Vision globale_V0 

– Secteur « amont » : Énergie 

The Shift Project 

– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     1 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Chère lectrice, cher lecteur, 

Cette fiche est un document de travail.

 

Elle fait partie de l’

État d’avancement du

 

Plan de transformation de l'économie française (PTEF)

 du think tank 

The Shift Project

. 

C’est  le  premier  jalon du  travail  annoncé  le  6  mai 2020,  qui  a  pu être  initié  grâce  au 
succès de sa campagne de financement 

participatif

 

– merci aux plus de 3700 donateurs ! 

Cette  fiche  traite  d’un  sujet  parmi  une  vingtaine

,  qui  sont  intriqués  les  uns  aux 

autres et donnent ensemble une vision globale

, systémique de l’économie française. Les 

autres  fiches  sont  disponibles  sur  le  site  internet*  du 

Shift  Project.

  Nous  y  décrivons 

l’économie telle qu’elle pourrait être après une transformation visant à la décarboner et 
la rendre plus résiliente (à un choc pétrolier, au changement climatique...), secteur par 
secteur et selon des thém

atiques transversales (l’emploi, l’énergie, les matériaux…).  

Cette 

Vision globale

 

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

de l’économie après transformation – reste à parfaire, à compléter et à débattre

. 

D’une part,  la 

Vision  globale_V0

  devra  être  consolidée  en  une  vraie 

V1

. D’autre part, 

pour  devenir  «  le  Plan  »,  elle  devra  être  complétée  par  des  propositions  de  mesures 
opérationnelles.  Ces  mesures  devront  permettre  d’amorcer  une  trajectoire  de 
transformation  pour  décarboner  nos  activités  au  bon  rythme,  et  rendre  la  société 
résiliente  aux  chocs.  Construire,  secteur  par  secteur,  ces  propositions,  par  une 
mobilisation des acteurs concernés 

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

PTEF, qui débutera à l’automne 2020. 

Vos retours sur le travail déjà accompli sont les bienvenus. 

En vue de publier fin 

septembre  2020  une  version  consolidée  de  ce  travail  (la 

Vision  globale_V1

),  nous 

menons durant cet été 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 être sectorielle, 

transversale,  ou  porter  sur  la  valorisation  et  vulgarisation  du  travail.  Pour  les  plus 
motivé×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 élargie du PTEF 

 

*L’État  d’avancement  du  PTEF  comporte  une

  introduction

.  Il  est  segmenté  selon  quatre  logiques  : 

secteurs  «  usages  »  (

mobilité  quotidienne

,

  mobilité  longue  distance

,

  logement

,

  usages  numériques

)  ; 

secteurs « services » (

santé

,

 culture

,

 défense et sécurité intérieure

,

 enseignement supérieur et recherche

,

 

administration publique

) ; secteurs « amont » (

agriculture-alimentation

,

 forêt-bois

,

 énergie

,

 fret

,

 matériaux 

et industrie dont ciment-chimie-batteries

,

 industrie automobile

) ; chantiers transversaux (

emploi

,

 finance

,

 

résilience et impacts

,

 villes et territoires

).

 

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Le secteur de l’Énergie dans le PTEF 

Périmètre 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 cohérence macro-énergétique 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  à  la  pompe,  des  équipements  de 
production électriqu

e à la distribution de l’électricité, etc.  



 

Le  chantier  de  cohérence  macro-énergétique  consiste  à  rassembler  les  consommations  par 
vecteur énergétique de chaque secteur consommateur, les agréger et vérifier que la production 
du secteur de l’énergie peut subvenir à tous les besoins. Concernant le périmètre, cette étude se 
concentre sur la France métropolitaine, avec une approche territoriale (et non empreinte). 



 

Le secteur de l’énergie dépend notamment du secteur de l’industrie lourde, manufacturière et 
recyc

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

forêt  pour  les  productions  d’énergie  biosourcées,  le  fret  pour  le  transport  de  certains 
combustibles, et irrigue tous les secteurs 

: l’énergie sous-tend toute la société pour lui permettre 

son bon fonctionnement. Le secteur de l’énergie alimente tous les autres en diverses sources 
d’énergie servant différents usages, parties intégrantes de nos modes de vie. 

