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Vision globale_V0 

– Secteur Â« amont Â» : Ă‰nergie 

The Shift Project 

– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     1 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ChĂšre lectrice, cher lecteur, 

Cette fiche est un document de travail.

 

Elle fait partie de l’

État d’avancement du

 

Plan de transformation de l'Ă©conomie française (PTEF)

 du think tank 

The Shift Project

C’est  le  premier  jalon du  travail  annoncĂ©  le  6  mai 2020,  qui  a  pu ĂȘtre  initiĂ©  grĂące  au 
succĂšs de sa campagne de financemen

participatif

 

– merci aux plus de 3700 donateurs ! 

Cette  fiche  traite  d’un  sujet  parmi  une  vingtaine

,  qui  sont  intriquĂ©s  les  uns  aux 

autres et donnent ensemble une vision globale

, systĂ©mique de l’économie française. Les 

autres  fiches  sont  disponibles  sur  le  site  internet*  du 

Shift  Project.

  Nous  y  dĂ©crivons 

l’économie telle qu’elle pourrait ĂȘtre aprĂšs une transformation visant Ă  la dĂ©carboner et 
la rendre plus rĂ©siliente (Ă  un choc pĂ©trolier, au changement climatique...), secteur par 
secteur et selon des thĂ©m

atiques transversales (l’emploi, l’énergie, les matĂ©riaux
).  

Cette 

Vision globale

 

– de l’économie actuelle, du chemin de transformation et 

de l’économie aprĂšs transformation â€“ reste Ă  parfaire, Ă  complĂ©ter et Ă  dĂ©battre

D’une part,  la 

Vision  globale_V0

  devra  ĂȘtre  consolidĂ©e  en  une  vraie 

V1

. D’autre part, 

pour  devenir  Â«  le  Plan  Â»,  elle  devra  ĂȘtre  complĂ©tĂ©e  par  des  propositions  de  mesures 
opĂ©rationnelles.  Ces  mesures  devront  permettre  d’amorcer  une  trajectoire  de 
transformation  pour  dĂ©carboner  nos  activitĂ©s  au  bon  rythme,  et  rendre  la  sociĂ©tĂ© 
rĂ©siliente  aux  chocs.  Construire,  secteur  par  secteur,  ces  propositions,  par  une 
mobilisation des acteurs concernĂ©s 

: cela sera l’objet de la prochaine phase du projet 

PTEF, qui dĂ©butera Ă  l’automne 2020. 

Vos retours sur le travail dĂ©jĂ  accompli sont les bienvenus. 

En vue de publier fin 

septembre  2020  une  version  consolidĂ©e  de  ce  travail  (la 

Vision  globale_V1

),  nous 

menons durant cet Ă©tĂ© une (petite) consultation (merci aux 

Shifters

pour nous faire part 

de vos retours (anonymement), rendez-vous sur ce formulaire en ligne

. 

Votre contribution est possible pour la suite du travail.

 Elle pourra ĂȘtre sectorielle, 

transversale,  ou  porter  sur  la  valorisation  et  vulgarisation  du  travail.  Pour  les  plus 
motivĂ©Ă—es  d’entre  vous, 

rendez-vous  sur  cet  autre  formulaire  en  ligne  pour  proposer 

votre contribution

. 

Bonne lecture, 

L’équipe du Shift et l’équipe Ă©largie du PTEF 

 

*L’État  d’avancement  du  PTEF  comporte  une

  introduction

.  Il  est  segmentĂ©  selon  quatre  logiques  : 

secteurs  Â«  usages  Â»  (

mobilitĂ©  quotidienne

,

  mobilitĂ©  longue  distance

,

  logement

,

  usages  numĂ©riques

)  ; 

secteurs Â« services Â» (

santé

,

 culture

,

 dĂ©fense et sĂ©curitĂ© intĂ©rieure

,

 enseignement supĂ©rieur et recherche

,

 

administration publique

) ; secteurs Â« amont Â» (

agriculture-alimentation

,

 forĂȘt-bois

,

 Ă©nergie

,

 fret

,

 matĂ©riaux 

et industrie dont ciment-chimie-batteries

,

 industrie automobile

) ; chantiers transversaux (

emploi

,

 finance

,

 

rĂ©silience et impacts

,

 villes et territoires

).

 

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Vision globale_V0 

– Secteur Â« amont Â» : Ă‰nergie 

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– Juillet 2020  

             

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– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     2 

 

Le secteur de l’Énergie dans le PTEF 

PĂ©rimĂštre du secteur et interactions avec les autres secteurs : 



 

Le  sujet  de  l'Énergie  dans  le  plan  comprend  deux  volets 

: d’une part, le secteur industriel de 

l’énergie, et d’autre part, un chantier de cohĂ©rence macro-Ă©nergĂ©tique du plan. 



 

Le  secteur  industriel  de  l’énergie  comprend  la production,  la  transformation,  le  transport  et  la 
distribution  de  l’énergie,  du  raffinage  des  hydrocarbures  Ă   la  pompe,  des  Ă©quipements  de 
production Ă©lectriqu

e Ă  la distribution de l’électricitĂ©, etc.  



 

Le  chantier  de  cohĂ©rence  macro-Ă©nergĂ©tique  consiste  Ă   rassembler  les  consommations  par 
vecteur Ă©nergĂ©tique de chaque secteur consommateur, les agrĂ©ger et vĂ©rifier que la production 
du secteur de l’énergie peut subvenir Ă  tous les besoins. Concernant le pĂ©rimĂštre, cette Ă©tude se 
concentre sur la France mĂ©tropolitaine, avec une approche territoriale (et non empreinte). 



 

Le secteur de l’énergie dĂ©pend notamment du secteur de l’industrie lourde, manufacturiĂšre et 
recyc

lage (LMR) pour les infrastructures requises pour la production d’énergie, de l’agriculture et 

forĂȘt  pour  les  productions  d’énergie  biosourcĂ©es,  le  fret  pour  le  transport  de  certains 
combustibles, et irrigue tous les secteurs 

: l’énergie sous-tend toute la sociĂ©tĂ© pour lui permettre 

son bon fonctionnement. Le secteur de l’énergie alimente tous les autres en diverses sources 
d’énergie servant diffĂ©rents usages, parties intĂ©grantes de nos modes de vie. 

Organisation pour le PTEF de ce secteur, interactions avec les autres Ă©quipes : 



 

Pour  Ă©valuer  les  consommations  Ă©nergĂ©tiques  Ă   prĂ©voir,  l’équipe  du  secteur  de  l’énergie  a 
entretenu  des  interactions  rĂ©guliĂšres  avec  les  secteurs  les  plus  consommateurs,  notamment 
l’industrie  LMR,  l’industrie  automobile,  les  secteurs  du  bĂątiment,  la  mobilitĂ©  quotidienne,  la 
mobilitĂ© longue distance, le fret, l’agriculture et la forĂȘt, et le secteur de l’énergie lui-mĂȘme ; ce 
qui exclut les secteurs moins dimensionnants ou Ă©tant dĂ©jĂ  pris en compte par d’autres secteurs : 
par exemple, 

l’utilisation des bĂątiments dans le secteur de l’ESR est inclue dans les secteurs du 

bĂątiment. 



 

Ces interactions servaient Ă  s’assurer que toutes les consommations d’énergie des secteurs, au 
pic  de  transformation  et  en  rĂ©gime  Ă©tabli  en  fin  de  transition,  coĂŻncident  avec  une  production 
Ă©nergĂ©tique  rĂ©aliste.  Le  pic  de  transformation  correspond  au  moment  oĂč  les  secteurs 
consommeraient le plus d’énergie pour se transformer, en prenant l’hypothĂšse conservatrice de 
pics sectoriels simultanĂ©s, qui correspond donc a

u cas le plus dĂ©favorable. Il a pour but d’évaluer 

"l’effort de la transformation". Le rĂ©gime Ă©tabli en fin de transformation correspond quant Ă  lui Ă  
un moment oĂč la transformation serait achevĂ©e et les renouvellements des infrastructures, des 
biens, ou les consommations des diffĂ©rents usages, se feraient Ă  un rythme constant. Le chantier 
de  cohĂ©rence  macro-

Ă©nergĂ©tique  doit  ainsi  permettre  de  vĂ©rifier  l’adĂ©quation  des  besoins 

Ă©nergĂ©tiques de ces secteurs avec les capacitĂ©s de production Ă©nergĂ©tique, qu’ils contribuent Ă  
dimensionner.  Cette  vĂ©rification  de  cohĂ©rence  est  fondamentale  pour  justifier  d’un  systĂšme 
Ă©nergĂ©tique  rĂ©aliste,  dont  les  productions  projetĂ©es  par  vecteur  sont  en  adĂ©quation  avec  les 
potentiels prĂ©vus par le plan. Nous n’avons pour le moment pas encore effectuĂ© cette vĂ©rification 
pour le pic de transformation.  



 

L’étude de cette cohĂ©rence macro-Ă©nergĂ©tique a Ă©tĂ© rĂ©alisĂ©e en relation Ă©troite avec le secteur 
de  l’industrie  LMR,  qui  s’occupe  du  chantier  de  cohĂ©rence  matĂ©riaux.  De  maniĂšre  similaire, 
l’équipe Ă©tait chargĂ©e d’estimer les besoins en matĂ©riaux nĂ©cessaires Ă  chaque secteur dans le 
cadre de leur transformation, puis pour leur fonctionnement en rĂ©gime Ă©tabli. D’un point de vue 
pratique, cela a consistĂ© en l’analyse des principaux axes de transformation de chaque secteur 
afin d’en retirer les pĂ©rimĂštres les plus dimensionnants pour les secteurs de l’industrie LMR cĂŽtĂ© 
matiĂšre, et de l’énergie cĂŽtĂ© Ă©nergie. Par exemple, si la mobilitĂ© quotidienne dĂ©cide de parier sur 
le dĂ©veloppement de vĂ©hicules automobiles Ă©lectriques de petit gabarit pour les dĂ©placements 
citadins,  il  s’agit  alors  de  dĂ©terminer  combien  d’électricitĂ©  ce  nouvel  usage  nĂ©cessite.  Cela 
entraĂźne  Ă©galement  des  questions  d’urbanisme  et  de  gestion  du  territoire  quant  aux 
emplacements  de  bornes  de  recharges.  Suite  Ă   des  entretiens  de  cadrage  avec  chacun  des 
secteurs concernĂ©s et de mise en cohĂ©rence intersectorielle, nous avons rassemblĂ©s les bilans 
Ă©nergĂ©tiques que prĂ©voyaient ces derniers afin de construire un bilan Ă©nergĂ©tique global. 

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– Secteur Â« amont Â» : Ă‰nergie 

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– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     3 



 

L’équipe Ă©nergie a Ă©galement Ă©tĂ© en relation Ă©troite avec le secteur de l’agriculture et de la forĂȘt 
pour  prendre  en  compte  l’estimation  des  productions  Ă©nergĂ©tiques  biosourcĂ©es  que  celui-ci 
prĂ©voit  de  produire  :  biogaz,  agrocarburants  de  divers  types,  bois-Ă©nergie.  Ces  cultures 
Ă©nergĂ©tiques peuvent entrer en compĂ©tition avec l’alimentation humaine et animale, avec le bois 
d’Ɠuvre et d’industrie, produire des conflits d’usage des sols, de ressources en eau. Le secteur 
de  l’agriculture  a  donnĂ©  la  prioritĂ©  aux  besoins  alimentaires.  La  biomasse  valorisĂ©e 
Ă©nergĂ©tiquement rassemble diffĂ©rents co-

produits de l’alimentation cĂŽtĂ© agriculture, et des autres 

usages du bois cĂŽtĂ© forĂȘt. Les productions Ă©nergĂ©tiques ont ensuite Ă©tĂ© allouĂ©es en prioritĂ© au 
secteur d

e l’agriculture lui-mĂȘme, pour assurer son autosuffisance et sa rĂ©silience, et la quantitĂ© 

restante  constituait  alors  une  ressource  (limitĂ©e)  pour  la  consommation  globale  des  autres 
secteurs, Ă  rĂ©partir entre eux. 



 

En  plus  de  sa  contribution  au  bilan  Ă©nergĂ©

tique,  l’industrie  LMR  a  Ă©galement  fait  l’objet 

d’interactions  spĂ©cifiques  avec  l’équipe  Ă©nergie  afin  d’estimer  ce  que  reprĂ©sente  le 
renouvellement ou le dĂ©ploiement d’un systĂšme Ă©nergĂ©tique, en termes de besoins Ă©nergĂ©tiques 
et  matĂ©riels.  Cela  consiste  Ă  

Ă©valuer  les  flux  de  matiĂšres  et  d’énergie  nĂ©cessaires  Ă   ce 

renouvellement ou dĂ©ploiement, dans le cadre du chantier de cohĂ©rence matĂ©riaux. En effet, les 
infrastructures  et  Ă©quipements  Ă©nergĂ©tiques  ont  une  durĂ©e  de  vie  longue,  requiĂšrent  des 
investissements  Ă©nergĂ©tiques  et  matĂ©riels  potentiellement  importants,  et  doivent  donc  ĂȘtre 
planifiĂ©s  en  connaissance  de  ces  Ă©lĂ©ments.  Ă€  ce  stade  du  projet,  l’estimation  des  flux 
Ă©nergĂ©tiques nĂ©cessaires Ă  la transformation du systĂšme Ă©nergĂ©tique n’a pas Ă©tĂ© rĂ©alisĂ©e. Pour 
ce qui est des flux de matiĂšres, le travail a Ă©tĂ© entamĂ© pour chiffrer les besoins en quatre types 
de matiĂšres (bĂ©ton, acier et fer, aluminium, cuivre) que nĂ©cessiteraient diffĂ©rentes Ă©volutions du 
mix. Ce chiffrage est Ă  trouver dans la partie du secte

ur de l’industrie LMR.  



 

Enfin, le secteur de l’énergie a Ă©tĂ© en relation avec les chantiers transverses Emploi, Villes et 
Territoires 

ainsi qu’avec le chantier RĂ©silience-Impacts-MacroĂ©conomie. 

 

 

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     4 

 

Notre point de dĂ©part 

1-  Description du secteur actuellement 

Flux d’énergie : 



 

Le  diagramme  de  Sankey  ci-

dessous  reprĂ©sente  les  flux  d’énergie  (approvisionnement, 

transformation, consommation, y compris pertes) pour la France entiĂšre, en 2018, de l’énergie 
primaire (Ă©nergie disponible dans la nature avant transformation) aux consommations en Ă©nergie 
finale (Ă©nergie aprĂšs transformation, directement utilisable pour un besoin donnĂ©).

