancing Point, NBP), qui garde une place importante aux côtés du TTF pour les échanges de gaz, connaît une évolution similaire, passant de 23,3 €/MWh à 13,6 €/MWh. Après avoir atteint un point bas en cours d’année 2016, le prix du gaz naturel est remonté en 2017 et au cours des trois premiers trimestres 2018, tiré par les tensions sur le marché de l’électricité et la hausse des cours du charbon, avant de baisser fortement et de manière quasi continue depuis. La conjonction d’une offre plus abondante que prévue, notamment de gaz de schiste aux États-Unis, de la mise en route de nouvelles capacités de production de gaz naturel liquéfié, et d’une demande mondiale en croissance moins forte explique cette chute. À la fin de l’été 2019, le cours du gaz NBP est ainsi passé sous la barre des 10 €/MWh. Bien qu’en légère reprise en fin d’année 2019, le prix du gaz s’est effondré à nouveau au premier semestre 2020, en raison de la pandémie de coronavirus et des confinements de la population mis en en place un peu partout dans le monde. En juin 2020, le cours du gaz NBP s’établit à 5 €/MWh en moyenne, niveau historiquement bas. Figure 1.3.1.1 : prix spot du gaz naturel à New York, à Londres, aux Pays-Bas, en France et prix GNL importé au Japon * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Sources : National Balancing Point à un mois ; U.S. Energy Information Administration ; ministère japonais des Finances ; GRTgaz Bilan énergétique de la France pour 2019 – 11 partie 1 : les prix de l’énergie En France, les échanges se matérialisaient jusqu’en novembre 2018 au niveau de deux points d’échanges de gaz (PEG), rattachés aux deux zones d’équilibrage du réseau de transport (PEG Nord et Trading Region South (TRS)). Depuis, les deux zones ont fusionné en un PEG, commun aux deux gestionnaires de transports GRTgaz et Teréga. La bourse du gaz pour le marché français est gérée par Powernext. En 2019, le prix spot du gaz naturel s’y élève en moyenne à 13,6 €/MWh, évoluant de façon similaire à celui du marché londonien. Les prix à terme, légèrement plus élevés pour les produits à un an, ont suivi des tendances similaires. Les importations françaises reposent encore, à plus de 80 %, sur des contrats de long terme négociés de gré à gré, principalement avec la Norvège, la Russie et l’Algérie. Bien que les contrats de long terme restent encore très dépendants des cours du pétrole, sur lesquels ils étaient historiquement indexés, les évolutions des prix de marché occupent, depuis la fin des années 2000, une importance de plus en plus grande dans le calcul de leurs tarifs. Après une hausse en 2017 et 2018, les prix auxquels la France a acheté du gaz naturel ont chuté de manière importante en 2019 (- 20 % sur un an), pour atteindre 17 €/MWh en moyenne, dans le sillage des prix de marché du Brent et du gaz. La France réexporte par ailleurs du gaz naturel à des prix similaires (figure 1.3.1.2). Figure 1.3.1.2 : prix moyen à l’importation et à l’exportation du gaz naturel En €/MWh PCS* 2015 2016 2017 2018 2019 Importations 22,7 15,8 17,5 21,4 17,1 Exportations 22,4 15,7 17,4 20,6 17,1 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, TIGF, les fournisseurs de gaz, DGDDI Outre le gaz naturel importé, du biométhane est injecté dans le réseau, à des quantités encore faibles mais en forte croissance. Les producteurs de biométhane bénéficient de tarifs d’achat régulés, qui dépendent des caractéristiques de leurs installations et dont la logique est de couvrir leurs coûts. Le tarif d’achat moyen s’élève à 103 €/MWh en 2019 (figure 1.3.1.3). Figure 1.3.1.3 : tarif d’achat moyen du biométhane injecté dans le réseau En €/MWh PCS* 2015 2016 2017 2018 2019 Tarif d'achat 108,2 101,7 99,5 102,2 103,3 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : CRE 1.3.2 PRIX À LA CONSOMMATION DU GAZ NATUREL En 2019, le gaz a été payé en moyenne 39,3 €/MWh (en pouvoir calorifique supérieur) hors TVA, tous consommateurs et tous types d’offres (tarifs réglementés ou offres de marché) confondus. En incluant la TVA pour le résidentiel uniquement, ce prix moyen tous secteurs confondus atteint 42,7 €/MWh, en baisse de 3,7 % par rapport à 2018. Au plus haut en 2013, ce prix moyen avait décliné ensuite avant de fortement rebondir en 2018. Ces évolutions peuvent être analysées en décomposant le prix en la somme de quatre termes : la composante « approvisionnement » (coût de la molécule de gaz), la composante « infrastructure » (coût de l’accès aux terminaux méthaniers, du transport, du stockage et de la distribution) - (cf. 3.2), les taxes nettes des subventions et les marges de commerce (incluant un écart statistique) - (figure 1.3.2.1). Figure 1.3.2.1 : décomposition du prix moyen du gaz naturel * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Note : la TVA est incluse pour le résidentiel uniquement, car elle est déductible pour les entreprises. Source : calculs SDES 12 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie Le coût d’approvisionnement, essentiellement lié au prix des importations, baisse fortement en 2019, à 17,5 €/MWh, contre 21,8 €/MWh en 2018. Cette diminution est toutefois compensée en grande partie par le rebond des marges (3,1 €/MWh en 2019, contre 0,7 €/MWh en 2018), ce qui s’explique probablement par des délais dans la répercussion du coût d’approvisionnement dans les prix de détail. Par ailleurs, il convient de considérer avec précaution cette estimation des marges de commerce, dans la mesure où elle inclut par construction un écart statistique. En effet, les marges sont calculées en retranchant les autres postes de coûts identifiables à la valeur monétaire de la consommation. Or, ces grandeurs sont estimées de manière indépendante et avec une certaine incertitude statistique, rendant fragile l’estimation de leur solde. Le coût relatif à l’utilisation des infrastructures, lié en grande partie aux décisions tarifaires de la Commission de régulation de l’énergie, reste stable en 2019, à 13,2 €/MWh, après avoir augmenté de 8 % en 2018. Ce coût est imputable en 2019 à hauteur de 54 % à la distribution, 28 % au transport, 11 % au stockage et 7 % aux terminaux méthaniers. Les taxes hors TVA représentent en moyenne 5,8 €/MWh en 2019, dont 5,0 €/MWh pour la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) et 0,8 €/MWh pour la contribution tarifaire d’acheminement (CTA). La TICGN a fortement augmenté entre 2014 et 2018 ; elle ne représentait jusqu’en 2013 que 0,5 €/MWh en moyenne. Cette hausse sur la période s’explique, d’une part, par la suppression de l’exonération dont bénéficiaient les ménages et, d’autre part, par la montée en charge de la composante carbone désormais intégrée aux accises énergétiques. La TICGN est en revanche restée stable en 2019 et en 2020. Les subventions s’élèvent à 0,2 €/MWh en 2019 et sont exclusivement liées aux subventions au biométhane. En effet, le tarif spécial de solidarité gaz dont bénéficiaient des ménages en situation de précarité a été remplacé début 2018 par le chèque énergie, qui n’est pas uniquement ciblé sur le gaz, pouvant être utilisé pour tout type de facture d’énergie du logement ou pour des travaux de rénovation énergétique. Les prix du gaz sont hétérogènes entre catégories de clients. En général, ils décroissent avec le volume de gaz livré, en raison notamment d’effets d’échelle dans la commercialisation et la gestion du réseau ainsi que d’une fiscalité favorable aux gros consommateurs (figure 1.3.2.2). En 2019, le prix moyen hors TVA s’élève ainsi à 66,9 €/MWh dans le secteur résidentiel, contre 40,8 €/MWh dans le tertiaire, 24,4 €/MWh dans l’industrie et 21,3 €/MWh dans la branche énergie. Le prix moyen dans l’industrie masque lui-même une forte hétérogénéité. Les branches industrielles qui ont peu recours au gaz payent des prix proches de ceux du tertiaire, tandis que les plus gros consommateurs bénéficient de prix sensiblement inférieurs. Le prix du gaz connaît des évolutions contrastées entre secteurs en 2019. Il augmente pour les ménages (+ 7,1 %). Cette hausse semble toutefois en grande partie liée à un décalage temporel entre les consommations et les facturations. En effet, une partie de la forte hausse des tarifs de la fin de l’année 2018 n’a été facturée aux consommateurs qu’au début de l’année 2019. Le prix du gaz diminue en revanche en 2019 pour les entreprises, notamment pour les gros consommateurs. Les prix finaux sont en effet généralement d’autant plus sensibles aux prix de gros que les clients consomment des volumes élevés. Le prix du gaz baisse ainsi en moyenne de 3,3 % dans le tertiaire et de 11,9 % dans l’industrie. Figure 1.3.2.2 : prix moyens du gaz naturel par secteur En €/MWh PCS* 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Branche énergie 26,7 27,0 30,5 26,2 23,6 19,0 18,9 27,1 21,3 Production d'électricité ou chaleur 26,4 26,9 30,3 26,2 23,5 18,9 18,8 27,4 21,7 Branche énergie hors transformation 29,8 28,3 31,9 26,4 24,1 19,8 19,7 24,1 15,8 Consommation finale à usage énergétique HTVA 39,8 44,3 46,0 44,5 43,7 40,5 40,5 44,7 45,1 Agriculture-pêche 39,2 42,8 43,8 44,4 42,1 37,5 36,0 36,9 36,4 Industrie 27,8 30,4 32,0 30,4 29,6 25,8 25,6 27,7 24,4 Tertiaire et transports 39,0 42,8 44,0 42,7 40,3 38,0 37,3 42,2 40,8 Résidentiel HTVA 49,4 54,6 56,9 59,3 58,9 54,8 55,7 62,6 66,9 Résidentiel TTC 58,1 64,1 67,1 69,9 69,3 64,2 65,4 72,8 78,0 Consommation finale à usage non énergétique 27,4 27,2 31,1 25,9 23,0 19,8 19,4 24,1 15,8 Tous secteurs hors TVA 36,5 40,6 43,0 41,5 40,2 35,9 35,7 41,0 39,3 Tous secteurs avec TVA** 39,4 44,0 46,8 45,1 43,7 39,0 38,8 44,3 42,7 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. ** La TVA est incluse pour le résidentiel uniquement, car elle est déductible par les entreprises. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 13 partie 1 : les prix de l’énergie 1.4 Les prix du charbon à l’importation et à la consommation sont en hausse malgré une baisse des cours 1.4.1 PRIX DE GROS DU CHARBON Comme les autres produits énergétiques, le charbon fait l’objet d’échanges internationaux, soit de gré à gré, soit sur des marchés organisés, au comptant ou à terme. Deux marchés doivent être distingués : celui du charbon-vapeur et celui du charbon à coke. Le premier, aux exigences de qualité moindre que le second, s’échange en général à des prix inférieurs. Le prix du charbon-vapeur a connu une baisse quasi continue entre avril 2011 et février 2016, passant de 128 $/t à 44 $/t sur le marché spot européen (figure 1.4.1.1). Cette chute est notamment liée au développement de l’exploitation du gaz de schiste aux États-Unis et à son utilisation pour la production électrique, au détriment du charbon, ainsi qu’au repli de la demande de charbon en Chine. Ce repli peut luimême s’expliquer par le ralentissement de la croissance économique de la Chine et sa diversification énergétique progressive. La tendance s’est toutefois inversée à partir du printemps 2016, le prix du charbon-vapeur dépassant le seuil de 100 $/t au milieu de l’année 2018. Ce rebond semble avoir été déclenché principalement par la diminution de la production chinoise à la suite de la réduction, décidée par le gouvernement en avril 2016, du nombre de jours d’activité dans les mines (de 330 jours à 276 jours par an), afin de diminuer les surcapacités et limiter la pollution locale. Néanmoins, la chute drastique et quasi continue des cours du gaz depuis le dernier trimestre 2018 (cf. 1.3) a poussé le prix du charbon fortement à la baisse, le gaz et le charbon étant en concurrence pour la production d’électricité dans la plupart des pays émergents. Ainsi, en mai 2020, le cours du charbon-vapeur est tombé sous la barre des 40 $ la tonne. Figure 1.4.1.1 : prix spot du charbon-vapeur sur le marché Anvers-Rotterdam-Amsterdam (ARA) Note : le prix du charbon-vapeur est un prix coût, assurance et fret inclus (CAF). Source : ICE (Intercontinental Exchange) 14 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie Le charbon est principalement importé sous forme primaire en France et son prix moyen s’est élevé à 150 €/t en 2019 (figure 1.4.1.2). Il augmente de 10 % sur un an, tiré probablement par un double effet de structure des importations : les centrales électriques de métropole, consommant principalement du charbon-vapeur, ont en effet été très peu utilisées en 2019. Ainsi, l’importance relative des DOM dans les importations est en hausse, et les achats de charbon y sont plus chers. En outre, du fait du moindre besoin de charbon-vapeur, c’est surtout du charbon à coke, de meilleure qualité mais à un prix plus élevé, qui a été importé pour être utilisé par la filière fonte. Des quantités faibles de charbon dérivé, essentiellement du coke, ont été importées à un prix moyen de 302 €/t, également en légère augmentation sur un an (+ 3 %). Les prix à l’exportation du charbon dérivé, qui concernent des quantités beaucoup plus faibles, ont connu en revanche une forte baisse, avec un prix moyen atteignant 137 €/t, soit moins de la moitié du prix moyen de 2018. Figure 1.4.1.2 : prix moyens du charbon primaire et du charbon dérivé à l’importation et à l’exportation En €/t 2015 2016 2017 2018 2019 Importations 93 88 132 136 150 Charbon primaire 88 84 128 128 140 Charbon dérivé 215 201 251 294 302 Exportations 191 160 168 298 137 Charbon dérivé 191 160 168 298 137 Source : DGDDI 1.4.2 PRIX DU CHARBON POUR LES CONSOMMATEURS La filière fonte (i.e. les cokeries, les hauts-fourneaux et les installations en aval de ces derniers dans les sites intégrés) a payé le charbon primaire qu’elle a consommé 155 €/t en moyenne en 2019, en baisse de 4 % sur un an (figure 1.4.2.1). Les producteurs d’électricité et/ou de chaleur, exclusivement consommateurs de charbon-vapeur, ont payé ce dernier 98 €/t en moyenne en 2019. Les prix pour les autres consommateurs (industrie hors sidérurgie, résidentiel et tertiaire) se sont élevés en moyenne à respectivement 139 €/t (en hausse de 2 % sur un an) et 339 €/t (en hausse de 2 % également). Ces derniers prix intègrent probablement des marges de transport et d’intermédiation, dans la mesure où ces acteurs, consommant moins que les entreprises sidérurgiques intégrées et les producteurs d’électricité, sont moins susceptibles d’importer eux-mêmes le charbon. Figure 1.4.2.1 : prix moyens à la consommation du charbon primaire et du charbon dérivé par secteur En €/t 2015 2016 2017 2018 2019 Consommation filière fonte 143 147 208 200 215 Charbon primaire 104 101 177 162 155 Charbon dérivé 223 244 275 276 329 Énergie (hors filière fonte) 69 69 82 78 98 Charbon primaire 69 69 82 78 98 Consommation finale totale 130 128 151 178 189 Charbon primaire 104 109 125 137 139 Charbon dérivé 218 202 263 333 339 Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 15 partie 1 : les prix de l’énergie 1.5 Des prix du bois globalement en hausse en 2019 1.5.1 PRIX DES IMPORTATIONS ET EXPORTATIONS En 2019, les prix moyens à l’importation et à l’exportation du bois-énergie s’élèvent respectivement à 35 €/MWh et 28 €/MWh (figure 1.5.1.1). L’écart entre les prix à l’importation et à l’exportation, qui se réduisait depuis plusieurs années, se creuse en 2019. En effet, les importations de granulés de bois, plus coûteux que les autres catégories de boisénergie, sont en hausse, alors que leurs exportations sont en baisse. Sur la période 2014-2019, les prix globaux moyens à l’importation diminuent de 5 %, en raison notamment d’un recul des prix du bois en rondins ou en bûches. À l’inverse, les prix à l’exportation ont progressé de 15 % sur la même période, du fait d’un accroissement de ceux des granulés. Figure 1.5.1.1 : prix moyens du bois-énergie à l’importation et à l’exportation En €/MWh 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Importations 37 36 33 32 32 35 Exportations 24 27 27 27 29 28 Source : calculs SDES, d’après DGDDI 1.5.2 PRIX POUR LE RÉSIDENTIEL Le prix du bois-énergie payé par les ménages présente une forte hétérogénéité et est difficile à appréhender, pour deux raisons. D’une part, divers types de bois sont consommés sous différentes formes et, d’autre part, le marché formel ne représente qu’une part minoritaire de la consommation, du fait du poids important du marché informel ainsi que de l’autoconsommation. Les bûches représentent encore l’essentiel des consommations des particuliers en bois de chauffage. Au sein des circuits commerciaux, le prix moyen TTC de la bûche de 50 cm (humidité < 20 % et livraison non comprise), qui est la plus courante, s’élève à 32 €/MWh (figure 1.5.2.1) en 2019, en légère diminution par rapport à 2018. Les granulés de bois se développent, quant à eux, rapidement. D’utilisation plus aisée que les bûches, ils sont aussi plus chers que ces dernières. En 2019, le prix moyen des granulés en vrac (livraison comprise) s’élève ainsi à 62 €/MWh, soit 5 % de plus qu’en 2018, et celui des granulés en sac (prix d’une palette départ fournisseur) à 65 €/MWh, soit 7 % de plus qu’en 2018. Les prix varient par ailleurs nettement au cours de l’année, notamment celui des granulés, le maximum étant généralement atteint au cours de l’hiver. Au premier trimestre 2020, l’ensemble des prix est en hausse par rapport au même trimestre de l’année précédente : 34 € pour les bûches (+ 2 €), 64 € pour les granulés en vrac (+ 1 €), 68 € pour les granulés en sac (+ 5 €). Figure 1.5.2.1 : prix TTC du bois-énergie : circuits commerciaux Source : calculs SDES, d’après enquête CEEB-Insee-Agreste 16 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie Les hausses successives du taux de TVA (5,5 % à 7 % au 1er janvier 2012 et 7 % à 10 % au 1er janvier 2014) ont contribué à l’augmentation des prix observés en 2012 et 2014. Pour les granulés, l’augmentation de 2011 à 2014 est également liée au fort développement des poêles à granulés. Après une phase de recul des prix, due notamment au développement des ventes de granulés dans les grandes surfaces de bricolage et les jardineries, les prix des granulés augmentent de nouveau en 2019. Beaucoup de ménages s’approvisionnent toutefois en bûches sur le marché informel, à des prix pouvant être inférieurs à ceux des circuits commerciaux. Le prix moyen du bois-énergie acheté par les ménages, tous marchés confondus (formel et informel), s’élèverait à 36 €/MWh en 2019, contre 31 €/MWh en 2013. Cette hausse résulte notamment du poids croissant des granulés dans la consommation des ménages en bois-énergie. 1.5.3 PRIX POUR LES PROFESSIONNELS Le prix moyen des combustibles bois pour les professionnels, livraison comprise, atteint 24 €/MWh en 2019 (figure 1.5.3.1), en légère progression après plusieurs années de stabilité. Ce prix moyen masque toutefois une forte hétérogénéité. En effet, différents types de combustibles bois (produits forestiers, produits connexes de l’industrie du bois, bois de récupération) avec des caractéristiques très différentes sont utilisés dans les chaufferies industrielles et collectives. De façon générale, plus le combustible est calibré et sec, plus son prix est élevé. Figure 1.5.3.1 : prix HTVA des combustibles bois avec livraison pour les chaufferies professionnelles * DIB : déchets industriels banals. Note : indice pondéré calculé sur la base de la contribution des différents combustibles à la production thermique (projets Fonds Chaleur) : plaquettes 71,5 %, broyats 11,4 %, sciures 11,3 %, écorces 5,8 %. Source : Ademe, enquête Basic 2000 pour 2012, estimation CODA Stratégies à partir du CEEB pour 2013-2019 Bilan énergétique de la France pour 2019 – 17 partie 1 : les prix de l’énergie Les disparités entre secteurs d’activité sont également très fortes, notamment au sein de l’industrie manufacturière. Le prix moyen des achats dans le secteur du bois et ouvrages en bois est ainsi deux fois moindre (11 €/MWh en 2019) que dans le secteur des produits alimentaires, boissons et tabac (21 €/MWh en 2019) - (figure 1.5.3.2). Le prix moyen dans l’ensemble de l’industrie manufacturière s’élève à 14 €/MWh en 2019. Figure 1.5.3.2 : prix HTVA des combustibles bois pour les établissements industriels de plus de 20 salariés Note : les quatre secteurs représentés sur ce graphique représentent 87 % de la consommation et des dépenses des établissements industriels en bois-énergie en 2019. Source : calculs SDES, d’après Insee-EACEI 18 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie 1.6 Les prix des biocarburants importés diminuent en 2019 En 2019, les prix à l’importation et à l’exportation du biodiesel s’élèvent respectivement à 859 €/tep et 940 €/tep, et ceux du bioéthanol respectivement à 981 €/tep et 1 001 €/tep (figure 1.6.1). Dans un contexte de stabilité des prix de marché des carburants (cf. 1.2), les prix à l’importation des deux produits décroissent par rapport à 2018, tandis que ceux à l’exportation augmentent légèrement. Tous ces prix restent inférieurs aux niveaux atteints au début de la décennie. Comme les prix des biocarburants sont supérieurs à ceux des produits pétroliers auxquels ils sont mélangés (le gazole pour le biodiesel et les supercarburants pour le bioéthanol), leur incorporation, qui vise à diminuer les émissions de CO2 du transport routier, engendre un coût pour la collectivité, dont le partage entre les consommateurs et l’État dépend de la fiscalité mise en place. On peut estimer le coût de la tonne de CO2 évitée par leur incorporation en considérant que le gain en termes d’émissions est compris entre 50 % (seuil de durabilité fixé par la législation européenne) et 100 % de celles des produits pétroliers correspondants. En 2019, ce coût s’élèverait ainsi entre 75 €/tCO2 et 149 €/tCO2 pour le biodiesel, et entre 114 €/tCO2 et 227 €/tCO2 pour le bioéthanol (figure 1.6.2). Ces valeurs ont globalement reculé depuis 2011, particulièrement pour le biodiesel, les prix des biocarburants ayant davantage baissé que ceux des produits pétroliers correspondants. Les coûts estimés ici ne prennent pas en compte les émissions indirectes liées au changement d’affectation des sols et seraient supérieurs si c’était le cas. Figure 1.6.1 : prix moyens des biocarburants à l’importation et à l’exportation En euros par tep 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Importations 1 235 1 109 945 822 844 860 934 866 Bioéthanol 1 401 1 238 1 216 1 015 872 943 1 004 981 Biodiesel 1 194 1 096 925 798 842 855 929 859 Exportations 1 340 1 188 1 124 1 021 872 997 943 946 Bioéthanol 1 358 1 200 1 151 1 076 793 905 966 1 001 Biodiesel 1 165 1 110 1 012 891 963 1 037 936 940 Source : calculs SDES, d’après DGDDI Figure 1.6.2 : coût de la tonne de CO2 évitée par l’incorporation des biocarburants Source : calculs SDES, d’après CPDP, DGDDI Bilan énergétique de la France pour 2019 – 19 partie 1 : les prix de l’énergie 1.7 Hausse des prix de l’électricité à la consommation pour tous les secteurs 1.7.1 PRIX DE GROS DE L’ÉLECTRICITÉ L’électricité peut s’échanger de gré à gré ou sur des bourses. European Power Exchange (Epex) Spot est la bourse du marché spot français. Les produits à terme peuvent, quant à eux, s’échanger sur la bourse European Energy Exchange (EEX) Power Derivatives. Le prix spot de l’électricité livrable en France (figure 1.7.1.1), qui est sensible aux variations conjoncturelles de la demande et présente un caractère saisonnier, s’établit à 40 €/MWh en moyenne en 2019. Il diminue ainsi de 21,3 % par rapport à l’année précédente, après deux années de hausse consécutives, liées à la baisse de la production nucléaire en 2017 puis à la hausse des prix du gaz et du quota de CO2 en 2018. Les arrêts plus importants qu’a connus la filière en deuxième moitié de l’année 2019 ont été compensés par une production hydraulique plus importante, permettant de maintenir les cours à un niveau bas. Le début d’année 2020 a vu les cours s’effondrer dans le contexte de la crise sanitaire qu’a connue la France. En avril 2020, le prix spot atteignait ainsi 13,5 €/MWh, un prix historiquement bas. Les prix à terme de l’électricité, qui reflètent les anticipations des acteurs du secteur, ont, à la différence des prix spot, légèrement augmenté entre 2018 et 2019. Le prix à terme pour l’année suivante (« Y+1 ») de l’électricité en base est ainsi passé de 49 €/MWh en 2018 à 51 €/MWh en 2019 en moyenne. Figure 1.7.1.1 : prix Baseload moyen mensuel sur le marché European Power Exchange (Epex) Spot France Source : Epex Spot 20 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie La France exporte l’électricité à un prix en moyenne moins élevé que celui auquel elle l’importe. En 2019, ceux-ci s’élèvent respectivement à 38 €/MWh et 47 €/MWh (figure 1.7.1.2). Outre le fait que le prix à l’importation peut comprendre un coût d’interconnexion (correspondant à une rémunération des gestionnaires de transport de part et d’autre de la frontière), cela s’explique par le fait que la France, où le chauffage électrique est particulièrement développé, a tendance à importer en hiver durant les périodes de forte consommation (matinée et début de soirée), lorsque l’électricité est la plus chère, et à exporter la nuit et en été, lorsqu’elle est meilleur marché. Figure 1.7.1.2 : prix moyens de l’électricité à l’importation et à l’exportation En €/MWh 2015 2016 2017 2018 2019 Exportations 38 32 41 48 38 Importations 45 46 57 59 47 Source : DGDDI En dehors des marchés de gros et des transactions de gré à gré, certaines productions d’électricité sont vendues à des prix régulés à des fournisseurs ou des intermédiaires. D’une part, certaines filières, que l’État souhaite développer, bénéficient d’obligations d’achat leur garantissant un tarif défini sur une période de 10 à 20 ans ou de compléments de rémunération. Ces soutiens, établis dans une logique de couverture de coûts, sont très hétérogènes entre filières (figure 1.7.1.3). La filière photovoltaïque bénéficie de la rémunération moyenne la plus élevée en 2019, à 292 €/MWh1. Celle-ci est tirée par les installations raccordées au démarrage de la filière et baisse à un rythme rapide. En effet, en raison de la forte diminution des coûts, les soutiens accordés aux nouvelles installations sont beaucoup moins élevés. À l’opposé, les rémunérations les plus basses concernent la filière d’incinération des déchets ménagers, suivie par la petite hydraulique (les grandes installations hydrauliques ne bénéficiant pas d’obligations d’achat) et l’éolien. Figure 1.7.1.3 : rémunérations moyennes des installations en activité bénéficiant d’obligations d’achat ou de compléments de rémunération En €/MWh 2015 2016 2017 2018 2019 Photovoltaïque 392 358 340 304 292 Éolien 92 91 90 90 90 Hydraulique 77 77 80 78 83 Biogaz 121 139 148 154 163 Incinération 58 57 57 58 60 Biomasse 137 139 139 139 145 Toutes installations 157 153 152 147 146 Note : la rémunération est égale au tarif d’achat pour les installations sous obligation d’achat, et à la somme du prix de gros moyen de l’électricité produite et du complément de rémunération pour les installations bénéficiant de ce dernier. Elle est calculée sur l’ensemble du territoire français pour les filières photovoltaïque, éolienne et hydraulique, et sur la France continentale pour les autres filières. Source : calculs SDES D’autre part, dans le but de permettre une concurrence équitable entre fournisseur historique et fournisseurs alternatifs, ces derniers bénéficient depuis juillet 2011 de la possibilité d’acquérir une partie de la production nucléaire d’EDF à un prix régulé, dans le cadre du mécanisme de « l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique » (Arenh). Ce prix, fixé à l’origine à 40 €/MWh, est passé à 42 €/MWh en janvier 2012, puis est resté inchangé depuis cette date. 1 Voir pour plus de détails le rapport annuel du Comité de gestion des charges de service public de l’électricité en ligne sur le site internet du ministère de la Transition écologique : www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Rapport%20annuel%20du%20CGCSPE%20n%C2%B02.pdf Bilan énergétique de la France pour 2019 – 21 partie 1 : les prix de l’énergie 1.7.2 PRIX À LA CONSOMMATION DE L’ÉLECTRICITÉ En 2019, l’électricité est payée en moyenne 115 €/MWh hors TVA, tous consommateurs (à l’exception de la branche électricité) et tous type d’offres (tarifs réglementés ou offres de marché) confondus. En incluant la TVA (pour le secteur résidentiel uniquement), ce prix moyen s’élève à 125 €/MWh, en hausse de 5,1 % par rapport à 2018. Le prix comprend une composante « fourniture », une composante « acheminement » et les taxes (figure 1.7.2.1). La composante « fourniture » correspond aux coûts de l’activité de fourniture, soit la somme des coûts d’approvisionnement en électricité et en garanties de capacité, de ceux de commercialisation et de la rémunération du fournisseur (marge). Elle s’élève en moyenne en 2019 à 55 €/MWh, en hausse sensible par rapport à 2018 (50 €/MWh). Cette augmentation s’explique en grande partie par la forte hausse des prix à terme pour une livraison en 2019 au cours de l’année 2018. La composante « acheminement » correspond au tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe). Ce tarif s’applique à tous les utilisateurs raccordés aux réseaux de transport et de distribution en haute et basse tension, quel que soit leur fournisseur d’énergie. Il vise, pour partie, à couvrir les coûts de développement, d’exploitation et d’adaptation à la transition énergétique des réseaux de transport et de distribution. Le barème du Turpe est réglementé et fixé par la Commission de régulation de l’énergie. Le Turpe s’élève à 34 €/MWh en moyenne en 2019. Il augmente de 1,1 % par rapport à 2018, rythme proche de celui observé depuis le début de la décennie. Les taxes comprennent, outre la TVA, la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE), qui est fusionnée depuis 2016 avec la contribution au service public de l’électricité (CSPE), les taxes locales sur la consommation finale d’électricité (TLCFE) et la contribution tarifaire d’acheminement (CTA). Hors TVA, elles représentent en moyenne 26 €/MWh en 2019 et évoluent peu depuis 2016, après avoir quasiment doublé entre 2011 et 2016. Cette évolution s’explique essentiellement par celle de la CSPE, dont le taux normal avait augmenté de 3 €/MWh par an de 2012 à 2016. Il reste inchangé depuis, à 22,5 €/MWh, l’augmentation des charges de service public de l’électricité étant financée par la fiscalité sur les énergies fossiles. Compte tenu des exonérations dont bénéficient certaines entreprises électro-intensives, le taux moyen de cette taxe s’établit à 18 €/MWh. En incluant la TVA (pour le secteur résidentiel uniquement), les taxes s’élèvent, au total, à 36 €/MWh en 2019. Figure 1.7.2.1 : décomposition du prix moyen de l’électricité En €/MWh Fourniture Acheminement Taxes hors TVA TVA 140 120 100 80 60 40 20 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Note : la branche électricité et l’autoconsommation sont exclues du champ. La composante acheminement inclut le coût des pertes sur les réseaux de transport et de distribution. La TVA n’est comptabilisée que pour le résidentiel, étant déductible pour les entreprises. Source : calculs SDES 22 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 1 : les prix de l’énergie Figure 1.7.2.2 : prix moyen de l’électricité par secteur En €/MWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Énergie (hors électricité) 72 74 76 77 78 71 69 74 80 Consommation finale TTC* 100 104 110 114 119 116 117 120 126 Agriculture-pêche 90 90 92 105 109 112 114 122 128 Industrie 66 68 71 72 72 66 64 67 71 Transports 54 55 54 54 54 49 47 52 53 Tertiaire 95 97 103 108 112 105 107 108 115 Résidentiel HTVA 114 118 125 133 138 140 141 146 152 Résidentiel TTC 134 138 147 157 162 165 166 171 178 Tous secteurs hors TVA 92 96 101 105 109 106 107 110 115 Tous secteurs avec TVA* 99 103 109 114 118 115 116 119 125 * La TVA est incluse uniquement pour le secteur résidentiel, étant déductible par les entreprises. Note : la branche électricité et l’autoconsommation sont exclues du champ. Source : calculs SDES Les prix de l’électricité sont très hétérogènes entre types de clients. En général, ils décroissent avec le volume d’électricité livré, en raison notamment d’effets d’échelle dans la commercialisation et l’exploitation des réseaux ainsi que d’une fiscalité favorable aux gros consommateurs électrointensifs (figure 1.7.2.2). Le profil de consommation joue aussi, les clients résidentiels consommant davantage en période de pointe, lorsque les prix de gros sont les plus élevés, pour satisfaire leurs besoins de chauffage. En 2019, le prix moyen hors TVA s’élève ainsi à 152 €/MWh dans le secteur résidentiel, contre 128 €/MWh dans l’agriculture, 115 €/MWh dans le tertiaire, 80 €/MWh dans le secteur de l’énergie (hors branche électricité elle-même), 71 €/MWh dans l’industrie et 53 €/MWh dans les transports. Le prix TTC de l’électricité augmente de 3,8 % dans le secteur résidentiel en 2019 (voir Datalab essentiel Prix de l’électricité en France et dans l’Union européenne en 2019, juin 2020). Ce rythme d’augmentation, supérieur à celui des trois années précédentes, se rapproche de ceux observés au début de la décennie. Dans l’industrie, le prix moyen augmente fortement en 2019 (+ 6,9 %) mais reste plus bas qu’en 2014 et 2015. Les prix dans le secteur tertiaire et dans l’agriculture sont également en hausse significative en 2019, de respectivement 6,2 % et 4,9 %. L’augmentation est plus modérée dans les transports (+ 2,6 %). Bilan énergétique de la France pour 2019 – 23 partie 1 : les prix de l’énergie 1.8 Le prix de la chaleur baisse dans l’industrie et se stabilise dans les autres secteurs Le prix de la chaleur achetée par les consommateurs industriels s’élève à 26,2 €HTVA/MWh en 2019 (figure 1.8.1), en baisse de 12 % par rapport à 2018. Cette chaleur, pouvant être distribuée soit via un réseau soit dans le cadre d’une relation exclusive entre un producteur et un acheteur unique, est en grande partie issue de centrales de cogénération au gaz. Son prix suit donc la tendance de celui du gaz, mais est logiquement supérieur, en raison du coût de fonctionnement des centrales ainsi que des pertes de transformation et de distribution. Figure 1.8.1 : évolution du prix de la chaleur commercialisée Sources : EARCF ; EACEI ; calculs SDES Le prix de la chaleur achetée par les autres secteurs hors énergie (résidentiel, tertiaire et, plus marginalement, agriculture), qu’on suppose intégralement distribuée via des réseaux, s’élève, quant à lui, en moyenne à 85,3 €TTC/MWh en 2019 (80,0 €HTVA/MWh). Ce prix est quasiment stable en 2019 alors qu’il avait nettement augmenté les deux années précédentes (+ 7 % en 2018 et + 3 % en 2017). La forte augmentation de 2018 s’expliquait principalement par la forte hausse des prix des combustibles et notamment du gaz naturel, énergie qui représente plus du tiers du bouquet énergétique des réseaux de chaleur. En 2019, les prix des combustibles évoluent plus modérément et celui du gaz est même en baisse. Les hausses du prix de la chaleur en 2017 et 2018 étaient aussi liées à la baisse de la consommation de chaleur par client, elle-même imputable aux températures hivernales en moyenne plus douces que l’année précédente. En effet, la tarification de la chaleur comporte une part d’abonnement importante destinée à financer les coûts fixes de réseau. En conséquence, toutes choses égales par ailleurs, le prix en €/MWh est d’autant plus élevé que la consommation est faible. Cet effet ne joue pas en 2019 car la douceur des températures y est à peu près analogue à 2018. Par ailleurs, le développement de réseaux de chaleur utilisant une part majoritaire d’énergies renouvelables et de récupération, bénéficiant d’un taux de TVA réduit, se traduit par une baisse du taux de TVA moyen des réseaux. Celui-ci a diminué d’environ trois quarts de point depuis 2016, pour s’établir à 6,7 % en 2019. 24 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 L’approvisionnement énergétique de la France — Le taux d’indépendance énergétique diminue de 0,6 point en 2019, à 54,6 %. En effet, la production primaire baisse plus fortement que la consommation primaire, en raison de la moindre production nucléaire et hydraulique. Le déficit des échanges physiques d’énergie augmente légèrement, de 0,3 %, tiré notamment par les achats de gaz naturel et de produits pétroliers. La baisse des prix des combustibles fait néanmoins baisser la facture énergétique de la France de 3,3 %. Toutes énergies confondues, elle s’élève à 44,3 Md€. 26 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France 2.1 Baisses de la production et de la consommation primaires d’énergie La production d’énergie primaire s’élève à 134,0 Mtep en France en 2019, en baisse de 2,5 % par rapport à 2018 (figure 2.1.1). Cette diminution s’explique par le recul de la production nucléaire (- 3,4 %, à 104,0 Mtep), lié à une moindre disponibilité des centrales. La production nucléaire, qui représente encore près de 80 % de la production primaire totale, retombe ainsi à un niveau très proche de celui observé en 2017, qui était le plus bas depuis la fin des années 1990. La production primaire d’énergie renouvelable électrique est quasiment stable par rapport à 2018 (- 0,7 %, à 9,0 Mtep). En effet, la baisse de la production hydraulique (- 13 %, à 4,9 Mtep), imputable à un déficit pluviométrique durant les trois premiers trimestres, a été quasiment compensée par la hausse des productions éolienne (+ 21 %, à 3,0 Mtep) et photovoltaïque (+ 12 %, à 1,0 Mtep). Cette dernière s’explique par la hausse des capacités installées ainsi que, pour l’éolien, par des conditions de vent très favorables en 2019. La production primaire d’énergies renouvelables thermiques et issues de la valorisation des déchets s’élève à 20,1 Mtep en 2019, en légère hausse par rapport à 2018 (+ 1,2 %). La production de biomasse solide (en majeure partie du bois de chauffage), qui en constitue la principale composante, reste quasiment stable, tandis que les autres filières, notamment les pompes à chaleur, poursuivent leur essor. Enfin, la production primaire d’énergie fossile, autrefois importante, est désormais marginale. Composée essentiellement de pétrole brut extrait des bassins aquitain et parisien, elle s’élève à 1,0 Mtep en 2019. Figure 2.1.1 : production primaire d’énergie * Y compris énergies marines. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 27 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Le déficit des échanges physiques d’énergie s’accroît très légèrement, de 0,3 %, à 120,5 Mtep. En particulier, les entrées nettes de gaz naturel sur le territoire augmentent (+ 1,7 %, à 39,2 Mtep), de même que le solde importateur en produits raffinés (+ 24,8 %, à 28,2 Mtep), qui permet de compenser la moindre production des raffineries françaises. Les achats de pétrole brut diminuent de 8,8 %, s’établissant à 49,6 Mtep, en raison de cette contraction de l’activité de raffinage. L’Arabie saoudite redevient le premier fournisseur de la France en pétrole brut, dépassant le Kazakhstan. Les importations de charbon chutent de 20,9 %, tombant à leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies. Les importations nettes de biocarburants, essentiellement du biodiesel, représentent 0,9 Mtep, en forte hausse par rapport à 2018. Le déficit des échanges extérieurs de bois s’accroît également mais reste modeste (0,2 Mtep) par rapport à sa consommation. Avec le recul des productions nucléaire et hydraulique, le solde exportateur des échanges physiques d’électricité diminue de 8,4 %, pour s’établir à 5,0 Mtep. Le taux d’indépendance énergétique de la France, rapport entre la production et la consommation nationale d’énergie primaire, s’élève à 54,6 % en 2019 (figure 2.1.2). Il perd 0,6 point par rapport à 2019, en raison de la baisse de la production nucléaire. Dans une perspective de plus long terme, il évolue relativement peu depuis le début des années 1990. Il avait sensiblement crû dans les années 1980 en raison du fort développement du parc électronucléaire, l’énergie nucléaire étant considérée comme produite domestiquement par convention statistique internationale (cf. encadré page suivante). Figure 2.1.2 : taux d’indépendance énergétique Source : calculs SDES 28 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France La facture énergétique de la France s’élève à 44,3 milliards d’euros en 2019 (Md€2019), baissant de 1,5 Md€2019 par rapport à 2018 (figure 2.1.3). Cette diminution trouve essentiellement son origine dans la chute des cours du gaz (sur lesquels sont partiellement indexés les contrats à terme), le prix spot NBP à Londres baissant de 42 % en moyenne entre 2018 et 2019. Malgré l’augmentation du volume physique importé, la facture gazière de la France est ainsi réduite de 2,2 Md€2019, à 8,6 Md€2019. Le charbon contribue également à la baisse de la facture énergétique, à hauteur de 0,3 Md€2019, en raison de la chute de la quantité importée. La facture pétrolière, qui pèse pour près des trois quarts de la facture énergétique totale, reste à peu près stable, dans un contexte de légère baisse du prix du baril de Brent. Plus précisément, les importations nettes en pétrole brut baissent de 2,5 Md€2019, à 21,9 Md€2019, tandis que celles en produits raffinés et biocarburants progressent de 2,6 Md€2019, à 14,2 Md€2019. Le solde exportateur d’électricité, qui allège la facture globale, baisse de 0,9 Md€2019, pour s’établir à 2,0 Md€2019. En effet, à la baisse du solde des échanges physiques, s’ajoute celle du prix spot de l’électricité, de 21 % en moyenne entre 2018 et 2019. Figure 2.1.3 : facture énergétique de la France En milliards d’euros 2019 2015 2016 2017 2018 2019 Facture énergétique 40,3 32,0 39,9 45,8 44,3 Charbon 1,3 1,2 2,1 1,9 1,6 Pétrole brut 21,2 16,7 21,6 24,4 21,9 Produits raffinés 9,5 6,7 8,1 11,0 13,4 Gaz naturel 10,5 7,9 8,7 10,8 8,6 Électricité - 2,4 - 1,1 - 1,3 - 2,9 - 2,0 Biocarburants 0,2 0,6 0,8 0,6 0,8 Bois-énergie 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 Source : calculs SDES, d’après DGDDI, CRE, enquête auprès des raffineurs Le taux d’indépendance énergétique est sensible aux règles de comptabilité de l’énergie nucléaire L’énergie primaire correspond à l’énergie tirée directement de la nature, ou contenue dans les produits énergétiques tirés de la nature. Elle se distingue de l’énergie secondaire, obtenue à partir d’une énergie primaire ou d’une autre énergie secondaire. Ainsi, par exemple, l’électricité thermique est une énergie secondaire issue d’un combustible naturel comme le charbon ou le gaz naturel, considéré comme énergie primaire. Dans le cas de l’énergie nucléaire, issue de la réaction de fission de l’uranium ou du plutonium, les conventions internationales sur les statistiques de l’énergie considèrent comme énergie primaire la chaleur issue de la réaction et non le combustible nucléaire lui-même. Cela a pour conséquence de comptabiliser comme production primaire (i.e. comme ressource nationale) la quantité de chaleur produite par les centrales nucléaires (qui est estimée à partir de l’électricité effectivement produite par celles-ci et d’un rendement théorique de 33 %), indépendamment du fait que le combustible nucléaire soit importé ou non. Le manuel sur les statistiques de l’énergie coédité par l’Agence internationale de l’énergie et par Eurostat souligne que, si l’origine du combustible nucléaire était prise en considération, « la dépendance de l’approvisionnement à l’égard d’autres pays serait accrue ». Dans le cas de la France, qui a recours intégralement à des combustibles importés (utilisés directement ou après recyclage), le taux d’indépendance énergétique perdrait environ 40 points de pourcentage, pour s’établir autour de 12 % en 2019, si l’on considérait comme énergie primaire le combustible nucléaire plutôt que la chaleur issue de sa réaction. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 29 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France 2.2 La production primaire diminue du fait de la moindre disponibilité des centrales nucléaires 2.2.1 COMBUSTIBLES FOSSILES Autrefois importante, la production primaire d’énergie fossile en France est désormais marginale (figure 2.2.1.1). Elle s’élève à 1,0 Mtep en 2019, en légère hausse par rapport à 2018 (+ 6,8 %). Elle est composée quasi intégralement de produits à destination des raffineries : pour près des trois quarts, il s’agit de pétrole brut extrait des bassins parisien et aquitain, auquel s’ajoute une production d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) destinés à améliorer la qualité des produits raffinés, comme par exemple les carburants. La production de pétrole brut sur le territoire français a été de 723 milliers de tonnes ; elle a été divisée par plus de quatre depuis la fin des années 1980. Cette production ne satisfait désormais qu’un peu moins de 1 % de la consommation nationale. Au 1er janvier 2020, les réserves de pétrole brut (18 Mt) et d’hydrocarbures extraits du gaz naturel représentent environ 25 ans d’exploitation au rythme actuel. Depuis l’arrêt définitif de l’injection du gaz du gisement de Lacq dans le réseau en octobre 2013, la production nationale de gaz naturel se limite à l’extraction de quantités, très marginales, de gaz de mine du bassin du Nord-Pas-deCalais. Celles-ci s’élèvent à 185 GWh PCS (pouvoir calorifique supérieur) en 2019. L’approvisionnement de la France en charbon repose désormais exclusivement sur le commerce extérieur et, dans une moindre mesure, sur le recours aux stocks. En effet, la collecte de produits de récupération présents sur les anciens sites d’extraction, qui subsistait depuis la fermeture de la dernière mine de charbon en 2004, s’est arrêtée en 2015. Elle ne représentait guère plus de 1 % de l’approvisionnement global de la France en produits charbonniers les années précédentes. Figure 2.2.1.1 : production primaire d’énergie fossile Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES, d’après DGEC, Charbonnages de France, SNET, GRTgaz, TIGF 30 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Figure 2.2.1.2 : production primaire et valeur associée d’énergie fossile 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Production toutes énergies fossiles 1,12 556 1,04 414 1,01 474 0,95 491 1,01 555 Production de pétrole 1,10 550 1,02 410 0,99 471 0,94 489 1,00 552 Production de charbon 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 Production de gaz naturel (grisou) 0,02 6 0,02 4 0,01 3 0,01 2 0,01 3 Source : calculs SDES Compte tenu des prix des énergies fossiles, la production primaire totale française représente en 2019 une valeur économique d’un peu plus de 550millions d’euros (figure2.2.1.2). 2.2.2 NUCLÉAIRE En 2019, la production d’énergie primaire du parc nucléaire français, composé de 58 réacteurs répartis sur 19 sites, s’élève à 104,0 Mtep. Elle correspond à la quantité totale de chaleur dégagée lors de la réaction de fission du combustible nucléaire. Comme il faut en moyenne environ 3 tep de chaleur pour produire une tep d’électricité dans une centrale nucléaire (le solde constituant les pertes calorifiques liées à cette transformation), la production brute d’électricité des centrales nucléaires françaises s’élève en 2019 à 34,3 Mtep, soit 399 TWh (figure 2.2.2.1). La production nucléaire est ainsi en baisse de 3,4 % sur un an, et revient à un niveau proche de 2017, année où elle avait atteint son plus bas niveau depuis la fin des années 1990. Cette faible production s’explique, à nouveau, par une moindre disponibilité des centrales, du fait notamment de maintenances prolongées et de différents mouvements sociaux. En moyenne, les centrales ont été disponibles à hauteur de 73,9 % de leur capacité théorique, 2,7 points de moins qu’en 2018, et ont été utilisées, lorsqu’elles étaient disponibles, à hauteur de 92,9 % (figure 2.2.2.2). Figure 2.2.2.1 : production brute d’électricité des centrales nucléaires Source : EDF Figure 2.2.2.2 : disponibilité et utilisation du parc nucléaire Coefficients exprimés en % 2015 2016 2017 2018 2019 Coefficient de disponibilité Kd* 80,7 77,6 77,1 76,6 73,9 Coefficient d'utilisation Ku 93,5 89,2 89,1 92,9 92,9 * Le coefficient Kd est calculé sur la base des indisponibilités dues aux arrêts fortuits, aux arrêts pour entretien ou rechargement et aux prolongations d’arrêt. À la différence de l’indicateur Energy Availibility Factor publié par l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), il ne tient en revanche pas compte des indisponibilités dues à des causes environnementales, aux mouvements sociaux ou aux attentes d’autorisation des autorités. Source : EDF Bilan énergétique de la France pour 2019 – 31 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France 2.2.3 ÉNERGIES RENOUVELABLES ET VALORISATION DES DÉCHETS La production primaire d’énergie issue de ressources renouvelables s’établit à 318 TWh en 2019, en faible hausse de 0,5 % par rapport à 2018 (figures 2.2.3.1 et 2.2.3.2). La poursuite du développement de la production éolienne et des pompes à chaleur a en effet été compensée par un recul de la production hydraulique lié à des conditions pluviométriques moins favorables qu’en 2018. Le bois-énergie (y compris liqueur noire) demeure la première énergie renouvelable produite en France (36 % de la production nationale d’énergie renouvelable), devant l’hydraulique (18 %), l’éolien (11 %), les pompes à chaleur (10 %), les biocarburants (9 %), la valorisation des déchets renouvelables (5 %), le solaire photovoltaïque (4 %), le biogaz (4 %), la géothermie (2 %), la valorisation des résidus de l’agriculture et de l’industrie agroalimentaire (1 %), le solaire thermique et les énergies marines (moins de 1 % pour chacune de ces deux filières). En incluant par ailleurs les 20 TWh d’énergie produite à partir de la valorisation des déchets non renouvelables (cf. infra), la production primaire d’énergie issue de ressources renouvelables ou de déchets s’élève à 338 TWh en 2019. Figure 2.2.3.1 : part de chaque filière dans la production primaire d’énergies renouvelables en 2019 (318 TWh) * Y compris liqueur noire. ** Industries agroalimentaires. Source : calculs SDES Figure 2.2.3.2 : évolution de la production primaire d’énergies renouvelables * Y compris liqueur noire. ** Industries agroalimentaires. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES 32 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Les énergies renouvelables électriques correspondent aux filières de production primaire d’électricité (104 TWh en 2019). Elles regroupent ainsi l’hydraulique (hors stations de transfert d’énergie par pompage), l’éolien, le solaire photovoltaïque et les énergies marines. Hydraulique (hors pompages) La production hydraulique dépend fortement du débit des cours d’eau et, par conséquent, de la pluviométrie. L’essentiel de la production provient de grandes installations, situées, pour la plupart, le long du Rhin et du Rhône ainsi que dans les zones montagneuses. Après une forte production en 2018, la production hydraulique (hors pompages) recule de 13 % en 2019, à 56,9 TWh, en raison d’une pluviométrie moins favorable qu’en 2018. Énergies marines Les énergies marines regroupent les différentes filières de production d’électricité tirant parti de l’énergie mécanique issue des mouvements de l’eau créée par les marées (énergie marémotrice), les vagues (énergie houlomotrice) et les courants marins (énergie hydrolienne). L’usine marémotrice de la Rance, construite dans les années 60, est, à ce jour, la seule unité de production en service commercial exploitant l’énergie issue du milieu marin en France. D’une capacité électrique de 240 MW, sa production (hors pompages) s’élève à 0,5 TWh en 2019. Éolien Soutenue par un accroissement important des capacités installées sur le territoire ainsi que par des conditions météorologiques favorables, la production éolienne progresse de 21 % en 2019, pour s’établir à 34,7 TWh. La filière éolienne connaît un développement particulièrement rapide ces dernières années, avec un doublement de la production en cinq ans. Solaire photovoltaïque Parmi les différentes filières de production d’électricité, la filière solaire photovoltaïque est l’une de celles dont le développement a été le plus rapide au cours de la décennie : la production, qui était inférieure à 1 TWh en 2010, atteint 12,2 TWh en 2019. Soutenue par la croissance du parc d’installations, la production progresse de 12 % par rapport à 2018. Les énergies renouvelables thermiques et les déchets (234 TWh en 2019) regroupent les filières pour lesquelles l’énergie produite l’est sous forme de chaleur, avant d’être éventuellement convertie sous une autre forme (en électricité ou en force motrice notamment) - (figure 2.2.3.3). On distingue les filières de production d’énergie par combustion de celles de production primaire de chaleur. Les premières regroupent d’une part la biomasse, qu’elle soit solide (bois-énergie, résidus agricoles et agroalimentaires), liquide (biocarburants) ou gazeuse (biogaz), d’autre part les déchets incinérés (urbains et industriels). Les secondes regroupent la géothermie, le solaire thermique et les pompes à chaleur. Biomasse solide En 2019, la production d’énergie primaire issue de biomasse solide s’élève à 119 TWh, soit une quasi-stabilité par rapport à 2018 (- 0,5 %). La consommation de biomasse progresse nettement par rapport à 2005, soutenue par son utilisation croissante dans les installations de cogénération et de production de chaleur. Celle-ci sert en effet à 92 % à la production de chaleur (commercialisée ou non), tandis que les 8 % restants servent à la production d’électricité, essentiellement en cogénération. La biomasse, constituée pour environ 90 % par le boisénergie (hors liqueur noire), est consacrée pour près des deux tiers au chauffage des logements des ménages (cf. 4.5). Cette part tend cependant à baisser depuis 2010 après une forte hausse au début des années 2000, en raison d’une diminution régulière de la consommation par ménage, due à des appareils de chauffage au bois de plus en plus performants, ainsi que du net recul des ventes d’appareils de chauffage au bois depuis 2013 (malgré une hausse des ventes, depuis 2013, sur certains segments, tels que les poêles à granulés). Biogaz En 2019, la production primaire de biogaz s’élève à 11 TWh, en augmentation par rapport à 2018 (+ 11 %). Cette évolution s’inscrit dans une tendance continue à la hausse, notable depuis une dizaine d’années. Environ 52 % de la production de biogaz (5,9 TWh) est valorisée sous forme d’électricité. La puissance des installations raccordées au réseau électrique représente 0,5 GW en fin d’année 2019, en augmentation de 7 % par rapport à 2018. Le reste de la production de biogaz est principalement dédié à la production de chaleur (38 %, soit 4,3 TWh). L’épuration de biogaz en biométhane, afin d’être ensuite injecté dans les réseaux de gaz naturel, constitue en outre un nouveau débouché depuis quelques années. Si ce mode de valorisation ne concerne que 10 % de la production totale de biogaz en 2019, soit 1,1 TWh, il progresse néanmoins fortement (cf. 3.2). Biocarburants et autres bioliquides La biomasse liquide, constituée des biocarburants, est utilisée essentiellement pour la force motrice des véhicules (y compris les véhicules de chantiers, agricoles, etc.). En 2019, la production nationale de biocarburants s’élève à 29,6 TWh. La France produit principalement du biodiesel (75 %), mais également du bioéthanol (25 %). Stimulée par une fiscalité encourageant l’incorporation de biocarburants, la production a connu une forte croissance au cours des années 2000, passant de 3,8 TWh à 26,4 TWh au cours de la décennie. Depuis, l’augmentation de la production a quelque peu ralenti, malgré la hausse progressive des objectifs d’incorporations. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 33 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Déchets La production d’énergie primaire à partir de l’ensemble des déchets augmente de 1 % en 2019, pour s’établir à 35 TWh. Plus de la moitié (54 %) de cette production est valorisée sous forme d’électricité. La partie non biodégradable des déchets n’est pas considérée comme relevant des énergies renouvelables. Par convention internationale, on considère que les déchets renouvelables correspondent à la moitié des déchets urbains, soit 15 TWh en 2019. Les déchets non renouvelables recouvrent l’autre moitié des déchets urbains ainsi que les déchets industriels ; ils s’élèvent à 20 TWh en 2019. Solaire thermique La production du parc des installations solaires thermiques est de l’ordre de 2 TWh en 2019, en hausse de 3 % sur un an. Environ 44 % de cette production est réalisée dans les DOM. Le développement de la filière, particulièrement dynamique jusqu’au début de la décennie, a depuis nettement ralenti. Ainsi, les ventes d’équipements en 2019 restent inférieures de moitié environ à celles de la période 2006 à 2012. En métropole, ce sont essentiellement des projets de « grandes surfaces » solaires thermiques qui permettent le développement de la filière ces dernières années. Géothermie De manière générale, la géothermie vise à exploiter l’énergie thermique contenue dans le sous-sol. La chaleur géothermique produite à partir de pompes à chaleur (dite de « très basse énergie ») est toutefois comptabilisée à part (cf. rubrique suivante). La géothermie dite de « basse énergie » exploite des aquifères d’une profondeur de plusieurs centaines de mètres, à des fins de production de chaleur (chauffage et eau chaude sanitaire). Elle est généralement mobilisée comme source de production par les réseaux de chaleur, en raison du montant élevé des investissements nécessaires. Ces réseaux, dont la plupart sont situés en Île-de-France, alimentent principalement des bâtiments à usage résidentiel ou tertiaire. La géothermie de « basse énergie » est également exploitée par quelques installations isolées, telles des piscines, des serres ou encore des bassins de pisciculture. La production de cette filière s’élève à 3,7 TWh en 2019, augmentant de 7 % en un an. A contrario, la géothermie dite « profonde » (ou « haute température ») est principalement utilisée pour de l’électricité. Elle concerne un site en métropole, à Soultz-sous-Forêts (Alsace), et un site à Bouillante, en Guadeloupe. Ils ont permis de produire 0,1 TWh d’électricité et 0,4 TWh de chaleur sur l’année 2019. Pompes à chaleur Les pompes à chaleur produisent de la chaleur en puisant des calories dans le sol ou les eaux souterraines (géothermie dite de « très basse énergie », températures inférieures à 30 °C) ou dans l’air (aérothermie). Le parc de pompes à chaleur (PAC) installées en France continue de croître, avec une très forte hausse en 2019 des ventes d’appareils aérothermiques liée aux mesures incitatives pour remplacer les appareils de chauffage aux énergies fossiles. La production de chaleur renouvelable à partir de pompes à chaleur s’établit à 32 TWh en 2019, en hausse de 13 % sur un an. Elle se répartit en 18 TWh de chaleur renouvelable produite par les PAC air/air, 11 TWh par les PAC air/eau et 3 TWh par les PAC géothermiques. Figure 2.2.3.3 : les différents types de valorisation de la biomasse et des déchets en 2019 Note : la production de chaleur s’entend ici au sens large de production ayant un usage final sous forme de chaleur et non pas seulement, comme dans la partie 3.5, de production de chaleur commercialisée. Source : calculs SDES 34 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France 2.3 La chute des cours du gaz allège la facture énergétique de la France 2.3.1 PÉTROLE BRUT ET RAFFINÉ Commerce extérieur de pétrole brut En 2019, les importations françaises de pétrole brut s’élèvent à 49,7 Mtep, en net repli sur un an pour la deuxième année consécutive (- 8,7 % par rapport à 2018, après - 7,8 %) - (figure 2.3.1.1). En effet, la demande des raffineries françaises a nettement baissé en 2019, en raison notamment de deux grands arrêts de maintenance. Cette baisse s’inscrit dans une tendance, depuis une dizaine d’années, de contraction de l’activité de raffinage en France. Les importations de pétrole brut ont ainsi baissé de plus de 40 % depuis 2008. La facture correspondante de la France s’établit à 21 Md€ en 2019 : elle diminue nettement (- 14,3 %) en euros constants, après de fortes augmentations en 2017 et 2018 (respectivement + 26 % et + 15 % sur un an), en raison, d’une part, de la chute des cours et, d’autre part, de la baisse sensible des quantités achetées. Entre 2013 et 2016, cette dépense avait diminué de plus de moitié, principalement du fait de l’effondrement des prix fin 2014. Elle reste depuis bien en-dessous de son niveau des années précédant cette chute (plus de 36 Md€2019 par an de 2011 à 2013). Figure 2.3.1.1 : importations de pétrole brut* 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Importations 59,6 21 816 57,2 17 117 59,0 21 537 54,4 24 822 49,7 21 289 * Y compris de faibles quantités de condensats à destination du raffinage et de la pétrochimie, d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) et d’autres produits à distiller. Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGDDI ; SARA En 2019, la France a acheté un peu plus de la moitié de son pétrole brut auprès des membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep). Après un rebond en 2018 (+ 6 points), en lien notamment avec la forte hausse des achats auprès de l’Arabie saoudite (+ 29 %), cette part repart à la baisse en 2019 (- 3 points). Cela s’explique, en particulier, par le fait que la France n’a pas acheté de pétrole brut en provenance d’Iran, alors que les achats de pétrole iranien étaient importants en 2017 et 2018 (respectivement 7,1 Mtep puis 3,3 Mtep). L’Arabie saoudite redevient le premier fournisseur de la France en 2019, avec 7,4 Mtep, soit 15 % des quantités importées (figure 2.3.1.2). Elle était passée du premier au quatrième rang en 2017, puis était revenue en deuxième position l’année suivante. Le Kazakhstan, en première position en 2018, passe au deuxième rang, avec 6,9 Mtep, équivalant à 14 % du total. La Russie, avec 6,3 Mtep et 13 % des importations, le Nigeria (6,1 Mtep) et l’Algérie (5,8 Mtep) restent parmi les premières sources d’approvisionnement de la France. Par ailleurs, les États-Unis deviennent un fournisseur important, avec 3,8 Mtep, soit 8 % du total. Les importations en provenance de la Norvège se replient de 5 % en 2019, à 3,2 Mtep, et celles en provenance de Libye diminuent fortement, à 2,6 Mtep. Alors que l’accord international sur le nucléaire signé en juillet 2015 avait rétabli l’Iran dans le marché pétrolier, le retrait des États-Unis de cet accord en mai 2018 et le rétablissement des sanctions ont affecté ses exportations à destination de la France : réduits de plus de moitié en 2018, à 3,3 Mtep (6 % des achats français de pétrole brut), contre 7,1 Mtep en 2017 (12 %), ils sont devenus inexistants en 2019. Globalement, la part en provenance de l’Afrique subsaharienne augmente de deux points en l’espace d’un an. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 35 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Figure 2.3.1.2 : origine des importations de pétrole brut* En millions de tep 1973 1979 1990 2000 2010 2015 2017 2018 2019 En % En % Grandes zones Moyen-Orient 98,5 71,4 96,6 32,4 32,3 11,4 14,6 14,4 12,9 10,4 20,9 Afrique du Nord 18,7 13,5 9,7 7,3 6,4 12,4 7,2 8,8 10,2 8,6 17,2 Afrique subsaharienne 15,3 11,1 11,2 14,1 7,7 8,7 13,7 7,2 7,9 8,0 16,0 Mer du Nord** 0,2 0,1 4,3 10,7 32,6 10,9 5,8 7,1 4,2 3,8 7,7 Ex-URSS 3,4 2,5 5,1 6,4 8,2 21,5 16,5 20,1 17,2 14,6 29,4 Amérique du Nord - - - 2,5 - - 1,4 1,0 1,7 3,8 7,7 Autres 1,8 1,3 1,7 1,6 0,3 0,9 0,4 0,5 0,3 0,6 1,1 Total 137,9 100,0 128,6 75,0 87,6 65,7 59,6 59,0 54,4 49,7 100,0 dont Opep*** 130,5 94,7 114,3 43,9 40,7 28,2 32,6 29,2 30,0 25,8 51,9 Opep hors Irak 111,5 80,8 91,1 40,8 33,4 25,7 29,8 28,7 28,7 23,0 46,3 Principaux fournisseurs Arabie Saoudite 30,8 22,4 45,3 15,5 15,6 6,1 10,8 6,3 8,1 7,4 14,9 Kazakhstan - - - - 2,1 7,0 8,0 9,3 8,3 6,9 13,9 Russie - - - - 5,1 11,3 4,8 9,1 7,8 6,3 12,7 Nigeria 12,9 9,3 9,8 3,2 4,9 2,9 6,8 4,9 5,9 6,1 12,2 Algérie 11,3 8,2 5,2 3,1 3,5 0,9 4,7 4,9 5,2 5,8 11,7 États-Unis - - - - - - 0,1 0,9 1,6 3,8 7,7 Norvège 0,2 0,1 1,6 6,0 21,6 7,2 4,2 5,5 3,4 3,2 6,5 Irak 19,1 13,8 23,2 3,1 7,4 2,4 2,8 0,5 1,2 2,8 5,6 Libye 6,6 4,8 4,1 3,0 2,5 10,5 2,1 3,7 4,8 2,6 5,2 Azerbaïdjan - - - - 0,6 3,2 3,7 1,7 1,1 1,4 2,8 Angola - - - 2,8 1,9 3,5 4,4 0,9 1,1 0,9 1,8 Royaume-Uni - - 2,7 4,8 10,1 3,4 1,6 1,5 0,8 0,6 1,2 Brésil - - - - 0,1 0,7 - 0,1 0,1 0,4 0,8 Ghana - - - - - - - 0,3 0,4 0,4 0,8 Iran 11,1 8,0 8,0 9,2 5,3 1,8 - 7,1 3,3 - - Guinée équatoriale - - - - - 0,6 1,0 0,4 - - - Mexique - - - 2,5 - - 1,3 0,1 - - - Congo 1,0 0,7 - 0,9 0,0 1,3 0,1 - - - - * Y compris de faibles quantités de condensats à destination du raffinage et de la pétrochimie, d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) et d’autres produits à distiller. ** Royaume-Uni, Pays-Bas, Norvège et Danemark. *** Opep : en 2019 : Algérie, Angola, Arabie saoudite, Congo, Émirats arabes unis, Équateur, Gabon, Guinée équatoriale, Irak, Iran, Koweit, Libye, Nigeria, Venezuela. Note : le pétrole est classé dans ce tableau selon le pays où il a été extrait. Jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGDDI ; SARA Commerce extérieur de produits raffinés Après une hausse modérée en 2018 (+ 2,4 %), les importations de produits raffinés ont augmenté de 6,4 % en 2019, à 45,6 Mtep. Les exportations chutent nettement, de 14,1 %, passant de 20,2 Mtep en 2018 à 17,4 Mtep en 2019, alors qu’elles diminuaient déjà, à un rythme régulier, depuis 2016 (- 1,5 % par an en moyenne). Le solde importateur de la France en produits raffinés continue ainsi de progresser, à 28,2 Mtep, un record (figure 2.3.1.3). Les importations représentent une dépense d’environ 24,1 Md€ en 2019, tandis que la valeur des exportations s’élève à 10,7 Md€. Les échanges extérieurs de produits raffinés pèsent ainsi pour 13,4 Md€ dans le déficit commercial de la France. Ce montant augmente fortement par rapport à 2018 (+ 22,4 %), en raison de la dégradation importante du solde des échanges physiques, et malgré la baisse des prix. Il reste toutefois inférieur au pic de 2012, qui s’était établi à 17,9 Md€2019. 36 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France La France achète principalement du gazole et du fioul domestique. Les importations de ces deux produits, déduction faite des volumes exportés, représentent 22,1 Mtep en 2019, pour une dépense nette correspondante de 12,1 Md€. La France est également importatrice nette de kérosène (4,4 Mtep) et de gaz de pétrole liquéfié (GPL, 2,7 Mtep). À l’inverse, elle exporte essentiellement des supercarburants (1,2 Mtep, nettes des importations), permettant ainsi d’alléger sa facture de 0,5 Md€ en 2019. Dans une moindre mesure, elle est aussi devenue, depuis quelques années, exportatrice nette de fioul lourd (la demande intérieure pour ce produit décline régulièrement) et de produits à usage non énergétique (principalement du naphta). La valeur des exportations nettes de ces deux catégories de produits a fortement diminué en 2019, et ne représente plus que 0,2 Md€ pour chacune, contre respectivement 0,4 Md€2019 et 1,2 Md€2019 en 2018. Le premier fournisseur de la France en produits raffinés reste la Russie, avec 5,9 Mtep, même si elle a perdu un point de part de marché par rapport à 2018, avec 13 %. Les ÉtatsUnis, qui avaient occupé le deuxième rang depuis plusieurs années, sont devancés depuis 2018 par l’Arabie saoudite (12 %) ; leur part de marché passe de 10 % en 2018 à 8 % en 2019. Le gazole et le fioul domestique proviennent pour 39 % d’Europe (9,7 Mtep, + 2 points par rapport à 2018), pour 21 % du Moyen-Orient (- 1 point) et pour 17 % de Russie (- 2 points). 7 % sont acheminés depuis les États-Unis (1,8 Mtep), tandis que 6 % proviennent d’Inde. Le Moyen-Orient reste la première région d’approvisionnement en kérosène de la France, avec 56 % des importations. Comme en 2018, le GPL est, quant à lui, importé principalement d’Algérie (37 %), des États-Unis (23 %, soit 8 % de part de marché de plus par rapport à 2018), de Norvège (13 %) et du Royaume-Uni (12 %). Près des trois quarts des exportations françaises de produits raffinés sont à destination de l’Europe en 2019 ; cette proportion augmente nettement par rapport à celle de 2018 (+ 12 points). 7 % des produits français sont exportés vers les États-Unis, soit un point de moins qu’en 2018. Les destinations des supercarburants se sont concentrées vers les États-Unis (38 %, en hausse de 3 points sur un an). La part à destination de l’Europe du Nord a chuté de 12 points en un an, à 16 %. Dans le même temps, celle en direction de l’Afrique augmente de 5 points, à 9 % ; en particulier celle du Nigeria s’élève à 8 %, contre 4 % en 2018. Le fioul lourd est acheminé pour l’essentiel dans l’Union européenne (85 %). Figure 2.3.1.3 : solde importateur des produits raffinés 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Importations 43,6 20 495 42,0 16 367 41,8 19 473 42,8 23 643 45,6 24 120 Gazole/Fioul domestique 25,2 12 053 22,8 8 940 22,3 10 440 22,8 12 846 24,7 13 453 Supercarburants* 0,7 452 1,3 648 1,6 856 1,5 863 1,6 901 Jet kérosène 4,8 2 362 4,7 1 801 4,5 2 110 5,9 3 411 6,2 3 447 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 3,9 1 223 3,8 1 063 3,6 1 270 3,5 1 278 3,7 1 162 Fioul lourd 3,6 1 320 4,0 1 186 3,4 1 280 3,3 1 416 2,8 1 188 Produits non énergétiques** 4,0 2 118 4,1 1 899 5,0 2 640 4,5 2 763 5,3 2 908 Autres*** 1,5 969 1,3 829 1,4 876 1,4 1 065 1,4 1 061 Exportations 21,2 10 971 20,8 9 628 20,5 11 375 20,2 12 662 17,4 10 674 Gazole/Fioul domestique 2,8 1 303 2,1 797 2,6 1 172 2,2 1 210 2,6 1 318 Supercarburants* 4,3 2 062 4,8 1 903 4,6 2 190 3,3 1 780 2,8 1 390 Jet kérosène 1,2 570 1,0 406 1,2 554 2,0 1 124 1,8 941 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 1,4 532 1,3 421 1,3 572 1,2 551 1,0 416 Fioul lourd 6,3 1 713 5,6 1 151 4,6 1 348 4,7 1 777 3,7 1 363 Produits non énergétiques** 4,2 2 559 5,1 2 888 5,2 3 357 5,9 3 963 4,6 3 095 Autres*** 0,9 2 231 0,9 2 063 1,0 2 181 1,0 2 257 1,0 2 152 Solde importateur 22,5 9 525 21,2 6 738 21,3 8 098 22,6 10 981 28,2 13 446 Gazole/Fioul domestique 22,4 10 750 20,7 8 143 19,7 9 268 20,6 11 636 22,1 12 136 Supercarburants* - 3,6 - 1 611 - 3,6 - 1 255 - 3,0 - 1 334 - 1,9 - 917 - 1,2 - 489 Jet kérosène 3,6 1 792 3,6 1 395 3,3 1 556 3,9 2 288 4,4 2 507 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 2,5 691 2,5 642 2,3 698 2,3 727 2,7 746 Fioul lourd - 2,7 - 393 - 1,6 35 - 1,1 - 68 - 1,4 - 361 - 0,9 - 175 Produits non énergétiques** - 0,3 - 441 - 1,0 -989 - 0,2 - 718 - 1,4 - 1 200 0,7 - 188 Autres*** 0,5 - 1 262 0,4 - 1 234 0,4 - 1 305 0,4 - 1 193 0,4 - 1 091 * Y compris essence aviation. ** Naphta, bitumes, lubrifiants. *** Coke de pétrole, pétrole lampant, autres. Note : les valeurs monétaires sont données coût, assurance et fret inclus (CAF) pour les importations, et franco à bord (FAB) pour les exportations. Source : calculs SDES, d’après DGDDI Bilan énergétique de la France pour 2019 – 37 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Stocks pétroliers Entre fin 2018 et fin 2019, les stocks français de pétrole brut et d’autres charges de raffinage ont diminué de 0,2 Mtep. À 7,3 Mtep en fin d’année, dont 6,3 Mtep de pétrole brut et 1,0 Mtep de charges de raffinage, ils continuent de baisser, à un niveau inférieur à celui de fin 2016, atteignant ainsi leur plus bas niveau depuis 1995. En 2019, les stocks de produits raffinés s’établissent à environ 13 Mtep, leur valeur la plus faible depuis 2013. L’essentiel de cette quantité globale (principalement des produits raffinés) correspond aux obligations de stockage stratégique de produits pétroliers, soit au minimum 90 jours des quantités nettes de pétrole brut et de produis pétroliers importées ou introduites l’année civile précédente. 2.3.2 GAZ NATUREL Les importations de gaz naturel arrivent en France métropolitaine principalement sous forme gazeuse par un réseau de gazoducs, terrestres ou sous-marins, ou bien sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) par méthanier. Les entrées brutes de gaz naturel sur le territoire progressent pour la quatrième année consécutive, de 11,4 % en 2019, pour atteindre 632 TWh (PCS) - (figure 2.3.2.1). Néanmoins, en raison de la chute des prix du gaz (cf. 1.3.1), la dépense correspondante recule de 12,1 % en 2019 en euros constants, à 10,8 Md€. Les entrées brutes par gazoduc reculent à nouveau, de 11,1 %, à 396 TWh. En revanche, les importations de GNL progressent pour la quatrième année consécutive, et atteignent en 2019 un niveau inédit, près du double de celui de 2018. Avec 234 TWh, le GNL regazéifié représente désormais 37 % des entrées brutes de gaz naturel, contre 28 % en 2011. 32 % des importations de GNL sont réceptionnées au terminal méthanier de Fos-sur-Mer, 36 % relèvent du terminal de Montoir-de-Bretagne et 32 % de celui de Dunkerque. Enfin, outre les injections de GNL regazéifié dans le réseau depuis les terminaux méthaniers, du GNL est également directement acheminé par camion-citerne jusqu’à certains industriels ou des stations-service. Les volumes correspondants sont encore relativement faibles (2,1 TWh), mais progressent régulièrement. Les sorties du territoire, sous forme gazeuse, s’effectuent aux points d’interconnexion du réseau (PIR) de gazoduc de France métropolitaine avec les réseaux étrangers, principalement espagnol (PIR Pirineos), suisse (PIR Oltingue et Jura) et belge (PIR Alveringem). Après une légère baisse de 1,9 % en 2018, les sorties progressent fortement en 2019, de 82,0 %. Ce sont ainsi 125 TWh de gaz qui ont été réexportés en 2019, pour une recette correspondante s’élevant à 2,1 Md€. La hausse des entrées, compensée en partie par celle des sorties, conduit le solde importateur de la France en gaz naturel à augmenter légèrement en 2019 (+ 1,7 %). Celui-ci s’élève ainsi à 507 TWh en 2019. La facture correspondante, nette des bénéfices tirés des réexportations, recule néanmoins de 20,2 % en 2019, pour atteindre 8,6 Md€, après deux années de hausse. La chute des prix du gaz, tant à l’import qu’à l’export, a en effet été plus conséquente que la hausse des quantités importées. Figure 2.3.2.1 : solde importateur de gaz naturel 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 Importations 508,9 11 922 532,8 8 638 557,7 9 958 567,2 12 271 631,9 10 783 Selon la forme de gaz Gaz sous forme gazeuse 444,7 10 252 453,4 7 283 451,0 8 172 445,9 9 885 396,3 6 895 GNL** regazéifié 64,2 1 670 79,5 1 355 106,6 1 786 119,9 2 358 233,6 3 854 GNL** porté n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 1,4 28 2,1 34 Selon le type de contrat Court terme 105,8 n.d. 96,9 n.d. 110,0 n.d. 171,7 n.d. 188,7 n.d. Moyen et long terme 403,1 n.d. 435,9 n.d. 447,7 n.d. 395,5 n.d. 443,3 n.d. Exportations 62,9 1 451 43,1 695 70,1 1 245 68,7 1 430 125,1 2 136 Solde échanges extérieurs 446,0 10 470 489,7 7 943 487,6 8 712 498,4 10 840 506,8 8 647 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. ** GNL : gaz naturel liquéfié. Il est soit regazéifié pour être ensuite injecté dans les réseaux de gaz, soit directement acheminé par camion-citerne à des industriels ou des stations-service. n.d. : non disponible. Note : les données relatives aux importations et aux exportations incluent le gaz transitant sur le territoire national. Par ailleurs, les importations de GNL diffèrent des injections dans le réseau de GNL regazéifié, l’écart correspondant à la variation des stocks des terminaux méthaniers (+ 0,8 TWh en 2019). Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, Teréga, les fournisseurs de gaz, DGDDI 38 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France La Norvège demeure le principal fournisseur de la France en 2019 (36 % du total des entrées brutes), à un niveau analogue à celui des sept dernières années, et reste loin devant la Russie (20 %), le Nigeria (8 %), les Pays-Bas (8 %), l’Algérie (7 %) et le Qatar (4 %). La hausse des importations françaises de gaz naturel en 2019 est néanmoins portée en partie par celle des achats auprès d’autres pays (+ 30,8 %), dont le développement traduit une diversification des approvisionnements permise par l’importation de GNL (figure 2.3.2.2). Ces achats, dont une partie porte sur du gaz pour lequel le lieu de production ne peut pas être tracé (lorsqu’il est acheté sur les marchés du nord-ouest de l’Europe par exemple), représentent ainsi désormais 18 % des entrées brutes. Figure 2.3.2.2 : origine des importations de gaz naturel * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES, enquête mensuelle sur la statistique gazière Si l’approvisionnement français en gaz naturel est assuré, pour l’essentiel, par les importations, la gestion des stocks permet d’ajuster l’offre à la demande intérieure. Celle-ci varie fortement en cours d’année avec les besoins en chauffage (figure 2.3.2.3). En général, les stocks sont sollicités de novembre à mars, période communément appelée « hiver gazier », avant d’être progressivement reconstitués d’avril à octobre. Ces derniers avaient atteint un niveau particulièrement bas en mars 2018, à 13 TWh, à la suite d’un pic de froid et d’une activité soutenue des centrales à gaz. La régulation des stockages, mise en place la même année, a conduit par la suite à favoriser la reconstitution de stocks plus importants. Ainsi, fin octobre 2019, les stocks utiles atteignaient 142 TWh, le niveau le plus haut de la décennie. In fine, les stocks ont augmenté de 21,8 TWh entre fin décembre 2018 et fin décembre 2019, ce qui correspond à une dépense de 380 M€ (figure 2.3.2.4). Figure 2.3.2.3 : niveau des stocks utiles de gaz naturel (y compris GNL) en fin de mois * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES, enquête mensuelle sur la statistique gazière Bilan énergétique de la France pour 2019 – 39 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Figure 2.3.2.4 : variations de stocks de gaz naturel 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 Variations de stocks 6,5 152,9 4,8 77,6 9,6 178,4 - 22,5 - 501,2 - 21,8 - 379,5 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Note : les variations de stocks sont comptées positivement en cas de déstockage, négativement en cas de stockage. Source : calculs SDES, enquête mensuelle sur la statistique gazière 2.3.3 CHARBON L’approvisionnement de la France en charbon primaire repose presque exclusivement sur ses importations. Leur niveau, de 10 millions de tonnes (Mt) en 2019 (figure 2.3.3.1), est ainsi très lié à celui de la consommation nationale, dont les principales fluctuations à court terme reflètent celles de l’activité de l’industrie sidérurgique ainsi que la sollicitation plus ou moins importante des centrales électriques à charbon. La France importe par ailleurs de faibles volumes de charbon dérivé (moins de 1 Mt chaque année, en hausse depuis trois ans). Il s’agit, pour l’essentiel, de coke venant compléter la production nationale destinée aux hautsfourneaux et, dans une moindre mesure, de briquettes de lignite et de produits agglomérés. Figure 2.3.3.1 : solde importateur de produits charbonniers 2015 2016 2017 2018 2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 Importations 14,0 1 343 13,1 1 185 15,6 2 107 14,1 1 939 11,0 1 647 Charbon primaire 13,4 1 222 12,7 1 093 15,0 1 959 13,4 1 740 10,3 1 438 Charbon dérivé 0,5 122 0,4 92 0,6 148 0,7 198 0,7 209 Exportations 0,0 5 0,1 14 0,0 1 0,0 15 0,0 1 Charbon dérivé 0,0 5 0,1 14 0,0 1 0,0 15 0,0 1 Solde importateur 14,0 1 338 13,0 1 172 15,6 2 106 14,0 1 923 11,0 1 646 Charbon primaire 13,4 1 222 12,7 1 093 15,0 1 959 13,4 1 740 10,3 1 438 Charbon dérivé 0,5 116 0,4 78 0,6 147 0,6 183 0,7 208 Note : conformément à la méthodologie de l’AIE, les importations sont nettes des réexportations. Source : DGDDI Les cinq principaux fournisseurs de charbon de la France demeurent les mêmes depuis plusieurs années. En 2019, la Russie reste le plus important d’entre eux, avec 3,1 Mt, même si elle a perdu deux points de part de marché, à 28 %. L’Australie vient ensuite, avec une quantité équivalente. Elle est suivie par l’Afrique du Sud et les États-Unis, chacun représentant 11 % du total des importations. Les livraisons en provenance de la Colombie ont chuté quasiment de moitié, avec 1,0 Mt ; le pays recule ainsi de la troisième à la cinquième position en 2019. Alors que les achats de charbon auprès de l’Australie, fournisseur important de charbon à coke à destination de la filière fonte (cf. 3.3), ont progressé modérément (+ 1,3 %), ceux en provenance des autres pays, concernant plutôt du charbon-vapeur, ont globalement nettement chuté, en raison du recul important de la demande pour la production d’électricité en métropole ainsi que dans l’industrie hors filière fonte (cf. 4.4). Tous produits confondus, les importations de charbon, nettes des (faibles) volumes exportés, s’élèvent à 11,0 Mt en 2019, en baisse importante par rapport à 2018 (- 22 %). Elles atteignent ainsi leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies. En conséquence de cette forte baisse, la facture charbonnière de la France a diminué, mais elle se replie à un rythme moins prononcé que celui des importations physiques (- 14 %), à 1,6 Md€ : la part du charbon à coke dans les achats de charbon primaire a en effet augmenté, et celui-ci est en moyenne plus cher que le charbon-vapeur, ce qui s’est traduit par un prix moyen des importations à la hausse (cf. 1.4). Si le charbon dérivé ne représente que 6 % des quantités importées, il pèse davantage dans la facture correspondante, en raison de prix bien plus élevés que ceux du charbon primaire. 40 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France Figure 2.3.3.2 : origine des importations de charbon Note : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calcul SDES, d’après DGDDI Les opérateurs ont globalement déstocké des produits charbonniers en 2019, à hauteur de 0,1 Mt (figure 2.3.3.3). Le charbon est entreposé soit dans les ports où sont réceptionnées les importations, soit directement sur les principaux sites consommateurs : centrales électriques, sites sidérurgiques ou autres sites industriels (sucreries, papeteries...). La consommation des centrales métropolitaines ayant fortement chuté, l’autonomie correspondant à leurs stocks a fortement augmenté par rapport à fin décembre 2018 (30 mois au rythme actuel annualisé de la consommation, contre 8 mois fin 2018). Figure 2.3.3.3 : variations de stocks de produits charbonniers 2015 2016 2017 2018 2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 Variations de stocks 0,2 - 10 1,0 49 - 0,3 - 107 - 0,1 - 18 0,1 - 9 Charbon primaire 0,4 32 1,0 67 - 0,1 - 44 - 0,2 - 30 0,1 2 Charbon dérivé - 0,2 - 43 - 0,1 - 17 - 0,2 - 63 0,0 12 0,0 - 12 Note : la variation des stocks physiques est positive en cas de déstockage, négative dans le cas contraire. Sa valorisation monétaire peut être de signe opposé, en raison de prix différenciés entre produits ou, pour un même produit, entre périodes de l’année où les stocks augmentent et périodes où ceux-ci diminuent. Sources : A3M ; DGDDI ; EDF ; GazelEnergie ; Insee Bilan énergétique de la France pour 2019 – 41 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France 2.3.4 BOIS-ÉNERGIE Exportatrice nette jusqu’au début des années 2010, la France enregistre depuis plusieurs années un déficit commercial sur le bois-énergie. En 2019, les achats français, nets des quantités exportées, s’élèvent ainsi à 2,6 TWh, pour une facture correspondante de 116 M€ (figure 2.3.4.1). Le solde du commerce extérieur se dégrade à nouveau en 2019. Les importations, en hausse soutenue depuis le début de la décennie, continuent à augmenter fortement (+ 18 %), tandis que les exportations se replient (- 12 %). La convergence des prix à l’importation et des prix à l’exportation (cf. 1.5), observée depuis plusieurs années, s’interrompt en 2019, contribuant aussi à dégrader le solde du commerce extérieur. Figure 2.3.4.1 : échanges extérieurs de bois-énergie 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Importations 3,1 116 4,1 139 4,4 143 5,3 174 6,3 218 Exportations 4,0 111 3,8 104 4,0 112 4,2 122 3,7 102 Solde importateur - 0,9 5 0,4 35 0,5 32 1,2 52 2,6 116 Source : calculs SDES, d’après DGDDI 2.3.5 BIOCARBURANTS La France est importatrice nette de biocarburants, destinés à être incorporés au gazole (biodiesel) ou aux supercarburants (bioéthanol). Les achats français de biocarburants, nets des volumes exportés, s’élèvent à 0,9 Mtep en 2019 (soit 27 % des biocarburants consommés en France), pour une facture correspondante de 0,8 Md€ (figure 2.3.5.1). Ce déficit des échanges extérieurs est très majoritairement imputable au biodiesel. La facture augmente d’environ 20 % en 2019 en euros constants, du fait notamment de la dégradation du solde commercial du bioéthanol. Celui-ci devient en effet déficitaire en 2019 : la hausse de la consommation de supercarburants conjuguée au relèvement de l’objectif d’incorporation de la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (Tirib) a conduit à une augmentation de la consommation de biocarburants essence, non compensée par la production nationale, ce qui a eu pour effet de réduire nettement les exportations de bioéthanol. Dans le bilan de l’énergie, suivant les conventions statistiques internationales, les biocarburants sont considérés comme une ressource énergétique domestique dès lors que la transformation de matières premières est réalisée sur le sol national. On peut toutefois également s’intéresser au lieu de production des matières premières elles-mêmes : de ce point de vue, 26 % du biodiesel (y compris huiles végétales hydro-traitées gazole, HVHTG) et 63 % des biocarburants essence (y compris huiles végétales hydro-traitées essence, HVHTE) consommés en France sont d’origine nationale en 2019, parts en recul de respectivement 11 et 7 points par rapport à 2018. Figure 2.3.5.1 : échanges extérieurs de biocarburants 2015 2016 2017 2018 2019 En ktep En M€2019 En ktep En M€2019 En ktep En M€2019 En ktep En M€2019 En ktep En M€2019 Importations 762 646 1080 936 1 398 1 229 1 382 1 307 1 560 1 351 Bioéthanol 82 86 76 68 73 70 86 87 87 86 Biodiesel 679 560 1 004 868 1 325 1 158 1 296 1 219 1 473 1 266 Exportations 407 429 383 344 424 431 703 671 625 592 Bioéthanol 286 318 205 167 131 121 167 164 63 63 Biodiesel 121 111 179 177 293 311 536 508 562 529 Solde importateur 355 218 696 592 975 797 679 635 935 759 Bioéthanol - 204 - 231 - 129 - 99 - 58 - 50 - 81 - 76 24 22 Biodiesel 558 449 825 691 1032 848 760 712 911 737 Note : s’agissant du bioéthanol incorporé « pur » (qui compte pour 66 % de la consommation de bioéthanol, le reste étant incorporé sous forme d’éther éthyle tertiobutyle - ETBE), seul le solde des échanges extérieurs est connu. Les importations de bioéthanol incorporé « pur » sont donc supposées nulles. À noter également que le commerce extérieur de biocarburants issus d’huiles végétales hydro-traitées (HVHTG et HVHTE) n’est pas connu et n’est donc pas pris en compte dans ce tableau. Source : calculs SDES, d’après DGDDI et Eurostat 42 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 2 : l’approvisionnement énergétique de la France 2.3.6 ÉLECTRICITÉ La France est globalement exportatrice d’électricité, du fait d’une production dans l’ensemble supérieure à la demande intérieure (figure 2.3.6.1). Pour autant, elle importe régulièrement de l’électricité de ses voisins, notamment aux heures de pointe en hiver, lorsque le coût marginal de l’électricité produite sur le territoire national est supérieur au prix de l’électricité importée, voire lorsque les moyens de production nationaux ne suffisent pas à répondre à la demande. Sur l’ensemble de l’année 2019, la France a importé 16 TWh et a exporté 73 TWh, soit un solde exportateur d’électricité de 58 TWh. Alors qu’il avait connu une forte hausse en 2018, de 57 %, ce dernier recule de 8 % en 2019, en raison de la baisse des productions nucléaire et hydraulique. Le solde exportateur d’électricité diminue aux interconnexions frontalières avec l’Espagne (- 20 %), la Grande-Bretagne (- 13 %), la région CWE (Central Western Europe : - 6 % vers l’ensemble Allemagne, Belgique et Luxembourg) et, dans une moindre mesure, l’Italie (- 2 %). Il progresse toutefois avec l’Andorre (+ 12 %) et la Suisse (+ 7 %). Les recettes tirées des exportations d’électricité s’élèvent en 2019 à 2,7 Md€. Déduction faite des dépenses d’importation (0,7 Md€), il en résulte un solde net de 2,0 Md€, soit un recul de 30 % par rapport à l’année précédente en euros constants. Ce recul s’explique par l’effet cumulé de la baisse du solde exportateur physique et de celle des prix à l’exportation (cf. 1.7.1). Figure 2.3.6.1 : échanges extérieurs d’électricité 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Importations 10 464 20 948 21 1 228 14 810 16 732 Exportations 74 2 877 61 2 049 61 2 563 76 3 689 73 2 749 Solde exportateur 64 2 413 42 1 102 40 1 335 63 2 879 58 2 017 Sources : DGDDI ; CRE partie 3 Transformation, transport et distribution d’énergie en France — Les pertes liées à la transformation, au transport et à la distribution d’énergie diminuent en 2019 de 2,5 %, à 92,6 Mtep, en raison principalement de la baisse de la production nucléaire et des pertes de chaleur induites, mais pas uniquement. En effet, en dehors de la consommation de gaz naturel, dont l’utilisation pour la production d’électricité et de chaleur augmente en 2019, les consommations du secteur de la transformation diminuent pour la plupart des énergies. Ainsi le raffinage de pétrole recule pour la deuxième année consécutive, à la suite de deux grands arrêts de maintenance, et l’activité de la filière fonte baisse nettement sur un an. Au total, les achats en énergie de la branche énergie elle-même se sont élevés à 27,0 Md€ en 2019, dont plus de 80 % pour le raffinage de pétrole. 44 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France 3.1 La production des raffineries de pétrole diminue en volume et en valeur Le raffinage consiste à transformer le pétrole brut en différents produits finis, énergétiques (carburants, combustibles) ou non (lubrifiants, bitume et produits destinés à la pétrochimie entre autres). Le pétrole brut est, dans un premier temps, séparé par distillation en plusieurs coupes pétrolières, les plus lourdes pouvant, dans un deuxième temps, être craquées en molécules plus légères et mieux valorisables. Les produits ainsi obtenus font ensuite l’objet de procédés d’amélioration, visant notamment à en réduire la teneur en soufre ou, pour les supercarburants, à en augmenter l’indice d’octane. Les biocarburants produits ou importés en France sont incorporés en raffinerie ou en dépôt aux carburants non issus de biomasse. Les informations fournies ci-dessous portent sur les produits raffinés, biocarburants exclus. Depuis plusieurs années, le raffinage en Europe doit faire face à une baisse de la demande intérieure. Cette baisse est due notamment aux politiques de lutte contre le changement climatique. De plus, il existe une inadéquation entre la structure de la demande intérieure, majoritairement tournée vers le gazole, et celle de l’offre. Par ailleurs, la concurrence internationale est intense : aux États-Unis, le gaz, utilisé par le raffinage, est nettement moins coûteux qu’en Europe, alors qu’au Moyen-Orient et en Asie les installations sont plus grandes et plus récentes pour répondre à la demande en forte croissance des pays émergents. Enfin, la réglementation environnementale européenne impose des coûts et des contraintes plus élevés que dans d’autres pays. En France, le secteur du raffinage a été marqué par la fermeture de plusieurs installations au début de la décennie. La production nette des raffineries françaises, régulièrement supérieure à 80 Mtep par an dans les années 2000, est passée sous le seuil de 60 Mtep par an depuis 2012. Avec la fermeture de la raffinerie de Provence-La Mède fin 2016, qui a été reconvertie pour produire des biocarburants miscibles au gazole ou au carburéacteur, la France ne compte plus désormais que huit raffineries de pétrole brut (figure 3.1.1). La raffinerie de Grandpuits en Île-de-France a par ailleurs annoncé la fin de ses activités de raffinage pour 2021, et sa reconversion vers une plateforme sans pétrole, avec une unité de production de biocarburants, une unité de bioplastiques et une unité de recyclage chimique des plastiques. Figure 3.1.1 : raffineries de pétrole brut en 2019 Source : DGEC La production nationale de produits raffinés, nette de la consommation propre des raffineries, s’élève, en 2019, à 50,4 Mtep, pour une consommation de matière première de 52,3 Mtep (figure 3.1.2). Elle recule nettement sur un an, pour la deuxième année consécutive (- 8,6 %, après - 6,2 % en 2018), en raison notamment de deux grands arrêts de maintenance programmés ainsi que de la baisse de la demande (cf. 4.2). En 2019, les raffineurs ont dépensé 22,3 Md€ en pétrole brut et autres charges de raffinage, pour fournir des produits finis valorisés à 25,3 Md€. En euros constants 2019, la valeur de cette production diminue nettement par rapport à 2018 (- 13,0 %), en raison, d’une part, de la chute des quantités produites et, d’autre part, de la contraction des prix. Elle reste cependant supérieure au niveau de 2016, qui s’élevait à 21,6 Md€2019. Depuis cinq ans, cette valeur reste en dessous de 30 Md€2019, contre près de 40 Md€2019 en 2014, avant la chute des cours. En 2019, les raffineries ont dégagé un excédent de 3,0 Md€, soit 58 € pour chaque tonne équivalent pétrole de produit à distiller utilisée, contre 57 €2019 l’année précédente. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 45 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Figure 3.1.2 : consommation de pétrole brut et autres charges de raffinage et production nette de produits finis des raffineries 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Consommation de pétrole brut et autres charges de raffinage 62,0 22 556 61,1 18 123 61,1 22 178 57,3 25 852 52,3 22 339 Production nette des raffineries 59,5 26 894 58,5 21 628 58,8 26 412 55,1 29 122 50,4 25 346 Solde - 4 338 - 3 504 - 4 234 - 3 270 - 3 007 Note : la production est nette de l’autoconsommation des raffineries. Le rapport entre le solde calculé ici et la consommation peut présenter des écarts avec la marge de raffinage calculée et diffusée par la DGEC, car cette dernière s’appuie non sur des données réelles mais sur un modèle théorique de raffinerie en prenant en compte en outre un ensemble plus vaste de charges (dépenses de gaz naturel notamment). Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; DGEC ; DGDDI ; SARA Les raffineries françaises produisent principalement du gazole (33 % du total de la production en 2019), des supercarburants (19 %), des produits non énergétiques (14 %) et du fioul lourd (12 %) - (figure 3.1.3). Le fioul domestique et les autres gazoles représentent 9 % du total de la production nationale de produits raffinés, le kérosène 8 %, le GPL 3 % et l’ensemble des autres produits 2 %. Cette répartition est stable ces dernières années. Figure 3.1.3 : production nette de produits finis des raffineries En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 Production nette des raffineries 59,5 58,5 58,8 55,1 50,4 Gazole 20,8 20,5 20,6 18,1 16,4 Supercarburants* 11,8 11,8 11,9 10,9 9,8 Produits non énergétiques** 7,8 7,4 8,2 8,1 6,9 Fioul lourd 7,1 7,2 6,0 5,5 5,9 Fioul domestique et autres gazoles 5,2 4,9 4,6 5,3 4,7 Jet kérosène 4,0 3,9 4,4 4,3 4,0 GPL 1,7 1,7 1,8 1,5 1,5 Autres*** 1,1 1,1 1,3 1,2 1,2 * Y compris essence aviation. ** Naphta, bitumes, lubrifiants. *** Coke de pétrole, pétrole lampant, autres produits. Note : la production est nette de l’autoconsommation des raffineries. À partir de 2018, les quantités correspondant à du gazole pêche et du diesel marine léger (DML) sont incluses dans le poste du fioul domestique et autres gazoles, et non plus dans celui du gazole. Celles de gazole non routier, utilisé dans l’agriculture et la construction notamment, sont regroupées avec le gazole routier dans le poste gazole, car il s’agit de fait du même produit sur le plan chimique. Sources : SDES, enquête auprès des raffineurs ; SARA 46 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France 3.2 Stabilité du coût des infrastructures gazières Les infrastructures gazières françaises permettent d’acheminer le gaz naturel, pour l’essentiel importé, vers les zones de consommation (figure 3.2.1). La majorité du gaz naturel consommé en France est importé par gazoduc. Le système gazier est aujourd’hui doté de sept points d’interconnexion principaux, pour une capacité d’importation cumulée d’environ 2 350 GWh/j. Les terminaux méthaniers permettent d’accueillir les cargaisons de gaz naturel liquéfié (GNL), importées par voie maritime, puis de regazéifier le GNL pour pouvoir l’injecter dans le réseau. Ils sont au nombre de quatre, répartis sur trois sites distincts : Fos Cavaou, Fos Tonkin, tous deux situés à Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne et Loon-Plage (Dunkerque). La société Elengy gère les terminaux de Fos Tonkin et Montoir-de-Bretagne, tandis que Fosmax LNG gère celui de Fos Cavaou, l’accès à ces trois terminaux étant régulé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le terminal de Loon-Plage, dont la mise en service commerciale a eu lieu en janvier 2017, est géré par Dunkerque LNG et bénéficie pour une durée de vingt ans d’une exemption totale à l’accès régulé des tiers et à la régulation tarifaire. Figure 3.2.1 : infrastructures gazières françaises en 2019 (hors réseaux de distribution) Sources : GRTgaz ; Storengy ; Teréga Bilan énergétique de la France pour 2019 – 47 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Au sein du territoire métropolitain continental, les flux de gaz sont assurés par le biais d’un maillage des réseaux de transport et de distribution, fonctionnant en synergie avec des infrastructures de stockage de gaz naturel. La constitution de stocks de gaz naturel à proximité des zones de consommation lors de la période estivale permet de réduire les risques de saturation des réseaux et de répondre aux fortes consommations de gaz lors des périodes hivernales (cf. 2.3.2). Les 15 sites de stockage souterrain français, qui constituent ainsi des infrastructures essentielles pour assurer l’approvisionnement en gaz naturel du territoire, sont exploités par deux opérateurs : Storengy (neuf sites en nappes aquifères, trois en cavités salines, un en gisement épuisé) et Teréga (deux sites en nappes aquifères). Le réseau de gaz naturel permet l’acheminement proprement dit du gaz jusqu’aux points de livraison. Il se compose de deux niveaux. Le réseau de transport est constitué de gazoducs de grande capacité, connectés à ceux des pays limitrophes ainsi qu’aux sites de stockage et aux terminaux méthaniers. Il permet, en le comprimant à haute pression, de transporter le gaz naturel sur des distances élevées afin de l’acheminer aux réseaux de distribution et à quelques très gros consommateurs. Deux entreprises se partagent la gestion du réseau de transport : Teréga dans le sud-ouest de la France (5 100 km de réseau), GRTgaz pour le reste du territoire (32 500 km de réseau). Avant le 1er novembre 2018, l’équilibrage du réseau de transport de gaz naturel était assuré au sein de deux zones distinctes, connectées l’une à l’autre et correspondant aux places de marchés françaises. Depuis cette date, une place de marché unique couvre l’ensemble du territoire. Les réseaux de distribution permettent, quant à eux, d’acheminer le gaz naturel du réseau de transport jusqu’à la très grande majorité des consommateurs finaux. Un peu plus de 11 millions de consommateurs sont ainsi raccordés aux quelque 200 000 km de canalisations de distribution. GRDF assure la distribution de plus de 95 % du marché, 24 entreprises locales de distribution (ELD), ainsi que quelques autres sociétés, se répartissant le reste. La rémunération des gestionnaires d’infrastructures pour leur mission d’acheminement du gaz aux consommateurs finaux sur le territoire français s’élève à 6,4 Md€ en 2019, en baisse de 0,3 % en euros constants par rapport à 2018 (figure 3.2.2). Elle correspond au coût des infrastructures gazières, répercuté sur le consommateur final, d’une part via les tarifs d’accès des tiers aux réseaux (de transport (ATRT) et de distribution (ATRD)) et aux terminaux régulés (terminaux méthaniers (ATTM)), fixés par la CRE, et d’autre part via les tarifs liés aux sites de stockage, déterminés lors d’enchères dans des conditions définies par la CRE depuis la réforme de l’accès des tiers aux stockages de gaz naturel du 1er janvier 2018. Cette rémunération exclut donc les prestations facturées entre les différents gestionnaires d’infrastructures ainsi que les recettes liées au transport du gaz transitant par le territoire national. En revanche, elle comprend la valeur des pertes physiques de gaz sur les réseaux, qui sont achetées sur les marchés par les gestionnaires. Ces pertes s’élèvent à 5,5 TWh en 2019, en légère hausse de 0,4 % par rapport à 2018, représentant une charge de 75 M€ pour les gestionnaires (figure 3.2.3). Celles-ci étant à peu près proportionnelles aux quantités de gaz transitant par les réseaux, leurs variations d’une année sur l’autre suivent celles de la demande intérieure. Les gestionnaires ont ainsi perçu une rémunération, nette de la valeur de ces pertes, d’environ 6,3 Md€ en 2019, en hausse de 0,6 % en euros constants par rapport à 2018, pour financer le développement, la maintenance et l’exploitation des infrastructures gazières ainsi que les missions associées (figure 3.2.4). Cette rémunération, qui a crû de 1,6 % en moyenne annuelle en euros constants depuis 2011, tend à se stabiliser depuis 2016. Le réseau de transport et ceux de distribution représentent respectivement 28 % et 54 % de ces coûts d’infrastructures en 2019, contre 11 % pour les sites de stockage souterrain et 7 % pour les terminaux méthaniers. Figure 3.2.2 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières En M€2019 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Réseau de transport 1 523 1 573 1 663 1 793 1 781 1 858 1 836 1 822 1 812 dont pertes 75 57 102 77 73 46 58 68 42 Réseaux de distribution 2 924 3 042 3 390 3 147 3 300 3 522 3 459 3 445 3 434 dont pertes 52 63 71 44 44 33 39 49 28 Sites de stockage souterrain 919 825 642 700 721 658 548 694 683 dont pertes 10 14 14 9 7 6 4 11 6 Accès aux terminaux méthaniers 327 335 338 336 333 331 439 457 471 Total 5 692 5 775 6 033 5 976 6 133 6 370 6 282 6 418 6 400 dont pertes 137 134 187 130 124 84 101 128 75 Total hors pertes 5 555 5 642 5 846 5 847 6 010 6 285 6 181 6 290 6 325 Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE 48 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Figure 3.2.3 : pertes sur les réseaux de gaz naturel (y compris pertes de stockage) 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 Réseau de transport 3,5 73 3,1 46 3,2 58 2,9 68 3,1 42 Réseaux de distribution 2,1 44 2,2 33 2,2 39 2,1 49 2,0 28 Sites de stockage souterrain 0,3 7 0,4 6 0,2 4 0,5 11 0,4 6 Total 6,0 124 5,7 84 5,6 101 5,5 128 5,5 75 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE Figure 3.2.4 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières (hors valeur des pertes physiques) Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE Outre le grisou, du biométhane, obtenu par épuration de biogaz, est injecté dans les réseaux de gaz naturel depuis 2012 (figure 3.2.5). Si les volumes concernés demeurent relativement faibles, ils progressent néanmoins rapidement avec le développement de la filière, doublant en moyenne chaque année. En 2019, 1 235 GWh ont ainsi été injectés sur les réseaux, soit près du double de l’année précédente, pour un coût de 128 M€ et un surcoût, par rapport à l’achat de gaz naturel, de 111 M€. En fin d’année 2019, 123 installations, d’une capacité d’injection de 2 204 GWh/an, sont raccordées aux réseaux de gaz naturel, tandis que 1 085 projets supplémentaires, représentant une capacité de près de 24 TWh/an, sont en cours de développement. Figure 3.2.5 : injections de biométhane 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 Injections de biométhane 0,1 9,2 0,2 22,5 0,4 41,3 0,7 73,9 1,2 127,6 dont subvention - 7,5 - 19,2 - 33,9 - 57,1 - 111,2 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, CRE Bilan énergétique de la France pour 2019 – 49 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France 3.3 La transformation de charbon : net recul de l’activité de la filière fonte 3.3.1 LES COKERIES Les cokeries sont des usines constituées de batteries de fours à coke, parfois plusieurs dizaines, dans lesquels le coke est obtenu par pyrolyse d’une variété de charbon primaire. Les cokeries peuvent être regroupées avec d’autres installations de la chaîne de fabrication, de traitement et de finition de produits en acier (hauts-fourneaux, aciéries et laminoirs), dans des sites sidérurgiques dits intégrés. C’est le cas en France, où trois cokeries sont encore en activité, à Dunkerque, Florange et Fos-sur-Mer. L’activité des cokeries françaises est relativement stable ces dernières années, celles-ci transformant chaque année environ 3,1 Mtep de charbon primaire en 2,2 Mtep de charbon dérivé (du coke, mais aussi de petites quantités de goudron de houille). Le processus de fabrication du coke débouche également sur la production de 0,7 Mtep de gaz fatal, dont une partie (0,1 Mtep en 2019) est réutilisée pour chauffer les fours à coke. La marge de cokéfaction, différence entre la valeur du coke, du goudron de houille et des gaz dérivés produits et celle du charbon primaire et des gaz dérivés consommés, s’élève à 476 M€ en 2019. Elle est en nette hausse, en raison notamment du repli de la valeur du charbon primaire consommé, tandis que, dans le même temps, celle du charbon dérivé produit est restée stable (figure 3.3.1.1). Figure 3.3.1.1 : consommation et production des cokeries 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Consommation totale 3,27 476 3,25 463 3,58 944 3,55 806 3,44 743 Charbon primaire 3,15 447 3,06 419 3,18 827 3,13 728 3,05 667 Gaz dérivés 0,12 29 0,19 45 0,39 118 0,41 78 0,38 75 Production totale 2,89 936 2,75 846 2,94 1 194 2,93 1 225 2,86 1 218 Charbon dérivé 2,24 779 2,18 711 2,26 939 2,27 1 057 2,21 1 055 Gaz dérivés 0,66 157 0,57 135 0,67 254 0,66 167 0,65 163 Consommation totale nette 0,37 - 0,50 - 0,64 - 0,62 - 0,58 - Marge de cokéfaction - 460 - 383 - 249 - 418 - 476 Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation des cokeries. Sources : SDES, enquête sur les produits du charbon dans l’industrie sidérurgique ; Insee 3.3.2 LES HAUTS-FOURNEAUX Un haut-fourneau est une installation industrielle destinée à simultanément désoxyder et fondre les métaux contenus dans un minerai, par la combustion de coke, riche en carbone. En général, le haut-fourneau transforme du minerai de fer en fonte liquide, et le coke sert à la fois de combustible et d’agent réducteur. Même si la fonte produite a certaines utilisations directes, cet alliage est généralement destiné à être affiné dans des aciéries. Les hauts-fourneaux, bien qu’ayant pour finalité la production de fonte, sont considérés dans le présent bilan comme faisant partie du secteur de la transformation d’énergie, conformément à la méthodologie de l’Agence internationale de l’énergie. Six hauts-fourneaux sont encore en activité en France, après l’arrêt de ceux du site de Florange en avril 2013. Trois se situent dans le complexe sidérurgique de Dunkerque, deux dans celui de Fos-sur-Mer et un à Pont-à-Mousson. En 2019, les hauts-fourneaux ont consommé 4,8 Mtep de produits charbonniers, dont 2,3 Mtep de charbon dérivé, principalement du coke (figure 3.3.2.1). Nette des gaz fatals produits lors du processus de production, la consommation totale des hauts-fourneaux s’élève à 3,6 Mtep. Cette consommation est en baisse sensible par rapport à 2018, suivant celle de la production de fonte (figure 3.3.2.2). La dépense correspondante s’établit à 1,4 milliard d’euros, en augmentation sur un an, la hausse des prix faisant plus que compenser la baisse du volume consommé. Elle reste toutefois inférieure aux niveaux atteints au début de la décennie, du fait principalement de prix encore inférieurs. 50 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Figure 3.3.2.1 : consommation et production des hauts-fourneaux 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Consommation totale 4,77 1 287 4,41 1 261 5,21 1 776 5,23 1 660 4,84 1 719 Charbon primaire 1,60 291 1,51 275 1,83 511 1,77 453 1,58 384 Charbon dérivé 2,25 778 2,17 814 2,32 976 2,43 1 020 2,34 1 156 Gaz dérivés 0,92 219 0,73 172 1,06 289 1,02 187 0,92 178 Production totale 1,20 287 1,02 241 1,42 537 1,40 354 1,30 326 Gaz dérivés 1,20 287 1,02 241 1,42 537 1,40 354 1,30 326 Consommation totale nette 3,57 1 000 3,39 1 020 3,79 1 238 3,83 1 306 3,55 1 393 Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation des hauts-fourneaux. Sources : SDES, enquête sur les produits du charbon dans l’industrie sidérurgique ; Insee Figure 3.3.2.2 : production de fonte et d’acier à l’oxygène pur (en Mt), consommation nette des hauts-fourneaux (en Mtep) Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation des hauts-fourneaux. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 51 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France 3.4 Baisse de la production d’électricité en raison du recul de la production nucléaire 3.4.1 PRODUCTION NETTE D’ÉLECTRICITÉ La production d’électricité en France est relativement stable depuis le milieu des années 2000, son niveau fluctuant principalement avec la disponibilité du parc nucléaire et l’activité des barrages hydrauliques, même si l’éolien et le photovoltaïque occupent une place croissante dans le bouquet de production (figures 3.4.1.1 et 3.4.1.2). Nette de la consommation des auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales, elle s’établit à 547 TWh en 2019, en baisse de 1,9 % par rapport à 2018. Le nucléaire représente 69 % de la production totale d’électricité devant l’hydraulique (11 %), le thermique classique (11 %), l’éolien (6 %) et le photovoltaïque (2 %). Figure 3.4.1.1 : production nette d’électricité * Y compris énergie marémotrice. Source : calculs SDES, d’après RTE, EDF et producteurs d’électricité 52 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Figure 3.4.1.2 : production nette d’électricité 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Production nucléaire 417 384 379 393 379 dont Arenh 16 711 0 0 82 3 524 96 4 094 120 5 057 Production hydraulique* 60 65 55 70 61 dont hydraulique sous OA 5 387 6 441 5 387 7 514 6 491 dont subventions OA 176 222 164 206 225 Production éolienne 21 21 25 29 35 dont éolien sous OA 21 1 950 21 1 905 24 2 176 28 2 537 34 3 016 dont subventions OA 1 063 1 035 1 135 1 203 1 605 Production photovoltaÏque 8 9 10 11 12 dont photovoltaïque sous OA 8 3 040 9 3 097 10 3 264 11 3 290 12 3 534 dont subventions OA 2 725 2 780 2 855 2 740 3 033 Production thermique renouvelable et géothermie 9 9 9 10 10 dont sous OA 6 708 7 818 7 876 8 988 8 1 093 dont subventions OA 427 514 558 630 730 Production thermique non renouvelable 40 52 60 45 49 dont sous OA 10 1 894 11 1 882 12 1 995 12 2 230 12 2 337 dont subventions OA 1 378 1 323 1 346 1 593 1 667 Autre (Interconnexion**) 41 36 38 43 42 dont subventions 6 3 5 13 6 Production subventionnée hors OA en ZNI*** 3 850 2 877 3 853 3 844 2 885 dont subventions 619 635 606 588 632 Total production France entière 555 540 538 558 547 Subventions totales (y compris interconnexions et charges de péréquation dans les ZNI) 6 394 6 513 6 668 6 973 7 898 * Y compris énergies marines. ** Interconnexion : correspond à l’électricité achetée via la liaison à courant continu Italie-Corse-Sardaigne. *** ZNI : zones non interconnectées au réseau d’électricité métropolitain continental. Elles incluent la Corse, les DOM ainsi que les îles du Ponant et Chausey. Note : ne sont valorisées monétairement dans ce tableau que les productions sous obligation d’achat (OA) ou bénéficiant de compléments de rémunération, ainsi que la production d’origine nucléaire vendue dans le cadre du mécanisme de l’Arenh. Source : calculs SDES Nucléaire Après une année de hausse et à la suite d’une moindre disponibilité des centrales, la production nette d’électricité nucléaire recule de 3,5 % en 2019, à 379 TWh, et retombe à son niveau de l’année 2017 (cf. 2.2.2). 120 TWh, soit 32 % de la production nucléaire, ont été rachetés à EDF par les fournisseurs alternatifs dans le cadre du dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), pour un montant de 5,1 Md€. Hydraulique La production hydraulique dépend fortement du débit des cours d’eau et, par conséquent, de la pluviométrie. Après une forte production en 2018, la production hydraulique nette (y compris énergies marines) diminue de 13 % sur un an, à 61 TWh (cf. 2.2.3), en raison de conditions climatiques moins favorables. Environ 7,5 % de la production, soit un peu plus de 4,6 TWh, est assurée par des stations de transfert d’énergie par pompage (Step). Ces installations hydroélectriques sont des moyens de stockage de l’électricité : elles pompent l’eau d’une retenue inférieure à une retenue supérieure pendant les heures où l’électricité est bon marché ; elles la turbinent ensuite en sens inverse lorsque le prix de l’électricité est élevé. En 2019, 6 TWh sont produits dans le cadre de contrats d’obligation d’achat, dont ne peuvent bénéficier que les installations de faible puissance, inférieure à 12 MW. Cellesci ont revendu leur production aux acheteurs obligés pour 491 M€. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 53 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Éolien La production éolienne progresse à nouveau en 2019, augmentant de 21 % sur un an, pour s’établir à 35 TWh (cf. 2.2.3). Le coût pour l’État du soutien à l’électricité d’origine éolienne augmente plus rapidement, en raison de la baisse des prix de gros par rapport auxquels est déterminée la subvention, pour atteindre 1,6 Md€ (+ 33 %). Solaire photovoltaïque La production solaire photovoltaïque progresse sur un an de 12 % en 2019, à 12 TWh (cf. 2.2.3). Elle demeure celle dont le soutien par l’État, via le dispositif d’obligation d’achat et de complément de rémunération, est le plus élevé. Toutefois, le tarif d’achat de l’électricité photovoltaïque auprès des installations nouvellement raccordées ayant fortement baissé ces dernières années, le coût de ce soutien (3,0 Md€ en 2019) augmente moins rapidement que les volumes achetés correspondants. Thermique classique L’ajustement de l’offre à la demande d’électricité est, pour l’essentiel, assuré par la filière thermique classique, dont les moyens de production peuvent être démarrés ou stoppés très rapidement selon les besoins. En baisse régulière au début de la décennie, du fait de la fermeture de centrales à charbon et au fioul pour des raisons environnementales, celle-ci a atteint un point bas en 2014. Elle a ensuite rebondi nettement les trois années suivantes (+ 23 % en 2015, + 25 % en 2016 et + 14 % en 2017), dans un contexte de repli de la production nucléaire et stimulée par la relance des centrales au gaz naturel. En 2018, à la suite du rebond de la production nucléaire, la production thermique a chuté de 21 %. En 2019, elle progresse à nouveau de 8 %, pour s’établir à 59 TWh (figure 3.4.1.3). Parmi les centrales thermiques ne produisant que de l’électricité, celles fonctionnant au gaz affichent en moyenne le meilleur rendement, convertissant 50 % de l’énergie contenue dans le combustible en électricité, soit plus de dix points au-dessus de celles utilisant des produits pétroliers, du charbon ou des énergies renouvelables et des déchets. En effet, la transformation de gaz en électricité est aujourd’hui essentiellement assurée (hors cogénération) par des centrales à cycle combiné, plus efficaces d’un point de vue énergétique que les centrales thermiques traditionnelles. La cogénération d’électricité et de chaleur présente par ailleurs un rendement énergétique global supérieur à celui de la production isolée d’électricité, pour toutes les formes d’énergie. Les centrales thermiques utilisant des énergies renouvelables et de récupération (biomasse, biogaz, déchets) ainsi que celles de cogénération peuvent bénéficier, sous conditions, du mécanisme d’obligation d’achat ou de celui des compléments de rémunération. La production électrique dans le cadre de ces dispositifs s’est élevée à 20 TWh en 2019, subventionnés à hauteur de 2,4 Md€. Figure 3.4.1.3 : production thermique classique nette par type de combustibles * EnRt : énergies renouvelables thermiques. Note : en 2019, 37 TWh d’électricité ont été produits par combustion de gaz naturel, dont 13 TWh à l’aide d’un procédé de cogénération. Source : calculs SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité 54 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Sur l’ensemble des filières de production, ce sont, au total, 72 TWh d’électricité qui sont vendus aux acheteurs obligés ou bénéficient de compléments de rémunération en 2019, pour un montant de 10,5 Md€, dont plus de la moitié subventionnée par l’État. Par ailleurs, des compensations, de l’ordre de 2,0 Md€ en 2019, sont accordées par l’État aux producteurs situés dans les zones non interconnectées, dans le cadre de la péréquation géographique tarifaire1 . Ces compensations visent à ne pas répercuter les surcoûts de production (liés aux contraintes plus fortes pour assurer l’équilibre entre offre et demande du fait du caractère insulaire du territoire) sur le tarif moyen de vente au client final, et ainsi à garantir que celui-ci soit similaire à celui de la France continentale. Principales installations de production d’électricité en France par filière Figure 3.4.1.4 : sites nucléaires, situation au 31 décembre 2019 * REP : réacteur à eau pressurisée. ** EPR : réacteur pressurisé européen. Source : DGEC 1 Il est fait l’hypothèse, dans le compte présenté ici, que la totalité du surcoût est liée à la production, alors qu’en réalité une partie provient de la gestion du réseau. Les activités de production, distribution et fourniture d’électricité étant, par dérogation au droit européen, intégrées dans les zones non interconnectées, il n’est en effet pas possible d’identifier séparément les deux composantes. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 55 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Figure 3.4.1.5 : puissance hydraulique (hors pompages, y compris énergies marines) raccordée au réseau au 31 décembre 2019 Source : calculs SDES, enquête annuelle auprès des producteurs d’électricité Figure 3.4.1.6 : puissance éolienne raccordée au réseau au 31 décembre 2019 En MW Source : calculs SDES, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD Figure 3.4.1.7 : puissance photovoltaïque raccordée au réseau au 31 décembre 2019 En MW Source : calculs SDES, d’après raccordements Enedis, RTE, EDF-SEI, CRE et les principales ELD Figure 3.4.1.8 : centrales au gaz naturel, situation au 31 décembre 2019 Source : RTE 56 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Figure 3.4.1.9 : centrales à charbon et au fioul, situation au 31 décembre 2019 Source : RTE 3.4.2 TRANSPORT ET DISTRIBUTION D’ÉLECTRICITÉ Le réseau d’électricité, qui permet son acheminement depuis les lieux de production jusqu’à ceux de consommation, se compose de deux niveaux. Le réseau de transport, géré par RTE sur le territoire continental, comprend les lignes à très haute tension (« HTB »). D’une longueur totale d’environ 106 000 km, il permet d’acheminer la très grande majorité de l’électricité produite au réseau de distribution et à quelques très gros consommateurs. Les réseaux de distribution, auxquels sont raccordés la grande majorité des consommateurs et la quasi-totalité des petits producteurs, comprennent les lignes à moyenne et basse tension (« HTA» et « BT »), d’une longueur cumulée de plus de 1,3 million de kilomètres. Enedis est le gestionnaire d’un réseau couvrant 94 % des clients du territoire continental, 117 entreprises locales de distribution se répartissant le reste. EDF SEI, acteur intégré (également producteur et fournisseur), gère les réseaux des zones non interconnectées, sauf à Mayotte où la gestion est assurée par Électricité de Mayotte. Transport et distribution confondus, la rémunération des gestionnaires de réseaux pour leurs missions, dont l’acheminement de l’électricité en France, s’est élevée à 14,7 Md€ en 2019 (figure 3.4.2.1). Cette somme, payée par les consommateurs via le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe), comprend notamment la valeur des pertes physiques d’électricité sur les réseaux, qui doivent être achetées sur le marché par les gestionnaires (cf. 1.7.2). Ces pertes se sont élevées à 38 TWh en France en 2019, entraînant une charge de 1,7 Md€ pour les gestionnaires. Nette de la valeur de ces pertes (qui, in fine, constitue une rémunération des producteurs), une rémunération de 13,1 Md€ en 2019 a donc été perçue par les gestionnaires de réseaux afin de financer le développement, la maintenance et l’exploitation des réseaux ainsi que les missions associées (relève/comptage, mise en service, dépannage, mise à disposition de données, etc.). Le coût du réseau pour les consommateurs, y compris les pertes, diminue de 1,3 % en 2019, en raison notamment d’une baisse de 1,1 % des volumes de consommation sur un an, après quatre années de hausse (+ 0,8 % en moyenne sur la période 2014-2018). Les réseaux de distribution et le réseau de transport contribuent respectivement à hauteur de 71 % et 29 % au coût total d’acheminement de l’électricité en 2019. Les coûts unitaires des réseaux de distribution et de transport sont en 2019 proches de ceux de 2018. Figure 3.4.2.1 : utilisation des réseaux d’électricité 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Réseau de transport 440 4 154 449 4 092 446 4 259 441 4 352 436 4 278 dont pertes 10 481 11 482 11 515 11 450 11 460 Réseaux de distribution 400 10 409 408 10 650 406 10 545 403 10 566 399 10 446 dont pertes 26 1 293 26 1 209 27 1 195 28 1 219 27 1 201 Utilisation des réseaux 475 14 563 484 14 743 482 14 804 478 14 918 472 14 724 dont pertes 36 1 774 37 1 691 39 1 710 39 1 669 38 1 660 Note : le réseau de transport a acheminé 436 TWh d’électricité en 2019 et a perçu pour cela une rémunération de 4 278 M€, dont 460 M€ correspondent à l’achat de 11 TWh dissipés lors de ce transport. Source : calculs SDES, d’après les gestionnaires de réseaux Bilan énergétique de la France pour 2019 – 57 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France 3.5 Production de chaleur commercialisée : la part des énergies renouvelables poursuit sa progression En 2019, 47 TWh de chaleur destinée à la vente ont été produits en France. Nets des pertes de distribution, ce sont in fine 43 TWh qui ont été livrés aux consommateurs, dont plus de la moitié provient des réseaux de chaleur. 