Chaîne pétrolière : de l'approvisionnement à la distribution de carburants en France

Le Mercredi 28 mars 2018
Avant de pouvoir être commercialisés dans les stations service, les carburants ont suivi de nombreuses étapes : extraction des pétroles bruts, transport de ces bruts le plus souvent dans des super tankers, importation dans les grands ports maritimes adaptés, raffinage puis logistique aval qui comprend de nouveau du transport, du stockage avant la distribution au consommateur.

La sécurité d’approvisionnement en pétrole

Le raffinage

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

Qu'est ce que le raffinage ?

1. Les étapes de séparation (distillation)

L'opération de base du raffinage consiste à séparer par une distillation atmosphérique et en fonction de leur température d'évaporation les différents produits, légers (gaz, essences, naphta), moyens (gazole, kérozène) et lourds (fiouls lourds, bitumes).

Une deuxième étape de distillation sous vide permet de retraiter les produits lourds issus de la distillation atmosphérique. Cette opération permet d'augmenter la quantité de gazole et de limiter les quantités de fiouls lourds et de lubrifiants.

2. Les étapes de transformation et d'amélioration des coupes (unités de raffinage)

Diverses unités permettent de craquer et de réagencer les molécules, d'améliorer les qualité des produits, ou encore d'éliminer le soufre.

3. La fabrication finale des produits

Par mélanges des différentes bases, les raffineries obtiennent des produits conformes aux normes et réglementations

Schéma de principe du raffinage (IFP Énergies nouvelles)

Schéma de principe du raffinage (IFP Énergies nouvelles)

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Le raffinage, une étape clé

Le pétrole brut n’est pas utilisé tel quel, mais après transformation en différents produits finis : carburants, combustibles, matières premières pour la pétrochimie et autres produits spécifiques (bitume, huiles lubrifiantes).

C’est l'objectif du raffinage : mettre à la disposition du consommateur des produits de qualité, dans le respect de normes précises, notamment environnementales, et aux quantités requises par le marché. Cette étape regroupe différentes opérations :

  • L’obtention de produits intermédiaires par distillation :  les trois principales "coupes" pétrolières sont obtenues dans une tour de distillation : les légers (gaz, naphta et essences), les moyens (kérosène, diesel et fuel domestique) et les lourds (fuel lourd ou résidu atmosphérique).
  • L’amélioration de la qualité : cette opération consiste à éliminer, dans les différentes coupes, certains composés indésirables comme le soufre.
  • La transformation de coupes lourdes en coupes légères : à l'aide de procédés dédiés, les produits lourds de moins en moins consommés (type fuel lourd) sont transformés en produits moyens fortement demandés (diesel et kérosène). Les unités de raffinage impliquées sont "spécifiques". Elles doivent généralement travailler à haute température et/ou forte pression pour générer des hydrocarbures plus légers, "par craquage", et améliorer leur qualité, la plupart des composés indésirables (soufre, métaux, etc.) étant plutôt concentrés dans les coupes initialement lourdes.
  • La préparation finale des produits par mélange : on obtient les produits finis par mélange des produits intermédiaires ou semi-finis.

Pour faire face à cette série d’opérations, les raffineries doivent disposer d’importants volumes de stockage, d’installations de réception des produits bruts et d’expédition des produits finis.

Source : IFP Energies nouvelles (IFPEN)

Le contexte mondial et européen

Au niveau mondial

Après plusieurs années difficiles marquées par de nombreuses fermetures de raffineries notamment en Europe et aux États-Unis, l’environnement économique du secteur du raffinage s'est sensiblement amélioré en 2016 avec des marges brutes en forte hausse, un cours du pétrole brut et un coût de l’énergie en baisse, ce qui a relancé les projets d’investissements. Les dépenses de maintenance dans le secteur du raffinage mondial se sont ainsi accrues de 15 % en 2015 (source IFPEN).

Les projets d’extension de raffineries et de nouvelles installations concernent essentiellement l’Asie et le Moyen-Orient. En 2015, la capacité mondiale de raffinage a augmenté de 2 % pour atteindre 4 472 millions de tonnes avec 631 raffineries en exploitation.

La zone Extrême-Orient/Océanie reste la première zone en termes de capacité de raffinage avec 150 raffineries et une part de 29 % de la capacité mondiale.

La zone Proche-Orient dispose de 56 raffineries avec une capacité totale qui représente 10 % de la capacité mondiale de raffinage.

Avec 170 raffineries en activité, l’Europe occidentale et orientale (y compris la CEI) représente 26,3 % de la capacité mondiale de raffinage. Cette part est en baisse régulière (-2% entre 2014 et 2015).

Le niveau élevé des marges de raffinage au premier semestre 2015 a relancé les projets d’investissements dans le secteur. Cependant, le marché européen restant en surcapacité, les restructurations se poursuivent et les investissements visent à améliorer la compétitivité des sites en rapprochant la production de la demande des marchés et leur impact environnemental.

