La chaîne pétrolière

Le Lundi 1 avril 2019
De l'approvisionnement à la distribution de carburants en France.

Le raffinage

Le raffinage consiste à transformer le pétrole brut en différents produits, énergétiques (carburants, combustibles) ou non énergétiques (lubrifiants, bitume et produits destinés à la pétrochimie).

Les étapes clés du raffinage

1. La distillation du pétrole

L’opération initiale consiste à séparer par distillation les différentes coupes qui constituent le pétrole en fonction de leurs températures d’ébullition.

Les produits légers (gaz et essences) et moyens (kérosène et gazole) ainsi qu’une coupe lourde (résidu atmosphérique) sont obtenus après une première étape de séparation par distillation atmosphérique.

Une deuxième étape de distillation sous vide extrait les distillats contenus dans la coupe lourde de distillation atmosphérique des fractions résiduelles. Cette opération permet de limiter la production de fioul lourd fatal.

2. La transformation des coupes de distillation

Les produits issus de la distillation du pétrole alimentent divers procédés de raffinage.

Les procédés dits de conversion (cokéfaction, viscoréduction, hydrocraquage, craquage catalytique entre autres) craquent les molécules lourdes pour augmenter la production de fractions légères mieux valorisables.

D’autres réagencent les molécules pour améliorer la qualité des produits (isomérisation et reformage catalytique par exemple) ou encore éliminent les impuretés (comme l’hydrodésulfuration quand il s’agit de réduire les teneurs en soufre des produits).

3. La fabrication des produits finis

Les produits finis conformes aux spécifications, c’est-à-dire aux critères de qualité auxquelles ils doivent répondre, sont pour la plupart obtenus par mélange de bases raffinées.

Le contexte mondial et européen

1. L’environnement économique

Après plusieurs années difficiles, l’environnement économique du secteur du raffinage s’est sensiblement amélioré : l’année 2015 fut très bonne avec une marge de raffinage* la plus élevée des dix dernières années de 45 €/t. Depuis, les marges de raffinage résistent (celles de 2017 et de 2018 étaient respectivement de 34 €/t et 28 €/t), du fait principalement d’une demande pétrolière soutenue et de différentiels de prix favorables.

    La solidité de la demande conjuguée au ralentissement de la construction de nouvelles capacités de raffinage depuis 2014 font que les surcapacités enregistrées par le passé tendent à se réduire, autre facteur contribuant au maintien des marges de raffinage.

    * La marge de raffinage discutée ici est un indicateur calculé et diffusé par la DGEC. Elle correspond à la différence entre la valorisation des produits raffinés et le cours du Brent. C’est un indicateur de marge brute « théorique » qui illustre en tendance l’environnement économique du raffinage et diffère des marges réelles des raffineries.

    2. Evolution de la capacité mondiale de raffinage

    Les données bibliographiques ne sont pas homogènes, mais il semble que la capacité mondiale de raffinage (ou quantité maximale de matière première que les unités de distillation peuvent traiter) est globalement stable en 2017 par rapport à 2016.

    Les chiffres montrent de plus que l’Extrême-Orient – Océanie, principale zone de traitement avec plus de 30 % de la capacité mondiale en 2017, enregistre la plus forte hausse des capacités de raffinage, hausse due à la Chine en premier lieu et à l’Inde. Les capacités de raffinage européennes représentent quant à elles un quart de la capacité mondiale et sont stables.

    Phénomène de plus en plus fréquent, les nouvelles raffineries sont orientées pétrochimie. La Chine bénéficie d’ailleurs du plus haut degré d’intégration raffinage/pétrochimie avec 75 % des vapocraqueurs* détenus et opérés par les raffineurs. Cette tendance devrait durer, le secteur de la pétrochimie étant attendu comme le principal moteur de croissance pétrolière eu égard avant tout au secteur des transports en mutation.

    * Le vapocraqueur est un procédé qui consiste à obtenir des alcènes (dont l’éthylène et le propylène) à partir d’une coupe pétrolière telle que le naphta (une essence « brute » dans le sens où elle est peu à pas raffinée). Ces alcènes servent en grande partie de base à l’industrie des matières plastiques et admettent de nombreux dérivés utiles à divers secteurs (cosmétique, pharmaceutique, construction, électronique, textile…).

    3. Les perspectives de l’industrie du raffinage

    Les perspectives s’éclaircissent pour les investisseurs au vu des besoins croissants d’amélioration de la qualité des produits et d’ajustement de l’offre aux besoins des marchés ; marchés dont le centre de gravité s’est déplacé ces dernières années des pays industrialisés vers les pays émergents. Dans les années à venir, les investissements devraient donc repartir.

    Globalement, des efforts doivent être consentis pour moderniser et consolider le secteur du raffinage, notamment en Asie Pacifique, au Moyen-Orient, en Amérique latine et centrale de façon à optimiser la production pour satisfaire la demande interne et améliorer les taux d’utilisation des raffineries, très bas dans ces régions.