3.5.1 RÉSEAUX DE CHALEUR Les réseaux de chaleur sont généralement mis en place par des collectivités locales afin de chauffer, à partir d’une chaufferie collective, des bâtiments publics ou privés situés sur leur territoire. Des réseaux peuvent également être d’initiative privée. Leur taille varie fortement, allant du petit réseau de chaleur biomasse situé en zone rurale jusqu’à celui de Paris, de taille très importante et alimenté par de multiples centrales de production (figure 3.5.1.1). Les réseaux de chaleur sont particulièrement adaptés aux zones urbaines denses. Ils permettent également d’exploiter une ressource locale, difficile d’accès ou à mobiliser, comme la géothermie, ou la récupération de chaleur auprès d’une unité d’incinération d’ordures ménagères ou d’un site industriel par exemple. En 2019, on dénombre près de 800 réseaux de chaleur en France, d’une puissance thermique totale d’environ 23 GW, dont près de 10 GW concentrés dans la seule région Île-deFrance. En 2019, les réseaux ont livré aux consommateurs près de 26 TWh de chaleur (nette des pertes de distribution), en très légère hausse de 0,7 % par rapport à 2018. À cette fin, ils ont consommé environ 34 TWh d’énergie (la différence avec la quantité livrée comprenant les pertes de transformation et celles de distribution). Le bouquet énergétique des réseaux demeure dominé par le gaz naturel, qui représente 35 % de leur consommation, suivi de la chaleur issue de la valorisation des déchets urbains (24 %) et de la biomasse (23 %). Le fioul et le charbon, autrefois prépondérants, poursuivent leur déclin et ne représentent plus que 4 % du bouquet énergétique des réseaux (contre 60 % en 1990). À l’inverse, la part des énergies renouvelables a plus que doublé depuis le début de la décennie, pour atteindre 44 % en 2019 (3 points de plus qu’en 2018) - (figures 3.5.1.2 et 3.5.1.3). En incluant les énergies de récupération telles que la part non renouvelable des déchets urbains ou la chaleur industrielle récupérée, la part d’énergies renouvelables et de récupération atteint 56 % en 2019. Plus du quart des réseaux de chaleur (27 %) possèdent un équipement de cogénération. En 2019, la chaleur produite par cogénération dans les réseaux de chaleur, puis livrée aux consommateurs, représente environ 5 TWh (soit 17 % du total des livraisons des réseaux). Figure 3.5.1.1 : puissance thermique et chaleur livrée par les réseaux de chaleur en 2019 Source : SDES, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid 58 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France Figure 3.5.1.2 : bouquet énergétique des réseaux de chaleur en 2019 * Comprend la consommation des chaudières électriques et la consommation annexe des auxiliaires. ** GPL : gaz de pétrole liquéfié. Note : hors proportion de combustibles utilisée pour la production d’électricité lorsque le réseau de chaleur utilise un procédé de cogénération. Source : SDES, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid Figure 3.5.1.3 : consommation d’énergie par source dans les réseaux de chaleur * GPL, gaz de récupération, chaudières électriques, chaleur industrielle, consommation électrique des pompes à chaleur, cogénération externe non renouvelable, autres combustibles non renouvelables. Note : hors proportion de combustibles utilisée pour la production d’électricité lorsque le réseau de chaleur utilise un procédé de cogénération. Source : SDES, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid Bilan énergétique de la France pour 2019 – 59 partie 3 : transformation, transport et distribution d’énergie en France 3.5.2 CHALEUR COGÉNÉRÉE VENDUE HORS DES RÉSEAUX DE CHALEUR En 2019, les installations de production d’électricité avec procédé thermique de cogénération (hors réseaux de chaleur munis d’un tel équipement) ont produit 46 TWh de chaleur, dont 22 TWh ont été livrés, nets des pertes de distribution, à des utilisateurs tiers (figure 3.5.2.1). Tout le reste, soit 54 % de la chaleur produite par cogénération, correspond, outre les pertes, à de la chaleur autoconsommée, c’est-à-dire utilisée par l’entreprise elle-même. En effet, plus de la moitié de la chaleur produite par cogénération l’est par des autoproducteurs, c’est-à-dire des entreprises qui produisent électricité et chaleur pour les besoins propres de leur activité et peuvent en revendre le surplus à titre secondaire. En 2019, la chaleur produite par cogénération l’a principalement été en brûlant du gaz naturel (39 %), des déchets urbains (ménagers, hospitaliers et du tertiaire : 15 %) et du bois (12 %). Figure 3.5.2.1 : production de chaleur par cogénération en 2019 (hors réseaux de chaleur) En TWh (données non corrigées des variations climatiques) Électricité issue de la cogénération, hors réseaux de chaleur Chaleur issue de la cogénération, hors réseaux de chaleur Total chaleur Chaleur commercialisée (nette des pertes de distribution) Pertes et chaleur autoconsommée Production totale 17,8 45,7 21,7 24,1 Produits charbonniers 0,7 2,4 0,4 2,0 Produits pétroliers 0,4 4,6 0,1 4,5 Gaz naturel 9,5 18,0 7,4 10,6 Déchets 2,0 6,9 6,4 0,4 dont déchets urbains 1,9 6,7 6,3 0,4 Bois et résidus agricoles 1,8 5,7 4,0 1,7 Résidus de papeterie, liqueur noire 0,7 4,7 1,9 2,9 Biogaz 2,1 1,7 0,3 1,5 Autres combustibles 0,7 1,8 1,3 0,5 Note : les colonnes « Total chaleur » et « Pertes et chaleur autoconsommée » incluent la chaleur autoconsommée. Toutefois, cette dernière, n’étant pas vendue à des tiers mais consommée directement par le producteur, n’est in fine pas comptabilisée dans le bilan de la chaleur (dont le périmètre est celui de la chaleur commercialisée) ; ce sont les combustibles utilisés pour produire la chaleur autoconsommée qui sont comptabilisés comme consommations finales dans le bilan des autres formes d’énergie. Source : SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité et enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid. 60 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 La consommation d’énergie par forme d’énergie en France — La consommation primaire diminue en 2019 de 1,4 % en données réelles, à 245,3 Mtep. Après correction des variations climatiques (CVC), cette baisse s’élève à 1,5 %, les températures hivernales ayant été légèrement moins douces en 2019 qu’en 2018. Les poids dans le bouquet énergétique du nucléaire et du charbon déclinent en 2019, tandis que ceux des énergies renouvelables thermiques, du pétrole et du gaz naturel progressent. La consommation finale diminue modérément à climat constant, de 0,9 %. Au total, les ménages, entreprises et administrations ont dépensé 167,8 Md€ en 2019 pour satisfaire leurs besoins en énergie. Les produits pétroliers représentent plus de la moitié de cette dépense nationale en énergie et l’électricité près d’un tiers, loin devant les autres énergies. 62 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.1 Baisse de la consommation primaire à climat constant La consommation primaire baisse en 2019 en données réelles (- 1,4 %), à 245,3 Mtep (figure 4.1.1). Corrigée des variations climatiques (CVC), elle diminue très légèrement plus (- 1,5 %). En effet, les besoins de chauffage sont un petit plus importants en 2019 qu’en 2018, du fait d’une très légère hausse de la rigueur climatique de la période de chauffe, mesurée par le nombre de degrés-jours unifiés (DJU) - (figure 4.1.2). Les besoins en climatisation ont également été plus élevés en 2019 en raison d’un été plus chaud. Sur le plus long terme, la consommation primaire CVC tend à baisser à un rythme modéré depuis le milieu des années 2000. Depuis 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de consommation d’énergie (encadré page 65), la consommation primaire a baissé de 4,1 %, soit de 0,6 % en moyenne annuelle, à climat constant. Figure 4.1.1 : consommation primaire totale et par usage Note : les pertes de transformation, de transport et de distribution intègrent la consommation d’énergie des entreprises du secteur de la transformation pour leur usage propre ainsi qu’un écart statistique. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Figure 4.1.2 : nombre de degrés-jours unifiés de la période de chauffe Source : calculs SDES, d’après Météo-France Bilan énergétique de la France pour 2019 – 63 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France La consommation primaire peut être décomposée comme la somme de la consommation finale (à usage énergétique ou non) et des pertes de transformation, transport et distribution d’énergie (à l’écart statistique près). Ces dernières, corrigées des variations climatiques, s’établissent à 93,1 Mtep en 2019, diminuant ainsi de 2,4 %. Cette baisse s’explique par le recul de la production nucléaire et par celui des pertes de chaleur induites (cf. 2.2.2) et, dans une moindre mesure, par celui de la consommation de charbon de la filière fonte (cf. 3.3). Elle est toutefois atténuée par le fait que, en conséquence de la baisse de la production des centrales nucléaires et de celle des installations hydroélectriques, les centrales thermiques classiques de production d’électricité ont été davantage sollicitées, entraînant une hausse des pertes de transformation associées (cf. 3.4.1). La consommation finale à usage énergétique décroît également à climat constant, de 1,0 %, à 142,1 Mtep (cf. 5.1). Depuis 2012, la consommation finale à usage énergétique a baissé de 2,8 %, soit de 0,4 % en moyenne annuelle, à climat constant. À l’inverse, la consommation finale à usage non énergétique rebondit de 0,9 %, à 13,4 Mtep. Les poids du nucléaire et du charbon dans le mix énergétique déclinent en 2019 (figure 4.1.3). En effet, à climat constant, les consommations primaires de ces deux formes d’énergie baissent respectivement de 3,1 % et 19,6 %. À l’inverse, les consommations primaires de gaz naturel et d’énergies renouvelables thermiques et déchets progressent respectivement de 1,5 % et 2,7 %. Le bouquet énergétique primaire CVC se compose de 40 % de nucléaire, 29 % de pétrole, 16 % de gaz, 12 % d’énergies renouvelables et déchets et 3 % de charbon. Figure 4.1.3 : consommation primaire par forme d’énergie Note : la consommation d’énergie nucléaire correspond à la quantité de chaleur dégagée par la réaction nucléaire (qui est ensuite convertie en électricité), déduction faite du solde exportateur d’électricité. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Le bouquet énergétique final CVC reste, quant à lui, dominé par le pétrole. Ce dernier subit moins de pertes lors du processus de transformation de l’énergie que la chaleur nucléaire, dont seul un tiers est converti en électricité (figure 4.1.4). Les produits pétroliers représentent ainsi 38 % de la consommation finale à usage énergétique, devant l’électricité (26 %), le gaz (21 %), les énergies renouvelables et les déchets (11 %), la chaleur (3 %) et le charbon (1 %). Conformément à la tendance observée depuis le milieu des années 2000, la part des énergies fossiles dans le bouquet baisse en 2019, au profit des énergies renouvelables. 64 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Figure 4.1.4 : consommation finale à usage énergétique par forme d’énergie Note : la chaleur n’est isolée que depuis 2000. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Au total, les ménages, entreprises et administrations ont dépensé 167,8 Md€ en 2019 pour satisfaire leurs besoins en énergie, montant en légère diminution en euros constants par rapport à 2018 (figure 4.1.5). Les produits pétroliers représentent plus de la moitié de cette dépense nationale en énergie et l’électricité près d’un tiers, loin devant les autres énergies. Ces proportions sont supérieures aux parts respectives de ces deux formes d’énergie dans la consommation finale, en raison de prix moyens plus élevés que les autres formes d’énergie. Figure 4.1.5 : consommation finale en énergie (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En Md€2019 En Mtep En Md€2019 En Mtep En Md€2019 En Mtep En Md€2019 En Mtep En Md€2019 Charbon (hors hauts-fourneaux) 1,4 0,3 1,4 0,3 1,4 0,3 1,5 0,4 1,2 0,4 Charbon : hauts-fourneaux 3,6 1,0 3,4 1,0 3,8 1,2 3,8 1,3 3,5 1,4 Produits pétroliers 69,3 77,5 67,8 71,3 68,5 79,4 66,2 88,2 65,9 86,6 Gaz naturel 29,8 18,7 31,2 18,1 30,4 17,6 30,2 18,9 29,5 18,4 Énergies renouvelables et déchets 13,7 4,4 14,8 4,6 14,8 4,8 14,9 4,7 15,3 4,6 Électricité 37,4 52,9 38,1 52,3 37,8 52,0 37,6 52,5 37,1 53,9 Chaleur 3,3 2,2 3,7 2,3 3,8 2,4 3,6 2,5 3,7 2,5 Consommation finale (hors hauts-fourneaux) 155,0 155,9 157,0 148,9 156,7 156,7 153,8 167,3 152,8 166,4 Dépense nationale en énergie (y compris hauts-fourneaux) 156,9 149,9 157,9 168,6 167,8 Note : conformément aux conventions statistiques internationales relatives à la comptabilité physique de l’énergie, les hauts-fourneaux sont exclus de la consommation finale. Dans le cadre du bilan monétaire, ils sont en revanche inclus dans l’industrie et dans la dépense nationale en énergie. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 65 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Au sein de la dépense nationale en énergie, le coût des importations nettes de produits énergétiques représente 39,4 Md€, les taxes énergétiques (nettes des subventions aux énergies renouvelables) 37,8 Md€ et la TVA non déductible 14,8 Md€ (figure 4.1.6). Le solde, soit 75,8 Md€, correspond à la rémunération d’activités réalisées sur le territoire national, principalement la production d’électricité et d’énergies renouvelables, la gestion des réseaux de gaz et d’électricité, la distribution des carburants et le raffinage de pétrole. La dépense nationale en énergie, qui a atteint un pic en 2012 à 180,5 Md€2019, est quasiment stable en 2019 par rapport à 2018 (- 0,5 %). Le montant d’impôts collectés (y compris TVA) baisse de 2,1 % en euros constants, dans un contexte de gel des taux nominaux des principales taxes énergétiques. La contribution à la dépense nationale des échanges extérieurs diminue également du fait de la baisse des cours internationaux des énergies fossiles. Les revenus captés par les entreprises nationales augmentent à l’inverse de 3,9 %, en raison notamment de l’augmentation de la valorisation de la production d’électricité liée à la hausse, au cours de l’année 2018, des prix à terme pour une livraison en 2019. Figure 4.1.6 : décomposition de la dépense nationale en énergie Source : calculs SDES Les objectifs de réduction de la consommation d’énergie de la France La loi de transition énergétique pour la croissance verte de 2015 et celle relative à l’énergie et au climat de 2019 ont fixé comme objectifs de diviser par deux la consommation finale d’énergie à horizon 2050 et de réduire la consommation primaire d’énergies fossiles de 40 % en 2030, par rapport à 2012. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) relative à la France continentale, dans sa deuxième version adoptée en avril 2020, donne des cibles intermédiaires de réduction de la consommation d’énergie par rapport à 2012, et les décline par forme d’énergie : • consommation finale d’énergie : - 7,5 % en 2023 et - 16,5 % en 2028 ; • consommation primaire de gaz naturel : - 10 % en 2023 et - 22 % en 2028 ; • consommation primaire de pétrole : - 19 % en 2023 et - 34 % en 2028 ; • consommation primaire de charbon : - 66 % en 2023 et - 80 % en 2028. 66 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.2 Stabilité de la consommation et légère baisse de la dépense en produits pétroliers 4.2.1 CONSOMMATION ET DÉPENSE TOTALES En 2019, la consommation totale de produits pétroliers raffinés (hors biocarburants) est de 67,1 Mtep, stable par rapport à l’année précédente (- 0,3 %) - (figure 4.2.1.1). La consommation du secteur des transports routiers, qui représente 58 % de la consommation totale, est elle aussi stable (- 0,3 %). La consommation du secteur résidentiel baisse sensiblement (- 6,7 %). La dépense associée recule, à 87,2 Md€ (- 1,8 % mesurée en euros constants), après deux années de forte hausse (+ 23,6 % entre 2016 et 2018). Figure 4.2.1.1 : consommation totale de produits pétroliers raffinés (hors biocarburants) par secteur et dépense totale associée Note : le secteur des transports n’inclut pas les soutes maritimes et aériennes internationales. Champ : France entière (y compris DOM). Source : calculs SDES Le coût des importations nettes de pétrole brut et de produits raffinés est de 30,6 Md€ en 2019. Il ne représente plus que 35 % de la dépense (taxes incluses), contre près de la moitié au début de la décennie (figure 4.2.1.2). Ce montant baisse de 3,8 % en 2019, en raison de la baisse des prix des principaux produits importés (pétrole brut, gazole et fioul domestique), faisant suite à deux années de très forte hausse (+ 22,2 % par an). La dépense servant à rémunérer des activités (de production, raffinage et transport-distribution) réalisées sur le sol national s’élève à 16,2 Md€ (à l’écart statistique près), soit 19 % du total, en légère hausse par rapport à l’année précédente (+ 1,0 %). La part restante de la dépense (46 %) correspond à la fiscalité. La taxe intérieure sur la consommation de produits pétroliers (TICPE), la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (Tirib), la redevance affectée au stockage des produits pétroliers (CPSSP) ainsi que, dans les DOM, la taxe spéciale de consommation (TSC, qui remplace la TICPE) et l’octroi de mer s’appliquent aux produits pétroliers. En outre, la TVA s’applique au prix comprenant les autres taxations. La TICPE, qui compte pour la plus grande partie des taxes, a procuré 31,0 Md€ de recettes (nette des remboursements) en 2019. Ce montant recule faiblement (- 1,2 %) par rapport à 2018. Cela fait suite à une augmentation de plus de 6 Md€ sur quatre ans, en lien avec l’introduction et la montée en charge de la composante carbone dans les tarifs de la TICPE, désormais gelée à son niveau de 2018. La TSC a rapporté 0,5 Md€ en 2019. La TVA sur les produits pétroliers (hors part déductible pour les entreprises) s’élève à 8,8 Md€ en 2019, en repli de 1,3 %. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 67 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Figure 4.2.1.2 : décomposition de la dépense totale Note : les soutes maritimes et aériennes internationales sont déduites des importations nettes, qui intègrent aussi les variations de stocks. Les marges comprennent celles de raffinage et celles de transport-distribution. Source : calculs SDES La consommation totale peut se décomposer comme la somme de la consommation à usage de production d’électricité et de chaleur (1,2 Mtep en 2019, dont plus de 70 % dans les DOM), de la consommation finale à usage énergétique (54,0 Mtep hors biocarburants ; 57,4 Mtep biocarburants inclus) et de la consommation finale à usage non énergétique (12,0 Mtep) - (figure 4.2.1.3). Figure 4.2.1.3 : consommation par usage et par secteur (y compris biocarburants, données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Production d'électricité et de chaleur 1,6 645 1,5 523 1,6 669 1,1 570 1,2 624 Consommation finale à usage énergétique 59,9 72 725 59,1 67 896 59,2 75 047 57,8 83 180 57,4 82 227 Industrie 2,9 1 488 2,8 1 313 2,6 1 474 2,8 1 806 2,8 1 718 Transports* 44,6 60 568 44,8 57 574 45,1 63 406 44,2 70 233 44,2 69 730 dont transports routiers (ménages) 26,0 39 660 26,2 38 110 26,3 41 816 25,7 46 453 25,9 46 420 dont transports routiers (autres) 16,5 19 400 16,4 18 139 16,6 20 057 16,2 21 946 16,0 21 487 dont autres transports 2,2 1 509 2,2 1 324 2,2 1 534 2,3 1 833 2,4 1 824 Résidentiel 5,5 5 653 5,2 4 923 5,2 5 471 4,7 5 792 4,3 5 502 Tertiaire** 3,4 2 593 3,0 2 064 3,1 2 450 2,9 2 712 2,9 2 707 Agriculture-pêche 3,4 2 423 3,3 2 023 3,2 2 246 3,3 2 636 3,2 2 571 Consommation finale à usage non énergétique 12,4 7 316 11,9 6 151 12,6 7 328 11,8 8 043 12,0 7 276 Industrie 12,1 5 845 11,6 4 702 12,3 6 014 11,5 6 571 11,7 5 930 Pétrochimie 9,3 3 754 8,6 2 869 9,3 3 885 8,3 4 116 8,7 3 681 Construction 2,2 755 2,3 602 2,4 847 2,5 1 122 2,5 1 060 Autres industries 0,6 1 335 0,6 1 231 0,6 1 281 0,6 1 333 0,5 1 188 Autres (dont agriculture, transports) 0,3 1 471 0,3 1 448 0,3 1 315 0,3 1 472 0,3 1 346 * Hors soutes maritimes et aériennes internationales. ** Y compris les armées. Note : la consommation pour le trafic aérien entre la métropole et les DOM est incluse dans le secteur des transports (autres transports). Source : calculs SDES 68 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.2.2 PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ ET DE CHALEUR La consommation de cette activité ne représente plus que 1,8 % de la consommation totale de produits pétroliers raffinés. Elle augmente modérément en 2019 (+ 4,2 % par rapport à 2018), à 1,2 Mtep. En métropole, les centrales au fioul, utilisées en pointe lors des pics de demande en période hivernale, ont progressivement fermé, d’autres énergies se substituant à ce combustible, notamment pour des raisons environnementales : le dernier site fonctionnant encore au fioul-vapeur en France continentale, à Cordemais (LoireAtlantique), a été fermé en mars 2018. La consommation de fioul dans les réseaux de chaleur est également devenue marginale. Ainsi, la consommation de produits pétroliers pour la production d’électricité et de chaleur a chuté de 35,8 % par rapport à 2012. En revanche, la consommation de fioul pour la production d’électricité reste, jusqu’à présent, élevée en outre-mer. La facture associée s’établit en 2019 à 0,6 Md€, soit une augmentation de 9,4 % en euros constants, du fait de la hausse de la consommation et de la progression modérée des prix (cf. 1.2). Cette dépense avait chuté depuis 2012 en raison de la baisse des volumes et de l’effondrement des cours fin 2014, atteignant un minimum de 0,5 Md€2019 en 2016, soit moins de la moitié de sa valeur de 2012. Elle était ensuite repartie à la hausse, à la suite de la nette remontée des prix des produits pétroliers en 2017. 4.2.3 CONSOMMATION FINALE À USAGE ÉNERGÉTIQUE L’usage de transport concentre 63 % de la consommation totale de produits pétroliers (y compris biocarburants) en France, soit 44,2 Mtep en 2019. Sa part dans la dépense totale est encore plus élevée (77 %), les produits pétroliers utilisés pour le transport étant davantage taxés que ceux servant à d’autres usages. Le transport routier des ménages absorbe la plus grande part de cette consommation (25,9 Mtep), devant celui des entreprises (16,0 Mtep), les autres modes de transport générant des consommations beaucoup plus modestes (2,4 Mtep hors soutes internationales). Les entreprises pèsent relativement moins dans la dépense que dans la consommation physique car, outre le fait qu’une partie de la TVA est déductible, certains secteurs d’activités bénéficient d’exonérations fiscales. La dépense dans le transport est quasiment stable en 2019 (- 0,7 %), à 70 Md€. Cela traduit à la fois une faible évolution des volumes consommés (+ 0,0 %), une stabilité des prix hors taxes et un gel de la composante carbone de la TICPE à son niveau de 2018. La consommation n’a que peu fluctué depuis 2012. À l’inverse, la dépense avait connu une forte baisse entre 2012 et 2016 (- 22,6 % sur quatre ans) essentiellement liée à la chute des coûts d’approvisionnement, avant de fortement augmenter en 2017 (+ 10,1 %) puis en 2018 (+ 10,8 %) sous les effets conjugués de la hausse des prix du pétrole et de l’augmentation de la composante carbone de la TICPE. Les consommations du secteur résidentiel (principalement du fioul domestique et, dans une moindre mesure, du GPL) reculent nettement en 2019 (- 6,7 %, à 4,3 Mtep), en raison notamment de la baisse du nombre de résidences principales chauffées par cette énergie. Le secteur tertiaire a, quant à lui, consommé 2,9 Mtep de produits pétroliers en 2019, en retrait de 1,4 % par rapport à 2018. Corrigées des variations climatiques, les consommations des secteurs résidentiel et tertiaire reculent de 6,8 % et 1,6 %, les températures hivernales ayant été très légèrement moins douces en 2019 qu’en 2018. Ces évolutions s’inscrivent dans une tendance baissière de long terme : depuis 2012, les consommations baissent en moyenne de 5,8 % par an dans le résidentiel et de 3,3 % par an dans le tertiaire. Les dépenses respectives de ces secteurs s’élèvent à 5,5 Md€ et 2,7 Md€ (- 5,0 % et - 0,2 % en 2019), la baisse de la consommation étant partiellement atténuée par une hausse modérée du prix moyen du fioul domestique. La consommation de produits pétroliers à usage énergétique dans l’industrie (y compris la construction, comptant pour un tiers de cette consommation) est stable en 2019 (+ 0,6 %), à un niveau de 2,8 Mtep. À plus long terme, cette consommation tend à diminuer (- 1,4 % par an en moyenne depuis 2012), reflétant le recours à d’autres énergies, des gains d’efficacité énergétique et la relative désindustrialisation de l’économie. En 2019, la facture associée recule de 4,9 %, pour s’établir à 1,7 Md€. Le secteur de l’agriculture et de la pêche consomme essentiellement du gazole non routier (distingué depuis 2011 du fioul domestique). Sa consommation s’établit à 3,2 Mtep en 2019, en léger recul par rapport à l’année précédente (- 1,0 %). La dépense du secteur, de 2,6 Md€, baisse un peu plus fortement (- 2,3 %), en raison d’une légère diminution du prix du gazole non routier. Cette valeur reste néanmoins inférieure à celles d’avant 2014, voisines de 3 Md€. Globalement, depuis 2012, la consommation finale à usage énergétique de produits pétroliers, corrigée des variations climatiques, recule de 5,1 %, soit de 0,8 % par an en moyenne (et de 6,7 %, soit 1,0 % par an en moyenne, en excluant les biocarburants). Bilan énergétique de la France pour 2019 – 69 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.2.4 CONSOMMATION FINALE À USAGE NON ÉNERGÉTIQUE Les usages non énergétiques de produits pétroliers se concentrent essentiellement dans l’industrie pétrochimique, où des alcènes sont produits par vapocraquage de coupes pétrolières, telles que le naphta ou des alcanes légers, avant d’entrer dans la fabrication de produits synthétiques (matières plastiques, cosmétiques, etc.). La consommation finale non énergétique de produits pétroliers a augmenté légèrement en 2019 (+ 1,7 %), à 12,0 Mtep, en raison notamment de la reprise dans le secteur de la pétrochimie après des arrêts importants pour maintenance en 2018 dans deux des six vapocraqueurs français, à Lavéra (Bouches-du-Rhône) et à Gonfrevillel’Orcher (Seine-Maritime). Elle reste toutefois inférieure à son niveau de 2012 (12,7 Mtep) et à son niveau antérieur à la crise financière de 2008 (16,2 Mtep en 2007). Environ 2,5 Mtep de bitumes sont consommées chaque année dans le secteur de la construction. Les autres produits correspondent à des lubrifiants, utilisés dans les transports, l’agriculture et l’industrie, ainsi qu’à des quantités limitées de coke de pétrole, à usage industriel. La consommation finale non énergétique de produits pétroliers reste proche de son niveau de 2018, qui était le plus bas depuis 25 ans. La facture associée s’élève à 7,3 Md€ en 2019, repartant en baisse sensible (- 8,4 %) après deux années en forte hausse. En effet, la variation des cours du pétrole brut a également fortement impacté ces produits : la valeur monétaire de cette consommation a chuté de 42,0 % par rapport à 2012, en euros constants. 4.2.5 CONSOMMATION PAR PRODUIT Le gazole routier représente près de la moitié de la consommation de produits pétroliers (y compris biocarburants) en 2019 (46 %), devant le fioul domestique et les autres gazoles (16 %), les supercarburants (13 %), puis les produits non énergétiques (10 %) et le GPL (7 %) - (figures 4.2.5.1 et 4.2.5.2). Les mêmes produits sont aussi les principaux facteurs de dépense, mais le gazole routier est encore plus prédominant qu’en énergie (56 % y compris biodiesel), et l’essence (20 % y compris bioéthanol) devance le fioul domestique (11 %), car la fiscalité sur les carburants est plus lourde que celle sur les combustibles. En 2019, les consommations de gazole routier (y compris biodiesel) sont en baisse de 1,9 %, tandis que celles de supercarburants (y compris bioéthanol) augmentent fortement (+ 6,9 %). Le rééquilibrage progressif depuis 2013 du marché des voitures particulières neuves vers les motorisations essence modifie dans ce sens la structure de consommation des carburants routiers depuis 2016. Figure 4.2.5.1 : consommation de produits pétroliers raffinés par type de produit (hors biocarburants) * Les consommations de fioul domestique non destiné aux centrales électriques dans les DOM sont incluses dans le gazole non routier. ** Gaz de pétrole liquéfié (butane, propane), hors GPL carburant. *** Autres : lubrifiants, paraffines et cires, white-spirit et essences spéciales, pétrole lampant, essence aviation, gaz de raffinerie, éthane, autres produits. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES 70 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Figure 4.2.5.2 : consommation par type de produit (y compris biocarburants, données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Gazole routier 35,2 45 442 35,2 43 015 35,1 47 311 33,9 52 091 33,3 50 601 Fioul domestique et autres gazoles 13,3 9 677 12,6 8 027 12,6 9 303 11,9 10 527 11,4 10 096 Supercarburants* 7,5 14 137 7,7 13 747 8,0 15 121 8,3 16 942 8,9 17 932 Jet kérosène 2,0 933 1,9 713 1,9 883 2,0 1 147 2,0 1 112 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 4,4 3 650 4,3 3 251 4,2 3 602 4,2 3 801 4,6 3 732 Fioul lourd 1,4 529 1,3 400 1,2 468 1,0 440 0,9 425 Produits non énergétiques** 7,4 5 241 7,0 4 538 7,7 5 238 6,9 5 609 7,1 5 226 Autres*** 2,7 1 075 2,6 879 2,6 1 118 2,5 1 236 2,3 1 004 Total 73,9 80 685 72,5 74 570 73,4 83 044 70,7 91 793 70,6 90 127 * Y compris essence aviation. ** Naphta, bitumes, lubrifiants. *** Coke de pétrole, pétrole lampant, autres. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 71 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.3 Rebond de la consommation de gaz naturel du fait de la forte sollicitation des centrales à gaz 4.3.1 CONSOMMATION ET DÉPENSE TOTALES Nette des pertes de transport et de distribution (cf. 3.2), la consommation totale de gaz naturel augmente en 2019 (+ 1,9 % sur un an), pour atteindre 481 TWh PCS (pouvoir calorifique supérieur), alors qu’elle avait reculé de 4,6 % en 2018. Ce rebond s’explique par la forte hausse de la production des centrales thermiques à gaz. Corrigée des variations climatiques, la consommation totale de gaz naturel augmente de 1,5 % sur un an mais reste quasiment stable (+ 0,3 %) par rapport à celle observée en 2012 (figure 4.3.1.1). La dépense de gaz naturel diminue de 3,0 % par rapport à 2018 en euros constants, pour s’établir à 20,5 Md€ en 2019 (figure 4.3.1.2), en raison de la baisse moyenne des prix du gaz observée en 2019. Cette dépense avait atteint un maximum historique en 2013 (24,9 Md€2019). Figure 4.3.1.1 : consommation totale (hors pertes) de gaz naturel par secteur * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES, d’après données locales de consommation de gaz, enquête annuelle sur la production d’électricité, enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid, données du Citepa 72 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Figure 4.3.1.2 : consommation physique de gaz naturel et dépense associée * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES 4.3.2 BRANCHE ÉNERGIE La branche énergie représente 21 % de la consommation totale (hors pertes et écart statistique) de gaz naturel en 2019 (100 TWh PCS), pour un coût de 2,1 Md€ (figure 4.3.2.1). La majeure partie, 93 TWh PCS, correspond à l’utilisation de gaz naturel comme combustible pour produire de l’électricité et, dans une moindre mesure, de la chaleur. Les 7 TWh PCS restants correspondent pour l’essentiel à la consommation de gaz naturel des raffineries, dans lesquelles il est utilisé essentiellement comme combustible, mais aussi pour produire de l’hydrogène afin de désulfurer les carburants. À climat constant, la consommation des centrales calogènes (9 TWh PCS) diminue en 2019 (- 5,0 %), alors que celle des centrales par cogénération (33 TWh PCS) progresse (+ 8,1 %). La consommation des centrales produisant uniquement de l’électricité augmente très fortement, de 41 % en un an, pour s’établir à 55 TWh PCS en 2019. Cette forte hausse s’explique par le recours plus fort aux centrales à cycle combiné au gaz (CCCG) pour compenser le recul de la production d’électricité nucléaire. Figure 4.3.2.1 : consommation de la branche énergie (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 Branche énergie 66 1 606 91 1 786 101 1 950 82 2 251 100 2 130 Transformation en électricité ou chaleur 58 1 411 84 1 642 94 1 810 75 2 070 93 2 017 Branche énergie hors transformation 8 195 7 144 7 140 7 181 7 113 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 73 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.3.3 CONSOMMATION FINALE À USAGE ÉNERGÉTIQUE La consommation finale énergétique de gaz naturel baisse de 2,4 % en 2019, à 365 TWh PCS (figure 4.3.3.1). Corrigée des variations climatiques, elle diminue de 2,6 %, rythme supérieur à la baisse annuelle moyenne de 1,1 % observée depuis 2012. La dépense associée s’établit à 18,1 Md€ en 2019, en baisse de 2,0 % en euros constants sur un an. En 2019, avec 147 TWh PCS, le résidentiel est le principal secteur de consommation finale énergétique de gaz naturel. Viennent ensuite l’industrie (136 TWh PCS) et le tertiaire (78 TWh PCS). Les consommations dans l’agriculture-pêche et les transports sont sensiblement plus faibles (respectivement 2,4 et 2,1 TWh PCS). Le poids du résidentiel est plus élevé dans la dépense globale (63 %) que dans la consommation physique (40 %), car les ménages s’acquittent de prix plus élevés que les entreprises. À l’inverse, l’industrie représente 19 % de la dépense pour 37 % de la consommation. Enfin, le tertiaire (y compris transports) acquitte 18 % de la dépense pour 22 % de la consommation. À climat constant, la consommation du résidentiel diminue de 2,0 % en 2019 par rapport à 2018, et celle de l’industrie de 4,6 %. La consommation du tertiaire reste quasiment stable (- 0,4 %). Par rapport à 2012, en moyenne annuelle, la consommation corrigée des variations climatiques est en baisse dans le résidentiel, l’industrie et l’agriculture (respectivement - 2,1 %, - 1,3 % et - 0,2 %), tandis qu’à l’inverse elle progresse dans le tertiaire (+ 1,2 %) et surtout dans les transports (+ 8 %). L’utilisation du gaz naturel pour les transports concerne essentiellement les véhicules de flottes captives, principalement des autobus, des bennes à ordures et des véhicules utilitaires utilisant du gaz naturel pour véhicules (GNV), dont l’usage se développe depuis le début des années 2000. Le gaz naturel est essentiellement livré aux consommateurs via les réseaux de transport et de distribution (cf. 3.2). Une petite partie est toutefois portée par camion sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) depuis les terminaux méthaniers : elle représente 2 TWh PCS en 2019, dont 1,4 TWh pour l’industrie et 0,6 TWh pour les transports. Figure 4.3.3.1 : consommation finale à usage énergétique (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 Industrie 140 4 297 145 3 845 136 3 569 142 3 987 136 3 325 Transports 1,5 3 209 1,6 3 064 1,9 3 103 2,2 3 436 2,1 3 279 Tertiaire 76 77 79 78 78 Résidentiel 151 10 791 163 10 769 159 10 597 149 11 003 147 11 450 Agriculture-pêche 2 89 2 82 2 79 2 90 2 89 Total 370 18 385 388 17 761 378 17 348 374 18 516 365 18 142 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES 4.3.4 CONSOMMATION FINALE À USAGE NON ÉNERGÉTIQUE Les utilisations non énergétiques de gaz naturel dans la chimie reculent en 2019 de 1,1 %, à 15 TWh PCS, pour une dépense de 0,2 Md€ (figure 4.3.4.1). Le gaz naturel y est utilisé principalement comme matière première pour la fabrication d’ammoniac, dont le secteur de la fabrication d’engrais est le principal client. Figure 4.3.4.1 : consommation finale à usage non énergétique et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 En TWh PCS* En M€2019 Chimie 15 350 15 309 15 301 16 378 15 242 * PCS : pouvoir calorifique supérieur. Source : calculs SDES 74 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.4 La consommation de charbon et la dépense associée continuent de chuter La consommation primaire de charbon suit une tendance à la baisse depuis une trentaine d’années, même si elle peut connaître parfois des rebonds, comme ce fut le cas en 2012 et 2013, puis en 2017. En effet, les autres formes d’énergie se substituent progressivement au charbon dans la plupart des secteurs consommateurs. La consommation, corrigée des variations climatiques, atteint un niveau historiquement bas en 2019, en baisse de 20 % par rapport à 2018 (figure 4.4.1). Depuis 2014, la filière fonte constitue le principal secteur d’activité consommateur de charbon en France, avec, en 2019, 55 % de la consommation totale. Elle est suivie par celui de la production d’électricité et de chaleur, qui ne représente plus que 24 % de la consommation (contre 48 % en 2012), avec un recul particulièrement important en 2019 (- 39 % sur un an). La consommation finale (essentiellement celle de l’industrie manufacturière hors hauts-fourneaux) représente, quant à elle, 17 % de l’ensemble des ressources primaires consommées en 2019 (le solde entre les ressources et la somme des consommations des différents secteurs correspondant à l’écart statistique). La dépense totale en charbon s’élève à 2,1 Md€ en 2019, en retrait de 4 % par rapport à 2018, en euros constants. Après plusieurs années de baisse, elle avait rebondi en 2017, sous l’effet notamment de la reprise de la consommation dans la plupart des secteurs consommateurs, à laquelle s’ajoutait la remontée importante des prix (cf. 1.4). Les hautsfourneaux, qui consomment majoritairement du coke, issu de la transformation d’un type de charbon plus onéreux que celui utilisé pour la production d’électricité et de chaleur, concentrent, à eux seuls, 67 % de la dépense totale, contre 53 % en 2012. Figure 4.4.1 : consommation primaire de charbon (hors écart statistique) et dépense totale associée Note : un opérateur a révisé fortement à la hausse ses productions de gaz dérivés, entraînant une rupture de série entre 2016 et 2017. Par ailleurs, à partir de 2017, les pertes, auparavant incluses dans l’écart statistique, sont intégrées à la consommation de la filière fonte. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES, d’après A3M, COCIC, Douanes, EDF, GazelEnergie, Insee et SNCU Bilan énergétique de la France pour 2019 – 75 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Outre la filière fonte, dont la consommation totale nette s’élève à 4,1 Mtep en 2019 (cf. 3.3), près de 1,6 Mtep de produits charbonniers - correspondant à une dépense de 0,3 Md€ - a été consommée par la branche énergie en 2019, à des fins de production électrique ou, de façon plus marginale, de production de chaleur vendue ensuite à des tiers (figure 4.4.2). Un peu moins de 0,6 Mtep correspond à du gaz fatal issu des cokeries et hauts-fourneaux, brûlé pour produire de l’électricité sur le site sidérurgique lui-même ou dans une centrale thermique voisine, comme c’est notamment le cas à Dunkerque. La quantité restante (1,0 Mtep) correspond pour l’essentiel à du charbon-vapeur utilisé comme combustible par des centrales thermiques à flamme. La consommation des centrales a reculé de près de 70 % depuis 2012, reflet de la réduction progressive du parc pour des raisons environnementales et d’obsolescence. Avec l’arrêt de nombreuses tranches de production, la capacité électrique installée des centrales à charbon s’est en effet réduite de plus de moitié sur le territoire métropolitain sur la période, seuls quatre sites restant désormais en service. Au-delà de cette tendance baissière de long terme, leur consommation dépend en grande partie du climat, les centrales thermiques à charbon étant principalement utilisées comme moyens de pointe lors des vagues de froid hivernales. Leur arrêt est prévu dans les années qui viennent. La consommation de charbon dans ce secteur, corrigée des variations climatiques, décline fortement en 2019, à 1,8 Mtep (- 38 %). En effet, la durée de fonctionnement des centrales en métropole a été fortement réduite, en raison notamment de l’augmentation du prix du certificat d’émission de CO2 ainsi que de la baisse importante du prix du gaz, rendant le charbon moins compétitif. Les départements d’outre-mer comptent trois installations de production thermique au charbon, dont certaines tranches de production utilisent également un combustible renouvelable issu de la canne à sucre, la bagasse, durant la campagne sucrière. Avec la chute importante de la production d’électricité à partir de charbon en métropole, la consommation des centrales ultramarines représente, en 2019, plus de la moitié des consommations des producteurs d’électricité ou de chaleur cogénérée dont c’est l’activité principale. Cette part était d’un peu plus de 10 % en 2012. Sur l’ensemble de la consommation dédiée à la production d’électricité et de chaleur, les départements d’outre-mer comptent pour 30 % en 2019, soit 11 points de plus qu’en 2018. Dans ce contexte, la facture du secteur s’élève en 2019 à 0,3 Md€, soit, en tenant compte de l’inflation, un recul de 26 % par rapport à 2018, et de 39 % par rapport à il y a quatre ans. Figure 4.4.2 : consommation pour la production d’électricité et de chaleur (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Production d'électricité et de chaleur 3,7 518 3,2 443 3,8 673 2,7 427 1,6 316 Charbon primaire 2,9 342 2,6 306 3,2 438 2,1 272 1,0 166 Gaz dérivés 0,7 175 0,6 137 0,6 236 0,6 156 0,6 150 Source : calculs SDES, d’après A3M, Douanes, Insee La consommation finale de charbon en France s’élève à 1,9 Mt en 2019, soit environ 1,5 Mtep, ce qui représente un recul important sur un an, de 18 %, après cinq années de relative stabilité (figure 4.4.3). Ce repli global est tiré par celui des consommations dans le secteur industriel (hors filière fonte, cf. 3.3). Depuis 2012, la consommation finale a chuté de 22 %. La dépense correspondant à cette consommation est de 0,4 Md€ en 2019. Mesurée en euros constants, elle baisse de 14 % par rapport à 2018, dans le sillage de la nette contraction des quantités physiques, qui n’est pas compensée par l’augmentation globale des prix. Par rapport à 2012, elle est en recul de 8 %. Les usages non énergétiques du charbon représentent chaque année environ un cinquième de la consommation finale (19 % en 2019). Ils concernent en premier lieu les secteurs industriels de la chimie et de la construction mécanique puis, dans une moindre mesure, celui des produits minéraux non métalliques. Les usages énergétiques se concentrent, quant à eux, en quasi-totalité dans l’industrie, principalement dans les secteurs du ciment, de la chimie minérale et de l’agroalimentaire. Le charbon est toutefois encore très marginalement utilisé comme combustible, en général pour le chauffage, dans le résidentiel et le tertiaire, notamment dans les Hauts-de-France. 76 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Figure 4.4.3 : consommation finale de charbon (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 En Mt En M€2019 Industrie 1,6 186 1,6 183 1,7 228 1,7 265 1,4 221 Charbon primaire 1,4 126 1,3 128 1,4 163 1,5 185 1,2 144 Charbon dérivé 0,3 60 0,3 55 0,2 65 0,3 79 0,3 77 Autres usages énergétiques 0,1 18 0,1 18 0,1 23 0,1 22 0,1 20 Charbon primaire 0,1 11 0,1 12 0,1 16 0,1 15 0,1 14 Charbon dérivé 0,0 6 0,0 7 0,0 6 0,0 7 0,0 7 Usages non énergétiques 0,4 88 0,5 84 0,4 91 0,5 125 0,4 112 Charbon primaire 0,2 43 0,3 57 0,3 50 0,3 53 0,2 38 Charbon dérivé 0,2 45 0,1 27 0,1 41 0,2 73 0,2 74 Total 2,2 292 2,2 286 2,2 342 2,3 412 1,9 353 Charbon primaire 1,7 180 1,7 197 1,8 229 1,8 252 1,4 196 Charbon dérivé 0,5 112 0,4 89 0,4 113 0,5 160 0,5 157 Source : calculs SDES, d’après Insee, enquêtes EACEI et EAP Bilan énergétique de la France pour 2019 – 77 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.5 La consommation d’énergies renouvelables et de déchets poursuit sa progression, à climat constant 4.5.1 CONSOMMATION TOTALE La consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets s’établit à 351 TWh en 2019 et se répartit en 104 TWh d’énergies hydraulique, éolienne et photovoltaïque converties en électricité, 68 TWh de combustibles (principalement de la biomasse et des déchets) brûlés pour produire de l’électricité ou de la chaleur destinée à être commercialisée, 1 TWh de biométhane injecté dans les réseaux et enfin 178 TWh consommés directement par les utilisateurs finaux. Tous usages confondus, la consommation d’énergies renouvelables et de déchets augmente de 1,9 % sur un an (+ 24,6 % depuis 2012). Cette hausse s’explique principalement par la poursuite du développement de la production éolienne et des pompes à chaleur, qui est néanmoins compensée par un recul de la production hydraulique dû à des conditions pluviométriques moins favorables qu’en 2018 (cf. 2.2.3). À climat constant, la croissance de la consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets, entamée depuis une dizaine d’années, s’établit à 1,7 % en 2019 (figure 4.5.1.1). Si l’on exclut l’hydraulique, dont les fluctuations, fortement dépendantes de la pluviométrie, ne sont pas corrigées dans le présent bilan, la consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets progresse de 4,9 %, soit un rythme comparable aux années précédentes. La consommation d’énergies renouvelables thermiques et de déchets pour la production d’électricité et de chaleur augmente en particulier de 2,7 %, et la consommation finale de 2,5 % (toujours à climat constant). Figure 4.5.1.1 : consommation primaire d’énergies renouvelables et de déchets par secteur * Hors hydraulique, éolien, photovoltaïque, énergies marines. ** Y compris énergies marines. Note : la consommation de déchets urbains pour la production d’électricité et de chaleur par cogénération n’est pas isolable jusqu’en 1994 et est incluse jusqu’à cette date dans le poste « Production de chaleur seule ». Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES 78 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France La consommation finale (178 TWh en données non corrigées des variations climatiques) correspond aux consommations de combustibles et chaleur primaire provenant de sources renouvelables ainsi que de déchets, destinées à tout usage autre que la production électrique et la production de chaleur commercialisée à des tiers. Le secteur résidentiel en représente, à lui seul, 59 %, suivi du transport (21 %), de l’industrie (12 %), du tertiaire (5 %) et de l’agriculture (2 %). Environ 106 TWh d’énergies renouvelables thermiques ou issues des déchets sont consommés pour le chauffage dans le secteur résidentiel, en nette hausse de 4,1 % sur un an en données réelles et de 3,5 % après correction des variations climatiques. Sur ces 106 TWh, 71 % sont issus de la combustion de bois, 27 % sont extraits des pompes à chaleur et 2 % sont produits par les capteurs solaires thermiques installés chez les particuliers. Après une période de croissance dans les années 2000, la consommation de bois de chauffage connaît un moindre dynamisme ces dernières années, conséquence du recul des ventes d’appareils de chauffage au bois depuis 2013 (hormis une progression forte des poêles à granulés et une progression des poêles à bûches) et de la diminution régulière de la consommation de bois par ménage équipé d’un appareil de chauffage au bois (du fait notamment de l’amélioration de l’efficacité de ces derniers) - (cf. 4.5.2). À l’inverse, les pompes à chaleur, en particulier celles aérothermiques, qui nécessitent un moindre investissement, continuent de se développer fortement dans le résidentiel, grâce notamment aux mesures incitatives pour remplacer les appareils de chauffage aux énergies fossiles. La consommation finale d’énergies renouvelables thermiques ou issues des déchets par le secteur tertiaire demeure modeste, à 9 TWh en 2019. Elle augmente de 3 % sur un an, en données réelles ainsi qu’à climat constant. Cette consommation, principalement à des fins de chauffage, se répartit entre les filières biomasse solide (34 %), pompes à chaleur (29 %), incinération de déchets (15 %), biogaz (15 %), biocarburants (4 %, correspondant au gazole non routier utilisé marginalement par le secteur tertiaire), géothermie (2 %) et solaire thermique (2 %). La consommation finale dans l’industrie – pour 71 % de la biomasse solide, 21 % des déchets industriels, 5 % des biocarburants (principalement du gazole non routier) et 3 % du biogaz – s’élève, quant à elle, à 21 TWh en 2019, en diminution de 1,8 % sur un an. L’industrie du papier-carton reste fortement consommatrice de biomasse (6,5 TWh), notamment de liqueur noire, résidu issu de la fabrication du papier kraft et constituant une source d’énergie facilement mobilisable et peu onéreuse. La consommation finale d’énergies renouvelables thermiques dans les transports progresse nettement en 2019 et atteint 37 TWh (cf. 4.5.3), en raison notamment du relèvement des objectifs d’incorporation de la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (Tirib) et de la hausse de la consommation de carburants essence contenant une forte part de bioéthanol, tels que l’E85 ou le SP95-E10. 4.5.2 BOIS-ÉNERGIE En 2019, la consommation de bois-énergie s’élève à 108 TWh, en hausse de 0,4 % par rapport à 2018, pour une dépense associée d’environ 2,2 Md€ (figure 4.5.2.1). Celle-ci augmente de 3,4 % sur un an, en raison principalement de l’augmentation du coût payé par les ménages, lié notamment à la hausse du prix des bûches et des granulés (cf. 1.5). Depuis 2015, la hausse de la dépense résulte notamment de la consommation croissante de bois-énergie par les installations de cogénération et de production de chaleur (cf. 2.2.3). Elle se répartit ainsi en 1,6 Md€ dans le secteur résidentiel (soit 72 % du total), 0,5 Md€ dans le secteur énergétique pour la production d’électricité et de chaleur, et un peu moins de 0,1 Md€ dans le secteur tertiaire et dans l’industrie. Cette dépense prend en compte l’achat de bois hors des circuits commerciaux (environ un quart de la consommation en bois-bûche des ménages), mais n’inclut pas l’auto-approvisionnement en bois (environ 40 % de cette même consommation). Figure 4.5.2.1 : consommation primaire de bois-énergie par secteur (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Consommation primaire totale 100 2 085 110 2 229 107 2 236 107 2 135 108 2 181 Production d'électricité et de chaleur 12 277 16 384 17 389 19 431 19 457 Industrie 9 91 10 80 9 74 10 84 9 72 Résidentiel 75 1 646 80 1 693 77 1 699 74 1 547 75 1 574 Tertiaire 3 71 3 72 3 73 3 73 3 77 Agriculture-pêche 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 Note : la consommation primaire de bois-énergie (hors liqueur noire) s’élève à 108 TWh en 2019, pour une dépense correspondante de 2,2 Md€. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 79 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.5.3 BIOCARBURANTS La consommation de biocarburants s’établit à 3,5 Mtep en 2019, dont 2,8 Mtep de biodiesel et 0,7 Mtep de bioéthanol. La consommation de biocarburants poursuit sa hausse en 2019, prolongeant ainsi plusieurs années de croissance soutenue (+ 29 % par rapport à 2012), liée notamment au relèvement progressif des objectifs d’incorporation de la taxe Tirib. La dépense associée, qui progressait nettement depuis 2015, diminue en 2019 de 3,5 % en euros constants. Hors prise en compte des coûts de distribution et des taxes (affectés par convention dans le présent bilan aux produits pétroliers avec lesquels ils sont mélangés), les dépenses de biodiesel s’élèvent à 2,3 Md€ (- 6,4 % par rapport à 2018 en euros constants), et celles de bioéthanol à 0,6 Md€ (+ 9,4 %). Figure 4.5.3.1 : consommation de biocarburants et dépense totale associée Source : calculs SDES, d’après DGDDI et FAO Comme les prix des biocarburants sont supérieurs à ceux des produits pétroliers auxquels ils sont mélangés (le gazole pour le biodiesel et les supercarburants pour le bioéthanol), leur incorporation engendre un coût pour la collectivité. Ce surcoût peut être estimé à 0,9 Md€ en 2019 (figure 4.5.3.2). Celui-ci est en recul, de 11 % par rapport à 2018 (en euros constants), en raison principalement d’un recul du coût de l’approvisionnement en biodiesel. Figure 4.5.3.2 : surcoût d’incorporation des biocarburants Source : calculs SDES, d’après DGDDI et CPDP 80 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.6 La consommation d’électricité poursuit son repli mais la dépense augmente En 2019, la consommation totale d’électricité baisse de 1,1 % en 2019 par rapport à 2018, pour s’établir à 441 TWh (figure 4.6.1). À climat constant, la diminution est de 1,5 % entre 2018 et 2019, rythme supérieur à la décroissance moyenne observée depuis 2012, de 0,3 %. La dépense d’électricité s’élève, quant à elle, à 54,5 Md€ en 2019, en hausse de 2,7 % par rapport à l’année précédente, en euros constants, en raison de la hausse du prix moyen de l’électricité (cf. 1.7.2). Figure 4.6.1 : consommation physique d’électricité et dépense associée Source : calculs SDES Au-delà des pertes sur le réseau (38 TWh) et de l’électricité utilisée pour le pompage (6 TWh), la branche produisant de l’électricité est elle-même consommatrice d’électricité à hauteur d’environ 1 TWh, représentant un coût de 75 M€ (figure 4.6.2). Figure 4.6.2 : consommation de la branche électricité (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Branche électricité 2 86 1 69 1 66 1 66 1 75 Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 81 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Environ 7 TWh d’électricité ont été consommés en 2019 à des fins de transformation d’énergie (hors production d’électricité) - (figure 4.6.3), notamment pour le raffinage (2,5 TWh). La dépense correspondante s’élève à 557 M€. Sur un an, cette consommation reste globalement stable tandis que la dépense a progressé de 6,9 %. Figure 4.6.3 : consommation de la branche énergie hors électricité (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Branche énergie hors électricité 6 519 7 500 7 454 7 521 7 557 Source : calculs SDES La consommation finale d’électricité diminue de 1,2 % en 2019, à 432 TWh, pour une dépense globale de 53,9 Md€ (figure 4.6.4). Corrigée des variations climatiques, elle baisse de 1,5 % (figure 4.6.5). À climat constant, la consommation finale a très légèrement baissé depuis 2012 (- 0,2 % en moyenne annuelle), signe d’un ralentissement progressif de la demande. Les effets de la maîtrise de la consommation et de la tertiarisation de l’économie compensent ainsi ceux liés à la croissance du PIB, des surfaces de logements et de certains usages de l’électricité (en substitution ou non à d’autres formes d’énergie). Le résidentiel représente 37 % de la consommation finale physique, devant le tertiaire (32 %), l’industrie (27 %), les transports et l’agriculture (2 % chacun). Comme le prix de l’électricité pour les ménages, tenant compte de coûts d’acheminement et de commercialisation différents, est en moyenne supérieur au prix payé par les entreprises, le résidentiel pèse encore davantage dans la dépense globale (53 %). À l’inverse, l’industrie, bénéficiant des prix les plus bas, ne représente que 15 % de cette dernière. Les entreprises tertiaires, dont les prix sont proches de la moyenne des consommateurs, acquittent 29 % de la dépense. En 2019, la consommation du secteur résidentiel s’élève à 160 TWh, en baisse très légère par rapport à 2018 (- 0,3 %). À court terme, l’évolution de cette consommation dépend du climat. Celui-ci ayant été très légèrement moins doux qu’en 2018, la baisse est de 0,5 % à climat constant. À plus long terme, l’intensité du recours à l’électricité du résidentiel dépend aussi des surfaces chauffées, du plus ou moins grand recours à l’électricité comme énergie de chauffage et de l’efficacité thermique des bâtiments. La consommation du tertiaire, à 138 TWh, baisse de 2,2 % en 2019 en données réelles, et de 3,0 % à climat constant. L’industrie utilise, quant à elle, de moins en moins d’électricité depuis plusieurs années, en raison, d’une part, de l’amélioration de l’efficacité énergétique des procédés et, d’autre part, d’un poids déclinant dans l’économie française : à 116 TWh, la consommation fléchit à climat constant de 1,2 %. La consommation d’électricité de l’agriculture (8,5 TWh en 2019) diminue de 2 % en 2019, mais a peu varié depuis 2012. Celle des transports (10 TWh) est stable en 2019, alors qu’elle avait baissé de 5 % en 2018, sous l’effet conjoint des mouvements de grève du deuxième trimestre 2018 et de décembre 2019. Figure 4.6.4 : consommation finale d’électricité (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Industrie 116 8 521 118 7 900 117 7 621 117 7 784 116 8 134 Transports 11 567 11 503 11 480 10 527 10 534 Résidentiel 157 26 372 163 27 600 161 27 357 160 27 805 160 28 407 Tertiaire 142 16 394 142 15 254 142 15 507 141 15 343 138 15 752 Agriculture-pêche 9 1 002 9 1 025 9 1 044 9 1 066 8 1 083 Total 435 52 855 443 52 283 439 52 009 437 52 524 432 53 910 Source : calculs SDES 82 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France Figure 4.6.5 : évolution de la consommation finale d’électricité Source : calculs SDES, d’après données locales de consommation d’électricité Bilan énergétique de la France pour 2019 – 83 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France 4.7 La consommation de chaleur commercialisée continue à progresser La consommation (hors pertes) de chaleur commercialisée s’élève à 43 TWh en 2019. Corrigée des variations climatiques, celle-ci est en hausse de 4,3 % par rapport à 2018 (cette hausse s’élève à 19 % depuis 2012), principalement portée par la progression des ventes de chaleur au secteur résidentiel et aux industriels (figure 4.7.1). La livraison au secteur tertiaire se stabilise. Au total, le secteur industriel représente 42 % des quantités de chaleur achetée, le résidentiel 35 % et le tertiaire 22 %, la consommation de chaleur dans le secteur agricole restant très marginale. Figure 4.7.1 : consommation totale de chaleur commercialisée (nette des pertes de distribution) Note : la ventilation sectorielle de la consommation n’est disponible qu’à partir de 2007. Source : SDES, enquête annuelle sur la production d’électricité et enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid 84 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 4 : la consommation d’énergie par forme d’énergie en France En 2019, la dépense de consommation totale de chaleur commercialisée, non corrigée des variations climatiques, s’élève à 2 533 M€, en baisse de 0,7 % (figure 4.7.2) sur un an, en raison de la baisse des prix (cf. 1.8). Les secteurs résidentiel et tertiaire portent près de 80 % de cette dépense avec des montants respectifs de 1 277 M€ et 744 M€. Le secteur industriel, qui bénéficie de prix plus bas que le résidentiel et le tertiaire, pèse nettement moins dans la dépense (20 %) que dans la consommation totale en volume. Figure 4.7.2 : consommation de chaleur commercialisée (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 En TWh En M€2019 Consommation finale totale 39 2 175 43 2 349 44 2 435 41 2 550 43 2 533 Industrie 17 501 19 508 20 539 17 517 19 494 Résidentiel 14 1 081 15 1 165 15 1 179 15 1 269 15 1 277 Tertiaire 8 588 9 668 9 710 9 752 9 744 Agriculture-pêche 0 5 0 8 0 7 0 12 0 17 Note : la consommation totale de chaleur commercialisée s’élève à 43 TWh en 2019, pour une dépense correspondante de 2 533 M€. Source : calculs SDES partie 5 La consommation d’énergie par secteur ou usage en France — La consommation finale d’énergie baisse de 0,7 % en 2019 en données réelles, à 152,8 Mtep. Corrigée des variations climatiques, elle diminue de 0,9 %, dans un contexte de croissance modérée du PIB. Cette baisse est le fait de la consommation finale à usage énergétique (- 1,0 %), alors que celle à usage non énergétique progresse de 0,9 %. Dans le détail, la consommation finale énergétique à climat constant diminue dans quasiment tous les secteurs, sensiblement dans l’industrie (- 2,5 %) et le tertiaire (- 1,8 %), et plus légèrement dans le résidentiel (- 0,8 %) et l’agriculture (- 0,7 %). Dans les transports, elle est stable. En 2019, les consommateurs finaux d’énergie ont dépensé 167,8 Md€, soit 0,5 % de moins qu’en 2018 en euros constants. 