Énergie en France

En 2019, la production nationale d'énergie primaire s'est élevée à 134 Mtep, en recul de 2,5 %. Cette baisse résulte du repli de 3,4 % de la production nucléaire, à 104 Mtep, lié à une moindre disponibilité des centrales, ainsi que du recul de 13 % de la production hydroélectrique, pénalisée par une faible pluviométrie, quasiment compensée par la hausse des productions éolienne (+21 %, à 3,0 Mtep) et photovoltaïque (+12 %, à 1,0 Mtep). La production nucléaire retombe à son niveau de 2017, le plus bas depuis la fin des années 1990, mais représente encore près de 80 % de la production nationale d'énergie primaire[g 1].

Le déficit des échanges physiques d’énergie atteint 120,5 Mtep, en progression de 0,3 %. Les importations nettes de gaz naturel augmentent de 1,7 % à 39,2 Mtep et le solde importateur en produits raffinés de 24,8 %, à 28,2 Mtep, mais les achats de pétrole brut diminuent de 8,8 %, à 49,6 Mtep et les importations de charbon chutent de 20,9 %, tombant à leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies ; le taux d'indépendance énergétique s’élève à 54,6 %, en baisse de 0,6 points ; il évolue relativement peu depuis le début des années 1990[g 2].

L'électricité produite provient pour 69 % du nucléaire ; pour 19 % des sources d'énergie renouvelables : production hydroélectrique : 11 %, éolien : 6 % et énergie solaire : 2 % ; et pour 11 % des centrales thermiques fossiles[g 3].

En 2019, l'énergie consommée en France, mesurée au niveau de l'utilisateur final, s'élève à 152,8 Mtep, en baisse de 0,7 %. Après correction des variations climatiques, elle diminue de 0,9 %, malgré la croissance du PIB (+1,5 %). Depuis 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie, elle a globalement reculé de 2,9 %, soit −0,4 % en moyenne annuelle. La consommation finale à usage énergétique, corrigée des variations climatiques, baisse de 1,0 % ; cette baisse concerne tous les secteurs, surtout l'industrie (−2,5 %) et le tertiaire (−1,8 %) ; la consommation des transports reste stable ; celle du secteur résidentiel baisse de 0,8 % et celle de l'agriculture de 0,7 %. La consommation non énergétique augmente de 0,9 % à 13,4 Mtep. Les 142,9 Mtep de consommation finale énergétique réelle (non corrigée) se répartit entre le secteur des transports : 45,2 Mtep, soit 31,6 %, le secteur résidentiel (consommation des ménages dans leurs logements) : 39,8 Mtep, soit 27,9 %, l'industrie : 31 Mtep, soit 21,7 %, le secteur tertiaire : 22,4 Mtep, soit 15,7 % et le secteur agricole : 4,4 Mtep, soit 3,1 %[g 4].

Tous secteurs confondus, l'électricité nucléaire est la première forme d'énergie primaire consommée : 40 %. Viennent ensuite le pétrole : 29 %, le gaz : 16 %, les énergies renouvelables et déchets : 12 %, le charbon : 3 %[g 5]. La consommation finale se répartit en 43,1 % de produits pétroliers, 24,3 % d'électricité, 19,3 % de gaz naturel, 10,0 % d'énergies renouvelables thermiques et déchets, 2,4 % de chaleur et 0,8 % de charbon[g 6].

L'industrie de l'énergie en France représente 1,8 % du PIB en 2019, environ 135 900 emplois, soit 0,5 % de la population active) en 2018 ; sa part dans le PIB, inférieure à 2 % en 1970, a monté jusqu'à 3 % en 1984 du fait du programme nucléaire, puis est retombée à 1,5 % vers 2007-2010 avant de remonter à près de 2 % grâce au développement des énergies renouvelables et à l'augmentation des investissements de maintenance des centrales nucléaires, malgré le déclin de la production des raffineries[e 1]. Elle représentait 25 % des investissements de l'industrie et 2,7 % des investissements totaux en 2011[2].

La facture énergétique totale de la France[n 1] baisse de 3,3 % en 2019 à 44,3 Mds €, du fait surtout de la baisse des cours du gaz, le prix spot à Londres baissant de 42 %. Les fluctuations de la facture énergétique française sont avant tout dues aux variations des prix mondiaux. Au sein de cette facture 2019, le pétrole brut représente près de la moitié du total : 21,9 Mds €, suivi par les produits raffinés : 13,4 Mds € et le gaz naturel : 8,6 Mds € ; le charbon tombe à 1,6 Mds € et les biocarburants montent à 0,8 Mds €. L’excédent commercial dû aux échanges d’électricité passe de 2,9 Mds € en 2018 à 2,0 Mds € en 2019[g 7].

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

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

Selon les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'énergie :

Le Forum économique mondial classait la France au 3^e rang mondial en 2014 derrière la Suisse et la Norvège selon son « indice de performance de l'architecture énergétique » fondé sur trois critères : contribution à la croissance économique, impact environnemental de l'approvisionnement et de la consommation énergétique et degré de sécurité, accessibilité et diversité de l'approvisionnement[5].

Une ressource énergétique primaire[n 4], est une matière ou un flux à partir duquel il est possible de produire de l'énergie soit directement, soit après transformation[n 5].

La production d'énergie primaire couvre 54,1 % de la consommation intérieure brute d'énergie primaire du pays en 2019 et 54,9 % en 2020[1].

L'année 2020 est marquée par la crise économique liée à la pandémie de Covid-19 : la production d'énergie primaire chute de 9 %, en particulier celle du nucléaire : −11 %.

Les énergies renouvelables représentent 11,7 % de la consommation d’énergie primaire en 2019 (339 TWh sur 2 893 TWh), contre 7,8 % en 2009 ; la consommation primaire d’énergies renouvelables fluctue d’une année sur l’autre, car la consommation de bois-énergie dépend fortement des besoins de chauffage et la production hydroélectrique de la pluviométrie[d 1]. La production primaire d’énergies renouvelables en France s’élève à 320 TWh en 2019 ; elle est un peu inférieure à la consommation du fait du solde importateur des échanges extérieurs de bois-énergie et de biocarburants[d 2].

La consommation finale brute d’énergies renouvelables atteint 308 TWh en 2019, contre 179 TWh en 2005, soit une augmentation de 72 % ; sa part dans la consommation finale totale du pays atteint 17,2 % alors que l'objectif 2020 est de 23 %[d 3].

Les Français ont un sentiment ambivalent vis-à-vis des énergies renouvelables. Tout en étant favorables à leur développement, ils trouvent le nucléaire plus performant, et considèrent que ces dernières ne s'avèrent « pas vraiment écologiques », ou qu’elles présentent « des impacts négatifs sur les paysages et sur la biodiversité »[6]. D'ailleurs, l'État ne privilégie plus le développement de l'éolien terrestre, mais de l'éolien en mer[7].

Production d'énergies renouvelables en France, 1970-2011 (source : base de données Pégase du ministère de l'Écologie).

Production d'énergies renouvelables en France hors bois et hydraulique, 1970-2011 (source : base de données Pégase du ministère de l'Écologie).

La France est le second pays producteur d'énergies renouvelables (EnR) de l'Union européenne après l'Allemagne, grâce à son fort potentiel hydraulique, éolien et géothermique ; elle possède la quatrième surface forestière d'Europe derrière la Suède, la Finlande et l'Espagne (source FAO)[8]. Le « gisement » éolien de France métropolitaine, au sens du potentiel à développer, est le deuxième en Europe continentale après celui du Royaume-Uni, grâce à une façade littorale large et bien exposée, permettant l'éolien en mer[9]. Les départements et régions d'outre-mer ont également des « gisements » éoliens et solaires importants.

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

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

En 2019, les énergies renouvelables ont fourni 318 TWh d'énergie primaire, en hausse de 0,5 % par rapport à 2018, le développement de la production éolienne (+21 %), du solaire (+12 %) et des pompes à chaleur (+13 %) ayant été compensé par un recul de la production hydraulique (−13 %) dû à des conditions pluviométriques moins favorables[g 8]. La production primaire d’énergies renouvelables se compose de 55,3 % de biomasse (35,8 % de bois énergie, 9,6 % de biocarburants, 5 % de déchets renouvelables, 3,6 % de biogaz, 1,3 % de déchets agricoles), 34,2 % d'électricité primaire (18 % d'hydraulique, 10,8 % d'éolien, 3,6 % de solaire photovoltaïque, 1,6 % de géothermie, énergies marines 0,2 %) et 10,6 % d'autres sources : pompes à chaleur (9,9 %), solaire thermique (0,7 %)[d 2]. Rappel : les conventions en usage pour établir les bilans énergétiques minorent fortement la part des énergies renouvelables électriques (hydroélectricité, éolien, solaire, énergies marines) au niveau de l'énergie primaire ; ce biais est moindre au niveau de la consommation finale.

On peut noter que le bois et l'hydraulique représentent encore 56 % de la production d'énergies renouvelables en France en 2017, malgré une forte poussée de l'éolien (+52 % en trois ans) et du photovoltaïque (+68 % en trois ans).

En 2022, la biomasse-énergie est la principale source d'énergie renouvelable en France ; elle permet de produire 55 % de la production d'énergie finale d'origine renouvelable[10].

Les EnR thermiques représentent 63,3 % de la consommation d'énergies renouvelables en 2018 (chaleur : 51,2 %, carburants : 12,1 %)[d 4]. La base de données Pégase du ministère de la Transition écologique et solidaire fournissait jusqu'en 2015 les statistiques de production primaire et de consommations finales par secteur d'énergies renouvelables thermiques :

Consommation primaire d'énergies renouvelables pour production de chaleur en 2019 (167 TWh) :

• Bois énergie (67,2 %)
• Pompes à chaleur (20,3 %)
• Déchets renouvelables (4 %)
• Résidus agricoles (2,4 %)
• Géothermie (2,4 %)
• Biogaz (2,4 %)
• Solaire thermique (1,3 %)

La consommation primaire d'EnR pour usage de chaleur s'élève à 167 TWh en 2019, dont 67,2 % de bois-énergie, 20,3 % de pompes à chaleur, 4 % de déchets renouvelables, 2,4 % de biogaz, 2,4 % de géothermie, 2,4 % de résidus agricoles et agroalimentaires et 1,3 % de solaire thermique[d 5].

La consommation finale d'EnR thermiques entre 2005 et 2019 a été de 32 TWh pour les pompes à chaleur, 31 TWh pour les biocarburants, 19 TWh pour la biomasse solide (bois et déchets), 3 TWh pour le biogaz, 2 TWh pour le solaire thermique et 1 TWh pour la géothermie[d 6].

La part des énergies renouvelables dans la consommation finale de chaleur et de froid s'élève en 2019 à 22,7 %, et à 9,3 % dans les transports. Depuis 2005, ces parts se sont accrues de 11,1 points dans la chaleur et de 7,3 points dans les transports[d 7].