Organisation pour le PTEF de ce secteur, interactions avec les autres équipes : 



 

Pour  évaluer  les  consommations  énergétiques  à  prévoir,  l’équipe  du  secteur  de  l’énergie  a 
entretenu  des  interactions  régulières  avec  les  secteurs  les  plus  consommateurs,  notamment 
l’industrie  LMR,  l’industrie  automobile,  les  secteurs  du  bâtiment,  la  mobilité  quotidienne,  la 
mobilité longue distance, le fret, l’agriculture et la forêt, et le secteur de l’énergie lui-même ; ce 
qui exclut les secteurs moins dimensionnants ou étant déjà pris en compte par d’autres secteurs : 
par exemple, 

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

bâtiment. 



 

Ces interactions servaient à s’assurer que toutes les consommations d’énergie des secteurs, au 
pic  de  transformation  et  en  régime  établi  en  fin  de  transition,  coïncident  avec  une  production 
énergétique  réaliste.  Le  pic  de  transformation  correspond  au  moment  où  les  secteurs 
consommeraient le plus d’énergie pour se transformer, en prenant l’hypothèse conservatrice de 
pics sectoriels simultanés, qui correspond donc a

u cas le plus défavorable. Il a pour but d’évaluer 

"l’effort de la transformation". Le régime établi en fin de transformation correspond quant à lui à 
un moment où la transformation serait achevée et les renouvellements des infrastructures, des 
biens, ou les consommations des différents usages, se feraient à un rythme constant. Le chantier 
de  cohérence  macro-

énergétique  doit  ainsi  permettre  de  vérifier  l’adéquation  des  besoins 

énergétiques de ces secteurs avec les capacités de production énergétique, qu’ils contribuent à 
dimensionner.  Cette  vérification  de  cohérence  est  fondamentale  pour  justifier  d’un  système 
énergétique  réaliste,  dont  les  productions  projetées  par  vecteur  sont  en  adéquation  avec  les 
potentiels prévus par le plan. Nous n’avons pour le moment pas encore effectué cette vérification 
pour le pic de transformation.  



 

L’étude de cette cohérence macro-énergétique a été réalisée en relation étroite avec le secteur 
de  l’industrie  LMR,  qui  s’occupe  du  chantier  de  cohérence  matériaux.  De  manière  similaire, 
l’équipe était chargée d’estimer les besoins en matériaux nécessaires à chaque secteur dans le 
cadre de leur transformation, puis pour leur fonctionnement en régime établi. D’un point de vue 
pratique, cela a consisté en l’analyse des principaux axes de transformation de chaque secteur 
afin d’en retirer les périmètres les plus dimensionnants pour les secteurs de l’industrie LMR côté 
matière, et de l’énergie côté énergie. Par exemple, si la mobilité quotidienne décide de parier sur 
le développement de véhicules automobiles électriques de petit gabarit pour les déplacements 
citadins,  il  s’agit  alors  de  déterminer  combien  d’électricité  ce  nouvel  usage  nécessite.  Cela 
entraîne  également  des  questions  d’urbanisme  et  de  gestion  du  territoire  quant  aux 
emplacements  de  bornes  de  recharges.  Suite  à  des  entretiens  de  cadrage  avec  chacun  des 
secteurs concernés et de mise en cohérence intersectorielle, nous avons rassemblés les bilans 
énergétiques que prévoyaient ces derniers afin de construire un bilan énergétique global. 

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     3 



 

L’équipe énergie a également été en relation étroite avec le secteur de l’agriculture et de la forêt 
pour  prendre  en  compte  l’estimation  des  productions  énergétiques  biosourcées  que  celui-ci 
prévoit  de  produire  :  biogaz,  agrocarburants  de  divers  types,  bois-énergie.  Ces  cultures 
énergétiques peuvent entrer en compétition avec l’alimentation humaine et animale, avec le bois 
d’œuvre et d’industrie, produire des conflits d’usage des sols, de ressources en eau. Le secteur 
de  l’agriculture  a  donné  la  priorité  aux  besoins  alimentaires.  La  biomasse  valorisée 
énergétiquement rassemble différents co-

produits de l’alimentation côté agriculture, et des autres 

usages du bois côté forêt. Les productions énergétiques ont ensuite été allouées en priorité au 
secteur d

e l’agriculture lui-même, pour assurer son autosuffisance et sa résilience, et la quantité 

restante  constituait  alors  une  ressource  (limitée)  pour  la  consommation  globale  des  autres 
secteurs, à répartir entre eux. 