86 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France 5.1 Consommation finale d’énergie : légère baisse La consommation finale d’énergie réelle baisse de 0,7 % en 2019, pour s’établir à 152,8 Mtep. Le climat hivernal ayant été très légèrement moins doux en 2019 qu’en 2018 et les températures estivales plus chaudes, la consommation finale d’énergie corrigée des variations climatiques diminue de 0,9 % en 2019, au même rythme que l’année précédente, dans un contexte de croissance modérée du PIB (+ 1,5 %). Depuis 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1), elle a globalement reculé, de 2,9 %, soit - 0,4 % en moyenne annuelle. La consommation finale à usage énergétique, corrigée des variations climatiques, est en baisse (- 1,0 %), pour s’établir à 142,1 Mtep (figure 5.1.1). La consommation diminue en 2019 dans presque tous les secteurs, sensiblement dans l’industrie (- 2,5 %) et le tertiaire (- 1,8 %), et plus légèrement dans le résidentiel (- 0,8 %) et l’agriculture (- 0,7 %). Dans les transports, elle est stable. La consommation non énergétique augmente de 0,9 % en 2019, pour s’établir à 13,4 Mtep. La dépense nationale en énergie s’élève à 167,8 Md€ en 2019. Elle diminue très légèrement par rapport à 2018 en euros constants, alors qu’elle avait augmenté les deux années précédentes (+ 7 % en 2018 et + 5 % en 2017) - (figure 5.1.2). Cette dépense avait atteint un pic en 2012 à 180,5 Md€2019. En 2019, les dépenses progressent dans le résidentiel (+ 2 %) et le tertiaire (+ 1 %), mais diminuent dans les transports et l’agriculture (- 1 % dans ces deux secteurs) et dans l’industrie (- 2 %). Le transport concentre plus de 42 % de la dépense, alors que ce secteur pèse moins de 29 % de la consommation. À l’inverse, le poids de l’industrie (y compris consommation non énergétique) est plus faible dans la dépense totale que dans la consommation (respectivement 13 % et 27 %). Cela s’explique par le fait que les industriels bénéficient généralement de prix inférieurs à la moyenne, grâce à leurs volumes de consommation souvent élevés et à une taxation globalement moindre que celle des ménages. Figure 5.1.1 : consommation finale énergétique par secteur * La répartition de la chaleur par secteur consommateur n’est pas disponible entre 2000 et 2006. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 87 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.1.2 : consommation finale par secteur (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Industrie (hors hauts-fourneaux) 27,9 15 083 28,6 13 829 27,6 13 505 28,2 14 443 27,5 13 965 Hauts-fourneaux 3,6 1 000 3,4 1 020 3,8 1 238 3,8 1 306 3,5 1 393 Transports 45,7 61 204 45,8 58 142 46,2 63 947 45,2 70 846 45,2 70 335 Résidentiel 40,2 45 553 42,1 46 161 41,4 46 315 40,0 47 428 39,8 48 222 Tertiaire 22,9 22 792 22,7 21 065 23,1 21 794 22,7 22 240 22,4 22 497 Agriculture-pêche 4,5 3 519 4,4 3 139 4,3 3 376 4,4 3 805 4,4 3 761 Consommation finale énergétique (hors hauts-fourneaux) 141,1 148 151 143,6 142 335 142,6 148 937 140,6 158 763 139,4 158 780 Consommation finale non énergétique 13,9 7 754 13,4 6 544 14,1 7 720 13,3 8 547 13,4 7 630 Consommation finale (hors hauts-fourneaux) 155,0 155 905 157,0 148 880 156,7 156 656 153,8 167 310 152,8 166 410 Dépense nationale en énergie (y compris hauts-fourneaux) 156 905 149 900 157 895 168 616 167 803 Note : conformément aux conventions statistiques internationales relatives à la comptabilité physique de l’énergie, les hauts-fourneaux sont exclus de la consommation finale. Dans le cadre du bilan monétaire, ils sont en revanche inclus dans l’industrie et dans la dépense nationale en énergie. Source : calculs SDES 88 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France 5.2 Stabilité de la dépense en énergie par ménage Au total, les ménages français ont consommé 65,7 Mtep d’énergie en 2019 (figure 5.2.1), dont 39,8 Mtep dans leurs logements (cf. 5.3) et 25,9 Mtep pour leurs déplacements (cf. 5.5). À cette fin, ils ont dépensé 94,6 Md€. La dépense courante d’énergie d’un ménage représente ainsi en moyenne 3 144 €, dont 1 602 € liés à l’énergie dans le logement et 1 542 € d’achat de carburants (figure 5.2.2). Cette facture moyenne est stable en euros constants entre 2018 et 2019, alors qu’elle avait augmenté les deux années précédentes (+ 5,6 % en 2018 et + 3,7 % en 2017). Plus précisément, la légère hausse de la dépense d’énergie liée au logement (+ 0,8 %) est compensée par la baisse modérée de celle de carburants (- 0,9 %). Cette dernière avait augmenté de manière conséquente en 2017 (+ 8,8 %) et en 2018 (+ 10,2 %). La légère progression de la dépense moyenne d’énergie domestique résulte de la hausse des prix du gaz naturel et de l’électricité (cf. 1.1), alors que la consommation d’énergie résidentielle est en légère baisse (cf. 5.3). Les taxes énergétiques liées au logement (taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN), contribution au service public de l’électricité (CSPE)…), ont par ailleurs très légèrement diminué, passant en moyenne de 273 €2019 en 2018 à 268 € en 2019 (figure 5.2.3). Ces taxes avaient plus que doublé entre 2011 et 2018. Le montant des chèques énergie émis en 2019 représente, quant à lui, 1,7 % de la facture d’énergie liée au logement en moyenne sur l’ensemble de la population (bénéficiaire ou non). Cette proportion augmente de 0,6 point par rapport à 2018. L’évolution de la facture des ménages diffère selon les énergies. Tandis que les dépenses moyennes en électricité et en gaz naturel augmentent (respectivement + 1,3 % et + 3,2 % en euros constants), celle en produits pétroliers à usage domestique baisse (- 5,8 %), en raison de la forte diminution de leur consommation (- 7,5 % en moyenne par ménage, non corrigée des variations climatiques). La dépense moyenne en chaleur est quasiment stable. Enfin, la facture de bois par ménage augmente de 0,9 %. La diminution de la dépense en carburants trouve son origine dans la baisse des prix, la consommation étant en légère hausse entre 2018 et 2019. Le montant global des taxes énergétiques (composé de la TICPE en métropole et de la taxe spéciale de consommation (TSC) et de l’octroi de mer dans les DOM) passe de 666 €2019 en 2018 à 658 € en 2019 (figure 5.2.4). Ces taxes avaient augmenté de près de 25 % entre 2014 et 2018. Figure 5.2.1 : consommation d’énergie des ménages (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Logement 40,2 45 553 42,1 46 161 41,4 46 315 40,0 47 428 39,8 48 222 Transports 26,0 39 660 26,2 38 110 26,3 41 816 25,7 46 453 25,9 46 420 Total 66,2 85 212 68,3 84 271 67,6 88 131 65,7 93 882 65,7 94 641 Note : chèque énergie non déduit des dépenses d’énergie pour le logement. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 89 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.2.2 : dépense en énergie par ménage entre 2015 et 2019 Note : chèque énergie non déduit des dépenses d’énergie par ménage pour le logement. Les dépenses en charbon, qui représentent de l’ordre de 12 M€ par an, ne sont pas représentées ici, mais sont bien incluses dans le total. Source : calculs SDES 90 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Au total, en 2019, l’énergie représente 8,9 % des dépenses réelles des ménages, hors loyers imputés et services d’intermédiation financière indirectement mesurés (Sifim), et 5,7 % de leur consommation effective, incluant notamment ces éléments (figure 5.2.3). Cette part est stable après une hausse de 0,4 point entre 2017 et 2018. Elle demeure sensiblement éloignée de son pic atteint en 1985, à 11,9 %. Figure 5.2.3 : décomposition de la dépense moyenne des ménages en énergie pour le logement Champ : France entière (y compris DOM). Source : SDES Figure 5.2.4 : décomposition de la dépense moyenne de carburants par ménage Champ : France entière (y compris DOM). Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 91 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.2.5 : part de l’énergie dans le budget des ménages Note : le budget des ménages est calculé comme les dépenses des ménages au sens de la Comptabilité nationale, hors loyers imputés et services d’intermédiation financière indirectement mesurés (Sifim). La consommation effective intègre ces deux éléments ainsi que les consommations correspondant à des dépenses individualisables faites par les institutions sans but lucratif au service des ménages (ISBLSM) et par les administrations publiques (APU) en matière de santé, d’enseignement, d’action sociale. Le budget est proche de ce que déboursent les ménages pour leur consommation courante, tandis que la consommation effective approche ce dont ils bénéficient, y compris ce qui est payé par l’ensemble de la collectivité. Le chèque énergie, introduit en 2018 à la place des tarifs sociaux du gaz et de l’électricité, n’est pas déduit de la dépense d’énergie pour le logement. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Sources : Insee, Comptes nationaux ; calculs SDES 92 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France 5.3 Résidentiel : baisse modérée de la consommation En 2019, la consommation énergétique du secteur résidentiel fléchit légèrement par rapport à 2018 (- 0,4 %) et s’établit à 39,8 Mtep. À climat constant, elle baisse un peu plus (- 0,8 %), au même rythme que l’année précédente (figure 5.3.1). Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie, la consommation diminue de 4,6 % dans le résidentiel, soit de 0,7 % en moyenne annuelle, en données corrigées des variations climatiques. Le bouquet énergétique du secteur continue par ailleurs à se décarboner : la part de l’électricité, des énergies renouvelables et de la chaleur commercialisée progresse, passant de 53 % à 60 % entre 2012 et 2019, au détriment de celle des combustibles fossiles (gaz naturel, produits pétroliers et charbon). À climat constant, la consommation d’électricité s’établit à 14,1 Mtep en 2019, en baisse de 0,5 %. Principale énergie dans le secteur résidentiel (un tiers de la consommation totale et plus de la moitié de la dépense), elle est en premier lieu utilisée pour des usages spécifiques (petit et gros électroménager, éclairage, audiovisuel, informatique, etc.). La consommation de gaz naturel, énergie la plus employée pour le chauffage des ménages, diminue de 2,0 %, pour s’établir à 12,1 Mtep. Représentant près d’un quart de la consommation totale du secteur résidentiel avec 9,7 Mtep, la consommation d’énergies renouvelables thermiques et déchets est en hausse de 3,5 % à climat constant, portée par une forte augmentation du parc de logements équipés de pompes à chaleur (+ 17 % entre 2018 et 2019). La consommation de produits pétroliers poursuit en 2019 la tendance à la baisse observée depuis le début des années 2000, perdant 6,8 % à climat constant, pour atteindre 4,5 Mtep. Cette baisse s’explique notamment par la diminution du parc de logements équipés en chaudières au fioul. La consommation de chaleur commercialisée (i.e. distribuée via des réseaux) croît de 1,3 %, corrigée des variations climatiques, s’élevant à 1,4 Mtep en 2019. La dépense globale du secteur résidentiel s’établit à 48,2 milliards d’euros en 2019 (figure 5.3.2). Contrairement à la consommation, cette dépense augmente en euros constants (+ 1,7 %), du fait de la hausse des prix (cf. 1.1). Les dépense en gaz naturel (11,5 milliards d’euros) et en électricité (28,4 milliards d’euros) connaissent les plus fortes progressions (respectivement + 4,1 % et + 2,2 %). Les dépenses en énergies renouvelables (1,6 milliard d’euros) et en chaleur commercialisée (1,3 milliard d’euros) augmentent plus modérément (respectivement + 1,8 % et + 0,7 %). La dépense en produits pétroliers à usage domestique (5,5 milliards d’euros) diminue, quant à elle, de 5,0 % en 2019. Par usage, toutes énergies confondues et en données corrigées des variations climatiques, le chauffage représente un peu plus des deux tiers de la consommation du résidentiel en France métropolitaine en 2019, devançant l’électricité spécifique (17 %), l’eau chaude sanitaire (10 %) et la cuisson (5 %) - (figure 5.3.3). La climatisation, bien qu’en forte progression en 2019, ne représente qu’une part marginale de la consommation (0,3 %). Hormis celle-ci, la consommation d’énergie diminue pour tous les usages. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 93 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.3.1 : consommation finale énergétique dans le secteur résidentiel * Données disponibles à partir de 2007 uniquement. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Figure 5.3.2 : consommation finale énergétique dans le secteur résidentiel (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Produits pétroliers 5,7 5 653 5,3 4 923 5,3 5 471 4,7 5 792 4,3 5 502 Gaz naturel 12,1 10 791 13,0 10 769 12,5 10 597 11,7 11 003 11,4 11 450 Charbon 0,0 9 0,0 10 0,0 11 0,0 13 0,0 12 Énergies renouvelables et déchets* 8,5 1 646 9,2 1 693 9,0 1 699 8,8 1 547 9,1 1 574 Électricité 14,0 26 372 14,4 27 600 14,2 27 357 13,9 27 805 13,7 28 407 Chaleur commercialisée 1,2 1 081 1,3 1 165 1,3 1 179 1,3 1 269 1,3 1 277 Total 41,5 45 553 43,3 46 161 42,3 46 315 40,5 47 428 39,8 48 222 * Pour la valorisation monétaire des énergies renouvelables thermiques et déchets, seul le bois de chauffage commercialisé est pris en compte. Source : calculs SDES 94 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.3.3 : consommation finale énergétique dans le secteur résidentiel par usage Champ : France métropolitaine. Source : calculs SDES, d’après Ceren Bilan énergétique de la France pour 2019 – 95 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France 5.4 Tertiaire : baisse de la consommation En 2019, la consommation énergétique réelle du secteur tertiaire s’établit à 22,4 Mtep, en diminution de 1,2 % par rapport à 2018. La baisse de la consommation corrigée des variations climatiques (CVC) est plus importante, s’élevant à 1,8 % (figure 5.4.1), car, d’une part, les températures hivernales ont été un peu moins douces qu’en 2018 et, d’autre part, les températures estivales ont été plus élevées. La consommation énergétique dans le secteur tertiaire a progressé de manière quasi continue durant les années 2000 pour tendre à se stabiliser depuis le début de la décennie. Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1), la consommation du secteur tertiaire est en légère baisse à climat constant, de 1,4 %, ce qui correspond à une décroissance annuelle moyenne de 0,2 %. Figure 5.4.1 : consommation finale énergétique du secteur tertiaire * Données disponibles à partir de 2007 uniquement. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES En 2019, à climat constant, la consommation d’électricité, qui représente un peu plus de la moitié du bouquet énergétique du tertiaire, baisse de 3,0 %, alors qu’elle était restée à peu près stable depuis le début de la décennie. La consommation de gaz naturel baisse, quant à elle, très légèrement (- 0,4 %), alors qu’elle était sur une tendance croissante depuis le début de la décennie. La consommation de produits pétroliers baisse de 1,6 %, à un rythme un peu moins soutenu que ces dernières années en moyenne (- 3,0 % en moyenne annuelle depuis 2012). La consommation d’énergies renouvelables progresse de 3,0 %, mais plus modestement que ces dernières années (+ 6,5 % en moyenne annuelle depuis 2012). La consommation de chaleur commercialisée via des réseaux fléchit de 0,8 %, alors que, depuis 2012, elle augmentait de 3,7 % par an en moyenne. 96 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.4.2 : consommation finale énergétique du secteur tertiaire (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Produits pétroliers 3,4 2 593 3,0 2 054 3,1 2 427 2,9 2 686 2,8 2 681 Gaz naturel 5,8 3 139 5,9 2 998 6,1 3 043 6,1 3 349 6,1 3 207 Charbon 0,0 8 0,0 8 0,0 11 0,0 11 0,0 10 Énergies renouvelables et déchets 0,7 71 0,7 82 0,8 95 0,8 99 0,8 103 Électricité 12,2 16 394 12,3 15 254 12,2 15 507 12,1 15 343 11,9 15 752 Chaleur commercialisée 0,7 588 0,8 668 0,8 710 0,8 752 0,8 744 Total 22,9 22 792 22,7 21 065 23,1 21 794 22,7 22 240 22,4 22 497 Source : calculs SDES En 2019, le secteur tertiaire a dépensé près de 22,5 milliards d’euros pour sa consommation finale d’énergie, soit une progression de 1,2 % en euros constants par rapport à 2018 (figure 5.4.2). Cette augmentation est due à la dépense en énergies renouvelables (+ 4,2 %) et en électricité (+ 2,7 %), alors que celle en gaz est en baisse (- 4,3 %) et que celle en produits pétroliers reste stable. En 2019, l’électricité concentre un peu plus des deux tiers de la dépense, contre la moitié de la consommation finale, du fait d’un prix relativement élevé par rapport aux autres énergies. À l’inverse, le poids du gaz naturel est plus faible dans la dépense totale que dans la consommation (respectivement 14 % et 27 %). Troisième énergie du secteur, les produits pétroliers représentent 12 % de la dépense (et 13 % de la consommation), devant la chaleur commercialisée via des réseaux (3 % de la dépense totale et 4 % de la consommation). Figure 5.4.3 : consommation finale énergétique du secteur tertiaire selon les usages en 2019 Note : les secteurs de la réparation/installation de machines industrielles, de la distribution d’eau et du traitement des eaux usées/déchets ne sont pas pris en compte dans ce graphique alors qu’ils sont inclus dans le champ de la consommation énergétique tertiaire du bilan de l’énergie. Champ : le périmètre géographique est la France métropolitaine. Source : Ceren Le chauffage est le principal usage (43 %) de la consommation finale énergétique dans le tertiaire (figure 5.4.3). Le gaz naturel représente la moitié de l’énergie employée pour cette utilisation devant le fioul domestique et l’électricité (17 % chacun). En 2019, la consommation réelle consacrée au chauffage diminue de 1,3 % (après - 4,6 % en 2018). Stable en 2019, la consommation d’électricité à usage spécifique (matériel informatique, éclairage...) mobilise 30 % de la consommation finale énergétique du tertiaire. L’eau chaude sanitaire et la climatisation représentent chacune un peu plus de 9 % du total. Le gaz naturel est l’énergie la plus utilisée pour l’eau chaude sanitaire (45 %), devant l’électricité (32 %). La consommation consacrée à la climatisation a progressé de 3 % en 2019. La cuisson et les autres usages ont un poids moins important dans la consommation d’énergie du tertiaire (environ 4,5 % chacun). Bilan énergétique de la France pour 2019 – 97 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France 5.5 Transports : stabilité de la consommation En 2019, l’usage des transports représente 32 % de la consommation énergétique finale, soit 45,2 Mtep, dont 25,9 Mtep sont imputables aux ménages (cf. 5.2) et 19,4 Mtep aux entreprises et administrations. Par convention statistique internationale, cette consommation exclut les soutes internationales aériennes (6,1 Mtep) et maritimes (1,7 Mtep). La consommation énergétique finale pour les transports reste stable en 2019 (- 0,02 % par rapport à 2018), alors qu’elle avait sensiblement décliné l’année précédente (- 2,1 %) - (figure 5.5.1). Elle est également globalement stable par rapport à 2012 (- 0,1 %), année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1). L’efficacité énergétique s’est globalement améliorée dans les transports en 2019, puisque, concomitamment à la stabilité de la consommation, le transport national de voyageurs a crû légèrement (+ 0,3 %) et celui de marchandises plus fortement (+ 2,8 %) - (Bilan annuel des transports en 2019, SDES). Figure 5.5.1 : consommation finale énergétique des transports Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Les consommations du secteur (figure 5.5.2) sont dominées par le mode routier (93 %, soit 42,0 Mtep), en relation avec ses parts modales dans le transport de passagers (plus de 82 %) comme de marchandises (86 %). Les vols domestiques (y compris les liaisons entre métropole et outremer) représentent 3,8 % de la consommation énergétique finale, pour moins de 6 % du transport de voyageurs. En incluant les vols internationaux (soutes aériennes internationales), la consommation du transport aérien représente 15 % des usages de transports. La part du secteur ferroviaire dans la consommation finale (1,9 %, à 0,9 Mtep en 2019) est bien inférieure à ses parts modales (11 % et 9 % respectivement pour les passagers et le fret). La consommation du transport maritime et fluvial national est inférieure à 0,2 Mtep. 98 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.5.2 : part de chaque mode dans la consommation finale énergétique des transports en 2019 Source : calculs SDES Le bouquet énergétique, hors soutes internationales, est largement dominé par les produits pétroliers (90,7 %), principalement à destination des transports routiers. Il est complété par les biocarburants (7,1 %) et l’électricité (1,9 %), le gaz restant marginal (0,4 %). Les ventes d’essence (en excluant les biocarburants incorporés) progressent très nettement en 2019 (+ 6,9 %), à 7,9 Mtep. Elles accompagnent un bond comparable de la circulation des voitures particulières à motorisation essence (+ 7,6 % en 2019). C’est d’abord une conséquence d’un rééquilibrage du parc de véhicule particuliers, la part des moteurs à essence étant passée sur cinq ans de 35 à 39 %. Il est renforcé par une augmentation régulière du kilométrage annuel moyen de ces véhicules sur la même période (+ 2 % par an). Les ventes de gazole routier (hors biocarburants incorporés) sont à l’inverse en baisse de 1,9 % en 2019. Elles représentent 68 % de la consommation finale pour le transport, à 30,7 Mtep. Au contraire des motorisations essence, la circulation des voitures particulières au gazole recule nettement en 2019 (- 3,2 %), tout comme leur consommation. Ces dernières représentent toujours plus de la moitié des consommations de carburants routiers. La consommation des poids lourds recule également, mais dans une moindre mesure (- 1,6 % en 2019), alors que le transport routier de marchandises croît de 2,8 % en tonnes-kilomètres. Cette croissance étant pour moitié due au transport international (+ 3,4 %), les achats de carburants en France (auxquels est assimilée la consommation totale dans le présent bilan) peuvent en partie se reporter vers l’étranger. Par ailleurs, les poids lourds français ont vu à la fois leur chargement moyen augmenter (+ 2 %) et leur consommation unitaire moyenne diminuer (- 1 %) en 2019. À 3,2 Mtep, la consommation de biocarburants routiers croît de 1,9 % en 2019. Cela reflète une hausse de leurs taux d’incorporation moyens qui sont, en 2019, de 7,6 % pour le diesel et 7,7 % pour l’essence, contre respectivement 7,5 % et 7,4 % en 2018 (en contenu énergétique). Tous carburants routiers confondus, les ventes sont stables en 2019 (- 0,1 %). Le net regain de ventes en décembre par rapport à la fin d’année 2018, marquée par le mouvement des « gilets jaunes », est compensé par une très légère baisse sur le reste de l’année. Les consommations (41,8 Mtep) sont stables à moyen terme (- 0,4 % par rapport à 2012), avec des croissances des parts de l’essence (+ 2,5 points) et des biocarburants (+ 1,2 point) au détriment du diesel. La consommation de carburéacteurs augmente en 2019 de 4,3 % (soutes internationales comprises), pour s’établir à 7,8 Mtep. Cette hausse est comparable à celle du trafic aérien de passager international (+ 5 %) comme national (+ 4 %). Depuis 2012, cette consommation croît de 1,8 % par an en moyenne. Les livraisons à destination des soutes maritimes internationales, principalement sous forme de fioul lourd, sont en baisse de 13 % en 2019. L’activité du transport maritime s’est repliée en 2019 (- 3 %), notamment en fin d’année, et la baisse des consommations se concentre sur le dernier trimestre. La consommation d’électricité, majoritairement liée au mode ferré, s’élève à 0,9 Mtep en 2019. Elle est stable par rapport à 2018 et inférieure de 5 % à son niveau de 2017. L’épisode de grève de fin d’année 2019 a eu un impact sur les consommations comparable à celui du deuxième trimestre 2018. La consommation de gaz naturel pour le mode routier (y compris le gaz naturel porté par camion sous forme de gaz naturel liquéfié depuis les terminaux méthaniers) poursuit sa forte croissance, de 23 %, en 2019. À un niveau inférieur à 0,2 Mtep en 2019, elle représente 0,4 % de la consommation finale. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 99 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France La dépense énergétique du secteur des transports s’élève en 2019 à 70 Md€ (figure 5.5.3). Comme la consommation finale, la facture énergétique des transports est dominée par les produits pétroliers (95 %), en particulier à destination du transport routier (94 %). Elle est en légère baisse en 2019 (- 0,6 %), exprimée en euros constants, en raison de la stabilité des consommations et des prix en euros courants des carburants (cf. 1.3). Cela fait suite à deux années de forte augmentation de la dépense (+ 10 % puis + 11 % en 2017 et 2018) qui traduisait la hausse des prix des carburants routiers. Les taxes énergétiques sur les carburants représentent 43 % de la dépense en 2019, une part stable sur un an (- 0,1 point). Figure 5.5.3 : consommation finale énergétique des transports (hors soutes internationales) par énergie et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Produits pétroliers 41,6 58 003 41,8 54 948 42,0 60 629 41,0 67 480 41,0 67 069 Gaz naturel 0,1 69 0,1 65 0,1 60 0,2 87 0,2 72 Énergies renouvelables et déchets (biocarburants) 3,0 2 565 3,0 2 626 3,1 2 777 3,1 2 753 3,2 2 660 Électricité 0,9 567 0,9 503 0,9 480 0,9 527 0,9 534 Total 45,7 61 204 45,8 58 142 46,2 63 947 45,2 70 846 45,2 70 335 Source : calculs SDES 100 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France 5.6 Industrie : baisse de la consommation énergétique Le secteur de l’industrie comprend ici l’industrie manufacturière, y compris agroalimentaire, et la construction. La consommation de charbon des hauts-fourneaux, considérés comme faisant partie du secteur de la transformation d’énergie par convention statistique internationale, est exclue de la consommation d’énergie physique de l’industrie (et traitée en conséquence dans la partie 3) mais incluse dans la dépense. Par ailleurs, on distingue les usages énergétiques de l’énergie de ses usages non énergétiques, c’est-à-dire de l’utilisation des molécules comme matière première. Les usages non énergétiques sont traités en détail, énergie par énergie, dans la partie 4 du bilan. La consommation à usage non énergétique s’établit à 13,4 Mtep en 2019. La grande majorité de ces consommations à usage non énergétique concerne l’industrie chimique, avec en tête la consommation de produits pétroliers (8,7 Mtep, production de plastique notamment), puis de gaz naturel (1,2 Mtep, principalement pour la synthèse d’engrais). En 2019, la consommation finale à usage énergétique de l’industrie et de la construction s’établit à 27,5 Mtep, en baisse de 2,5 % (en données réelles comme corrigées des variations climatiques), après avoir rebondi de 2,6 % en 2018 (figure 5.6.1). Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie, elle baisse à climat constant de 5,7 %, soit - 0,8 % en moyenne annuelle. La consommation décélère à + 2,2 % après + 5,8 % en 2018 dans le secteur de la chimie-pétrochimie, qui représente près du quart de la consommation finale industrielle (figure 5.6.2). Le secteur des produits minéraux non métalliques, qui en représente 14%, a aussi une consommation d’énergie en hausse sur un an (+ 1,1 %, après + 4,7 % en 2018). À l’inverse, la consommation dans la sidérurgie (hors hauts-fourneaux), qui pèse 6 % de la consommation énergétique industrielle, diminue de 10,1 %. Celle du secteur de la production des métaux non ferreux (4 % de la consommation énergétique industrielle) décroît plus modérément en 2019 (- 0,8 %, après - 10,4 % en 2018). Le bouquet énergétique final (figure 5.6.1) est dominé en 2019 par le gaz (38 %) et l’électricité (36 %). Viennent ensuite les produits pétroliers (10 %), les énergies renouvelables et les déchets (7 %), la chaleur commercialisée (6 %) et le charbon (3 %). En incluant les consommations des hautsfourneaux, la part du charbon passerait toutefois à 14 %. À climat constant, la consommation finale de gaz naturel à usage énergétique diminue par rapport à 2018, à 10,7 Mtep (soit - 4,6 %). Quasiment tous les secteurs sont concernés par cette baisse qui est particulièrement forte dans la sidérurgie (- 20 %) et, dans une moindre mesure, le papier (- 7 %) et les industries agroalimentaires (- 6 %). À l’inverse, on observe une faible hausse de la consommation dans le secteur des produits minéraux non métalliques (+ 1 %). En 2019, à climat constant, la consommation finale d’électricité (10,0 Mtep) est en baisse de 1,2 % par rapport à 2018. Cette baisse est principalement portée par les secteurs de la sidérurgie (- 8 %), et du papier (- 5 %). La consommation dans la chimie-pétrochimie augmente de 2 % et celle des produits minéraux non métalliques et des métaux non ferreux de 1 %. La consommation finale de produits pétroliers est quasiment stable en 2019 (+ 0,5 %), après avoir augmenté de 6,1 % en 2018. Par rapport à 2012, elle reste toutefois en baisse, de 1,7 % par an en moyenne. En 2019, la consommation finale d’énergies renouvelables et de déchets fléchit (- 1,8 %), après une hausse de 8,7 % en 2018. La consommation finale de chaleur se redresse en 2019 (+ 9 %), après une forte baisse en 2018 (- 14 %). Cette hausse est portée par le secteur de l’agroalimentaire (+ 26 %) et celui de la chimie-pétrochimie (+ 14 %), alors que la consommation diminue de 13 % dans le papier. La consommation finale de charbon (hors hautsfourneaux) est en forte diminution (- 18,3 %). Cette baisse se concentre dans les secteurs de l’agroalimentaire et de la chimie-pétrochimie, la consommation augmentant, à l’inverse, dans la sidérurgie (hors hauts-fourneaux). Elle baisse dans les hauts-fourneaux, non pris en compte dans la consommation finale industrielle (cf. 3.3). La dépense énergétique totale (figure 5.6.3) de l’industrie (y compris hauts-fourneaux) s’élève, en 2019, à 15,4 milliards d’euros. Elle baisse sur un an après avoir rebondi en 2018 (- 2 %, après + 7 % en euros constants) du fait de la baisse de la consommation. La facture en électricité représente, à elle seule, plus de la moitié de la dépense totale (58 %) et celle en gaz naturel près du quart (24 %), alors que ces deux énergies ont une part presque identique dans la consommation finale énergétique. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 101 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.6.1 : consommation finale énergétique de l’industrie * Données disponibles à partir de 2007 uniquement. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Figure 5.6.2 : répartition par secteur de la consommation finale énergétique de l’industrie en 2019 Note : les secteurs présentés sont des agrégats de la classification NAF. Toutefois, les hauts-fourneaux ont été exclus de la sidérurgie, conformément aux conventions internationales sur les statistiques de l’énergie. Source : calculs SDES 102 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.6.3 : consommation finale énergétique de l’industrie par énergie (données non corrigées des variations climatiques) et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Produits pétroliers 2,9 1 488 2,8 1 283 2,6 1 428 2,7 1 746 2,7 1 660 Gaz naturel 10,9 4 297 11,2 3 845 10,5 3 569 11,0 3 987 10,5 3 325 Charbon et dérivés : hors hauts-fourneaux 1,0 186 1,0 183 1,1 228 1,1 265 0,9 221 Charbon et dérivés : hauts-fourneaux 3,6 1 000 3,4 1 020 3,8 1 238 3,8 1 306 3,5 1 393 Énergies renouvelables et déchets* 1,7 91 1,8 109 1,7 120 1,8 145 1,8 130 Électricité 10,0 8 521 10,1 7 900 10,0 7 621 10,1 7 784 9,9 8 134 Chaleur commercialisée 1,4 501 1,6 508 1,7 539 1,5 517 1,6 494 Total (hors hauts-fourneaux) 27,9 15 083 28,6 13 829 27,6 13 505 28,2 14 443 27,5 13 965 Dépense totale y compris hauts-fourneaux 16 083 14 849 14 744 15 749 15 358 * Pour la valorisation monétaire des énergies renouvelables et déchets, seuls le bois-énergie et les biocarburants sont pris en compte. Note : conformément aux conventions statistiques internationales relatives à la comptabilité physique de l’énergie, les hauts-fourneaux sont exclus de la consommation finale. Dans le cadre du bilan monétaire, ils sont en revanche inclus dans l’industrie et dans la dépense nationale en énergie. Source : calculs SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 103 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France 5.7 Agriculture-pêche : léger repli de la consommation Avec 4,4 Mtep, la consommation finale d’énergie de l’agriculture et de la pêche est en légère baisse (- 0,7 %) en 2019, après un rebond de 1,3 % en 2018. Elle varie peu globalement depuis une dizaine d’années et apparaît en particulier assez peu sensible aux fluctuations de la production agricole. Par rapport à 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie (cf. 4.1), la consommation de l’agriculture et de la pêche est stable. Figure 5.7.1 : consommation finale énergétique du secteur agriculture-pêche * Données disponibles à partir de 2007 uniquement. Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DOM. Source : calculs SDES Le mix énergétique est toujours dominé par les produits pétroliers, qui représentent 70 % de la consommation agricole en 2019, même si cette part est tendanciellement en recul. La consommation des produits pétroliers baisse légèrement en 2019 (- 1,0 %). Celle de l’électricité, qui représente la deuxième source d’énergie du secteur (17 %), baisse de près de 2 %. Viennent ensuite les énergies renouvelables et déchets qui représentent 8 % de la consommation énergétique agricole, en progression de 2,4 % sur un an. La consommation de gaz naturel est quasiment stable (+ 0,6 %). La pêche représente 6,8 % des consommations d’énergie de l’ensemble agriculture-pêche. Il s’agit pour l’essentiel du gazole consommé par les bateaux de pêche. Sa consommation finale d’énergie se redresse légèrement en 2019 (+ 1,6 %), après avoir baissé en 2018. 104 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 5 : la consommation d’énergie par secteur ou usage en France Figure 5.7.2 : consommation finale énergétique du secteur agriculture-pêche et dépense associée 2015 2016 2017 2018 2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 En Mtep En M€2019 Produits pétroliers 3,41 2 423 3,18 1 950 3,09 2 137 3,10 2 493 3,07 2 436 Gaz naturel 0,16 89 0,17 82 0,17 79 0,19 90 0,19 89 Charbon 0,00 0 0,00 0 0,00 1 0,00 1 0,00 1 Énergies renouvelables et déchets 0,18 0 0,26 73 0,31 109 0,36 143 0,37 135 Électricité 0,77 1 002 0,77 1 025 0,77 1 044 0,74 1 066 0,73 1 083 Chaleur commercialisée 0,01 5 0,01 8 0,01 7 0,01 12 0,02 17 Total 4,52 3 519 4,39 3 139 4,34 3 376 4,40 3 805 4,37 3 761 Source : calculs SDES En 2019, le secteur de l’agriculture et de la pêche a dépensé 3,8 milliards d’euros pour sa consommation finale d’énergie, en recul par rapport à 2018, de 1,2 % en euros constants, en raison essentiellement de la baisse des prix des carburants (figure 5.7.2). Les produits pétroliers concentrent 66 % de la dépense, contre 70 % de la consommation finale. À l’inverse, le poids de l’électricité est plus élevé dans la dépense totale que dans la consommation (respectivement 28 % et 17 %). Troisième énergie du secteur, les énergies renouvelables et déchets représentent 4 % de la dépense, contre 8 % de la consommation. La pêche a dépensé un peu plus de 205 millions d’euros pour sa consommation finale d’énergie, soit une diminution de 3,5 % par rapport à 2018 en euros constants, du fait de la baisse du prix des carburants de pêche sur un an (- 4 %). partie 6 Émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie — Les émissions réelles de CO2 liées à la combustion d’énergie en France métropolitaine ont baissé de 1,6 % en 2019. À climat constant, la diminution est comparable (- 1,7 %). Sur le plus long terme, les émissions à climat constant se sont repliées de 19 % depuis 1990. Les transports demeurent le premier secteur émetteur de CO2 (40 %), devant le résidentiel et le tertiaire (22 %), la branche énergie (19 %), l’industrie (15 %) et l’agriculture (3 %). 106 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 6 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie 6. La baisse des émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie se poursuit Le bilan de l’énergie fournit une estimation des émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie. Cette première estimation n’est pas aussi complète et précise que l’inventaire national transmis dans le cadre du Protocole de Kyoto à la Conventioncadre des Nations unies sur les changements climatiques (qui contient également les émissions non liées à la combustion d’énergie, cf. encadré méthodologique page 108), mais elle est disponible plus tôt et propose des séries corrigées des variations climatiques. Les émissions réelles de CO2 liées à la combustion d’énergie sont en baisse de 1,6 % en France métropolitaine en 2019 (figure 6.1). Corrigée des variations climatiques, cette baisse est de 1,7 %, le climat hivernal ayant été très légèrement moins doux en 2019 qu’en 2018. Elle est notamment imputable au secteur de l‘industrie manufacturière et la construction et, dans une moindre mesure, au résidentiel et au tertiaire. À climat constant, c’est la deuxième année de baisse notable (- 3 % en 2018) après trois ans de relative stabilité. À plus long terme, ces émissions à climat constant sont inférieures de 19 % au niveau de 1990, soit une baisse annuelle moyenne de 0,7 %. Depuis 2012, le rythme moyen de baisse annuelle est plus soutenu, de 1,5 %, mais reste toutefois à accélérer pour atteindre la cible à l’horizon 2050. En effet, la loi Énergie et Climat adoptée en 2019 fixe l’objectif d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre (dont les émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie représentent environ 70 %) par un facteur supérieur à 6, ce qui correspondrait à une baisse annuelle moyenne d’au moins 3 % entre 1990 et 2050. Tous secteurs confondus, les produits pétroliers restent de loin la principale source d’émissions (59 % en 2019), bien que cette part soit en légère diminution par rapport à 1990 (figure 6.2). La part des émissions liées au gaz naturel (30 % du total) augmente fortement sur la période (16 % en 1990), tandis que la part des émissions liées au charbon et à ses dérivés (9 % du total) est en net recul (21 % en 1990). Enfin, la valorisation énergétique de déchets non renouvelables représente un peu plus de 2 % des émissions. Les transports (hors soutes aériennes et maritimes internationales) sont le premier secteur émetteur sur toute la période 1990-2019. Ils représentent 40 % du total en 2019. Les émissions sont quasi exclusivement associées à la combustion de produits pétroliers. Elles sont en léger recul, de 0,4 %, en 2019, notamment du fait de l’incorporation croissante de biocarburants (dont les émissions liées à la combustion sont conventionnellement nulles) dans les carburants routiers, alors que les consommations totales sont restées stables sur un an. Les transports sont le seul secteur pour lequel les émissions ont augmenté depuis 1990 (+ 4 %), même si elles sont inférieures au niveau atteint au début des années 2000. La consommation énergétique reste stable depuis 2012, mais l’incorporation des biocarburants contribue à faire légèrement baisser les émissions (- 0,2 % par an en moyenne depuis). Les émissions directes1 corrigées des variations climatiques du résidentiel et du tertiaire représentent 22 % du total (dont deux tiers pour le résidentiel et un tiers pour le tertiaire). À climat constant, ces émissions sont en baisse de 2,7 % en 2019, ce qui est proche du rythme de décroissance observé ces dernières années (- 2,3 % par an depuis 2012). Sur cette période, c’est le premier secteur contribuant à la baisse. Sur le long terme, alors que la consommation finale d’énergie du secteur résidentiel et tertiaire a nettement augmenté depuis 1990 (+ 17 %), les émissions directes sont inférieures de 24 % à leur niveau de 1990. Cette divergence est liée à la place croissante de l’électricité dans ces consommations (+ 11 points) et au recours accru au gaz naturel pour le chauffage (+ 5 points), au détriment des produits pétroliers (- 19 points). La branche énergie, qui inclut notamment les émissions de la production d’électricité et de chaleur et celles des raffineries, représente 19 % des émissions totales. Les émissions liées à la production d’électricité et de chaleur (y compris autoproducteurs) poursuivent leur baisse en 2019 (- 3 % à climat constant), avec d’importantes disparités entre énergies : pour le gaz naturel, les émissions sont en hausse sensible, de 23 %, les centrales à gaz ayant été davantage sollicitées du fait du recul de la production nucléaire. À l’inverse, les émissions liées à la combustion de produits pétroliers et de charbon reculent respectivement de 12 % de de 31 %. Tout comme pour le résidentiel et le tertiaire, les émissions de CO2 associées à la production d’électricité et de chaleur ont décru (- 32 % depuis 1990) plus rapidement que la consommation d’énergie fossile associée (- 18 %). Cela s’explique par la baisse continue de la part du charbon (et du pétrole dans une moindre mesure) au profit du gaz naturel. Les émissions directes1 de l’industrie se replient en 2019 (- 6,5 % à climat constant) et représentent 15 % des émissions liées à l’énergie. 1 Non compris les émissions indirectes liées à la consommation d’électricité et de chaleur commercialisée, celles-ci étant comprises dans la branche énergie. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 107 partie 6 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie Sur le long terme, l’industrie est le premier secteur contributeur à la baisse par rapport à 1990 : les émissions directes liées à la combustion se sont réduites de 36 % depuis 1990. Les consommations énergétiques ont baissé de 13 % dans le même temps. Le différentiel est lié au recul plus prononcé des énergies les plus émettrices (produits pétroliers et charbon, - 59 % et - 47 % respectivement) au profit du gaz naturel et surtout de l’électricité. Dans l’agriculture, les émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie, en grande majorité liées à la combustion de produits pétroliers, reculent très légèrement en 2019 (- 0,5 %, à 9,8 MtCO2). La part de l’agriculture dans les émissions liées à la combustion reste limitée (3 %), en lien avec le faible poids du secteur dans la consommation totale d’énergie. Dans les départements d’outre-mer, les émissions liées à la combustion d’énergie s’élèvent en 2019 à 9 MtCO2. Elles sont principalement liées aux transports (3,7 MtCO2) et à la production d’énergie (4,5 MtCO2 réparties entre combustion de produits pétroliers et de charbon). Enfin, les liaisons DOMmétropole représentent 2,6 MtCO2. Figure 6.1 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie par secteur entre 1990 et 2019 * Hors transports internationaux maritimes et aériens. ** Y compris hauts-fourneaux. *** Y compris écart statistique. Note : contrairement au reste du bilan, les émissions des DOM ne sont pas comptabilisées ici. Source : calculs SDES Figure 6.2 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie par source entre 1990 et 2019 * Y compris gaz sidérurgiques. Note : contrairement au reste du bilan, les émissions des DOM ne sont pas comptabilisées ici. Source : calculs SDES 108 – Bilan énergétique de la France pour 2019 partie 6 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie Méthode de calcul des émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie Les émissions de CO2 ici calculées sont celles issues de la combustion d’énergie fossile. Elles représentent plus de 90 % des émissions totales de CO2 et environ 70 % des émissions de gaz à effet de serre (GES) en France. Les autres émissions de GES proviennent essentiellement de l’UTCATF (utilisation des terres, changement d’affectation des terres et la foresterie) et de l’agriculture. Le SDES applique des facteurs d’émissions aux consommations d’énergies fossiles (produits pétroliers, gaz, combustibles minéraux solides, déchets non renouvelables), hors usages non énergétiques. Les émissions associées à la production d’électricité et de chaleur sont comptabilisées dans la branche énergie et non dans les secteurs consommateurs finaux. Par ailleurs, contrairement au reste du bilan (mais de même que dans les inventaires), les hautsfourneaux sont considérés comme faisant partie de l’industrie et non de la branche énergie en matière d’émissions de CO2. Les inventaires officiels en matière d’émissions de gaz à effet de serre, dont le CO2, font appel à une méthodologie plus complexe, nécessitant des données plus détaillées. Ces inventaires couvrent l’ensemble des GES du Protocole de Kyoto et non le seul CO2 issu de la combustion d’énergie (les émissions de CO2 non énergétiques représentant 29 MtCO2 en 2018 et hors UTCATF, et celles des autres GES 113 MtCO2éq). Pour les émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie, quelques différences subsistent, en particulier (figure 6.3) : • les émissions dues à l’autoproduction d’électricité sont affectées à la branche énergie dans le bilan de l’énergie, tandis qu’elles sont affectées aux secteurs consommant l’électricité, industrie notamment, pour les inventaires ; • le SDES ne prend en compte les émissions des départements d’outre-mer qu’à partir de 2011. Par conséquent, les évolutions depuis 1990 présentées ici sont estimées à périmètre constant, sur la France métropolitaine. En conséquence, les émissions estimées ici ne sont pas directement comparables à celles des inventaires nationaux d’émissions. Les inventaires officiels, tout comme les estimations du SDES, ne mesurent que les émissions de CO2 dues aux activités sur le territoire national. Les émissions de gaz à effet de serre engendrées par la production des biens consommés sur le territoire, y compris ceux importés (« empreinte carbone »), sont estimées dans les Chiffres Clés du climat. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 109 partie 6 : émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie Figure 6.3 : émissions de CO2 liées à la combustion d’énergie en 2018 En MtCO2 (données non corrigées des variations climatiques) Inventaire national Bilan de l’énergie Branche énergie 41,1 61,3 (a, b) Industrie 50,7 47,8 (b, c) Résidentiel-Tertiaire 69,8 65,6 (e) Agriculture-Pêche 10,4 10,0 Transports 130,5 128,5 (d) Total 302,5 313,3 Notes : pour le bilan de l’énergie, le champ géographique est la métropole et les 5 DOM. L’inventaire national inclut en outre l’ile de Saint-Martin (« périmètre Kyoto »), et les émissions correspondent aux quantités de CO2 hors biomasse rapportées dans la catégorie CRF « 1 A. Fuel combustion activities (sectoral approach) ». (a) Les émissions incluent un écart statistique dans le bilan de l’énergie, les consommations d’énergie de la branche énergie correspondant au solde entre les ressources et la consommation finale, à la différence de l’inventaire national, qui repose sur l’estimation directe des emplois. (b) Les émissions dues à l’autoproduction d’électricité sont affectées à la branche énergie dans le bilan de l’énergie, tandis qu’elles sont affectées aux secteurs consommant l’électricité, industrie notamment, pour les inventaires. (c) Une partie des émissions considérées ici comme relevant de la combustion d’énergie fossile dans l’industrie sont allouées, dans les inventaires nationaux d’émissions, à la catégorie CFR « 2. Industrial Processes and Product Use ». (d) Les émissions liées à la part fossile des biocarburants ne sont pas comptabilisées. (e) L’édition 2019 de l’inventaire national, qui intègrera notamment les données du présent bilan de l’énergie, sera disponible au second trimestre 2021. Sources : Citepa (inventaire format CCNUCC-KP, avril 2020) ; calculs SDES 110 – Bilan énergétique de la France pour 2019 Données clés BAISSES DE LA PRODUCTION ET DE LA CONSOMMATION PRIMAIRES D’ÉNERGIE La production d’énergie primaire s’élève à 134,0 Mtep en 2019, en baisse de 2,5 % par rapport à 2018, malgré le développement de l’éolien, du photovoltaïque et des pompes à chaleur notamment. Cette diminution s’explique par le recul de la production nucléaire, lié à une moindre disponibilité des centrales, qui retombe ainsi à un niveau très proche de celui observé en 2017. La baisse de la production primaire étant proportionnellement plus forte que celle de la consommation primaire (- 1,4 %), le taux d’indépendance énergétique de la France, ratio de ces deux grandeurs, perd 0,6 point en 2019, pour s’établir à 54,6 %. Le déficit des échanges physiques d’énergie s’accroît légèrement, de 0,3 %, à 120,5 Mtep. Corrigée des variations climatiques, la consommation d’énergie primaire diminue de 1,5 %, à 248,6 Mtep. BAISSE DES PERTES DE TRANSFORMATION AINSI QUE DE LA CONSOMMATION FINALE La consommation d’énergie primaire peut être décomposée comme la somme de la consommation finale (à usage énergétique ou non) et des pertes de transformation, de transport et de distribution d’énergie (à l’écart statistique près). Ces dernières baissent de 2,5 %, à 92,6 Mtep, en raison principalement du recul de la production nucléaire et des pertes de chaleur induites. La consommation finale d’énergie s’établit à 152,8 Mtep, dont 13,4 Mtep pour les usages non énergétiques, majoritairement concentrés dans la pétrochimie et en hausse de 0,9 %. La consommation finale à usage énergétique, de 139,4 Mtep, diminue, quant à elle, de 0,8 % (et de 1,0 % après correction des variations climatiques). La décomposition sectorielle de cette dernière est la suivante : transports, 32 % ; résidentiel, 29 % ; industrie, 20 % ; tertiaire, 16 % ; agriculture-pêche, 3 %. La consommation d’énergie à usage de transport est stable en 2019, à 45,2 Mtep. La consommation d’énergie résidentielle baisse en 2019 de 0,4 % en données réelles, à 39,8 Mtep, et de 0,8 % après correction des variations climatiques. La consommation du secteur tertiaire s’établit à 22,4 Mtep en 2019, en baisse de 1,2 % en données réelles et de 1,8 % après correction des variations climatiques. La consommation d’énergie de l’industrie (y compris construction, mais hors hauts-fourneaux) diminue de 2,5 %, à 27,5 Mtep. LES CONSOMMATEURS FINAUX D’ÉNERGIE ONT DÉPENSÉ 168 Md€ EN 2019 Au total, les ménages, entreprises et administrations ont dépensé 167,8 Md€ en 2019 pour satisfaire leurs besoins en énergie. Au sein de cette dépense, le coût des importations nettes de produits énergétiques représente 39,4 Md€, les taxes énergétiques (nettes des subventions aux énergies renouvelables) 37,8 Md€ et la TVA non déductible 14,8 Md€. Le solde, soit 75,8 Md€, correspond à la rémunération d’activités réalisées sur le territoire national. La facture moyenne d’énergie des ménages s’élève à 3 140 € en 2019 (dont 1 400 € de taxes), et est répartie à parts presque égales entre le logement et les carburants. Elle est globalement stable par rapport à 2018 en euros constants, du fait des effets contraires de la hausse des prix réels de l’énergie et de la baisse des volumes moyens consommés. L’énergie représente 8,9 % du budget des ménages en 2019. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 111 LE DIAGRAMME DE SANKEY, OUTIL DE VISUALISATION DU BILAN Le diagramme de Sankey, représenté ci-après, illustre qu’en 2019 la France a mobilisé une ressource primaire de 258,1 Mtep pour satisfaire une consommation finale (non corrigée des variations climatiques) de 152,8 Mtep. La différence est constituée des pertes et usages internes du système énergétique (92,6 Mtep au total), des exportations nettes d’électricité (5,0 Mtep), des soutes aériennes et maritimes internationales exclues par convention de la consommation finale (7,8 Mtep). Le diagramme illustre aussi les flux des différentes formes d’énergie transformés en électricité (par exemple, 5,4 Mtep de gaz ont été utilisées à des fins de production d’électricité). Ensemble des énergies – Bilan énergétique de la France en 2019 (Mtep) P : production nationale d’énergie primaire. DS : déstockage. I : solde importateur. 1 Pour obtenir la consommation primaire, il faut déduire des ressources primaires le solde exportateur d’électricité ainsi que les soutes maritimes et aériennes internationales. 2 Y compris énergies marines, hors accumulation par pompage. 3 Énergies renouvelables thermiques (bois, solaire thermique, biocarburants, pompes à chaleur, etc.). 4 L’importance des pertes dans le domaine de l’électricité tient au fait que la production nucléaire est comptabilisée pour la chaleur produite par la réaction, chaleur dont les deux tiers sont perdus lors de la conversion en énergie électrique. 