Ces évolutions sont cependant en retard sur les objectifs de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), sauf pour les pompes à chaleur qui ont réalisé en un an 31 % de l'accroissement prévu en cinq ans (2018-2023)[d 8].

Le Fonds Chaleur, créé en 2009 dans le cadre du Grenelle de l'environnement et géré par l'ADEME, a pour objectif de développer la production de chaleur à partir des énergies renouvelables (biomasse, géothermie, solaire thermique, etc.). Il a permis, entre 2009 et 2012, la création de 2 445 installations produisant 1,2 Mtep/an (88 % des aides à l'investissement pour la biomasse et les réseaux de chaleur). Le montant de l'aide versée par l'ADEME est inférieur à 40 €/tep (3,4 €/MWh), très faible par rapport aux subventions versées à l'éolien ou au solaire ; malgré cette efficacité, les réalisations sont en deçà des objectifs : le retard est de 0,3 Mtep fin 2012 ; il concerne surtout la cogénération (production simultanée d'électricité et de chaleur à partir du bois énergie), les dispositifs d'appel d'offres s'avérant excessivement lourds et l'approvisionnement en bois trop irrégulier[14].

L'ADEME a publié en juillet 2013 un rapport sur le chauffage domestique au bois[15] :

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

La capacité de production française de granulés de bois a dépassé le million de tonnes en 2014[16].

En 2014, les ventes d'appareils domestiques de chauffage au bois se sont inscrites en net recul en France pour la première fois depuis 2010. Le marché a chuté de 18 %, à 433 345 unités vendues. Les chaudières, à bûches et à granulés, ont été particulièrement touchées, voyant une contraction de 32,4 %, suivies des cuisinières (−20 %), des poêles (−18,9 %) et des foyers fermés et inserts (−13,7 %). Trois facteurs expliquent ce décrochage : la douceur exceptionnelle de l'hiver 2013-14, la chute des prix du fioul et l'incertitude autour du crédit d'impôt, dont le dispositif a été modifié en cours d'année. Malgré le relèvement du crédit d'impôt à 30 %, l'année 2015 ne s'annonce pas non plus comme une bonne année, car les prix du fioul de fin 2014-début 2015 sont les plus bas constatés depuis quatre ans[17].

La France compte au début 2018, selon Gaz réseau distribution France, 514 installations de méthanisation et 860 projets de méthaniseurs, contre plus de 10 000 installations en Allemagne. Le développement de la filière s'est accéléré à cause des directives nitrates qui imposent de gros investissements en bassins de rétention pour protéger les sols et les rivières : les agriculteurs préfèrent valoriser leur fumier par la méthanisation. Le gaz renouvelable ne représente encore que 1 % de la consommation française de gaz. La loi de transition énergétique visait 10 % en 2030, mais devant l'accélération des projets, GRTgaz et GRDF envisagent d'atteindre 30 % à cette échéance, et l'Ademe estime possible d'atteindre l'indépendance complète en 2050[18]. En 2019, la filière gazière met en avant, pour justifier le soutien public, les bénéfices de la méthanisation pour l'agriculture et l'absence d'intermittence de la production énergétique par biogaz[19]. Elle voit dans le gaz renouvelable une « planche de salut » pour survivre à la sortie des énergies fossiles[20].

La production de biogaz s'élève à 11 TWh en 2019, en progression de 11 %, dont 5,9 TWh (52 %) est valorisée sous forme d’électricité et 4,3 TWh (38 %) pour la production de chaleur ; l'épuration du biogaz en biométhane pour injection dans les réseaux de gaz naturel atteint 1,1 TWh, soit 10 % de la production totale de biogaz, et progresse très fortement[g 9].

Le biogaz était en 2013 une filière en phase de décollage : les premières réalisations ont concerné surtout les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND), qui sont maintenant presque toutes équipés ; les prochains projets seront davantage d'origine agricole ; soit sous forme de méthanisation à la ferme, soit sous forme d'installation centralisée. Le potentiel de la méthanisation est important, que ce soit en termes de cogénération, de production de biométhane à injecter dans le réseau de gaz naturel, ou à valoriser en biométhane carburant. Les « ministères de l'écologie et de l'agriculture » ont publié en mars 2013 le plan « énergie méthanisation autonomie azote » (EMAA) avec un objectif de 1 000 méthaniseurs à la ferme pour 2020. L'ADEME a recensé de juillet 2011 à juillet 2013 un total de 242 projets. GrDF compte trois installations d'injection de biométhane en fonctionnement en 2013, et en prévoit 10 à 13 pour 2014 ; par ailleurs, 360 projets sont à l'étude[14].

La station d'épuration de Strasbourg-La Wantzenau, quatrième de France par son débit journalier de 200 000 m³ et conçue pour traiter les effluents d'un million d'habitants, valorise désormais plus de la moitié de ses boues pour produire du biogaz et le purifier. Les premiers mètres cubes ont été injectés dans le réseau local GDS (Gaz Distribution Services, anciennement Gaz de Strasbourg), qui dessert plus d'une centaine de communes dans le Bas-Rhin. Au total, la station procurera plus de 1,6 million de mètres cubes par an de biométhane pur à 98 %, ce qui équivaut à la consommation de 5 000 logements et réduit les rejets de CO₂ de 7 000 tonnes par an. Des projets sont en préparation pour porter la part des boues valorisées à 60 %, voire 75 %, et y ajouter d'autres sources comme des déchets ménagers, agricoles ou industriels. D'autres villes françaises ont des projets similaires, en particulier Grenoble, Élancourt et Valenton. Au ministère de l'Écologie, ces dossiers s'accumulent et l'objectif d'une centaine de stations d'épuration dotées d'un équipement de production de biométhane d'ici 2020 pourrait être revu à la hausse[21].

Une étude commandée par la profession et réalisée auprès de 54 projets, pour la plupart agricoles, révèle en novembre 2015 que plus de la moitié des projets de méthanisation lancés avant fin 2013 n'atteignent pas la rentabilité prévue. Depuis les débuts de la filière en 2010, la France a mis en service près de 400 méthaniseurs ; 94 % des installations étudiées ont rencontré des aléas, et 65 % ont dégagé des rentabilités plus faibles que prévu (dont 35 % avec un écart élevé) et dans 24 % des cas, les équipements se sont révélés inadaptés[22].

En réponse à la crise énergétique liée à l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022, le Syndicat des énergies renouvelables affirme : « si tous les obstacles économiques et réglementaires étaient levés, nous pourrions injecter 70 TWh en 2030, soit 20 % de notre consommation. De quoi nous passer totalement du gaz russe ». En 2022, 120 à 130 sites pourraient être raccordés au réseau, ajoutant 3 TWh supplémentaires à la production actuelle de 4,3 TWh (1 % de la consommation) et en 2024 la capacité d'injection supplémentaire pourrait atteindre 15 TWh. Sur les marchés de gros européens, le gaz naturel cote plus de 100 €/MWh, alors que le biométhane est acheté en moyenne plus de 90 €/MWh, mais il est évidemment impossible de prévoir l'évolution des cours à moyen terme. Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique, annonce plusieurs mesures pour favoriser la filière : l'État prendra à sa charge 60 % des coûts de raccordement au réseau gazier au lieu de 40 % et des appels d'offres seront lancés pour les projets de grande taille, produisant plus de 25 GWh par an[23].

Selon l'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG), la France se place au 5^e rang européen des producteurs de chaleur géothermique, atteignant une production annuelle estimée en 2010 à 4 150 GWh par an, couvrant les besoins de 1,8 % de la population française. Cette géothermie dite de basse énergie, qui cible des eaux relativement peu chaudes, est notamment mise en œuvre dans le bassin parisien. Il n'existe en revanche qu'une seule opération industrielle « à haute énergie », produisant de l'électricité grâce à des fluides à haute ou très température, la centrale géothermique de Bouillante, en Guadeloupe. La France développe par ailleurs une expertise dans la technologie « haute énergie » émergente de l'EGS (Enhanced Geothermal System), qui cible des fluides géothermaux présents dans des réservoirs naturellement fracturés dans des régions non volcaniques. Le pilote scientifique de Soultz-sous-Forêts, en Alsace, a été le premier site au monde de ce type à avoir été raccordé au réseau électrique. Depuis, 25 permis de recherche d'EGS ont été attribués, et la filière a créé en 2014 un groupement appelé « Geodeep », qui inclut des entreprises comme Alstom, EDF, GDF Suez (Engie) ou Eiffage-Clemessy, et ambitionne de fournir des offres « clés en main » sur des projets. L'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG) espère que la filière française pourra réaliser, à terme, une vingtaine de projets représentant une puissance cumulée de 300 MW, dont 50 MW d'EGS en France métropolitaine, 50 MW volcaniques dans les départements et régions d'outre-mer, et 200 MW volcaniques à l'international[24].

La chaleur fatale désigne les rejets de chaleur des activités utilisant des procédés thermiques (sites industriels, incinérateurs de déchets ménagers, centres de données, etc.). Elle constitue un gisement dont la récupération est comptabilisée dans les objectifs à atteindre par les énergies renouvelables thermiques. Dans l'industrie, ce gisement est énorme : il atteint 109,5 TWh, dont presque la moitié à une température supérieure à 100 °C. Les trois régions les plus industrielles, Grand Est, Hauts-de-France et Auvergne-Rhône-Alpes, concentrent, à elles trois, plus de 45 % du potentiel national. L'ADEME, dans les scénarios qu'elle a établis pour la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), propose de faire passer le volume de chaleur recyclée d'origine industrielle de 0,5 TWh par an fin 2016 à 2,3 à 3 TWh en 2028. Celle émise par les incinérateurs d'ordures ménagères, elle, est déjà largement valorisée avec une « puissance installée » de 8,5 TWh envoyés dans les réseaux de chaleur ; elle pourrait croître de moitié d'ici à 2028. Le Fonds Chaleur de l'ADEME a déjà soutenu la production de 0,6 TWh[25].

Par exemple, à Charleville-Mézières, Dalkia, gestionnaire du réseau de chaleur de l'agglomération, récupère la chaleur des fours de l'usine de PSA pour alimenter le réseau de chaleur, dimensionné pour chauffer 3 290 logements ; ceci permet de porter à 60 % la part des énergies renouvelables dans l'alimentation du réseau, à laquelle contribue également une chaufferie à biomasse[26].

Un autre exemple est le partenariat signé en janvier 2019 entre Engie et Arcelor permettant d'alimenter le prolongement du réseau de chaleur de Dunkerque (équivalent de 3 000 logements) en utilisant les gaz des hauts-fourneaux d'ArcelorMittal[27].

Production primaire d'énergies renouvelables dans les DOM en 2015[28] :

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

La production primaire d'énergies renouvelables dans les DROM atteignait 424 ktep en 2015. La part importante de la biomasse (35 %) est surtout constituée de la valorisation électrique et thermique de la bagasse, résidu fibreux de la canne à sucre, à La Réunion et en Guadeloupe. L'hydraulique (23 %) est surtout présent en Guyane et à La Réunion. Le faible développement de l'éolien s'explique surtout par sa vulnérabilité aux cyclones tropicaux[28].