 

En  plus  de  sa  contribution  au  bilan  énergé

tique,  l’industrie  LMR  a  également  fait  l’objet 

d’interactions  spécifiques  avec  l’équipe  énergie  afin  d’estimer  ce  que  représente  le 
renouvellement ou le déploiement d’un système énergétique, en termes de besoins énergétiques 
et  matériels.  Cela  consiste  à 

évaluer  les  flux  de  matières  et  d’énergie  nécessaires  à  ce 

renouvellement ou déploiement, dans le cadre du chantier de cohérence matériaux. En effet, les 
infrastructures  et  équipements  énergétiques  ont  une  durée  de  vie  longue,  requièrent  des 
investissements  énergétiques  et  matériels  potentiellement  importants,  et  doivent  donc  être 
planifiés  en  connaissance  de  ces  éléments.  À  ce  stade  du  projet,  l’estimation  des  flux 
énergétiques nécessaires à la transformation du système énergétique n’a pas été réalisée. Pour 
ce qui est des flux de matières, le travail a été entamé pour chiffrer les besoins en quatre types 
de matières (béton, acier et fer, aluminium, cuivre) que nécessiteraient différentes évolutions du 
mix. Ce chiffrage est à trouver dans la partie du secte

ur de l’industrie LMR.  



 

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

ainsi qu’avec le chantier Résilience-Impacts-Macroéconomie. 

 

 

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     4 

 

Notre point de départ 

1-  Description du secteur actuellement 

Flux d’énergie : 



 

Le  diagramme  de  Sankey  ci-

dessous  représente  les  flux  d’énergie  (approvisionnement, 

transformation, consommation, y compris pertes) pour la France entière, en 2018, de l’énergie 
primaire (énergie disponible dans la nature avant transformation) aux consommations en énergie 
finale (énergie après transformation, directement utilisable pour un besoin donné).

1

 

 

Chiffres clés de l’énergie - édition 2019 - Bilan énergétique de la France entière (y compris DOM), année 2018 

La consommation finale indique la décomposition entre consommation énergétique (celle qui nous intéresse) 

et consommation non-énergétique entre parenthèse.

2

 



 

La  société  française  est  fortement  dépendante  des  énergies  fossiles  (pétrole,  gaz  naturel, 
charbon), qui représentent 57,4 %

3

 de la consommation énergétique finale totale. Ces énergies 

fossiles, en plus de voir leurs réserves s’épuiser et d’être principalement toutes importées, sont 
aussi fortement émissives de gaz à effet de serre lors de leur combustion, et donc responsables 
en grande partie du réchauffement climatique. 

                                                   

1

 Ces données sont exprimées en mégatonnes équival

ent pétrole (Mtep), une unité de mesure de la quantité d’énergie, soit un million 

de tonnes d’équivalent pétrole (tep). Une tep équivaut à la quantité d’énergie standardisée contenue dans une tonne de pétrole 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  émis  321,9  mégatonnes  de  CO2e  en  2016,  soit  70,3  %  du  total  des 
émissions de gaz à effet de serre en France, dont environ 45 Mt CO2e est imputable à l’industrie 
de l’énergie. Le mix électrique français est relativement décarboné, puisque pour produire 1 kWh 
d’électricité en 2015, il émettait près de 50 grammes de CO2, à comparer avec les 500 grammes 
de CO2 émis en Allemagne pour la même quantité d’électricité.

4

  



 

Le tableau ci-

dessous représente la répartition de l’énergie finale (cf. graphique précédent) dans 

les différents secteurs de l’économie pour la France entière : 

 

Charbon 

Produits   

pétroliers 

raffinés 

Gaz 

EnR 

Thermiques 

et déchets 

Electricité 

Chaleur 

vendue 

Total 

Industrie 

1,1 

2,4 

9,9 

1,8 

10,7 

1,5 

27,4 

Transports 

0 

39 

0,2 

3,4 

0,9 

0 

43,5 

Résidentiel 

0 

4,9 

11,4 

9,3 

13,8 

1,4 

40,8 

Tertiaire 

0 

3,1 

7,7 

0,9 

11,8 

0,9 

24,4 

Agriculture 

0 

3,2 

0,3 

0,2 

0,7 

0 

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’intensité d’usage d’un 

vecteur énergétique par chaque secteur. Par exemple, les produits pétroliers sont essentiellement consommés dans les transports.

5

 

Carburants liquides : 



 

Pour transformer le pétrole brut, principalement importé, en produits pétroliers, la France possède 
huit raffineries, dont sept en métropole, d’une capacité totale de 62.8 Mt

 

/an en 2017, avec 57.9 

Mt de pétrole traité cette même année.