5 Usages non énergétiques inclus. Source : calculs SDES 112 – Bilan énergétique de la France pour 2019 Annexes — Bilans énergétiques de la France — Annexes méthodologiques — Sigles et abréviations — Pour en savoir plus 114 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilans énergétiques de la France Notes — EnR électriques : hydraulique (hors pompages), énergies marines, éolien, solaire photovoltaïque. — EnR thermiques et déchets : biomasse solide, biogaz, biocarburants, déchets, solaire thermique, géothermie, pompes à chaleur. — Pétrole brut : inclut également de faibles quantités de condensats (liquides de gaz naturel), d’additifs oxygénés (non issus de biomasse) et d’autres produits à distiller. — Industrie : inclut également la construction. Les hauts-fourneaux sont exclus de l’industrie dans le bilan physique (car classés dans la branche énergie) mais inclus dans le bilan monétaire. — Transferts et retours en raffineries (produits pétroliers) : ce poste correspond aux échanges comptables existants entre le bilan du pétrole brut et celui des produits raffinés. Des produits bruts peuvent être utilisés sans avoir été raffinés (notamment les condensats utilisés pour la pétrochimie). À l’inverse, des produits semi-finis peuvent être retournés en raffineries pour être retraités (issus du commerce extérieur ou de l’industrie pétrochimique). — Autoconsommation des raffineries (produits raffinés) : ce poste correspond à la consommation propre des raffineries en produits raffinés, hors production d’électricité ou de chaleur commercialisée. — Données réelles : données non corrigées des variations climatiques. — Données CVC : données corrigées des variations climatiques. Bilans physiques, toutes énergies confondues (données réelles) Bilan énergétique physique 2019 Données réelles En Mtep Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 1,00 0,00 0,01 103,97 8,97 20,09 0,00 0,00 134,04 Importations 7,30 49,72 45,57 48,90 0,00 0,00 2,10 1,34 0,00 154,94 Exportations 0,00 - 0,14 - 17,40 - 9,68 0,00 0,00 - 0,95 - 6,30 0,00 - 34,47 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 1,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 1,70 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 6,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 6,10 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) 0,03 0,18 0,12 - 1,69 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 1,36 Consommation primaire 7,33 50,76 20,49 37,54 103,97 8,97 21,24 - 4,96 0,00 245,35 Écart statistique 0,32 0,39 1,94 0,00 0,00 0,00 0,00 0,34 0,00 3,00 Production d'électricité 1,48 0,00 1,16 5,40 103,97 8,97 3,09 - 48,68 0,00 75,39 Production de chaleur 0,16 0,00 0,02 1,79 0,00 0,00 2,77 0,00 - 4,04 0,71 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,10 0,00 0,00 0,10 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 52,28 - 51,82 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,46 Autres transformations, transferts 2,82 - 1,90 1,81 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,72 Usages internes de la branche énergie 1,31 0,00 1,44 0,56 0,00 0,00 0,00 2,96 0,00 6,27 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 0,43 0,00 0,00 0,00 3,28 0,31 4,02 Consommation nette de la branche énergie 6,09 50,76 - 45,44 8,08 103,97 8,97 5,95 - 42,10 - 3,73 92,56 Industrie 0,91 0,00 2,73 10,50 0,00 0,00 1,81 9,93 1,62 27,51 Transports 0,00 0,00 40,99 0,16 0,00 0,00 3,20 0,87 0,00 45,22 Résidentiel 0,02 0,00 4,35 11,36 0,00 0,00 9,09 13,73 1,29 39,85 Tertiaire 0,03 0,00 2,84 6,06 0,00 0,00 0,81 11,88 0,80 22,43 Agriculture-pêche 0,00 0,00 3,07 0,19 0,00 0,00 0,37 0,73 0,02 4,37 Consommation finale énergétique 0,97 0,00 53,97 28,28 0,00 0,00 15,29 37,14 3,73 139,37 Consommation finale non énergétique 0,27 0,00 11,96 1,19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,42 Consommation finale 1,23 0,00 65,93 29,47 0,00 0,00 15,29 37,14 3,73 152,79 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 115 annexes Bilan énergétique physique 2018 Données réelles En Mtep Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 0,94 0,00 0,01 107,60 9,04 19,85 0,00 0,00 137,43 Importations 9,26 54,43 42,82 43,89 0,00 0,00 1,84 1,16 0,00 153,40 Exportations - 0,03 - 0,04 - 20,25 - 5,32 0,00 0,00 - 1,07 - 6,58 0,00 - 33,28 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 1,95 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 1,95 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 5,80 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 5,80 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) - 0,09 0,39 0,45 - 1,74 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 1,00 Consommation primaire 9,13 55,72 15,27 36,83 107,60 9,04 20,63 - 5,41 0,00 248,80 Écart statistique 0,45 - 0,14 1,78 0,00 0,00 0,00 0,00 0,26 0,00 2,35 Production d'électricité 2,52 0,00 1,10 4,05 107,60 9,04 3,13 - 49,56 0,00 77,86 Production de chaleur 0,21 0,00 0,04 1,73 0,00 0,00 2,57 0,00 - 3,84 0,70 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,06 0,00 0,00 0,06 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 57,29 - 56,76 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,53 Autres transformations, transferts 3,01 - 1,43 1,33 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,91 Usages internes de la branche énergie 1,44 0,00 1,63 0,57 0,00 0,00 0,00 2,99 0,00 6,63 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 0,43 0,00 0,00 0,00 3,32 0,28 4,03 Consommation nette de la branche énergie 7,63 55,72 - 50,89 6,72 107,60 9,04 5,76 - 43,00 - 3,56 95,01 Industrie 1,11 0,00 2,72 11,00 0,00 0,00 1,85 10,05 1,48 28,21 Transports 0,00 0,00 41,05 0,17 0,00 0,00 3,14 0,87 0,00 45,22 Résidentiel 0,03 0,00 4,66 11,55 0,00 0,00 8,74 13,78 1,26 40,01 Tertiaire 0,04 0,00 2,88 6,06 0,00 0,00 0,79 12,14 0,80 22,71 Agriculture-pêche 0,00 0,00 3,10 0,19 0,00 0,00 0,36 0,74 0,01 4,40 Consommation finale énergétique 1,17 0,00 54,40 28,97 0,00 0,00 14,87 37,58 3,56 140,55 Consommation finale non énergétique 0,33 0,00 11,76 1,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,29 Consommation finale 1,51 0,00 66,16 30,17 0,00 0,00 14,87 37,58 3,56 153,85 Source : SDES 116 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan énergétique physique 2017 Données réelles En Mtep Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 0,99 0,00 0,01 103,80 7,28 19,38 0,00 0,00 131,47 Importations 10,12 59,05 41,80 43,16 0,00 0,00 1,78 1,82 0,00 157,72 Exportations 0,00 - 0,12 - 20,53 - 5,42 0,00 0,00 - 0,77 - 5,27 0,00 - 32,12 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 1,72 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 1,72 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 5,61 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 5,61 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) - 0,19 - 0,32 - 0,01 0,74 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,22 Consommation primaire 9,92 59,60 13,93 38,49 103,80 7,28 20,38 -3,45 0,00 249,95 Écart statistique 0,24 0,08 1,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,39 0,00 1,84 Production d'électricité 3,55 0,00 1,53 5,54 103,80 7,28 3,06 - 47,88 0,00 76,88 Production de chaleur 0,26 0,00 0,09 1,75 0,00 0,00 2,53 0,00 - 4,09 0,54 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,03 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 61,08 - 60,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,52 Autres transformations, transferts 2,97 - 1,56 1,47 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,88 Usages internes de la branche énergie 1,46 0,00 1,79 0,54 0,00 0,00 0,00 2,94 0,00 6,73 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 0,44 0,00 0,00 0,00 3,32 0,31 4,07 Consommation nette de la branche énergie 8,48 59,60 - 54,54 8,23 103,80 7,28 5,62 - 41,23 - 3,78 93,46 Industrie 1,06 0,00 2,56 10,53 0,00 0,00 1,70 10,04 1,72 27,61 Transports 0,00 0,00 41,98 0,15 0,00 0,00 3,14 0,91 0,00 46,17 Résidentiel 0,04 0,00 5,16 12,27 0,00 0,00 8,82 13,85 1,25 41,39 Tertiaire 0,04 0,00 3,05 6,15 0,00 0,00 0,80 12,21 0,81 23,06 Agriculture-pêche 0,00 0,00 3,09 0,17 0,00 0,00 0,31 0,77 0,01 4,34 Consommation finale énergétique 1,14 0,00 55,85 29,26 0,00 0,00 14,76 37,78 3,78 142,58 Consommation finale non énergétique 0,30 0,00 12,62 1,18 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 14,09 Consommation finale 1,44 0,00 68,47 30,44 0,00 0,00 14,76 37,78 3,78 156,67 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 117 annexes Bilan énergétique physique 2016 Données réelles En Mtep Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 1,02 0,00 0,02 105,06 7,86 19,51 0,00 0,00 133,46 Importations 8,59 57,22 42,02 41,23 0,00 0,00 1,44 1,71 0,00 152,21 Exportations - 0,06 - 0,04 - 20,84 - 3,34 0,00 0,00 - 0,71 - 5,28 0,00 - 30,27 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 1,64 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 1,64 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 5,52 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 5,52 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) 0,58 1,00 - 0,18 0,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,77 Consommation primaire 9,11 59,20 13,85 38,29 105,06 7,86 20,23 - 3,57 0,00 250,03 Écart statistique 0,59 - 0,04 1,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,29 0,00 2,09 Production d'électricité 2,93 0,00 1,44 4,77 105,06 7,86 3,10 - 48,08 0,00 77,07 Production de chaleur 0,29 0,00 0,08 1,76 0,00 0,00 2,36 0,00 - 4,00 0,48 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,02 0,00 0,00 0,02 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 61,11 - 60,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 Autres transformations, transferts 2,98 - 1,87 1,80 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,91 Usages internes de la branche énergie 0,92 0,00 1,95 0,55 0,00 0,00 0,00 2,93 0,00 6,35 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 0,44 0,00 0,00 0,00 3,22 0,30 3,97 Consommation nette de la branche énergie 7,70 59,20 - 53,97 7,51 105,06 7,86 5,47 - 41,64 - 3,70 93,48 Industrie 1,01 0,00 2,81 11,20 0,00 0,00 1,82 10,12 1,65 28,60 Transports 0,00 0,00 41,81 0,12 0,00 0,00 2,99 0,90 0,00 45,82 Résidentiel 0,04 0,00 5,19 12,63 0,00 0,00 8,97 14,02 1,26 42,12 Tertiaire 0,04 0,00 2,96 5,95 0,00 0,00 0,72 12,25 0,78 22,71 Agriculture-pêche 0,00 0,00 3,18 0,17 0,00 0,00 0,26 0,77 0,01 4,39 Consommation finale énergétique 1,09 0,00 55,95 30,06 0,00 0,00 14,76 38,07 3,70 143,64 Consommation finale non énergétique 0,32 0,00 11,87 1,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,37 Consommation finale 1,41 0,00 67,83 31,24 0,00 0,00 14,76 38,07 3,70 157,00 Source : SDES 118 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan énergétique physique 2015 Données réelles En Mtep Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés Gaz naturel Nucléaire EnR électriques EnR thermiques et déchets Électricité Chaleur commercialisée Total Production d'énergie primaire 0,00 1,10 0,00 0,02 113,98 7,33 18,48 0,00 0,00 140,90 Importations 9,20 59,57 43,65 39,38 0,00 0,00 1,03 0,86 0,00 153,69 Exportations - 0,02 - 0,14 - 21,28 - 4,86 0,00 0,00 - 0,76 - 6,36 0,00 - 33,43 Soutes maritimes internationales 0,00 0,00 - 1,72 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 1,72 Soutes aériennes internationales 0,00 0,00 - 5,61 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 5,61 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) 0,15 0,11 - 0,09 0,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,67 Consommation primaire 9,33 60,64 14,95 35,04 113,98 7,33 18,75 - 5,51 0,00 254,49 Écart statistique 0,26 0,08 2,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,45 0,00 3,00 Production d'électricité 3,36 0,00 1,35 2,87 113,98 7,33 2,95 - 49,41 0,00 82,43 Production de chaleur 0,34 0,00 0,20 1,63 0,00 0,00 2,06 0,00 - 3,58 0,65 Injections de biométhane 0,00 0,00 0,00 - 0,01 0,00 0,00 0,01 0,00 0,00 0,00 Raffinage de pétrole 0,00 62,02 - 61,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 Autres transformations, transferts 2,91 - 1,47 1,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,82 Usages internes de la branche énergie 1,04 0,00 1,91 0,61 0,00 0,00 0,00 2,94 0,00 6,50 Pertes de transport et de distribution 0,00 0,00 0,00 0,46 0,00 0,00 0,00 3,11 0,26 3,83 Consommation nette de la branche énergie 7,90 60,64 - 54,36 5,56 113,98 7,33 5,02 - 42,91 - 3,32 99,82 Industrie 1,05 0,00 2,92 10,86 0,00 0,00 1,68 9,97 1,44 27,90 Transports 0,00 0,00 41,63 0,12 0,00 0,00 3,00 0,92 0,00 45,66 Résidentiel 0,04 0,00 5,54 11,67 0,00 0,00 8,22 13,53 1,17 40,16 Tertiaire 0,04 0,00 3,39 5,85 0,00 0,00 0,65 12,23 0,70 22,86 Agriculture-pêche 0,00 0,00 3,41 0,16 0,00 0,00 0,18 0,77 0,01 4,52 Consommation finale énergétique 1,13 0,00 56,88 28,66 0,00 0,00 13,72 37,41 3,32 141,11 Consommation finale non énergétique 0,30 0,00 12,43 1,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,87 Consommation finale 1,43 0,00 69,31 29,79 0,00 0,00 13,72 37,41 3,32 154,98 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 119 annexes Bilans physiques par énergie (données réelles et données CVC) Bilan physique du charbon de 2015 à 2019 Données réelles En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 Production d'énergie primaire 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importations 9,20 8,59 10,12 9,26 7,30 Exportations - 0,02 - 0,06 0,00 - 0,03 0,00 Variations de stocks 0,15 0,58 - 0,19 - 0,09 0,03 Total approvisionnement 9,33 9,11 9,92 9,13 7,33 Écart statistique 0,26 0,59 0,24 0,45 0,32 Consommation nette des cokeries 0,37 0,50 0,64 0,62 0,58 Consommation nette des hauts-fourneaux 3,57 3,39 3,79 3,83 3,55 Consommation nette filière fonte 3,95 3,89 4,43 4,45 4,12 Production d'électricité 3,36 2,93 3,55 2,52 1,48 Production de chaleur 0,34 0,29 0,26 0,21 0,16 Consommation nette de la branche énergie 7,90 7,70 8,48 7,63 6,09 Industrie 1,05 1,01 1,06 1,11 0,91 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 0,04 0,04 0,04 0,03 0,02 Tertiaire 0,04 0,04 0,04 0,04 0,03 Agriculture-pêche 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale énergétique 1,13 1,09 1,14 1,17 0,97 Consommation finale non énergétique 0,30 0,32 0,30 0,33 0,27 Consommation finale 1,43 1,41 1,44 1,51 1,23 Source : SDES 120 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan physique du charbon de 2015 à 2019 Données corrigées des variations climatiques En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 Production d'énergie primaire 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importations 9,20 8,59 10,12 9,26 7,30 Exportations - 0,02 - 0,06 0,00 - 0,03 0,00 Variations de stocks 0,15 0,58 - 0,19 - 0,09 0,03 Total approvisionnement 9,33 9,11 9,92 9,13 7,33 Correction climatique 0,29 0,00 0,08 0,16 0,15 Écart statistique 0,26 0,59 0,24 0,45 0,32 Consommation nette des cokeries 0,37 0,50 0,64 0,62 0,58 Consommation nette des hauts-fourneaux 3,57 3,39 3,79 3,83 3,55 Consommation nette filière fonte 3,95 3,89 4,43 4,45 4,12 Production d'électricité 3,62 2,93 3,63 2,66 1,61 Production de chaleur 0,36 0,29 0,27 0,22 0,18 Consommation nette de la branche énergie 8,19 7,70 8,57 7,78 6,24 Industrie 1,05 1,01 1,06 1,11 0,91 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 0,04 0,04 0,04 0,03 0,02 Tertiaire 0,04 0,04 0,04 0,04 0,03 Agriculture-pêche 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale énergétique 1,13 1,09 1,14 1,17 0,97 Consommation finale non énergétique 0,30 0,32 0,30 0,33 0,27 Consommation finale 1,43 1,41 1,44 1,51 1,23 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 121 annexes Bilan physique du pétrole brut de 2015 à 2019 Données réelles En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 Production d'énergie primaire 1,10 1,02 0,99 0,94 1,00 Importations 59,57 57,22 59,05 54,43 49,72 Exportations - 0,14 - 0,04 - 0,12 - 0,04 - 0,14 Variations de stocks 0,11 1,00 - 0,32 0,39 0,18 Autres charges de raffinage, retours de pétrochimie 1,47 1,87 1,56 1,43 1,90 Total approvisionnement des raffineries 62,10 61,07 61,16 57,15 52,67 Écart statistique 0,08 - 0,04 0,08 - 0,14 0,39 Transformation de pétrole brut en raffinerie 62,02 61,11 61,08 57,29 52,28 Consommation brute de la branche énergie 62,10 61,07 61,16 57,15 52,67 Source : SDES 122 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan physique des produits pétroliers raffinés de 2015 à 2019 Données réelles En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 Production nette des raffineries 59,50 58,54 58,77 55,13 50,37 Importations 43,65 42,02 41,80 42,82 45,57 Exportations - 21,28 - 20,84 - 20,53 - 20,25 - 17,40 Soutes maritimes internationales - 1,72 - 1,64 - 1,72 - 1,95 - 1,70 Soutes aériennes internationales - 5,61 - 5,52 - 5,61 - 5,80 - 6,10 Variations de stocks - 0,09 - 0,18 - 0,01 0,45 0,12 Transferts et retours en raffinerie - 1,37 - 1,80 - 1,47 - 1,33 - 1,81 Total approvisionnement en produits raffinés 73,07 70,59 71,23 69,07 69,06 Écart statistique 2,21 1,24 1,14 1,78 1,94 Production d'électricité 1,35 1,44 1,53 1,10 1,16 Production de chaleur 0,20 0,08 0,09 0,04 0,02 Consommation nette de la branche énergie 3,76 2,77 2,76 2,91 3,12 Industrie 2,92 2,81 2,56 2,72 2,73 Transports 41,63 41,81 41,98 41,05 40,99 Résidentiel 5,54 5,19 5,16 4,66 4,35 Tertiaire 3,39 2,96 3,05 2,88 2,84 Agriculture-pêche 3,41 3,18 3,09 3,10 3,07 Consommation finale énergétique 56,88 55,95 55,85 54,40 53,97 Consommation finale non énergétique 12,43 11,87 12,62 11,76 11,96 Consommation finale 69,31 67,83 68,47 66,16 65,93 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 123 annexes Bilan physique des produits pétroliers raffinés de 2015 à 2019 Données corrigées des variations climatiques En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 Production nette des raffineries 59,50 58,54 58,77 55,13 50,37 Importations 43,65 42,02 41,80 42,82 45,57 Exportations - 21,28 - 20,84 - 20,53 - 20,25 - 17,40 Soutes maritimes internationales - 1,72 - 1,64 - 1,72 - 1,95 - 1,70 Soutes aériennes internationales - 5,61 - 5,52 - 5,61 - 5,80 - 6,10 Variations de stocks - 0,09 - 0,18 - 0,01 0,45 0,12 Transferts et retours en raffinerie - 1,37 - 1,80 - 1,47 - 1,33 - 1,81 Total approvisionnement en produits raffinés 73,07 70,59 71,23 69,07 69,06 Correction climatique 0,42 - 0,01 0,16 0,31 0,28 Écart statistique 2,21 1,24 1,14 1,78 1,94 Production d'électricité 1,35 1,44 1,53 1,10 1,16 Production de chaleur 0,20 0,08 0,09 0,04 0,02 Consommation nette de la branche énergie 3,76 2,77 2,76 2,91 3,12 Industrie 2,94 2,81 2,57 2,72 2,74 Transports 41,63 41,81 41,98 41,05 40,99 Résidentiel 5,82 5,19 5,28 4,87 4,54 Tertiaire 3,50 2,96 3,10 2,97 2,92 Agriculture-pêche 3,41 3,18 3,09 3,10 3,07 Consommation finale énergétique 57,30 55,95 56,02 54,71 54,26 Consommation finale non énergétique 12,43 11,87 12,62 11,76 11,96 Consommation finale 69,73 67,82 68,64 66,47 66,22 Source : SDES 124 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan physique du gaz naturel de 2015 à 2019 Données réelles En TWh PCS 2015 2016 2017 2018 2019 Production de gaz naturel 0,25 0,23 0,18 0,10 0,19 Injections de biométhane 0,08 0,22 0,41 0,71 1,24 Importations 508,90 532,84 557,67 567,17 631,95 Exportations - 62,87 - 43,11 - 70,07 - 68,74 - 125,15 Variations de stocks 6,52 4,82 9,62 - 22,54 - 21,85 Total approvisionnement en gaz naturel 452,88 494,99 497,80 476,70 486,37 Écart statistique - 4,01 - 5,86 - 2,28 - 0,62 - 0,08 Production d'électricité 37,08 61,68 71,58 52,28 69,81 Production de chaleur 21,00 22,72 22,59 22,31 23,15 Usages internes de la branche énergie 7,85 7,09 6,95 7,40 7,19 Pertes de transport et de distribution 5,96 5,72 5,62 5,51 5,53 Consommation brute de la branche énergie 67,87 91,34 104,47 86,88 105,60 Industrie 140,33 144,67 136,08 142,15 135,71 Transports 1,52 1,58 1,89 2,21 2,10 Résidentiel 150,85 163,21 158,57 149,23 146,83 Tertiaire 75,58 76,87 79,46 78,30 78,34 Agriculture-pêche 2,03 2,13 2,13 2,42 2,44 Consommation finale énergétique 370,31 388,47 378,14 374,31 365,43 Consommation finale non énergétique 14,69 15,18 15,19 15,50 15,34 Consommation finale 385,01 403,65 393,33 389,82 380,76 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 125 annexes Bilan physique du gaz naturel de 2015 à 2019 Données corrigées des variations climatiques En TWh PCS 2015 2016 2017 2018 2019 Production de gaz naturel 0,25 0,23 0,18 0,10 0,19 Injections de biométhane 0,08 0,22 0,41 0,71 1,24 Importations 508,90 532,84 557,67 567,17 631,95 Exportations - 62,87 - 43,11 - 70,07 - 68,74 - 125,15 Variations de stocks 6,52 4,82 9,62 - 22,54 - 21,85 Total approvisionnement en gaz naturel 452,88 494,99 497,80 476,70 486,37 Correction climatique 25,11 - 0,52 12,35 23,22 21,42 Écart statistique - 4,01 - 5,86 - 2,28 - 0,62 - 0,08 Production d'électricité 39,94 61,61 73,26 55,19 72,68 Production de chaleur 22,62 22,70 23,12 23,55 24,10 Usages internes de la branche énergie 7,85 7,09 6,95 7,40 7,19 Pertes de transport et de distribution 6,29 5,71 5,78 5,81 5,81 Consommation brute de la branche énergie 72,68 91,24 106,84 91,33 109,71 Industrie 143,30 144,61 137,54 144,89 138,24 Transports 1,52 1,58 1,89 2,21 2,10 Résidentiel 162,39 162,97 164,25 159,74 156,48 Tertiaire 81,37 76,76 82,31 83,81 83,48 Agriculture-pêche 2,03 2,13 2,13 2,42 2,44 Consommation finale énergétique 390,61 388,05 388,13 393,09 382,74 Consommation finale non énergétique 14,69 15,18 15,19 15,50 15,34 Consommation finale 405,31 403,23 403,32 408,59 398,08 Source : SDES 126 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan physique des énergies renouvelables et des déchets de 2015 à 2019 Données réelles En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets Production d'énergie primaire 7,33 18,48 7,86 19,51 7,28 19,38 9,04 19,85 8,97 20,09 Importations 0,00 1,03 0,00 1,44 0,00 1,78 0,00 1,84 0,00 2,10 Exportations 0,00 - 0,76 0,00 - 0,71 0,00 - 0,77 0,00 - 1,07 0,00 - 0,95 Variations de stocks 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total approvisionnement en énergie primaire 7,33 18,75 7,86 20,23 7,28 20,38 9,04 20,63 8,97 21,24 Écart statistique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Production d'électricité 7,33 2,95 7,86 3,10 7,28 3,06 9,04 3,13 8,97 3,09 Production de chaleur 0,00 2,06 0,00 2,36 0,00 2,53 0,00 2,57 0,00 2,77 Injections de biométhane 0,00 0,01 0,00 0,02 0,00 0,03 0,00 0,06 0,00 0,10 Usages internes de la branche énergie 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation brute de la branche énergie 7,33 5,02 7,86 5,47 7,28 5,62 9,04 5,76 8,97 5,95 Industrie 0,00 1,68 0,00 1,82 0,00 1,70 0,00 1,85 0,00 1,81 Transports 0,00 3,00 0,00 2,99 0,00 3,14 0,00 3,14 0,00 3,20 Résidentiel 0,00 8,22 0,00 8,97 0,00 8,82 0,00 8,74 0,00 9,09 Tertiaire 0,00 0,65 0,00 0,72 0,00 0,80 0,00 0,79 0,00 0,81 Agriculture-pêche 0,00 0,18 0,00 0,26 0,00 0,31 0,00 0,36 0,00 0,37 Consommation finale énergétique 0,00 13,72 0,00 14,76 0,00 14,76 0,00 14,87 0,00 15,29 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 0,00 13,72 0,00 14,76 0,00 14,76 0,00 14,87 0,00 15,29 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 127 annexes Bilan physique des énergies renouvelables et des déchets de 2015 à 2019 Données corrigées des variations climatiques En Mtep 2015 2016 2017 2018 2019 EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets EnR électriques EnR thermiques et déchets Production d'énergie primaire 7,33 18,48 7,86 19,51 7,28 19,38 9,04 19,85 8,97 20,09 Importations 0,00 1,03 0,00 1,44 0,00 1,78 0,00 1,84 0,00 2,10 Exportations 0,00 - 0,76 0,00 - 0,71 0,00 - 0,77 0,00 - 1,07 0,00 - 0,95 Variations de stocks 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total approvisionnement en énergie primaire 7,33 18,75 7,86 20,23 7,28 20,38 9,04 20,63 8,97 21,24 Correction climatique 0,00 0,68 0,00 - 0,01 0,00 0,36 0,00 0,70 0,00 0,66 Écart statistique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Production d'électricité 7,33 2,95 7,86 3,10 7,28 3,06 9,04 3,13 8,97 3,09 Production de chaleur 0,00 2,09 0,00 2,35 0,00 2,55 0,00 2,60 0,00 2,80 Injections de biométhane 0,00 0,01 0,00 0,02 0,00 0,03 0,00 0,06 0,00 0,10 Usages internes de la branche énergie 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation brute de la branche énergie 7,33 5,05 7,86 5,47 7,28 5,64 9,04 5,79 8,97 5,98 Industrie 0,00 1,68 0,00 1,82 0,00 1,70 0,00 1,85 0,00 1,81 Transports 0,00 3,00 0,00 2,99 0,00 3,14 0,00 3,14 0,00 3,20 Résidentiel 0,00 8,84 0,00 8,96 0,00 9,14 0,00 9,37 0,00 9,69 Tertiaire 0,00 0,69 0,00 0,72 0,00 0,82 0,00 0,82 0,00 0,85 Agriculture-pêche 0,00 0,18 0,00 0,26 0,00 0,31 0,00 0,36 0,00 0,37 Consommation finale énergétique 0,00 14,38 0,00 14,75 0,00 15,11 0,00 15,53 0,00 15,92 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 0,00 14,38 0,00 14,75 0,00 15,11 0,00 15,53 0,00 15,92 Source : SDES 128 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan physique de l’électricité de 2015 à 2019 Données réelles En TWh 2015 2016 2017 2018 2019 Nucléaire 416,8 384,0 379,1 393,1 379,5 Pétrole 6,3 6,5 6,6 5,4 5,6 Gaz naturel 19,9 33,0 38,2 28,9 37,1 Charbon 13,7 11,6 14,3 9,9 5,5 Autre thermique 8,3 9,3 9,6 10,2 10,4 Hydraulique 59,8 64,9 54,5 69,6 60,8 Éolien 21,4 21,4 24,6 28,6 34,7 Photovoltaïque 7,8 8,7 9,6 10,9 12,2 Autres 1,3 1,1 1,3 1,2 1,1 Production nette d'électricité 555,3 540,4 537,8 557,8 547,0 Énergie absorbée par le pompage-turbinage - 6,9 - 6,8 - 7,2 - 7,5 - 6,5 Importations 10,0 19,9 21,1 13,5 15,6 Exportations - 74,0 - 61,4 - 61,2 - 76,5 - 73,3 Total approvisionnement 484,3 492,2 490,6 487,4 482,8 Écart statistique 5,2 3,4 4,5 3,0 4,0 Branche énergie 8,0 8,5 8,1 8,7 8,7 Pertes de transport et de distribution 36,1 37,5 38,6 38,6 38,1 Total branche énergie 49,3 49,4 51,2 50,3 50,8 Industrie 115,9 117,7 116,7 116,9 115,5 Transports 10,7 10,5 10,6 10,1 10,1 Résidentiel 157,3 163,1 161,1 160,2 159,7 Tertiaire 142,2 142,5 142,0 141,2 138,2 Agriculture-pêche 8,9 8,9 8,9 8,6 8,5 Consommation finale énergétique 435,0 442,7 439,4 437,1 431,9 Consommation finale non énergétique 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Consommation finale 435,0 442,7 439,4 437,1 431,9 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 129 annexes Bilan physique de l’électricité de 2015 à 2019 Données corrigées des variations climatiques En TWh 2015 2016 2017 2018 2019 Nucléaire 416,8 384,0 379,1 393,1 379,5 Pétrole 6,3 6,5 6,6 5,4 5,6 Gaz naturel 19,9 33,0 38,2 28,9 37,1 Charbon 13,7 11,6 14,3 9,9 5,5 Autre thermique 8,3 9,3 9,6 10,2 10,4 Hydraulique 59,8 64,9 54,5 69,6 60,8 Éolien 21,4 21,4 24,6 28,6 34,7 Photovoltaïque 7,8 8,7 9,6 10,9 12,2 Autres 1,3 1,1 1,3 1,2 1,1 Production nette d'électricité 555,3 540,4 537,8 557,8 547,0 Énergie absorbée par le pompage-turbinage - 6,9 - 6,8 - 7,2 - 7,5 - 6,5 Importations 10,0 19,9 21,1 13,5 15,6 Exportations - 74,0 - 61,4 - 61,2 - 76,5 - 73,3 Total approvisionnement 484,3 492,2 490,6 487,4 482,8 Correction climatique 8,6 - 0,4 3,9 7,3 5,6 Écart statistique 5,2 3,4 4,5 3,0 4,0 Branche énergie 8,0 8,5 8,1 8,7 8,7 Pertes de transport et de distribution 37,2 37,5 39,1 39,6 39,0 Total branche énergie 50,4 49,4 51,7 51,3 51,8 Industrie 116,5 117,7 117,1 117,5 116,1 Transports 10,7 10,5 10,6 10,1 10,1 Résidentiel 162,4 163,0 163,7 165,1 164,2 Tertiaire 144,0 142,2 142,4 142,1 137,8 Agriculture-pêche 8,9 8,9 8,9 8,6 8,5 Consommation finale énergétique 442,6 442,3 442,7 443,4 436,6 Consommation finale non énergétique 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Consommation finale 442,6 442,3 442,7 443,4 436,6 Source : SDES 130 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan physique de la chaleur commercialisée de 2015 à 2019 Données réelles En TWh 2015 2016 2017 2018 2019 Pétrole 2,65 2,43 2,81 0,39 0,24 Gaz naturel 16,19 17,91 17,49 17,50 18,01 Charbon 2,45 2,50 2,42 1,82 1,43 Autre thermique 18,14 21,08 22,15 22,15 23,78 Géothermie 1,07 1,22 1,56 1,66 1,80 Pompes à chaleur 0,14 0,14 0,14 0,27 0,36 Autres 0,96 1,25 1,01 0,91 1,37 Production de chaleur (commercialisée) 41,59 46,53 47,59 44,71 47,00 Pertes de transport et de distribution 3,03 3,52 3,62 3,30 3,65 Industrie 16,72 19,18 19,97 17,24 18,86 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 13,61 14,68 14,52 14,71 14,97 Tertiaire 8,16 9,05 9,38 9,33 9,30 Agriculture-pêche 0,08 0,10 0,09 0,14 0,22 Consommation finale énergétique 38,56 43,01 43,97 41,42 43,35 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 38,56 43,01 43,97 41,42 43,35 Source : SDES Bilan physique de la chaleur commercialisée de 2015 à 2019 Données corrigées des variations climatiques En TWh 2015 2016 2017 2018 2019 Pétrole 2,65 2,43 2,81 0,39 0,24 Gaz naturel 16,19 17,91 17,49 17,50 18,01 Charbon 2,45 2,50 2,42 1,82 1,43 Autre thermique 18,14 21,08 22,15 22,15 23,78 Géothermie 1,07 1,22 1,56 1,66 1,80 Pompes à chaleur 0,14 0,14 0,14 0,27 0,36 Autres 0,96 1,25 1,01 0,91 1,37 Production de chaleur (commercialisée) 41,59 46,53 47,59 44,71 47,00 Correction climatique 1,58 - 0,03 0,80 1,51 1,39 Pertes de transport et de distribution 3,18 3,52 3,70 3,44 3,79 Industrie 16,72 19,18 19,97 17,24 18,86 Transports 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Résidentiel 14,51 14,66 14,96 15,54 15,75 Tertiaire 8,69 9,04 9,67 9,86 9,78 Agriculture-pêche 0,08 0,10 0,09 0,14 0,22 Consommation finale énergétique 39,99 42,98 44,69 42,78 44,60 Consommation finale non énergétique 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consommation finale 39,99 42,98 44,69 42,78 44,60 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 131 annexes Bilans monétaires, toutes énergies confondues (données réelles) Bilan énergétique monétaire 2019 Données réelles En M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 409 552 17 507 7 925 1 960 46 410 1 058 75 820 Importations 1 676 21 289 25 465 10 783 218 732 0 60 163 Exportations - 30 - 127 - 11 245 - 2 136 - 102 - 2 749 0 - 16 390 Soutes maritimes internationales 0 0 - 801 0 0 0 0 - 801 Soutes aériennes internationales 0 0 - 3 406 0 0 0 0 - 3 406 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) - 9 73 90 - 379 0 0 0 - 225 Taxes 20 0 40 455 4 434 105 15 557 80 60 651 dont TVA 2 0 8 815 1 621 105 4 205 80 14 827 Subventions 0 0 0 - 111 0 - 7 898 0 - 8 009 Consommation d'autres formes d'énergie 0 551 22 614 0 0 2 415 1 395 26 974 Total des ressources 2 065 22 339 90 678 20 514 2 181 54 467 2 533 194 777 Production d'électricité 289 0 612 1 354 160 0 0 2 415 Production de chaleur 28 0 12 663 297 0 0 1 000 Production d'autres formes d'énergie 0 22 339 551 113 0 557 0 23 560 Branche énergie 316 22 339 1 175 2 130 457 557 0 26 974 Industrie 1 614 0 1 718 3 325 72 8 134 494 15 358 Transports 0 0 69 730 72 0 534 0 70 335 Résidentiel 12 0 5 502 11 450 1 574 28 407 1 277 48 222 Tertiaire 10 0 2 707 3 207 77 15 752 744 22 497 Agriculture-pêche 1 0 2 571 89 0 1 083 17 3 761 Consommation finale énergétique 1 637 0 82 227 18 142 1 724 53 910 2 533 160 173 Consommation finale non énergétique 112 0 7 276 242 0 0 0 7 630 Consommation finale 1 749 0 89 503 18 384 1 724 53 910 2 533 167 803 Source : SDES 132 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan énergétique monétaire 2018 Données réelles En M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 220 483 17 359 6 617 1 960 44 385 1 086 72 110 Importations 1 919 24 464 24 584 12 122 172 800 0 64 060 Exportations - 19 - 61 - 13 121 - 1 413 - 121 - 3 644 0 - 18 378 Soutes maritimes internationales 0 0 - 896 0 0 0 0 - 896 Soutes aériennes internationales 0 0 - 3 332 0 0 0 0 - 3 332 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) - 18 181 216 - 495 0 0 0 - 117 Taxes 19 0 40 470 4 114 98 15 286 83 60 071 dont TVA 2 0 8 827 1 525 98 4 110 83 14 644 Subventions 0 0 0 - 56 0 - 6 889 0 - 6 945 Consommation d'autres formes d'énergie 0 413 25 815 0 0 2 463 1 350 30 041 Total des ressources 2 122 25 479 91 094 20 889 2 109 52 402 2 519 196 613 Production d'électricité 392 0 545 1 366 160 0 0 2 463 Production de chaleur 30 0 18 679 266 0 0 993 Production d'autres formes d'énergie 0 25 479 413 178 0 515 0 26 585 Branche énergie 422 25 479 977 2 223 426 515 0 30 041 Industrie 1 552 0 1 785 3 939 83 7 690 511 15 559 Transports 0 0 69 381 86 0 521 0 69 987 Résidentiel 13 0 5 722 10 869 1 528 27 467 1 254 46 853 Tertiaire 11 0 2 679 3 309 72 15 157 743 21 971 Agriculture-pêche 1 0 2 604 89 0 1 053 11 3 759 Consommation finale énergétique 1 576 0 82 172 18 292 1 683 51 887 2 519 158 129 Consommation finale non énergétique 124 0 7 945 374 0 0 0 8 443 Consommation finale 1 700 0 90 117 18 665 1 683 51 887 2 519 166 572 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 133 annexes Bilan énergétique monétaire 2017 Données réelles En M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 228 461 16 588 7 086 2 057 41 154 1 282 68 857 Importations 2 070 21 060 20 244 9 744 140 1 201 0 54 459 Exportations - 8 - 88 - 11 545 - 1 218 - 109 - 2 508 0 - 15 477 Soutes maritimes internationales 0 0 - 676 0 0 0 0 - 676 Soutes aériennes internationales 0 0 - 2 585 0 0 0 0 - 2 585 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) - 104 - 120 - 14 175 0 0 0 - 63 Taxes 19 0 37 650 3 515 100 15 277 80 56 640 dont TVA 2 0 7 958 1 546 100 4 033 80 13 717 Subventions 0 0 0 - 121 0 - 6 525 0 - 6 646 Consommation d'autres formes d'énergie 0 373 21 973 0 0 2 713 1 021 26 080 Total des ressources 2 205 21 686 81 636 19 180 2 188 51 312 2 382 180 590 Production d'électricité 613 0 625 1 347 129 0 0 2 713 Production de chaleur 46 0 30 425 252 0 0 752 Production d'autres formes d'énergie 0 21 686 373 137 0 418 0 22 615 Branche énergie 659 21 686 1 027 1 909 381 418 0 26 080 Industrie 1 435 0 1 442 3 493 73 7 458 527 14 428 Transports 0 0 62 047 59 0 470 0 62 576 Résidentiel 11 0 5 354 10 370 1 663 26 770 1 154 45 322 Tertiaire 11 0 2 397 2 978 72 15 174 695 21 326 Agriculture-pêche 1 0 2 198 77 0 1 022 7 3 304 Consommation finale énergétique 1 457 0 73 438 16 976 1 807 50 894 2 382 146 955 Consommation finale non énergétique 89 0 7 171 295 0 0 0 7 554 Consommation finale 1 546 0 80 609 17 271 1 807 50 894 2 382 154 510 Source : SDES 134 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan énergétique monétaire 2016 Données réelles En M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 498 399 15 434 8 557 2 043 41 183 1 215 69 329 Importations 1 170 16 661 16 829 8409 135 922 0 44 127 Exportations - 29 - 59 - 9 735 - 677 - 101 - 1 995 0 - 12 596 Soutes maritimes internationales 0 0 - 514 0 0 0 0 - 514 Soutes aériennes internationales 0 0 - 2 098 0 0 0 0 - 2 098 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) 48 276 - 72 76 0 0 0 328 Taxes 16 0 35 155 3 088 93 15 380 80 53 813 dont TVA 2 0 7 219 1 551 93 4 044 80 12 989 Subventions 0 0 0 - 124 0 - 6 340 0 - 6 463 Consommation d'autres formes d'énergie 0 363 17 957 0 0 2 181 992 21 493 Total des ressources 1 702 17 641 72 956 19 329 2 170 51 332 2 287 167 418 Production d'électricité 392 0 489 1 168 133 0 0 2 181 Production de chaleur 39 0 21 430 241 0 0 732 Production d'autres formes d'énergie 0 17 641 363 140 0 436 0 18 580 Branche énergie 431 17 641 873 1 738 374 436 0 21 493 Industrie 1 171 0 1 278 3 743 78 7 691 494 14 455 Transports 0 0 56 047 63 0 490 0 56 600 Résidentiel 9 0 4 792 10 484 1 649 26 869 1 135 44 937 Tertiaire 8 0 2 009 2 919 70 14 849 651 20 506 Agriculture-pêche 0 0 1 970 80 0 998 7 3 055 Consommation finale énergétique 1 189 0 66 096 17 290 1 796 50 896 2 287 139 554 Consommation finale non énergétique 82 0 5 988 301 0 0 0 6 371 Consommation finale 1 271 0 72 084 17 591 1 796 50 896 2 287 145 925 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 135 annexes Bilan énergétique monétaire 2015 Données réelles En M€ Charbon Pétrole brut Produits pétroliers raffinés et biocarburants Gaz naturel Bois-énergie Électricité Chaleur commercialisée Total Production primaire et marges 449 533 15 962 6 849 1 927 44 335 951 71 006 Importations 1 314 21 126 20 460 11 545 112 450 0 55 006 Exportations - 18 - 165 - 11 178 - 1 406 - 107 - 2 787 0 - 15 661 Soutes maritimes internationales 0 0 - 632 0 0 0 0 - 632 Soutes aériennes internationales 0 0 - 2 633 0 0 0 0 - 2 633 Variations de stocks (+ = déstockage, - = stockage) - 10 15 - 50 148 0 0 0 103 Taxes 18 0 34 329 2 658 87 13 860 98 51 050 dont TVA 2 0 7 549 1 572 87 3 842 98 13 150 Subventions 0 0 0 - 97 0 - 6 192 0 - 6 289 Consommation d'autres formes d'énergie 0 334 22 212 0 0 1 970 1 058 25 574 Total des ressources 1 752 21 842 78 471 19 698 2 019 51 636 2 106 177 524 Production d'électricité 446 0 563 872 89 0 0 1 970 Production de chaleur 55 0 62 494 180 0 0 790 Production d'autres formes d'énergie 0 21 842 334 189 0 450 0 22 814 Branche énergie 501 21 842 958 1 555 268 450 0 25 574 Industrie 1 148 0 1 441 4 161 88 8 252 485 15 575 Transports 0 0 58 656 67 0 549 0 59 271 Résidentiel 9 0 5 475 10 450 1 594 25 539 1 047 44 114 Tertiaire 8 0 2 511 3 040 68 15 876 569 22 073 Agriculture-pêche 0 0 2 346 86 0 970 5 3 408 Consommation finale énergétique 1 166 0 70 429 17 804 1 750 51 186 2 106 144 442 Consommation finale non énergétique 85 0 7 085 339 0 0 0 7 509 Consommation finale 1 251 0 77 513 18 143 1 750 51 186 2 106 151 950 Source : SDES 136 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilans monétaires par énergie (données réelles) Bilan monétaire du charbon de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production d'énergie primaire 0 0 0 0 0 Importations 1 314 1 170 2 070 1 919 1 676 Exportations - 18 - 29 - 8 - 19 - 30 Variations de stocks - 10 48 - 104 - 18 - 9 Marges de cokéfaction 445 373 244 413 476 Autres marges et écart statistique 3 125 - 15 - 193 - 67 TVA 2 2 2 2 2 TICC et octroi de mer 16 14 18 17 18 Total ressources 1 752 1 702 2 205 2 122 2 065 Production d'électricité 446 392 613 392 289 Production de chaleur 55 39 46 30 28 Hauts-fourneaux 969 993 1 212 1 290 1 393 Industrie 180 178 223 261 221 Résidentiel 9 9 11 13 12 Tertiaire 8 8 11 11 10 Agriculture-pêche 0 0 1 1 1 Consommation finale énergétique 197 196 246 286 243 Consommation finale non énergétique 85 82 89 124 112 Total emplois 1 752 1 702 2 205 2 122 2 065 Source : SDES Bilan monétaire du pétrole brut de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production d'énergie primaire 533 399 461 483 552 Importations 21 126 16 661 21 060 24 464 21 289 Exportations - 165 - 59 - 88 - 61 - 127 Variations de stocks 15 276 - 120 181 73 Transferts et retours en raffinerie 334 363 373 413 551 Total approvisionnement des raffineries 21 842 17 641 21 686 25 479 22 339 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 137 annexes Bilan monétaire des produits pétroliers raffinés de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production nette des raffineries 26 043 21 052 25 827 28 702 25 346 Importations 19 834 15 918 19 041 23 293 24 113 Exportations - 10 763 - 9 400 - 11 123 - 12 458 - 10 653 Soutes maritimes internationales - 632 - 514 - 676 - 896 - 801 Soutes aériennes internationales - 2 633 - 2 098 - 2 585 - 3 332 - 3 406 Variations de stocks - 50 - 72 - 14 216 90 Transferts et retours en raffinerie - 334 - 363 - 373 - 413 - 551 Coût de l'approvisionnement en produits raffinés 31 466 24 522 30 099 35 111 34 139 Marges de transport et de commerce, écart statistique 9 859 10 249 10 624 12 153 12 655 Taxes 34 329 35 155 37 650 40 470 40 455 dont TICPE (+ TSC et octroi de mer pour les DOM) 26 682 27 897 29 654 31 607 31 604 dont TVA 7 549 7 219 7 958 8 827 8 815 dont TGAP et CPSSP 98 39 38 36 36 Dépense en produits raffinés 75 654 69 927 78 373 87 734 87 249 Production d'électricité 563 489 625 545 612 Production de chaleur 62 21 30 18 12 Consommation nette de la branche énergie 624 509 654 563 624 Industrie 1 441 1 249 1 397 1 725 1 660 Transports 56 171 53 491 59 330 66 662 67 069 Résidentiel 5 475 4 792 5 354 5 722 5 502 Tertiaire 2 511 1 999 2 375 2 654 2 681 Agriculture-pêche 2 346 1 898 2 091 2 463 2 436 Consommation finale énergétique 67 945 63 429 70 547 79 225 79 349 Consommation finale non énergétique 7 085 5 988 7 171 7 945 7 276 Consommation finale 75 029 69 417 77 718 87 171 86 625 Source : SDES Bilan monétaire des biocarburants de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production 2 273 2 090 2 111 2 319 2 119 Importations 626 911 1 202 1 291 1 351 Exportations - 415 - 334 - 422 - 663 - 592 Total approvisionnement en biocarburants 2 484 2 666 2 891 2 947 2 879 Industrie 0 29 45 60 58 Transports 2 484 2 556 2 717 2 720 2 660 dont transport routier (biodiesel et bioessence) 2 484 2 551 2 709 2 709 2 651 Résidentiel 0 0 0 0 0 Tertiaire 0 10 22 25 26 Agriculture-pêche 0 71 107 142 135 Consommation finale 2 484 2 666 2 891 2 947 2 879 Source : SDES 138 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Bilan monétaire du gaz naturel de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production de gaz naturel 6 4 3 2 3 Injections de biométhane 9 22 40 73 128 Importations 11 545 8 409 9 744 12 122 10 783 Exportations - 1406 - 677 - 1 218 - 1 413 - 2 136 Variations de stocks 148 76 175 - 495 - 379 Utilisation des infrastructures (hors pertes) 5 820 6 119 6 049 6 214 6 325 Marges de commerce et écart statistique 1 015 2 412 993 328 1 469 Taxes 2 658 3 088 3 515 4 114 4 434 Subventions - 97 - 124 - 121 - 56 - 111 Total ressources 19 698 19 329 19 180 20 889 20 514 Production d'électricité 872 1 168 1 347 1 366 1 354 Production de chaleur 494 430 425 679 663 Branche énergie hors transformation 189 140 137 178 113 Branche énergie 1 555 1 738 1 909 2 223 2 130 Industrie 4 161 3 743 3 493 3 939 3 325 Résidentiel 10 450 10 484 10 370 10 869 11 450 Tertiaire et transports 3 108 2 982 3 036 3 394 3 279 Agriculture-pêche 86 80 77 89 89 Consommation finale énergétique 17 804 17 290 16 976 18 292 18 142 Consommation finale non énergétique 339 301 295 374 242 Consommation finale 18 143 17 591 17 271 18 665 18 384 Source : SDES Bilan monétaire du bois-énergie de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production et marges 1 927 2 043 2 057 1 960 1 960 Importations 112 135 140 172 218 Exportations - 107 - 101 - 109 - 121 - 102 Taxes (TVA) 87 93 100 98 105 Subventions 0 0 0 0 0 Total ressources 2 019 2 170 2 188 2 109 2 181 Production d'électricité 89 133 129 160 160 Production de chaleur 180 241 252 266 297 Industrie 88 78 73 83 72 Transports 0 0 0 0 0 Résidentiel 1 594 1 649 1 663 1 528 1 574 Tertiaire 68 70 72 72 77 Agriculture-pêche 0 0 0 0 0 Consommation finale 1 750 1 796 1 807 1 683 1 724 Source : SDES Bilan énergétique de la France pour 2019 – 139 annexes Bilan monétaire de l’électricité de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production et marges 33 920 30 659 31 054 33 760 35 761 Importations 450 922 1 201 800 732 Exportations - 2 787 - 1 995 - 2 508 - 3 644 - 2 749 Utilisation du réseau (hors pertes) 12 386 12 706 12 814 13 088 13 063 Taxes 13 860 15 380 15 277 15 286 15 557 Subventions - 6 192 - 6 340 - 6 525 - 6 889 - 7 898 Total ressources 51 636 51 332 51 312 52 402 54 467 Branche énergie (hors électricité) 450 436 418 515 557 Industrie 8 252 7 691 7 458 7 690 8 134 Transports 549 490 470 521 534 Résidentiel 25 539 26 869 26 770 27 467 28 407 Tertiaire 15 876 14 849 15 174 15 157 15 752 Agriculture-pêche 970 998 1 022 1 053 1 083 Consommation finale 51 186 50 896 50 894 51 887 53 910 Source : SDES Bilan monétaire de la chaleur commercialisée de 2015 à 2019 Données réelles En M€ 2015 2016 2017 2018 2019 Production et marges 2 009 2 207 2 303 2 436 2 453 Taxes (TVA) 98 80 80 83 80 Total ressources 2 106 2 287 2 382 2 519 2 533 Industrie 485 494 527 511 494 Transports 0 0 0 0 0 Résidentiel 1 047 1 135 1 154 1 254 1 277 Tertiaire 569 651 695 743 744 Agriculture-pêche 5 7 7 11 17 Consommation finale 2 106 2 287 2 382 2 519 2 533 Source : SDES 140 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes Annexes méthodologiques ANNEXE 1 : PRINCIPES MÉTHODOLOGIQUES ET SOURCES Le bilan de l’énergie comprend un bilan physique et un bilan monétaire, établis de manière cohérente entre eux. Bilan physique Le bilan physique retrace un équilibre comptable entre les approvisionnements d’une part et les emplois de l’énergie d’autre part. Les approvisionnements sont : • la production primaire ; • les importations, nettes des exportations ; • les variations de stocks (positives pour un déstockage ou négatives pour un stockage) ; • les soutes maritimes et aériennes internationales, qui apparaissent avec un signe négatif, n’étant pas considérées comme une consommation d’énergie primaire de la France. Le total des approvisionnements correspond à la consommation primaire. À l’écart statistique près, il est égal à la somme des emplois, qui comprennent : • les pertes de transformation d’énergie ; • les pertes de transport, distribution et stockage d’énergie ; • la consommation propre d’énergie de la branche énergie (hors l’énergie qu’elle transforme) ; • la consommation finale à usage énergétique ; • la consommation finale à usage non énergétique. La méthodologie du bilan obéit aux recommandations du manuel sur les statistiques de l’énergie coédité par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et Eurostat (dont la dernière édition date de 2005). Sa présentation est alignée sur celle de l’AIE. À noter toutefois que certaines consommations finales, notamment celles à usage militaire, sont considérées ici comme relevant du secteur tertiaire alors qu’elles devraient être « non affectées » suivant les recommandations internationales. La dernière modification, datant de 2017, du règlement européen sur les statistiques énergétiques a notamment étendu aux cinq DOM le périmètre géographique sur lequel portent les données relatives à la France, auparavant restreint à la France métropolitaine. En cohérence avec les données désormais publiées par l’AIE et Eurostat, le bilan national couvre donc maintenant aussi les DOM. Des bilans portant sur la France entière ont ainsi été réalisés à partir de l’année 2011. Les données relatives aux années antérieures restent limitées à la France métropolitaine. Du fait de sa prise en compte récente dans le bilan et de l’amélioration progressive de son observation, la série de production de chaleur commercialisée comporte deux ruptures significatives, affectant aussi les séries de consommation de combustibles à des fins de production d’électricité ou de chaleur : • avant 2000, seule la production de chaleur des unités d’incinération d’ordures ménagères (UIOM) est comptabilisée ; • entre 2000 et 2006, la production de chaleur comprend, outre celle issue des UIOM, toute la chaleur cogénérée (commercialisée ou non) ; • à partir de 2007, la production de chaleur comprend la chaleur injectée dans les réseaux de chaleur afin d’être commercialisée ainsi que la chaleur cogénérée vendue hors réseaux. Le système d’observation actuel ne permet pas d’intégrer la chaleur non cogénérée vendue hors réseaux. Le bilan global, celui des énergies renouvelables et des déchets, celui du pétrole et celui du charbon sont exprimés dans l’unité commune, la tonne équivalent pétrole (tep), tandis que les bilans des autres énergies sont exprimés dans leurs unités propres (gigawattheure PCS pour le gaz, gigawattheure pour l’électricité et la chaleur). L’élaboration du bilan physique de l’énergie repose principalement sur l’exploitation de données recueillies par le SDES. Celles-ci sont recueillies d’une part dans le cadre d’enquêtes statistiques, au sens de la loi de 1951 relative à la statistique publique : • enquête sur les produits du charbon dans l’industrie sidérurgique ; • enquête annuelle sur la production d’électricité ; • enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid, dont la maîtrise d’oeuvre est assurée par le Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine ; • enquête sur la consommation d’énergie dans la construction en 2015. Les données sont recueillies d’autre part dans le cadre de collectes prévues par des textes réglementaires. En particulier, les statistiques de consommation de gaz, d’électricité et de produits pétroliers sont construites principalement à partir des données locales annuelles de consommation d’énergie, collectées en application de l’article 179 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte (par l’intermédiaire du Comité professionnel du pétrole en ce qui concerne les produits pétroliers). Sont en outre exploitées des données annuelles sur la pétrochimie ainsi que des données mensuelles recueillies auprès de divers acteurs de l’énergie (raffineurs, importateurs, réseaux de transport et de distribution, etc.). Bilan énergétique de la France pour 2019 – 141 annexes Ces sources internes au SDES sont complétées par des sources externes. Plusieurs, parmi les plus significatives, sont issues du service statistique public, notamment l’enquête annuelle sur la consommation d’énergie dans l’industrie (EACEI) de l’Insee, l’enquête Logement de l’Insee (pour la consommation de bois des ménages), les statistiques de commerce extérieur du service statistique de la direction générale des douanes et des droits indirects et le réseau d’information comptable agricole du service statistique du ministère de l’Agriculture. D’autres proviennent d’organismes extérieurs à la statistique publique, comprenant notamment l’Ademe (pour les déchets), Observ’er (pour certaines énergies renouvelables thermiques), la CRE (pour le photovoltaïque), la DGEC (pour les biocarburants), FranceAgriMer (pour la production de bioéthanol), le Citepa (pour la consommation non énergétique de gaz) et des observatoires de l’énergie ultramarins. Le partage de la consommation de produits pétroliers entre résidentiel et tertiaire est réalisé à partir de données du Ceren, organisme auquel est déléguée la production de certaines statistiques publiques de consommation d’énergie. Bilan monétaire Le bilan monétaire décrit les flux en euros associés aux flux énergétiques présentés dans le bilan physique. Il prend la forme, comme ce dernier, d’un équilibre ressources-emplois. Les ressources monétaires comprennent : • la production et les marges de transport, distribution et commercialisation ; • les importations, nettes des exportations ; • les variations de stocks ; • les taxes, nettes des subventions. À l’écart statistique près, ces ressources sont égales à la somme des emplois, i.e. des consommations des différents secteurs (à usage énergétique ou non). Le bilan monétaire est établi à partir de l’année 2011 et couvre l’ensemble des principales formes d’énergie faisant l’objet d’échanges marchands (charbon, pétrole, gaz, électricité, chaleur, biocarburants, biométhane, bois). Son champ inclut en particulier l’autoconsommation d’électricité, valorisée au prix moyen d’achat dans le secteur considéré, ainsi que les achats informels de bois mais exclut en revanche l’autoconsommation de bois. Les investissements des consommateurs finaux visant à transformer l’énergie pour leur usage propre (par exemple, chaudières individuelles, pompes à chaleur, chauffe-eau solaires, etc.) sont hors champ. La dépense nationale associée à une forme d’énergie correspond à la somme de la valeur de la consommation de cette forme d’énergie à usage final et à usage de production d’autres formes d’énergie. La dépense nationale d’énergie correspond à la somme des valeurs des consommations à usage final seulement des différentes formes d’énergie. Elle est inférieure par construction à la somme des dépenses nationales des différentes formes d’énergie, afin d’éviter des doubles comptes liés aux échanges internes de la branche énergie. Par exemple, le gaz consommé pour produire de l’électricité est comptabilisé dans la dépense nationale de gaz, mais est exclu du calcul de la dépense nationale d’énergie : en effet, in fine, le coût correspondant est supporté par les consommateurs d’électricité ; il est donc déjà implicitement pris en compte dans la dépense nationale d’électricité. Par exception au principe de cohérence entre les bilans physique et monétaire, la dépense des hauts-fourneaux en énergie (nette de la rémunération qu’ils tirent de la revente de gaz de hauts-fourneaux) est considérée dans le bilan monétaire comme une dépense finale, alors que, conformément aux recommandations internationales, la consommation correspondante est considérée comme une consommation de la branche énergie dans le bilan physique. Du côté des ressources et pour chaque forme d’énergie, le solde entre, d’une part, la dépense totale et, d’autre part, la somme des taxes (nettes des subventions), du solde importateur et des variations de stocks représente la valeur de la production primaire et de marges diverses (de transformation, de transport, de distribution ou de commercialisation suivant les cas). Suivant les sources disponibles par énergie, une désagrégation plus ou moins fine de ces différents éléments est disponible. Concernant les carburants contenant une part bio et une part non-bio (issue de produits pétroliers), il est fait le choix, par convention, d’affecter la totalité des taxes et des marges de distribution aux carburants pétroliers. Par ailleurs, la dépense de gaz pour le transport n’est pas estimée faute d’observer son prix ; elle est agrégée avec celle du secteur tertiaire. L’élaboration du bilan monétaire s’appuie notamment sur les sources suivantes, outre celles mobilisées pour établir le bilan physique : • l’enquête semestrielle sur la transparence des prix du gaz et de l’électricité du SDES ; • l’enquête sectorielle annuelle de l’Insee sur le champ du transport ; • diverses informations issues de documents budgétaires de RTE, d’Enedis, de GRTgaz, de Teréga, de Storengy et de la Commission de régulation de l’énergie ; • les prix de marché de gros du gaz observés aux PEG ; • l’enquête mensuelle sur les prix des produits pétroliers de l’Insee ; • la base sur les prix de vente de produits pétroliers de la DGEC ; • l’enquête trimestrielle réalisée par le CEEB sur les prix du bois-énergie ; • l’enquête annuelle sur les prix des combustibles bois réalisée par CODA Stratégies pour le compte de l’Ademe. 142 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes ANNEXE 2 : DÉFINITIONS Chaleur : transfert thermique, au sens physique du terme. Les flux de chaleur considérés dans le présent bilan sont toutefois restreints aux quantités de chaleur vendues (lorsqu’un acteur met en œuvre une combustion pour en utiliser lui-même la chaleur, les flux correspondants sont reportés dans le bilan du combustible brûlé, pas dans celui de la chaleur). La chaleur primaire, d’origine géothermique, aérothermique ou solaire, s’oppose à la chaleur secondaire obtenue en brûlant des combustibles tels que le charbon, le gaz naturel, le pétrole, la biomasse et les déchets. Charbon : sous sa forme primaire, combustible fossile qui revêt généralement l’aspect physique d’un roc brun ou noir et qui est constitué de matière végétale carbonisée. On distingue le lignite, le charbon sous-bitumineux et la houille, classés par pouvoir calorifique croissant. La houille pouvant être transformée en coke est dénommée « charbon à coke », par opposition au « charbon-vapeur » utilisé pour produire de la chaleur sous forme de vapeur (elle-même pouvant être éventuellement transformée en électricité). Dans le présent bilan, le terme de charbon couvre aussi les produits secondaires, tels que les agglomérés, les briquettes, le coke de cokerie, le goudron de houille, mais aussi les gaz sidérurgiques (gaz de cokerie, de haut-fourneau et de convertisseur à l’oxygène). Combustible : toute substance pouvant être brûlée pour produire de la chaleur, par réaction du carbone et de l’hydrogène contenus dans la substance combustible avec l’oxygène. Consommation finale énergétique : consommation d’énergie à toutes fins autres que la transformation, le transport, la distribution et le stockage d’énergie et hors utilisation comme matière première ou pour certaines propriétés physiques (voir consommation finale non énergétique). Consommation finale non énergétique : consommation de combustibles à d’autres fins que la production de chaleur, soit comme matières premières (par exemple pour la fabrication de plastique), soit en vue d’exploiter certaines de leurs propriétés physiques (comme, par exemple, les lubrifiants, le bitume ou les solvants). Déchets : combustibles composés de matériaux divers issus des déchets urbains (dont la moitié est supposée renouvelable) et industriels (considérés en totalité comme non renouvelables). Électricité : vecteur d’énergie ayant de multiples usages. L’électricité peut être produite à partir de diverses sources primaires (nucléaire, combustibles fossiles ou renouvelables, géothermie, hydraulique, énergie éolienne, photovoltaïque, etc.). La production brute d’électricité est mesurée aux bornes des groupes des centrales et comprend, par conséquent, la consommation des services auxiliaires et les pertes dans les transformateurs des centrales, par opposition à la production nette d’électricité, mesurée à la sortie des centrales. Énergie primaire : énergie non transformée, i.e. tirée de la nature (soleil, fleuves ou vent) ou contenue dans les produits énergétiques tirés de la nature (comme les combustibles fossiles ou le bois). Par convention, l’énergie primaire d’origine hydraulique, éolienne, marémotrice et solaire photovoltaïque est comptabilisée à hauteur de la production d’électricité correspondante. La consommation d’énergie primaire est la somme de la consommation finale, des pertes et de la consommation des producteurs et des transformateurs d’énergie. Énergie renouvelable : énergie dérivée de processus naturels en perpétuel renouvellement, notamment l’énergie générée par le soleil, le vent, la chaleur terrestre, l’eau des fleuves, des lacs, des mers et des océans, la biomasse solide (bois et déchets d’origine biologique), le biogaz et les biocarburants liquides. Énergie secondaire : énergie obtenue par la transformation d’une énergie primaire ou d’une autre énergie secondaire (production d’électricité à partir de gaz, de coke à partir de charbon à coke, de produits pétroliers à partir de pétrole brut, etc.). Gaz naturel : il est extrait de réserves naturelles souterraines et se compose principalement de méthane (CH4). Nucléaire : énergie dégagée, sous forme de chaleur, par la fission de noyaux d’uranium dans des réacteurs. Cette énergie, considérée comme primaire, est transformée secondairement en électricité (avec un rendement supposé de 33 %). Pétrole : mélange complexe d’hydrocarbures liquides, des éléments chimiques contenant de l’hydrogène et du carbone, qui se forme naturellement dans des nappes souterraines présentes dans les roches sédimentaires. Au sens large, il inclut les produits tant primaires (pétrole brut) que secondaires (raffinés). Pouvoir calorifique : quantité de chaleur dégagée par la combustion complète d’une unité de combustible. On oppose le pouvoir calorifique supérieur (PCS), qui désigne le dégagement maximal théorique de chaleur lors de la combustion, y compris la chaleur de condensation de la vapeur d’eau produite, au pouvoir calorifique inférieur (PCI), qui exclut cette chaleur de condensation. Soutes maritimes ou aériennes internationales : quantités de pétrole utilisées comme combustibles par les navires ou les avions à des fins de transport international. Taux d’indépendance énergétique : rapport entre la production et la consommation d’énergie primaire. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 143 annexes ANNEXE 3 : ÉQUIVALENCES ÉNERGÉTIQUES Les équivalences énergétiques utilisées sont celles que recommandent les organisations internationales (Agence internationale de l’énergie, Eurostat). Le tableau ci-après précise les coefficients d’équivalence entre unités propres, gigajoules (GJ) et tonnes équivalent pétrole (tep). Ces coefficients sont systématiquement utilisés dans les publications officielles françaises. Le cœfficient de conversion pour le gaz repose sur une hypothèse d’écart de 10 % entre PCS et PCI. Pour les autres combustibles, les écarts entre PCS et PCI sont de l’ordre de : • 9 % pour le gaz de pétrole liquéfié ; • 7-8 % pour les autres produits pétroliers ; • 2-5 % pour les combustibles solides. Énergie Unité propre gigajoules (GJ) (PCI) tep (PCI) Charbon Charbon-vapeur 1 t 26 0,619 Charbon à coke 1 t 29,5 0,705 Coke de cokerie 1 t 28 0,667 Agglomérés et briquettes de lignite 1 t 32 0,762 Lignite et produits de récupération 1 t 17 0,405 Anthracite 1 t 32,3 0,772 Goudron de houille 1 t 38 0,905 Pétrole brut et produits pétroliers Produits primaires et autres produits à distiller Pétrole brut 1 t 42,78 1,0218 Liquides de gaz naturels 1 t 42 1,0032 Produits d’alimentation des raffineries 1 t 41,86 0,9997 Additifs oxygénés 1 t 25,12 1,0693 Produits raffinés Gazole, fioul domestique 1 t 42,6 1,0175 Gaz de pétrole liquéfié (GPL) 1 t 46 1,0987 Essence moteur 1 t 44 1,0509 Kérosène 1 t 43 1,027 Fioul lourd 1 t 40 0,9554 Coke de pétrole 1 t 32 0,7643 Naphta 1 t 44 1,0509 Lubrifiants 1 t 42 1,0032 White spirit 1 t 43,6 1,0414 Bitumes 1 t 39 0,9315 Électricité 1 MWh 3,6 0,086 Bois à usage résidentiel 1 stère 6,17 0,147 Bois à usage professionnel 1 tonne 10,76 0,257 Gaz naturel et industriel 1 MWh PCS 3,24 0,077 144 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes ANNEXE 4 : MÉTHODE DE CORRECTION DES VARIATIONS CLIMATIQUES La consommation d’énergie, dont une part importante est dédiée au chauffage, est sensible aux températures extérieures. Afin de permettre des comparaisons dans le temps à climat constant, des statistiques de consommation corrigée des variations climatiques (CVC) sont présentées dans le présent bilan. L’indicateur de climat usuellement utilisé pour corriger des besoins de chauffage est le nombre de degrés-jours unifiés (DJU). Il est fondé sur la comparaison, pour chaque jour de l’année, de la température observée avec un seuil, fixé à 17 °C. La température prise en compte est la moyenne des extrema des températures sur une journée : T = (Tmin + Tmax) / 2 Le nombre de degrés-jours de cette journée est égal à 17 - T si T < 17 °C, à 0 sinon. La somme des degrés-jours de tous les jours de la saison de chauffe, période de l’année qui va de janvier à mai et d’octobre à décembre inclus, donne ensuite le nombre annuel de DJU. En pratique, ce calcul est réalisé pour 22 stations météorologiques, soit une pour chacune des anciennes régions métropolitaines. Les résultats de chaque station sont pondérés par la population de la région au recensement de 1999. La consommation CVC est par définition celle qui aurait été constatée si le nombre de degrés-jours avait été égal à la moyenne de ceux observés sur une période de référence donnée. Cette moyenne (notée DJU0 dans la suite) s’établit à 1 966 degrés-jours sur la période de référence, couvrant les années 1986 à 2015. La série des DJU est présentée dans la partie 4 du bilan. Pour chaque secteur et chaque forme d’énergie, l’écart entre la consommation CVC et la consommation réelle (Créelle) est supposé dépendre linéairement du nombre de degrés-jours, à travers un coefficient de thermosensibilité b : CCVC = Créelle – b.(DJU – DJU0) La détermination du jeu de coefficients b sur la période 1990-2017 repose sur la combinaison d’estimations économétriques sur données mensuelles et annuelles. Plus précisément, les coefficients relatifs aux consommations totales d’électricité, de gaz, de produits pétroliers, aux consommations des centrales électriques en gaz et charbon, à la consommation des centrales calogènes en gaz et aux pertes électriques sont estimés sur séries temporelles mensuelles sur des périodes de cinq ans glissantes (le coefficient de l’année n étant ainsi obtenu par estimation sur la période de l’année n-2 à n+2 incluses) et supposés constants entre 2017 et 2019. Les régressions incluent comme variables de contrôle, lorsqu’elles s’avèrent pertinentes, les nombres de jours totaux et ouvrés, des indicatrices mensuelles, une tendance, les prix des énergies concernées, l’indice de production industrielle et, pour celles relatives à l’électricité, le coefficient de disponibilité nucléaire. Les séries de coefficients ainsi obtenus sont lissées à l’aide du filtre HodrickPrescott. La sensibilité au nombre de degrés-jours des consommations d’électricité, de gaz et de produits pétroliers est ensuite ventilée par secteur (industrie, résidentiel, tertiaire) à partir d’estimations sur données annuelles sur la période 1990-2017. La thermosensibilité de la consommation de gaz du résidentiel et du tertiaire est toutefois, par exception, ventilée entre ces deux secteurs au prorata de leurs consommations respectives, faute d’estimations séparées satisfaisantes. La thermosensibilité des pertes sur le réseau de gaz est supposée proportionnelle à celle de la consommation totale de gaz. La thermosensibilité de la consommation de chaleur (commercialisée) est estimée à partir d’une estimation sur données annuelles ; elle est supposée constante depuis 2000 et nulle avant (la consommation de chaleur figurant dans les statistiques du bilan étant très faible avant 2000) et est ventilée depuis 2011 entre résidentiel et tertiaire au prorata de leurs consommations respectives. La thermosensibilité des pertes de distribution sur les réseaux de chaleur est supposée proportionnelle aux quantités livrées. La thermosensibilité de la consommation d’énergies renouvelables et de déchets des centrales calogènes est supposée proportionnelle au niveau corrigé des variations climatiques de cette consommation depuis 2005 (première année d’observation) et calée en moyenne sur la période 2005-2017 sur le résultat d’une estimation économétrique. Il est en outre supposé que 70 % de la consommation finale de biomasse solide et de celle tirée des pompes à chaleur est proportionnelle au nombre de degrésjours, ce qui correspond à la méthode mise en oeuvre dans les éditions précédentes du bilan. Le coefficient relatif à la consommation primaire totale s’obtient enfin en additionnant ceux relatifs aux consommations totales de gaz, pétrole, charbon, énergies renouvelables, déchets et électricité et en retranchant ceux relatifs aux consommations de gaz et charbon pour produire de l’électricité multipliés par les rendements moyens correspondants de ces productions (il n’est pas identifié de thermosensibilité statistiquement significative de la production nucléaire). Le tableau suivant comprend l’ensemble des coefficients de thermosensibilité utilisés (ils sont supposés nuls pour les couples de secteurs et de formes d’énergie ne figurant pas dans le tableau). Bilan énergétique de la France pour 2019 – 145 annexes Coefficients de thermosensibilité estimés pour le chauffage En ktep/DJU 1990 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Charbon Résidentiel 0,6 0,6 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Transformation 3,4 3,4 3,4 3,3 3,0 2,9 2,7 2,7 2,7 2,6 2,4 2,2 1,9 1,7 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,4 1,5 1,8 1,9 1,8 1,7 1,4 1,1 0,8 0,8 0,8 Produits pétroliers Industrie 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5 0,4 0,3 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 Résidentiel 2,8 2,8 2,9 3,0 3,0 3,1 3,2 3,1 3,0 2,7 2,4 2,2 2,0 1,9 1,9 1,9 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,4 1,3 1,1 1,1 1,1 Tertiaire 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,1 1,0 1,0 0,9 0,8 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,7 0,7 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 Gaz Industrie 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 Résidentiel 2,2 2,2 2,3 2,3 2,5 2,5 2,6 2,7 2,6 2,7 3,9 4,1 4,4 4,4 4,6 4,7 4,9 4,7 4,9 4,7 4,5 4,6 4,6 4,6 4,4 4,4 4,5 4,3 4,2 4,2 Tertiaire 2,1 2,0 2,0 2,2 2,2 2,4 2,5 2,4 2,5 2,5 1,4 1,5 1,4 1,7 1,7 1,8 1,7 1,9 1,7 2,0 2,2 1,9 2,0 2,0 2,3 2,2 2,1 2,2 2,2 2,3 Transformation 0,9 0,9 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,4 1,4 1,4 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 Pertes sur le réseau 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 EnR et déchets Résidentiel 3,0 3,1 3,2 3,1 2,9 2,9 2,8 2,7 2,6 2,6 2,5 2,5 2,5 2,4 2,4 2,3 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 2,9 3,0 3,1 3,1 3,1 3,2 3,3 3,4 Tertiaire 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Transformation 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 Électricité Industrie 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 Résidentiel 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,5 1,4 1,4 1,5 1,6 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,5 2,6 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 Tertiaire 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Pertes sur le réseau 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Chaleur Résidentiel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Tertiaire 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Non affecté 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pertes 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 Toutes énergies Consommation finale 14,9 15,0 15,2 15,4 15,5 15,6 15,7 15,4 15,0 14,5 14,7 14,6 14,8 15,0 15,4 15,7 15,9 16,2 16,5 16,9 17,2 17,4 17,6 17,6 17,5 17,2 16,9 16,6 16,7 16,8 Consommation primaire 17,5 17,6 17,7 17,9 18,1 18,3 18,3 18,2 17,8 17,3 16,9 16,6 16,6 16,8 17,1 17,4 17,7 18,0 18,3 18,9 19,3 19,7 19,9 20,0 19,8 19,3 18,7 18,2 18,3 18,4 Toutes énergies confondues, un écart de 10 % par rapport au nombre de degrés-jours de référence (soit de 197 degrésjours) entraînerait une variation de la consommation annuelle finale (resp. primaire) de 3,3 Mtep (resp. 3,6 Mtep) en 2019. En outre, la thermosensibilité de la consommation d’électricité du secteur tertiaire pour la climatisation est prise en compte à partir de l’année d’observation 2011. La méthode est analogue à celle employée pour les besoins de chauffage, en définissant des degrés-jours unifiés de climatisation (DJUc) à partir d’une température de référence de 21 °C. L’estimation est réalisée sur données mensuelles sur la période 2009- 2018 et il est fait l’hypothèse simplificatrice que la totalité de la sensibilité de la consommation d’électricité au nombre de degrés-jours de climatisation est imputable au secteur tertiaire. Coefficients de thermosensibilité estimés pour la climatisation En ktep/DJUc 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Électricité Tertiaire 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Un écart de 10 % par rapport au nombre de degrés-jours de climatisation de référence (soit de 22 degrés-jours) entraînerait une variation de la consommation annuelle d’électricité du secteur tertiaire de 0,25 TWh (soit 22 ktep) en 2019. 