La loi sur la transition énergétique adoptée en 2015 fixe pour les départements d'outre-mer l'objectif de produire plus de la moitié de leur électricité à partir d'énergies renouvelables en 2020 contre 28 % en moyenne en 2014, avec de fortes disparités : 6 % à la Martinique, 62 % en Guyane, grâce notamment à l'hydroélectricité, 18 % en Guadeloupe et 38 % à La Réunion. Le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé qu'en métropole, qui bénéficie du nucléaire amorti et de l'interconnexion des réseaux ; selon le dernier rapport de la Commission de régulation de l'énergie, il était compris entre 200 et 250 €/MWh, contre moins de 40 €/MWh sur le marché de gros en métropole. Dans les îles, le solaire et l'éolien se comparent au charbon ou au fuel importés. Le remplacement du charbon par de la biomasse (bagasse) dans les centrales d'Albioma devrait contribuer à se rapprocher de l'objectif, mais le développement des énergies intermittentes est plus compliqué : EDF SEI (Systèmes Energétiques Insulaires) estime qu'au-delà de 30 % de la capacité électrique installée, elles risquent de déstabiliser le réseau ; cette limite imposée est contestée par les producteurs de solaire et d'éolien, et EDF pourrait la revoir sensiblement à la hausse, à 35 % en 2018 et entre 40 et 45 % en 2023, grâce à un système de stockage centralisé en cours de tests et à la baisse des coûts des batteries. La géothermie et l'énergie des mers ont un potentiel important, et les 130 000 chauffe-eau solaires installés à La Réunion ont permis d'éviter l'installation de deux ou trois turbines à combustion[29].

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

Le charbon a longtemps constitué la principale source d'énergie en France, car le sous-sol de la métropole en était riche. Une des premières mentions d'exploitation remonte au XIII^e siècle quand les moines de Cendras, dans le Gard, percevaient une rente pour l'exploitation du charbon. Au XVI^e siècle l'ensemble des gisements de faible profondeur étaient déjà exploités. Au XVII^e siècle le charbon du bassin houiller de la Loire alimentait les villes de la vallée du Rhône de Lyon à Marseille. L'exploitation industrielle dans le Nord a commencé en 1720[30]. Par la suite la révolution industrielle a accéléré cette exploitation et diversifié les sites d'exploitation (1815 en Lorraine)[31].

La Libération en 1945 marque un changement, car auparavant les mines étaient exploitées par des compagnies privées, mais la loi de nationalisation du 17 mai 1946 organise l'exploitation du charbon en dix EPIC. Cette époque est marquée par la reconstruction du pays et une augmentation des besoins énergétiques liée au développement économique[32].

La production nationale culmine en 1958 à 60 millions de tonnes environ, puis décline régulièrement jusqu'au premier choc pétrolier de 1973, atteignant 29,1 Mt. Après une stabilisation à 26 Mt jusqu'à 1977, le déclin de la production reprend puis s'accélère à partir de 1984, tombant sous la barre des 10 Mt en 1994, année où le « pacte charbonnier » est signé par les pouvoirs publics. Il vise l'arrêt progressif de l'extraction du charbon. La Houve, la dernière mine encore en exploitation, ferme en avril 2004. La production se limite désormais aux seuls produits de récupération (0,3 Mt par an depuis 2010) issus des terrils du bassin minier du Nord-Pas-de-Calais et du Gard ainsi que des schlamms du bassin lorrain valorisés dans les centrales thermiques du groupe E.ON ; cette production cesse en 2015, si bien que l'approvisionnement en charbon ne repose plus que sur les importations et le déstockage[8]^,[33].

Au cours de la période d'exploitation des gisements français, 4 465 millions de tonnes de charbon ont été extraits, dont 2 275 millions de tonnes dans le Nord-Pas-de-Calais, 693 en Lorraine et 1 497 millions de tonnes dans le Centre-Midi[34].

La production française de pétrole a été divisée par quatre depuis la fin des années 1980 ; en 2019, 723 000 tonnes de pétrole brut ont été extraites du sous-sol français, soit un peu moins de 1 % de la consommation nationale. Au 1^er 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[g 10].

La production s'élevait à 3 Mt environ en 1970, 3,6 Mt en 1990, 1,6 Mt en 2000 et 0,8 Mt en 2019. Le pétrole extrait provient pour un tiers du bassin aquitain et deux tiers du bassin parisien. Les réserves présentes dans le sous-sol français au 1^er janvier 2019 sont estimés à 7,7 Mtep de pétrole brut et 0,12 Mtep d'hydrocarbures extraits du gaz naturel de Lacq ; elles correspondent à près d'un mois et demi de la consommation nationale. Au rythme auquel ces réserves sont exploitées, elles sont estimées à 10,5 ans de production[e 2].

La France découvre les premières réserves de pétrole brut dans le Sahara algérien en 1956, en pleine guerre d'indépendance de l'Algérie. En mars 1957, le général de Gaulle se rend sur place, avec son conseiller Jacques Foccart, pour constater l'importance stratégique du gisement[35]. Les accords d'Évian sauvegarderont les intérêts pétroliers français[36], jusqu'à la nationalisation en 1971.

L'exploration, puis l'exploitation du pétrole français ont été confiées initialement à des entreprises publiques : Régie autonome des pétroles (RAP) créée le 29 juillet 1939 pour exploiter le champ de gaz de Saint-Marcet en Haute-Garonne, Société nationale des pétroles d'Aquitaine (SNPA), née par la loi du 10 novembre 1941, Bureau de recherche de pétrole (BRP) créé en 1945 ; ces trois entités fusionnent en 1966 pour donner naissance à l'ERAP (surnommée Elf-RAP de 1967 à 1976) qui devient la Société Nationale Elf Aquitaine (SNEA) le 1^er septembre 1976. l'entreprise est privatisée en 1994.

Parallèlement, Total est créé le 28 mars 1924 sous le nom de la « Compagnie française des pétroles » (CFP) afin de gérer les parts que le gouvernement français s'était vu attribuer comme dommage de guerre dans la gestion de la future compagnie pétrolière irakienne, l'Iraq Petroleum Company. À l'origine, c'est une société mixte associant des capitaux d'État et des capitaux privés.

En 1985, sa dénomination est changée en « Total – Compagnie française des pétroles » (Total CFP), puis en Total le 26 juin 1991. Elle est privatisée en 1993 par le gouvernement d'Édouard Balladur. À la suite de sa fusion avec la belge Petrofina, la société devient « Total Fina SA » en 1999.

En rachetant Elf en 2000, Totalfina double quasiment son effectif, ses capacités de production ainsi que son chiffre d'affaires ; le nouvel ensemble prend le nom de « Total Fina Elf SA », puis reprend la dénomination Total SA en 2003. En 2011, Total fait partie des supermajors du secteur pétrolier et est l'une des plus importantes entreprises au monde[37].

Une vingtaine d'associations de défense de l'environnement appellent début octobre 2015 le gouvernement à annuler les autorisations de forages d'hydrocarbures accordées le 21 septembre, à quelques semaines de l'ouverture de la COP21 à Paris ; il s'agit de trois permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures liquides ou gazeux conventionnels : Champfolie (Seine-et-Marne), Herbsheim (Bas-Rhin) et Estheria (Marne), et de la prolongation de deux autres jusqu'à fin 2018 : Bleue Lorraine en Moselle et Juan de Nova dans les terres australes et antarctiques françaises. Les associations pointent la contradiction entre ces autorisations de forage et les recommandations des scientifiques qui ont clairement établi qu'il fallait geler 80 % des réserves actuelles prouvées d'hydrocarbures pour avoir une chance raisonnable de ne pas dépasser 2 °C de réchauffement climatique d'ici la fin du siècle. La ministre de l'Écologie Ségolène Royal relativise l'impact de ces autorisations, qui concernent « des zones où il y a déjà des forages », ajoutant que, dans le même temps, « quatre autres permis ont été refusés », et concluant : « Sous réserve d'un inventaire complet, je pense que ce sont les derniers permis qui seront accordés[38] ».

Dans les années 1970, la France produisait un tiers de sa consommation de gaz naturel. Le gisement de gaz de Lacq a été découvert à Lacq, dans les Pyrénées-Atlantiques, en décembre 1951. Ce gaz fossile est distribué par gazoducs dans toute la France à partir de 1965. Par ses 2 240 Gm³ de réserves, il a contribué à l'essor industriel de la France, et a remplacé le gaz de ville domestique qui était produit à partir de charbon dans des usines à gaz. Dans les années 1970, 33 millions de mètres cubes de gaz brut étaient extraits chaque jour, contre seulement 4 millions en 2009[39].

L'injection de gaz de Lacq dans les réseaux, qui a culminé à la fin des années 1970 à plus de 80 TWh/an, s'est arrêtée définitivement en octobre 2013 ; l'injection de gaz de mine extrait du bassin du Nord-Pas de Calais ne représente plus en 2019 que 100 GWh contre 2 000 GWh au début des années 2000. Depuis 2012 a commencé l'injection de biométhane, qui double chaque année : 1 414 GWh en 2019 contre 814 GWh en 2018. En fin d’année 2019, 123 installations d’une capacité d’injection de 2 177 GWh/an sont raccordées aux réseaux de gaz naturel, tandis que 1 085 projets supplémentaires, représentant une capacité de 24 TWh/an, sont en cours de développement[e 3].

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE) la France serait, avec la Pologne, le pays européen aux ressources en gaz de schiste les plus importantes. Les deux bassins potentiellement riches en hydrocarbures de schistes en France sont le quart nord-est et le sud-est du pays[40]. 64 permis d'exploration[41] ont été délivrés en 2010 par Jean-Louis Borloo, faisant ensuite l'objet d'un désaveu par le gouvernement en 2011[42]. Les conséquences environnementales, inquiétant les populations concernées ont amené les députés français à légiférer : le 30 juin 2011, la France devient le premier pays à refuser la fracturation hydraulique, une méthode jugée hautement polluante[43].

Le 14 septembre 2012, dans un discours, lors de la Conférence environnementale, le président François Hollande annonce « J'ai demandé à Delphine Batho […] de prononcer sans attendre le rejet de sept demandes de permis déposés auprès de l'État et qui ont légitimement suscité l'inquiétude dans plusieurs régions. S'agissant de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, telle sera ma ligne de conduite tout au long de mon quinquennat[44]. ». Il précise que « Dans l'état actuel de nos connaissances, personne ne peut affirmer que l'exploitation des gaz et huiles de schiste par fracturation hydraulique, seule technique aujourd'hui connue, est exempte de risques lourds pour la santé et l'environnement[45]. ».