1

 

 

Chiffres clĂ©s de l’énergie - Ă©dition 2019 - Bilan Ă©nergĂ©tique de la France entiĂšre (y compris DOM), annĂ©e 2018 

La consommation finale indique la dĂ©composition entre consommation Ă©nergĂ©tique (celle qui nous intĂ©resse) 

et consommation non-Ă©nergĂ©tique entre parenthĂšse.

2

 



 

La  sociĂ©tĂ©  française  est  fortement  dĂ©pendante  des  Ă©nergies  fossiles  (pĂ©trole,  gaz  naturel, 
charbon), qui reprĂ©sentent 57,4 %

3

 de la consommation Ă©nergĂ©tique finale totale. Ces Ă©nergies 

fossiles, en plus de voir leurs rĂ©serves s’épuiser et d’ĂȘtre principalement toutes importĂ©es, sont 
aussi fortement Ă©missives de gaz Ă  effet de serre lors de leur combustion, et donc responsables 
en grande partie du rĂ©chauffement climatique. 

                                                   

1

 Ces donnĂ©es sont exprimĂ©es en mĂ©gatonnes Ă©quival

ent pĂ©trole (Mtep), une unitĂ© de mesure de la quantitĂ© d’énergie, soit un million 

de tonnes d’équivalent pĂ©trole (tep). Une tep Ă©quivaut Ă  la quantitĂ© d’énergie standardisĂ©e contenue dans une tonne de pĂ©trole brut, soit 
environ 42 GJ (Giga Joules). 

2

 

https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/sites/default/files/2019-09/datalab-59-chiffres-cles-energie-edition-2019-

septembre2019.pdf

  

3

 Eurostat 2018, https://ec.europa.eu/eurostat/fr/web/energy/data/energy-balances 

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     5 



 

L’utilisation  d’énergie  a  Ă©mis  321,9  mĂ©gatonnes  de  CO2e  en  2016,  soit  70,3  %  du  total  des 
Ă©missions de gaz Ă  effet de serre en France, dont environ 45 Mt CO2e est imputable Ă  l’industrie 
de l’énergie. Le mix Ă©lectrique français est relativement dĂ©carbonĂ©, puisque pour produire 1 kWh 
d’électricitĂ© en 2015, il Ă©mettait prĂšs de 50 grammes de CO2, Ă  comparer avec les 500 grammes 
de CO2 Ă©mis en Allemagne pour la mĂȘme quantitĂ© d’électricitĂ©.

4

  



 

Le tableau ci-

dessous reprĂ©sente la rĂ©partition de l’énergie finale (cf. graphique prĂ©cĂ©dent) dans 

les diffĂ©rents secteurs de l’économie pour la France entiĂšre : 

 

Charbon 

Produits   

pĂ©troliers 

raffinĂ©s 

Gaz 

EnR 

Thermiques 

et dĂ©chets 

ElectricitĂ© 

Chaleur 

vendue 

Total 

Industrie 

1,1 

2,4 

9,9 

1,8 

10,7 

1,5 

27,4 

Transports 

39 

0,2 

3,4 

0,9 

43,5 

RĂ©sidentiel 

4,9 

11,4 

9,3 

13,8 

1,4 

40,8 

Tertiaire 

3,1 

7,7 

0,9 

11,8 

0,9 

24,4 

Agriculture 

3,2 

0,3 

0,2 

0,7 

4,4 

Total 

1,1 

52,6 

29,5 

15,6 

37,9 

3,8 

140.0 

Consommation finale d’énergie par secteur et par vecteur en 2018 (Mtep). La coloration des cases indique l’intensitĂ© d’usage d’un 

vecteur Ă©nergĂ©tique par chaque secteur. Par exemple, les produits pĂ©troliers sont essentiellement consommĂ©s dans les transports.

5

 

Carburants liquides : 



 

Pour transformer le pĂ©trole brut, principalement importĂ©, en produits pĂ©troliers, la France possĂšde 
huit raffineries, dont sept en mĂ©tropole, d’une capacitĂ© totale de 62.8 Mt

 

/an en 2017, avec 57.9 

Mt de pĂ©trole traitĂ© cette mĂȘme annĂ©e.

 

Le pays compte sur une capacitĂ© de stockage de produits 

pĂ©troliers 

d’environ 46 millions de m

3

, dont un peu plus de 60% pour les produits finis, rĂ©partie 

principalement entre raffineries (31%) cavernes (20%) et dĂ©pĂŽts (47%). En prenant un ordre de 
grandeur de masse volumique des produits pĂ©troliers

6

 de 0.8 t/m

3

, cela reprĂ©sente environ 37 

Mt, donc Ă©galement environ 37 Mtep (par dĂ©finition de l’unitĂ© tep). La moitiĂ© environ de cette 
capacitĂ© est situĂ©e en Normandie et en PACA. La France a par ailleurs une obligation de stocks 
stratĂ©giques correspondant Ă  prĂšs d'un tiers de la consommation de l'annĂ©e prĂ©cĂ©dente (29,5%) 
ce qui donne un peu plus de trois mois de consommation au rythme habituel

7

.

 



 

17  ports  sont  concernĂ©s  par  le  trafic  pĂ©trolier,  mais  trois  d’entre  eux  assurent  84  %  du  trafic 
national de pĂ©trole brut et de produits pĂ©troliers : Marseille (40 %), Le Havre (30 %) et Nantes-
Saint-Nazaire  (14  %),  et  le  raffinage  en  est  fortement  dĂ©pendant  :  quatre  raffineries  sont 
approvisionnĂ©es depuis le port de Marseille-LavĂ©ra, et 3 raffineries depuis le port du Havre. 



 

Le  transport  massif  des  produits  pĂ©troliers  se  fait  par  pipelines  (rĂ©seau  de  6000  km),  barges, 
trains, et marginalement par camions citerne, ces derniers servant surtout Ă  l’approvisionnement 
des stations-service. Les pipelines transportent soit du pĂ©trole brut, des d

Ă©pĂŽts d’importation aux 

raffineries, soit des produits finis, pour alimenter les dĂ©pĂŽts de distribution, ou peuvent encore 
ĂȘtre mixtes comme celui qui approvisionne l’Ile de France depuis le port du Havre. 



 

La distribution de carburants comprend un rĂ©seau de 11 200 stations-services en 2019, rĂ©parties 
entre rĂ©seaux traditionnels (5 900) et grande distribution (5 300). Par ailleurs, il y a 1 650 stations 
de GPL en France, ce qui en fait le carburant alternatif avec le maillage de stations le plus dense, 
avec 

une capacitĂ© d’approvisionnement d’un parc de vĂ©hicules environ 10 fois supĂ©rieure au parc 

roulant actuel. 

                                                   

4

 SDES, Chiffres clĂ©s du climat 2019, https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/sites/default/files/2019-05/datalab-46-

chiffres-cles-du-climat-edition-2019-novembre2018.pdf 

5

 

Source : PPE, d’aprĂšs SDES, donnĂ©es corrigĂ©es des variations climatiques. 

6

 Celle-

ci fluctue en effet en fonction des produits : par exemple, le diesel est plus dense que l’essence. On prend donc ici seulement 

une 

valeur 

type 

pour 

avoir 

un 

ordre 

de 

grandeur 

de 

l’énergie 

contenue 

dans 

le 

volume. 

(

https://www.universalis.fr/encyclopedie/carburants/1-les-essences/

https://www.universalis.fr/encyclopedie/carburants/2-le-gazole/

) 

7

 

https://www.senat.fr/questions/base/2016/qSEQ160622000.html

 

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Vision globale_V0 

– Secteur Â« amont Â» : Ă‰nergie 

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– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     6 



 

En 2017, 3,3 Mtep de biocarburants ont Ă©tĂ© consommĂ©s, dont 20 % importĂ©s. La consommation 
de biodiesel s’est Ă©levĂ©e Ă  85 % (soit 2,8 Mtep), pour 15 % de bioĂ©thanol. 

1.

 

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/chaine-petroliere#e2

 

2.

 

https://www.ufip.fr/activites/distribution/un-approvisionnement-en-petrole-et-en-gaz-fortement-
dependant-des-importati

 

3.

 

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/securite-dapprovisionnement-en-petrole

 

4.

 

https://www.ufip.fr/uploads/img/septembre%202017_UFIP%20lapprovisionnement%20de%20la%2
0France%20en%20carburants(2).pdf

 

5.

 

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/ppe_pour_consultation_du_public.pdf

 

6.

 

https://www.ufip.fr/uploads/pdf/UFIP_Donn%C3%A9es_du_secteur_2019.pdf

 

7.

 

https://www.latribune.fr/entreprises-finance/la-tribune-de-l-energie-avec-enedis/cinq-chiffres-qui-
illustrent-l-essor-des-biocarburants-en-france-796687.html

 

NuclĂ©aire : 



 

La France mĂ©tropolitaine compte 56 rĂ©acteurs Ă  eau sous pression (REP) en activitĂ© dans 18 
centrales nuclĂ©aires, pour une puissance totale de 61,4 GW (les deux rĂ©acteurs de la centrale 
de Fessenheim ayant Ă©tĂ© arrĂȘtĂ©s 

en 2020). Un rĂ©acteur Ă  eau pressurisĂ©e (EPR) d’une puissance 

nominale  de  1  650  MW  est  en  cours  de  construction  Ă   Flamanville  (sa  mise  en  service, 
initialement prĂ©vue pour 2012, est pour l’instant repoussĂ©e Ă  2023). Chaque annĂ©e, environ 8 000 
tonnes  d’uranium  naturel  est  nĂ©cessaire  pour  fabriquer  le  combustible  qui  sera  utilisĂ©  pour 
alimenter son parc. Cet uranium est importĂ© principalement du Kazakhstan, de l’Australie, du 
Canada et du Niger. 

1.

 

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/securite-dapprovisionnement-energetique#e4

 

2.

 

https://www.edf.fr/sites/default/files/contrib/groupe-edf/producteur-
industriel/nucleaire/Notes%20d%27information/NOTE%20CYCLE%20COMBUSTIBLE%202015.p
df

 

3.

 

https://www.connaissancedesenergies.org/d-ou-vient-l-uranium-naturel-importe-en-france-140512

 

4.

 

https://www.world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-a-f/france.aspx

 

5.

 

https://www.lefigaro.fr/societes/2008/08/27/04015-20080827ARTFIG00436-epr-de-flamanville-edf-
confirme-l-echeance-.php

 

6.

 

https://www.usinenouvelle.com/article/les-conditions-de-la-cour-des-comptes-pour-la-filiere-epr-
francaise.N984384 

Gaz : 



 

La France importe la quasi-totalitĂ© de son gaz naturel : son principal fournisseur de gaz Ă  haut 
pouvoir  calorifique,  ou  gaz  H  est  la  NorvĂšge  (43%  du  total  des  entrĂ©es  en  2018),  suivi  de  la 
Russie (22%), l’AlgĂ©rie (8 %), le Nigeria (7 %) et le Qatar (3 %). 

(Projet de ppe 2019).

 Le systĂšme 

d’interconnexions  et  de  terminaux mĂ©thaniers permet Ă   la France de  s’approvisionner  auprĂšs 
d’autres fournisseurs de moindre importance et d’avoir accĂšs Ă  du gaz plus difficilement traçable, 
d’oĂč proviennent la part rĂ©siduelle des importations. Il y a 37 420 km de rĂ©seau de transport de 
gaz  naturel  sur  le  territoire  français,  195  000  km  de  canalisations  de  distribution,  15  sites  de 
stockage souterrain (douze sites en nappes aquifĂšres et trois cavitĂ©s salines) et quatre terminaux 
mĂ©thaniers. 



 

La totalitĂ© du gaz B, Ă  bas pouvoir calorifique, provient des Pays-Bas, principalement du gisement 
de  Groningue.  Une  grande  partie  des  consommateurs  de  gaz  naturel  de  la  rĂ©gion  Hauts-de-
France est approvisionnĂ©e par ce gaz naturel Ă  bas pouvoir calorifique via un rĂ©seau distinct. 



 

Fin  2019,  les  centrales  thermiques  au  gaz  cumulent  une  puissance  installĂ©e  de  12  190  MW 

(RTE)

. Ce sont ces centrales Ă  gaz qui produisent la majoritĂ© de l’électricitĂ© d’origine thermique 

Ă  combustible fossile. Il y a 14 centrales Ă  cycle combinĂ© gaz (CGG) en France mĂ©tropolitaine 
(6 268 MW) et 7 turbines Ă  combustion gaz (TAC) (703 MW), la puissance restante venant de 
cogĂ©nĂ©ration au gaz 

(RTE)

.

 

 

1.

 

https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/sites/default/files/2019-09/datalab-59-
chiffres-cles-energie-edition-2019-septembre2019.pdf

 

2.

 

https://bilan-electrique-2019.rte-france.com/thermique-fossile/

 

3.

 

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/ppe_pour_consultation_du_public.pdf

 

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– Secteur Â« amont Â» : Ă‰nergie 

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– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     7 

Charbon : 



 

Les  derniĂšres  mines  de  charbon  ont  Ă©tĂ©  fermĂ©es  en  France  en  2004,  et  la  production  s’est 
dĂ©finitivement arrĂȘtĂ©e en 2014 avec la fin de la collecte de produits de rĂ©cupĂ©ration. Le charbon 
importĂ©, principalement de la houille, provenait en 2018 majoritairement de Russie (30.2%) et 
d’Australie  (26.9%),  suivies  par  les  Etats-Unis  (13.7%)  et  la  Colombie  (11.0%).  En  2015, 
l’approvisionnement Ă©tait d’un peu moins de 14 Mt, soit environ 8,7 Mtep

8

. La mĂȘme annĂ©e les 

stocks  de  charbon  s’élevaient  Ă   4,7  Mt,  entreposĂ©s  dans  les  ports  ou  les  principaux  sites 
consommateurs  :  centrales  Ă©lectriques,  sites  sidĂ©rurgiques  (cokeries  et  hauts  fourneaux)  ou 
autres sites industriels. En 2020, la France comptait trois cokeries et quatre centrales Ă  charbon, 
ces derniĂšres Ă©tant destinĂ©es Ă  fermer d’ici 2022 et la cokerie de SerĂ©mange-Erzange en 2020. 

1.

 

https://insee.fr/fr/statistiques/4277882?sommaire=4318291&q=emplois+%C3%A9nergie#tableau-
figure7

 

2.

 

https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/bilan-physique-et-monetaire-du-charbon-
2011-2015

 

HydroĂ©lectricitĂ© : 



 

Le potentiel hydroĂ©lectrique est largement exploitĂ© en France, avec plus de 2 400 installations, 
dont prĂšs de 90% sont des centrales au fil de l’eau, pour une capacitĂ© totale installĂ©e de 25,5 GW. 
Ces  capacitĂ©s  de  productions  hydrauliques  sont  inĂ©galement  rĂ©parties  sur  le  territoire 
mĂ©tropolitain, avec les rĂ©gions Auvergne RhĂŽne-Alpes, Occitanie et Provence-Alpes-

CĂŽte d’Azur 

regroupant Ă  elles seules plus de 79% du parc hydraulique français 

(RTE).