 

Le pays compte sur une capacité de stockage de produits 

pétroliers 

d’environ 46 millions de m

3

, dont un peu plus de 60% pour les produits finis, répartie 

principalement entre raffineries (31%) cavernes (20%) et dépôts (47%). En prenant un ordre de 
grandeur de masse volumique des produits pétroliers

6

 de 0.8 t/m

3

, cela représente environ 37 

Mt, donc également environ 37 Mtep (par définition de l’unité tep). La moitié environ de cette 
capacité est située en Normandie et en PACA. La France a par ailleurs une obligation de stocks 
stratégiques correspondant à près d'un tiers de la consommation de l'année précédente (29,5%) 
ce qui donne un peu plus de trois mois de consommation au rythme habituel

7

.

 



 

17  ports  sont  concernés  par  le  trafic  pétrolier,  mais  trois  d’entre  eux  assurent  84  %  du  trafic 
national de pétrole brut et de produits pétroliers : Marseille (40 %), Le Havre (30 %) et Nantes-
Saint-Nazaire  (14  %),  et  le  raffinage  en  est  fortement  dépendant  :  quatre  raffineries  sont 
approvisionnées depuis le port de Marseille-Lavéra, et 3 raffineries depuis le port du Havre. 



 

Le  transport  massif  des  produits  pétroliers  se  fait  par  pipelines  (réseau  de  6000  km),  barges, 
trains, et marginalement par camions citerne, ces derniers servant surtout à l’approvisionnement 
des stations-service. Les pipelines transportent soit du pétrole brut, des d

épôts d’importation aux 

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



 

La distribution de carburants comprend un réseau de 11 200 stations-services en 2019, réparties 
entre réseaux 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 capacité d’approvisionnement d’un parc de véhicules environ 10 fois supérieure au parc 

roulant actuel. 

                                                   

4

 SDES, Chiffres clés 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’après SDES, données corrigées 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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     6 



 

En 2017, 3,3 Mtep de biocarburants ont été consommés, dont 20 % importés. La consommation 
de biodiesel s’est élevée à 85 % (soit 2,8 Mtep), pour 15 % de bioéthanol. 

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

 

Nucléaire : 



 

La France métropolitaine compte 56 réacteurs à eau sous pression (REP) en activité dans 18 
centrales nucléaires, pour une puissance totale de 61,4 GW (les deux réacteurs de la centrale 
de Fessenheim ayant été arrêtés 

en 2020). Un réacteur à eau pressurisée (EPR) d’une puissance 

nominale  de  1  650  MW  est  en  cours  de  construction  à  Flamanville  (sa  mise  en  service, 
initialement prévue pour 2012, est pour l’instant repoussée à 2023). Chaque année, environ 8 000 
tonnes  d’uranium  naturel  est  nécessaire  pour  fabriquer  le  combustible  qui  sera  utilisé  pour 
alimenter son parc. Cet uranium est importé 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-totalité de son gaz naturel : son principal fournisseur de gaz à haut 
pouvoir  calorifique,  ou  gaz  H  est  la  Norvège  (43%  du  total  des  entrées  en  2018),  suivi  de  la 
Russie (22%), l’Algérie (8 %), le Nigeria (7 %) et le Qatar (3 %). 

(Projet de ppe 2019).

 Le système 

d’interconnexions  et  de  terminaux méthaniers permet à  la France de  s’approvisionner  auprès 
d’autres fournisseurs de moindre importance et d’avoir accès à du gaz plus difficilement traçable, 
d’où proviennent la part résiduelle des importations. Il y a 37 420 km de réseau 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 aquifères et trois cavités salines) et quatre terminaux 
méthaniers. 



 

La totalité du gaz B, à bas pouvoir calorifique, provient des Pays-Bas, principalement du gisement 
de  Groningue.  Une  grande  partie  des  consommateurs  de  gaz  naturel  de  la  région  Hauts-de-
France est approvisionnée par ce gaz naturel à bas pouvoir calorifique via un réseau distinct. 