146 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes ANNEXE 5 : PRINCIPALES RÉVISIONS PAR RAPPORT À LA PRÉCÉDENTE ÉDITION L’objectif d’amélioration continue des méthodes employées ainsi que la disponibilité de nouvelles sources se substituant à d’anciennes peut se traduire par des révisions dans les bilans des années antérieures. Les principales modifications apportées cette année sont recensées ci-après. Produits pétroliers Le rebasement du bilan de la circulation des Comptes des transports a entraîné la révision de certaines séries de consommation du transport routier, notamment celle de gazole par le transport de marchandises, sur la période 2011-2018. Une nouvelle méthode a par ailleurs été mise en place pour répartir les soutes maritimes entre domestique et international, entraînant une révision sur la même période. La ventilation sectorielle de la consommation de produits pétroliers dans les départements d’outre-mer en 2018 a été affinée. La révision du secteur d’activité d’un gros consommateur de gaz de raffinerie a conduit à un transfert, en 2018, de la consommation du secteur de la transformation vers celui de la chimie. Enfin, comme chaque année, les données de consommation 2018 de produits pétroliers dans l’agriculture ont été améliorées à la suite de la mise à disposition des données du Rica. Gaz naturel Les statistiques de consommation de gaz ont été révisées. Elles sont construites principalement, pour les années 2018 et 2019, à partir des données locales de consommation d’énergie mises à disposition dans le cadre de l’article 179 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte (après, le cas échéant, certains retraitements d’allocation sectorielle). L’enquête annuelle sur les statistiques gazières (EASG) a été arrêtée en raison de la disponibilité de cette nouvelle source. Les prix du gaz par secteur, issus jusqu’à l’édition précédente de l’EASG et de l’EACEI, sont désormais estimés à partir de l’enquête « Transparence des prix » en tenant compte de la distribution des consommateurs de chaque secteur par tranche de consommation. Les statistiques de consommation physique et monétaire ont été rétropolées jusqu’à l’année 2011 incluse. Le bilan physique du gaz fait désormais apparaître un écart statistique, alors qu’il était nul par construction dans les précédentes éditions, le total des emplois étant calé sur le total des ressources. En outre, à partir de 2018, le bilan du gaz naturel a été élargi pour inclure le GNL porté, c’est-à-dire directement acheminé par camion-citerne à des industriels ou des stationsservice, sans être injecté dans les réseaux de gaz. Charbon La méthode de comptabilisation des quantités consommées par les centrales électriques (et de cogénération) fonctionnant à partir de bagasse et de charbon a été améliorée, et les chiffres correspondants ont été révisés sur la période 2011- 2018. Énergies renouvelables et déchets Les biocarburants incorporés au gazole non routier ont été répartis dans les secteurs consommateurs correspondants, alors qu’ils étaient auparavant comptabilisés dans les transports. Les chiffres d’importation de biodiesel ont été améliorés, entraînant un impact sur la production correspondante. Les modifications ont été apportées sur la période 2011-2018. L’estimation de la consommation de déchets par le secteur de la transformation a été revue, afin de mieux articuler les résultats de l’enquête annuelle sur la production d’électricité (EAPE), ceux de l’enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid (EARCF) et ceux de l’enquête sur les installations de traitement des ordures ménagères (Itom) de l’Ademe. Il en résulte une révision des statistiques correspondantes à compter de l’année 2011. Des révisions effectuées dans l’enquête annuelle sur la consommation d’énergie dans l’industrie (EACEI) ont conduit à corriger certains chiffres de consommation finale d’énergie renouvelable thermique dans l’industrie, entre 2014 et 2018. Électricité Les statistiques de consommation d’électricité ont été révisées. Elles sont construites principalement, pour les années 2018 et 2019, à partir des données locales de consommation d’énergie mises à disposition dans le cadre de l’article 179 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte. L’enquête annuelle sur le transport et la distribution d’électricité (EATDE) a été arrêtée en raison de la disponibilité de cette nouvelle source. Les prix de l’électricité par secteur, qui exploitaient jusqu’à la précédente édition l’EACEI ainsi que l’enquête sur les consommations d’énergie du tertiaire pour l’année 2011, sont désormais estimés à partir de l’enquête « Transparence des prix » en tenant compte de la distribution des consommateurs de chaque secteur par tranche de consommation. Par ailleurs, l’autoconsommation photovoltaïque a été prise en compte pour les années 2018 et 2019 et l’identification des secteurs autoconsommant de l’électricité issue d’autres filières a été améliorée. Les statistiques de consommation physique et monétaire ont été rétropolées jusqu’à l’année 2011 incluse. Bilan énergétique de la France pour 2019 – 147 annexes Sigles et abréviations Ademe Agence de la transition écologique AIE Agence internationale de l’énergie AIEA Agence internationale de l'énergie atomique APU administrations publiques ARA Anvers, Rotterdam, Amsterdam Arenh accès régulé à l’électricité nucléaire historique ATRT accès des tiers au réseau de transport ATRD accès des tiers au réseau de distribution ATTM accès des tiers aux terminaux méthaniers CAF coût, assurance, fret CCCG centrales à cycle combiné au gaz CCG cycle combiné au gaz CEEB Centre d’études de l’économie du bois Ceren Centre d’études et de recherches économiques sur l’énergie CFBP Comité français du butane et du propane Citepa Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique CPDP Comité professionnel du pétrole CPSSP taxe affectée au stockage des produits pétroliers CRE Commission de régulation de l’énergie CSPE contribution au service public de l’électricité CTA contribution tarifaire d’acheminement CVC corrigé des variations climatiques DOM Département d’outre-mer DGDDI Direction générale des douanes et des droits indirects DGEC Direction générale de l’énergie et du climat DJU degrés-jours unifiés EACEI enquête annuelle sur les consommations d’énergie dans l’industrie EARCF enquête annuelle sur les réseaux de chaleur et de froid EDF Électricité de France ELD entreprises locales de distribution EnR énergie renouvelable ETBE éther éthyle tertiobutyle FAB franco à bord FFA Fédération française de l’acier FOD fioul domestique GNL gaz naturel liquéfié GNV gaz naturel pour véhicules GPL gaz de pétrole liquéfié GRTgaz Gestionnaire de réseau de transport du gaz HVHTE huiles végétales hydro-traitées essence HVHTG huiles végétales hydro-traitées gazole 148 – Bilan énergétique de la France pour 2019 annexes ICE Intercontinental Exchange Insee Institut national de la statistique et des études économiques ISBLSM institution sans but lucratif au service des ménages Mt million de tonnes Mtep million de tonnes équivalent pétrole NAF nomenclature d’activités française NBP National Balancing Point n.d. non disponible OA obligation d’achat OCDE Organisation de coopération et de développement économiques Opep Organisation des pays exportateurs de pétrole OREC Observatoire régional de l’énergie et du climat de la Guadeloupe PAC pompes à chaleur PEG point d’échange de gaz PCI pouvoir calorifique inférieur PCS pouvoir calorifique supérieur PIB produit intérieur brut PIR point d’interconnexion du réseau Rica Réseau d’information comptable agricole RTE Réseau de transport d’électricité SARA Société anonyme de la raffinerie des Antilles SEI systèmes énergétiques insulaires Sifim services d’intermédiation financière indirectement mesurés SNCU Syndicat national de chauffage urbain et de la climatisation urbaine SNET Société nationale d’électricité et de thermique SP95-E10 sans plomb 95 - éthanol 10 % Step stations de transfert d’énergie par pompage TBTS très basse teneur en soufre TTF Title Transfer Facility TGAP taxe générale sur les activités polluantes TICPE taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques TICFE taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité TICGN taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel TIGF Transport et infrastructures gaz France Tirib taxe intérieure relative à l’incorporation de biocarburants TLCFE taxes locales sur la consommation finale d’électricité TRS Trading Region South TSC taxe spéciale de consommation Turpe tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité UIOM unité d’incinération des ordures ménagères ZNI zones non interconnectées au réseau d’électricité métropolitain continental Bilan énergétique de la France pour 2019 – 149 annexes Pour en savoir plus Le bilan énergétique de la France est l’une des publications statistiques nationales majeures dans le domaine de l’énergie. D’autres sont disponibles sur le site du service de la donnée et des études statistiques, rubrique « Énergie » (www. statistiques.developpement-durable.gouv.fr/energie). Elles comprennent des publications annuelles et des publications conjoncturelles (i.e. infra-annuelles) ainsi que des publications plus ponctuelles. Publications annuelles • Bilan énergétique de la France en 2019 – Données provisoires, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en avril 2020 ; • Bilan énergétique de la France en 2019 – Synthèse, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en décembre 2020 ; • Les ventes de produits pétroliers en 2019 – Résultats par produit et par département (France métropolitaine), Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en septembre 2020 ; • L’activité de la pétrochimie en France en 2019, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en janvier 2021 ; • Les prix des produits pétroliers ont connu des fluctuations modérées en 2019, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en avril 2020 ; • Prix de l’électricité en France et dans l’Union européenne en 2019, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en juin 2020 ; • Prix du gaz naturel en France et dans l’Union européenne en 2019, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en juin 2020 ; • Les dépenses publiques de R&D en énergie en 2019 – Hausse des financements alloués au nucléaire, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en septembre 2020 ; • Les facteurs d’évolution des émissions de CO2 liées à l’énergie en France de 1990 à 2018, Datalab, dernière édition relative aux données 2018, parue en avril 2020 ; • Les énergies renouvelables en France en 2019 – Suivi de la directive 2009/28/CE relative à la promotion de l’utilisation des énergies renouvelables, Datalab Essentiel, dernière édition relative aux données 2019, parue en avril 2020 ; • Chiffres clés de l’énergie – Édition 2020, Datalab, dernière édition parue en septembre 2020 ; • Chiffres clés des énergies renouvelables - Édition 2020, Datalab, dernière édition parue en juillet 2020 ; • Chiffres clés du climat – France, Europe et Monde - Édition 2021, Datalab, dernière édition parue en décembre 2020. Publications conjoncturelles • la note de conjoncture énergétique, qui paraît à un rythme trimestriel dans la collection Datalab Essentiel ; • quatre tableaux de bord trimestriels, relatifs respectivement à l’éolien, au photovoltaïque, au biogaz utilisé pour la production d’électricité et au biométhane injecté. Ils paraissent deux mois après la fin du trimestre considéré dans la collection STATINFO. Autres publications en 2020 • Les Français émettent moins de CO2 que leurs voisins européens, Datalab Essentiel, mai 2020 ; • Le parc de logements par classe de consommation énergétique, document de travail, septembre 2020. 150 – Bilan énergétique de la France pour 2019 Table des matières 152 – Bilan énergétique de la France pour 2019 table des matières PARTIE 1 : LES PRIX DE L’ÉNERGIE 5 1.1 Hausse des prix de l’énergie résidentielle mais stabilité de ceux des carburants en 2019 6 1.2 Les prix du pétrole brut et raffiné ont connu des fluctuations modérées en 2019 7 1.2.1 Prix du pétrole brut 7 1.2.2 Prix des produits pétroliers raffinés 8 1.2.3 Prix à la consommation 9 1.3 Des prix du gaz en baisse, sauf dans le résidentiel 10 1.3.1 Prix de gros du gaz naturel 10 1.3.2 Prix à la consommation du gaz naturel 11 1.4 Les prix du charbon à l’importation et à la consommation sont en hausse malgré une baisse des cours 13 1.4.1 Prix de gros du charbon 13 1.4.2 Prix du charbon pour les consommateurs 14 1.5 Des prix du bois globalement en hausse en 2019 15 1.5.1 Prix des importations et exportations 15 1.5.2 Prix pour le résidentiel 15 1.5.3 Prix pour les professionnels 16 1.6. Les prix des biocarburants importés diminuent en 2019 18 1.7 Hausse des prix de l’électricité à la consommation pour tous les secteurs 19 1.7.1 Prix de gros de l’électricité 19 1.7.2 Prix à la consommation de l’électricité 21 1.8. Le prix de la chaleur baisse dans l’industrie et se stabilise dans les autres secteurs 23 PARTIE 2 : L’APPROVISIONNEMENT ÉNERGÉTIQUE DE LA FRANCE 25 2.1 Baisses de la production et de la consommation primaires d’énergie 26 2.2 La production primaire diminue du fait de la moindre disponibilité des centrales nucléaires 29 2.2.1 Combustibles fossiles 29 2.2.2 Nucléaire 30 2.2.3 Énergies renouvelables et valorisation des déchets 31 2.3 La chute des cours du gaz allège la facture énergétique de la France 34 2.3.1 Pétrole brut et raffiné 34 2.3.2 Gaz naturel 37 2.3.3 Charbon 39 2.3.4 Bois-énergie 41 2.3.5 Biocarburants 41 2.3.6 Électricité 42 PARTIE 3 : TRANSFORMATION, TRANSPORT ET DISTRIBUTION D’ÉNERGIE EN FRANCE 43 3.1 La production des raffineries de pétrole diminue en volume et en valeur 44 3.2 Stabilité du coût des infrastructures gazières 46 3.3 La transformation de charbon : net recul de l’activité de la filière fonte 49 3.3.1 Les cokeries 49 3.3.2 Les hauts-fourneaux 49 3.4 Baisse de la production d’électricité en raison du recul de la production nucléaire 51 3.4.1 Production nette d’électricité 51 3.4.2 Transport et distribution d’électricité 56 3.5 Production de chaleur commercialisée : la part des énergies renouvelables poursuit sa progression 57 3.5.1 Réseaux de chaleur 57 3.5.2 Chaleur cogénérée vendue hors des réseaux de chaleur 59 Bilan énergétique de la France pour 2019 – 153 table des matières PARTIE 4 : LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE PAR FORME D’ÉNERGIE EN FRANCE 61 4.1 Baisse de la consommation primaire à climat constant 62 4.2 Stabilité de la consommation et légère baisse de la dépense en produits pétroliers 66 4.2.1 Consommation et dépense totales 66 4.2.2 Production d’électricité et de chaleur 68 4.2.3 Consommation finale à usage énergétique 68 4.2.4 Consommation finale à usage non énergétique 69 4.2.5 Consommation par produit 69 4.3 Rebond de la consommation de gaz naturel du fait de la forte sollicitation des centrales à gaz 71 4.3.1 Consommation et dépense totales 71 4.3.2 Branche énergie 72 4.3.3 Consommation finale à usage énergétique 73 4.3.4 Consommation finale à usage non énergétique 73 4.4 La consommation de charbon et la dépense associée continuent de chuter 74 4.5 La consommation d’énergies renouvelables et de déchets poursuit sa progression, à climat constant 77 4.5.1 Consommation totale 77 4.5.2 Bois-énergie 78 4.5.3 Biocarburants 79 4.6 La consommation d’électricité poursuit son repli mais la dépense augmente 80 4.7 La consommation de chaleur commercialisée continue à progresser 83 PARTIE 5 : LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE PAR SECTEUR OU USAGE EN FRANCE 85 5.1 Consommation finale d’énergie : légère baisse 86 5.2 Stabilité de la dépense en énergie par ménage 88 5.3 Résidentiel : baisse modérée de la consommation 92 5.4 Tertiaire : baisse de la consommation 95 5.5 Transports : stabilité de la consommation 97 5.6 Industrie : baisse de la consommation énergétique 100 5.7 Agriculture-pêche : léger repli de la consommation 103 PARTIE 6 : ÉMISSIONS DE CO2 DUES À LA COMBUSTION D’ÉNERGIE 105 6 La baisse des émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie se poursuit 106 DONNÉES CLÉS 110 ANNEXES 113 Bilans énergétiques de la France 114 Annexes méthodologiques 140 Sigles et abréviations 147 Pour en savoir plus 149 154 – Bilan énergétique de la France pour 2019 Conditions générales d’utilisation Toute reproduction ou représentation intégrale ou partielle, par quelque procédé que ce soit, des pages publiées dans le présent ouvrage, faite sans l’autorisation de l’éditeur ou du Centre français d’exploitation du droit de copie (3, rue Hautefeuille - 75006 Paris), est illicite et constitue une contrefaçon. Seules sont autorisées, d’une part, les reproductions strictement réservées à l’usage privé du copiste et non destinées à une utilisation collective, et, d’autre part, les analyses et courtes citations justifiées par le caractère scientifique ou d’information de l’œuvre dans laquelle elles sont incorporées (loi du 1er juillet 1992 - art. L.122-4 et L.122-5 et Code pénal art. 425). Bilan énergétique de la France pour 2019 – 155 Conditions générales d’utilisation Toute reproduction ou représentation intégrale ou partielle, par quelque procédé que ce soit, des pages publiées dans le présent ouvrage, faite sans l’autorisation de l’éditeur ou du Centre français d’exploitation du droit de copie (3, rue Hautefeuille - 75006 Paris), est illicite et constitue une contrefaçon. Seules sont autorisées, d’une part, les reproductions strictement réservées à l’usage privé du copiste et non destinées à une utilisation collective, et, d’autre part, les analyses et courtes citations justifiées par le caractère scientifique ou d’information de l’œuvre dans laquelle elles sont incorporées (loi du 1er juillet 1992 - art. L.122-4 et L.122-5 et Code pénal art. 425). Dépôt légal : janvier 2021 ISSN : 2557-8138 (en ligne) 2555-7580 (imprimé) Impression : imprimerie intégrée du MTE, imprimé sur du papier certifié écolabel européen – www.ecolabel.com Directrice de publication : Béatrice Sédillot Coordination éditoriale : Amélie Glorieux-Freminet Maquettage et réalisation : Agence Efil, Tours Cartographie : Antea Commissariat général au développement durable Bilan énergétique de la France pour 2019 Le bilan énergétique de la France décrit l’approvisionnement et la consommation de l’énergie, d’un point de vue non seulement physique mais aussi monétaire grâce à l’observation des prix des différentes énergies. En 2019, la production d’énergie primaire de la France décroît de 2,5 % par rapport à 2018, en raison du recul de la production d’électricité d’origine nucléaire et malgré la progression de l’éolien, du photovoltaïque et des pompes à chaleur notamment. La consommation primaire est en baisse également, mais moins fortement (- 1,4 %). La consommation finale d’énergie, corrigée des variations climatiques, baisse, quant à elle, de 0,9 %, avec une diminution davantage marquée dans l’industrie et le tertiaire. Au total, les ménages, entreprises et administrations ont dépensé 168 milliards d’euros (Md€) pour leur consommation d’énergie. 53 Md€ correspondent aux taxes (nettes des subventions aux énergies renouvelables) et 39 Md€ aux importations nettes de produits énergétiques. Chaque ménage français a dépensé en moyenne 3 140 € pour ses achats d’énergie, à parts presque égales pour les carburants et le logement, dont 1 400 € de taxes. Service des données et études statistiques Sous-direction des statistiques de l’énergie Tour Séquoia - 92055 La Défense cedex Courriel : diffusion.sdes.cgdd@developpement-durable.gouv.fr www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr LA MÉDIATION DU CRÉDIT (EN 5 AU SERVICE DES ENTREPRISES DANS TOUS LES TERRITOIRES DANS UNE STRATÉGIE D’ACCOMPAGNEMENT PAR LA BANQUE DE FRANCE FRÉDÉRIC VISNOVSKY MÉDIATEUR NATIONAL DU CRÉDIT 12 MARS 2021 R2EFormation L'entrepreneuriat dans l'enseignement 1 1 --LA MÉDIATION : POUR QUI ?LA MÉDIATION : POUR QUI ? 2  UnUnprincipeprincipedirecteurdirecteur – –LaLaMédiationMédiationduducréditcréditestestouverteouverteauxauxentreprisesentreprisesdèsdèslorslorsquequeleursleursétablissementsétablissementsfinanciersfinanciersrefusentrefusentununfinancementfinancementliéliéààuneuneactivitéactivitéprofessionnelleprofessionnelle..  UneUneprocédureprocédureouverteouverteààtoustous – –ChefChefd’entreprise,d’entreprise,artisan,artisan,commerçant,commerçant,professionprofessionlibérale,libérale,créateur,créateur,repreneurrepreneur…… – –EntreprisesEntreprisesdedel’Économiel’ÉconomieSocialeSocialeetetSolidaireSolidaire – –ÀÀl’exceptionl’exceptiondesdesparticuliersparticuliersetetdesdessociétéssociétésenenliquidationliquidation.. 2 2 --LA MÉDIATION : POURQUOI ?LA MÉDIATION : POURQUOI ? 3 3 3 --LA MÉDIATION : PAR QUI ?LA MÉDIATION : PAR QUI ? 4  UnUndispositifdispositifopérationnelopérationneldansdanstoustousleslesdépartementsdépartementspourpouraccompagneraccompagnerleslesentreprisesentreprisesconfrontéesconfrontéesààdesdesdifficultésdifficultésdedefinancementfinancement – –GratuitGratuit – –ConfidentielConfidentiel – –ObligationObligationpourpourleslesbanquesbanquesdedevenirvenirààlalamédiationmédiation – –MaintienMaintiendedel’enveloppel’enveloppeglobalglobaldesdesencoursencoursallouésallouésauxauxentreprisesentreprisespendantpendantlaladuréeduréededelalamédiationmédiation:: – –CeCequiquipermetpermetdederapprocherrapprocherleslespositionspositionsetetélaborerélaborerleslessolutionssolutionsadaptéesadaptées 4 4 --LA MÉDIATION : AVEC QUI ?LA MÉDIATION : AVEC QUI ? 5  UneUnemobilisationmobilisationbénévolebénévoled’accompagnementd’accompagnement Grâce Grâceauxauxréseauxréseauxprofessionnelsprofessionnels(chambres(chambresdedecommercecommerceetetd’industrie,d’industrie,chambreschambresdesdesmétiersmétiersetetdedel’artisanat,l’artisanat,MEDEF,MEDEF,CPME,CPME,UU22P,P,OEC,OEC,……,,leslesCRESSCRESSetetleslesréseauxréseauxd’accompagnementd’accompagnementààlalacréation/reprisecréation/reprised’entreprises)d’entreprises)  UnUnaccompagnementaccompagnementindividualiséindividualisé – –700700TiersTiersdedeConfianceConfiancedésignésdésignéssursurl’ensemblel’ensembleduduterritoireterritoirepourpourorienterorienterleslesentreprisesentreprisesversverslalaMédiationMédiationetetleslesaccompagneraccompagnertouttoutauaulonglongdedeleurleurdémarchedémarche  AccessibleAccessiblesursursimplesimpleappelappeltéléphoniqutéléphoniquee – –FranceFrancemétropolitainemétropolitaine::34143414 – –EnEnOutreOutre--mermer:: o oGuadeloupeGuadeloupe::05059090939374740000 o oMartiniqueMartinique::05059696595944440000 o oGuyaneGuyane::05059494292936365050 o oRéunionRéunion::02026262909071710000 5 5 --LA MÉDIATION : COMMENT ?LA MÉDIATION : COMMENT ? 6  Un processus en 5 étapes encadrées dans le tempsUn processus en 5 étapes encadrées dans le temps 1. 1.LaLavalidationvalidationd’und’undossierdossierdedemédiationmédiationsursurlelesitesiteduduMédiateurMédiateurduducréditcrédithttpshttps::////mediateurmediateur--creditcredit..banquebanque--francefrance..frfrenclencheenclenchelalaprocédureprocédure.. 2. 2.DansDanslesles4848h,h,leleMédiateurMédiateurdépartementaldépartementalcontactecontactel’entreprisel’entrepriseetetaccepteaccepteouounonnonsonsondossier,dossier,enenfonctionfonctiondedesonsonéligibilitééligibilité.. 3. 3.LeLeMédiateurMédiateurdépartementaldépartementalinformeinformeimmédiatementimmédiatementleslesétablissementsétablissementsfinanciersfinanciersdedel’ouverturel’ouvertured’uned’unemédiationmédiationetetleurleuraccordeaccordeunundélaidélaidedecinqcinqjoursjoursouvrésouvréspourpourrevoirrevoirleurleurpositionposition.. 4. 4.ÀÀl’issuel’issuededececedélai,délai,sisisessesdifficultésdifficultésperdurent,perdurent,leleMédiateurMédiateurdépartementaldépartementalidentifieidentifieetetrésoutrésoutleslespointspointsdedeblocageblocage..SiSibesoin,besoin,ililréunitréunitl’ensemblel’ensembledesdespartenairespartenairesfinanciersfinanciersdedel’entreprisel’entreprise.. 5. 5.SiSilalamédiationmédiationn’an’apaspasabouti,abouti,l’entreprisel’entrepriseaalalapossibilitépossibilitédededemanderdemanderlalarévisionrévisiondedesonsondossierdossierauauniveauniveaurégionalrégional.. LA MÉDIATION DU CRÉDIT (EN 5 AU SERVICE DES ENTREPRISES DANS TOUS LES TERRITOIRES DANS UNE STRATÉGIE D’ACCOMPAGNEMENT PAR LA BANQUE DE FRANCE FRÉDÉRIC VISNOVSKY MÉDIATEUR NATIONAL DU CRÉDIT 12 MARS 2021 R2EFormation L'entrepreneuriat dans l'enseignement 1 LA MÉDIATION : POUR QUI ? 2  Un principe directeur – La Médiation du crédit est ouverte aux entreprises dès lors que leurs établissements financiers refusent un financement lié à une activité professionnelle  Une procédure ouverte à tous – Chef d’entreprise, artisan, commerçant, profession libérale, créateur, repreneur – Entreprises de l’Économie Sociale et Solidaire – À l’exception des particuliers et des sociétés en liquidation

MARCH 2021 GEN Z’S ROLE IN SHAPING THE DIGITAL ECONOMY 1 Gen Z’s role in shaping the digital economy TABLE OF CONTENTS Foreword 2 Executive summary 4 1. Introduction 10 2. Who is Gen Z? 12 2.1 Gen Z will mature into an engine of growth 14 2.2 Characteristics of Gen Z 14 3. Technology and the labour market 18 3.1 The changing face of automation 19 3.2 Digital society and the labour market over the past decade 21 4. Implications of COVID-19 for Gen Z 24 4.1 The immediate economic impact of COVID-19 25 4.2 Recessions and young workers 26 4.3 The structural implications of COVID-19 26 5. How Augmented Reality is changing our future 32 5.1 AR’s emerging role as an engine for change 33 5.2 AR’s steep growth potential 34 5.3 Which skills will be key to thriving in the AR-enabled workplace? 38 6. A blueprint for the future 40 2 Gen Z’s role in shaping the digital economy FOREWORD We believe that this generation of young people will play a vital role in driving the postpandemic recovery and digital economy and find many reasons to be optimistic about their future. We know this runs contrary to popular opinion. It is abundantly clear the pandemic has exacerbated many of the challenges this generation faces. Their education has been disrupted, university courses have been postponed and they’ve had to struggle through disjointed, remote learning. There is a shrinking pool of entry-level jobs and uncertainty about what the future of work will look like. They are missing out on interaction with other young people for months at a time and there are concerns about the impact on their mental health and wellbeing. All of this has led to the commonly held view that the future for ‘Generation COVID’ is likely to be much more challenging than for previous generations. While for now the pandemic has arguably disrupted this group more than any other, we are inspired by the world that they are trying to create and our experience at Snap is at odds with the prevailing narrative. All the time we see the ingenuity and huge potential of Generation Z – from our youngest colleagues to people who use the platform every day – their approach to challenges and problem-solving, their creativity, adaptability and drive to use technology for good, is an inspiration. At Snap, we see a hugely activist generation who care deeply about the world they live in and the impact of their actions on others. A group who thrive on disruption, change and fast-paced living; who don’t believe in onesize-fits-all approaches on everything from gender identity to learning and careers. And, as we’re seeing around the world, they are also an increasingly positive force in our democratic systems; it was youth-led movements which drove mass action on the climate crisis and which, last summer, held corporations and institutions to account on issues such as diversity, representation and inequality. For this report we have partnered with Oxford Economics, to reach behind the negative headlines and build an evidence-based view of what the future looks like for young people today. We have included insights from policy experts across education, industry, the labour market, technology & the future of work. We have analysed a range of data sources and carried out our own field research. From this, a new picture has emerged, which shows clearly how the unique qualities Gen Z possess will equip them well for the seismic changes we’re all living through. By recognising and understanding these trends, we hope to raise awareness both at Snap and across the wider tech industry about Gen Z’s unique capabilities and how we can capitalise on the creativity and adaptability of young people, in particular, to drive the recovery and the digital economy in the future. 3 Gen Z’s role in shaping the digital economy To get there, our research indicates that policymakers must, in the short term, prioritise plugging the educational attainment gap, either through small group learning or programmes specifically targeting disadvantaged children. More broadly, we’ll highlight in the report, the need to retool our education systems to be fit for the Fourth Industrial Revolution, while supporting people to adapt to the permanent and exciting shifts in our economy. Crucially, as our work shows, far from being a generation lost to COVID-19, the very nature of the changes brought about by the pandemic neatly fit into Gen Z’s existing aptitudes. The labour market is evolving towards jobs that demand more digital skills, not fewer. Meanwhile burgeoning technologies like Augmented Reality – in greater demand than ever due to social restrictions – are set to become more ingrained into our daily lives. These are trends Generation Z are poised to lead on. And, combined with their unique attributes, the digital acceleration brought about by the pandemic, we might just see them taking the lead sooner than any of us would have thought possible. I speak for all of Snap when I say we are hugely excited to see where they take us. Claire Valoti, VP International, Snap Inc. 4 Gen Z’s role in shaping the digital economy EXECUTIVE SUMMARY We have set out to understand how the evolution of the labour market and the changes caused by the COVID-19 pandemic can be expected to shape future demand for aptitudes and skills and what this means for Gen Z—the latest fully fledged generational cohort encompassing those born between the mid-1990s and 2010. Recent estimates suggest that Gen Z is now the world’s largest cohort, accounting for roughly a third of the global population.1 We have collected evidence and analysed trends across six markets: Australia, France, Germany, the Netherlands, the United Kingdom (UK), and the United States (US). The stories told and the conclusions drawn are, therefore, most relevant to these countries but are broadly applicable across the OECD. WHO IS GEN Z? 1 https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-08-20/gen-z-to-outnumber-millennials-within-a-year-demographic-trends Particularly in more advanced economies, Gen Zers are currently on the periphery of the labour market. Over the next 10 years, they will become an engine of economic growth. Our modelling projects that the number in work across markets covered will roughly treble to 87 million by 2030. Moreover, the combination of more experience and a switch to more full-time working patterns will see this group command higher salaries— our forecasts suggest a 150% increase in average earnings by 2030 in real terms. These dynamics will see Gen Z become a significantly more important independent source of consumer spending. Our projections indicate that they will support over $3.0 trillion of spending in 2030 across our six focus markets, an approximate six-fold increase on 2019. Much has been made of the fact that Gen Z will be the first wholly digitally native generation. Our survey research indicates that, compared to older generations, this is associated with a greater familiarity with, and aptitude for using, digital technology in everyday settings. 5 Gen Z’s role in shaping the digital economy Collating information from a wide range of knowledge-based questions, we have developed a digital competence index measure. Pooling responses across our survey, Gen Z’s average competence score was 2.5% higher than Millennials and over 8% higher than Gen X. Beyond digital aptitude, our research has highlighted three Gen Z traits that we think are likely to serve them well in the future workplace: • Agility: in interviews with technology entrepreneurs, a recurring theme was that Gen Z workers tend to be adept at absorbing information and reacting to new challenges as they occur. 2 https://theharrispoll.com/generation-create-gen-z-might-be-the-most-creative-generation-yet-poll-says/ • Creativity: past surveys have persistently found that Gen Z are significantly more likely to describe themselves as creative and undertake creative activities compared to elder cohorts.2 Our research shines light on the digital element of this, with Gen Z significantly more likely to know how to create and design various types of digital content. • Curiosity: whether a product of their youth or a genuine cohort effect, Gen Zers were significantly more likely to report that they were engaging in various forms of informal learning. *Figures are combined totals for all six markets: Australia, France, Germany, the Netherlands, UK, and US Gen Z’s share of total employment will rise rapidly, from 10% in 2019 to 30% in 2030. Gen Z disposable incomes will increase almost seven-fold, from around $460 billion in 2019 to $3.2 trillion in 2030. Gen Z’s consumer spending will increase more than six-fold, from $467 billion in 2019 to $3.0 trillion in 2030, equivalent to 11% of total household spending. GEN Z TO PLAY A SIGNIFICANT ROLE IN THE ECONOMY BY 2030* By 2030, Gen Z will make up almost a third of the workforce Their incomes will balloon over the next 10 years They will become the engine of consumer spending 6 Gen Z’s role in shaping the digital economy TECHNOLOGY AND THE LABOUR MARKET Throughout modern history, technology and the labour market have been intertwined. One principal channel through which this has occurred is automation—the process through which machines and new technology take on workplace tasks previously performed by humans. Previous research has demonstrated that the next wave of automation, led by advances in artificial intelligence (AI) and data analytics, will heighten the premium on advanced cognitive skills such as creativity and critical thinking. Whereas the previous wave of digital automation primarily affected tasks that required routine manual and cognitive skills, AI has the potential to be much more pervasive, affecting, if not displacing, the role of many high-skilled occupations.3 The upshot is that being able to challenge orthodoxy and develop original solutions are traits which will be increasingly valued by firms. By extension, the importance of lifelong learning is set to rise with workers required to adapt to more rapidly evolving demands. Beyond automation, digital technology is a major driver of skills due to its pervasive influence on so many aspects of how we live— entertainment, travel, communication, shopping etc. A prime example in the past decade was social media. As membership of social platforms grew exponentially, the importance of this medium for firms to engage with and influence their customers rose accordingly. Moreover, this trend had spillover consequences with the associated proliferation of data contributing to the wider need for data analytics skills within organisations and the increased need for infrastructure which can securely house this information. These trends were all borne out by our analysis of jobs postings data covering Australia, the UK, and the US. This example demonstrates that the technological changes which might drive digital skills demand over the next decade will be those which will fundamentally change our everyday lives, but which may be relatively nascent today. 3 Marguerita and Saint-Martin, Anne Lane, “The Impact of Artificial Intelligence on the Labour Market: what do we know so far?” (OECD Social, Employment and Migration Working Paper, No. 256, OECD, January 2021), 61. STRUCTURAL IMPLICATIONS OF COVID-19 The coronavirus pandemic has already had a very visible impact on the labour market, pushing millions into unemployment or temporary inactivity. However, longer-term, our research has identified the following structural trends that will form an important part of the labour market legacy of COVID-19: • An educational attainment gap: in many advanced economies, the pandemic has forced a temporary shift to online learning. This change has been particularly disruptive for children from disadvantaged households who lack access to the requisite digital technology, with early evidence suggesting that it has led to lower attainment levels. • A digital accelerant: the imposition of social distancing has heightened the importance of digital technology. This change has been ubiquitous—touching on the way we communicate, shop, work, exercise, learn, and entertain ourselves. • A spur to automation: it is said that necessity is the mother of invention, and this is certainly the case with automation. Past research has demonstrated that recession periods can account for a large majority of this activity, so COVID-19 is likely to trigger a new wave of automation. • A sectoral disrupter: more so than previous recessions, COVID-19 will disrupt previous sectoral patterns of production. Across markets studied, 2020 saw greater variation in sectoral performance compared to the previous recession. 7 Gen Z’s role in shaping the digital economy PUTTING THIS ALL TOGETHER The forces unleashed by the latest wave of digital technology, and accelerated by COVID-19, will be highly disruptive in the workplace. These changes will place a higher premium on technological know-how and cognitive skills such as creativity and critical thinking. Workers needing to switch careers and those whose responsibilities are fundamentally altered by AI will need to adapt, upgrading and potentially learning new skills. As shown, such structural trends play to the relative attributes of Gen Z: agility; creativity; curiosity; and digital competence. AUGMENTED REALITY: A TECHNOLOGY THAT WILL EXEMPLIFY THIS STORY Augmented Reality (AR) technology has the potential to symbolise this process. It allows digital content and information to be overlaid on the physical world. Although its initial applications predominantly lay in the world of entertainment, it has increasingly become a tool for change among more innovative businesses, a trend that has been accelerated by the pandemic. Market research studies highlight the enormous potential of AR, with the market projected to expand four-fold by 2023. Longer-term, a combination of enablers seem can be expected to underpin a continued steep growth trajectory for which would see AR become a mainstream aspect of the workplace: • Revolutionising retail: one key driver for the pick-up in AR adoption over the past 12 months has been consumer brands leveraging the technology to replicate parts of the instore experience. AR’s expansion into this burgeoning market can be an important pillar of growth for the next decade. • Widespread business utility: as we demonstrate in this report, AR’s applications extend well beyond e-commerce with companies, from agriculture to education, already deriving utility from the technology across multiple business functions. • 5G-enhanced: the rollout of the next generation of mobile communication technology will substantially improve 5G utility, facilitating richer and more immersive experiences on the go. • Low adoption barriers: with many applications available by a Web Browser or smartphone App, consumers have nearuniversal access to AR experiences and, in contrast to VR, need not invest in additional equipment. • Transforming marketing strategy: AR offers a unique platform to engage with customers, in a style that resonates and helps to build an emotional connection. Taken together with the above drivers, this will be increasingly achieved at scale, a potent mix for marketing and brand building. Moreover, as the leading users of open source AR platforms such as Lens Studio, this cohort have a much stronger natural affinity with this technology, a point confirmed by our analysis. Gen Z’s average AR competence score was 17% higher than Millennials and 34% higher than Gen X. 8 Gen Z’s role in shaping the digital economy A BLUEPRINT FOR THE FUTURE Our research has struck a relatively optimistic tone. Clearly though the pandemic, together with the next wave of technological change, will create major challenges for society. Supported by discussions with a range of experts, we have generated a call to action centred around the five themes set out below. More specific recommendations around each theme can be found in section six of this document. • Plugging the educational attainment gap: the disruption to Gen Z’s formal education represents COVID-19’s biggest structural threat to their this cohort’s prosperity— action to correct this associated attainment gap is urgently required. • Supporting economic recovery whilst not impeding structural adjustment: policymakers face a delicate balancing act in the near-term in trying to minimise labour market scarring. Timing the transition from employmentprotection to hiring incentive and re-skillingbased programmes will be crucial. • Maximising the potential of digital technology to meet the re-skilling challenge: despite being the root cause of the problem, digital technology can be fundamental to the solution. AR, massive open online courses (MOOCs), and crowd-based tools can become important contributors to re-skilling. • Achieving a mindset shift around lifelong learning: according to survey data, a majority of adults across the OECD do not want to engage in further training. There is no silver bullet to achieving a substantial shift in this mindset but governments can assist and section six identifies a set of principles which should inform policy design. • Refitting education to the new Industrial age: more broadly, without reform, the formal education system will become increasingly out-of-step with the workplace. Structural reform that promotes problem-based learning, student agency and reduces the emphasis on standardised testing is required. 9 Gen Z’s role in shaping the digital economy 10 Gen Z’s role in shaping the digital economy 1. INTRODUCTION The outbreak of the coronavirus pandemic in early 2020, and the deep global recession triggered by measures to contain its spread, have had a hugely detrimental impact on society. The downturn has been notable for its unevenness, landing disproportionately on industries which rely on social contact such as hospitality, live entertainment, and physical non-essential retail. This has led to concerns that the economic impact will land heavily on younger workers, who were more reliant on these sectors for jobs coming into the crisis. Moreover, it will certainly be more difficult for new graduates to secure 4 Monica, Joyce, Robert and Norris Keeiller, Agnes Costa Dias, “COVID-19 and the career prospects of young people” (Briefing Note, Institute for Fiscal Studies, July 2020). roles in an environment where the economy is operating well below full capacity. The fear is that they will suffer from what economists call “scarring”—persistent negative impacts on their potential earnings power and future employment prospects.4 However, all this discussion neglects the role of COVID-19 as a disruptor and digital accelerant. When evaluating the long-term implications of any event for a group in the labour market, understanding such structural effects is key. Moreover, judging by past recessions, 2020 is also likely to bring forward the latest wave of automation technologies. To create a more rounded picture, this study has investigated how these trends will affect demand for skills and how they match up to the relative attributes of Gen Z. This has involved a multi-pronged research programme (described below) focused around six markets: Australia, France, Germany, the Netherlands, the United Kingdom, and the United States. For the purpose of this report, we have considered them as a collective. At times, we refer to the aggregate evidence pooled across these six countries as ‘global’ but would, of course, acknowledge that the findings should only be generalised to other highincome economies. HOW HAVE WE DONE THIS? The question we have sought to address is challenging and complex. As such, we have called upon evidence from a wide variety of sources as part of work, including: • Job postings data purchased from Burning Glass (BG) covering the period between 2014 and 2019. • A consumer survey of individuals across all six markets in scope. Quota sampling was used to ensure a broadly even mix between different generations, defined as those aged 16 to 24 (Gen Z), 25 to 39 (Millennials), and 40 to 55 (Gen X). • Interviews with 13 AR experts working across the markets in our study. • Web scraping techniques to help collect information on the current size and economic contribution of the AR sector globally. • Desk-based research including a literature review and the collection of official data to help support and validate our propositions which lie outside the scope of the above. • Discussions with experts from various fields including economics, education, skills, and industrial policy. These have informed our calls to action. The objective of this report is to document the major findings and draw out the most salient implications of our research. As such, we have only provided light methodological detail across the report. However, a comprehensive methodology report can also be found online for interested readers. 11 Gen Z’s role in shaping the digital economy 12 Gen Z’s role in shaping the digital economy 2. WHO IS GEN Z? Gen Z is generally described as those born between the mid-1990s and 2010. Recent estimates have suggested that they are now the largest generational cohort on earth, accounting for almost onethird of the global population in 2019. Across the six markets covered in our study, Gen Z’s population share is much lower, but they still numbered some 106 million in 2019. Gen Z is the first wholly digitally native generation— those brought up from birth to use digital technologies and social platforms as the primary means of communication, entertainment, and consumption. They have increasingly attracted the attention of researchers, as they start to mature into the workforce. This chapter explores how this cohort is set to become a driving force of the economy and describes the attitudes and characteristics which set them apart from preceding generations. OVERVIEW • Gen Z is the first wholly digitally native generational cohort. Reflecting their youth most of this cohort are on the periphery of the labour market but this is set to change. • Our projections across the six markets imply that those in-work will triple to almost 90 million by 2030. As they gain more experience, knowledge, and skills and transition increasingly to full-time work, the average earnings of this group will grow by 250% in real terms. • This will drive a massive uplift in their independent disposable income which we expect to hit $3.2 trillion by 2030— equivalent to 11% of these economies’ total. • Gen Z display a higher level of digital competence compared to older cohorts who currently dominate the workforce, stemming from being more accomplished in the areas of content creation, communication, and understanding of lenses and filters. • Gen Z’s attributes seem ideally tailored to a post-pandemic work environment that will be more digitally charged and dynamic. Their agility, curiosity, and creativity are traits that seem set to be in demand in future workplace. 13 Gen Z’s role in shaping the digital economy Their consumer spending will increase more than six-fold, from $467 billion in 2019 to $3.0 trillion in 2030. This is equivalent to 11% of total household spending. Gen Z’s share of total employment will nearly treble over the next ten years. Gen Z incomes will increase almost seven-fold by 2030. Gen Z show higher levels of digital competence than their elders. (index, global average = 100) 1996 2010 FUTURE POWERHOUSE OF THE GLOBAL WORKFORCE KEY DRIVER OF INCOME GROWTH HIGH LEVELS OF DIGITAL COMPETENCE 2019 28 million/ 10% 87 million / 30% 2030 14.8% 12.8% 10.6% 9.8% 7.1% 8.0% 35.3% 32.0% Netherlands United States France Germany United Kingdom Australia 31.1% 29.1% 26.0% 24.0% GEN Z WILL MATURE INTO ENGINE OF GROWTH 16–24 25–39 40–55 104.1 101.6 96.1 14 Gen Z’s role in shaping the digital economy 2.1 GEN Z WILL MATURE INTO AN ENGINE OF GROWTH As the majority of our Gen Z cohort join the workforce, our forecasts imply that the number of Gen Z in employment will more than treble to 87 million people by 2030 in the six markets This means that Gen Z are forecast to account for 30% of total employment in 2030, up from just over 10% in 2019. With greater experience, knowledge and skills will also come greater earnings power. Indeed, workers, on average, enjoy faster wage growth during the early years of their career. Based on past trends and projected macroeconomic changes, we expect the average earnings of Gen Z to increase by almost 250% by 2030 to over $42,000. Putting these trends in employment and earnings together, the forecasts show that Gen Z’s income from work will balloon from $440 billion to more than $3.5 trillion by 2030. To put this in context, their share of economy-wide earnings will rise from less than 3% in 2019 to 20% in 2030. Even after paying tax on their incomes, Gen Z will have a disposable income of $3.2 trillion in 2030, seven times the $460 billion in 2019. Accounting for the likely savings that Gen Z workers will make, their total consumer spending will be $3.0 trillion— equivalent to 11% of total household spending across the six economies. 2.2 CHARACTERISTICS OF GEN Z Our survey of members of the three generations either in or entering the labour market identifies some important differences in attitudes and aptitudes. These are examined in more depth below. Gen Z possess higher levels of digital competence We used the results of our survey to create a measure of digital competence based on respondents’ evaluations of their own knowledge and understanding of everyday digital tasks. A wide range of questions were used to collect information on the respondent’s knowledge and understanding of digital technology across six broad themes. Answers to each question have been normalised and aggregated into an index where a score of 100 corresponds to the average of all respondents across the seven markets. Based on this measure, Gen Z’s overall level of digital competence is higher, on average, than both Gen X and Millennials, as shown in Fig. 1. ×3 Gen Z employment is forecast to more than treble by 2030, with this group accounting for 30% of total jobs compared to just 10% today. $3.0 trillion Forecast independent spending power of Gen Z in 2030 compared to $460 billion in 2019. 15 Gen Z’s role in shaping the digital economy 5 Dell Technologies. Gen Z: The future has arrived. https://www.delltechnologies.com/en-us/perspectives/gen-z.htm?linkId=58995076 Digging deeper, the outperformance of Gen Z was driven by three main areas: AR, communication and content creation. On the other hand, older respondents in our survey tended to report that they had more advanced knowledge and understanding of topics related to information security. Generational differences were much more modest across the other two components of our digital index: buying and selling online (e-commerce) and gathering and verifying information. This fits with earlier research exercises such as work carried out by Dell Technologies in 2018. Its survey of 12,000 Gen Z secondary and post-secondary students in 17 countries found that almost all had used technology as part of their formal education while 80% wanted to work with cuttingedge technology in their future careers. Seventy-three per cent rated their technology literacy as good or excellent and 68% said they had above-average coding skills.5 Fig. 1: Digital competence index by age cohort: global sample Fig. 2: Digital competence score by age cohort: global sample Index, global average = 100 Source: YouGov data, Oxford Economics analysis 96 16 to 24 25 to 39 40 to 59 94 92 98 100 102 106 104 104.1 101.6 96.1 Index, global average = 100 Source: YouGov data, Oxford Economics analysis 16 to 24 25 to 39 40 to 59 Security AR competence E-commerce Gathering and verifying information Content creation and distribution Communication 120 115 110 105 100 95 90 85 80 16 Gen Z’s role in shaping the digital economy Gen Z are creative Creativity is the key driving factor behind Gen Z’s digital strengths. Online platforms give Gen Z an outlet for their creativity, and Gen Z have in turn adapted well to the technology. Using an arsenal of digital tools such as AR lenses, filters, emojis, face swaps, and short videos, Gen Z not only express themselves and communicate with others, but also use these tools and platforms creatively for advocacy, art, and entrepreneurship. 6 https://atomicdigital.design/ 7 https://www.wearetactical.com/ 8 https://exitsimulation.com/ Various studies indicate that Gen Z consider themselves more creative than other generations. A new study by JWT Intelligence and Snap Inc. finds that half (51%) of Gen Z believe their generation is more creative than previous generations. A more recent study by Cassandra research on behalf of Snap Inc. finds that 76% of global Gen Z say they are creative, significantly more than older generations. Further, Gen Z’s digital creativity has a counterpart in the analogue world too: 77% of Gen Z in the JWT study indicated that they spend free time offline drawing, journaling, or playing an instrument. Gen Z are agile Moving beyond our survey, our case study interviews, focused on the AR sector, have also provided us with an opportunity to understand more about the distinguishing generational characteristics of Gen Z. The easy-to-use infrastructure that AR platforms provide means companies can look for staff with soft skills as well as those with formal training. Many entrepreneurs said that this favoured Gen Z who had picked up a range of skills at school and through friends. For example, Tess Inglis and Antoine Vu at Paris-based Atomic Digital Design say Gen Z express themselves differently than older generations, tend to be more agile, and are much more open to change. Projects can sometimes change, and the work done needs to change to accommodate this. They say it is generally the younger generations who are more able to accept this change while those from older cohorts may take change more personally and find it harder.6 Mike Khouri, managing director of Tactical, a fullservice agency based in Dubai, says Gen Z are born into the culture of digital media, and are native users of AR meaning they are open to innovation. He adds that Gen Z will be some of the quickest to learn from the current pandemic and their behaviours will adapt accordingly.7 Berlinbased digital artist Aaron Jablonski, who uses AR and face tracking technology in his daily work, agrees Gen Z are the first generation to grow up immersed in social networks. He says they are constantly surrounded by information which seems to have influenced how they operate in the workplace.8 Although the main decision makers at Hamburg-based immersive agency Headraft are Gen X, the team members from Gen Z play a critical role in terms of creative work Gen Z express themselves differently to older generations, tend to be agile, and are much more open to change. Projects can sometimes change, and the work done needs to change to accommodate this. Gen Z are good at picking up new software and technology as they have grown up around it. Gen Z also understand how to build concepts for other members of Gen Z which makes them very useful. 17 Gen Z’s role in shaping the digital economy with AR video effects, says founder Julian Weiss. They can absorb lots of information fast which is important given the volume of data available. He adds younger generations are more in touch with what other people in their demographic want, which makes them able to adapt their ideas to suit people of their own age.9 David Loughnan at Australia’s immersive technology creative agency Unbnd, says Gen Z have been exposed to smartphones and software their entire lives and have an instinctive understanding of technology. They have a better understanding of how to design mobile products and services for their own demographic.10 9 https://www.headraft.com/ 10 https://unbnd.com.au/ Gen Z are eager to maximise the opportunities afforded by digital learning tools Our survey shows that members of Gen Z are much more likely to embrace digital technology for both formal learning and more personal self-education. Unsurprisingly, the number of Gen Z who took part in formal online classes was much greater than Gen X or Millennials, as the former were more likely to be in full time education. More than half had undertaken distance learning compared with around a third of the other two cohorts. While more than 60% of those were taking part in secondary or undergraduate education, 15% were doing postgraduate education online while 13% were taking professional qualifications. When it comes to informal learning rather than organised education, as Fig. 3 shows, Gen Z were more likely to take part in a wide range of informal online lessons or to find information using digital technology. Almost one in five participated in an online class that they were taking just for their personal edification. They were also more likely to use an online chat forum to help them solve a problem and to watch a lecture online. Fig. 3: Participation in online learning by age cohort: global sample Share of respondents by age Participated in an online class that you’re taking as part of a formal qualification Participated in an online class that you’re taking just for fun Used an online chat forum to help you gure out a problem Watched an online video to help you complete an everyday task Watched a lecture online to learn about a new topic 0% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% Source: YouGov data, Oxford Economics analysis 16 to 24 25 to 39 40 to 59 18 Gen Z’s role in shaping the digital economy 3. TECHNOLOGY AND THE LABOUR MARKET Throughout modern history, the labour market and technological change have been inextricably linked. More often this relationship is framed within the context of the world of work. Notably, technology supports ‘automation’— the replacement of certain human tasks by machines. These ‘direct’ effects are, of course, highly influential. Demand for skills, however, is also sensitive to the ‘indirect’ channels through which technological progress transforms how we live. As a result, firms continually adapt the way that they deliver products and services to their customers with knock-on effects for what they require from their staff. OVERVIEW • Throughout modern history technological advances have major structural effects on skills demand through the process of automation. • The next wave of automation is set to heighten the premium on advanced cognitive skills such as creativity and critical thinking. • By extension, the importance of lifelong learning is set to rise with workers required to adapt to more rapidly evolving demands. • Over the past decade, the growth of social platforms, and the associated proliferation of data, have had substantial spillover effects for demand for digital skills. Jobs postings data covering Australia, the United States, and the UK over the past five years bears this out. • ‘Social media’, ‘Cloud solutions’ and various skill clusters related to data analysis have been among the most important contributors to the growth in demand for digital skills during this period. • This suggests that the technological changes which might drive digital demand in the labour market over the next decade may be those with the potential to transcend everyday life, but which are relatively nascent today. 