 

 

1.

 

https://bilan-electrique-2019.rte-france.com/production-en-region-2/#1

 

2.

 

https://www.rte-france.com/sites/default/files/2015_06_30_rte_panorama_elr_juin2015.pdf

 

Eolien : 



 

Fin  dĂ©cembre  2019,  le  parc  Ă©olien  terrestre  français  comprend  1 

940  installations,  d’une 

puissance cumulĂ©e de 16,6 GW 

(donnĂ©es Stat MTES).

 Les rĂ©gions Hauts-de-France et Grand-

Est prĂ©sentent les parcs les plus importants, avec respectivement 4,5 GW et 3,6 GW de capacitĂ© 
Ă©olienne installĂ©e 

(RTE).

 

1.

 

https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/publicationweb/262

 

2.

 

https://bilan-electrique-2019.rte-france.com/production-en-region-2/#

 

PV : 



 

Fin  2019,  454  394  installations  photovoltaĂŻques  Ă©taient  raccordĂ©es  au  rĂ©seau,  pour  une 
puissance  totale  de  9,4  GW 

(Statinfo).

  Les  rĂ©gions  Nouvelle-Aquitaine,  Occitanie,  Auvergne-

RhĂŽne-Alpes et Provence-Alpes-

CĂŽte d’Azur regroupent 73% du parc solaire installĂ©. 

(RTE)

 

 

1.

 

https://bilan-electrique-2019.rte-france.com/production-en-region-2/#

 

2.

 

https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/publicationweb/263

 

GĂ©othermie : 



 

L’utilisation  de  la  gĂ©othermie  haute  Ă©nergie  (plus  de  150°C)  pour  produire  de  l’électricitĂ©  est 
encore marginale en France, avec une installation industrielle Ă  Soultz-sous-ForĂȘts en Alsace. 
Ce pilote  d’expĂ©rimentation  scientifique  est  devenu  un  site  d’exploitation industrielle  en  2017, 
avec une puissance nominale de 1,5 MW. Il existe 79 installations de gĂ©othermie profonde (entre 
30 et 90°C) en France mĂ©tropolitaine, principalement dans les bassins parisien et aquitain, pour 
une production thermique renouvelable cumulĂ©e de 1 970 GWh en 2017. 

1.

 

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/ppe_pour_consultation_du_public.pdf

  

 

                                                   

8

 En prenant comme facteur de conversion : 1 tep Ă©quivaut Ă  1,616 t de houille 

(https://www.insee.fr/fr/metadonnees/definition/c1355)

 

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– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     8 

BioĂ©nergies : 



 

Fin  dĂ©cembre  2019,  le  parc  bioĂ©nergies  atteint  2,1  GW 

(RTE)

.  Les  usines  d’incinĂ©ration  de 

dĂ©chets mĂ©nagers reprĂ©sentent 42,3 % du parc, suivi Ă  31,8 % par les capacitĂ©s bois-Ă©nergie et 
autres combustibles solides, puis 23,5 % de biogaz et les dĂ©chets de papeterie Ă  hauteur de 2,4 
%.  

1.

 

https://bilan-electrique-2019.rte-france.com/bioenergies/ 

2.

 

https://www.rte-france.com/sites/default/files/panorama2019-t4-bd2.pdf 

RĂ©seau Ă©lectrique : 



 

Le rĂ©seau de transport gĂ©rĂ© par RTE cumule une longueur totale de 105 900 km en 2019, avec 
6 415 km de liaisons souterraines et 99 530 km de liaisons aĂ©riennes 

(donnĂ©es RTE)

. Il achemine 

l’électricitĂ© sur les longues distances, des pĂŽles de production aux pĂŽles de consommation. 



 

Le  rĂ©seau de distribution,  gĂ©rĂ© par Enedis,  totalise  1  377  000 km  de lignes en  2019. 

(chiffres 

Enedis)

 Il fait la jonction entre le rĂ©seau de transport et la majoritĂ© des clients. 

1.

 

https://www.rte-france.com/sites/default/files/bilan-electrique-2019_1.pdf

 

2.

 

https://www.enedis.fr/sites/default/files/Chiffres_cles_2019.pdf 

Poids dans l’économie : 



 

L’industrie de l’énergie reprĂ©sentait 1,9 % de la valeur ajoutĂ©e en 2018 en France. Les deux plus 
importants sous-

secteurs en termes d’emplois concernent les industries pĂ©troliĂšre et nuclĂ©aire. 

En  2019,  l’Union  française  des  industries  pĂ©troliĂšres  Ă©valuait  le  secteur  pĂ©trolier  Ă   200  000 
emplois directs et indirects. La filiĂšre nuclĂ©aire constitue 6,7 % de l’emploi industriel français, soit 
environ 220 000 salariĂ©s, emplois directs et indirects. Le secteur de l’énergie reprĂ©sente donc un 
secteur riche en emplois. C’est pourquoi, une discussion a Ă©tĂ© initiĂ©e avec l’équipe en charge de 
l’axe transverse emploi, afin d’évaluer les Ă©volutions des emplois du secteur Ă©nergĂ©tique pendant 
et aprĂšs la transition, ainsi que les besoins en formations et reconversions. 

1.

 

https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/sites/default/files/2019-09/datalab-59-chiffres-
cles-energie-edition-2019-septembre2019.pdf 

2.

 

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/ppe_pour_consultation_du_public.pdf 

2-  Grands enjeux physiques et environnementaux 



 

La consommation d'Ă©nergie en France dĂ©pend des Ă©nergies fossiles Ă  hauteur de 60 % environ, 
et  certains  secteurs  en  dĂ©pendent  Ă   plus  forte  proportion  (plus  de  90%  des  transports  sont 
alimentĂ©s par des Ă©nergies fossiles, environ 70% pour l'agriculture) 



 

La dĂ©pendance aux Ă©nergies fossiles, et les Ă©missions de GES associĂ©es Ă  leur consommation, 
est  problĂ©matique  et  soulĂšve  aussi  des  questions  d’approvisionnement.  Sur  ce  point,  il  faut 
souligner deux choses : la France importe ces Ă©nergies fossiles, elle est donc dĂ©pendante des 
pays  fournisseurs  ;  le  risque  de  dĂ©clin  de  la  production  des  pays  fournisseurs  de  produits 
pĂ©troliers  pourrait  s'avĂ©rer  dans  les  prochaines  annĂ©es,  ce  qui  accentuerait  les  questions  de 
dépendance

9



 

La France est Ă©galement dĂ©pendante de pays fournisseurs pour l’approvisionnement en uranium, 
nĂ©cessaire  Ă   sa  production  d’électricitĂ©.  L’exploitant  EDF  possĂšde  un  stock  d’Uranium  sur 
l’ensemble du cycle du combustible nuclĂ©aire permettant d’assurer le fonctionnement du parc 
pendant  plusieurs  annĂ©es

10

,  Ă   comparer  aux  rĂ©serves  d’environ  trois  mois  d'importations 

journaliĂšres moyennes pour les produits pĂ©troliers. 

                                                   

9

 

L’union EuropĂ©enne risque de subir des contraintes fortes sur les approvisionnements pĂ©troliers d’ici Ă  2030, The Shift Project, 2020 

https://theshiftproject.org/article/ue-declin-approvisionnements-petrole-2030-etude/

 

10

https://www.ecologique-

solidaire.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf 

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– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     9 



 

Le  pays  dĂ©pend  aussi  d’importations  de  matĂ©riaux  pour  ses  technologies  de  production 
d’énergie.  Autrement  dit,  une  dĂ©pendance  existe  y  compris  pour  les  technologies  qui  ne 
consomment pas de carburant Ă©nergĂ©tique (les technologies PV et Ă©oliennes par exemple). 



 

Le secteur industriel de l’énergie pose des questions en termes d’occupation des sols (pour les 
installations de production d’énergie et pour la production d’énergie d’origine agricole), de gestion 
et de disponibilitĂ© de l’eau (refroidissement des centrales). 



 

Il doit enfin ĂȘtre planifiĂ© lon

gtemps Ă  l’avance, car met en jeu des investissements importants et 

possĂšde une forte inertie (grandes infrastructures, rĂ©seaux, filiĂšres industrielles Ă  structurer). 

 

Le chemin proposĂ© par le PTEF 

Le PTEF s’est proposĂ© d’étudier des grands axes d’évolution pour le secteur de l’énergie, qui puissent 

prendre en compte les impacts de cette Ă©volution sur le climat, la biodiversitĂ©, les usages de l’eau et des 
sols afin que ce secteur soit rĂ©silient aux changements climatiques, aux troubles dans d’autres pays, aux 
consĂ©quences d’une dĂ©crue subie de la disponibilitĂ© du pĂ©trole, Ă  une potentielle future crise sanitaire, 
tout en garantissant la rĂ©silience des catĂ©gories sociales.  

Dans  un  monde  sous  contraintes  Ă©nergĂ©tiques,  les  capacitĂ©s  d’investissement  sont  Ă©galement 

contraintes.  C’est  pourquoi  le  chemin  que  l’on  souhaite  proposer  Ă   terme  ne  pariera  pas  sur  une 
modification en profondeur du rĂ©seau Ă©lectrique pour privilĂ©gier une Ă©lectricitĂ© peu intensive en CAPEX. 
Par  ailleurs,  ces  propositions  font  appel  Ă   des  technologies  matures,  sans  faire  le  pari  de  ruptures 
technologiques.  

Ces grandes Ă©volutions ont Ă©tĂ© envisagĂ©es au regard de leur compatibilitĂ© avec celles des secteurs 

dĂ©pendants du secteur de l’énergie. Pour ainsi dire, cela revient Ă  Ă©tudier la cohĂ©rence des transitions 
de chaque secteur avec celui de l’énergie, afin d’assurer le bouclage offre-demande. Cette Ă©tude doit 
inclure Ă  terme les consommations d’énergie et de matĂ©riaux nĂ©cessaires au systĂšme Ă©nergĂ©tique pour 
sa propre transition. 



 

La façon la plus directe de dĂ©carboner nos usages consiste Ă  les rĂ©duire directement ou Ă  les 
organiser  diffĂ©remment  pour  qu’ils  soient  plus  sobres  Ă©nergĂ©tiquement.  Chaque  secteur  a 
commencĂ© par rĂ©duire ses usages ou Ă  les rĂ©organiser pour les rendre plus sobres.  



 

Des  prop

ositions  ont  ensuite  Ă©tĂ©  faites  de  remplacer  certaines  technologies  par  d’autres,  par 

exemple de substituer aux moteurs thermiques des moteurs Ă©lectriques dans la mobilitĂ©, ou bien 
d’avoir recours Ă  la chaleur renouvelable autant que possible pour le chauffage des bĂątiments.  



 

Lorsqu’une telle substitution par Ă©volution du mix technologique n’était pas envisageable, nous 
avons alors dĂ» penser la dĂ©carbonation des vecteurs Ă©nergĂ©tiques finaux, en particuliers liquides 
et gazeux, et ceci en concertation avec le secteur agriculture et forĂȘt qui fait partie de la solution 
(agrocarburants, biogaz). 

Chaque secteur est demandeur d’énergie pour assurer son bon fonctionnement. Nous avons donc 

centralisĂ© les demandes d’énergie, aprĂšs transformation, par secteur et par  vecteur afin de comparer 
avec  les  capacitĂ©s  de  production  Ă©nergĂ©tique.  Des  contraintes  sur  l’approvisionnement  Ă©nergĂ©tique 
effectif post-transformation ont vu le jour.  

Nous avons donc relevĂ© les secteurs participant Ă  la contrainte pour chaque vecteur Ă©nergĂ©tique, en 

fonction de leurs ordres de grandeur. Nous avons alors Ă©tudiĂ© les options d’arbitrage, en pesant pour 
chacun le pour et le contre, comme dĂ©taillĂ© plus loin. Tout ceci en gardant Ă  l’esprit que l’énergie utilisĂ©e 
par chacun des secteurs Ă©tudiĂ©s doit rester bas-carbone.  

Pour ce faire, les besoins Ă©nergĂ©tiques qui ne peuvent pas ĂȘtre satisfaits par le vecteur Ă©lectrique 

aprĂšs transformation, ont Ă©tĂ© exprimĂ©s et agrĂ©gĂ©s sous la forme de besoins en Â« carburants liquides Â» 
ou  en  Â«  carburants  gazeux  Â».  Ces  besoins  pourraient  potentiellement  ĂȘtre  satisfaits  par  le  mĂ©thane, 
l’hydrogĂšne, ou des carburants liquides. 

Dans un premier temps nous recensons les besoins Ă©nergĂ©tiques aprĂšs transformation, avant d’établir 

le bilan des consommations finales de combustibles gazeux et liquides. Ce bilan Ă©tant dĂ©sĂ©quilibrĂ© en 
l’état, cela nous amĂšne Ă  rĂ©Ă©tudier les efforts dĂ©jĂ  consentis par certains secteurs en termes de rĂ©duction 

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     10 

de  leur  consommation,  et  Ă   penser  des  leviers  supplĂ©mentaires  de  dĂ©carbonation  des  besoins  en 
carburants liquides et gazeux. 

Ainsi,  certains  choix  de  technologies  et  de  vecteurs  Ă©nergĂ©tiques  ne  sont  pas  encore  arrĂȘtĂ©s,  et  il 

conviendra d’arbitrer dans la suite du projet, pour assurer le bouclage de cohĂ©rence macro-Ă©nergĂ©tique.  

1-  Recensement des besoins Ă©nergĂ©tiques 

a.  MobilitĂ©s et Fret 

Les  secteurs  du  fret  et  des  mobilitĂ©s  sont  trĂšs  demandeurs  de  carburants  liquides,  dont  ils  sont 

aujourd’hui fortement dĂ©pendants. 

Certains  besoins  de  transport  peuvent  difficilement  ĂȘtre  assurĂ©s  par  l’électricitĂ©,  y  compris  aprĂšs 

transformation par le PTEF. ConcrĂštement, et de maniĂšre simplifiĂ©e, il s’agit du besoin de dĂ©placer des 
masses importantes sur des distances importantes, et de maniĂšre diffuse sur le territoire. Dans ces cas, 
la source d’énergie doit ĂȘtre stockĂ©e dans le vĂ©hicule et la quantitĂ© stockĂ©e doit ĂȘtre grande. Ces besoins 
ne peuvent donc ĂȘtre satisfaits que par des vecteurs Ă©nergĂ©tiques suffisamment denses en Ă©nergie, que 
nous exprimons ici en Â« Ă©quivalent carburant liquide Â», mais qui pourraient 

ĂȘtre le mĂ©thane, l’hydrogĂšne, 

ou des carburants liquides. 