    Le raffinage européen risque de voir sa compétitivité une nouvelle fois mise à l’épreuve dans un environnement fortement concurrentiel. Il devra en outre faire face à des compétiteurs comme le Moyen-Orient et les États-Unis qui ont du pétrole (et du gaz) et bénéficient de facto d’une énergie à bas coût. Cela dit, la levée de l’interdiction d’exporter du pétrole américain (généralement léger) pourrait profiter aux raffineurs européens, mieux équipés pour traiter cette qualité de pétrole que ceux outre-Atlantique.

    Sources : DGEC, « Oil Market Report » du 12 octobre 2018 de l’Agence internationale de l’énergie, « Annual statistical Bulletin » (édition 2018) de l’OPEP, édition 2018 du rapport annuel sur les investissements pétroliers de l’IFPEN, notes d’information économique du CPDP.

    Les initiatives européennes concernant l'industrie du raffinage

    Les actions initiées par la Commission européenne, notamment à la demande des autorités françaises, se poursuivent avec en particulier l’organisation du forum du raffinage. Ce forum, organisé chaque année depuis 2012, réunit l’ensemble des parties prenantes (industriels, États membres, Commission et Parlement européens). Il est l’occasion d’examiner les propositions réglementaires qui pourraient impacter le raffinage européen et la sécurité d’approvisionnement de l’Union européenne en produits pétroliers.

    La transition vers une énergie propre et comment l’industrie du raffinage peut y contribuer a constitué le thème de la huitième session de ce forum qui s’est tenue le 25 avril 2018. À cette occasion, les participants ont partagé leurs points de vue sur les plans nationaux énergie-climat, sur l’avenir du pétrole dans le mix énergétique et discuté des implications que cela engendre sur l’industrie automobile et sur celle du raffinage.

    Le 25 avril 2019  abritera la neuvième session de ce forum. Au cours de cette session, le rôle de l'industrie du raffinage au sein de l'Union européenne dans les prochaines années face au changement climatique, les défis de la concurrence auxquels le raffinage et d'autres industries à forte intensité énergétique font face, et sa contribution à la transition vers une énergie propre seront traités.

    En plus du forum du raffinage, la Commission européenne réunit une fois par an depuis 2017 un groupe d'experts du raffinage. La dernière réunion s'est déroulée le 7 décembre 2018 et a porté sur la stratégie de l’Union européenne pour la réduction sur le long-terme des émissions européennes de gaz à effet de serre et du rôle que l’industrie du raffinage peut y jouer. C’est, entre autres, de la place des technologies de capture et de stockage du carbone dans l’industrie du raffinage européen de demain dont il a été question.

    Le raffinage en France

    1. Le marché français des produits pétroliers

    Les données provisoires du Service de la Donnée et des Études Statistiques (SDES) du Commissariat Général au Développement Durable sur l’année 2017 montrent qu’environ 30 % de l’énergie primaire consommée en France provient du raffinage de pétrole. En termes d’usage, le secteur du transport est le plus dépendant de cette industrie qui lui fournit 90 % de l’énergie dont il a besoin.

    La consommation pétrolière en France a légèrement augmenté en 2017 à quelque 77 milliers de tonnes (Mt), soutes maritimes incluses. L’écart entre demande pétrolière et production nette du raffinage* s’est sensiblement creusé depuis 2008 : 93 % des besoins métropolitains en produits pétroliers étaient alors couverts par les raffineries de l’hexagone contre 70 % en 2017.

    L’intensification de la dépendance énergétique nationale s’explique en grande partie par la fermeture de capacités françaises de raffinage et la diminution de la production domestique de produits finis qui en découle.

    Demande pétrolière et production nette du raffinage (Mt) - Métropole Demande pétrolière et production nette du raffinage (Mt) - Métropole

    Sur la période 2010-2017, le taux annuel moyen de fermeture des capacités françaises de raffinage est de 4,2 % (à confronter au taux de croissance annuel moyen de la demande pétrolière métropolitaine de -0,8 % sur la même période). Il correspond à un peu plus du double de celui européen. Cette disproportion s’explique en partie par la forte demande française en gazole qui ne peut pas être satisfaite par l’offre domestique sans adaptation coûteuse de l’outil de production, non conçu pour en maximiser la production.

    L’inadéquation offre/demande intérieures diverge selon les produits :

    • les productions sont excédentaires en essence et en fioul lourd, d’où la nécessité de trouver des débouchés à l’export pour ces produits,
    • les productions sont déficitaires pour le gazole, le fioul domestique et le carburéacteur (ou carburant aviation), ce qui impose d’importer pour parer aux insuffisances.

    Les déséquilibres sont tels qu’ils conduisent notamment à importer de l’ordre de 50 % des consommations de gazole et à exporter autour de 40 % de l’essence produite sur le territoire. Néanmoins, le solde du commerce extérieur des produits raffinés s’est très légèrement amélioré en 2017, s’établissant à un peu plus de 20 Mt de produits pétroliers importés.

    Cette amélioration, globalement favorable au raffinage français, s’explique dans l’ensemble par la baisse continue des ventes de véhicules équipés de moteur diesel, la part de marché du gazole diminuant au profit des supercarburants.