 

Fin  2019,  les  centrales  thermiques  au  gaz  cumulent  une  puissance  installée  de  12  190  MW 

(RTE)

. Ce sont ces centrales à gaz qui produisent la majorité de l’électricité d’origine thermique 

à combustible fossile. Il y a 14 centrales à cycle combiné gaz (CGG) en France métropolitaine 
(6 268 MW) et 7 turbines à combustion gaz (TAC) (703 MW), la puissance restante venant de 
cogénération 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

 

Vision globale_V0 

– Secteur « amont » : Énergie 

The Shift Project 

– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     7 

Charbon : 



 

Les  dernières  mines  de  charbon  ont  été  fermées  en  France  en  2004,  et  la  production  s’est 
définitivement arrêtée en 2014 avec la fin de la collecte de produits de récupération. Le charbon 
importé, 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 était d’un peu moins de 14 Mt, soit environ 8,7 Mtep

8

. La même année les 

stocks  de  charbon  s’élevaient  à  4,7  Mt,  entreposés  dans  les  ports  ou  les  principaux  sites 
consommateurs  :  centrales  électriques,  sites  sidérurgiques  (cokeries  et  hauts  fourneaux)  ou 
autres sites industriels. En 2020, la France comptait trois cokeries et quatre centrales à charbon, 
ces dernières étant destinées à fermer d’ici 2022 et la cokerie de Serémange-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

 

Hydroélectricité : 



 

Le potentiel hydroélectrique est largement exploité en France, avec plus de 2 400 installations, 
dont près de 90% sont des centrales au fil de l’eau, pour une capacité totale installée de 25,5 GW. 
Ces  capacités  de  productions  hydrauliques  sont  inégalement  réparties  sur  le  territoire 
métropolitain, avec les régions Auvergne Rhône-Alpes, Occitanie et Provence-Alpes-

Côte d’Azur 

regroupant à 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  décembre  2019,  le  parc  éolien  terrestre  français  comprend  1 

940  installations,  d’une 

puissance cumulée de 16,6 GW 

(données Stat MTES).

 Les régions Hauts-de-France et Grand-

Est présentent les parcs les plus importants, avec respectivement 4,5 GW et 3,6 GW de capacité 
éolienne installée 

(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  photovoltaïques  étaient  raccordées  au  réseau,  pour  une 
puissance  totale  de  9,4  GW 

(Statinfo).

  Les  régions  Nouvelle-Aquitaine,  Occitanie,  Auvergne-

Rhône-Alpes et Provence-Alpes-

Côte d’Azur regroupent 73% du parc solaire installé. 

(RTE)

 

 

1.

 

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

 

2.

 

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

 

Géothermie : 



 

L’utilisation  de  la  géothermie  haute  énergie  (plus  de  150°C)  pour  produire  de  l’électricité  est 
encore marginale en France, avec une installation industrielle à Soultz-sous-Forêts en Alsace. 
Ce pilote  d’expérimentation  scientifique  est  devenu  un  site  d’exploitation industrielle  en  2017, 
avec une puissance nominale de 1,5 MW. Il existe 79 installations de géothermie profonde (entre 
30 et 90°C) en France métropolitaine, principalement dans les bassins parisien et aquitain, pour 
une production thermique renouvelable cumulée 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 équivaut à 1,616 t de houille 

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

 

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– Secteur « amont » : Énergie 

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– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     8 

Bioénergies : 



 

Fin  décembre  2019,  le  parc  bioénergies  atteint  2,1  GW 

(RTE)

.  Les  usines  d’incinération  de 

déchets ménagers représentent 42,3 % du parc, suivi à 31,8 % par les capacités bois-énergie et 
autres combustibles solides, puis 23,5 % de biogaz et les déchets de papeterie à 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 

Réseau électrique : 



 

Le réseau de transport géré 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 aériennes 

(données RTE)

. Il achemine 

l’électricité sur les longues distances, des pôles de production aux pôles de consommation. 



 

Le  réseau de distribution,  géré par Enedis,  totalise  1  377  000 km  de lignes en  2019. 

(chiffres 

Enedis)

 Il fait la jonction entre le réseau de transport et la majorité 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 représentait 1,9 % de la valeur ajoutée en 2018 en France. Les deux plus 
importants sous-

secteurs en termes d’emplois concernent les industries pétrolière et nucléaire. 