La mobilitĂ© des personnes se distingue entre la mobilitĂ© quotidienne et la mobilitĂ© longue distance. 

AprĂšs la transformation de ces secteurs : 



 

La mobilitĂ© longue distance et la mobilitĂ© quotidienne envisagent 3,4 Mtep de consommation de 
carburants liquides.  



 

L’électrification poussĂ©e des mobilitĂ©s des personnes permettraient d’atteindre une utilisation du 
vecteur Ă©lectrique de l’ordre de 3,6 Mtep. 

Le transport de marchandises opĂšre des reports modaux vers le fluvial et le rail. 



 

Le secteur du fret envisage une Ă©lectrification totale des VUL, et une augmentation des tronçons 
Ă©lectrifiĂ©s du transport ferroviaire, pour une consommation d’électricitĂ© de 1,7 Mtep. 



 

Le besoin en carburants liquides (type biod

iesel) s’établit Ă  4,5 Mtep. 

b.  Agriculture et forĂȘt 

Les  carburants liquides  agricoles sont  affectĂ©s prĂ©fĂ©rentiellement  Ă  l’agriculture,  dans une logique 

d’autoconsommation de sa production et de rĂ©silience aux chocs du domaine de l’alimentation.  

Les excĂ©dents de biocarburants qui ne seraient pas consommĂ©s par le secteur agriculture pour les 

travaux  des  champs  et  le  secteur  forĂȘt  peuvent  ĂȘtre  distribuĂ©s  entre  les  secteurs  dont  les  usages 
l’exigent. Les autres Ă©quipements agricoles fonctionnant habituellement au fioul ou au gaz pourront ĂȘtre 
alimentĂ©s par des agrocarburants de seconde gĂ©nĂ©ration (coproduits des cultures alimentaires) ou par 
du  biogaz,  lui  aussi  affectĂ©  prioritairement  aux  besoins  agricoles.  Enfin  les  Ă©quipements  Ă©lectriques 
continueront de fonc

tionner via l’électricitĂ© spĂ©cifique.  



 

Le secteur agricole devrait produire 1 Mtep de biodiesel, 0,4 Mtep d’huile pure, et 0,2 Mtep de 
biocarburants liquides de deuxiĂšme gĂ©nĂ©ration (2G).  



 

Cependant, ce secteur prĂ©voit de consommer 1 Mtep du biodiesel et de 

l’huile pure produits. 



 

Le secteur forĂȘt consommerait la totalitĂ© des 0,2 Mtep de biocarburants liquides 2G. 



 

Par ailleurs, le secteur produirait 3,3 Mtep de biogaz, en consommerait 1 Mtep, laissant un solde 
de  2,3  Mtep  aux  secteurs  nĂ©cessitant  du  biogaz  pour  dĂ©carboner  leurs  vecteurs  liquides  et 
gazeux. 



 

Le secteur de la forĂȘt, en plus de sa consommation en carburants liquides, va consommer 1,6 
Mtep de bois Ă©nergie sur 15 Mtep produits. 

 

 

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     11 

c.  BĂątiments rĂ©sidentiels et tertiaires 

Les secteurs du bĂątiment ont Ă©tĂ© distinguĂ©s selon leurs usages, rĂ©sidentiel ou tertiaire. 

Le rĂ©sidentiel se compose des maisons individuelles et des logements collectifs. 



 

Dans le secteur rĂ©sidentiel, le chauffage au fioul disparaĂźt totalement au profit d’un chauffage par 
pompes Ă  chaleur, ou par capteurs solaires thermiques. 



 

Le  chauffage  est  Ă©galement  permis  par  rĂ©seaux  de  chaleur  urbain,  bois  Ă©nergie,  biogaz  et 
Ă©lectricitĂ©. 



 

Le secteur rĂ©sidentiel utilisera plus de 4 Mtep de bois Ă©nergie, dont une partie pour les rĂ©seaux 
de chaleur urbain, une diminution par rapport aux consommations globales de 2018. 



 

La quantitĂ© d’électricitĂ© dans le rĂ©sidentiel va augmenter pour atteindre 12,5 Mtep. 

Nous  n’avons  pas  encore  d’hypothĂšses  consolidĂ©es  sur  l’évolution  de  la  consommation  dans  le 

secteur  du  tertia

ire.  Pour  l’instant,  dans  le  but  d’établir  les  ordres  de  grandeur,  nous  supposons  les 

mĂȘmes Ă©volutions relatives de consommations d’énergie que pour les secteurs du bĂątiment rĂ©sidentiel

11

Autrement dit, nous avons pris des chiffres de consommations actuelles du SDES

12

 que nous avons fait 

Ă©voluer selon les mĂȘmes taux d’évolution par vecteur que pour le rĂ©sidentiel.  

d.  Industries 

À ce stade, les secteurs de l’industrie (industries LMR, automobiles et agro-alimentaire) n’ont pas 

encore abouti Ă  un bilan Ă©nergĂ©tiq

ue par vecteur, Ă  l’amont des autres secteurs. Formuler un tel bilan 

Ă©nergĂ©tique suppose, en effet, de formuler des hypothĂšses de relocalisation des industries, de pouvoir 
Ă©tudier par branche les amĂ©liorations technico-organisationnelles Ă  mĂȘme de rĂ©duire les consommations 
et de substituer les vecteurs entre eux. Nous avons donc pris le parti, Ă  ce stade du projet, d’adopter une 
dĂ©marche conservative pour l’évaluation des consommations du secteur de l’industrie. Nous les avons 
supposĂ©es constantes en consom

mation par personne par rapport Ă  aujourd’hui

13

 : ainsi, la rĂ©partition 

relative entre vecteurs est la mĂȘme en fin de transition, et les quantitĂ©s ont augmentĂ© Ă  proportion de 
l’augmentation de la population telle que projetĂ©e par l’Insee. 

Cette  hypothĂšse  temporaire  traduit  deux  effets  antagonistes  qui  doivent  tirer  les  consommations  Ă  

prĂ©voir  dans  deux  sens  contraires  :  les  diminuer  pour  ce  qui  est  de  la  diminution  globale  des 
consommations  de  biens,  les  rĂ©ductions  de  consommations  Ă©nergĂ©tiques  par  branches  grĂące  Ă   des 
amĂ©liorations organisationnelles et techniques, et les augmenter pour ce qui est des relocalisations dans 
certaines filiĂšres au niveau national ou europĂ©en (batteries Ă©lectriques, recyclage). Bien sĂ»r, ces effets 
s’accompagneraient Ă©galement de substitutions entre vecteurs, non pris en compte pour le moment. 

En  considĂ©rant  l’augmentation  de  la  population,  et  une  consommation  stable  de  matĂ©riaux  par 

personne, sans aucun effort de sobriĂ©tĂ©,

 

les besoins d’énergie de l’industrie augmenteraient. 



 

La consommation de charbon augmenterait de 1,1 Mtep Ă  1,2 Mtep. 



 

Le besoin en carburants liquides (non affectĂ©s par type de carburant spĂ©cifique) passerait de 2,5 
Ă  2,8 Mtep, tandis que les carburants gazeux augmenteraient de 10 Mtep Ă  11 Mtep. 



 

Les consommations Ă©nergĂ©tiques issues des EnR thermiques et des dĂ©chets atteindrait 2,2 Mtep 
(dont 0,2 sous forme de biocarburants), contre 1,8 Mtep avant la transition. 



 

Enfin, 12 Mtep d’électricitĂ© seraient requis. 

                                                   

11

 Outre le fait que le bilan Ă©nergĂ©tique n'est pas spĂ©cifiquement Ă©tabli, les limites sont que les parts relatives entre vecteu

r Ă  l’état 

initial ne sont pas les mĂȘmes dans le rĂ©sidentiel et dans le tertiaire, et que les changements internes aux secteurs ne vont pas impliquer 
les  mĂȘmes  transferts  entre  vecteurs.  Donc  prendre  les  mĂȘmes  taux  est  une  approximation  que  l'on  fait  faute  de  mieux  Ă   ce  stade, 
notamment dans le but d’avoir un ordre de grandeur des besoins globaux rĂ©siduels en carburant gazeux et liquides aprĂšs transformation. 
Un bilan Ă©nergĂ©tique devra ĂȘtre fait spĂ©cifiquement pour le tertiaire dans la suite du projet. 

12

 

DonnĂ©es  pour  l’annĂ©e  2018 

https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/consommation-denergie-par-usage-du-

tertiaire

 

13

 

Les mĂȘmes motivations que pour le tertiaire sont Ă  l’origine de cette approximation grossiĂšre (manque de visibilitĂ© Ă  ce stade sur 

le bilan Ă©nergĂ©tique projetĂ© pour l’industrie, calculs d’ordres de grandeur en sortie) et lĂ  Ă©galement, le bilan Ă©nergĂ©tique reste Ă  faire.

 

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     12 

Ces  chiffres  sont  volontairement  conservateurs.  Par  exe

mple,  l’électrification  de  certains  usages, 

notamment pour l’acier, pourrait modifier cette rĂ©partition par vecteurs. 

e.  Bilan global aprĂšs transformation 

Voici le bilan global obtenu sur la consommation d’énergie finale par les diffĂ©rents secteurs, celle du 

secteur de l’énergie comprises, et en tenant compte des pertes de transport et de distribution. 

 

Les besoins en production d’énergie finale sont de 90,6 Mtep/an, contre 141 Mtep/an actuellement 

selon nos pĂ©rimĂštres. Cela reprĂ©sente une diminution de 35 

% de la consommation d’énergie finale. 

 

Consommation d’énergie finale par secteur aprĂšs transformation (sauf l’industrie, qui n’a pas pu estimer Ă  ce stade du projet l’effet 

de  ses  transformations sur ses consommations  d’énergie  finale  pour  l’instant,  et  qu’on  considĂšre  donc  de  maniĂšre  prudente  comme 
n’étant pas transformĂ©e ; le cas du tertiaire est Ă©galement Ă  considĂ©rer prĂ©cautionneusement car calquĂ© en premiĂšre approximation pour 
le moment sur le rĂ©sidentiel.).  

 

 

 

UnitĂ© = Mtep/an  

Charbon 

Combustibles 

liquides 

Combustibles 

gazeux 

Biomasse 

solide et 

dĂ©chets 

Élec. 

Chaleur 

Total 

Industrie 

1,2 

3,0 

10,7 

2,0 

11,8 

1,7 

30,4 

RĂ©sidentiel 

0,0 

0,0 

1,2 

4,0 

12,5 

3,9 

21,6 

Tertiaire 

0,0 

0,0 

0,7 

0,1 

10,8 

2,2 

13,8 

Transports

 

 

0,0 

7,9 

0,0 

0,0 

5,4 

0,0 

13,3 

Agriculture & ForĂȘt 

0,0 

0,8 

1,0 

0,1 

0,5 

0,0 

2,4 

Secteur de 

l'Ă©nergie

  

 

0,0 

0,0 

1,4 

0,0 

2,7 

0,0 

4,1 

Pertes 

transport/distrib 

0,0 

0,0 

0,2 

0,0 

3,6 

1,1 

4,9 

Energie finale +  

conso systĂšme 

Ă©nergĂ©tique +  

pertes 

1,2 

11,7 

15,2 

6,2 

47,2 

8,9 

90,4 

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     13 

2-  Bilan sur les combustibles gazeux et liquides 

Le tableau suivant prĂ©sente les besoins de l’économie aprĂšs transformation gazeux et liquides. Ces 

besoins regroupent la demande en Ă©nergie finale liquide et gazeuse des diffĂ©rents secteurs, les pertes 
gazeuses, ainsi que les besoins en gaz 

et fioul pour la production d’électricitĂ©

14

.  

unitĂ© = Mtep/an 

Combustibles 

liquides 

Combustibles 

gazeux 

Total 

Besoins totaux 

d'Ă©nergie finale 

11,7 

15,2 

26,9 

Pour production 

d'Ă©lectricitĂ© 

1,3 

4,5 

5,8 

Ressources 

apportĂ©es par les 

secteurs agri/forĂȘt 

1,6 

3,3 

4,9 

Reste Ă  dĂ©carboner 

11,4 

16,4 

27,8 

 

Avant consommation des secteurs agriculture et forĂȘt, 3,3 Mtep de biogaz sont disponibles. Or les 

besoins totaux d’énergie finale sous forme de carburants gazeux aprĂšs transformation s’établissent Ă  
19,7 Mtep. 



 

 La 

production  de  biogaz  du  secteur  de  l’agriculture  permet  de  rĂ©pondre  aux  besoins  de 

carburants gazeux Ă  hauteur de 17 %. 

Avant  consommation  des  secteurs  agriculture  et  forĂȘt,  1,6  Mtep  de  biocarburants  sont  disponibles 

pour une demande totale en carburants liquides de 13 Mtep. 



 

La production de biocarburants de l’agriculture permet de rĂ©pondre aux besoins de carburants 
liquides Ă  hauteur de 12 % des besoins. 

3-  De nĂ©cessaires arbitrages sur les combustibles gazeux et liquides 

Les vecteurs Ă©nergĂ©tiques qui prĂ©sentent des limitations importantes sont les combustibles gazeux et 

liquides. Les secteurs ont donc travaillĂ© Ă  rĂ©duire leur dĂ©pendance Ă  ces combustibles, par exemple en 
Ă©lectrifiant  leurs  usages.  Les  transports  reprĂ©sentent  la  majeure  partie  des  besoins  en  combustibles 
liquides  restants.  L’industrie  reprĂ©sente  quant  Ă   elle  la  majeure  partie  des  besoins  en  combustibles 
gazeux restants. 

Dans une premiĂšre partie, nous analysons les efforts dĂ©jĂ  Â« consentis Â» par le secteur des transports, 

pour  expliquer  d’oĂč  Ă©merge  son  besoin  Â«  incompressible  Â»  en  combustibles  liquides  ou  gazeux,  et 
Ă©ventuellement le reconsidĂ©rer.  

a.  Les transformations dĂ©jĂ  envisagĂ©es  

Concernant les mobilitĂ©s des personnes :  



 

Les  vĂ©hicules  personnels  seront  massivement  Ă©lectrifiĂ©s,  la  part  restante  compte  sur  des 
carburants liquides ou des biocarburants. Cette part a Ă©tĂ© comptĂ©e Ă  ce stade du projet comme 
une hypothĂšse Â« prudente Â» (quelles seraient les implications de ne pas rĂ©ussir Ă  Ă©lectrifier tout 
le parc de voitures ?). Elle pourrait certainement ĂȘtre poussĂ©e plus loin. 