Les initiatives européennes concernant le secteur du raffinage

Au niveau européen, les actions initiées en 2012 par la Commission européenne notamment à la demande des autorités françaises, se poursuivent avec en particulier l’organisation du 5ème Forum européen du raffinage le 15 juin 2015. Ce forum a réuni l’ensemble des parties prenantes (industriels, États membres, Commission et Parlement européens) dans le but d’évaluer l’impact des réglementations existantes sur le secteur industriel du raffinage et sur la sécurité d’approvisionnement de l’UE en produits pétroliers.

La Commission européenne a publié en décembre 2015 les résultats d'un « bilan de santé » pour le secteur du raffinage. Cet exercice lancé par la DG GROW est issu de la communication sur la politique industrielle de 2012, qui proposait plusieurs mesures clés, dont la réalisation d’un bilan qualitatif sur la santé du secteur du raffinage. Le rapport de la Commission « Sectoral fitness check for the petroleum refining sector » vient donc clore l’exercice en 2015. Il évalue l’impact sur la compétitivité du secteur de 10 textes de la législation européenne dans les domaines de l'environnement, du climat, de la fiscalité et de la politique énergétique. Cette analyse couvre la période de 2000 à 2012 sur la base de 5 critères d’évaluation : efficacité, efficience, cohérence, pertinence et valeur ajoutée européenne.

Ce bilan de santé conclut que le coût de ces législations européennes n’est pas le principal facteur de la perte de compétitivité du secteur. Cette dernière s’explique principalement par les écarts de prix de l’énergie et des coûts (revenus, coûts d’exploitation au détriment des investissements) du raffinage européen, ainsi que par l’augmentation de la consommation énergétique des raffineries. Le coût des réglementations européennes étudiées est évalué à 0,47 euros par baril et est considéré comme proportionné par rapport aux avantages obtenus (législation en bonne voie d’atteindre les objectifs de réduction de la teneur en soufre des combustibles, des émissions industrielles et des émissions de gaz à effets de serre). Il n’a pas été identifié de charges administratives excessives. Ce bilan précise également que pour la période post-2012, des coûts supplémentaires sont à prendre en compte avec la directive ETS phase III, la directive sur les émissions industrielles et la directive sur les combustibles marins.

La situation du raffinage en France

Entre 2009 et 2015, les capacités de raffinage françaises sont passées de 98 Mt avec 13 raffineries en activité (12 en métropole) à 69 Mt avec 9 raffineries (8 en métropole), soit une baisse de capacité de près de 30 %.

La baisse structurelle de la demande, ainsi que le déséquilibre croissant du mix européen caractérisé par une surreprésentation du gazole, ont conduit à la diminution des marges brutes du raffinage qui se sont établies en moyenne à 23 €/t entre 1998 et 2012 alors que les opérateurs du secteurs considèrent que l’ordre de grandeur des frais fixes et variables se situe autour de 25-30 €/t de pétrole brut traité. Ainsi, le secteur du raffinage en France a subi des pertes pendant plusieurs années atteignant près de 800 M€ en 2013 (source UFIP).

Cette situation a conduit à limiter les investissements en les ciblant essentiellement sur les mises aux normes.

Ces déficits d'investissement et un écart de coût de l'énergie peuvent expliquer les fermetures de nombreuses raffineries en Europe (huit depuis 2009). En France, sur la même période, les raffineries Pétroplus à Reichstett et Petit-Couronne, Total à Dunkerque et LyondellBasel à Berre ont ainsi été fermées.

Cette situation du raffinage français a conduit en juin 2011 à l'organisation d'une table ronde associant l'État, l'Union Française des Industries Pétrolières (UFIP) et les organisations syndicales et à la mise en place d'un plan d'action.

Dans ce cadre, un contrat d'études prospectives a été mis en place et finalisé en octobre 2013. Il analyse les possibilités d'évolution et de reconversion des salariés, en priorité dans leur bassin d'emploi.

La France compte 9 raffineries :

  • 8 en France métropolitaine : Port-Jérôme-Gravenchon (Esso), Gonfreville-l'Orcher (Total), Grandpuits (Total), Donges (Total), Feyzin (Total), Fos-sur-Mer (Esso), Martigues-Lavéra (Petroineos), Provence-la Mède (Total). La majorité de ces raffineries se trouve à proximité des principales zones portuaires (Marseille, Le Havre, Nantes-Saint-Nazaire).
  • 1 en Martinique : la raffinerie SARA, qui alimente les trois départements français d'Amérique (Martinique, Guadeloupe et Guyane).

La quantité de pétrole brut effectivement traité dans les raffineries de métropole a connu une forte baisse sur la période 2008 - 2012. Elle est ainsi passée de 85 Mt en 2008 à environ 58 Mt en 2012. Elle s'est élevée à 58,3 Mt en 2015, en augmentation par rapport à celle traitée en 2014 (55,4 Mt).

Capacité théorique de traitement des raffineries françaises en 2015 (kt/an)

Sociétés

Distillation

atmosphérique

Réformage

catalytique

Désulfuration

des gazoles

Viscoréduction

craquage th.