Le potentiel du gaz de houille (grisou) est évalué à six fois la consommation annuelle française. La société Française de l'énergie, créée en Lorraine en 2009 pour exploiter ce gisement, prévoit de produire à terme 5 % de la consommation annuelle de gaz en France. Pour financer ce projet, elle a lancé le 24 mai 2016 son introduction en Bourse. Une étude de février 2016 de l'IFEU (Institut für Energie-und Umweltforschung), institut allemand de référence dans la recherche sur l'énergie, l'environnement et l'écologie, a mis en évidence le très faible bilan carbone du projet d'exploitation de gaz de houille lorrain : l'extraction de ce gaz émet en moyenne dix fois moins de CO₂ que le gaz naturel importé et consommé en France[46].

En 1946, la prospection d'uranium a débuté sur le territoire national et en 1948 un gisement, très important, est découvert à La Crouzille. En 1955 d'autres gisements sont localisés dans des granitoïdes dans le Limousin, dans le Forez, en Vendée et dans le Morvan. Par la suite la prospection s'est étendue à des formations issues de l'érosion de massifs cristallins anciens, au nord et au sud du Massif central. La dernière mine d'uranium, à Jouac, a fermé en 2001. Cet arrêt de la production nationale n'est pas dû à un épuisement des gisements, mais à la disponibilité de ressources abondantes en uranium à bas prix du fait de l'arrêt du développement du nucléaire aux États-Unis et surtout du recyclage de l'uranium contenu dans les armes atomiques démantelées en vertu des accords de désarmement (traités SALT I et SALT II et surtout traité START). 75 982 tonnes d'uranium (tU) ont été extraites du sol français jusqu'en 2008[47]. Les réserves restantes identifiées de la France sont évaluées en 2010 à 9 000 tU[47], ce qui correspond à plus d'une année de consommation du parc nucléaire français (7 370 tU en 2018, 5 455 tU en 2019,6 150 tU en 2020) ; la France produit cependant une partie de ses besoins grâce au retraitement des combustibles usés : la production d'uranium de retraitement s'est élevée en 2018 à 1 140 tU (équivalent de tonnes d'uranium naturel) et en 2019 à 1 026 tU, portant le stock d'uranium de retraitement à 29 986 tU fin 2019 ; la France a également consommé du plutonium issu du retraitement : 7,9 tonnes en 2018 et 6,3 tonnes en 2019[48].

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

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

Les importations de pétrole brut s'élèvent en 2019 à 49,7 Mtep, en recul de 8,7 % en 2019 après −7,8 % en 2018, du fait de la baisse de la demande des raffineries françaises en raison notamment de deux grands arrêts de maintenance et surtout d'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 pétrolière s’établit à 21 289 millions € en 2019, en baisse de 14,3 % en raison de la chute des cours et de celle des volumes, après de fortes augmentations en 2017 et 2018 (+26 % et +15 %). 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 milliards € de 2019 par an de 2011 à 2013[g 11].

Ce pétrole provient essentiellement de six zones géographiques : les pays de l'ex-URSS (29,4 %) ; le Moyen-Orient (20,9 %) ; l'Afrique du Nord (17,2 %) ; l'Afrique subsaharienne (16,0 %) ; la Mer du Nord (7,7 %) et plus récemment l'Amérique du Nord dont la part atteint 7,7 %. La part des pays de l'OPEP reste légèrement supérieure à la moitié (51,9 %), bien qu'elle baisse de 3 points en 2019 après un bond de +6 points en 2018[g 11]. L'importation de pétrole se fait par oléoducs et par voies maritimes (notamment par les grands ports pétroliers français : Antifer, Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne…).

Importations de pétrole brut de la France par provenance (Mt)

Provenance	1973	1979	1990	2000	2010	2015	2016	2017	2018	2019	% 2019
Arabie saoudite	30,8	45,3	15,5	15,6	6,1	10,8	8,1	6,3	8,1	7,4	14,9 %
Kazakhstan	-	-	-	2,1	7,0	8,0	8,1	9,3	8,3	6,9	13,9 %
Russie	-	-	-	5,1	11,3	4,8	5,9	9,1	7,8	6,3	12,7 %
Nigeria	12,9	9,8	3,2	4,9	2,9	6,8	6,0	4,9	5,9	6,1	12,2 %
Algérie	11,3	5,2	3,1	3,5	0,9	4,7	4,6	4,9	5,2	5,8	11,7 %
États-Unis	-	-	-	-	-	0,1		0,9	1,6	3,8	7,7 %
Norvège	0,2	1,6	6,0	21,6	7,2	4,2	5,3	5,5	3,4	3,2	6,5 %
Irak	19,1	23,2	3,1	7,4	2,4	2,8	1,5	0,5	1,2	2,8	5,6 %
Libye	6,6	4,1	3,0	2,5	10,5	2,1	1,5	3,7	4,8	2,6	5,2 %
Azerbaïdjan	-	-	-	0,6	3,2	3,7	3,2	1,7	1,1	1,4	2,8 %
Angola	-	-	2,8	1,9	3,5	4,4	3,2	0,9	1,1	0,9	1,8 %
Royaume-Uni	-	2,7	4,8	10,1	3,4	1,6	1,4	1,5	0,8	0,6	1,2 %
Iran	11,1	8,0	9,2	5,3	1,8	-	4,6	7,1	3,3	-	0 %
Total France	137,9	128,6	75,0	87,6	65,7	59,6	57,2	59,0	54,4	49,7	100 %
Source : Ministère de la Transition écologique et solidaire, Bilan énergétique de la France pour 2019[g 12]

La France importe, en plus du pétrole brut, des quantités croissantes de produits pétroliers ; le solde importateur atteint 28,2 Mtep en 2019, contre 22,6 Mtep en 2018 ; les importations ont augmenté de 6,4 % et les exportations ont baissé de 14,1 %, alors qu’elles diminuaient déjà, à un rythme régulier, depuis 2016 (−1,5 % par an en moyenne). Le déficit est imputable à 90 % au gazole et au fioul domestique : 22,1 Mtep ; à l'inverse, la France exporte des supercarburants (1,2 Mtep), du fait de la diésélisation du parc automobile ainsi que du fioul lourd et du naphta. Les trois principaux fournisseurs de produits raffinés sont la Russie (13 %), l’Arabie saoudite (12 %) et les États-Unis (8 %), et les exportations sont aux trois quarts destinées à l'Europe. En valeur, les importations ont totalisé 24 120 millions €, les exportations 10 674 millions € et le solde commercial 13 446 millions €, dont 12 136 millions € pour le gazole et au fioul domestique[g 13].

En 2019, la France a importé 11,0 Mt de charbon, en baisse de 22 % par rapport à 2018, leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies ; elle comprend le charbon vapeur destiné à la production d'électricité et le charbon à coke pour la sidérurgie ; le solde commercial importateur s'élève à 1 646 millions €, en baisse de 14 %. Ces importations proviennent principalement de la Russie (28 %, part en baisse), de l'Australie (28 %), de l'Afrique du Sud (11 %), des États-Unis (11 %) et de la Colombie (9 %)[g 14]. Les charbons arrivent en France par voie maritime, essentiellement par les ports de Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre/Rouen et Saint Nazaire/Montoir.

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

En 2019, la France a importé 632 TWh de gaz naturel, en progression de 11,4 % en 2019 et de 24,2 % en quatre ans, mais la dépense correspondante recule de 12,1 % en 2019 en euros constants, à 10 783 millions €, en raison de la chute des prix du gaz. Les entrées brutes par gazoducs reculent de 11,1 % à 396 TWh et celles de GNL progressent pour la quatrième année consécutive, atteignant une part de 37 % des entrées à 234 TWh contre 28 % en 2011. 32 % des importations de GNL sont réceptionnées à Fos-sur-Mer, 36 % à Montoir-de-Bretagne et 32 % au terminal de Dunkerque. La part des contrats de court terme (moins de deux ans) dans les approvisionnements s'est élevée à 29,9 % en 2019. Les réexportations par les points d’interconnexion du réseau avec l'Espagne, la Suisse et la Belgique ont bondit de 82 % à 70,1 TWh, après deux années successives de baisse ; le solde importateur recule de 0,4 % à 125 TWh pour 2 136 millions € ; la facture nette recule de 20,2 % à 8 647 millions € du fait de la chute des prix, après deux années de hausse[g 15].

La Norvège reste le principal fournisseur de la France en 2019 avec 36 % des entrées brutes, devant la Russie (20 %), le Nigeria (8 %), les Pays-Bas (8 %), l'Algérie (7 %) et le Qatar (4 %). La hausse des importations est 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 ; les achats de gaz naturel sur les marchés du Nord-Ouest de l’Europe, pour lesquels le lieu de production du gaz n’est pas connu avec précision, représentent 18 % des entrées brutes[g 16].

En 2019, en raison de la chute des prix du GNL causée par l'abondance des ressources (Australie, Russie, gaz de schiste américain), les importations de GNL ont bondi de 87 % ; les trois terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne et Dunkerque ont fonctionné à plein régime ; le GNL importé provenait à 21 % du Qatar, à 20 % de Russie et à 15 % des États-Unis. L'afflux de GNL s'est accompagné d'un recul de 10 % des importations de gaz par gazoducs depuis la Norvège, les Pays-Bas et la Russie, qui représentent encore les deux tiers des entrées de gaz sur le territoire français. Les flux de transit ont atteint un niveau record : la France a réexporté des volumes en forte hausse vers l'Espagne (+42 %), la Suisse et l'Italie (+105 %)[49].

Le 1^er janvier 2017 a été mis en service le terminal méthanier de Dunkerque dont les actionnaires sont EDF (65 %), Fluxys (25 %) et Total (10 %). Ce projet à 1,2 milliard d'euros comprend une jetée capable d'accueillir environ 150 méthaniers par an, trois cuves de stockage géantes de 200 000 m³ de contenance chacune, ainsi qu'une unité de regazéification[50]. Avec sa capacité de 13 milliards de m³ par an, il représente près de 20 % de la consommation française et belge de gaz.

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

Les importations de gaz russe ont représenté environ 20 % de la consommation de gaz en France en 2020. Des solutions permettraient de réduire cette dépendance, mais aucune ne peut l'éliminer totalement à court terme[51].

En mars 2022, les pouvoirs publics demandent à TotalEnergies d'installer un terminal flottant de stockage et de regazéification dans le port du Havre. Raccordé au réseau de gazoducs d'Engie, il permettrait d'augmenter les capacités d'importation de GNL de la France pour réduire sa dépendance envers la Russie[52].

Le 2 mai 2022, Engie signe avec le producteur de GNL américain NextDecade un contrat d'approvisionnement d'une durée de quinze ans pour l'achat de 1,75 million de tonnes de GNL par an à partir de 2026. Engagé dans des négociations avec NextDecade depuis plusieurs années, le groupe a décidé de mettre fin à ses discussions en novembre 2020, sous la pression notamment des pouvoirs publics français. L'État, qui détient 23,6 % d'Engie, lui a fait part de ses réserves sur l'augmentation de ses importations de gaz issu de la fracturation hydraulique alors que la France s'engageait à ne plus apporter de garanties publiques de crédit à l'export pour des projets de gaz ou de pétrole de schiste. L'ONG Les Amis de la Terre souligne que « ce contrat va courir jusqu'en 2041 et risque de compromettre les objectifs de neutralité carbone de la France en 2050 ». Engie a déjà amendé en mars 2022 le contrat qu'il avait signé en 2021 avec Cheniere Energy, le numéro un américain du GNL, pour prolonger sa durée et en augmenter les volumes de 900 000 à 1,2 million de tonnes de GNL par an pendant vingt ans[53].