                                                   

14

 Nous supposons par ailleurs que la production de chaleur pour les rĂ©seaux de chaleur (1,2 Mtep, dont 60 % en bois Ă©nergie et le 

reste  en  dĂ©chets)  ne  requiert  pas  de  liquide  ou  gaz.  Afin  d’évaluer  les  besoins  en  gaz  et  fioul  pour  la  production  d’électricitĂ©,  nous 
supposons pour nos calculs que le mix Ă©lectrique est similaire au mix actuel, la demande en Ă©lectricitĂ© Ă©tant de 2 

% supĂ©rieure Ă  l’actuelle 

aprĂšs transformation. Les besoins en gaz Ă  proportion constante par rapport Ă  la demand

e globale sont alors de l’ordre de 4,45 Mtep et 

ceux en fioul de 1,25 Mtep (source SDES 2018). 

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     14 



 

Certains  autobus  pourront  ĂȘtre  Ă©lectrifiĂ©s,  mais  selon  un  usage  plus  contraint  en  raison  de 
questions d’autonomie et de recharge.  



 

L’électrification devrait progresser pour les tronçons de trains rĂ©gionaux fonctionnant encore au 
diesel. 



 

Pour ces tronçons diesel, de potentiels trains bi-modes Ă©lectrique et hydrogĂšne pourraient ĂȘtre 
envisagĂ©s. 



 

Des  alternatives  au  kĂ©rosĂšne  pour  l’aviation  semblent  loin  d’émerger,  son  utilisation  apparaĂźt 
inĂ©vitable mĂȘme Ă  long-

terme. L’électrification de ce mode est compromise du fait de batteries 

trop lourdes et volumineuses.  



 

A l’avenir, peut-ĂȘtre que des concepts d’avions adaptĂ©s Ă  la contrainte du stockage d’hydrogĂšne 
comprimĂ© pourraient se dĂ©velopper, mais cela reste hypothĂ©tique.  



 

Enfin, concernant les mobilitĂ©s quotidiennes, les modes dĂ©jĂ  dĂ©carbonĂ©s, comme le mĂ©tro, le 
tramway, les vĂ©hicules Ă  assistance Ă©lectrique, les deux roues Ă©lectriques, les TER et RER, ainsi 
que les TGV, voient leurs parts modales augmenter largement.  



 

Les motos, quant Ă  elles, verront leurs usages rĂ©duits aux passionnĂ©s. 

Les efforts d’ores et dĂ©jĂ  consentis par le fret sont les suivants : 



 

Le fret va voir ses parts modales Ă©voluer, notamment au profit du transport de marchandises par 
voies fluviales et par voies ferroviaires, plus efficaces Ă©nergĂ©tiquement parlant que le transport 
par camions. 



 

La motorisation des pĂ©niches pourrait Ă©voluer vers l’électrique alimentĂ© par pile hydrogĂšne. Ces 
vecteurs  Ă©nergĂ©tiques  seront  accessibles  via  des  stations  implantĂ©es  le  long  des  berges.  Par 
ailleurs, une part de propulsion vĂ©lique

15

 

n’est pas exclue.  



 

Les vĂ©hicules utilitaires lĂ©gers seront Ă©lectrifiĂ©s de mĂȘme que les poids-lourds pour des tournĂ©es 
de moyennes distances.  



 

NĂ©anmoins  les  poids-lourds  de  longues  distances  ne  pourront  pas  connaĂźtre  ce  type 
d’électrification  pour  une  question  d’autonomie.  Ils  pourraient  ĂȘtre  propulsĂ©s  par  des  piles  Ă  
hydrogĂšne ou bien des motorisations hybrides Ă©lectriques par voie de catĂ©naires et hydrogĂšne.  

La question de l’opportunitĂ© d’un recours Ă  l’hydrogĂšne par Ă©lectrolyse (afin de dĂ©carboner les besoins 

en carburants liquides ou gazeux) pourra se poser pour certains modes.  



 

Le dĂ©veloppement d’une infrastructure hydrogĂšne porte des questions de faisabilitĂ© technique et 
financiĂšre, c’est pourquoi elle n’est pas envisagĂ©e pour alimenter les transports Â« diffus Â» (VUL 
et voitures).  



 

Si  les  pĂ©niches  de  transport  de  marchandises  et  les  poids-lourds  de  longues  distances  sont 
amenĂ©s Ă  ĂȘtre alimentĂ©s Ă  l’hydrogĂšne, alors se pose la question du lieu l’implantation de ces 
bornes et de la finesse du maillage.  

Une  hybridation  de  certains  poids-

lourds  Ă   l’aide  d’un  systĂšme  de  catĂ©naires  et  de  combustible 

hydrogĂšne pourrait ĂȘtre envisagĂ©e.  



 

La pose de ces catĂ©naires ne se ferait que sur les portions de route trĂšs empruntĂ©es par les PL, 
pour  des  questions  de  coĂ»ts,  tels  que  le  sont  actuellement  les  tronçons  Lille-Paris,  ou  encore 
Lyon-Dijon-Metz.  



 

Le coĂ»t par kilomĂštre de ces catĂ©naires est de l’ordre de 670 000 Ă  3,2 millions d’euros

16

.  

                                                   

15

 vĂ©lique = Ă  voiles 

16

 Conversion selon le taux de change en vigueur Ă  la publication du rapport ICCT 0,84 eur = 1 USD p.21 

https://theicct.org/sites/default/files/publications/Zero-emission-freight-trucks_ICCT-white-paper_26092017_vF.pdf 

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– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     15 

b.  Les  options  possibles  de  dĂ©carbonation  des  besoins  en  carburants 

liquides et gazeux aprĂšs transformation 

Les  bilans  des  consommations  Ă©nergĂ©tiques  des  secteurs  nous  mettent  face  Ă   un  constat  de 

contrainte Ă©nergĂ©tique en ce qui concerne les carburants liquides et gazeux.  

Dans cette 

section, nous explorons les diffĂ©rentes options qui pourraient ĂȘtre mises en Ć“uvre pour 

Ă©quilibrer le bouclage macro-

Ă©nergĂ©tique (c’est-Ă -dire Ă  une situation dans laquelle les besoins en ces 

carburants  seraient  comblĂ©s  de  maniĂšre  dĂ©carbonĂ©e),  que  ce  soit  en  rĂ©duisant  la  demande  ou  en 
augmentant l’offre.  



 

Repenser les secteurs pour aller vers plus de sobriĂ©tĂ© 



 

Produire plus d’agrocarburants et de biogaz, ou en importer 



 

Passer massivement Ă  l’hydrogĂšne par Ă©lectrolyse 



 

Passer massivement Ă  la mĂ©thanation (

Power-to-gaz

Chaque option impose des contreparties que nous tentons de mettre en lumiĂšre le plus concrĂštement 

possible. 

Repenser les secteurs pour aller vers plus de sobriĂ©tĂ© 

Une premiĂšre option, Ă©vidente, serait que chaque secteur revoit sa copie pour proposer un mode de 

fonctionnement plus sobre que celui qu’il a pour l’instant proposĂ© dans cette version du PTEF. 

Cette option devrait s’accompagner d’analyses mises Ă  jour quant aux modes de vie, Ă  l’emploi, et 

aux  diffĂ©rents  impacts  environnementaux,  de  c

onsommation  de  matiĂšre  et  d’énergie,  des  diffĂ©rents 

secteurs. 

Produire plus d’agrocarburants et de biogaz, ou en importer  

Une  seconde  option  est  d’augmenter  la  disponibilitĂ©  en  carburants  liquides  et/ou  gazeux  par  une 

exploitation plus grande des terres agricoles. 

On peut d’une part prendre une hypothĂšse d’augmentation de la part de ressources lignocellulosiques 

qui  peut  ĂȘtre  mise  dans  les  digesteurs,  afin  de  passer  d’une  production  de  3,3  Mtep,  qui  est  une 
hypothĂšse prudente, Ă  une production de 6 Mtep de biogaz voire davantage. 

Nous explorons ensuite la possibilitĂ© de couvrir l’ensemble des besoins en carburants liquides par 

une production d’agrocarburants de seconde gĂ©nĂ©ration. Les calculs et raisonnements sont disponibles 
en annexe, leur objectif Ă©tant 

de dĂ©crire les consĂ©quences d’un tel choix : 



 

Afin  d’obtenir  les  11,4  Mtep  de  agrocarburants  nĂ©cessaires,  l’occupation  d’espace  serait 
d’environ  14  millions  d’hectare,  soit  environ  50  %  des  surfaces  agricoles  utiles  françaises, 
actuellement

17

 

et  Ă   l’état  final

18

.  Ceci  sans  considĂ©rer  les  nĂ©cessaires  rotations  culturales  qui 

augmenteraient encore davantage les surfaces nĂ©cessaires.  



 

Cela correspondrait Ă  26 

% de l’espace mĂ©tropolitain qu’il faudrait donc transformer en surfaces 

agricoles  supplĂ©mentaires,  ce  qui 

permettrait  de  se  nourrir  et  disposer  d’assez  de  carburants 

liquides.  



 

À cela s'ajoute la production de biogaz, associĂ©e aux rĂ©sidus de culture de colza et aux cultures 
intermĂ©diaires des 14 Mha de culture de colza supplĂ©mentaires : 5,7 Mtep de biogaz, ce qui ne 
comblerait toujours pas totalement les besoins en combustibles gazeux (le reste Ă  trouver serait 
de 8Mtep). 

Les consĂ©quences en termes d’emprise au sol seraient donc trĂšs fortes. 

                                                   

17

 https://fr.wikipedia.org/wiki/Surface_agricole_utilis%C3%A9e#En_France 

18

 Le secte

ur agriculture a Ă©mis l’hypothĂšse d’une surface arable constante 

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Document de travail 

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     16 

Enfin, si l’on importait tout ou partie du biogaz et des biocarburants, ce serait autant de terres arables 

prises au dĂ©triment de l’alimentation ou des usages Ă©nergĂ©tiques d’autres populations, sans parler de 
l’usage des ressources en eau.  



 

C’est  autant  de  terres  qui  ne  seraient  pas  allouĂ©s  Ă   la  production  alimentaire,  humaine  ou 
animale.  



 

Dans un contexte de dĂ©rĂšglement climatique et de potentielles diminutions des rendements de 
l’agriculture, privilĂ©gier l’énergie Ă  l’alimentation humaine est donc un choix tout Ă  fait discutable.  



 

D’autant plus qu’importer de telles quantitĂ©s de biogaz et de biocarburants crĂ©erait une nouvelle 
dĂ©pendance extĂ©rieure aux carburants liquides (cette fois d’origine agricole). 

Seule, la production Ă©nergĂ©tique des secteurs agriculture et forĂȘt ne saurait donc satisfaire les besoins 

de carburants l

iquides et gazeux de la France mĂ©tropolitaine tels qu’envisagĂ©s dans le cadre actuel du 

PTEF. 

Passer massivement Ă  l’hydrogĂšne par Ă©lectrolyse 

Nous avons explorĂ© une troisiĂšme option : rĂ©pondre aux besoins en carburants liquides et gazeux par 

de  l’hydrogĂšne  par  Ă©lectrolyse  uniquement.  Les  consĂ©quences  que  nous  avons  Ă©tudiĂ©es  sont  la 
consommation supplĂ©mentaire d’électricitĂ©, infrastructures nĂ©cessaires, investissements Ă  mobiliser. 

Les calculs sont disponibles en annexe, en voici les rĂ©sultats : 

●  Pour combler les besoins en gaz et carburants liquides, c’est un total de 32 Mtep, ou 370 TWh 

d’électricitĂ©, qu’il faudrait produire pour le convertir en hydrogĂšne.  

●  C’est plus de 65 % de consommation d’électricitĂ© supplĂ©mentaires par rapport au total des 47,2 

Mtep d

’électricitĂ© prĂ©vues en fin de transition. 

●  Il faudrait plus de 40 000 unitĂ©s d’électrolyse d’1 MW PCS pour produire l’hydrogĂšne nĂ©cessaire. 

●  Un systĂšme hydrogĂšne qui servirait Ă  complĂ©ter les besoins en carburants liquides et gazeux 

dans  le  PTEF,  mobiliserait  plus  de  60 

G€  d’investissement  initial  (hydrolyseurs  et  stations-

services, sans compter les unitĂ©s de production d’électricitĂ© supplĂ©mentaires nĂ©cessaires pour 
produire l’hydrogĂšne). 

●  L’hydrogĂšne se transporte mal, il convient que son lieu de production et son lieu consommation 

soient proches. 

●  Par ailleurs, la demande constante en Ă©lectricitĂ© pour l’électrolyse de l’eau pourrait faciliter dans 

une certaine mesure l’équilibrage offre-demande du systĂšme Ă©lectrique

19

●  Un systĂšme hydrogĂšne appliquĂ© aux mobilitĂ©s prĂ©sente l’avantage de pouvoir dĂ©velopper des 

vĂ©hicules  hybrides  hydrogĂšne/Ă©lectricitĂ©,  tels  les  camions  Ă©quipĂ©s  de  pantographes,  pouvant 
circuler sur les autoroutes Ă©lectrifiĂ©es par catĂ©naires. 

●  Enfin, les piles Ă  hydrogĂšne contiennent actuellement du platine, dont la ressource est rare et 

limitĂ©e,  mais  qui  peut,  dans  une  certaine  mesure,  ĂȘtre  recyclĂ©.  La  raretĂ©  de  ce  mĂ©tal,  les 
concurrences internationales pour son obtention serait alors un nouveau paramĂštre Ă  considĂ©rer.  

Passer massivement Ă  la mĂ©thanation (Power to gaz) 

La quatriĂšme option explorĂ©e est celle d’une production de gaz par mĂ©thanation pour combler les 

besoins en carburants liquides et gazeux. La chaĂźne de production pour passer de l’électricitĂ© au mĂ©thane 
(filiĂšre  P2G)  est  composĂ©e  d’un  Ă©lectrolyseur  (comme  pour  la  filiĂšre  hydrogĂšne),  d’un  rĂ©acteur  de 
mĂ©thanation connectĂ© Ă  une source de CO2 (pour passer de l’hydrogĂšne au mĂ©thane). 

Les consĂ©quences d’un tel choix sont les suivantes (calculs disponibles en annexe) : 



 

C’est au total 49 Mtep, soit 575 TWh, d’électricitĂ© qui seraient nĂ©cessaires pour rĂ©pondre aux 
besoins  de  carburants  liquides  et  gazeux  par  un  systĂšme  P2G.  Ainsi,  dĂ©velopper  un  systĂšme 

                                                   

19

 

En constituant une option d’effacement, et en Ă©tant une forme de stockage de l’électricitĂ©. Cependant, les coĂ»ts de production de 

l’H2 sont trĂšs dĂ©pendants du taux de charge de l’installation (son nombre d’heures de fonctionnement par annĂ©e), et d’autant plus Ă©levĂ©s 
que l’installation fonctionne peu. 

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     17 

P2G  de  cette  ampleur  reprĂ©sente  un  doublement  de  la  production  d’électricitĂ©  finale  aprĂšs 
transformation.