19 Gen Z’s role in shaping the digital economy 3.1 THE CHANGING FACE OF AUTOMATION 11 C and Osborne, M Frey, “The Future of Employment: How Susceptible are Jobs to Computerisation?” (Oxford Martin School Working Paper, 2013). Digital technology has already driven major changes. As computers in the workplace have proliferated during the ‘ICT revolution’, firms found that they no longer needed workers to perform a range of repetitive tasks. This led to a structural decline in demand for more routine jobs and an associated swing in favour of roles which require more advanced analytical and interpersonal skills. The rate of change has slowed recently. The past decade, however, has seen significant advances in the fields of artificial intelligence (AI), additive manufacturing, and robotics which seem set to unleash a further surge in automation. Indeed, one prominent study estimated that almost half of all US jobs might be at “high risk” over the next two decades.11 Fig. 4: How technology influences the way we work Fig. 5: Changes in demand for task type in the US: 1960 - 2009 Index, 1960 = 50 1960 1970 1980 1990 2000 2009 30 70 65 60 55 50 45 40 35 Source: Autor and Price (2013) Non-routine manual Non-routine analytical Non-routine interpersonal Routine cognitive Routine manual Technology and automation Shifting demand for skills in the workforce What we buy and how we live INDIRECT EFFECTS DIRECT EFFECTS 20 Gen Z’s role in shaping the digital economy Together with other megatrends such as population ageing, this suggests that the next decade is set to be marked by a further decisive shift towards demand for more advanced cognitive, social, and technological skills (Fig. 6). This view was underscored by the OECD in their Skills for 2030 report which highlighted the integral role of creativity and critical thinking to future work. Being able to challenge orthodoxy and develop original solutions are traits which will be increasingly valued by firms.12 12 T and Frey, C Berger, “Future Shocks and Shifts: Challenges for the Global Workforce and Skills Development” (OECD report, 2015). 13 Organisation for Economic Cooperation and Development, “OECD Future of Education and Skills 2030” (Concept note, 2018). 14 It is important to note that these changes will not solely be driven by advanced digital technology. For example, an important driver for the increase demand for social and emotional skills is the increased need for caring as a result of ageing populations. By extension, the importance of lifelong learning is also set to rise, with workers required to adapt to more rapidly evolving tasks.13 In this sense, digital technology will also be a vital complement. Thanks to the Internet, we have never had such a vast array of information and learning tools at our fingertips. Being able to maximise the opportunities afforded by this resource will be vital for individuals in order to thrive in the increasingly dynamic workplace of the 2020s. Fig. 6: Projected change in demand for skills: 2030 vs 201614 % change in hours worked, 2030 vs 2016 -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% Physical and manual skills Basic cognitive skills Higher cognitive skills Social and emotional skills Technological skills Source: McKinsey Global Institute USA Western Europe -11% -16% -14% -17% 9% 7% 26% 22% 60% 52% 21 Gen Z’s role in shaping the digital economy 3.2 DIGITAL SOCIETY AND THE LABOUR MARKET OVER THE PAST DECADE 15 As noted, our dataset contained information on job postings across all six markets in scope. However, the data for Australia, the US, and the UK offered a more comprehensive view of labour market trends over a sustained period: 2014 to 2019. Over the past decade, the way we connect has been revolutionised by the explosive growth of social platforms. The volume of active accounts grew by around 1,500% between 2008 and 2018 with increasingly diverse offerings designed to appeal more directly with specific demographic groups. For businesses, this trend has been hugely important. These platforms provide a means for firms to directly engage with and influence customers. Understanding how to leverage social platforms to market, network, and recruit has become an increasingly important driver of corporate success. A related knock-on effect of this growth, but more broadly the rise of the information society, has been the proliferation of data (Fig. 7). The rate of increase shows no signs of abating with the volume of data estimated to be doubling every two years. The commercial consequences of this development have been enormous, with firms able to realise value by offering more targeted marketing services. In parallel, firms have also become increasingly aware of the value that can be brought to their own organisations through the analysis of internal data. And, in turn, as the commercial importance of processing and understanding data has steadily risen, the need for technological infrastructure which can support the associated increased demand on computing power and data storage has become paramount. The key organisational change that has underpinned this shift, particularly for smaller businesses, has been the widespread adoption of cloud computing technology. These trends are borne out by our analysis of job postings data.15 Overleaf, word clouds describe the trends in the volume of job postings in various markets within scope with terms grouped by skill clusters (Fig. 8). This analysis shows that social media-related terms were the largest absolute contributor to the increase in the demand for digital skills between 2014 and 2019 in Australia and the UK, and the sixth largest in the United States. Similarly, the rising importance of data is captured by a plethora of related skill clusters such as ‘machine learning’, ‘data science’, and ‘data analysis’, whilst ‘Cloud solutions’ was one of the top five contributors to growth across all markets. Fig. 7: Social media accounts and global volume of data: 2010 - 2018 Monthly Zetabytes 2010 2011 2013 2014 2015 2016 2017 2018 0 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 35 30 25 20 15 10 5 Source: Our World in Data, Oxford Economics Social media users (left-hand scale) Data volume (right-hand scale) 22 Gen Z’s role in shaping the digital economy Fig. 8: Contribution to growth in digital job postings by skill cluster (Australia, UK, and United States in ascending order) between 2014 and 2019 23 Gen Z’s role in shaping the digital economy 24 Gen Z’s role in shaping the digital economy 4. IMPLICATIONS OF COVID-19 FOR GEN Z OVERVIEW • The economic impact of COVID-19 has been devastating, triggering the deepest global recession in modern history. • The damaging impact on sectors such as hospitality which are key employers of young workers has led to concerns about the impact of the recession on Gen Z, but this ignores the structural dimension of the pandemic. • On the downside, the disruption to Gen Z’s education is a cause for concern although the impact on their labour market prospects is highly uncertain at this stage. • In common with all recessions, the pandemic is set to accelerate the new wave of automation. This will accentuate the need for creativity and curiosity in the workplace—two of the inherent traits of Gen Z. • In contrast to the Global Financial Crisis (GFC), this pandemic has been marked by an upturn in start-up activity and will cause greater structural change across the economy. Heightened disruption will only minimally cost Gen Z—who have much less job-specific capital to lose—and plays to their natural agility. • COVID-19 seems set to lead to a permanent acceleration in the adoption of digital technology across society, a trend that will benefit the first wholly digitally native cohort. • One manifestation of this will be an increased reliance on remote working. Our analysis shows that Gen Z’s higher digital competence should support their adaptation to this new way of working. 25 Gen Z’s role in shaping the digital economy 4.1 THE IMMEDIATE ECONOMIC IMPACT OF COVID-19 16 Technically these sectors are referred to as “wholesale and retail trade”, “accommodation and food service activities” and “arts, entertainment and recreation” in the sectoral accounts that are used to estimate GDP. The pandemic triggered the deepest global recession in modern history. Alongside the scale of the economic contraction, the COVID-19 recession has been noteworthy for its deeply uneven sectoral effects. Across most advanced economies, businesses in industries reliant on social contact have been either mandated to shut down or seen demand severely constrained by health-related anxieties. Sectors which have borne the brunt of the COVID-19 shock are a disproportionately important source of employment for Gen Z (Fig. 9). Looking across the six labour markets in our study, Gen Z employment in retail trade, hospitality, and leisure accounted for almost 40% of Gen Z jobs in 2019, more than double the share of older workers.16 Such a gloomy prognosis has dominated much of the rhetoric associated with the crisis and young adults. Fig. 9: Dependence on jobs in retail, hospitality, and leisure: Gen Z vs older workers Share of total employment by age Source: National statistic agency data, Oxford Economics analysis 15–24 Germany 25+ 15–24 France 25+ 15–24 Netherlands 25+ 15–24 UK 25+ 15–24 Australia 25+ 15–24 US 25+ 0% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 18.0% 26.1% 31.0% 16.8% 43.9% 42.1% 16.1% 17.9% 47.1% 17.1% 44.7% 18.6% 26 Gen Z’s role in shaping the digital economy 4.2 RECESSIONS AND YOUNG WORKERS 17 H and von Wachter, T Schwandt, “Unlucky Cohorts: Estimating the Long-Term effects of entering the Labor Market in a recession in Large Cross-Sectional Data Sets”, Journal of Labor Economics, 51(7) (2019): 161-98. 18 D, Deutscher, N, Hambur, J and Hansell, D Andrews, “The Career Effects of Labour Market Conditions at Entry” (Treasury Working Paper, Australian Government: the Treasury, 2020). 19 Ibid. 20 An extensive literature has explored the extent to which negative shocks can have a permanent impact on the unemployment rate—a phenomenon known as hysteresis. Whilst there have certainly been high-profile examples significant encouragement can be taken from the path of unemployment in most OECD markets following the GFC. 21 Eric and Woessmann, Ludger Hanushek, “The Economic Impact of Learning Losses” (OECD research report, September 2020), 24. The view that economic downturns disproportionately affect young workers is far from new. Evidence from cohort studies—those which follow the same group of students over time—consistently find that entering the labour market during a recession has a negative impact on earnings and employment rates.17 Certain groups also appear more at risk including: • Graduates from less prestigious universities and those obtaining degrees which are associated with lower career earnings, on average, are more at risk.18 • There is some evidence that the recession-entry effects are more significant for females.19 These effects have typically been found to be temporary with the impact disappearing within 10 years. Despite being temporary, these costs will be significant to the affected individuals. On the other hand, it does suggest that, should countries manage to avoid a permanent increase in the unemployment rate,20 these much-touted scarring effects are unlikely to have a material impact on the earnings power and employment prospects of Gen Z in 2030. So, to what extent will the pandemic affect the long-term prospects of Gen Z? In our view, to answer this question it is appropriate to assess the likely structural implications of COVID-19. It is to this that we turn next. 4.3 THE STRUCTURAL IMPLICATIONS OF COVID-19 A loss of educational value Compared to the temporary loss of job opportunities in hospitality, in our view, a much more pressing concern relates to the disruption to Gen Z’s education caused by the pandemic. The shift to online learning has been particularly problematic for children from disadvantaged households with less or no access to the required technology. Given the importance of education to labour market outcomes, it is likely that this aspect of COVID-19 will diminish the economic prospects of Gen Z. Although a handful of studies have attempted to assess the potential impact of this change on future earnings, we consider this cost to be highly uncertain and have not attempted to quantify it here.21 This should not be interpreted as an attempt to downplay the potential significance of this issue. Indeed, in chapter six of this report we explore some potential remedies in more depth. 27 Gen Z’s role in shaping the digital economy Disruption on a new scale Whilst recessions have always had uneven effects on different sectors of the economy, the impact of the COVID-19 pandemic is likely to be more pronounced, in this respect.22 Indeed, our analysis suggests that the variation in output growth in 2020 was, on average, 80% higher than during 2009 across the six markets in scope. Moreover, even post-pandemic, the extreme events of the past 12 months may well shape our behaviour and, as a result, sectoral demand. What are the labour market implications of such increased disruption? At an aggregate level they point to the imperative of retraining and reskilling—a theme on which we elaborate in chapter six. Workers will increasingly need to adapt to new demands within their existing roles or to completely reset their career path. The costs to Gen Z of these changes will be relatively minor—by definition, they will have much less job-specific capital to lose than older workers. Moreover, as shown in chapter two, Gen Z workers’ natural agility will serve them well in adapting to such evolving demands. 22 J, Bloom, N and Davis, S Barrero, “COVID-19 is also a Reallocation Shock” (Working Paper 2020-59, Becker Friedman Institute, June 2020), 60. 23 J Blit, “Automation and Reallocation: Will COVID-19 Usher in the Future of Work?” (Canadian Public Policy Brief, August 2020), 11. 24 N and Siu, H Jaimovich, “Job Polarization and Jobless Recoveries”, Review of Economics and Statistics, 102 (1) (2020): 129 - 147. A trigger to new enterprise and automation It is said that necessity is the mother of invention, and this is certainly the case with automation. For example, past research has shown that all the automation associated with the ICT revolution in Canada took place during the past three recessions, whilst an equivalent study covering the United States suggested this figure was almost 90%.23,24 Therefore, it seems certain that COVID-19 will lead to a major leap forward in the next wave of automation. As described in the previous chapter, these technological advances are expected to lead to a larger premium in the workplace on attributes such as creativity, problem solving, and agile thinking—a trend that should play to the inherent strengths of Gen Z. Tangentially, whilst recessions are periods where many firms fail, they also often act as a spur to new ways of doing business. In this sense, downturns can be viewed as a necessary evil which help to root out less efficient firms and working practices. Looking across markets in scope where data are available (Fig. 10), the number of new start-ups was higher in three out of four countries during the first three-quarters of 2020 despite the logistical problems created for new business registration. Fig. 10: Start-up growth in 2020 in selected markets Annual growth Source: Oxford Economics France Germany UK US 0% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% -10% -20% 2020 Q1 2020 Q2 2020 Q3 2020 Q1–Q3 total 28 Gen Z’s role in shaping the digital economy Start-up growth has been strongest in the United States. As shown in Fig. 11, the GFC was characterised by a slump in new enterprise formation which remained a permanent feature of the next decade. The experience of COVID-19 has been a complete opposite, with the unprecedented disruption sparking a new wave of enterprise. New business applications rocketed to an unprecedented level during the second half of 2020, well in excess of any levels recorded over the past 15 years. 25 High-propensity business applications are those which are judged to have a high probability of creating jobs, based on a set of defined conditions. Further detail can be found here. 26 D Seiler, “How COVID-19 has pushed companies over the technology tipping point - and transformed business forever” (McKinsey Research Report, October 2020). Fig. 11: High-propensity business applications in the US: 2006 - 202025 Accelerating the shift towards a more digital economy Although there is no consolidated information regarding the activities of new enterprises that sprang up in 2020, it seems certain that many will be connected to the digital economy. The necessary shift away from social contact in the workplace and in interactions with customers has heightened the premium for businesses of a digital competitive advantage. This, in turn, has turbocharged the adoption and integration of digital technology across corporations. Indeed, based on an survey of executives, McKinsey have estimated that COVID-19 will accelerate digital adoption by seven years, on average, among firms surveyed.26 The study also highlighted a stepchange in businesses’ mindset with just one-in-ten respondents indicating that they regarded technology ‘primarily as a source of cost savings’ compared to almost half pre-crisis. Within this change, increased use of remote working or collaboration and adapting to increased customer demand online were identified as the two areas where executives felt that practical changes implemented during COVID-19 were likely to become permanent (Fig. 12). Business applications Source: United States Census Bureau, Oxford Economics analysis 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 0 600,000 500,000 400,000 300,000 200,000 100,000 Recession 29 Gen Z’s role in shaping the digital economy The rise of remote working—a mixed blessing for Gen Z? 27 J, Bloom, N and Davis, S Barrero, “COVID-19 is also a Reallocation Shock” (Working Paper No. 2020-59, Becker Friedman Institute, 2020), 60. 28 https://advice.milkround.com/reverse-mentors-press-release The likelihood of a widespread permanent shift towards a more hybrid model of remote work has been underscored by a recent academic study (Fig. 13). This showed that US firms expected ‘working from home’ days to rise to just over 20% post-COVID compared to less than 5%.27 Moreover, polling of workers suggests their preferences may be even stronger—drawing on a consumer survey, the same study indicated that, among employees who could, postCOVID these individuals wanted to work from home around 50% of the time. In terms of the consequences for Gen Z, increased reliance on digital technology as a means of communication should play to the strengths of these digital natives. Indeed, research by Milkround, a UK graduate careers website, showed that Gen Z workers had adapted better to the challenges presented by remote working such as increased reliance on video conferencing technology.28 As part of our consumer survey, we asked participants about their experience of remote working during 2019, where applicable. The selfreported impact—measured on a scale from ‘very negative’ to ‘very positive’—was described across a wide range of aspects of job performance such as meeting deadlines, creativity and communication. We also collected information on various factors that could have influenced reported performance, such as the difference in the quality and reliability of the person’s internet connection, prior experience working from home, occupational role, and general digital competence (as described in chapter two). Fig. 12: Share of businesses reporting that they have changed features as a result of COVID-19 Percentage share of respondents 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Increasing use of advanced technologies in business strategy Increasing migration of assets to the Cloud Increasing use of advanced technologies in operations Increased spending on data security Increasing customer demand for online purchasing and/or services Increase in remote working or collaboration Source: McKinsey Executive survey Expect some change to stick/Don't know Did not experience this change Expect change to stick Do not expect change to stick 10 7 3 79 18 9 6 66 19 11 7 63 20 10 7 63 33 17 12 38 50 21 21 7 30 Gen Z’s role in shaping the digital economy Fig. 13: Firms’ expectations on propensity of working from home pre- and post-COVID As shown in Fig. 14, our analysis indicates that individuals with a higher level of digital competence were more likely to report a positive impact from remote working, all else being equal. This relationship held across all aspects of reported performance. As we have seen, Gen Z, on average, reported a higher level of digital competence than older cohorts, indicating that, in this respect, they will be better placed to fit into the new normal. However, whilst the innate technological aptitude of Gen Z will stand them in good stead for a future more dependent on remote working, we would also provide a note of caution. For young workers, on-thejob training is critical to career development and learning. 29 The chart shows the results from probability-based regression analysis. The model predicted the likelihood that an individual reported a negative, neutral or positive impact of remote working according to their responses to other questions. The results in the chart display the change in the likelihood that someone would have reported that remote working had had a positive impact on their reported performance if their digital competence score was 10% higher, controlling for other factors. To the extent that distance between workers inhibits this process, the consequences are likely to be disproportionately felt by Gen Z. Fig. 14: Impact of a 10% increase in digital competence on the reported impact of remote working by area of performance29 Percentage share of respondents Source: Bloom, Barrero and Smith 40 Never Occasionally (e.g. monthly) 1–2 days a week 3–4 days a week 5+ days a week 20 0 60 80 30 10 50 70 90 Pre-COVID Post-COVID plan 85.3 73.3 8.1 0.0 2.6 1.9 2.1 7.0 9.2 10.5 Percentage point change in probability 0% 1% 2% 3% 4% Professional development Ability to meet deadlines Productivity Emotional wellbeing Develop relationships with clients Creativity Communicate with colleagues Source: Oxford Economics 3.1% 3.1% 2.3% 2.2% 2.1% 1.9% 1.6% 31 Gen Z’s role in shaping the digital economy 32 Gen Z’s role in shaping the digital economy 5. HOW AUGMENTED REALITY IS CHANGING OUR FUTURE The analysis in the previous two chapters has highlighted two important forces at play: • The trends that will become dominant drivers of demand for digital skills by 2030 may be those which are nascent today, but which have the potential to transcend everyday life; and • COVID-19 will act as a significant disruptor, accelerating shifts towards a more digital society and promoting changes that will transform the world of work. Augmented Reality (AR) technology allows digital content and information to be overlaid on the physical world. Although its initial applications predominantly lay in the world of entertainment, it has increasingly become a tool for change among more innovative businesses. Over the past 12 months, it has emerged as one of the fastest growing digital technologies in the world, providing people and brands with a new platform for expression, entertainment, utility, and information. As such, it provides perfect case study material to exemplify these trends. To assist with our research, we undertook 13 interviews with AR experts spread across our six markets, complemented by deskbased research. Our findings underscore the transformative potential of AR. OVERVIEW • AR emerged as one of the fastest growing digital technologies in the pandemic, providing people with a new platform for expression, entertainment, utility, and information. • The characteristics of AR mean that it has the potential to drive demand for digital skills in the next decade, similar to the effect of social media platforms in the 2010s. • Its vast growth potential is underpinned by three key factors: • AR’s immersive qualities is transforming the retail experience. • Beyond the consumer economy, AR has widespread potential applications across industry that can help to support operations. • AR offers a unique marketing opportunity for brands through its capacity to attract attention and connect emotionally at scale. • Most promisingly for Gen Z, AR entrepreneurs highly value the soft skills inherent to Gen Z including creativity, agility, and an eagerness to learn. 33 Gen Z’s role in shaping the digital economy 5.1 AR’S EMERGING ROLE AS AN ENGINE FOR CHANGE To understand the current shape of the industry, we have scraped information from online sources covering over 2,600 firms to identify the geographic distribution and scale of activity (see infographic, right). It is important to note that this analysis only covers firms whose primary activity is AR. This research suggests that around one-in-four AR companies are located in the US, whilst the remainder of our ‘focus markets’ were all among the world’s top 10 in terms of volume of AR companies. A large majority (97%) of the firms identified were SMEs consistent with AR’s status as an emerging technology and, therefore, home to a vibrant start-up scene. AR SECTOR FORECAST FOR GROWTH IN REVENUE AND JOBS The AR ecosystem is dominated by small, fast-growing firms that will drive an exponential increase in revenues over the coming decade. 2018 $2.4 bn $8.0 bn $27.0 bn 2020 2023 10-fold revenue growth is forecast by 2023. 55% of AR firms are based in these six countries. They employ 97,000 people between them. 2–9 10–49 50–249 250–999 1,000– 9,999 Most AR/VR companies are relatively small, with less than 50 employees. US 25%; 70,000 Netherlands 4%; 2,000 Germany 5%; 2,000 France 3%; 6,000 UK 12%; 14,000 Australia 6%, 2,000 40% 43% 14% 2% 1% 34 Gen Z’s role in shaping the digital economy 5.2 AR’S STEEP GROWTH POTENTIAL 30 ARtillery Intelligence, “AR Global Revenue Forecast: 2018 - 2023,” https://artillry.co/artillry-intelligence/ar-global-revenueforecast-2018-2023/” \l “:~:text=ARtillery%20Intelligence%E2%80%A6,percent%20compound%20annual%20growth%20 rate.&text=AR%20Headsets%20will%20grow%20in,units%20in%20market%20by%202023 31 Based on Oxford Economics’ proprietary data and forecasts at the time of writing. 32 Harvard Business Review, “How AR is redefining retail in the pandemic”, 7 October 2020. 33 https://www.globenewswire.com/news-release/2020/09/01/2087088/0/en/Survey-60-of-Online-Shoppers-Say-They-re-MoreLikely-to-Buy-a-Product-If-It-s-Shown-in-3D-or-Augmented-Reality.html The AR industry is on a steep growth path, according to industry forecasts. For example, ARtillery Intelligence found that the sector has been growing rapidly since 2018 and is set for a meteoric rise over the next three years.30 It estimates global AR market revenue nearly quadrupled between 2018 and 2020. The next three years are expected to be marked by a similar trend implying a 10-fold increase by 2023 from 2018. In contrast, global GDP is only expected to increase by 24% in the same period in nominal terms.31 Clearly, it is impossible to predict the growth trajectory of an emerging industry over a 10-year period with any certainty. However, our research has confirmed that the growth potential of AR is vast. We see this happening three major channels which are discussed in turn: • AR will increasingly be deployed to enhance consumers’ retail experience, a trend that has been accelerated by the pandemic. • The technology’s tremendous versatility means that it can be applied by businesses across the economy in a wide range of functions. • AR holds the key for consumer brands seeking to develop and enhance their relationships with customers. Transforming the retail experience What really defines the potential of AR in retail is its utility. More sophisticated body tracking and mesh technologies applied to AR are increasingly allowing customers to gain an interactive experience of a product. AR allows users to visualise how the article of clothing, cosmetic, or accessory would look like in real life on them— such as a shade of nail paint on a customer’s exact skin tone. This application extends well beyond these segments and has already been deployed in areas such as entertainment, hospitality (such as restaurants), and car sales. For example, AR can create an interactive preview of a film, a virtual tour around a restaurant, or even allow a user to “see” what a new car would look like on their driveway. The effectiveness of this feature is apparent in the data. According to research by Shopify, interactions with AR/3D showed 94% more conversion to sales (compared to non-AR channels).32 Survey evidence from the US conducted on behalf of Threekit, a product visualisation platform shows that 3D/AR visuals helps consumers make more confident decisions: 66% of respondents said they would be more interested in online shopping if 3D/AR were offered and would be more confident in their purchase. In the same poll, 42% said they would pay more for a product if they could see it in 3D/AR.33 Moreover, with the alternative real life ‘try on’ in physical stores less of an option for consumers over the past year, there has been a corporate rush to embrace the power of AR. Fashion brands such as Gucci, Dior, Kohl’s, and Levi’s have launched AR experiences in response to the pandemic, following furniture brands such as Ikea and Wayfair who had already rolled out their AR experiences. Transformation in the beauty sector has been particularly noteworthy in this regard and is explored in more detail in the case study overleaf. 35 Gen Z’s role in shaping the digital economy HOW AR IS TRANSFORMING THE ONLINE BEAUTY EXPERIENCE The global beauty industry had a very challenging year in 2020.34 In contrast to the resilience seen in 2009, the restrictions on physical retail imposed across many major markets badly affected sales for products that rely heavily on a full sensual experience— touch, sight and smell. AR provided brands with the perfect solution to this problem—virtual makeup try-ons. Many brands such as Sephora, L’Oreal Paris, and MAC cosmetics have responded by using ARenabled make-up effects to create interactive and personalised virtual experiences. Using these AR effects, consumers can ‘try on’ a range of different products and shades of cosmetics virtually before making their purchase. In fact, as our lives have become more virtual, AR is being used to create new virtual avatars by augmenting and enhancing the way we look on video calls. The cosmetics industry is leading the path with make-up specifically for our virtual selves. L’Oreal Paris launched its AR collection of make-up lenses, Signature Faces, that allows users to use ‘virtual’ make up to create 10 different looks on their video calls. Source: L’Oreal Paris, www.loreal-paris.co.uk/signature-faces 34 https://www.mckinsey.com/industries/consumer-packaged-goods/our-insights/how-covid-19-is-changing-the-world-of-beauty L’Oreal Paris AR make-up lens for virtual calls on Snap 36 Gen Z’s role in shaping the digital economy Creating value for businesses across the industrial spectrum 35 Michal Cupial, “Augmented reailty in agriculture,” in Farm machinery and process management in sustainable agriculture, ed. E, Uziak, J and Huyghebaert, B Lorencowicz (Lublin: Department of Machinery Exploitation and Management in Agricultural Engineering, 2011). 36 Janna and Oksanen, Timo Huuskonen, “Soil sampling with drones and augmented reality in precision agriculture”, Computers and Electronics in Agriculture, 154 (2018): 25 - 35. 37 JB Knowledge, “2019 Construction Technology Report” (Research report). 38 “Augmented Reality in Architecture, https://virtualist.app/augmented-reality-ar-in-architecture/ 39 “Augmented Reality: an Overview and Five Directions for AR in Education”, Journal of Educational Technology Development and Exchange, 4(1) (2011). 40 Susan Fourtane, “Augmented Reality: the future of education,” https://interestingengineering.com/augmented-reality-the-future-of-education 41 “Augmented Reality in Architecture,” https://virtualist.app/augmented-reality-ar-in-architecture/ 42 https://blog.thomasnet.com/augmented-reality-manufacturing 43 Engineering.com, “What Can Augmented Reality Do for Manufacturing”, 2020 https://www.engineering.com/story/what-canaugmented-reality-do-for-manufacturing AR’s role in the consumer economy is, therefore, set to grow and grow. However, an emphasis on this theme is unhelpfully narrow when trying to understand AR’s growth potential. In this section, we identify examples of ARapplications across a variety of sectors. This list is by no means comprehensive but does demonstrate the technology’s incredible versatility that is set to be increasingly put to work across some of the world’s oldest professions in the next decade. Moreover, across these sectors the same themes tend to reoccur. Essentially, AR can be deployed to streamline operational processes, reduce errors, and support more effective and less expensive training. In short, worthy impacts in any line of business. Agriculture: despite its ancient origins, agriculture remains an industry which is at the frontier of technological innovation. AR has been identified as having high promise to join a cluster of technologies which support the process of precision farming.35 It has already been practically used to enable night-time farming with AR glasses used to support tractor navigation. Other applications have been devised to support the process of soil sampling and pest tracking.36 Construction: construction and engineering firms are increasingly turning to AR to enhance their operations. Indeed, in a survey of more than 2,700 construction leaders, one-in-six indicated that they used AR devices, a significant rise from just two years ago.37 Applications extend well beyond the obvious line of creating enhanced and more immersive visual designs. For example, it can also be used to assist with quality control and deliver enormous productivity boosts when dealing with the problematic issue of change orders.38 Project modifications are often costly but AR gives engineers the opportunity to see how a change to the planned layout will interact with other features of the structure and then update plans in real-time. Education and training: the potential of AR as a tool for learning has been longrecognised.39 Extrapolating from the line of argument used in the previous section, the more immersive learning experience offered by AR can become a highly effective means to motivate and engage digitally native students.40 Applications to help build spatial understanding and artistic talents are clear but AR can also be deployed to assist teachers in much more sober subject fields such as the physical sciences, with students now able to conduct experiments outside of the confines of the laboratory. Moreover, AR’s pedagogical role need not be limited to formal education. Businesses are likely to increasingly turn to AR to improve the quality and efficiency of their training. Health and safety procedures are a primary example of this.41 Manufacturing: over time, manufacturing processes have become ever more complex with production in advanced economies more likely to require the assembly of thousands of, often miniature, parts. Appropriately applied, AR can help to streamline these tasks. A fine example is Boeing’s use of wearable technology underpinned by AR to assist technicians with wiring tasks which has helped to reduce associated production time by 25% and virtually eliminate errors.42 Another important utility channel is via increasing the speed and efficiency of maintenance work. By donning an AR device, maintenance teams will be able to monitor relevant information across the factory-floor facilitating more targeted monitoring and repair services. AR also offers firms with a technological solution to certain skill gaps with expert technicians able to support onthe-ground staff from afar.43 37 Gen Z’s role in shaping the digital economy A means to engage and win customer loyalty 44 Mintel, “Augmented Reality UK” (research report, November 2019). 45 Snap Inc. Announces Fourth Quarter 2020 Financial Results. 4 February 2021 The rising importance of AR in e-commerce will undoubtedly be an important driver of adoption growth. However, potentially more transformative, is the role that AR will play in marketing and brand-building. This process can be understood through the three-pillar structure described in Fig. 15. Taking these in turn, necessary to any successful marketing drive is to make the audience take notice. In the past decade, the growth of social platforms and personal data has revolutionised the advertising sector by facilitating more targeted campaigns. AR technology has the potential to lead the next transformation in the next 10 years by allowing brands to provide a more immersive experience exploiting a wider range of senses to capture the attention of customers. Indeed, research by Mintel showed that nearly two-thirds of AR users would be more willing to click through to an online advert because it had online features such as virtual try-on.44 Next, building an emotional connection with customers has always been fundamental to businesses’ marketing strategies. Going forward, more traditional forms of digital marketing are likely to increasingly struggle to gain traction as advertisement blockers on websites proliferate and it becomes easier to turn off targeted online adverts. On the other hand, companies will be able to leverage AR’s immersive qualities to share a unique experience which can help to build this relationship. Firms can use the technology to articulate ‘their story’ in a style that can more effectively resonate with consumers. Finally, these inherent advantages will mean little if brands cannot reach a mass audience—scale will remain imperative. Familiarity with different aspects of AR has become increasingly widespread in recent years with a substantial fraction of the population having experience with AR in some shape of form. For example, across the six markets in focus in our survey, 83% of respondents indicated that they knew how to “use new lenses, filters or digital effects” in at least one everyday task. Looking ahead there are three enablers which will underpin mass utilisation of AR across a broad range of functions: 1. Open source platforms such as Len Studio have helped to democratise content creation and will remain an important driver of scale. For example, as part of their fourth quarter financial results, Snap announced that over 200 million people engage with AR every day via their platform, with the number of daily active users having increased by 22% over the past year to 265 million.45 Fig. 15: Attention, connection, and scale: how AR can help companies to grow their brand How brands seek to connect with and engage their customers The wide advantages provided by AR within marketing and brand-building Stimulating targetaudiences with immersive experiences Attention Appealing to the emotions and value of Gen Z Connection Exploiting scale to maximise reach Scale 38 Gen Z’s role in shaping the digital economy 2. In common with other Industrial 4.0 technologies, AR utility will be significantly enhanced by the rollout of 5G. The increased bandwidth and reduced latency associated with the next generation of mobile technology will enable users to enjoy richer and more immersive experiences via AR. Similarly, advances in ML and improved hardware (such as Lidar) has meant that everyday users can easily execute complex tasks such as identifying a foot to try on a shoe, or identifying skin tone and applying an appropriate shade of makeup. 3. Finally, AR enjoys the inherent advantage that experiences can be accessed through devices which, for most consumers in advanced economies, are already in situ. In contrast to VR, AR does not require consumers to purchase an additional piece of equipment, given the near ubiquity of smartphones and tablets. 5.3 WHICH SKILLS WILL BE KEY TO THRIVING IN THE ARENABLED WORKPLACE? On the face of it, Gen Z appear ideally positioned to exploit this trend given their far superior familiarity and understanding of this technology. As shown in Fig. 16, compared to other adults, a significantly higher share of Gen Z reported that they could use filters, lenses and other digital effects to support everyday tasks such as sharing content, trying on new products and navigating to their destination. Whilst the growth of AR will certainly be accompanied by a rise in demand for certain technical skills such as visualisation and deep learning, our interviews with experts and entrepreneurs have emphasised the importance of a group of softer skills to thriving in this workplace. It is to these that we turn next. Fig. 16: Share of respondents answering that they knew how to “use filters, lenses or other digital effects to…” Share of global sample by age 0% 20% 40% 60% 80% Share photos or videos with friends and colleagues/classmates 16–24 Look up information about an object or a place using my camera learn a new skill using my camera Look up directions by using my camera as I am navigating to my destination Try on new products before making a purchase Source: YouGov data, Oxford Economic analysis 25–39 40–55 77% 74% 69% 33% 30% 26% 32% 26% 20% 27% 22% 21% 32% 28% 24% 39 Gen Z’s role in shaping the digital economy Creativity is key The ability of AR to transform volumes of data and analytics into images or animations that are overlaid on the real world has opened the door to a wave of creativity. Often these can be very simple, such as the “dog filter” or “puppy face filter” that has proved to be one of the exceedingly popular on Snapchat. Kugali is a London-based media company that tells stories inspired by African culture using comic books, art, animation, and AR. In December 2020 it announced a partnership with Disney Animation to create an all-new science fiction series, Iwájú, that will come to DisneyPlus in 2022. Hamid Ibrahim, creative director and co-founder of Kugali, says the company needs people with creativity skills for the stories and the artwork as well as technical skills such as coding, 3D modelling, and graphic design.46 Creativity was central to the career of Lebanese Lens creator Georgio Copter, who gained fame through Snapchat, creating monsters partially inspired from some of Walt Disney’s creations. He won best Snapchat artist of the year in 2016. He often works with brands that give him full freedom to exploit his own creativity. He says AR technologies help with communication of emotion by being able to express a range of moods from sadness to hunger.47 46 https://kugali.com/ 47 https://www.facebook.com/georgio.copter/ 48 https://www.blnkdigital.com/ 49 https://gospooky.com/ 50 https://www.abbassajad.com/ 51 https://inesalpha.com/ Blnk is a US-based social AR company focusing on creating interactive experiences for music labels. Founder Michael Nicoll says the music industry, like other creative industries, is happy to try a new technology like AR to connect emotionally with listeners. AR lenses weave content from music videos and allow the users to interact with them personally.48 This is echoed by Tim van der Weil, the 22-year-old founder of Amsterdam-based GoSpooky, which “reimagines storytelling for social-changing perspectives”. He says brands are looking for newer and more effective ways to communicate their story.49 Agility and an ability to embrace on-the-job learning Many entrepreneurs we spoke to learned to code by looking up videos and forums while they were coding. This is an aptitude or “soft skill” they value in the people they recruit or collaborate with. Hamad Saleh Al-Othaimin, 33, a Saudi Arabian-based developer says that his beginnings in the design and development field involved designing and modifying photos using Photoshop for friends and relatives, which enabled him to develop his skills in the field. After that, he developed 3D logos, designs, and videos for YouTubers using Blender and C4D, then branched out, learning how to use design programs such as Photoshop, InDesign, Illustrator, Blender, and C4D. He channelled his passion for design and innovation into designing virtual reality lenses for Snapchat and has contributed to improving Snapchat’s lenses and filters by providing advice and educating its community. Abbas Sajad, a Lens creator based in Sydney, Australia, says his journey with AR started with Snapchat lenses and filters and as time went on, he says he became obsessed with improving his lenses and filters, enabling him “make a career out of this creativeness”. He cites Blender and YouTube as two platforms that helped develop his understanding of AR. Even today, YouTube continues to provide knowledge along with Gumroad and Skillshare, an online learning platform.50 This is echoed by Ines Alpha, 36, a Parisian-based digital artist working on 3D makeup projects with brands who has taught herself the skills she uses. She says the Internet provides an excellent base to learn while there are many YouTube videos explaining how to use different software programs that makes it accessible to anyone working online.51 40 Gen Z’s role in shaping the digital economy 6. A BLUEPRINT FOR THE FUTURE Compared to much current discourse this report has painted a relatively optimistic picture. However, clearly the consequences of the pandemic are not positive for Gen Z, or, indeed, any generation. To round off our research, informed by discussions with a group of independent experts, we discuss how different stakeholders might best confront challenges and exploit the opportunities presented by the events of 2020. PLUGGING THE EDUCATIONAL ATTAINMENT GAP 52 Luke Sibieta, “The Crisis in Lost Learning calls for a Massive National Policy Response,” February 2021 https://www.ifs.org.uk/ publications/15291 53 Per, Frey, Arun and Verhagen, Mark Engzell, “Learning Inequality During the COVID-19 Pandemic” (Research report, Centre for Open Science, 2020). 54 Susan, Twist, Liz, Lord, Pippa, Rutt, Simon, Badr, Karim, Hope, Chris and Styles, Ben Rose, “Impact of school closures and subsequent support strategies on attainment and socio-emotional wellbeing in Key Stage 1” (Research Report, Education Endowment Foundation, 2021). As noted in section four, one of the most adverse consequences of COVID-19, for the long-term prospects of Gen Z, will be due to its disruption on formal education. Despite very positive developments related to a vaccine, this disruption is likely to last for at least a year in Europe and North America with a recent estimate from the Institute for Fiscal Studies (IFS) indicating that, in the UK, this is likely to equate to at least 5% of inperson teaching time over a school lifetime.52 Moreover, the initial evidence suggests that this has had a material impact on student attainment.53,54 41 Gen Z’s role in shaping the digital economy If unaddressed, the societal costs of this ‘attainment gap’ may be enormous but will take a long period to be fully realised.55 Moreover, much of the cost will fall on individuals who are not yet eligible to vote. These features will naturally create an incentive for politicians to underinvest when correcting this issue. This urge needs to be resisted and pressure applied via the promotion of the overwhelming long-run investment case. 55 Eric and Woessmann, Ludger Hanushek, “The Economic Impacts of Learning Losses” (OECD report, 2020), 24. 56 Economics Observatory, “How can we make up for the learning losses from lockdown?,” June 2020 https://www.economicsobservatory.com/how-can-we-make-learning-losses-lockdown 57 https://educationendowmentfoundation.org.uk/covid-19-resources/national-tutoring-programme/ 58 International Labour Organisation, “Macro policy options to stimulate pandemic-hit economies” (ILO Brief, 2020), 9. Apart from securing adequate funding, there are many open questions about how this can be used to ameliorate the impact on the next generation’s aptitude most effectively. In terms of how this funding could be used, the following principles should be applied: • Small group (up to five) short tuition classes would provide a faster means for ‘catch up’ compared to more generic solutions such as shortening school holidays.56 • Programmes which target children from disadvantaged households, who have lacked access to the requisite digital technology during the pandemic, are preferable from the perspective of efficacy. • It will be important to draw from a wide pool of expertise across the education sector. For example, the UK’s National Tutoring Programme will draw on a wide approved list of partners from which school leaders can individually select.57 SUPPORTING THE ECONOMIC RECOVERY WHILST NOT IMPEDING STRUCTURAL ADJUSTMENT As noted in section four, the pandemic has triggered a downturn that has been unprecedented in scale and unevenness. Most businesses in the worst-affected industries have had to take on more debt which will diminish their capacity to operate profitably even when social restrictions have been removed and society has returned to normal. Moreover, potential permanent behavioural shifts may mean that the activities of a swathe of businesses may be less viable even when the economic recovery is entrenched. For example, if the e-commerce leap were to become permanent it would accelerate the decline of ‘high street’ retail whilst enhancing demand for logistics and delivery services. Likewise, a permanent shift towards remote working together with the non-return of a section of international business travel, that has proven to be superfluous during the pandemic, will have a structural impact on demand for transport services. Policymakers, therefore, face a very delicate balancing act. Preventing a very sharp increase in unemployment should be a priority for policymakers given the well-established trend for temporary shocks to breed long-term joblessness. However, it will also be essential to facilitate occupational mobility and to avoid propping up roles which are no longer viable. In this respect, timing the transition from employment-protection to hiring incentive and reskilling-based programmes will be crucial.58 42 Gen Z’s role in shaping the digital economy MAXIMISING THE POTENTIAL OF DIGITAL TECHNOLOGY TO MEET THE RE-SKILLING CHALLENGE 59 Bo and Marwala, Tshilidizi Xing, “Implications for the Fourth Industrial Age on Higher Education”, The Thinker, Issue 73 (2017). 60 Dhawal Shah, “By the Numbers: MOOCs in 2020,” https://www.classcentral.com/report/mooc-stats-2020/ 61 Based on analysis of the adult education and learning database at https://stats.oecd.org/Index.aspx?DataSetCode=EAG_AL. The next decade has, for some time, been identified as a period that will present a considerable re-skilling challenge that will need to be met head-on by all stakeholders—firms, policymakers, and workers. COVID-19 will accelerate and exacerbate this challenge. Although digital technology is at the root of this issue it can also be fundamental to the solution. Some of the most promising avenues include: • The potential of AR as a tool for learning was documented in section 5.2.3 and educational institutions should exploit its potential to revolutionise teaching through wearable devices.59 Indeed, Ernst Ekkehard, Chief Macroeconomist at the ILO, remarked that “strengthening resilience by leveraging the potential of AI and AR to identify and deliver new competences and skills will be key for Gen Z’s successful integration into the labour market”. Scientific and technical subjects are particularly amenable to this technology, given AR’s capacity to recreate a ‘virtual laboratory’ environment, a development which may also have a positive spillover effect on social mobility by widening access to technical education facilities. • The education market is being disrupted by massive open online courses (MOOCs) led by platforms such as Coursera and edX, with over 180 million students enrolled on courses in 2020, up by 1000% on five years earlier.60 Promoting remote learning opportunities has the potential to overcome two of the most frequently cited barriers to adult learning: the time/ place inconvenience of the relevant course, and childcare or other familial responsibilities.61 • Beyond the strictures of a teacher-student model, the potential for open source learning is vast. This message was underscored by Andreas Schleicher, Director for Education and Skills at the OECD, who considers that co-creation, crowdsourcing and crowd curation represent the future of learning. 43 Gen Z’s role in shaping the digital economy ACHIEVING A MINDSET SHIFT AROUND LIFELONG LEARNING 62 OECD, “Increasing Adult Learning Participation: learning from successful reforms” (Getting Skills Right). Although technology can play a role, encouraging an attitudinal shift will also be paramount. Looking across the OECD, the lack of appetite among adults for further learning is notable. For example, survey data show that only roughly one-in-four adults wanted to participate in learning, and in no country did this rate exceed 40%. Speaking to Rebecca Taber, co-founder of Merit America and educational policy expert, one interesting point that emerged was the potential role that businesses could play in this process. As things stand, many firms remain wedded to a system where formal educational attainment remains the cornerstone of entry requirements. Although unintentional, this reinforces the perception that informal courses are less valuable. The OECD recently concluded research which identified best practice reform by evaluating policies implemented in six countries which have achieved a significant uplift in adult learning rates.62 As remarked, this is clearly not an area where a ‘magic bullet’ exists and, in reality, the optimal approach will vary across countries. Nevertheless, certain clear messages emerged in terms of policy design in the context of increasing participation: • An iterative process that allows the relevant stakeholders a voice in shaping the structure of the reform characterised many successful programmes. This type of network governance structure was a common feature of many successful programmes that were reviewed. • It is essential to avoid a dogmatic mindset. Most successful reforms were altered compared to their initial design highlighting the need for flexibility and to continually learn lessons. • Most successful programmes stayed relevant by establishing mechanisms to update consistent with changing patterns of demand and skill gaps in the local economy. 44 Gen Z’s role in shaping the digital economy REFITTING EDUCATION TO THE NEW INDUSTRIAL AGE 63 World Economic Forum, “Schools of the Future: Defining New Models of Education for the Fourth Industrial Revolution” (Research report, 2020). Our research has highlighted that our approach to formal education has become increasingly out-of-step with the demands of the new age. Via the Internet, a wealth of information is now freely available. Despite this, formal education remains centred around the accumulation of knowledge rather than developing the type of cognitive skills which will be at a premium in the next decade. As noted by Andreas Schleicher, the so-called ‘Fourth Industrial Revolution’ will unleash a set of technologies with incredible power to extrapolate information from relatively narrow domains. On the other hand, the ability to reconcile different perspectives will remain essentially human. However, this trend runs contrary to common practice in both education and the workplace which has seen an inexorable increase in the specialisation of knowledge. Achieving such a paradigm shift will clearly be a substantial challenge but our research suggests that the following high-level principles can support: • A shift towards problembased learning: to promote creativity and critical thinking it will be essential to shift towards a problem-based rather than a process-based approach to teaching. Rather than rote learning centred around facts and formulas, students need to be challenged to solve problems in real-world situations. • A shift away from standardised testing: the conventional method of student assessment has been important for generating accountability and transparency. However, they can impose an unintended straitjacket on students’ curiosity and critical thinking skills. Finland, might offer a useful benchmark here with a system that does not rely on standardised testing, but rather pools samples of children to evaluate learning.63 • Empowering students: by promoting student choice and agency, the educational system can promote curiosity and hence entrench a culture of lifelong learning amongst the next generation. Focusing on more inquiry-based methods would involve students creating iterative solutions to open-ended questions. Such an approach will encourage students to seek to continually improve their work as opposed to identifying a single correct answer. 45 Gen Z’s role in shaping the digital economy OXFORD ECONOMICS Oxford Economics was founded in 1981 as a commercial venture with Oxford University’s business college to provide economic forecasting and modelling to UK companies and financial institutions expanding abroad. Since then, we have become one of the world’s foremost independent global advisory firms, providing reports, forecasts and analytical tools on more than 200 countries, 250 industrial sectors, and 7,000 cities and regions. Our best-in-class global economic and industry models and analytical tools give us an unparalleled ability to forecast external market trends and assess their economic, social and business impact. Headquartered in Oxford, England, with regional centres in New York, London, Frankfurt, and Singapore, Oxford Economics has offices across the globe in Belfast, Boston, Cape Town, Chicago, Dubai, Dublin, Hong Kong, Los Angeles, Melbourne, Mexico City, Milan, Paris, Philadelphia, Stockholm, Sydney, Tokyo, and Toronto. We employ 400 full-time staff, including more than 250 professional economists, industry experts, and business editors—one of the largest teams of macroeconomists and thought leadership specialists. Our global team is highly skilled in a full range of research techniques and thought leadership capabilities from econometric modelling, scenario framing, and economic impact analysis to market surveys, case studies, expert panels, and web analytics. Oxford Economics is a key adviser to corporate, financial and government decision-makers and thought leaders. Our worldwide client base now comprises over 1,500 international organisations, including leading multinational companies and financial institutions; key government bodies and trade associations; and top universities, consultancies, and think tanks. March 2021 All data shown in tables and charts are Oxford Economics’ own data, except where otherwise stated and cited in footnotes, and are copyright © Oxford Economics Ltd. This report is confidential to Snapchat and may not be published or distributed without their prior written permission. The modelling and results presented here are based on information provided by third parties, upon which Oxford Economics has relied in producing its report and forecasts in good faith. Any subsequent revision or update of those data will affect the assessments and projections shown. To discuss the report further, please contact: Henry Worthington hworthington@oxfordeconomics.com Oxford Economics 4 Millbank London SW1P 3JA United Kingdom Tel: +44 203 910 8061 Photo credits Cover photos: Rawpixel/Shutterstock.com Inside-front: Astrakan Images/Alamy Stock Photo Page 2: qunamax/Shutterstock.com Page 4: View Apart/Shutterstock.com Page 9: Eva-Katalin/iStockphoto.com Page 11: Alessandro Biascioli/stock.adobe.com Page 12: Alessandro Biascioli/stock.adobe.com Page 18: BalanceFormCreative/Shutterstock.com Page 23: LightField Studios/Shutterstock.com Page 24: vadim_key/stock.adobe.com Page 31: JS Photo/Alamy Stock Photo Page 32: weedezign/Shutterstock.com Page 40: pressmaster stock.adobe.com Page 46: Rawpixel/Shutterstock.com 46 Gen Z’s role in shaping the digital economy 47 Gen Z’s role in shaping the digital economy Global headquarters Oxford Economics Ltd Abbey House 121 St Aldates Oxford, OX1 1HB UK Tel: +44 (0)1865 268900 London 4 Millbank London, SW1P 3JA UK Tel: +44 (0)203 910 8000 Frankfurt Marienstr. 