    * La production nette ne comptabilise pas les quantités de produits pétroliers consommés en interne pour produire l’énergie nécessaire au bon fonctionnement des raffineries (alimentation des fours, génération des utilités…).

    Les marchés des supercarburants et du gazole

    Concernant les carburants routiers issus du raffinage de pétrole, la consommation de supercarburants a atteint 7,7 Mt en 2017 et celle de gazole 34,7 Mt soit des parts de marché respectives de 15 % et 85 %. Sur les trois premiers trimestres de 2018, la part de marché des supercarburants a pris 1 % au gazole.

    Production et consommation de supercarburants et de gazole Production et consommation de supercarburants et de gazole

    Les marchés du carburéacteur, du fioul domestique et du gazole non routier

    La consommation de fioul domestique ou FOD baisse globalement sur la période considérée. Elle atteint son plus bas niveau en 2016 et en 2017, à savoir 6,3 Mt. Il en est de même en ce qui concerne sa production, même cumulée à celle du gazole non routier* ou GNR. La consommation de GNR diminue aussi. Elle s’élève à 4,3 Mt en 2017.

    Production et consommation de carburéacteur, de fioul domestique et de gazole non routier

    Source : l'intégral du "Pétrole 2017" du CPDP

    Production et consommation de carburéacteur, de fioul domestique et de gazole non routier

    Source : l'intégral du "Pétrole 2017" du CPDP

    À l’inverse, la consommation de carburéacteur augmente tendanciellement (contrairement à sa production). Les belles perspectives de croissance de ce produit font que la demande devrait continuer à progresser.

    * L’arrêté du 10 décembre 2010 interdit l’usage du FOD comme carburant au 1er mai 2011. Il est remplacé par le GNR (gazole routier auquel sont ajoutés un colorant et un agent traceur le rendant non différenciable visuellement du FOD).

    Sources : DGEC, édition 2018 des « Chiffres clés de l’énergie » (datalab) du SDES, site du Concawe, l’intégral du « Pétrole 2017 » et bulletins mensuels du CPDP.

    2. L’outil de raffinage français

    La France compte aujourd’hui huit raffineries : une en Martinique et sept en métropole. La moitié des raffineries de métropole sont couplées à des sites pétrochimiques et représente plus de 98 % de la capacité nationale de raffinage.

    Le cumul de leurs capacités de traitement s’élève à 61 Mt en 2017, contre 98 Mt en 2009 soit une baisse de l’ordre de 40 % du fait de la fermeture de la raffinerie des Flandres en 2010, suivie de celles consécutives de Reichstett, de Berre, de Petit-Couronne et de La Mède qui fut la dernière arrêtée (2016) pour être convertie en bio-raffinerie.

    En France métropolitaine, les raffineries sont principalement concentrées à proximité de deux zones portuaires :

    • celle de Marseille – Fos avec deux raffineries (Fos-sur-mer, Lavéra)
    • celle Basse-Seine avec deux raffineries (Gonfreville L’Orcher, Port-Jérôme/Gravenchon)

    Les raffineries isolées sont celles de Donges (Grand Ouest), de Grandpuits (région parisienne) et de Feyzin (métropole de Lyon). Total, Esso et Petroineos en sont les opérateurs.

    Le raffinage national compte aussi la raffinerie insulaire du Lamentin, opérée par la SARA, qui alimente les départements français d’Amérique (Martinique, Guadeloupe et Guyane).

    3. Les raffineries françaises : chiffres-clés

    La capacité moyenne des raffineries françaises métropolitaines en activité se situe autour de 8,9 Mt/an soit 183 000 barils par jour environ, alors que la moyenne européenne est autour de 150 000 barils par jour.

    Capacité des unités maîtresses des raffineries françaises en 2017
    Société Nombre de raffinerie Distillation atmosphérique (Mt/an) Reformage catalytique (t/j) Désulfuration de kérosène/gazole (t/j) Hydrocraquage (t/j) Craquage catalytique (t/j) Viscoréduction (t/j)
    Total 4 33.7 10.7 42.1 10.0 16.8 13.4
    Esso* 2 18.4 6.5 35.5 - 11.1 -
    Petroineos 1 9.9 1.4 9.0 3.5 4.6 3.2
    SARA 1 0.8 0.4 1.3 - - -
    France 8 62.8 18.9 87.8 13.5 32.5 16.6

    Total, qui opère quatre des sept raffineries en activité que compte la métropole, détient la majorité des capacités françaises de raffinage (~54 %), suivi d’Esso (~29 %), de Petroineos (~16 %) puis de la SARA (1 %).

    Le raffinage français a traité 57,9 Mt de pétrole en 2017 et affiche ainsi un taux d’utilisation* légèrement supérieur à 92 %. A titre de comparaison, le taux mondial d’utilisation des raffineries était de 84 % en 2016 tandis que celui français se situait autour de 80 %.
    Une demande pétrolière soutenue, un accroissement modéré des capacités mondiales de raffinage, des arrêts de maintenance réduits pour tirer avantage des marges de raffinage solides sont autant d’éléments qui peuvent expliquer cette performance.