Le russe Gazprom cesse ses livraisons par gazoduc à la France à partir du 15 juin 2022, dans le cadre des répercussions de l'invasion de l'Ukraine, se plaçant de fait en rupture de contrat. Les flux de gaz en provenance des points d'interconnexion situés à l'Est de la France étaient déjà en baisse de plus de 60 % sur les cinq premiers mois de l'année par rapport à 2021. Les importations de GNL, en particulier des États-Unis, ont en contrepartie augmenté de 66 % sur la même période[54]. La France est aussi devenue le premier importateur de gaz liquide produit en Russie par Novatek et TotalEnergies au cours des mois de mars, avril et mai, devant la Belgique, le Japon et l'Espagne[55]. Le 23 juin 2022, la Première ministre Élisabeth Borne annonce un nouvel objectif de remplissage des stockages de gaz souterrains au 1^er novembre : 100 % au lieu de 85 %. Storengy et Teréga, les deux opérateurs du stockage en France, devront acheter eux-mêmes les volumes de gaz nécessaires si nécessaire, se substituant ainsi aux fournisseurs comme Engie ou TotalEnergies. Les travaux de raccordement au réseau gazier d'un terminal flottant d'importation de gaz naturel liquéfié de TotalEnergies démarreront au début de l'automne et sa mise en service est prévue en septembre 2023 ; il pourra recevoir à lui seul près de 10 % de la consommation française. Des groupes de travail sur la « sobriété énergétique » seront mis en place pour définir des plans d'action dans l'objectif de réduire la consommation d'énergie de 10 % en deux ans[56].

Les besoins en uranium de la France ont été de 7 370 t en 2018 et 5 455 t en 2019 ; l'OCDE-AEN les estimait en 2020 à 6 150 t en 2020 et 6 800 t en 2025[48].

Les réserves mondiales prouvées d'uranium récupérables à un coût inférieur à 130 US$/kg sont estimées en 2019 à 6 148 kt, dont 28 % en Australie, 15 % au Kazakhstan, 9 % au Canada, 8 % en Russie, 7 % en Namibie, etc. ; les ressources récupérables à un coût inférieur à 260 US$/kgU sont estimées à 8 070 kt Les dépenses d'exploration ont chuté à partir de 2015[57] ; malgré cela, les réserves ont légèrement augmenté puisque les estimations de 2011 étaient de 5 327 kt à moins de 130 US$/kg et 7 097 kt à moins de 260 US$/kg[58]. Au-delà de ces ressources dites « conventionnelles », des ressources « conjecturales » et ressources « spéculatives » sont évaluées à 7 220 kt. Par ailleurs, les sources « secondaires » représentent 5 à 10 % des approvisionnements : prélèvements sur les stocks, y compris sur les stocks militaires issus des accords de désarmement, uranium et plutonium de retraitement, uranium appauvri ré-enrichi, etc. Le recyclage des combustibles usés sous forme de MOX atteignait en France 992 t en 2016, 880 t en 2017 et 744 t en 2018[57].

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

• de l'oxyde d'uranium (UOX) enrichi obtenu à partir d'uranium naturel pour la plus grande part ;
• du combustible mixte d'oxyde d'uranium et de plutonium (MOX) ;
• de l'oxyde d'uranium réenrichi (URE) obtenu à partir d'uranium de retraitement.

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

Les importations d'uranium naturel de la France de 1995 à 2020 proviennent surtout du Niger (24 %), du Canada (15 %), du Kazakhstan (13 %) et d'Australie (8 %). Ces quatre pays figurent parmi les principaux détenteurs de réserves d'uranium. Le rapport « Redbook » de l’Agence pour l'énergie nucléaire de l’OCDE (AEN) fournit une estimation des besoins en uranium de la France sur la période de 2020 à 2040 : ils représentent seulement 11 % des réserves du Niger, 3 % de celles du Canada et 2 % de celles du Kazakhstan[59].

Sur la période de 2005 à 2020, les 138 230 tonnes d'uranium naturel importés par la France provenaient pour 92,5 % de six pays : Kazakhstan (20,1 %), Australie (18,7 %), Niger (17,9 %), Ouzbékistan (16,1 %), Namibie (12,3 %) et Canada (7,4 %)[60].

Le montant des importations françaises d’uranium peut être estimé en 2017 entre 500 millions et un milliard d’euros par an. Le coût de l'uranium naturel constitue seulement 5 % du coût de production du kWh nucléaire[61].

En 2011, l'uranium naturel utilisé en France est intégralement issu des importations ou du recyclage. Le combustible nucléaire chargé en réacteur a été de 1 205 tonnes[62], dont environ 120 tonnes de MOX et 80 tonnes d'URE. EDF fait appel à plusieurs fournisseurs pour effectuer les étapes successives du cycle du combustible : AREVA, Urenco (Grande-Bretagne), Tenex (Russie) et USEC (États-Unis), et diversifie ses achats auprès de différents fournisseurs situés dans plusieurs pays : le Kazakhstan, le Canada, l'Australie ou le Niger[63].

L'importation de ressources primaires renouvelables est à l'heure actuelle encore modeste, mais les importations d'agrocarburants posent des problèmes au niveau européen : l'Union européenne a ouvert une enquête antidumping sur les importations de biodiesel d'Argentine et d'Indonésie[64]. En France, selon les données des Douanes, « les quantités de biocarburants produites dans le cadre des agréments et bénéficiant de ce fait d'une défiscalisation (en provenance de France ou des autres pays de l'Union européenne) sont, en 2011, pour la première fois en fort recul (- 16 %). La production agréée de la filière bioéthanol a reculé de 8 % après un bond de 13 % en 2010, et celle de biodiesel a perdu près de 20 %, d'où un recours renforcé aux importations pour couvrir les besoins »[65].

Total est le principal acteur du secteur pétrolier français, et la première capitalisation boursière française au 27 février 2014[66].

Le groupe Total est en 2012 le cinquième groupe pétrolier privé du monde derrière l'anglo-néerlandais Shell, les américains ExxonMobil et Chevron et le britannique BP ; si l'on prend en compte les groupes publics chinois, Total se retrouve au 7^e rang par le chiffre d'affaires après Sinopec et CPC (China Petroleum Company) et au 8^e rang par le résultat net après le brésilien Petrobras[67].

Total figure à la 10^e place du classement « Fortune Global 500 » de 2013 par chiffre d'affaires (7^e dans le secteur énergie), et à la 24^e place pour ses bénéfices[68].

Engie, ex-GDF Suez est 37^e au classement Fortune Global 500 de 2013 par chiffre d'affaires ; c'est la 8^e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014[66]. Sur son site web, GDF Suez se présente[69] (chiffres au 30 juin 2013) comme :

• dans le secteur électrique : 1^er producteur indépendant d'électricité dans le monde ; 1^er producteur mondial d'électricité non nucléaire ; 117 GW de capacités de production électrique installées dans le monde, plus 7,2 GW en construction ;
• dans le gaz naturel : 2^e acheteur de gaz naturel en Europe, 1^er opérateur de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel en Europe et 1^er vendeur de capacités de stockage de gaz en Europe ; 344 licences d'exploration et/ou de production dans 16 pays; 836 Mbep de réserves prouvées et probables ; 1^er importateur de GNL en Europe et 3^e importateur dans le monde, 2^e opérateur de terminaux méthaniers en Europe ; 17 navires méthaniers.

GDF-Suez a annoncé le 27 février 2014 des dépréciations d'actifs d'un total de 14,9 milliards d'euros, essentiellement sur des centrales électriques thermiques et des capacités de stockage de gaz en Europe, qui l'ont fait plonger dans le rouge avec une perte nette de 9,7 milliards au titre de 2013 ; le groupe est affecté par le bas niveau des prix de marché de l'électricité en Europe, dû à une combinaison de surcapacités et de faible demande et son PDG, Gérard Mestrallet, a souligné que ces dépréciations reflétaient sa conviction d'une crise « durable et profonde » ; mais elles n'impactent ni la trésorerie ni la solidité financière du groupe, et le résultat net récurrent (hors exceptionnels) est ressorti à 3,4 milliards d'euros[70].

Engie a perdu 1,5 million de clients en cinq ans (2009-2015) sur un total de 11 millions d'abonnés au gaz, n'en conservant que 82 % au 31 mars 2015 ; sur le segment des professionnels, sa part est même tombée à 70 %, et en volume à 42 % contre 75 % en 2009. Sur ses 9,2 millions de clients actuels (dont 8,8 millions de particuliers), 2,1 millions ont souscrit à des offres de marché, soit 23 % du total. Engie développe ses ventes d'électricité pour compenser ses pertes dans le gaz ; il s'est fixé un objectif de 4,6 millions de clients à l'horizon 2018 contre 2,3 millions en mars 2015[71].

EDF : est de loin le premier producteur, transporteur, distributeur et fournisseur d'électricité en France, n^o 2 en Grande-Bretagne et en Italie ; 6^e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014[66]. À l'échelle mondiale, EDF a produit 642,6 TWh d'électricité en 2012 (dont 84,7 % sans CO₂) avec un parc de 139,5 GW et desservi 39,3 millions de clients ; son chiffre d'affaires a atteint 72,7 milliards d'euros, et ses investissements 13,4 milliards d'euros[72]. EDF est en 2012 le 8^e propriétaire mondial d'infrastructures[73]. EDF étend son activité au gaz, en s'appuyant sur l'expérience de sa filiale italienne Edison ; c'est actuellement le principal concurrent de GDF Suez dans le gaz en France, et GDF Suez est son principal concurrent dans l'électricité.

EDF est le principal concurrent d'Engie sur le marché du gaz, avec plus d'un million de clients (9,5 %) au début 2015[71].