15 60329 Frankfurt am Main Germany Tel: +49 69 96 758 658 New York 5 Hanover Square, 8th Floor New York, NY 10004 USA Tel: +1 (646) 786 1879 Singapore 6 Battery Road #38-05 Singapore 049909 Tel: +65 6850 0110 Europe, Middle East and Africa Oxford London Belfast Dublin Frankfurt Paris Milan Stockholm Cape Town Dubai Americas New York Philadelphia Boston Chicago Los Angeles Toronto Mexico City Asia Pacific Singapore Hong Kong Tokyo Sydney Melbourne Email: mailbox@oxfordeconomics.com Website: www.oxfordeconomics.com Further contact details: www.oxfordeconomics.com/ about-us/worldwide-offices La production manufacturière se redresse nettement en janvier 2021 (+3,3 %) INDICE DE LA PRODUCTION INDUSTRIELLE (IPI) - JANVIER 2021 En janvier 2021, la production rebondit dans l’industrie manufacturière (+3,3 % après −1,4 %) comme dans l’ensemble de l’industrie (+3,3 % après −0,7 %). Par rapport à février 2020 (dernier mois avant le début du premier confinement), la production reste en retrait dans l’industrie manufacturière (−2,6 %), comme dans l’ensemble de l’industrie (−1,7 %). Avertissement À l’occasion du passage à la base 2015 (en mars 2018), un processus de revue annuelle des séries de l’indice de la production industrielle (IPI) a été mis en place sur un cycle quinquennal. Il vise à renforcer la robustesse des indices et à adapter les produits suivis aux évolutions économiques ou techniques, notamment en incluant aux indices de nouveaux produits industriels ou, au contraire en supprimant le suivi de produits dont la production est devenue très faible. Les résultats de la troisième vague de rénovation, qui porte sur environ un cinquième des produits, sont intégrés à l’occasion de cette publication de mars 2021. La couverture de l’IPI s’en trouve légèrement accrue, en particulier dans le textile et dans les industries extractives. Les séries ayant fait l’objet de modifications ont été rétropolées jusqu’en janvier 2018, ce qui peut conduire à des révisions jusqu’à cette date. Parallèlement, les pondérations annuelles ont été actualisées. Tous les indices sont corrigés des variations saisonnières et du nombre de jours ouvrables (CVS-CJO). Dans le commentaire, les évolutions par sous-branche sont présentées par ordre décroissant de leur contribution à l’évolution globale de l’indice de la production industrielle. La contribution d’une sous-branche prend en compte son poids et l’ampleur de son évolution. 125 120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 données CVS-CJO, base de référence 100 en 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 (C1) (C3) (C4) (C5) CZ Légende : CZ : industrie manufacturière - (C1) : industries agro-alimentaires - (C3) : biens d'équipement - (C4) : matériels de transport - (C5) : autres industries. Sources : Insee, SSP, SDES Indices mensuels de la production industrielle 1 sur 3 Évolution de la production industrielle Données CVS-CJO, base et référence 100 en 2015 NA : A10, (A17), [A38 ou A64] Pond. * Janv. 2021 Janv. 2021 / Déc. 2020 Déc. 2020 / Nov. 2020 Janv. 2021 / Fév. 2020 T/T-1 (3) T/T-4 (4) BE : INDUSTRIE 10000 101,2 3,3 -0,7 -1,7 2,2 -2,8 CZ : INDUSTRIE MANUFACTURIÈRE 8454 101,4 3,3 -1,4 -2,6 2,5 -3,2 (C1) Industries agro-alimentaires 1438 97,1 1,6 -2,0 -2,0 -0,5 -2,2 (C2) Cokéfaction et raffinage 116 48,6 7,2 -30,7 -27,3 -10,3 -21,5 (C3) Fab. de biens d'équipement 1186 104,5 8,4 -3,3 1,2 4,7 -0,2 [CI] Produits informatiques, électroniques et optiques 455 110,0 8,4 -2,2 0,1 6,7 -1,7 [CJ] Équipements électriques 278 99,3 11,0 -4,1 3,6 2,2 3,0 [CK] Machines et équipements n.c.a. (1) 452 102,1 6,9 -4,0 0,9 4,0 -0,5 (C4) Fab. de matériels de transport 1141 91,1 -2,9 1,2 -16,0 3,6 -15,7 [CL1] Automobile 474 97,3 -1,9 1,5 -5,4 -1,7 -3,7 [CL2] Autres matériels de transport 667 86,9 -3,6 1,0 -22,9 8,1 -23,1 (C5) Fab. d’autres produits industriels 4573 106,0 3,9 -0,8 0,2 2,9 -0,7 [CB] Textile, habillement, cuir et chaussure 199 95,4 -4,2 5,6 -5,7 0,7 -5,3 [CC] Bois, papier et imprimerie 407 95,8 0,7 0,3 -5,1 0,2 -3,4 [CE] Chimie 728 104,6 -4,1 -0,6 -2,0 7,3 4,5 [CF] Pharmacie 434 147,1 30,7 -6,7 25,6 4,6 7,2 [CG] Caoutchouc, plastiq. et minér. non mét. 676 104,5 2,7 -1,8 -1,8 2,4 0,4 [CH] Métallurgie et produits métalliques 1028 97,5 1,9 3,9 -2,0 3,0 -3,3 [CM] Autres industries manufacturières y c. réparation et installation 1101 104,8 3,0 -3,0 -3,4 0,7 -4,0 DE : Industries extractives, énergie, eau 1546 100,3 2,9 3,4 3,4 0,8 -0,3 [BZ] Industries extractives 66 108,8 7,8 -1,7 5,7 3,3 0,9 [DZ] Électricité, gaz, vapeur et air conditionné 1334 100,7 3,1 3,9 3,9 0,9 -0,3 [EZ] Eau, assainissement 146 92,4 -1,5 1,7 -3,1 -1,4 -0,8 FZ : Construction 4500 106,2 16,3 -9,2 4,4 1,5 -2,9 Grands regroupements industriels GRI (2) Biens d’investissement 3094 99,4 2,2 -1,7 -7,0 2,5 -7,8 Biens intermédiaires 2884 100,2 1,1 -0,1 -1,2 4,7 1,3 Biens de conso. durables 182 114,7 3,8 5,6 -0,7 -0,3 0,1 Biens de conso. non durables 2236 107,7 7,6 -2,2 2,9 0,5 -1,7 Énergie 1604 96,0 2,8 1,9 1,6 0,2 -1,5 *Pondération (10 000 = B…E) (1) n.c.a. : non classés ailleurs (2) Grands regroupements industriels GRI : définition dans le règlement CE 656/2007 de juin 2007 (3) Trois derniers mois rapportés aux trois mois précédents (4) Trois derniers mois rapportés à la même période de l'année précédente // Non disponible Sources : Insee, SSP, SDES En janvier, la production augmente dans toutes les branches industrielles à l’exception des matériels de transport En janvier, la production se redresse nettement dans les « autres industries » (+3,9 % après −0,8 %) ainsi que dans les biens d’équipement (+8,4 % après −3,3 %). Elle augmente de nouveau dans les industries extractives, énergie, eau (+2,9 % après +3,4 %). Elle rebondit dans les industries agro-alimentaires (+1,6 % après −2,0 %) ainsi que dans la cokéfactionraffinage après l’arrêt le mois précédent dans plusieurs raffineries (+7,2 % après −30,7 %). À l’inverse, elle se replie dans les matériels de transport (−2,9 % après +1,2 %). En janvier 2021, la production n’a pas retrouvé son niveau de février 2020 dans la majorité des branches industrielles. Elle est en forte diminution dans la cokéfaction-raffinage (−27,3 %) et dans les matériels de transport (−16,0 %), notamment dans les autres matériels de transport (−22,9 %). Par rapport à février 2020, la production est en hausse dans la fabrication de biens d’équipement (+1,2 %). Elle augmente très légèrement dans les « autres industries » (+0,2 %), grâce à la pharmacie (+25,6 %) alors que la plupart des sous-branches des « autres industries » restent en retrait. 2 sur 3 Révisions des variations (en point de %) Déc. / Nov. Nov. / Oct. Oct. / Sept. T4 2020 /T3 2020 2020 / 2019 Industrie (BE) 0,12 0,45 0,17 0,57 -0,49 Série brute 0,08 0,56 -0,15 0,58 -0,48 Coeff. CVS-CJO 0,04 -0,11 0,32 -0,01 -0,01 Ind. manuf. (CZ) 0,27 0,32 -0,05 0,37 -0,50 Série brute 0,20 0,42 -0,42 0,29 -0,50 Coeff. CVS-CJO 0,07 -0,10 0,37 0,08 0,00 Lecture : dans l'industrie manufacturière, l'évolution CVS-CJO entre novembre et décembre 2020 est révisée de +0,27 point, +0,20 point lié à la révision des séries brutes et +0,07 point lié à l’actualisation des coefficients CVS-CJO. Sources : Insee, SSP, SDES Pour en savoir plus La méthodologie mise en place pour construire et calculer l’indice de la production industrielle (IPI) est détaillée dans « L’indice de la production industrielle en base 2015 », Insee Méthodes n°133 – juillet 2019 : https://www.insee.fr/fr/information/4186908 Les traitements spécifiques mis en œuvre pour la campagne de mars 2020 sont disponibles dans la rubrique « Documentation » Prochaine date de parution : 9 avril 2021 à 08h45 Contact presse : bureau-de-presse@insee.fr Suivez-nous aussi sur Twitter @InseeFr : twitter.com/InseeFr Institut national de la statistique et des études économiques 88 avenue Verdier, 92541 Montrouge Cedex Directeur de la publication : Jean-Luc Tavernier ISSN 0151-1475 Sur un an, la production manufacturière est en baisse (−3,2 %) Dans l’industrie manufacturière, la production des trois derniers mois est inférieure à celle des mêmes mois de l’année précédente (−3,2 %), comme dans l’ensemble de l’industrie (−2,8 %). Sur cette période, la production diminue nettement dans les matériels de transport (−15,7 %) et dans la cokéfactionraffinage (−21,5 %). La baisse de la production est plus modérée dans les « autres industries » (−0,7 %), les industries agroalimentaires (−2,2 %), les industries extractives, énergie, eau (−0,3 %) et les biens d’équipement (−0,2 %) . L’évolution de l’indice manufacturier de décembre 2020 est révisée à la hausse L’évolution de l’indice manufacturier entre novembre et décembre est révisée à la hausse de 0,3 point (après arrondi) à −1,4 %, principalement en raison de la révision des données brutes. L’évolution de la production de l’ensemble de l’industrie est révisée à la hausse de 0,1 point (après arrondi) à −0,7 %. 3 sur 3 Filles et garçons sur le chemin de l’égalité, de l’école à l’enseignement supérieur 2021 9 782111 625563 1. À l’école élémentaire : l’avantage scolaire des filles est précoce, notamment en maîtrise de la langue française 2. Au collège, au lycée et en apprentissage : la réussite des filles se confirme et la différenciation des orientations s’initie 3. Dans l’enseignement supérieur : la différenciation des orientations selon le genre poursuit celle du second degré 4. À l’entrée dans la vie active : l’insertion professionnelle des femmes est plus difficile en dépit de leur réussite scolaire 2021Filles et garçons sur le chemin de l’égalité, de l’école à l’enseignement supérieur Les données présentées dans cette brochure s’appuient, pour une large part, sur les publications de la DEPP [Repères et références statistiques, l’état de l’École, Notes d’Information]. Ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports Ministère de l’Enseignement supérieur, de la Rercherche et de l’Innovation Direction de l’évaluation, de la prospective et de la performance Directrice de la publication Fabienne Rosenwald Rédacteur en chef Maxime Jouvenceau Responsable d’édition Soupha phone Douangdara Secrétaire d’édition Bernard Javet Conception graphique Anthony Fruchart Frédéric Voiret Contributeurs DEPP-A1 DEPP-B1 DEPP-B2 DEPP-B3 DEPP-MIREI SIES-Sup ISBN 978-2-11-162556-3 e-ISBN 978-2-11-162557-0 Sauf mention contraire :  les champs couvrent : France métropolitaine + DROM ;  les sources sont : DEPP-MENJS. En raison des arrondis, il arrive que dans certains tableaux et graphiques, la somme des pourcentages ne corresponde pas exactement à 100 %. Retrouvez sur les sites web du ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports et du ministère de l’Enseignement supérieur, de la Recherche et de l’Innovation, l’ensemble des données publiques couvrant tous les aspects structurels de l’éducation et de la recherche : – les derniers résultats d’enquêtes ; – les publications et rapports de référence ; – des données détaillées et actualisées ; – des répertoires, nomenclatures et documentation.  Consultez et téléchargez les données détaillées de Filles et garçons sur le chemin de l’égalité, de l’école à l’enseignement supérieur https://www.education.gouv.fr/etudes-et-statistiques Vous recherchez une information statistique : Retrouvez l’ensemble des publications et archives de la statistique de l’éducation sur DΣPPαDoc : https://archives-statistiques-depp.education.gouv.fr/ Contactez le centre de documentation par courriel : depp.documentation@education.gouv.fr Déclarée grande cause du quinquennat, l’égalité entre les femmes et les hommes est indissociable de la vocation de l’École de la République qui, parce qu’elle a pour mission l’émancipation individuelle et la réussite de chacun, doit mener le combat des inégalités à la racine. Cet ouvrage, publié chaque année par la DEPP, nous permet de mesurer à la fois le chemin déjà parcouru et l’ampleur de la tâche à venir. Comme les éditions précédentes, cette étude confirme que les filles réussissent mieux à l’école que les garçons. Si la part des filles s’est fortement accrue dans les disciplines scientifiques dans lesquelles elles réussissent très bien, elles sont encore trop peu nombreuses à s’orienter vers les métiers de l’ingénierie et vers ceux du numérique. À l’inverse, les enseignements des humanités, histoire-géographie, langues-littérature, sciences économiques et sociales sont toujours largement plébiscités par celles-ci. Il est donc indispensable de lutter contre l’autocensure et d’améliorer l’orientation des filles dans certaines filières, notamment le numérique. Nous avons amplifié nos actions de formation de nos personnels et de sensibilisation dans les classes et en direction des familles, et nommé dans chaque établissement des référents sur de tels enjeux. En parallèle, les politiques d’égalité des chances que nous conduisons sous l’impulsion du Président de la République, au premier rang desquelles la création d’un internat par département, le développement de cités éducatives au bénéfice de 200 000 élèves et le doublement des cordées de la réussite, sont autant de tremplins vers la réussite qui ciblent toutes les formes d’assignations. L’Éducation nationale se place ainsi à l’avant-poste de ce défi majeur pour notre école et pour notre société. Jean-Michel Blanquer Ministre de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports La publication Filles et garçons met en évidence des différences selon les sexes en matière de parcours et de réussite des jeunes, de choix d’orientation et de poursuite d’études entre filles et garçons, qui auront des incidences ultérieures sur l’insertion dans l’emploi mais aussi les inégalités professionnelles et salariales entre les femmes et les hommes. Elle constitue un état de situation nationale, que les acteurs locaux peuvent décliner au niveau des académies ou des établissements scolaires. Au début de l’école élémentaire, les filles ont des résultats équivalents aux garçons en mathématiques mais nettement supérieurs en français. Elles conservent cet avantage en français à la sortie de l’école élémentaire tout en redoublant moins souvent. En mathématiques cependant, elles attendent moins impatiemment les séances et ont des résultats légèrement inférieurs. Au cours de leurs scolarités au collège et au lycée, les filles se sentent davantage mises à l’écart. Elles subissent plus de violences à caractère sexuel tandis que les garçons subissent plus de violences physiques. Les filles trouvent les punitions plus justes et sont plus investies scolairement. Elles sont plus souvent scolarisées dans les sections linguistiques. Pendant le premier confinement, elles ont travaillé davantage et de façon plus autonome que les garçons. À la fin du collège, les filles ont un meilleur taux de réussite au diplôme national du brevet (DNB). Elles obtiennent de meilleurs résultats en français mais sont légèrement en retrait en mathématiques. Toutefois, elles ont une attitude plus proche des garçons concernant ces enseignements. Après le DNB, les filles s’orientent davantage en voie générale et technologique et les garçons en voie professionnelle et en apprentissage. Au lycée et en apprentissage, les filles et les garçons suivent des parcours différents. Dans la voie professionnelle, les filles vont davantage vers les spécialités sanitaires et sociales ou de l’habillement quand les garçons se dirigent plus souvent vers des spécialités en électricité, transport, ou cuisine. Dans la voie technologique, on retrouve une différenciation des orientations quasi similaire : les filles sont plus présentes en santé et social et les garçons dans la spécialité industrielle. Enfin, dans la voie générale, les filles sont majoritaires dans les options histoire-géographie, langues et littérature ou sciences de la vie tandis que les garçons le sont en option mathématiques. Les taux de réussite au baccalauréat et au CAP sont meilleurs chez les filles qui, en outre, obtiennent davantage de mentions, quelle que soit la série. Dans l’enseignement supérieur, les orientations poursuivent la tendance initiée dans l’enseignement secondaire. En dépit de leur réussite scolaire, les femmes se dirigent tendanciellement vers des formations et des spécialités moins valorisées socialement à l’exception de la médecine. En fin de formation initiale, les femmes obtiennent plus souvent un diplôme de l’enseignement supérieur que les hommes. Néanmoins, elles parviennent plus difficilement à tirer profit de leur diplôme. Elles ont plus de difficultés pour s’insérer professionnellement à diplôme égal et accèdent à des niveaux de poste souvent inférieurs à ceux des hommes. Présentation À l’école élémentaire : l’avantage scolaire des filles est précoce, notamment en maîtrise de la langue française Au collège, au lycée et en apprentissage : la réussite des filles se confirme et la différenciation des orientations s’initie Dans l’enseignement supérieur : la différenciation des orientations selon le genre poursuit celle du second degré À l’entrée dans la vie active : l’insertion professionnelle des femmes est plus difficile en dépit de leur réussite scolaire 1 2 3 4 4 1 À l’école élémentaire : l’avantage scolaire des filles est précoce, 61 71 80 82 83 83 87 87 55 68 75 77 79 79 79 83 Reconnaître les différentes écritures d’une lettre Comprendre des mots à l'oral Connaître le nom des lettres et le son qu’elles produisent Manipuler des syllabes Comparer des suites de lettres Manipuler des phonèmes Comprendre des phrases à l'oral Comprendre des textes à l'oral Lecture : en début de CP, 61 % des fi lles contre 55 % des garçons, présentent une maîtrise supérieure au seuil 2 dans le domaine « Reconnaître les diff érentes écritures d’une lettre ». Champ : France métropolitaine + DROM + Polynésie française et Saint-Pierre-et-Miquelon, Public + Privé sous contrat. 46 65 75 86 84 88 92 48 63 76 80 83 86 90 Placer un nombre sur une ligne numérique Résoudre des problèmes Comparer des nombres Quantifier des collections Reproduire un assemblage Écrire des nombres entiers Lire des nombres entiers Lecture : en début de CP, 46 % des fi lles contre 48 % des garçons, présentent une maîtrise supérieure au seuil 2 dans le domaine « Résoudre des problèmes ». Les performances des filles et des garçons sont comparables en mathématiques. En revanche, celles des filles sont nettement supérieures en français. Maîtrise des domaines évalués en début de CP, selon le sexe, à la rentrée 2020 (%) À l’entrée en CP En mathématiques En français Filles Garçons 5 notamment en maîtrise de la langue française 236 Filles 227 Garçons Lecture : les fi lles ont obtenu un score moyen de 227 points et les garçons de 236 points lors de l’enquête Cedre. Les filles sont en léger retrait en mathématiques par rapport aux garçons. Score moyen en mathématiques en CM2 lors de l’enquête Cedre selon le sexe en 2018-2019 À la fin du CM2 Filles 46 Garçons 64 Lecture : 46 % des fi lles et 64 % des garçons répondants en 2019 déclarent être « D’accord » ou « Tout à fait d’accord » avec l’affi rmation « J’attends les séances de mathématiques avec impatience ». Elles manifestent moins d’engouement pour les séances de mathématiques que les garçons. Part d’élèves de CM2 qui attendent avec impatience les séances de mathématiques selon le sexe en 2018-2019 (%) 6 1 À l’école élémentaire : l’avantage scolaire des filles est précoce, 533 526 521 491 531 516 509 478 Finlande Allemagne Italie France Filles Garçons Lecture : en France, pour l’épreuve de mathématiques, les fi lles ont obtenu un score moyen de 478 points et les garçons de 491 points. Source : IEA et DEPP-MENJS, enquête Timss 2019. Les scores aux tests de connaissances en mathématiques révèlent également un écart modéré en faveur des garçons. Scores moyens des élèves de CM1 selon le sexe et le pays lors de l’enquête Timss en 2018-2019 Dans les autres pays européens 7 notamment en maîtrise de la langue française Les filles sont moins souvent en retard scolaire que les garçons, surtout dans les milieux peu favorisés. Proportion d’élèves en retard à l’entrée en sixième selon la profession du responsable et le sexe à la rentrée 2020 (%) Agriculteur, artisan, commerçant Cadre Profession Intermédiaire Employé Ouvrier Inactif Filles Garçons Enseignant 1,0 1,0 2,0 2,5 3,5 4,5 9,0 1,5 1,5 3,0 4,0 4,5 6,0 11,5 Lecture : 1,0 % des fi lles et 1,5 % des garçons appartenant à une famille d’enseignant sont entrés en sixième avec au moins un an de retard. À la fin de l’école élémentaire 8 2 Au collège, au lycée et en apprentissage : la réussite des filles Les filles sont plus souvent scolarisées dans les sections linguistiques. Part de filles dans les sections linguistiques du collège selon la langue à la rentrée 2020 (%) 53 54 51 52 54 55 56 Italien Allemand Langues régionales Chinois Anglais Autres Espagnol Lecture : 56 % des élèves scolarisés en section linguistique d’espagnol sont des fi lles. 14 13 11 22 Mathématiques Français Filles Garçons Lecture : parmi les candidats au brevet, 22 % des fi lles et 11 % des garçons obtiennent plus de 14/20 à l’examen de mathématiques. Elles obtiennent des résultats nettement meilleurs en français. Part de candidats au diplôme national du brevet qui obtiennent plus de 14/20 aux épreuves de mathématiques ou de français selon le sexe en 2019 (%) Au collège 9 se confirme et la différenciation des orientations s’initie 241 Filles 233 Garçons Lecture : les fi lles ont obtenu un score moyen de 233 points et les garçons de 241 points lors de l’enquête Cedre. Les filles ont des résultats légèrement plus faibles que les garçons comme en CM2. Score moyen en mathématiques des élèves de troisième lors de l’enquête Cedre selon le sexe en 2018-2019 À la fin du collège 35 Filles 31 Garçons Lecture : 31 % des fi lles et 35 % des garçons répondants en 2019 déclarent être « D’accord » ou « Tout à fait d’accord » avec l’affi rmation « J’attends les séances de mathématiques avec impatience ». En revanche, leur engouement pour les mathématiques rejoint celui des garçons. Part d’élèves de troisième qui attendent avec impatience les séances de mathématiques selon le sexe en 2018-2019 (%) 10 2 Au collège, au lycée et en apprentissage : la réussite des filles En mathématiques 25 21 21 13 23 21 21 17 Italie France Allemagne Finlande Lecture : en Italie, 25 % des fi lles et 23 % des garçons ont de faibles compétences en mathématiques. Source : OCDE, traitement DEPP-MENJS. 91 76 84 71 Série générale Série professionnelle Filles Garçons Lecture : en 2019, 91 % des fi lles et 84 % des garçons qui se sont présentés au brevet (DNB) dans la série « générale » l’ont obtenu. Les filles réussissent mieux au diplôme national du brevet. Taux de réussite au diplôme national du brevet selon la série et le sexe en 2019 (%) À la fin du collège 19 16 16 7 28 25 24 20 Italie France Allemagne Finlande Lecture : en Italie, 19 % des fi lles et 28 % des garçons ont de faibles compétences en lecture. Le net avantage des filles en compréhension de l’écrit est observé dans la plupart des pays européens. Part d’élèves de 15 ans avec de faibles compétences selon l’enquête PISA en mai 2018 (%) En lecture Filles Garçons 11 se confirme et la différenciation des orientations s’initie Elles privilégient la voie scolaire à l’apprentissage. Poids de l’apprentissage selon le sexe dans les différents niveaux du second degré professionnel en 2019-2020 (%) Baccalauréat et diplômes de niveau équivalent CAP et diplômes de niveau équivalent 18 62 12 44 Filles Garçons Lecture : parmi les inscrits en CAP, 44 % des fi lles et 62 % des garçons suivent une formation dans le cadre de l’apprentissage. Source : DEPP-MENJS et DGER-MAA. Seconde générale et technologique Seconde professionnelle voie scolaire CAP voie scolaire Apprentissage Troisième (redoublement) Sorties* Filles Garçons Classe de 3e 71 % 57 % 24 % 18 % * Sorties vers les formations sociales ou de la santé, vers le marché du travail, ou départs à l’étranger. Lecture : 71 % des fi lles et 57 % des garçons scolarisés en troisième en 2017-2018 se sont orientés en seconde générale et technologique en 2018-2019. Les filles s’orientent davantage en voie générale et technologique que les garçons. Répartition des orientations prises après la classe de troisième selon le sexe en 2018-2019 (%) Après le collège 12 2 Au collège, au lycée et en apprentissage : la réussite des filles Réalisation du travail scolaire pendant la période de confinement des élèves du second degré, selon leurs parents (%) Encadré et aidé régulièrement 24 % 38 % 33 % 31 % 12 % 9 % 30 % 21 % Encadré mais non aidé Encadré et aidé occasionnellement Entièrement autonome Lecture : 24 % des fi lles et 38 % des garçons ont été aidés et encadrés régulièrement pour réaliser leurs activités scolaires, selon leurs parents, pendant la période de confi nement. De 3 heures ou plus 44 % 32 % 27 % 26 % De 2 heures à moins de 3 heures De 1 heure à moins de 2 heures 21 % 26 % 8 % 15 % Moins d'une heure Lecture : 44 % des fi lles et 32 % des garçons ont déclaré avoir consacré trois heures ou plus par jour aux activités scolaires pendant la période de confi nement Les filles ont consacré davantage de temps à leurs activités scolaires, et de manière plus autonome. Temps quotidien consacré par les élèves du second degré à leurs activités scolaires durant le confinement (%) Pendant le premier confinement Filles Garçons 13 se confirme et la différenciation des orientations s’initie Dans les établissements 37 5 42 11 14 42 18 11 51 13 35 6 11 28 2 2 Collège Avoir été victime au moins une fois d'un coup, d'une bagarre collective ou d'une bousculade Avoir participé à un jeu dangereux S'être senti mis à l'écart par des élèves Insulte à propos du sexe Voyeurisme, caresse ou baiser forcés Lycée S'être senti mis à l'écart par des élèves Insulte sexiste Victime d'un comportement déplacé à caractère sexuel Filles Garçons Elles sont davantage mises à l'écart ou victimes de violences à caractère sexuel tandis que les garçons sont concernés par plus de violences physiques. Proportions d’élèves déclarant des victimations au collège en 2016-2017 ou au lycée en 2017-2018 (%) Lecture : en 2017, 37 % des collégiennes et 51 % des collégiens déclarent avoir été victimes au moins une fois d’un coup, d’une bagarre collective ou d’une bousculade. 75 75 81 65 69 88 Les punitions sont très ou plutôt justes au collège Les punitions sont très ou plutôt justes au lycée Sécurité dans le lycée, aux abords du lycée et dans les transports scolaires Filles Garçons Les filles ont une perception du climat scolaire globalement positive, même si les garçons se sentent plus en sécurité. Opinion des élèves sur le climat scolaire dans leur collège en 2016-2017 ou leur lycée en 2017-2018 (%) Lecture : en 2017, 75 % des collégiennes et 66 % des collégiens trouvent que les punitions sont très ou plutôt justes. 14 2 Au collège, au lycée et en apprentissage : la réussite des filles Les filles sont majoritaires dans 1/3 des regroupements de spécialités professionnelles Les garçons sont majoritaires dans 2/3 des regroupements de spécialités professionnelles Nombre de spécialités selon le sexe majoritaire Les orientations différenciées dans les voies et spécialités préfigurent la division du travail selon le genre. Part de filles dans les classes de terminale baccalauréat à la rentrée 2019 (voies professionnelle et technologique) ou 2020 (voie générale) (%) 2 11 26 38 54 91 91 8 48 51 87 36 56 59 66 72 Électricité, électronique ST de l'industrie et du développement durable Transport, manutention, magasinage Agroalimentaire, alimentation, cuisine Mathématiques, physique Voie professionnelle Voie technologique ST du management et de la gestion Commerce, vente Voie générale Histoire-géographie, SES Physique, SVT Histoire-géographie, LLCER ST de la santé et du social Habillement Spécialités sanitaires et sociales Doublette d'options en voie générale Série technologique Regroupement de spécialités professionnelles Des plus féminisées aux moins féminisées Lecture : à la rentrée 2019, dans les classes de terminale professionnelle des spécialités sanitaires et sociales, 91 % des élèves sont des fi lles. Source : DEPP-MENJS et DGER-MAA. Au lycée 15 se confirme et la différenciation des orientations s’initie Elles obtiennent davantage de mentions dans toutes les séries de baccalauréat. Part de mentions bien ou très bien au baccalauréat parmi les candidats selon le sexe à la session 2019 (%) 35 27 29 17 21 13 16 17 14 29 18 22 16 19 7 9 13 11 Bac S Bac ES Bac L Bac STI2D Bac STL Bac STMG Bac ST2S Bac pro Production Bac pro Services Tous bac Filles Garçons 24 18 Lecture : 35 % des candidates et 29 % des candidats présents au baccalauréat scientifi que (S) en 2019 l’ont obtenu avec une mention « bien » ou « très bien ». 90 93 92 92 92 92 88 91 86 85 88 90 86 90 89 88 90 88 82 85 81 79 83 85 Tous bac Bac S Bac ES Bac L Bac STI2D Bac STL Bac STMG Bac ST2S Bac pro Production Bac pro Services CAP voie scolaire CAP apprentissage Filles Garçons Lecture : 93 % des fi lles et 90 % des garçons qui se sont présentés au baccalauréat scientifi que l’ont obtenu. Les filles réussissent plus souvent au baccalauréat et au CAP quelles que soient les voies. Taux de réussite au CAP et au baccalauréat à la session 2019 (%) À la fin du lycée 16 3 Dans l’enseignement supérieur : la différenciation des orienta31 53 73 40 61 65 70 23 41 60 28 51 84 56 STS production Formations d'ingénieurs 2 CPGE scientifiques Universités - Sciences, Staps IUT Écoles de commerce, gestion et comptabilité CPGE économiques Ensemble étudiants STS services Universités - Droit, économie, AES Universités - Médecine, odontologie, pharmacie Universités - Langues, lettres, sciences humaines CPGE littéraires Formations paramédicales et sociales 1 Du plus féminisé au moins féminisé 1. Données 2018-2019. 2. Ensemble des formations d’ingénieurs (universitaires ou non), y compris formations en partenariat. Lecture : en 2019, les femmes représentent 84 % des inscrits dans les formations paramédicales et sociales. Source : DEPP-MENJS, SIES-MESRI et DGER-MAA. La différenciation des orientations initiée dans le secondaire se poursuit. Part des femmes dans l’enseignement supérieur selon la formation ou le type d’institution en 2019-2020 (%) En cours de formation 17 tions selon le genre poursuit celle du second degré Master, doctorat, école d'ingénieurs, école de commerce Licence, BTS, DUT, diplôme paramédical et social Brevet, aucun diplôme 28 % 20 % 24 % 20 % 31 % 33 % 8 % 11 % 10 % 15 % CAP ou équivalent Baccalauréat ou équivalent Filles Garçons Lecture : en moyenne sur 2016, 2017 et 2018, 28 % des femmes sorties du système éducatif sont titulaires d’un diplôme équivalent au master ou d’un diplôme supérieur, contre 20 % des hommes. Source : Insee, traitement DEPP-MENJS. Les femmes sont davantage diplômées. Répartition des sortants de formation initiale en fonction de leur diplôme le plus élevé selon le genre en 2016-2018 (%) Elles sont majoritaires dans la plupart des diplômes universitaires mais dans une moindre mesure en master et en doctorat. Part de femmes selon les diplômes délivrés à la session 2018 (%) Lecture : parmi les étudiants qui ont obtenu une licence universitaire de santé, 68 % sont des femmes. Source : SIES-MESRI. 37 68 68 41 64 67 40 54 60 62 Licence universitaire Sciences, staps Doctorat universitaire Sciences, staps Master universitaire Sciences, staps Doctorat universitaire Autre Doctorat universitaire Santé Diplôme d'État de docteur en médecine Master universitaire Santé Master universitaire Autre Licence universitaire Autre Licence universitaire Santé À la sortie de formation 18 3 Dans l’enseignement supérieur : la différenciation des orientaElles sont plus souvent diplômées de l’enseignement supérieur, l’écart est très prononcé dans certains pays. Part des diplômés de l’enseignement supérieur parmi les 30-34 ans en 2019 (%) 22 35 42 39 34 36 52 57 Femmes Hommes Finlande Allemagne Italie France Lecture : en Finlande, 57 % des femmes et 39 % des hommes âgés de 30 à 34 ans sont diplômés de l’enseignement supérieur. Pour cet indicateur européen, la cible défi nie par la stratégie Europe 2020 est d’atteindre au moins 40 % en 2020. Source : Eurostat, traitement DEPP-MENJS. 15,5 12 9,5 8,5 11,5 8,5 7 6 Femmes Hommes Finlande Allemagne Italie France Lecture : en Finlande, 6,0 % des femmes et 8,5 % des hommes âgés de 18 à 24 ans sont sortants précoces, c’est-à-dire qu’ils n’ont pas suivi de formation au cours des quatre semaines précédant l’enquête et ont au plus le diplôme national du brevet. Pour cet indicateur européen, la cible défi nie par la stratégie Europe 2020 est de réduire la part de sortants précoces à moins de 10 % en 2020. Source : Eurostat, traitement DEPP-MENJS. Les femmes sont davantage protégées que les hommes des sorties précoces du système scolaire. Part des sortants précoces parmi jeunes âgés de 18 à 24 ans en 2019 (%) Dans les autres pays européens 19 tions selon le genre poursuit celle du second degré Dans les autres pays européens Les spécialités des diplômes sont également dépendantes du genre. Écarts de points de pourcentage entre les genres suivant la répartition des diplômés de l’enseignement supérieur dans les différentes spécialités de formation en 2018 Lettres et arts Commerce, administration et droit Ingénierie, industries de transformation et construction Santé et protection sociale Écarts en faveur des femmes Écarts en faveur des hommes 7 1 6 5 3 6 7 7 5 4 9 15 5 1 12 3 Lecture : en Italie, le pourcentage de femmes qui obtiennent un diplôme dans le domaine des lettres et des arts est supérieur de 7 points à celui des hommes. Source : Eurostat, traitement DEPP-MENJS. 20 4 À l’entrée dans la vie active : l’insertion professionnelle des 26 39 42 57 54 64 69 70 21 34 41 48 55 60 66 66 CAP voie scolaire Baccalauréat professionnel voie scolaire Ensemble voie scolaire CAP et diplômes de niveau équivalent en apprentissage BTS voie scolaire Ensemble apprentissage Baccalauréat professionnel et diplômes de niveau équivalent en apprentissage BTS et diplômes de niveau équivalent en apprentissage Femmes Hommes Lecture : parmi les sortants du système scolaire qui ont obtenu un BTS, ou un diplôme de niveau équivalent, en apprentissage en 2019 (i.e. ceux qui ne sont plus en formation), 66 % des femmes et 70 % des hommes sont en emploi en janvier 2020. Champ : France métropolitaine + DROM hors Mayotte. Source : DARES et DEPP-InserJeunes-MENJS. L’insertion dans l’emploi est globalement plus difficile pour les femmes que pour les hommes après un cycle professionnel. Taux d’emploi 6 mois après la sortie de formation en cycle professionnel selon le niveau de sortie et le genre en janvier 2020 (%) 6 mois après la sortie de formation 21 femmes est plus dificile en dépit de leur réussite scolaire 70 80 74 81 87 82 DUT LP Master Note : les diplômés des masters métier de l’enseignement sont exclus. Lecture : 30 mois après l’obtention du diplôme, 70 % des diplômées et 81 % des diplômés d’un DUT occupent un emploi stable (en CDI, fonctionnaires ou travailleurs indépendants), au 1er décembre 2019. Source : SIES-MESRI. En dépit de leur réussite scolaire, les femmes occupent moins d’emplois stables que les hommes à diplôme équivalent. Taux d’emploi stable des diplômés universitaires de 2017 selon le genre trente mois après l’obtention de leur diplôme (%) 30 mois après la sortie de formation 54 69 90 76 86 93 DUT LP Master Note : les diplômés des masters métier de l’enseignement sont exclus. Lecture : 30 mois après l’obtention du diplôme, 54 % des diplômées et 76 % des diplômés d’un DUT qui sont en emploi sont devenus cadre ou profession intermédiaire au 1er décembre 2019. Source : SIES-MESRI. Elles occupent moins d’emplois de cadres et de professions intermédiaires que les hommes surtout avec des diplômes de premier cycle. Taux de cadres ou professions intermédiaires parmi Les diplômés universitaires de 2017 selon le genre trente mois après l’obtention de leur diplôme (%) Filles Garçons A AES Administration économique et sociale. BTS Brevet de technicien supérieur. CAP Certificat d’aptitude professionnelle. CPGE Classe préparatoire aux grandes écoles. DEPP Direction de l’évaluation, de la prospective et de la performance. DNB Diplôme national du brevet. DUT Diplôme universitaire de technologie. IEA International Association for the Evaluation of Educational Achievement. IUT Institut universitaire de technologie. LLCER Langues, littératures et cultures étrangères et régionales. MAA Ministère de l’Agriculture et de l’Alimentation. MENJS Ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports. MESRI Ministère de l’Enseignement supérieur, de la Recherche et de l’Innovation. OCDE Organisation de coopération et de développement économiques. SES Sciences économiques et sociales. SIES (sous-direction des) systèmes d’information et des études statistiques. ST Sciences et technologies. Staps Sciences et techniques des activités physiques et sportives. STI2D Sciences et technologies de l’industrie et du développement durable. STL Sciences et technologies de laboratoire. STS Section de technicien supérieur. ST2S Sciences et technologies de la santé et du social. SVT Sciences de la vie et de la Terre. B C D I L M O S Sigles et abréviations Méthodologie Proportion d’élèves en retard à l’entrée en sixième selon la profession du responsable et le sexe La profession est celle du responsable légal déclaré par l’établissement. Les catégories agriculteur et artisan ou commerçant ont été regroupées car elles présentent un profil similaire. Taux de réussite au CAP et au baccalauréat selon le sexe Seules les catégories de l’apprentissage et de la voie scolaire sont présentées ici, les résultats se distinguent de ceux d’autres publications qui présentent l’ensemble des catégories de candidats au CAP. Achevé d’imprimer en mars 2021 sur les presses de reprographie du site Dutot DEPP-MENJS – 75015 Paris Les données présentées dans cette brochure s’appuient, pour une large part, sur les publications de la DEPP [Repères et références statistiques, l’état de l’École, Notes d’Information]. Ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports Ministère de l’Enseignement supérieur, de la Rercherche et de l’Innovation Direction de l’évaluation, de la prospective et de la performance Directrice de la publication Fabienne Rosenwald Rédacteur en chef Maxime Jouvenceau Responsable d’édition Soupha phone Douangdara Secrétaire d’édition Bernard Javet Conception graphique Anthony Fruchart Frédéric Voiret Contributeurs DEPP-A1 DEPP-B1 DEPP-B2 DEPP-B3 DEPP-MIREI SIES-Sup ISBN 978-2-11-162556-3 e-ISBN 978-2-11-162557-0 Sauf mention contraire :  les champs couvrent : France métropolitaine + DROM ;  les sources sont : DEPP-MENJS. En raison des arrondis, il arrive que dans certains tableaux et graphiques, la somme des pourcentages ne corresponde pas exactement à 100 %. Retrouvez sur les sites web du ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports et du ministère de l’Enseignement supérieur, de la Recherche et de l’Innovation, l’ensemble des données publiques couvrant tous les aspects structurels de l’éducation et de la recherche : – les derniers résultats d’enquêtes ; – les publications et rapports de référence ; – des données détaillées et actualisées ; – des répertoires, nomenclatures et documentation.  Consultez et téléchargez les données détaillées de Filles et garçons sur le chemin de l’égalité, de l’école à l’enseignement supérieur https://www.education.gouv.fr/etudes-et-statistiques Vous recherchez une information statistique : Retrouvez l’ensemble des publications et archives de la statistique de l’éducation sur DΣPPαDoc : https://archives-statistiques-depp.education.gouv.fr/ Contactez le centre de documentation par courriel : depp.documentation@education.gouv.fr Filles et garçons sur le chemin de l’égalité, de l’école à l’enseignement supérieur 2021 9 782111 625563 1. À l’école élémentaire : l’avantage scolaire des filles est précoce, notamment en maîtrise de la langue française 2. Au collège, au lycée et en apprentissage : la réussite des filles se confirme et la différenciation des orientations s’initie 3. Dans l’enseignement supérieur : la différenciation des orientations selon le genre poursuit celle du second degré 4. À l’entrée dans la vie active : l’insertion professionnelle des femmes est plus difficile en dépit de leur réussite scolaire 2021Filles et garçons sur le chemin de l’égalité, de l’école à l’enseignement supérieur Au format texte : NOTE D’INFORMATION Ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports Directrice de la publication : Fabienne Rosenwald Auteure : Fanny Thomas, DEPP-B1 Édition : Bernard Javet Maquettiste : Frédéric Voiret e-ISSN 2431-7632 .n° 21.12 – Mars 2021. Résultats définitifs de la session 2020 du baccalauréat : des bacheliers plus nombreux et des écarts de réussite selon la voie, le sexe, le statut et l’âge plus resserrés  Avec 760 800 candidats et 723 000 bacheliers, le taux de réussite au baccalauréat 2020 est de 95,0 %, un niveau jamais atteint, dans un contexte de modalités d’organisation adaptées à l’état d’urgence sanitaire lié à l’épidémie de covid-19. Il est de 97,6 % dans la voie générale, 95,0 % en technologique et 90,4 % en professionnel. Les écarts de réussite selon la voie, le sexe, le statut et l’âge des candidats sont nettement moins importants en 2020 que pour les sessions précédentes. En 2020, 87,0 % d’une génération est titulaire du baccalauréat, soit 7,3 points de plus qu’en 2019. Avec l’aménagement des modalités d’organisation du baccalauréat, les candidats ont été plus nombreux à être autorisés à se présenter à la session de remplacement en septembre, surtout parmi ceux de l’enseignement à distance et les candidats individuels. La réussite à cette session est globalement moins importante que les années précédentes. En 2020, l’espérance d’obtenir le baccalauréat pour un élève de sixième sous statut scolaire est la plus forte dans les académies d’Île-de-France, de Guadeloupe et de Martinique. Dans toutes les académies, les voies générale et technologique sont prépondérantes dans l’accès au baccalauréat pour les élèves de sixième.  Dans le contexte des mesures prises pour limiter la propagation de l’épidémie de covid-19 et le cadre de l’état d’urgence sanitaire, les modalités d’organisation du baccalauréat ont été modifiées pour la session 2020. Les épreuves du premier groupe ont été annulées. Pour les candidats ayant suivi une scolarité pendant l’année 2019-2020, les épreuves du baccalauréat ont été validées à partir des notes de contrôle continu, c’està-dire les notes obtenues aux évaluations réalisées pendant l’année de formation. Les épreuves du second groupe, dites épreuves de rattrapage ont été maintenues pour les candidats dont la note globale à l’examen à l’issue du premier groupe était égale ou supérieure à 8 et inférieure à 10 sur 20. Les candidats, n’ayant pas pu faire valoir des résultats de contrôle continu auprès du jury, se sont présentés aux épreuves de remplacement organisées en septembre 2020. Au total, les sessions de juin et de septembre ont vu 760 800 candidats se présenter au baccalauréat en 2020, soit 1 700 de plus que l’année précédente (+ 0,2 %). Cette relative stabilité cache des disparités : les effectifs des voies générale et technologique progressent (respectivement + 2 500 et + 1 000), tandis que celui de la voie professionnelle est en recul de 1 800. À la session 2020 du baccalauréat, 87,0 % d’une génération est titulaire du diplôme, soit une hausse de plus de 7 points par rapport à 2019. Cette proportion augmente dans les trois voies : + 3,9 points dans la voie générale, + 1,6 point dans la voie technologique et + 1,9 point en professionnel  figure 1. Depuis 1980, le nombre annuel de diplômés du baccalauréat a plus que triplé et la proportion de bacheliers dans une génération a gagné plus de 60 points. Cette forte progression résulte surtout de la croissance du nombre de bacheliers généraux et de l’important essor du baccalauréat professionnel, mis en place à partir de 1987. Entre 1995 et 2008, en contraste avec la longue période de croissance qui a précédé, la proportion de bacheliers dans une génération atteint un palier et oscille autour de 62 %. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020p Général Technologique Professionnel 1987 : première session du baccalauréat professionnel 2009 : création de l'épreuve de rattrapage au baccalauréat professionnel 2011-2014 : réforme de la voie professionnelle 22,8 18,0 46,3 Évolution de la proportion de bacheliers dans une génération depuis 1980 (en %) Champ : France métropolitaine avant 2001, France métropolitaine et DROM hors Mayotte ensuite. Source : DEPP-MENJS, Systèmes d’information Ocean, Cyclades ; MAA ; Insee - recensement de la population. Réf. : Note d’Information, n° 21.12. © DEPP  1 2 Ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports, DEPP  NOTE D’INFORMATION n° 21.12  Mars 2021 Elle augmente de 3 points en 2009 suite à l’instauration de la session de rattrapage du baccalauréat professionnel, puis de 13 points entre 2010 et 2012 avec la réforme de la voie professionnelle. Après une phase de transition, elle reprend une progression plus lente essentiellement grâce à la poursuite de la progression de la voie générale (+ 3,0 points entre 2015 et 2019). La hausse de plus de 7 points observée pour la proportion de bacheliers dans une génération en 2020 est directement liée à la forte progression de la réussite lors de cette session. Avec 723 000 admis, le taux de réussite au baccalauréat est de 95,0 % en 2020, soit 7,0 points de plus qu’à la session précédente  figure 2. La hausse est la plus importante dans la voie professionnelle : elle est de 8,0 points contre 6,5 dans la voie générale et 6,8 en technologique. Le taux de réussite de la voie professionnelle dépasse ainsi pour la première fois le seuil de 90 %. Il reste cependant inférieur de plus de 7 points à celui de la voie générale et de 4 points par rapport à la voie technologique. Le taux de réussite au baccalauréat progresse de 6,5 points dans la voie générale, un peu moins fortement dans la série L À la session 2020 du baccalauréat, 393 700 candidats se sont présentés dans la voie générale  figure 3. Avec 2 500 candidats de plus qu’en 2019, elle poursuit sa lente progression. Seul l’effectif de la série L diminue (- 600). Après avoir oscillé autour de 320 000 entre 2002 et 2011, l’effectif de présents dans l’ensemble de la voie générale a augmenté de 72 100, dont 40 900 dans la série S. En 2020, les candidats se sont moins souvent présentés en candidats individuels (- 900), et plus souvent sous statut scolaire (+ 2 900) ou en enseignement à distance (+ 500) que l’année précédente. La réussite au baccalauréat général est de 97,6 % en 2020. Elle progresse de 6,5 points par rapport à 2019. Avec 96,3 %, la réussite de la série L progresse de 4,9 points, soit un peu moins que celle des séries ES (+ 7,0 points avec 97,6 %) et S (+ 6,6 points avec 97,9 %). À l’issue de cette session, 384 200 candidats obtiennent un baccalauréat général, soit 27 800 de plus qu’en 2019 (+ 10 300 en ES, +2 300 en L, + 15 200 en S). Par rapport à la session 2002, le nombre annuel de diplômés de la voie générale augmente de 124 100 (hors Mayotte). Corrélativement, avec 46,3 % en 2020, la proportion de bacheliers généraux dans une génération augmente de 3,9 points par rapport à 2019 et de 13,9 points par rapport à 2002. La hausse de la réussite s’accompagne d’une hausse des mentions dans la voie générale. Parmi les présents, la part des admis avec mention passe de 52,5 % en 2019 à 68,3 % en 2020, soit 15,8 points de plus. Dans la série L, où le taux de réussite a progressé plus faiblement que dans les autres séries de la voie générale, l’augmentation de la part de candidats admis avec mention est moins importante (+ 10,4 points contre plus de 16 points supplémentaires en ES et S). Le taux de réussite au baccalauréat est supérieur à 95 % dans toutes les séries technologiques, sauf en STMG Comme dans la voie générale, l’effectif de présents au baccalauréat technologique continue d’augmenter légèrement. Avec 158 200 candidats présents en 2020,  3 Résultats du baccalauréat 2020 selon la voie, la série, le secteur et le sexe Présents Admis Répartition des présents par mention (%) Taux de réussite (%) Total Filles Très bien Bien Assez bien Sans mention Total Filles Garçons Baccalauréat général ES 133 589 60,7 130 389 12,1 21,2 31,7 32,6 97,6 98,3 96,6 L 56 604 79,1 54 516 13,0 21,1 30,0 32,2 96,3 96,9 94,1 S 203 523 47,6 199 253 20,4 23,7 27,5 26,3 97,9 98,5 97,3 Toutes séries 393 716 56,6 384 158 16,5 22,5 29,3 29,3 97,6 98,1 96,9 Baccalauréat technologique STI2D 34 625 7,9 33 252 4,7 18,3 34,7 38,4 96,0 97,1 95,9 STL 9 107 56,7 8 723 6,2 18,8 32,1 38,8 95,8 96,7 94,6 STAV 5 340 48,9 5 272 1,5 11,3 36,2 49,7 98,7 98,6 98,8 STMG 79 081 50,8 73 621 3,0 14,7 32,3 43,2 93,1 95,1 91,1 ST2S 23 857 86,8 22 967 5,9 19,1 34,2 37,1 96,3 96,7 93,6 STD2A 3 558 76,3 3 525 18,0 34,9 31,4 14,8 99,1 99,4 97,9 TMD 337 56,4 335 32,1 30,3 24,3 12,8 99,4 100,0 98,6 STHR 2 325 55,5 2 277 7,9 22,8 35,5 31,8 97,9 98,1 97,7 Toutes séries 158 230 47,7 149 972 4,4 16,9 33,2 40,3 94,8 96,0 93,6 Baccalauréat professionnel Production 96 602 15,2 87 019 4,9 18,1 33,1 34,0 90,1 93,1 89,5 Services 112 285 64,4 101 822 4,3 19,7 35,2 31,5 90,7 92,9 86,8 Tous secteurs 208 887 41,6 188 841 4,6 19,0 34,2 32,7 90,4 92,9 88,6 Total baccalauréat 760 833 50,6 722 971 10,7 20,3 31,5 32,5 95,0 96,5 93,5 Champ : France métropolitaine et DROM. Source : DEPP-MENJS, Systèmes d’information Ocean, Cyclades ; MAA. Réf. : Note d’Information, n° 21.12. © DEPP 97,6 95,0 90,4 94,8 70 75 80 85 90 95 100 1995 2000 2005 2010 2015 2020 Voie générale Voie technologique Voie professionnelle Total baccalauréat Évolution du taux de réussite au baccalauréat selon la voie depuis 1995 (en %) Champ : France métropolitaine et DROM hors Mayotte jusqu’en 2010, y compris Mayotte ensuite. Source : DEPP-MENJS, Systèmes d’information Ocean, Cyclades ; MAA. Réf. : Note d’Information, n° 21.12. © DEPP  2 Ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports, DEPP  NOTE D’INFORMATION n° 21.12  Mars 2021 3 il a progressé de 1 000 par rapport à l’année dernière. Cet effectif est en hausse constante depuis 2016 (+ 20 300 candidats entre 2015 et 2020). La croissance a été particulièrement notable à la session 2018, alors qu’arrivaient au niveau du baccalauréat les élèves de seconde ayant connu la baisse des redoublements en seconde entre 2014 et 2015. La période 2016-2020 contraste avec 2004-2015, période pendant laquelle la voie technologique a perdu 50 000 candidats, surtout dans les séries qui correspondent aujourd’hui à STMG et STI2D. À la session 2020, la progression est concentrée dans les séries STMG, STD2A et TMD. Toutes les autres séries sont en recul. La série STMG reste la plus nombreuse, suivie par STI2D et ST2S. À elles trois, elles représentent près de 87 % des candidats de la voie technologique. À la session 2020, le taux de réussite au baccalauréat technologique est de 94,8 % soit 6,8 points de plus qu’en 2019. Il est supérieur à 95 % dans toutes les séries technologiques, sauf en STMG. Dans les séries STD2A, TMD et STHR, où la réussite était déjà proche de 95 % et même supérieure l’année dernière, la progression ne dépasse pas 3,2 points. Dans les autres séries technologiques, elle est d’au moins 5,6 points, et atteint même 10,1 points en STAV. Avec 150 000 candidats au baccalauréat technologique diplômés en 2020, l’effectif augmente de 11 700 par rapport à l’année précédente. Dans le même temps, la proportion de bacheliers technologiques dans une génération passe de 16,4 % en 2019 à 18,0 % en 2020 (+ 1,6 point). La part de candidats au baccalauréat technologique admis avec mention est de 54,5 % en 2020, soit 14,3 points de plus qu’en 2019. Globalement, la hausse porte essentiellement sur les mentions Assez bien et Bien . La part d’admis avec mention est de 84,3 % en STD2A et 86,6 % en TMD, séries où le taux de réussite dépasse 99 %. Elle est comprise entre 49,0 % et 66,1 % dans les autres séries technologiques. Avec un taux de réussite de 90,4 %, la voie professionnelle progresse plus que les voies générale et technologique L’effectif de candidats au baccalauréat professionnel présents en 2020 est inférieur à celui de l’année précédente de 1 800. Après une période marquée par de fortes variations de 2010 à 2015 avec une hausse totale de 81 300 présents hors Mayotte, l’effectif de candidats au baccalauréat professionnel évolue plus modérément (- 10 500 candidats entre 2015 et 2020). Entre 2019 et 2020, la baisse est plus importante dans le secteur des services (- 1 200 candidats) que dans celui de la production (- 600 candidats). Le secteur des services reste majoritaire au sein de la voie professionnelle avec 53,8 % des candidats. Avec un taux de réussite de 90,4 % en 2020, la voie professionnelle progresse plus que les voies générale et technologique (+ 8,0 points). La hausse est plus importante dans le secteur de la production (+ 8,8 points) que dans celui des services (+ 7,3 points). À la session 2020, 188 800 candidats obtiennent un baccalauréat professionnel, soit 15 200 de plus qu’en 2019. Ce qui porte la proportion de bacheliers professionnels dans une génération à 22,8 % en 2020, avec une augmentation de 1,9 point par rapport à l’année précédente. Tant du point de vue de la réussite à l’examen que de l’obtention d’une mention, la voie professionnelle est celle qui progresse le plus entre 2019 et 2020. La part de candidats admis avec mention augmente de 16,1 points, passant de 41,7 % à 57,8 %. Les écarts de réussite selon la voie, le sexe, le statut et l’âge se réduisent La réussite au baccalauréat 2020 est nettement plus élevée qu’en 2019. La progression est en général plus importante parmi les groupes de candidats qui ont les taux de réussite les moins élevés  figure 4. Elle est plus importante dans la voie professionnelle, et l’écart entre les trois voies se resserre. Le taux de réussite de la voie professionnelle reste cependant sensiblement inférieur à ceux des voies générale et technologique en 2020. Par rapport à la voie professionnelle, l’écart est encore de 7,2 points avec la voie générale et de 4,4 points avec la voie technologique. En voie générale et en voie technologique, quelle que soit la série, l’écart de réussite selon le sexe se réduit aussi entre 2019 et 2020. Le constat est le même pour les spécialités professionnelles de la production. Dans les services, l’écart augmente très légèrement (+ 0,1 point). Toutes voies confondues, il passe de 4,6 points en 2019 à 3,0 en 2020. Les écarts de réussite selon le statut ou l’âge des candidats diminuent eux aussi très nettement entre 2019 et 2020. Le taux de réussite au baccalauréat selon le statut s’étendait de 48,7 % pour les individuels à 88,8 % pour les scolaires en 2019, soit une amplitude de 40,1 points. Cet écart est de 30,7 points en 2020. Selon l’âge, l’écart entre le taux de réussite le plus élevé (celui des 18 ans ou moins) et le plus faible passe de 18,8 points en 2019 à 11,6 en 2020. La session de remplacement pèse plus dans les résultats du baccalauréat en 2020 Les résultats publiés ici incluent ceux de la session de remplacement qui a eu lieu en septembre. Ils sont sensiblement différents de ceux à l’issue de la session normale de juin. Habituellement, près de 0,5 % des candidats au baccalauréat se présentent à la session de remplacement. L’aménagement des modalités d’organisation du baccalauréat 2020 a eu pour conséquence de porter cette proportion à 2,1 %  figure 5. L’autorisation à se présenter à la session de remplacement est habituellement offerte aux candidats n’ayant pu se présenter à la session normale en raison de force majeure. En 2020, elle a été élargie aux candidats se trouvant dans l’impossibilité de présenter tout ou partie des résultats de contrôle continu lors de la session normale et, à titre exceptionnel, à certains ayant échoué en juin. Les candidats de l’enseignement à distance et les candidats individuels, par la forme de leur scolarité, ont été plus que les 2019 2020 18 ans ou - 19 ans 20 ans 21 ans ou + 2019 2020 Filles Garçons 2019 2020 Apprentissage Enseignement à distance Formation continue Individuel Scolaire 0 20 40 60 80 100 2019 2020 Général Technologique Professionnel Taux de réussite au baccalauréat selon la voie, le sexe, le statut et l’âge (en %) - Sessions 2019 et 2020 Champ : France métropolitaine et DROM. Source : DEPP-MENJS, Systèmes d’information Ocean, Cyclades ; MAA. Réf. : Note d’Information, n° 21.12. © DEPP  4 4 Ministère de l’Éducation nationale, de la Jeunesse et des Sports, DEPP  NOTE D’INFORMATION n° 21.12  Mars 2021 autres concernés par cette mesure : en 2019, respectivement 6 % et 5 % d’entre eux se sont présentés en septembre, contre 33 % et 88 % en 2020. Elle a peu touché les candidats de la formation continue ou sous statut scolaire, et pas du tout ceux en apprentissage. Ainsi, la structure des candidats de la session de remplacement selon leur statut a été profondément modifiée. La part de candidats de l’enseignement à distance est passée de 5,0 % en 2019 à 7,5 % en 2020, et celle des candidats individuels de 13,6 % à 41,7 %. À l’inverse, 74,3 % des candidats de la session de remplacement étaient sous statut scolaire en 2019 contre 49,0 % en 2020 (voir Pour en savoir plus  − figure 5.1). Comme chaque année, les candidats de la session de remplacement obtiennent moins souvent le baccalauréat que ceux de la session normale : 51,9 % contre 96,0 %. Globalement, leur taux de réussite diminue de 2,4 points par rapport à l’année précédente. La diminution parmi les candidats de l’apprentissage (- 12,6 points), de la formation continue (- 8,4 points) et sous statut scolaire (- 14,3 points) est en partie compensée par la forte augmentation parmi les candidats de l’enseignement à distance (+ 25,2 points) et les candidats individuels (+ 27,3 points) (voir Pour en savoir plus  − figure 5.2). Dans toutes les académies, les voies générale et technologique sont prépondérantes dans l’accès au baccalauréat pour les élèves de sixième L’espérance d’obtenir le baccalauréat pour un élève de sixième s’étend de 54,1 % à Mayotte à 82,2 % à Paris à la session 2019. Les jeunes de sixième ont une probabilité d’accéder au baccalauréat qui repose presque uniquement sur le statut scolaire, et surtout sur les voies générale et technologique, très peu via l’apprentissage. Les académies de Besançon, Normandie, Dijon, Nantes et Strasbourg se distinguent des autres par un accès via l’apprentissage un peu plus important. Les académies de Paris et de Versailles font partie de celles où l’espérance d’obtenir le baccalauréat pour un élève de sixième sous statut scolaire est globalement la plus forte à la session 2020  figure 6. Les voies générale et technologique y sont aussi largement prépondérantes et la voie professionnelle pèse très peu. Cette dernière pèse un peu plus dans l’académie de Créteil. La forte espérance d’obtenir le baccalauréat pour un élève de sixième des académies de Guadeloupe et de Martinique repose sur un équilibre entre la voie professionnelle et les voies générale et technologique. À l’opposé, l’espérance d’obtenir le baccalauréat pour un élève de sixième sous statut scolaire est particulièrement faible dans l’académie de Guyane. Elle est également peu élevée dans les académies de Besançon, de Dijon et de Mayotte. Malgré l’importance relative de la probabilité d’accès au baccalauréat professionnel, les élèves de sixième de Besançon, de Guyane et de Mayotte ont une faible probabilité d’obtenir le baccalauréat toutes voies confondues. En effet, la probabilité d’accéder au baccalauréat par la voie générale et technologique est faible. Dans l’académie de Dijon, l’espérance d’obtenir le baccalauréat pour un élève de sixième est faible à la fois dans la voie professionnelle et dans la voie générale et technologique. L’espérance d’obtenir le baccalauréat général et technologique pour un élève de sixième est relativement importante dans les académies de Corse, de Lyon et de Nice. Cependant, elle est parmi les plus faibles dans la voie professionnelle pour ces trois académies, ce qui conduit à un accès au baccalauréat toutes voies confondues moins important. Entre 2019 et 2020, l’espérance d’obtenir le baccalauréat pour un élève de sixième sous statut scolaire augmente dans toutes les académies sauf Grenoble et Toulouse. Dans ces académies, la voie générale et technologique est à la baisse. C’est également le cas pour les académies de Besançon, Clermont-Ferrand, Dijon, Limoges, Montpellier et Reims. À Mayotte, la voie générale et technologique augmente de manière spectaculaire (+ 12,3 points). Dans la voie professionnelle, les évolutions entre 2019 et 2020 sont toutes à la hausse (entre + 0,5 et + 5,5 points).  POUR EN SAVOIR PLUS Retrouvez la Note d’Information 21.12, ses figures et données complémentaires sur education.gouv.fr/etudes-et-statistiques 0 20 40 60 80 100 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 Apprentissage Enseignement à distance Formation continue Individuel Scolaire Juin Septembre Répartition des candidats entre les sessions de juin et de septembre selon le statut (en %) - Sessions 2019 et 2020 Note : en 2019, 99,3 % des candidats en apprentissage se sont présentés à la session de normale de juin et 0,7 % à celle de remplacement en septembre. En 2020, la répartition est de 99,2 % en juin et 0,8 % en septembre. Champ : candidats présents aux sessions normale et de remplacement, France métropolitaine et DROM, hors série et spécialités agricoles. Source : DEPP-MENJS, Système d’information Ocean-Cyclades. Réf. : Note d’Information, n° 21.12. © DEPP  5 moins de 73,0 % 73,0 à 74,9 % 75,0 à 76,4 % 76,5 à 82,9 % 83,0 % et plus Espérance d’obtenir le baccalauréat sous statut scolaire pour un élève de sixième par académie (en %) - Session 2020 Source : DEPP-MENJS, Systèmes d’information CycladesOcéan-Scolarité ; MAA. Réf. : Note d’Information, n° 21.12. © DEPP  6