    * Le taux d’utilisation des raffineries (aussi appelé « facteur de service ») correspond à la quantité de pétrole traitée rapportée à la capacité de traitement.

    La logistique pétrolière

    La logistique pétrolière est l’ensemble des opérations permettant au consommateur de disposer de carburants en stations-service.

    Ainsi, la sécurité d’approvisionnement en produits pétroliers nécessite de pouvoir disposer d’infrastructures pétrolières (raffineries, dépôts pétroliers, pipelines) permettant de stocker, acheminer et distribuer des carburants au plus près du consommateur.

    Afin de satisfaire les besoins des consommateurs, la logistique amont s’appuie sur les raffineries et les dépôts d’importation pour le stockage du pétrole brut et des produits finis. Un maillage important de dépôts pétroliers de capacités variées irrigue la métropole. Le transport massif des produits pétroliers est assuré par des pipelines, des barges, les trains et pour une part très limitée par des camions citerne. La logistique terminale entre ces dépôts et les stations service est assuré par les opérateurs par camions citerne.

    Les capacités de stockage nationales

    La France dispose d’une capacité de stockage globale de produits pétroliers de l’ordre de 46 millions de m3, stable par rapport à 2014.

    Ces infrastructures sont dédiées à plus de 60% au stockage de produits finis (environ 29 millions de m3).

    Les capacités nationales sont réparties comme suit :

    Capacités de stockage (m3)
    Raffineries 14 380 641 31%
    Dépôts annexes raffineries 717 000 2%
    Cavernes 9 178 000 20%
    Aéroports 290 353 1%
    Dépôts * 21 466 705 47%
    Total 46 032 699 100%

    * autres dépôts de stockage de carburants, combustibles ou brut de plus de 400 m3 (hors dépôts militaires)

    La capacité globale de stockage est restée stable ces dernières années (45,8 millions de m3 en 2002 contre 46 aujourd’hui). Cependant, si l’on considère les dépôts pétroliers dédiés au stockage de carburants, de combustibles ou de brut d’une capacité de stockage supérieure à 400 m3 (hors cavernes et raffineries), leur nombre a diminué significativement passant de plus de 300 en 2000 à 203 en 2015. On constate que le maillage du territoire s’est distendu au profit de dépôts de grande capacité avec une fermeture accrue des petits dépôts.

    Physionomie des dépôts de stockage en métropole

    Les dépôts d’une capacité supérieure à 400 m3 se répartissent de la façon suivante :

    Répartition des dépôts de stockage
    Capacités de stockage (milliers de m3) Nombre de dépôts Volume total (m3) Part du volume total (%)
    4 000 < C 1 4 130 700 18,4
    2 000 < C < 4 000 1 2 260 000 10,1
      1000 < C < 2 000 2 3 399 000 15,1
    500 < C < 1 000 4 3 026 600 13,5
    250 < C < 500 9 2 991 756 13,3
    100 < C < 250 21 3 446 611 15,3
    50 < C < 100 32 2 256 940 10
    10 < C < 50 32 861 666 3,8
    1 < C < 10 14 53 332 0,2
    0,4 < C < 1 87 47 453 0,2
    Total 203 22 474 058 100

    Parmi ces 203 dépôts, 90 sont destinés uniquement à la distribution. II s’agit de dépôts de petite taille, d’une capacité généralement inférieure à 1000 m3.

    Les autres dépôts sont essentiellement des établissements fiscaux de stockage qui disposent d’au moins un moyen d’approvisionnement massif (22 par voie fluviale, 28 par voie ferrée, 29 par voie maritime et 64 par pipeline).

    Des disparités régionales

    La répartition des capacités de stockage sur le territoire métropolitain n’est pas homogène. La proximité des outils de raffinage, des sites d’importations, mais aussi des infrastructures de transport massif de produits pétroliers influence cette répartition.

    Les régions Normandie et PACA représentent à elles seules 48% des capacités de stockage nationale. Dans une moindre mesure, les régions Aquitaine–Limousin– Poitou–Charentes et Nord-Pas-de-Calais–Picardie se distinguent en cumulant 18% des capacités en raison de la présence d’importants dépôts d’importation. L’Île-de-France et la région Auvergne-Rhône-Alpes, avec respectivement 8,6% et 6,4% représentent également une part significative qui peut être expliquée par l’activité économique importante de ces zones. Enfin, les 7 autres régions représentent seulement 18,4% des capacités de stockage en métropole.

    Répartition géographique des capacités de stockage des dépôts (en Millions de m3) Répartition géographique des capacités de stockage des dépôts (en Millions de m3)

    Les réseaux de transport par pipelines

    Les pipelines constituent les seules infrastructures dédiées au transport massif du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés. Ils sont utilisés pour acheminer les produits des zones d’importation et de production vers les lieux de consommation.

    Les pipelines de pétrole brut relient les dépôts d'importation aux raffineries. Les principaux sont :

    • Le pipeline sud-européen (PSE) qui approvisionne les raffineries de Feyzin et de Cressier (Suisse) au départ du grand port maritime de Marseille.