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

Depuis l'ouverture à la concurrence impulsée par l'Union européenne, quelques acteurs nouveaux, souvent étrangers, ont émergé :

E.ON

n^o 1 allemand de l'électricité, 15^e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013[68], a racheté en 1995 à Endesa la société SNET qui exploite les anciennes centrales à charbon des ex-Charbonnages de France ; E.ON France prévoit de fermer cinq centrales et de les remplacer par des cycles combinés gaz sur les mêmes sites. Le site web d'E.ON France présente les chiffres clés 2012 d'E.ON en France[74] : « Effectif : 889 salariés ; Chiffre d'affaires : 1609 M€ (1987 M€ en 2011) ; ventes d'électricité et de gaz : 10,1 TWh d'électricité et 4,8 TWh de gaz (13,1 TWh d'électricité et 6,9 TWh de gaz en 2011) ; capacité installée : plus de 3,2 GW ; production d'électricité : 7,4 TWh. 4 centrales thermiques, 2 cycles combinés gaz, 6 parcs éoliens et 2 fermes solaires » ;

ENI

pétrolier et gazier italien, 17^e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013[68], déjà présent en France dans la distribution de produits pétroliers (180 stations-services AGIP, bitumes, lubrifiants, etc.) tente depuis 2004 de se lancer dans la commercialisation de gaz avec la marque Altergaz, qui a été remplacée par la marque ENI au 1^er octobre 2012. ENI se présente[75] comme premier fournisseur "nouvel entrant" avec une part de marché d'environ 14 % et un volume vendu en 2011 en France de 74,2 TWh. ENI a franchi la barre des 500 000 clients gaz en France au début 2015, avec 460 000 clients résidentiels et 60 000 clients professionnels fin mars 2015[71]. En octobre 2015, l'entreprise a annoncé devenir fournisseur d'électricité en France dès 2016[76]^,[77]. ENI prévoit d'atteindre 600 000 clients en France fin 2015, dont 540 000 clients particuliers, avec un chiffre d'affaires de 1 milliard d'euros ; il se place au 3^e rang du marché du gaz, derrière Engie (9 millions de clients) et EDF (environ 1 million de clients) ; il compte désormais sur l'électricité pour sa croissance à venir, et table sur environ 1,5 million d'abonnés en 2018, et sur un chiffre d'affaires de 2 milliards ; les trois-quarts de cette croissance viendront de l'électricité [78].

Total Direct Énergie

qui a racheté Poweo le 11 juillet 2012 ; ces deux entreprises de fourniture d'électricité et de gaz étaient apparues en 2002 et 2003, à la suite de l'ouverture de ces marchés à la concurrence. En juin 2009, le fondateur de Poweo, Charles Beigbeder vend sa participation à l'autrichien Verbund, le premier producteur d'électricité d'Autriche ; en juillet 2011 Direct Énergie annonce le rachat de la participation majoritaire de l'autrichien, prélude à la fusion de 2012. Le capital de la société est détenu à 60,8 % (72,6 % des droits de vote) par François 1^er Énergie, société holding détenue en majorité par Financière Lov et dirigée par Stéphane Courbit. Son site web[79] la présente comme « le 3^e acteur français de l'électricité et du gaz qui a déjà conquis et fidélisé plus d'un million de clients (798 000 sites clients en électricité et 227 000 en gaz au 31/12/2012). Le groupe est un acteur intégré de l'énergie en France, depuis la production et la fourniture d'électricité et de gaz, jusqu'aux services dans le foyer ». Son chiffre d'affaires 2012 était de 740 M€ pour 8,6 TWh d'énergie livrée. Son parc de production comprend surtout un cycle combiné gaz : Pont-sur-Sambre (412 MW), ainsi que des petites centrales hydrauliques et des éoliennes en gérance ; en février 2012, Direct Énergie a remporté, en partenariat avec Siemens, un appel d'offres portant sur la construction d'une centrale à cycle combiné au gaz naturel (CCGN) d'une puissance d'environ 400 MW sur la commune de Landivisiau (Finistère) (mise en service prévue fin 2016), projet qui s'inscrit dans le Pacte électrique breton ; Direct Énergie développe un autre projet cycle combiné au gaz à Hambach en Moselle (deux tranches de 446 MW), mais le Tribunal Administratif de Strasbourg a prononcé l'annulation du permis de construire et de l'autorisation d'exploiter en février 2012.

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

La consommation d'énergie primaire par habitant[n 21] de la France s'élevait en 2019, selon l'Agence internationale de l'énergie, à 150,5 GJ (Gigajoules), inférieure de 9 % à la moyenne des pays de l'OCDE : 165,6 GJ, mais supérieure de 90 % à la moyenne mondiale : 79,1 GJ, de 1,5 % à celle de l'Allemagne : 148,3 GJ et de 48 % à celle de la Chine ; 101,5 GJ, mais inférieure de 47 % à celle des États-Unis : 282 GJ[k 1].

Selon les estimations de BP, en 2021, la consommation d'énergie primaire de la France s'est élevée à 9,41 EJ, répartie en 49,8 % de combustibles fossiles (pétrole : 30,9 %, gaz naturel : 16,5 %, charbon : 2,4 %), 36,5 % de nucléaire et 13,7 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité : 5,8 %, autres : 7,9 %)[p 1]. La consommation de pétrole, estimée à 2,91 EJ, a progressé de 8,7 % en 2021, mais reste inférieure de 7,3 % à celle de 2019 et a reculé de 15,9 % depuis 2011. Elle représente 1,6 % de la consommation mondiale de pétrole (Allemagne : 2,3 %, Royaume-Uni : 1,4 %)[p 2]. La consommation de gaz naturel, estimée à 1,55 EJ, a progressé de 6,3 % en 2021, mais reste inférieure de 1,3 % à celle de 2019 et se trouve au même niveau qu'en 2011. Elle représente 1,1 % de la consommation mondiale de pétrole (Allemagne : 2,2 %, Royaume-Uni : 1,9 %, Italie : 1,8 %)[p 3]. La consommation de charbon, estimée à 0,23 EJ, a progressé de 20,5 % en 2021, mais reste inférieure de 15 % à celle de 2019 et a reculé de 44 % depuis 2011. Elle représente 0,1 % de la consommation mondiale de pétrole (Allemagne : 1,3 %, Royaume-Uni : 0,1 %, Italie : 0,1 %)[p 4].

En 2019, la consommation totale d'énergie primaire réelle s'élève à 245,3 Mtep (−1,4 %) ; après correction des variations climatiques, elle recule de 1,5 % ; les besoins de chauffage sont un peu plus élevés en 2019 qu'en 2018, du fait d'une légère hausse de la rigueur climatique de la période de chauffe ; cette baisse tendancielle est observée depuis le milieu des années 2000. Depuis 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de consommation d’énergie, la consommation primaire a baissé de 4,1 %, soit 0,6 % en moyenne annuelle, à climat constant[g 22].

Cette consommation se répartit en :

• 48 % de combustibles fossiles (pétrole 29 %, gaz 16 % et charbon 3 %) ;
• 40 % d'électricité primaire nucléaire ;
• 12 % d'énergies renouvelables et déchets[g 5].

Les conventions utilisées par les statistiques françaises, alignées sur celles de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), contrairement à celles de l'Energy Information Administration (EIA) ou de BP, minorent la part des énergies renouvelables électriques. Ainsi, la production hydroélectrique de la France en 2019 est évaluée par BP à 0,52 EJ, soit 5,4 % de la consommation d'énergie primaire[81], contre 2,0 % selon l'AIE[1] ; selon BP, la part des énergies renouvelables électriques en 2019 est de 11,5 % au lieu de 3,9 % pour l'AIE ; en incluant la biomasse, la part totale des énergies renouvelables dans la consommation primaire passe ainsi à 19 %.

En 2019, la consommation de la branche énergie a représenté 37,7 % de l'énergie primaire consommée (92,56 Mtep sur 245,35 Mtep)[g 21] ; l'énergie consommée par cette filière est donc équivalente à plus de 60 % de l'énergie consommée par les utilisateurs finaux ; voici les différents postes de consommation de cette filière, par ordre d'importance :

• pertes de conversion : la transformation de l'énergie primaire en énergie secondaire (électricité, produits pétroliers, etc.) implique des pertes de rendement : ainsi, on considère que l'énergie nucléaire primaire est la chaleur produite par le réacteur ; le rendement énergétique d'une centrale nucléaire est celui de la transformation de cette chaleur en électricité, soit en moyenne 33 % ; pour comparaison, le rendement d'une centrale thermique au fioul est d'environ 35 % ; en effet la partie aval du processus[n 22] est identique : ces rendements sont ceux du cycle thermodynamique ;
• pertes de transport et de distribution : pertes des transformateurs électriques, des pertes des lignes électriques, pertes des oléoducs et gazoducs, etc. ;
• usages internes : énergie nécessaire à l'enrichissement de l'uranium et à la fabrication des assemblages de combustible nucléaire, de la consommation des centrales hydroélectriques de pompage et des consommations internes des centrales (auxiliaires, transformateurs primaires, etc.) ;
• raffinage : pertes lors du raffinage des produits pétroliers ;
• autres transformations : surtout cokéfaction.

Cette branche comprend notamment les consommations de :

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

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

Pétrole brut et raffineries en France.

La raffinerie de Donges, vue depuis les marais de Lavau-sur-Loire.

Le complexe pétrochimique de Lavéra est situé face à la Méditerranée.

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

Le raffinage en France, comme dans toute l'Europe, est confronté à une baisse de la demande intérieure due aux délocalisations et aux politiques de lutte contre le changement climatique ; il est aussi affecté d'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 : les raffineries américaines qui bénéficient d'approvisionnements à bas coût en pétrole et gaz non conventionnels, et les installations géantes du Moyen-Orient et d'Asie, des raffineries modernes situées près des lieux de production du brut ou dans des pays dont la demande est en forte croissance, produisent à moindre coût. Enfin, la réglementation environnementale européenne impose des coûts et des contraintes plus élevés que dans d’autres pays. Le raffinage français se trouvait en surcapacité et ne pouvait répondre à la forte diésélisation du parc automobile national qu'en produisant moins d'essence et plus de gazole, ce qui aurait impliqué des investissements très coûteux dans les installations existantes. Après la fermeture de plusieurs raffineries au début de la décennie, la production des raffineries françaises a baissé d'un quart : moins de 60 Mt depuis 2012 contre 80 Mt par an dans les années 2000 ; la raffinerie de La Mède, exploitée par Total, a cessé de traiter le pétrole brut fin 2016 et est reconvertie pour produire des agrocarburants. Au total, la France n'a plus que huit raffineries. 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. La production nette de produits raffinés s'élève à 50,4 Mt en 2019, en recul pour la deuxième année consécutive (−8,6 %, après −6,2 % en 2018)[g 23].

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

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

Total exploite cinq raffineries en France, qui emploient 3 800 salariés. Deux sont déficitaires : celle de La Mède, à Châteauneuf-les-Martigues (Bouches-du-Rhône) et celle de Donges (Loire-Atlantique). Le site de La Mède, qui perd entre 150 et 170 millions de dollars par an, va arrêter en 2015 ses activités de raffinage de pétrole brut (153 000 barils par jour de capacité) et reconvertir ses installations à la production de biocarburants[82].

Vue du terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne.

Le gaz naturel liquéfié est retransformé en gaz à son arrivée dans les trois terminaux méthaniers d'Elengy, filiale d'Engie : Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Montoir-de-Bretagne ; le terminal méthanier de Loon-Plage, près de Dunkerque, a été construit par EDF et Total et est entré en service en 2017[83]. EDF et Total ont vendu leurs parts en 2018, laissant le contrôle du terminal au groupe Fluxys[84].

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

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

Des oléoducs transportent des produits raffinés :

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

Chantier du doublement du gazoduc de Chazelles (Charente) (5 avril 2008).