 



 

Il serait intĂ©ressant d’estimer ici les investissements nĂ©cessaires au dĂ©ploiement national d’un 
systĂšme P2G (nous ne l’avons pas encore fait).

 



 

Par ailleurs, la demande constante en Ă©lectricitĂ© pour l’électrolyse de l’eau pourrait faciliter dans 
une certaine mesure l’équilibrage offre-demande du systĂšme Ă©lectrique. 



 

L’un des avantages du recours Ă  la mĂ©thanation pour les besoins de carburants gazeux est qu’il 
peut ĂȘtre transportĂ© par les rĂ©seaux de gaz existants. 

 

 

 

Le secteur Énergie aprĂšs transformation 

Le paysage Ă©nergĂ©tique aprĂšs transformation est encore largement incertain Ă  ce stade du projet. Les 

efforts de sobriĂ©tĂ© et d’efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique des diffĂ©rents secteurs mĂšnent Ă  des besoins encore Ă©levĂ©s 
en  carburants  liquides  et  gazeux  (bien  que 

les  transformations  du  secteur  de  l’industrie,  qui  pĂšse 

beaucoup  dans  ces  besoins,  n’aient pas encore  Ă©tĂ©  prises en  compte)  :  27  Mtep  sont  encore  requis 
annuellement  (contre  84  actuellement).  C’est  trĂšs  significatif  en  regard  de  l’emprise  au  sol  qui  serait 
nĂ©cessaire  pour  y  rĂ©pondre  par  la  production  agricole  (agrocarburants,  biogaz),  ou  de  la  quantitĂ© 
d’électricitĂ© qui serait nĂ©cessaire pour y rĂ©pondre par un systĂšme hydrogĂšne ou power-to-gaz. 

Cela Ă©tant dit, les conclusions suivantes peuvent dĂ©jĂ  ĂȘtre tirĂ©es quant au systĂšme Ă©nergĂ©tique aprĂšs 

transformation : 



 

AprĂšs  transformation,  le  secteur  de  l’énergie  n’est  plus  dĂ©pendant  des  Ă©nergies  fossiles, 
amĂ©liorant  la  souverainetĂ©  Ă©nergĂ©tique  du  pays,  la  rĂ©silience  Ă   la  volatilitĂ©  des  cours  des 
hydrocarbures, tout en portant un effet positif sur la pollution atmosphĂ©rique. 



 

La part de l’électricitĂ© dans la consommation d’énergie finale passe Ă  plus de 50%. Si les besoins 
en  carburants  liquides  et  gazeux  sont  remplis  par  un  systĂšme  hydrogĂšne  ou  par  un  systĂšme 
power-to-

gaz,  la  dĂ©pendance  de  l’économie  au  vecteur  Ă©lectrique  sera  trĂšs  forte.  En 

consĂ©quence, notre sociĂ©tĂ© sera plus affectĂ©e dans l’éventualitĂ© d’une dĂ©faillance sur le rĂ©seau. 
Cela nous fera donc poser par la suite des questions quant Ă  sa rĂ©silience, face Ă  cette grande 
dĂ©pendance Ă  l’électricitĂ© ainsi envisagĂ©e. 



 

Les  biocarburants  issus de  l’agriculture  reprĂ©sentent  2%  des  consommations  totale  d’énergie 
tandis  que  le  biogaz  agricole  atteint  7%  des  consommations.  Si  jamais  le  choix  est  fait  de 
mobiliser  l’agriculture  pour  produire  les  carburants  liquides  ou  gazeux,  ces  valeurs 
augmenteraient significativement (respectivement 13 % et 17 %), pour atteindre une dĂ©pendance 
de notre Ă©nergie Ă  l’agriculture de 30 %. 



 

Une  Ă©nergie  d’origine  agricole  plutĂŽt  que  fossile  soulĂšve  des  questions  nouvelles  de  sĂ©curitĂ© 
d’approvisionnement. De maniĂšre gĂ©nĂ©rale, tout ce qui peut perturber la production de biomasse 
peut en retour avoir des effets sur le secteur Ă©nergie selon le taux de pĂ©nĂ©tration de ce vecteur 
dans  le  mix  :  sĂ©cheresse,  inondation,  incendie,  tempĂȘte,  vague  de  chaleur,  invasion  d'un 
pathogĂšne ou ravageur
  

Des reconfigurations dans le paysage de l’emploi dans le secteur de l’énergie sont Ă  prĂ©voir, mais 

elles restent Ă  dĂ©finir. 

 

 

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     18 

 

Potentiel de dĂ©carbonation d’ici 2025 

Un exercice auquel le PTEF souhaite se livrer par la suite, en plus d’apporter une vision long terme 

de la transition, est d’évaluer le potentiel de dĂ©carbonation "technologique" de certains secteurs d’ici 5 
ans. Cela sera Ă  mettre en vis-Ă -

vis d’objectifs de dĂ©carbonation Ă  cette date, et permettra de chiffrer "ce 

qui peut venir de la technologie Ă  usage inchangĂ©" (efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique, changement de technologie 
pour rĂ©pondre Ă  un mĂȘme usage
) et de mettre ainsi en exergue "ce qu’il reste Ă  faire pour atteindre 
l’objectif",  qui  devra  donc  ĂȘtre  trouvĂ©  dans  des  changements  d’usages  ou  des  changements 
organisationnels. 

Concernant le secteur de l'Ă©nergie, nous avons pour l’instant Ă©valuĂ© le levier technologique "Potentiel 

de dĂ©carbonation de l’électricitĂ© d’ici 2025". A terme, cela sera Ă  mettre en commun et agrĂ©ger avec les 
leviers d’autres secteurs, notamment de la mobilitĂ© d’une part, du bĂątiment d’autre part, pour effectuer 
l’exercice en entier.  

On propose donc ici une Ă©bauche de ce que pourra devenir ce chiffrage : on calcule seulement les 

gains  d’émissions  dans  le  bĂątiment  et  dans  la  mobilitĂ©  en  considĂ©rant  que  leurs  consommations 
d’électricitĂ© en 2025 sont Ă©gales aux consommations actuelles, et en Ă©valuant le gain obtenu avec les 
nouveaux facteurs 

d’émission de l’électricitĂ© tels qu’on les calcule pour 2025. Par la suite, il faudra aussi 

prendre en compte les leviers des autres secteurs qui feront Ă©voluer la demande en Ă©lectricitĂ© en 2025, 
au lieu de la maintenir constante : par exemple, dans le bĂątiment, le levier "Transfert de technologies de 
chauffage vers les pompes Ă  chaleur" peut faire Ă©voluer la demande en Ă©lectricitĂ© du secteur Ă  la hausse, 
tandis que le levier "Isolation des bĂątiments" la fera Ă©voluer Ă  la baisse. 

L’électricitĂ© française mĂ©tropolitaine est dĂ©jĂ  largement dĂ©carbonĂ©e du fait de la part de production 

nuclĂ©aire,  mais  le  mix  comprend  encore  4  centrales  fonctionnant  au  charbon,  dont  la  combustion  est 
fortement Ă©mettrice : une centrale Ă  Cordemais (deux unitĂ©s de 600 MW), une au Havre (600 MW), une 
Ă  Gardanne (600 MW) et une Ă  Saint-Avold (600 MW)

20

.  

Les fermetures de ces centrales sont prĂ©vues d’ici 2022 dans la PPE, sauf cas de reconversion

21

Cependant, certains facteurs rendent incertain leur arrĂȘt complet avant cette date : le retard pris par la 
mise en service de l’EPR de Flamanville

22

, l’incertitude sur la mise en service de la centrale Ă  gaz de 

Landivisiau

23

 

et  l’opposition  Ă   la  fermeture  rencontrĂ©e  sur  le  terrain  Ă   Gardanne

24

.  Un  projet  de 

reconversion de la centrale de Cordemais 

est Ă  l’étude : le charbon serait remplacĂ© par de la biomasse 

et la production limitĂ©e par rapport Ă  la situation actuelle, divisant par environ 25 les Ă©missions de CO2

25

La date de fermeture de la centrale de Gardanne n’est pas fixĂ©e et celle de la centrale de Cordemais 
devrait ĂȘtre repoussĂ©e Ă  2024 ou 2026

26

. L’arrĂȘt des deux autres centrales semble plus prĂ©cis : 2021 

pour celle du Havre

27

 et 2022 pour Saint-Avold

28

Face  Ă   ces  incertitudes,  nous  avons  dĂ»  faire  des  hypothĂšses  pour  Ă©valuer  le  potentiel  de 

dé

carbonation  de  l’électricitĂ©  pour  2025.  Nous  avons  considĂ©rĂ©  une  disparition  de  la  production 

d’électricitĂ© Ă  partir de charbon d’ici 2025, remplacĂ©e par une production 25 fois moins Ă©mettrice sur le 
modĂšle des donnĂ©es annoncĂ©es pour Cordemais, dans le cadre du projet de biomasse (cela est presque 
analogue Ă  remplacer par une production dĂ©carbonĂ©e produite Ă  partir de nuclĂ©aire ou d’ENR). Ceci ne 
constitue qu’un cadre d’hypothĂšses et ne prĂ©juge pas de l’issue des conflits liĂ©s aux projets de fermeture : 
dan

s le cadre de cet exercice, l’hypothĂšse de disparition complĂšte du charbon d’ici 2025 est conservatrice 

par rapport au cas oĂč il en resterait. En effet, cela reviendrait Ă  avoir surestimĂ© le potentiel d’action des 
leviers  technologiques,  dont  on  veut  montr

er  qu’ils  ne  suffisent  pas  Ă   atteindre  les  objectifs  de 

                                                   

20

 https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/fermeture-des-centrales-charbon-aura-lieu-dici-2022 

21

https://www.ecologique-

solidaire.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf, p. 148 

22

 https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/la-fin-du-charbon-se-precise-en-france-1215635 

23

https://www.usinenouvelle.com/editorial/retraites-nucleaire-sante-plan-de-relance-les-dossiers-chauds-pour-le-prochain-premier-

ministre-jean-castex-suite-au-depart-d-edouard-philippe.N982331 

24

  https://www.usinenouvelle.com/article/a-la-centrale-charbon-de-gardanne-meyreuil-emmanuelle-wargon-va-trouver-une-situation-

bloquee.N924109 

25

  https://www.edf.fr/groupe-edf/nos-energies/carte-de-nos-implantations-industrielles-en-france/centrale-nucleaire-de-saint-laurent-

des-eaux/actualites/en-direct-du-groupe-edf-franchit-un-jalon-important-dans-la-mise-en-oeuvre-industrielle-d-ecocombust  

26

 https://www.usinenouvelle.com/article/l-estuaire-de-la-loire-sans-la-fumee-de-la-centrale-de-cordemais.N941841 

27

 https://www.usinenouvelle.com/article/clap-de-fin-pour-la-centrale-a-charbon-du-havre-le-1er-avril-2021.N918549 

28

 

https://www.lemonde.fr/economie/article/2020/01/18/la-france-engage-la-fermeture-de-ses-quatre-centrales-a-

charbon_6026413_3234.html

 

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Document de travail 

– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     19 

dĂ©carbonation  rapide.  Les  rĂ©sultats  sur  la  nĂ©cessitĂ©  de  leviers  comportementaux  pour  complĂ©ter  les 
leviers technologiques seront donc renforcĂ©s si notre hypothĂšse de sortie du charbon ne se rĂ©alise que 
partiellement. 

Pour Ă©valuer le potentiel de dĂ©carbonation de l’électricitĂ©, nous avons adoptĂ© la mĂ©thode suivante. 

L’objectif Ă©tait de calculer des facteurs d’émission (FE) de l’électricitĂ© (en kgCO2e/kWh) pour 2025, Ă  
comparer avec ceux d’aujourd’hui. Nous sommes partis de la base carbone de l’Ademe

29

, qui rĂ©pertorie 

des FE de l’électricitĂ© liĂ©s Ă  diffĂ©rents usages de celle-ci : l’Ademe fait en effet la distinction entre des 
usages  souvent  liĂ©s  Ă   des  pointes  de  demande  et  ceux  liĂ©s  Ă   des  moments  de  production  de  base, 
l’électricitĂ©  Ă©tant  plus  carbonĂ©e  dans  le  premier  cas,  car  nĂ©cessitant  des moyens  de  production  plus 
carbonĂ©s pour assurer la pointe

30

. Ainsi, l’usage Â« chauffage Â» est par exemple plus carbonĂ© que l’usage 

« eau chaude sanitaire Â», car le chauffage a lieu en hiver lors de pĂ©riodes de tension sur la demande, 
tandis que l’eau chaude sanitaire est rĂ©chauffĂ©e pendant la nuit lorsque la demande est au plus bas. 

Nous avons Ă©tudiĂ© quatre usages (nous reprenons ici les dĂ©nominations de l’Ademe, et faute de plus 

de  dĂ©tails  dans  la  documentation,  nous  avons  prĂ©jugĂ©  sur  la  signification  de  chaque  usage  tel  que 
prĂ©sentĂ© ci-aprĂšs) : 



 

« ElectricitĂ© - 201x - mix moyen 

– consommation Â», pour les cas oĂč l’on ne peut pas attribuer la 

consommation d’électricitĂ© Ă©tudiĂ©e Ă  un usage particulier ; 



 

« ElectricitĂ© - 201x - usage : chauffage - consommation 

», pour l’usage de chauffage ; 



 

«  ElectricitĂ©  -  201x  -  usage  :  Eau  Chaude  Sanitaire 

–  consommation  Â»,  qui  correspond  au 

chauffage  de  l'ECS  :  nous  comptons  utiliser  ce  FE  dans  le  cas  de  la  recharge  des  vĂ©hicules 
Ă©lectriques, en faisant l’hypothĂšse que celle-ci serait Ă©talĂ©e sur la nuit de maniĂšre similaire au 
cas de l’ECS (si ce n’est pas le cas, le FE serait plus carbonĂ©, donc l’hypothĂšse est conservatrice 
dans le cadre de notre exercice) ; 



 

«  ElectricitĂ©  -  201x  -  usage  :  Transports 

–  consommation  Â»,  pour  l’usage  des  transports 

fonctionnant actuellement Ă  l’électricitĂ© (trains, TC). 

Les  FE  de  l’Ademe  s’expriment  en  kgCO2e/kWh  et  prennent  en  compte  les  imports/exports 

d’électricitĂ©.  Ils  se  dĂ©composent  en  trois  parties  :  une  partie  Â«  Amont  (combustibles)  Â»  (amont  des 
combustibles,  amortissement  de  la  centrale,  Ă©missions  annexes  de  fonctionnement),  une  partie 
« Combustion Ă  la centrale Â» (la plus consĂ©quente) et une partie Â« Transport et distribution (Pertes) Â» 
(plus anecdotique). 