    • Le pipeline Antifer-Le Havre qui transporte du pétrole brut du port d'Antifer au dépôt de la CIM (Compagnie Industrielle Maritime), situé au Havre ; le produit est ensuite acheminé jusqu’aux raffineries de la Basse-Seine.

    Les pipelines de produits finis approvisionnent les dépôts de distribution. La France en compte quatre  :

    • Le pipeline Le Havre-Paris (LHP) qui alimente la région Île-de-France et les aéroports parisiens et dessert également les zones de Caen et d’Orléans-Tours.

    • Le pipeline Méditerranée Rhône (PMR) qui alimente la région lyonnaise, la Côte-d’Azur et la Suisse (Genève) à partir de Fos-sur-Mer.

    • L'oléoduc de défense commune (ODC) qui représente la partie française du « Central Europe Pipeline System » (CEPS) de l'Organisation du traité de l’Atlantique Nord (OTAN) et s'étend en France sur 2 260 km.

    • Le pipeline Donges-Melun-Metz (DMM) qui traverse la France d'ouest en est, du port de Saint-Nazaire à Saint-Baussant et qui alimente la région du Mans et l’est de la France. Il est relié au LHP et à l’ODC.

    Quelques pipelines approvisionnent à la fois les dépôts de distribution et les raffineries en pétrole brut et en produits finis  :

    • Le pipeline d’Île-de-France (PLIF) qui approvisionne la raffinerie de Grandpuits (sud-est de Paris) à partir du port du Havre et peut être utilisé comme moyen de secours pour l'approvisionnement de la raffinerie de Normandie. Il transporte également des produits finis depuis la raffinerie de Grandpuits vers le dépôt de Gargenville ou vers ceux du Havre.

    • Les pipelines entre Fos et Manosque (PSM et GSM) qui transportent du pétrole brut ou des produits raffinés entre le Grand port maritime de Marseille et les cavités souterraines de Manosque, ainsi que la saumure qui intervient dans les processus de vidange et remplissage de ces cavités.

    Le trafic dans les principaux pipelines de pétrole brut

    En 2015, les quantités de pétrole brut transportées dans les principaux pipelines sont à nouveau au niveau de 2013 grâce au retour à la normale de l’activité du Pipeline d’Île-de-France. En effet, en 2014 ce pipeline avait connu une baisse de 26% à cause de l’arrêt de la raffinerie de Grandpuits dans le cadre de sa maintenance programmée, et d’une avarie ayant entraîné son arrêt pendant un mois.

    Le trafic dans les principaux pipelines de produits finis

    Les types de produits transportés varient d’un pipeline à l’autre. Deux d’entre eux sont caractérisés par le volume important de carburéacteur transporté : le LHP, qui alimente les deux aéroports parisiens, et l’ODC qui dessert de nombreuses plates-formes aéronautiques à l’étranger.

    On constate une augmentation des quantités transportées en fioul domestique (+12% par rapport à 2014) et en carburéacteur (+4,5%).

    Les stocks stratégiques pétroliers

    Fonctionnement du système des stocks stratégiques pétroliers

    Ce système a pour fonction de permettre à la France de remplir ses engagements envers l’Union européenne (UE) et envers l’Agence internationale de l’énergie (AIE) en matière de sécurité énergétique pétrolière. Ces engagements portent sur le maintien d’un niveau minimum de stocks de produits pétroliers destiné à surmonter les situations de crise internationale affectant les approvisionnements. Ces stocks stratégiques sont également utilisés pour répondre aux difficultés d’approvisionnement local ou national entraînant ou risquant d’entraîner une pénurie de produits pétroliers.

    Ainsi, pour répondre à ses engagements internationaux, la France détenait en 2015 en moyenne un volume de stocks équivalent à 107 jours de consommation nette par produits pétroliers concernés par la réglementation.

    Base de calcul et modalités d’exécution de l’obligation de stockage stratégique

    En métropole, depuis le 1er juillet 2012, les stocks stratégiques que doivent constituer et conserver les opérateurs représentent 29,5% des quantités de produits pétroliers distribuées au cours de l'année A-1 diminuées des quantités de pétrole brut produit sur le sol national.

    L'obligation de stockage s'étend du 1er juillet d'une année A au 30 juin de l'année A+1 et incombe aux opérateurs ayant mis des produits pétroliers à la consommation au cours de l'année A-1.

    Les produits servant de base au calcul des stocks stratégiques à constituer, sont répartis en quatre catégories :

    • Catégorie I : les essences ;

    • Catégorie II : les distillats moyens (gazoles, pétrole lampant et fioul domestique) ;

    • Catégorie III : les carburéacteurs ;

    • Catégorie IV : les fiouls lourds ;

    • et seulement pour la Guyane, Mayotte et la Réunion : les GPL (catégorie V).

    L’obligation de stockage doit être respectée pour chacune de ces catégories.

    Évolution des mises à la consommation et du niveau de l’obligation de stockage stratégique Évolution des mises à la consommation et du niveau de l’obligation de stockage stratégique

    En dépit de la baisse régulière des mises à la consommation, le niveau de l’obligation (en kt) a montré, pendant quelques années, une relative stabilité en raison du relèvement progressif du taux de l’obligation réglementaire de 27% à 29,5% entre 2010 et 2012.