Craquage

catalytique

Hydro

craquage

TOTAL 41547 6287 18090 5621 7841 3416
ESSO 16975 2051 6545 - 3745 3395
PETROINEOS 9800 481 3920 1120 1610 1225
SARA 788 126 445 - - -
France 69110 8946 29000 6741 13196 8036

 

Le taux d’utilisation également appelé "facteur de service" correspond à la quantité de brut effectivement traitée rapportée à la capacité maximale. La baisse de ce taux peut notamment s'expliquer pas des périodes d'arrêt pour effectuer des opérations de maintenance.

Taux d'utilisation des raffineries de métropole en 2015 (Source DGEC)

Société

Nombre de raffineries

Quantité de brut raffiné (kt)

Facteur de service

Total

5

34113

80

Esso

2

14744

87

PétroInéos

1

9492

93

Total métropole

8

58349

87

En 2015, la production nette des raffineries françaises s’est élevée à 55,1 Mt. Cette légère augmentation par rapport à 2014 (+0,2 Mt) fait suite à plusieurs années de fortes baisses (-30 % depuis 2009).

Évolution des quantités de brut traitées et production des raffineries

La demande française de produits pétroliers, y compris les soutes marines, s’est élevée à 76,7 Mt en 2015 en hausse de 1 Mt par rapport à 2014 après de nombreuses années de baisse.

Évolution des quantités de brut traitées et production des raffineries

La demande française de produits pétroliers, y compris les soutes marines, s’est élevée à 76,7 Mt en 2015 en hausse de 1 Mt par rapport à 2014 après de nombreuses années de baisse.

La demande française de produits pétroliers, y compris les soutes marines, s’est élevée à 76,7 Mt en 2015 en hausse de 1 Mt par rapport à 2014 après de nombreuses années de baisse.

Demande globale de produits pétroliers en métropole Demande globale de produits pétroliers en métropole

La comparaison de ces 2 graphes montre que l'écart entre les productions nettes des raffineries et la demande du marché français s'est sensiblement creusée.

Sur la période 2000 - 2005, les quantités produites représentaient environ 90 % de la demande globale alors que sur la période 2010 - 2015, elles ne représentent plus que moins de 70 % conduisant à une hausse des importations de produits finis.

Cette différence entre la production des raffineries françaises et la demande est sensiblement différente entre les produits :

  • les productions sont excédentaires en essences et en fiouls lourds, ce qui impose de trouver des débouchés à l'export pour ces produits qui représentent +2,6 Mt d'essences en 2015 soit + 36% par rapport aux consommations et + 3,8 Mt de fiouls lourds (y compris les soutes marines) soit + 165 % par rapport aux consommations.
  • les productions sont déficitaires pour les gazoles, le fioul domestique et le carburéacteur, ce qui impose d'importer les compléments nécessaires soit 13,2 Mt de gazole en 2015 soit 38 % des consommations, 2 Mt de fioul domestique soit 30 % des consommations et 2,6 Mt de carburéacteur soit 39 % des consommations.
Production et consommation de supercarburants carburéacteur et de gazole routier Production et consommation de supercarburants carburéacteur et de gazole routier
Production et consommation de carburéacteur et de fioul domestique Production et consommation de carburéacteur et de fioul domestique

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 raffineries et dépôts d’importation

La France importe par voie maritime la quasi-totalité des produits pétroliers consommés. Le pétrole brut, qui a représenté 56,7 Mt en 2015 en métropole, soit 6% de plus qu’en 2014, est approvisionné dans les ports du Havre (43,7%), de Marseille (43,5%) et de St Nazaire (12,8%) avant d’être transporté par pipeline vers :

  • l’une des 8 raffineries françaises de métropole ou leurs dépôts annexes :

    • Normandie : ESSO Port-Jérôme et TOTAL Gonfreville,

    • Région parisienne : TOTAL Grandpuits,

    • Région lyonnaise : TOTAL Feyzin,

    • Région Sud-Est : PETROINEOS Lavéra, ESSO Fos et TOTAL La Mède,

    • Région Ouest : TOTAL Donges,

  • ou l’un des 7 dépôts suivants :

    • Normandie : CIM Le Havre et Antifer,

    • Région Sud-Est : GEOSEL Manosque, SPSE et GIE LA CRAU à Fos sur mer,

    • Région parisienne : TOTAL Gargenville,

    • Région Est : SFPJ Gennes.

La raffinerie TOTAL La Mède fait actuellement l’objet d’un vaste programme de transformation, notamment dans le cadre d'un projet de bio-raffinerie.  Le site développera diverses activités industrielles, notamment une activité de négoce de produits raffinés ; il restera donc un site de stockage de produits pétroliers.

Les produits finis (40,8 Mt) sont importés principalement par voie maritime, mais proviennent également de pays frontaliers, par voie routière, par pipeline, ou par voie fluviale (Belgique et Allemagne).

Implantations des raffineries sur le territoire

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.