Comme nous raisonnons d’un point de vue territorial, nous avons fait le choix de ne considĂ©rer que 

les parties Combustion et Transport (cela a ses limites, car la partie amont ne se dĂ©roule pas seulement 
hors du territoire). 

Nous avons ensuite Ă©valuĂ© le potentiel de dĂ©carbonation de la partie Combustion. Pour ce faire, nous 

avons relevĂ© dans les Bilans Ă©lectriques de RTE des cinq derniĂšres annĂ©es (2015 Ă  2019) les Ă©missions 
CO2 de consommation de combustible par filiĂšre, et nous avons calculĂ© pour chaque annĂ©e la part que 
reprĂ©sentent les Ă©missions du charbon dans le total (qui tourne entre 25 et 35% sur les cinq ans, sauf 
pour 2019 oĂč cela avoisine les 8%, car peu d’électricitĂ© a Ă©tĂ© produite Ă  partir de charbon relativement 
aux annĂ©es prĂ©cĂ©dentes). 

Nous avons alors retirĂ© Ă  la partie combustion des FE cette proportion que l’on a remplacĂ©e par une 

part 25 fois plus faible, conformĂ©ment Ă  nos hypothĂšses prĂ©citĂ©es, en considĂ©rant les FE de l’Ademe de 
2015 Ă  2019 et en en prenant la moyenne (afin de calculer un FE moyennĂ© actuel, avec la partie charbon, 
et un FE moyennĂ© 2025, sans charbon). 

 

 

                                                   

29

 www.bilans-ges.ademe.fr, mot-clĂ© "ElectricitĂ©" 

30

 https://www.bilans-ges.ademe.fr/fr/accueil/documentation-gene/index/page/Electricite_reglementaire

 

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     20 

Les rĂ©sultats obtenus pour les FE sont les suivants : 

Facteurs d'Ă©mission moyennĂ©s 
(kgCO2e/kWh) 

Actuel 

2025 

Mix moyen - consommation 

0.0456 

0.0356 

Usage : chauffage - consommation 

0.1309 

0.0993 

Usage : Eau Chaude Sanitaire - consommation 

0.0416 

0.0324 

Usage : Transports - consommation 

0.0268 

0.0214 

À 

partir de ces FE, nous avons calculĂ© des baisses d’émissions. 

Dans le cas du bĂątiment, nous sommes partis de chiffres SDES 2018 de consommations Ă©nergĂ©tiques 

du  rĂ©sidentiel

31

  et  du  tertiaire

32

,  pour  rĂ©partir  les  consommations  en  Ă©lectricitĂ©  de  ces  secteurs,  en 

Ă©lectricitĂ© "classique" d’une part et en Ă©lectricitĂ© "chauffage" d’autre part, que nous avons donc pour le 
moment conservĂ©es constantes en 2025 : 

RĂ©partitions des consommations Ă©lectriques par secteur et usage en 2018 et 
2025 (TWh) 

 

RĂ©sidentiel Ă©lec classique 

105.4 

RĂ©sidentiel Ă©lec chauffage 

33.0 

Tertiaire Ă©lec classique 

105.5 

Tertiaire Ă©lec chauffage 

17.8 

Total 

261.6 

Cela  nous  a  permis,  Ă   partir  des  FE  Â«  Mix  moyen 

–  consommation  Â»  et  Â«  Usage  :  chauffage  â€“ 

consommation Â», Â« Actuel Â» et Â« 2025 Â», de calculer des Ă©missions actuelles (16,3 MtCO2e) et projetĂ©es 
en 2025 (12,5 MtCO2e). On aboutit ainsi Ă  une diminution de 3,7 MtCO2e. 

Dans  le  cas  de  la  mobilitĂ©,  nous  sommes  partis  de  donnĂ©es  Eurostat

33

  pour  obtenir  des 

consommations Ă©lectriques du secteur. Ces consommations pourraient ĂȘtre rĂ©parties en consommations 
«  transports  en  commun  Ă©lectrifiĂ©s  Â»  et  en  consommations  Â«  vĂ©hicules  Ă©lectriques 

»,  afin  d’utiliser 

pleinement les deux types de FE calculĂ©s pour la mobilitĂ©, mais nous avons pris le parti pour le moment 
de  considĂ©rer  que  toute  la  consommation  Ă©lectrique  du  transport  fait  partie  de  la  premiĂšre  catĂ©gorie, 
mĂȘme en 2025. Ce sera Ă  Ă©toffer par la suite avec les autres leviers technologiques. 

Nous avons donc cette rĂ©partition : 

RĂ©partitions des consommations Ă©lectriques par usage en 2018 et 2025 
(TWh) 

 

Elec transports trains, TC 

10.4 

Elec VE 

Total 

10.4 

À partir des FE Â« Usage : Transports 

– consommation Â», Â« Actuel Â» et Â« 2025 Â», nous avons ainsi 

calculĂ© des Ă©missions actuelles (0,28 MtCO2e) et projetĂ©es en 2025 (0,22 MtCO2e). On aboutit ainsi Ă  
une  diminution  de  0,06  MtCO2e.  Le  chiffre  est  bien  sĂ»r  bien  infĂ©rieur  au  cas  du  bĂątiment,  car  la 
consommation d’électricitĂ© dans la mobilitĂ© ne reprĂ©sente qu’une trĂšs petite partie des consommations 
totales, surtout alimentĂ©es par le pĂ©trole. 

Ces calculs isolĂ©s ne sont pour 

le moment pas utilisables tels quels pour l’exercice, et doivent ĂȘtre 

complĂ©tĂ©s par ceux des autres leviers pour pouvoir en tirer des conclusions. 

Nous avons par ailleurs notĂ© certaines limites Ă  nos calculs : 



 

Nous avons utilisĂ© des sources de donnĂ©es dif

fĂ©rentes (l’Ademe et RTE) qui ne se correspondent 

pas exactement pour les pĂ©rimĂštres choisis. Notamment l’Ademe mesure du CO2e tandis que 

                                                   

31

 https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/consommation-denergie-par-usage-du-residentiel  

32

 https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/consommation-denergie-par-usage-du-tertiaire 

33

 Eurostat 2018, https://ec.europa.eu/eurostat/fr/web/energy/data/energy-balances 

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     21 

RTE seulement du CO2, et par ailleurs l’Ademe prend en compte la partie import-export tandis 
que RTE non : or, la ferm

eture des centrales Ă  charbon françaises n’influe pas en rĂ©alitĂ© sur les 

Ă©missions importĂ©es, contrairement Ă  ce que notre mĂ©thode laisse supposer en agissant sur le 
chiffre global. Cependant, cela aura tendance Ă  surestimer la dĂ©carbonation (l’électricitĂ© importĂ©e 
Ă©tant  plus  carbonnĂ©e  en  moyenne  que  celle  produite  sur  le  territoire),  on  est  donc  ici  encore 
conservateur pour l’exercice donc cela convient. 



 

De  mĂȘme,  nous  avons  surestimĂ©  la  partie  charbon  de  certains  FE  dont  l’usage  se  passe  en 
gĂ©nĂ©ral pendant une production de base et donc peu carbonĂ©e, sans charbon dans le mix, alors 
que nous l’avons retirĂ© Ă  proportion des Bilans Ă©lectriques (limite conservatrice). 



 

Il est discutable d'exclure la partie Amont pour n'avoir que les Ă©missions territoriales, car la partie 
Amont  comprend  par  exemple  les  amortissements  des  installations,  qui  sont  territoriales,  ou 
encore l’amont de la biomasse. Nous avons fait ce choix car tout Ă©tait mĂ©langĂ© dans un seul 
chiffre que nous ne pouvions dĂ©tailler rĂ©trospectivement, et qui Ă©tait moins consĂ©quent que la 
partie Combustion donc plus nĂ©gligeable. 



 

L'Ademe  n'a  pas  encore  de  FE  pour  l'annĂ©e  2019,  nous  avons  donc  pris  les  FE  de  2018  par 
dĂ©faut pour cette annĂ©e, en leur retranchant les Ă©missions issues du Bilan Ă©lectrique de 2019. 



 

En  2019,  il  y  a  eu  peu  de  charbon  consommĂ©,  donc  on  peut  s'interroger  sur  la  lĂ©gitimitĂ©  de 
moyenner sur les cinq derniĂšres annĂ©es si cette baisse de consommation enclenchait dĂ©jĂ  une 
sortie  du  charbon  ;  cependant,  il  est  conservateur  de  considĂ©rer  que  l'annĂ©e  2019  Ă©tait  une 
exception, non un enclenchement de sortie complĂšte du charbon. 



 

Nous avons remplacĂ© toute la production Ă  partir de charbon par une production biomasse, ce 
qui ne sera certainement pas le cas, mais est cependant proche d’une production dĂ©carbonĂ©e 
nuclĂ©aire ou ENR, pour laquelle on aurait obtenu des rĂ©sultats analogues en ordres de grandeur 
(la baisse, aurait Ă©tĂ© moins consĂ©quente en remplaçant par du gaz, si on considĂšre par exemple 
que la centrale de Landivisiau prendra en partie le relai, mais ici encore on est de cette maniĂšre 
conservateur). 

 

 

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     22 

ANNEXE 

: Calculs relatifs Ă  l’augmentation de la 

surface agricole pour combler les besoins en 

carburants liquides et gazeux 

Une  seconde  option  est  d’augmenter  la  disponibilitĂ©  en  carburants  liquides  et/ou  gazeux  par  une 

exploitation plus grande des terres agricoles. 

Concernant  les  carburants  gazeux,  le  secteur  de  l’agriculture  peut  en  effet  augmenter  la  part  de 

ressources lignocellulosiques qui peut ĂȘtre mise dans les digesteurs, afin de passer d’une production de 
3,3 Mtep, qui est une hypothĂšse prudente, Ă  une production de 6 Mtep de biogaz voire davantage.  



 

Les contreparties de ce dĂ©veloppement technologique impliquent de construire et d’alimenter une 
grande  quantitĂ©  de  mĂ©thaniseurs,  ce  qui  peut  pos

er  des  questions  d’acceptabilitĂ©  sociale, 

d’organisation, et d’arbitrage quant aux diffĂ©rents usages de la biomasse (matĂ©riaux, retour aux 
sols, alimentation animale, Ă©nergie
). Il faudrait entre 8 700 et 14 000 unitĂ©s

34

 de mĂ©thanisation, 

de capacitĂ© de production annuelle comprise entre 5 000 Ă  8 000 MWhe/an pour produire ces 6 
Mtep de biogaz

35



 

Ces 6 Mtep de biogaz permettent de rĂ©pondre Ă  30 % des besoins totaux de carburants gazeux.  

unitĂ© = Mtep/an 

Combustibles 

liquides 

Combustibles 

gazeux 

Total 

Besoins totaux 
d'Ă©nergie finale 

11,7 

15,2 

26,9 

Pour production 
d'Ă©lectricitĂ© 

1,3 

4,5 

5,8 

Ressources apportĂ©es 
par les secteurs 
agri/forĂȘt 

1,6 

7,6 

Reste Ă  dĂ©carboner 

11,4 

13,7 

25,1 

 

Concernant une production supplĂ©mentaire de carburants liquides par l’agriculture, la seule solution 

qui serait envisageable, pour en estimer les contreparties, est d’allouer plus de terres Ă  la production 
d’énergie au dĂ©triment des cultures dĂ©diĂ©es Ă  l’alimentation animale, aux exportations, au dĂ©triment des 
forĂȘts, ou en dĂ©sarti

ficialisant des terres aujourd’hui artificialisĂ©es. 

Nous nous basons sur les hypothĂšses suivantes pour estimer la surface nĂ©cessaire si l’on voulait que 

l’agriculture produise 11,4 Mtep de biocarburants

36

 (ces calculs ont Ă©tĂ© effectuĂ©s en collaboration avec 

le secteur de l’agriculture) :  



 

La mĂ©thode bĂ©nĂ©ficiant de meilleurs rendements Ă©nergĂ©tiques en France est probablement la 
culture  du  colza,  accompagnĂ©e  de  cultures  intermĂ©diaires  associĂ©es  (couvert  vĂ©gĂ©tal  avant 
implantation de la prochaine culture).  



 

Le 

rendement d’un hectare de colza bio est entre 1,5 et 2,5 t de grains, qui contiennent 45% 

d’huile.  



 

Les filiĂšres industrielles de biodiesel

37

 

permettent d’obtenir une production d’huile raffinĂ©e de 0,8 

tonnes Ă  partir de ces grains, soit un contenu Ă©nergĂ©tique de 0,8 tep (densitĂ© Ă©nergĂ©tique proche 
du gazole). 

                                                   

34

 

En ordre de grandeur, c’est Ă©quivalent au nombre de stations-services en France. 

35

 https://www.cairn.info/revue-sciences-eaux-et-territoires-2013-3-page-72.htm?contenu=article 

36

 Une totale dĂ©carbonatio

n d’une telle quantitĂ© de produits pĂ©troliers et de gaz fossile par des biocarburants et du biogaz n’est pas 

envisagĂ©e, ces hypothĂšses sont formulĂ©es Ă  titre d’exemple pour se reprĂ©senter ce que cela signifierait concrĂštement. 

37

 Une mĂ©thode de trituration 

Ă  la ferme est Ă©galement possible, mais la production d’huile serait alors de 0,6 t. 

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Document de travail 

– Ă‰tat d’avancement du PTEF

 

 

     23 



 

Un  hectare  produit  donc  0,8  tep  de  carburants  liquide  (biodiesel  de  raffinerie),  en  ordre  de 
grandeur.  



 

Afin d’obtenir ces 11,4 Mtep de biocarburants, l’occupation d’espace serait donc d’environ 14 
mil

lions d’hectares, soit environ 50 % des surfaces agricoles utiles françaises, actuellement

38

 et 

Ă   l’état  final

39

.  Ceci  sans  considĂ©rer  les  nĂ©cessaires  rotations  culturales  qui  augmenteraient 

encore davantage les surfaces nĂ©cessaires.  



 

Cela correspondrait Ă  26 

% de l’espace mĂ©tropolitain qu’il faudrait donc transformer en surfaces 

agricoles supplĂ©mentaires

40

, ce qui permettrait de se nourrir et disposer d’assez de carburants 

liquides.  

À  cela  s'ajoute  la  production  de  biogaz,  associĂ©e  aux  rĂ©sidus  de  culture  de  colza  et  aux  cultures 

intermĂ©diaires. Si on prend une hypothĂšse prudente d'une rĂ©colte de 2 t de matiĂšre sĂšche par hectare

41

on peut espĂ©rer en tirer 0,4 tep

42

.  



 

Soit, sur les 14 millions d’hectares de colza hypothĂ©tiquement cultivĂ©s, une production de 5,7 
Mtep de biogaz (induisant encore quelques milliers de mĂ©thaniseurs supplĂ©mentaires) 



 

Cette production supplĂ©mentaire de biogaz ne permettrait pas de combler le besoin de 13,7 Mtep 
en combustibles gazeux. 