    Constitution des stocks

    Les opérateurs disposant du statut douanier d’entrepositaire agréé délèguent une part de leur obligation de stockage au Comité professionnel des stocks stratégiques pétroliers (CPSSP). Cette part « déléguée » est assurée par le CPSSP contre le versement, par les opérateurs, d'une rémunération proportionnelle à leurs ventes. L'autre part, appelée part « en propre », reste à la charge de l'opérateur qui peut, pour la constituer, soit conserver des stocks physiques en propriété, soit contracter des mises à disposition (MAD) de stocks avec d'autres opérateurs détenant des stocks excédentaires. Une MAD est un contrat par lequel un bénéficiaire réserve un stock auprès d’un fournisseur, le contrat incluant une option d’achat et une formule de détermination du prix.

    La part « déléguée » au CPSSP porte, au choix de l'opérateur, sur 56% ou sur 90% de son obligation totale, laissant ainsi le soin à l’opérateur de constituer une part dite « en propre » équivalant respectivement à 44% ou à 10% de son obligation totale. Sur les 38 entrepositaires agréés assujettis à l’obligation, 31 ont opté pour un taux de délégation à 90%. Dans cette dernière catégorie, figurent notamment les sociétés de la grande distribution.

    Pour assurer la constitution des stocks stratégiques dont il a la charge, le CPSSP fait principalement appel aux services de la Société anonyme de gestion des stocks de sécurité (SAGESS), entité centrale de stockage, pour acquérir et maintenir les stocks physiques de pétrole brut et de produits pétroliers. La SAGESS est financée par le biais de la rémunération perçue par le CPSSP auprès des opérateurs.

    Les stocks constitués pour répondre à l’obligation de stockage stratégique représentent 88% des stocks présents en France, dont 75,5% sont réalisés par le biais de la part « déléguée » au CPSSP. En juillet 2015, sur les 22,7 Mt de stocks pétroliers présents en France métropolitaine, 14 Mt étaient détenus par la SAGESS.

    Répartition moyenne des stocks en France métropolitaine en 2015 (en %) Répartition moyenne des stocks en France métropolitaine en 2015 (en %)

    La DGEC est responsable de l’organisation du système et autorise la mise en circulation des stocks.

    Une fois par an, l’État approuve le plan de localisation des stocks stratégiques correspondant à la part gérée par le CPSSP. Ce plan est élaboré conformément aux directives de stockage données par l’État et montre toute sa pertinence en cas de crise nationale.

    Les départements d'outre-mer

    La réglementation française distingue le cas des départements et des collectivités d'outre-mer régies par l’article 73 de la Constitution (Guadeloupe, Guyane, Martinique, Mayotte et La Réunion). La réglementation qui entre en vigueur en 2016 révise en profondeur le système de gestion des stocks stratégiques dans ces territoires afin de mieux prendre en compte leurs spécificités. Désormais, l'obligation de stockage stratégique y est calculée sur la base d'une évaluation des risques de crises locales, les volumes concernés étant peu susceptibles d’avoir un impact sur une crise globale. Le pourcentage des mises à la consommation devant faire l’objet de stocks est plus faible qu’en métropole (10% en moyenne) et individualisé par département et par catégorie de produits. L’ensemble de l'obligation est portée par les seuls opérateurs mettant à la consommation, la part déléguée au CPSSP ayant été supprimée.

    La sécurité d’approvisionnement et l'obligation de pavillon

    La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a modifié la réglementation relative à l’obligation de pavillon en transférant la mesure initiale à l’ensemble des produits pétroliers mis à la consommation. Ainsi, elle impose aux opérateurs de disposer, en propriété ou par affrètement à long terme, d’une capacité de transport maritime sous pavillon français permettant à l’État français de réquisitionner les navires concernés en cas de nécessité. L’assiette de la nouvelle obligation de pavillon est identique à celle de l’obligation de stockage stratégique.

    Afin de s’acquitter de cette obligation, les assujettis peuvent avoir recours à l’une des modalités suivantes ou à une combinaison de ces deux modalités :

    • soit en disposant de navires par la propriété ou par l'affrètement à long terme (pour une durée minimum d’un an) ;

    • soit en constituant avec d'autres assujettis une société commerciale, une association ou un groupement d'intérêt économique dans la finalité de souscrire avec des armateurs des contrats de couverture d'obligation de capacité conformes aux contrats types reconnus par le ministre chargé de la marine marchande.

    Le volume des capacités de transport à entretenir est actuellement fixé par décret à 5,5% des mises à la consommation. Les contrats passés avec les armateurs peuvent concerner des produits finis et du pétrole brut, la capacité de pétrole brut pouvant constituer au maximum 90% de la capacité totale.

    La distribution des produits pétroliers

    En 2017, la consommation de carburants routiers est en légère hausse pour la quatrième année consécutive, malgré la baisse des ventes de gazole.

    Le marché des produits pétroliers

    Les ventes de produits pétroliers en 2017 en France ont connu des évolutions différenciées selon les produits par rapport à 2016.