La carte des réseaux de transport de gaz peut être consultée sur le site du ministère de la Transition écologique et solidaire. Les points d'entrée sur le territoire français, en dehors des quatre terminaux méthaniers de Fos-Tonkin, Fos-Cavaou, Montoir-de-Bretagne et Dunkerque, sont à Dunkerque (gaz de Norvège), Alveringem et Taisnières (gaz de Norvège et des Pays-Bas) et Obergailbach (gaz de Russie) ; les points de sortie vers la Suisse à Oltingue et La Cure et vers l'Espagne à Biriatou et Larrau[e 4].

En 2019, le réseau de transport de gaz compte 37 420 km de gazoducs, dont 5 100 km exploités par Teréga, filiale de Total SA, dans le Sud-Ouest et 32 320 km exploités par GRTgaz (filiale d'Engie) ; le réseau de distribution est composé de 195 000 km de canalisations exploitées par GrDF, filiale d'Engie et 24 autres gestionnaires, parmi lesquels 22 entreprises locales de distribution. Deux opérateurs exploitent les 15 sites de stockage souterrain français : Storengy (dix sites en nappes aquifères et trois cavités salines) et Teréga (deux sites en nappes aquifères)[e 4].

Les compteurs de gaz chez les particuliers vont être remplacés d'ici 2022 par le compteur communicant Gazpar; son déploiement a été annoncé, mercredi 20 novembre, par GrDF, après que le gouvernement ait donné son feu vert en août ; GRdF investira 1 milliard d'euros dans ce projet. Ce compteur sera relevé à distance grâce à un module radio, permettant la facturation sur la consommation réelle sans relève physique du compteur ; un relevé quotidien sera accessible par internet ; des opérations de vérification et maintenance à distance seront possibles[85].

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

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

L'équilibrage entre l'offre et la demande est assuré grâce à quinze stockages souterrains, pour une capacité utile de l'ordre de 110 TWh, soit près de 30 % de la consommation nationale.

L'électricité représentait 24,7 % de la consommation finale d'énergie en France en 2019 ; sa part dans la consommation finale du secteur résidentiel était de 36,7 %, dans celle de l'industrie de 36,1 % et dans celle du secteur tertiaire de 54,6 %[1].

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

• la consommation totale a augmenté de 6 % en 29 ans ; elle a connu un pic en 2006 à 6 925 PJ, puis une chute de 4,1 % en 2009, suivie d'un lent déclin, une remontée en 2015-17 puis un recul de 3,2 % entre 2017 et 2019 ;
• large prédominance du pétrole : cependant, après une progression quasi-continue de 1986 à 2002, il a commencé à décliner, puis a chuté très nettement à partir de la crise de 2008 ;
• forte progression du gaz (+23 % en 29 ans) et de l'électricité (+43 %), mais le gaz, après avoir connu son apogée en 2005, a commencé à reculer et l'électricité elle-même a subi une baisse de 3,4 % en 2009 ;
• déclin du charbon (−81 % en 29 ans), qui n'est quasiment plus utilisé (hors production d'électricité) que dans la sidérurgie, dont l'activité régresse d'année en année ;
• progression de la biomasse et des déchets, surtout à partir de 2006, grâce au décollage des biocarburants.

Selon Eurostat, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie en France atteignait 16,6 % en 2018 (moyenne de l'Union européenne : 18,0 %)[86].

En 2019, les ménages français ont consommé 65,7 Mtep d’énergie, dont 39,8 Mtep dans leurs logements et 25,9 Mtep pour leurs déplacements. Ils ont consacré 94,6 milliards € à leurs dépenses d'énergie. Leur facture énergétique a été de 3 144 € par ménage, dont 1 602 € pour l’énergie dans le logement et 1 542 € pour les achats de carburants. Cette facture totale 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). La hausse de la dépense d’énergie liée au logement (+0,8 %) est compensée par la baisse de celle de carburants (−0,9 %), qui avait augmenté fortement en 2017 (+8,8 %) et en 2018 (+10,2 %). La dépense de produits pétroliers baisse de 5,8 %, celle d'électricité augmente de 1,3 % et celle de gaz de 3,2 %[g 24].

L'énergie représente 8,9 % des dépenses réelles des ménages (hors loyers) en 2019 et 5,7 % de leur consommation effective (avec loyers et services sociaux). Cette part est stable après une hausse de 0,4 point entre 2017 et 2018. Elle demeure éloignée de son pic atteint en 1985, à 11,9 %[g 25].

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

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

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

Le secteur des transports est un des principaux consommateurs d'énergie en France. La dépendance de ce secteur aux produits pétroliers et sa contribution au réchauffement climatique peuvent être réduites grâce à la taxe carbone, dans le cadre de la politique de transition énergétique. D'un point de vue énergétique, le mode de transport le plus efficace est le transport sur rail, aussi bien pour les passagers[87] que pour les marchandises.

Une étude de l'Insee sur « les déplacements domicile-travail en 2009 »[88] contribue à expliquer pourquoi, malgré la baisse des consommations unitaires des voitures, la consommation totale ne baisse pas : « 7 actifs sur 10 vont au travail en voiture : parmi les 25 millions de personnes qui quittent leur domicile pour aller travailler, 18,6 millions (73 %) utilisent principalement leur voiture, 3,8 millions (14,9 %) les transports en commun, 2 millions la marche à pied et 1,1 million un deux-roues, motorisé ou non[…] En dix ans, la part de ceux qui doivent quitter leur agglomération, leur canton, ou même leur région de résidence pour travailler a augmenté : en 2009, 1,2 million de personnes ne travaillent pas dans leur région de résidence ; ce chiffre a augmenté de 27 % en 10 ans, alors que le nombre de personnes qui se déplacent pour travailler n'a augmenté, dans le même temps, que de 15 %. »

L'Insee cite trois facteurs explicatifs :

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

En 2019, le chauffage est marqué par la transition énergétique : les ventes de chaudières classiques au fioul (trois millions de chaudières restantes, sur un parc de 35 millions de logements) et au gaz ont chuté de 29 % et celles de chaudières gaz à condensation ont reculé de plus de 5 %, à 515 000 unités installées ; celles de pompes à chaleur air/eau ont progressé de 83 % à 176 220 unités, celles de pompes à chaleur réversibles air/air de 27 % à 728 000 installations, et celles de chauffe-eau thermodynamiques de 13 % à 117 000 unités[89].

La nouvelle réglementation environnementale des bâtiments neufs en préparation, dite « RE2020 », devrait être indirectement plus favorable que la précédente à l'électricité aux dépens du gaz naturel. Elle prendra en compte l'empreinte carbone des bâtiments sur tout leur cycle de vie, de la construction à la démolition. Le Royaume-Uni a fait un choix plus clair en interdisant le gaz dans les bâtiments neufs à partir de 2025[90].

La RE2020 entrainera la disparition progressive des logements neufs chauffés au gaz naturel, un mouvement déjà engagé en Suède, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni qui ont adopté des réglementations similaires. En effet, elle imposera aux bâtiments neufs des plafonds de consommation énergétique et d'émission de gaz à effet de serre à partir de l'été 2021 ; le plafond d'émission autorisé sera fixé dès 2021 à 4 kg de CO₂ par an et par mètre carré pour les maisons, ce qui exclura de facto le gaz naturel ; pour les appartements, ce plafond sera de 14 kg par m², ce qui laisse encore la possibilité d'installer du chauffage au gaz, à condition que l'isolation des logements soit très performante, mais il passera à 6 kg en 2024, excluant de fait le chauffage exclusivement au gaz, mais permettant des solutions hybrides. Ce délai permettra de développer les alternatives : réseaux de chaleur, chaufferie biomasse, pompe à chaleur collective, solaire thermique. Afin de limiter les risques de voir se multiplier les convecteurs électriques, la réglementation introduit également un plafond de consommation d'énergie primaire non renouvelable[91].

Un rapport publié fin 2020 par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) et le gestionnaire du réseau haute tension RTE étudie une trajectoire de transition énergétique pour 2035 : le premier prérequis consiste à accélérer les rénovations de logements de 400 000 rénovations par an actuellement à 800 000 par an, et de les rendre plus efficaces (passer de 30 % de réduction des besoins de chauffage à 50 %). Le second prérequis consiste à remplacer des chauffages polluants par des chauffages non polluants : disparition du chauffage au fioul (12 % des logements en 2020), baisse de la part du gaz de 41 % à 31 %, dont un tiers de biogaz, multiplication par trois de la part des réseaux de chaleur urbains (de 4 % à 12 %) et développement massif des pompes à chaleur électriques (de 4 % à 18 %) ; la part des radiateurs électriques baisserait de 34 % à 30 % et le chauffage au bois passerait de 4 % à 9 %. Cette transition nécessite des investissements massifs : au total, RTE et l'Ademe estiment que la tonne de CO₂ évitée reviendrait à 430 €, ou 310 € avec des effets d'échelle, soit plus de dix fois le prix actuel du carbone en Europe. Le rapport constate que « le coût de réduction des émissions de CO₂ apparaît de prime abord relativement élevé […] par rapport à d'autres exemples de politiques de réduction des émissions dans le secteur de la mobilité ou de l'industrie ». Il préconise de concentrer les efforts d'abord sur le remplacement du chauffage au fioul et sur la rénovation des passoires thermiques[92].

La consommation finale de pétrole raffiné en France est donnée par le tableau suivant :

Consommation de produits pétroliers par secteur en France (source : base de données Pégase du ministère de l'Écologie).

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

Consommation de charbon par secteur.

Le déclin du charbon est général ; il ne reste utilisé que dans la sidérurgie (39 %), le reste de l'industrie (15 %) et surtout la production d'électricité (43 %).

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

Production nette d'électricité en France.
Sources données : Energy Information Administration (1980-2016), RTE (2017).

En 2019, la production nette d'électricité s'est élevée à 537,7 TWh, en recul de 2 % par rapport à 2018 ; la production d'origine nucléaire représente 70,6 % du total, à son plus bas niveau depuis 1992 ; les centrales hydrauliques ont contribué pour 11,2 %, les centrales thermiques classiques pour 7,9 %, l'éolien pour 6,3 %, le solaire pour 2,2 % et les bioénergies pour 1,8 %[93].

Selon l'AIE, l'électricité (production brute) provenait en 2019 pour 69,9 % du nucléaire, pour 20,6 % de sources d'énergies renouvelables (production hydroélectrique : 10,8 %, éolien : 6,1 %, solaire : 2,1 %, bioénergies : 1,5 %) et pour 9 % de centrales thermiques fossiles (surtout gaz : 6,9 %)[94]. La France se place au deuxième rang mondial des producteurs d'énergie nucléaire après les États-Unis, et au premier rang pour la part du nucléaire dans la production d'électricité.

Consommation finale d'électricité en France.
Source données : base de données Pégase du ministère de l'Écologie.