Voici le bilan tel qu’il serait avec ces 14 Mha de colza supplĂ©mentaires : 

unitĂ© = Mtep/an 

Combustibles 

liquides 

Combustible

s gazeux 

Total 

Besoins totaux d'Ă©nergie 
finale 

11,7 

15,2 

26,9 

Pour production 
d'Ă©lectricitĂ© 

1,3 

4,5 

5,8 

Ressources apportĂ©es par 
les secteurs agri/forĂȘt 

13,0 

11,7 

24,7 

Reste Ă  dĂ©carboner 

0,0 

8,0 

8,0 

 

Enfin, si l’on importait tout ou partie du biogaz et des biocarburants, ce serait autant de terres arables 

prises au dĂ©triment de l’alimentation ou des usages Ă©nergĂ©tiques d’autres populations, sans parler de 
l’usage des ressources en eau.  



 

C’est  autant  de  terres  qui  ne  seraient  pas  allouĂ©s  Ă   la  production  alimentaire,  humaine  ou 
animale.  



 

Dans un contexte de dĂ©rĂšglement climatique et de potentielles diminutions des rendements de 
l’agriculture, privilĂ©gier l’énergie Ă  l’alimentation humaine est donc un choix tout Ă  fait discutable.  



 

D’autant plus qu’importer de telles quantitĂ©s de biogaz et de biocarburants crĂ©erait une nouvelle 
dĂ©pendance extĂ©rieure aux carburants liquides (cette fois d’origine agricole). 

Seule, la production Ă©nergĂ©tique des secteurs agriculture et forĂȘt ne saurait donc satisfaire les besoins 

de carburants liquides et gazeux de la France mĂ©tropolitaine tels qu’envisagĂ©s dans le cadre actuel du 
PTEF. 

                                                   

38

 https://fr.wikipedia.org/wiki/Surface_agricole_utilis%C3%A9e#En_France 

39

 L

e secteur agriculture a Ă©mis l’hypothĂšse d’une surface arable constante 

40

    Ces  surfaces  seraient  en  effet  "supplĂ©mentaires"  et  non  "incluses"  dans  les  surfaces  actuellement  prĂ©vues  par  le  secteur  de 

l’agriculture, qui a affectĂ© les surfaces actuelles Ă  des besoins plus prioritaires. 

41

 Afterres prĂ©voit sur un ha de blĂ© typique de son scĂ©nario, une production de 8,8 t de matiĂšre sĂšche. Cela serait moins pour du colza 

- car moins de paille - et une partie de la matiĂšre est laissĂ©e au champ pour la fertilitĂ© des sols. 

42

 Avec un rendement de mĂ©thanisation de 0,2 tep par tonne de matiĂšre sĂšche 

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     24 

 

ANNEXE : Calculs relatifs Ă  la production 
d’hydrogĂšne par Ă©lectrolyse pour combler les besoins 
en carburants liquides et gazeux 

Nous explorons maintenant certaines consĂ©quences de rĂ©pondre aux besoins en carburants liquides 

et gazeux par de l’hydrogĂšne par Ă©lectrolyse uniquement : consommation supplĂ©mentaire d’électricitĂ©, 
infrastructures nĂ©cessaires, investissements Ă  mobiliser. 

Le rendement de l’électrolyse 

Nous nous basons sur les Ă©lĂ©ments suivants concernant l’électrolyse : 



 

La consommation Ă©lectrique des Ă©lectrolyseurs industriels (auxiliaires compris) est en gĂ©nĂ©ral de 
4 Ă  5 

kWh/Nm3 d’hydrogĂšne produit

43

.  



 

L’hydrogĂšne  contient  3kWh PCI/Nm3,  donc le  rendement  de  l’électrolyse  est  de  60% Ă   75%. 
Nous retenons une valeur de 70% pour la suite de nos raisonnements en ordre de grandeur

44

.   

Nous considĂ©rons premiĂšrement les secteurs consommateurs de carburants liquides et gazeux hors 

transport, avant de traiter les transports. 

Secteurs industriels et rĂ©sidentiels 

Pour  Ă©tablir  les  ordres  de  grandeurs,  nous  supposons  que  le  reste  Ă   dĂ©carboner  gazeux  pour  le 

rĂ©sidentiel et l’industrie sont Ă  des fins de chaleur et, de maniĂšre trĂšs simplificatrice, que les rendements 
des procĂ©dĂ©s sont les mĂȘmes au gaz ou Ă  l’hydrogĂšne. Ce qui nous permet de poser qu’un besoin d’1 
Mtep PCI gaz dans l’industrie ou le bĂątiment peut ĂȘtre remplacĂ© par 1 Mtep PCI H2

45

Si l’on se base sur une production de biogaz par l’agriculture de 6 Mtep, il resterait 17,2 Mtep de 

carburants liquides ou gazeux Ă  produire pour les secteurs de l’industrie, du rĂ©sidentiel et du tertiaire, 
ainsi que pour produire l’électricitĂ©

46

 (transports exclus).  

Il faudrait donc 24,5 Mtep, soit 285 TWh d’électricitĂ© pour produire 17,2 Mtep d’hydrogĂšne. 

Secteur des transports 

ConsidĂ©rons maintenant les 7,9 Mtep de carburants liquides Ă  produire pour les transports. 



 

Un moteur diesel a un rendemen

t maximal d’environ 42%, et un moteur essence d’environ 36%

47

.  



 

En conditions de conduite rĂ©elles (non optimales), ce rendement est d’environ 17%

48

 pour les 

vĂ©hicules particuliers

49

 (et nous gardons cette hypothĂšse pour les bus urbains), on considĂšre un 

rendement de 35% pour les PL et autocars

50

, dont le point de fonctionnement est plus proche de 

l’optimal.  



 

Donc 1kWh PCI de diesel fournit respectivement 0,17 kWh et 0,35 kWh d’énergie mĂ©canique aux 
vĂ©hicules. 

                                                   

43

 

http://www.afhypac.org/documents/tout-savoir/Fiche%203.2.1%20-

%20Electrolyse%20de%20l%27eau%20revjanv2017%20ThA.pdf 

44

 http://www.afhypac.org/documents/tout-savoir/fiche_1.2_donnees_physicochimiques_rev.mars_2013.pdf  

45

 

Cette hypothĂšse serait Ă  vĂ©rifier en fonction de procĂ©dĂ©s. Elle fait d’autre part l’impasse sur les difficultĂ©s Ă  transporter l’hydrogĂšne, 

qui doit ĂȘtre produit localement. 

46

 

Ce chiffre comprend des pertes de l’ordre de 0,2Mtep 

47

 https://www.ifpenergiesnouvelles.fr/enjeux-et-prospective/decryptages/transports/les-vehicules-essence-et-diesel 

48

 https://www.ifpenergiesnouvelles.fr/enjeux-et-prospective/decryptages/transports/les-vehicules-essence-et-diesel 

49

 Using Natural Gas for Vehicles: Comparing Three Technologies (https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/64267.pdf) 

50

 

En se basant sur des dires d’expert, hypothĂšse Ă  consolider. 

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Document de travail 

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     25 



 

CĂŽtĂ©  hydrogĂšne,  le  rendement  dans  le  vĂ©hicule  (PAC  + 

moteur  Ă©lectrique)  est  d’environ 

50%*90% = 45 

%. Mais le rendement de l’électrolyse, pour crĂ©er l’hydrogĂšne en amont Ă  partir 

d’électricitĂ©, est de 70 % environ, comme dĂ©crit ci-dessus.  



 

Donc la chaĂźne Ă©nergĂ©tique Â« 

Ă©lectricitĂ© â†’ hydrogĂšne â†’ Ă©lectricitĂ© â†’ Ă©nergie mĂ©canique Â» a un 

rendement  de  32  %  environ,  soit  un  rendement  1,85  fois  plus  Ă©levĂ©  que  le  diesel  pour  les 
vĂ©hicules particuliers, et sensiblement identique Ă  celui du diesel pour les PL.  



 

Il faut donc 7,3 Mtep, ou 85 TWh d’électricitĂ© pour remplacer les 7,9 Mtep de carburants liquides 
et gazeux pour les mobilitĂ©s. 

Bilan 



 

Pour combler les besoins en gaz et carburants liquides, c’est donc un total de 32 Mtep, ou 370 
TWh d’électricitĂ©, qu’il faudrait produire pour le convertir en hydrogĂšne.  



 

C’est plus de 65 % de consommation d’électricitĂ© supplĂ©mentaires par rapport au total des 47,2 
Mtep d’électricitĂ© prĂ©vues en fin de transition. 

On estime qu’il faut environ 170 unitĂ©s pour produire 1 TWh PCI par annĂ©e

51

. Au total, il faudrait plus 

de 40 000 unitĂ©s po

ur produire les 260 TWh d’hydrogĂšne nĂ©cessaire, chaque annĂ©e. 



 

Aujourd’hui, un Ă©lectrolyseur de 1 MW PCS revient Ă  environ 1 million d’euros l’unitĂ©. Pour son 
utilisation dans la mobilitĂ©, le coĂ»t moyen d’une station-service hydrogĂšne, sans l’électrolyseur, 
est de l’ordre de 1,5 million d’euros

52

. A de tels coĂ»ts, un systĂšme hydrogĂšne complet qui servirait 

Ă   complĂ©ter  les  besoins  en  carburants  liquides  et  gazeux  dans  le  PTEF,  mobiliserait  plus  de 
60 

G€ d’investissement initial

53



 

L’hydrogĂšne se transporte mal, il convient que son lieu de production et son lieu consommation 
soient proches. 



 

Par ailleurs, la demande constante en Ă©lectricitĂ© pour l’électrolyse de l’eau pourrait faciliter dans 
une certaine mesure l’équilibrage offre-demande du systĂšme Ă©lectrique

54



 

Un systĂšme hydrogĂšne appliquĂ© aux mobili

tĂ©s prĂ©sente l’avantage de pouvoir dĂ©velopper des 

vĂ©hicules  hybrides  hydrogĂšne/Ă©lectricitĂ©,  tels  les  camions  Ă©quipĂ©s  de  pantographes,  pouvant 
circuler sur les autoroutes Ă©lectrifiĂ©es par catĂ©naires. 



 

Enfin, les piles Ă  hydrogĂšne contiennent actuellement du  platine, dont la ressource est rare et 
limitĂ©e,  mais  qui  peut,  dans  une  certaine  mesure,  ĂȘtre  recyclĂ©.  La  raretĂ©  de  ce  mĂ©tal,  les 
concurrences internationales pour son obtention serait alors un nouveau paramĂštre Ă  considĂ©rer.  

 

 

                                                   

51

 En imaginant des un

itĂ©s d’électrolyse de 1MW PCS de H2 produit fonctionnant 7000h/an, MĂ©mento de l'HydrogĂšne FICHE 3.2.1 

AFHYPAC 

52

p.62 http://www.afhypac.org/documents/divers/GUIDE-STATION-HYDROGENE-WEB.pdf 

53

 Environ 44 

000 unitĂ©s d’électrolyse Ă  1 M€, et environ 10 000 stations-services Ă  1,5M€, sans compter la production d’électricitĂ© 

supplĂ©mentaire. 

54

 

En constituant une option d’effacement, et en Ă©tant une forme de stockage de l’électricitĂ©. Cependant, les coĂ»ts de production de 

l’H2 sont trĂšs dĂ©pendants du taux de charge de l’installation (son nombre d’heures de fonctionnement par annĂ©e), et d’autant plus Ă©levĂ©s 
que l’installation fonctionne peu. 

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Document de travail 

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     26 

ANNEXE : Calculs relatifs Ă  la production de mĂ©thane 

par P2G pour combler les besoins en carburants 

liquides et gazeux 

La pertinence d’un systĂšme Power-to-Gas (P2G) peut Ă©galement ĂȘtre Ă©tudiĂ©e.  

Le rendement du P2G 

La  chaĂźne  de  production  pour  passer  de  l’électricitĂ©  au  mĂ©thane  (filiĂšre  P2G)  est  composĂ©e  d’un 

Ă©lectrolyseur (comme pour la filiĂšre hydrogĂšne), d’un rĂ©acteur de mĂ©thanation connectĂ© Ă  une source de 
CO2  (pour  passer  de  l’hydrogĂšne  au  mĂ©thane).  Le  rendement  de  conversion  de  l’électricitĂ©  vers  le 
mĂ©thane est de 53%

55

Secteurs industriels et rĂ©sidentiels 

Pour estimer les ordres de grandeur, on suppose pour l’instant que le rendement (rapportĂ© au kWh 

PCI) des procĂ©dĂ©s dans l’industrie, des systĂšmes de chauffage et dans la production d’électricitĂ© sont 
les mĂȘmes avec des carburan

ts liquides qu’avec du gaz.  



 

Afin de produire 17,2 Mtep de mĂ©thane, il faut 32 

Mtep d’électricitĂ©. 

Secteur des transports 

Concernant  les  transports,  les  besoins  de  carburants  liquides  et  gazeux  s’élĂšvent  Ă   7,9  Mtep.  Le 

rendement d’un moteur Ă  gaz est de 16 % pour une voiture, pour les PL, le rendement du moteur est de 
l’ordre de 30%, ce qui donne un rendement relatif au moteur diesel de 50% et 45% respectivement. 



 

Il faudrait 17 Mtep d’électricitĂ© pour ĂȘtre Ă©quivalent Ă  ces 7,9 Mtep de carburants liquides 

Bilan 

C’est au total 49 Mtep, soit 575 TWh, d’électricitĂ© qui seraient nĂ©cessaires pour rĂ©pondre aux besoins 

de  carburants  liquides  et  gazeux  par  un  systĂšme  P2G.  Ainsi,  dĂ©velopper  un  systĂšme  P2G  de  cette 
ampleur reprĂ©sente un doublement de la production d’électricitĂ© finale aprĂšs transformation.

 



 

L’un des avantages du recours Ă  la mĂ©thanation pour les besoins de carburants gazeux est qu’il 
peut ĂȘtre transportĂ© par les rĂ©seaux de gaz existants. 



 

Le mĂ©thane issu de la mĂ©thanation peut ĂȘtre utilisĂ© en mobilitĂ©, m

ais prĂ©sente l’inconvĂ©nient de 

difficilement s’hybrider avec d’autres vecteurs Ă©nergĂ©tiques. 

Il  serait  intĂ©ressant  d’estimer  ici  les  investissements  nĂ©cessaires  au  dĂ©ploiement  national  d’un 

systĂšme P2G.

 

 

 

 

                                                   

55

 

Etude portant sur l’hydrogĂšne et la mĂ©thanation comme procĂ©dĂ© de valorisation de l’électricitĂ© excĂ©dentaire