    Ventes totales en acquitté des produits pétroliers en France (en millions de m3)

     

    2016

    2017

    Variation

    Carburants routiers

    E85

    0,10

    0,12

    +23,2%

    SP95

    3,99

    3,71

    -7,1%

    SP95-E10

    3,49

    3,97

    +13,7%

    SP98

    2,16

    2,34

    +8,2%

    Total essences

    9,74

    10,13

    +4,0%

    Gazole

    40,72

    40,53

    -0,5%

    Gazole B30

    0,02

    0,03

    +10,7%

    Total carburants (hors GPLc)

    50,48

    50,69

    +0,4%

     

    GPLc (tonnes)*

    72935

    64220

    -11,9%

     

    Autres produits et combustibles

    Gazole non routier

    5,09

    5,26

    +3,2%

    Fioul domestique

    7,63

    7,61

    -0,2%

    Fioul lourd (en tonnes)

    597012

    526724

    -11,8%

    source : Comité Français du Butane et du Propane (CFBP)

    Le marché des carburants routiers

    Les ventes de carburants routiers se répartissent entre les ventes au réseau de distribution et les ventes au vrac.

    En 2017, le total des ventes de carburants routiers (hors GPL_c) s'est élevé à 50,69 Mm3, en hausse de 0,4% (+0,2 Mm3) par rapport à 2016.

    Les ventes d'essence ont augmenté de 4% (+0,39 Mm3) pour s'établir à 10,13 Mm3. Elles représentent 20% des ventes totales de carburants routiers.

    La consommation de SP95 a poursuivi sa baisse en 2017 (-0,28 Mm3 par rapport à 2016 ; -7,1%), alors que les ventes de SP95-E10 et de SP98 ont augmenté respectivement de 13,7% (+0,48 Mm3) et de 8,2% (+0,18 Mm3). Les ventes de SP95 représentent désormais 37% du total des ventes d’essences (-4,4 points par rapport à 2016), tandis que celles de SP95-E10 représentent 39% (+3,3 points par rapport à 2016).

    Les ventes de superéthanol E85 restent à un niveau faible en dépit de leur hausse significative (+23,2%) à 0,12 Mm3.

    Les ventes de gazole (hors B30) s’établissent à 40,5 Mm3. Elles ont connu une deuxième année consécutive de baisse en 2017 par rapport à 2016 (-0,5% ; -0,19 Mm3). Elles représentent désormais 80% des ventes de carburants (-1 point par rapport à 2016).

    Les ventes en vrac

    Les ventes en vrac s’établissent à 7,07 Mm3, en forte hausse (+9% ; +0,59 Mm3) par rapport à 2016, du fait de la hausse du trafic routier de marchandises (+9%). Le vrac a représenté 14% du total de la distribution des carburants routiers. Les livraisons de gazole concentrent la quasi-totalité (98,2%) des volumes.

    Les ventes en stations-service

    Les volumes de carburants distribués dans les stations-service se sont élevés à 43,61 Mm3 en 2017, en baisse de 0,9% (-0,38 Mm3) par rapport à 2016.

    Volumes distribués dans le réseau de distribution par opérateur et par carburant en 2016 et 2017 (en millions de m3)

     

    Compagnies pétrolières et indépendants

    GMS

    Enseignes non identifiées

    Total

    2016

    2017

    2016

    2017

    2016

    2017

    2016

    2017

    E85

    0,03

    0,04

    0,06

    0,07

    0,004

    0,005

    0,10

    0,12

    SP95

    0,34

    0,32

    3,39

    3,12

    0,21

    0,20

    3,94

    3,65

    SP95-E10

    1,90

    1,97

    1,52

    1,93

    0,05

    0,05

    3,47

    3,95

    SP98

    0,93

    0,97

    1,15

    1,28

    0,06

    0,07

    2,14

    2,32

    Total essences

    3,20

    3,30

    6,12

    6,41

    0,33

    0,33

    9,65

    10,03

    Gazole

    12,38

    12,21

    18,47

    18,40

    3,50

    2,97

    34,35

    33,58

    Total (hors GPLc)

    15,58

    15,50

    24,59

    24,81

    3,83

    3,30

    44,00

    43,61

    Les ventes sur autoroutes

    Les ventes sur le réseau autoroutier ont représenté 5,7% des ventes totales en stations-service. Elles s’établissent à 2,47 Mm3 en 2017 ; elles ont enregistré une baisse de 0,05 Mm3 (-1,8%) par rapport à 2016. Elles se répartissent à hauteur de 81,8% pour le gazole et 18,2% pour les essences.

    La forte hausse des prix moyens des carburants en 2017 par rapport à 2016 peut expliquer cette baisse des ventes sur autoroute malgré l’augmentation significative du trafic routier de marchandises (+9%).

    Parmi les essences, les ventes de SP95-E10 et de SP98 sont en hausse respective de 5,5% et 4,6% par rapport à 2016. Elles ont représenté 17,7% du total des livraisons de carburant et 97,5% du total des ventes d’essence. Les ventes de SP95 sont restées marginales : elles ont représenté 0,4% des ventes totales de carburants sur autoroutes.