En 45 ans, la consommation d'électricité a été multipliée par 3,6, celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,3 et celle de l'agriculture par 3,1 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 70 % et celle des transports de 99 %. La part de l'industrie (sidérurgie comprise) est passée de près de 60 % en 1970 à 26,8 % en 2015, alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 34 à 69 %. La désindustrialisation et la tertiarisation de l'économie française se lisent clairement dans ces chiffres.

La consommation française d'électricité par habitant était en 2019 de 7 043 kWh, supérieure de 116 % à la moyenne mondiale : 3 265 kWh et de 7 % à celle de l'Allemagne : 6 606 kWh, mais inférieure de 45 % à celle des États-Unis : 12 744 kWh[k 1].

En 2019, 47 TWh de chaleur destinés à la vente ont été produits en France. Nets des pertes de distribution, 43 TWh ont été livrés aux consommateurs, dont plus de la moitié provenant des réseaux de chaleur, le tiers restant étant issu de centrales de cogénération. On dénombre près de 800 réseaux de chaleur, dotés d'une puissance thermique totale d'environ 23 GWth, dont près de 10 GWth en Île-de-France. Ils ont livré 26 TWh en 2019, en progression de 0,7 % ; leur consommation d'énergie primaire de 34 TWh est dominée par le gaz naturel (35 %), suivi de la chaleur issue de l'incinération des déchets urbains (24 %), puis de la biomasse (23 %) ; le fioul et le charbon, dont la part était de 60 % en 1990, ne représentent plus que 4 % du bouquet énergétique des réseaux ; la part des énergies renouvelables a plus que doublé depuis le début de la décennie, pour atteindre 44 % en 2019, en progression de 3 points en un an ; avec les énergies de récupération telles que la part non renouvelable des déchets urbains et la chaleur industrielle récupérée, la part d’énergies renouvelables et de récupération atteint 56 %. Plus du quart des réseaux de chaleur (27 %) possèdent un équipement de cogénération ; la chaleur produite par ces équipements représente environ 5 TWh, soit 17 % du total des livraisons des réseaux[g 27].

La production simultanée de chaleur et d'électricité en cogénération permet des rendements énergétiques globaux supérieurs à leur production séparée ; c'est pourquoi les pouvoirs publics, à la fin des années 1990, ont soutenu leur développement. C'est également une priorité européenne, une directive sur la cogénération ayant été adoptée en 2004, remplacée et complétée par la directive 2012/27/UE du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique[3].

En 2019, les installations de production d’électricité avec procédé thermique de cogénération, hors réseaux de chaleur, ont produit 46 TWh de chaleur, dont 22 TWh ont été livrés, nets des pertes de distribution, à des utilisateurs tiers, le reste étant auto-consommé par l'entreprise productrice. Ces installations ont brûlé principalement du gaz naturel (39 %), des déchets urbains (15 %), du bois et déchets agricoles (12 %), des produits pétroliers (10 %), des résidus de papeterie (10 %), des produits charbonniers (5 %) et du biogaz (4 %)[g 28]. Les réseaux de chaleur sont généralement utilisés par des collectivités locales pour chauffer, via une chaufferie collective, des bâtiments publics ou privés de leur territoire ; des initiatives privées sont aussi en place. Leur taille varie du petit réseau à biomasse rurale à celui de Paris, alimenté par plusieurs centrales de production et assurant un tiers du chauffage collectif de la capitale.

Ces réseaux de chaleur ont été alimentés de 169,2 PJ (47 TWh) en 2019, soit 1,1 % de la production mondiale de chaleur, loin derrière la Chine (5 499 PJ, 35,5 %), la Russie (5 322 PJ, 34,4 %) et l'Allemagne (457 PJ, 3,0 %). En 2020, la production de chaleur est estimée à 160,2 PJ[94]. Cette production de chaleur se répartit entre les centrales de cogénération (57 %) et les chaufferies (43 %)[1].

Le plus gros réseau de chaleur est géré par la Compagnie parisienne de chauffage urbain (CPCU)[95]. Il est alimenté par les centrales de cogénération du groupe TIRU, qui brûlent des déchets urbains de Paris et d'une partie de la région parisienne. Metz alimente un réseau de chaleur par l'Usine d'électricité de Metz. Grenoble a aussi un réseau de chaleur et celui de Toulouse, alimenté par l'incinération de déchets, doit en sus récupérer la chaleur des supercalculateurs de l'espace de recherche Clément Ader[96]. À Strasbourg, ES Services Énergétiques (filiale d'Électricité de Strasbourg), issue de la fusion d'Ecotral et de Dalkia Bas-Rhin, gère des réseaux de chaleur dont à Strasbourg, avec trois grandes installations représentant un total de 400 GWh et alimentant 40 000 logements[97].

En 2019, la consommation de chaleur atteignait 156,1 PJ, dont 43,5 % dans l'industrie, 34,5 % dans le secteur résidentiel, 21,5 % dans le tertiaire et 0,5 % dans l'agriculture[94]. Elle représentait 2,5 % de la consommation finale d'énergie du pays[1].

Émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion, en France, 1990-2010[98].

Répartition des émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion en France en 2010[98].

Les émissions de gaz à effet de serre en France, qui étaient déjà reparties à la hausse en 2015, après une baisse quasi ininterrompue depuis la fin des années 1990, ont à nouveau progressé en 2016, selon les résultats présentés le 22 janvier 2018 par Nicolas Hulot, alors ministre de l'écologie : les émissions nationales ont atteint 463 Mt éq. CO₂ (millions de tonnes équivalent CO₂) en 2016, soit 3,6 % de plus que le plafond indicatif fixé par la Stratégie nationale bas carbone (SNBC), de 447 Mt éq. CO₂. Ces émissions sont imputables pour l’essentiel aux secteurs des transports (29 %), de l’agriculture (20 %), du bâtiment (19 %) et de l’industrie (18 %) ; la production d’énergie pèse pour 11 % et le traitement des déchets pour 4 %. Le dérapage par rapport à la feuille de route de la SNBC est particulièrement important dans le domaine du bâtiment, où le dépassement atteint +11 %, et dans celui des transports (+6 %) ; il est plus modéré pour l’agriculture (+3 %) et le secteur de l’industrie est à peu près en phase avec les objectifs nationaux ; les émissions de la production d’énergie ont été inférieures de 8 % à l’objectif[99]^,[100].

L'Agence européenne pour l'environnement fournit les statistiques d'émissions de gaz à effet de serre dues à l'utilisation d'énergie en France, passées de 381,3 Mt éq. CO₂ (millions de tonnes d'équivalent CO₂) en 1990 à 312,0 Mt en 2018, dont 305,5 Mt de CO₂ (contre 365,3 Mt en 1990), 2,6 Mt éq. CO₂ de méthane (contre 12,7 Mt en 1990) et 3,8 Mt éq. CO₂ de N₂O (3,3 Mt en 1990) ; en 28 ans, ces émissions ont baissé de 18,2 %. La part de l'utilisation d'énergie dans les émissions totales de la France est de 70,1 %. Les autres émissions proviennent de l'agriculture (74,8 Mt éq. CO₂), des procédés industriels (40,7 Mt éq CO₂) et des déchets (17,4 Mt éq CO₂) ; elles sont en partie compensées par celles liées à l'utilisation des terres, leurs changement d'affectation et à la forêt (UTCATF) : −25,7 Mt éq. CO₂[a 1].

Au niveau de l'Union européenne, selon l'AEE, le recul de ces émissions entre 1990 et 2018 a été de 22,2 %[a 2].

Le ministère de la Transition écologique fournit d'autres détails :

• répartition des émissions de GES dues à l'utilisation d'énergie en France en 2018[a 3] et dans l'Union européenne[a 4] :
  • transports : 42,3 % (UE : 28,5 %),
  • résidentiel-tertiaire : 22,8 % (UE : 15,9 %),
  • industrie de l'énergie : 14,7 % (UE : 37,4 %), écart expliqué par l'importance de la production d'électricité nucléaire en France,
  • industrie manufacturière et construction : 16,3 % (UE : 15,5 %),
  • autre combustion d'énergie (agriculture, etc.) : 3,5 % (UE : 2,8 %) ;
• répartition des émissions de GES des transports intérieurs en 2018 en France : 94,4 % proviennent du transport routier, dont 53,0 % des véhicules particuliers, 19,1 % des véhicules utilitaires, 21 % des poids lourds et 1,3 % des deux-roues ; les autres modes de transport se répartissent 5,6 % : transport aérien (vols intérieurs) 4,0 %, transport maritime et fluvial 1,0 %, transport ferroviaire 0,3 %, autres 0,3 %[a 5] ;
• émissions de GES dans l'industrie manufacturière et la construction en France : −48 % en 28 ans (1990-2018) ; cette baisse est de 40 % dans l'Union européenne ; l'essentiel de la baisse provient de la chimie : −66 %, notamment grâce à une réduction de 96 % des émissions de N2O ; trois secteurs totalisent 75 % des émissions de l'industrie en 2018 : la métallurgie, la chimie et la fabrication de minéraux non métalliques (ciment, chaux, verre, etc)[a 6] ;
• émissions de GES dues à l'énergie des secteurs résidentiel et tertiaire en France[a 7] :
  • résidentiel : −28 % de 1990 à 2018, avec des fluctuations en dents de scie, du fait des variations de température qui influencent fortement les consommations de chauffage ; en 2018, les émissions sont dues au chauffage pour 82 %, à l'eau chaude sanitaire pour 12 % et à la cuisson pour 7 % ; le gaz naturel y contribue pour 64 %, le fioul pour 28 %, le butane et le propane pour 5 % et le charbon pour 2 %,
  • tertiaire : −6 % de 1990 à 2018, avec les mêmes fluctuations.

L'Agence européenne pour l'environnement estime les émissions de gaz à effet de serre pour produire 1 kWh d'électricité en 2019[101] :

• moyenne UE-28 : 275 g CO₂/kWh (544 g/kWh en 1990) ;
• pays où la filière charbon reste dominante : 338 g CO₂/kWh en Allemagne (664 g/kWh en 1990) et 719 g CO₂/kWh en Pologne (1 482 g/kWh en 1990) ;
• pays très largement décarbonés : 52 g CO₂/kWh en France (210 g en 1990) et 8 g en Suède (11 g en 1990).

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

En 2019, l'empreinte carbone de la France est estimée à 663 Mt CO₂éq, soit 9,9 t CO₂éq par habitant. Elle a augmenté de 7 % par rapport à 1995, les émissions intérieures ayant diminué de 25 %, tandis que les émissions associées aux importations se sont accrues de 72 %. Les gaz à effet de serre émis sur le territoire français, nets des importations, sont évalués à 305 Mt éq CO₂, et les émissions associées aux importations de biens et services consommés en France à 357 Mt éq CO₂, soit 54 % du total de l'empreinte carbone. Après une progression de 10,4 tCO₂éq/hab en 1995 à 11,8 tCO₂éq/hab en 2005, le niveau de l’empreinte par habitant amorce une décroissance sur la dernière décennie ; en 2019, il est inférieur de 5 % au niveau de 1995[a 8].