     

    Statistiques mensuelles sur la distribution pétrolière sur les autoroutes

    La structure du réseau

    Le réseau de distribution français se compose principalement de stations des sociétés pétrolières, d’opérateurs indépendants et de grandes et moyennes surfaces (GMS).

    La restructuration du réseau des stations-service s’est poursuivie en 2017. Le nombre de stations-service a de nouveau baissé pour s'établir à 10377 en 2017 contre 10478 en 2016 (-101 points de vente) et 10765 en 2015.

    Le nombre de points de vente des sociétés pétrolières et des indépendants s’est élevé à 5272 (-75 stations-service par rapport à 2016). Le nombre de points de vente de la grande distribution est en léger repli (5105 stations-service ; -26 unités par rapport à 2016).

    En 2017, les stations-service dont le débit moyen est supérieur à 3000 m3 par an (43,2% du total des stations) ont représenté 81,3% des ventes de carburants. Le débit moyen annuel d’une station-service s’est quant à lui élevé à 3885 m3 en 2017 contre 3834 m3 en 2016.

    Les parts de marché des GMS ont augmenté en 2017 (+0,3 point en 2017 par rapport à 2016), après avoir diminué régulièrement depuis 2014, et restent prédominantes dans la vente de carburants en stations-service

    Elles s’élèvent ainsi à 61,5% des volumes de vente contre 38,5% pour les réseaux traditionnels. Elles représentent 66% du total des ventes d’essences (hausse de 0,3 point par rapport à 2016) et 60,1% du gazole (hausse de 0,2 point).

    L’évolution des parts de marché en 2017 peut s’expliquer principalement par la poursuite du déclin des « petites » stations.

    Parts de marché (ventes en stations-service)
    - Pétroliers + indépendants Pétroliers + indépendants Grandes et moyennes surfaces (GMS) Grandes et moyennes surfaces (GMS)
      2016 2017 2016 2017
      Gazole

    En volumes (en Mm3)

    12,4 12,2 18,5 18,4
    En % 40,1 39,9 59,9 60,1
      Essences
    En volumes (en Mm3) 3,2 3,3 6,1 6,4
    En % 34,3 34,0 65,7 66,0
      Total
    En volumes (en Mm3) 15,6 15,5 24,6 24,8
    En % 38,8 38,5 61,2 61,5

    Le marché du fioul domestique et du gazole non routier (GNR)

    En 2017, les ventes de fioul domestique s’élèvent à 7,6 Mm3 ; elles ont très légèrement diminué par rapport à 2016 (-0,02 Mm3 ; -0,2%). Les ventes de GNR, commercialisé pour la première fois en 2011, ont augmenté de 3,2% (+0,16 Mm3) à 5,3 Mm3.

    Le circuit de distribution du fioul domestique et du GNR est plus complexe que celui des carburants. Ainsi, plus de la moitié des ventes de fioul domestique et de GNR (environ 55%) déclarées par les entrepositaires agréés, sont réalisées par des négociants-revendeurs auprès du consommateur final.

    Les ventes de fioul domestique pour l’usage de chauffage domestique, ont représenté les 3/4 des volumes, alors que les ventes de GNR sont concentrées sur quatre secteurs principaux (production agricole, BTP, production industrielle et usages de transports) qui ont représenté plus de 85% des volumes vendus.

     

    Répartition sectorielle des ventes de fioul domestique en 2017 déclarées par les entrepositaires agréés

     

    Volumes en Mm3

    En %

    Particuliers

    2,47

    74,6

    Production industrielle

    0,26

    7,9

    Production agricole

    0,11

    3,2

    Chauffage (hors particuliers) et réseaux de chaleur

    0,08

    2,5

    Autres usages

    0,39

    11,8

    Total

    3,31

    100

     

    Répartition sectorielle des ventes de gazole non routier en 2017 déclarées par les entrepositaires agréés

     

    Volumes en Mm3

    En %

    Production agricole

    1,11

    44,5

    B.T.P.

    0,43

    17,4

    Production industrielle

    0,36

    14,3

    Usage de transports

    0,23

    9,2

    Particuliers

    0,09

    3,4

    Chauffage (hors particuliers) et réseaux de chaleur

    0,004

    0,2

    Autres usages

    0,27

    11,0

    Total

    2,49

    100

    Le marché du fioul lourd

    En 2017, les livraisons de fioul lourd aux centrales électriques sont en hausse de 6,2% par rapport à 2016, à 0,14 Mt, alors que celles hors centrales électriques ont diminué de 16,9%, à 0,39 Mt.

    Par qualité, les ventes de fioul lourd TBTS  ont représenté  98% des livraisons.

     

    Ces chiffres proviennent dans l'ensemble des résultats de l'enquête annuelle sur la distribution pétrolière en France menée par l'administration auprès des entrepositaires agrées, et des résultats des enquêtes mensuelles sur la distribution pétrolière sur les autoroutes en France menées par l'Administration auprès des sociétés opérant sur le réseau autoroutier.

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