En  2019,  l’Union  française  des  industries  pétrolières  évaluait  le  secteur  pétrolier  à  200  000 
emplois directs et indirects. La filière nucléaire constitue 6,7 % de l’emploi industriel français, soit 
environ 220 000 salariés, emplois directs et indirects. Le secteur de l’énergie représente donc un 
secteur riche en emplois. C’est pourquoi, une discussion a été initiée avec l’équipe en charge de 
l’axe transverse emploi, afin d’évaluer les évolutions des emplois du secteur énergétique pendant 
et après 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'énergie en France dépend des énergies fossiles à hauteur de 60 % environ, 
et  certains  secteurs  en  dépendent  à  plus  forte  proportion  (plus  de  90%  des  transports  sont 
alimentés par des énergies fossiles, environ 70% pour l'agriculture) 



 

La dépendance aux énergies fossiles, et les émissions de GES associées à leur consommation, 
est  problématique  et  soulève  aussi  des  questions  d’approvisionnement.  Sur  ce  point,  il  faut 
souligner deux choses : la France importe ces énergies fossiles, elle est donc dépendante des 
pays  fournisseurs  ;  le  risque  de  déclin  de  la  production  des  pays  fournisseurs  de  produits 
pétroliers  pourrait  s'avérer  dans  les  prochaines  années,  ce  qui  accentuerait  les  questions  de 
dépendance

9

. 



 

La France est également dépendante de pays fournisseurs pour l’approvisionnement en uranium, 
nécessaire  à  sa  production  d’électricité.  L’exploitant  EDF  possède  un  stock  d’Uranium  sur 
l’ensemble du cycle du combustible nucléaire permettant d’assurer le fonctionnement du parc 
pendant  plusieurs  années

10

,  à  comparer  aux  réserves  d’environ  trois  mois  d'importations 

journalières moyennes pour les produits pétroliers. 

                                                   

9

 

L’union Européenne risque de subir des contraintes fortes sur les approvisionnements pétroliers d’ici à 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 

Vision globale_V0 

– Secteur « amont » : Énergie 

The Shift Project 

– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     9 



 

Le  pays  dépend  aussi  d’importations  de  matériaux  pour  ses  technologies  de  production 
d’énergie.  Autrement  dit,  une  dépendance  existe  y  compris  pour  les  technologies  qui  ne 
consomment pas de carburant énergétique (les technologies PV et éoliennes 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 disponibilité de l’eau (refroidissement des centrales). 



 

Il doit enfin être planifié lon

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

possède une forte inertie (grandes infrastructures, réseaux, filières industrielles à structurer). 

 

Le chemin proposé par le PTEF 

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

prendre en compte les impacts de cette évolution sur le climat, la biodiversité, les usages de l’eau et des 
sols afin que ce secteur soit résilient aux changements climatiques, aux troubles dans d’autres pays, aux 
conséquences d’une décrue subie de la disponibilité du pétrole, à une potentielle future crise sanitaire, 
tout en garantissant la résilience des catégories sociales.  

Dans  un  monde  sous  contraintes  énergétiques,  les  capacités  d’investissement  sont  également 

contraintes.  C’est  pourquoi  le  chemin  que  l’on  souhaite  proposer  à  terme  ne  pariera  pas  sur  une 
modification en profondeur du réseau électrique pour privilégier une électricité peu intensive en CAPEX. 
Par  ailleurs,  ces  propositions  font  appel  à  des  technologies  matures,  sans  faire  le  pari  de  ruptures 
technologiques.  

Ces grandes évolutions ont été envisagées au regard de leur compatibilité avec celles des secteurs 

dépendants du secteur de l’énergie. Pour ainsi dire, cela revient à étudier la cohérence des transitions 
de chaque secteur avec celui de l’énergie, afin d’assurer le bouclage offre-demande. Cette étude doit 
inclure à terme les consommations d’énergie et de matériaux nécessaires au système énergétique pour 
sa propre transition. 



 

La façon la plus directe de décarboner nos usages consiste à les réduire directement ou à les 
organiser  différemment  pour  qu’ils  soient  plus  sobres  énergétiquement.  Chaque  secteur  a 
commencé par réduire ses usages ou à les réorganiser pour les rendre plus sobres.  



 

Des  prop

ositions  ont  ensuite  été  faites  de  remplacer  certaines  technologies  par  d’autres,  par 

exemple de substituer aux moteurs thermiques des moteurs électriques dans la mobilité, ou bien 
d’avoir recours à la chaleur renouvelable autant que possible pour le chauffage des bâtiments.  



 

Lorsqu’une telle substitution par évolution du mix technologique n’était pas envisageable, nous 
avons alors dû penser la décarbonation des vecteurs énergétiques finaux, en particuliers liquides 
et gazeux, et ceci en concertation avec le secteur agriculture et forêt qui fait partie de la solution 
(agrocarburants, biogaz). 

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

centralisé les demandes d’énergie, après transformation, par secteur et par  vecteur afin de comparer 
avec  les  capacités  de  production  énergétique.  Des  contraintes  sur  l’approvisionnement  énergétique 
effectif post-transformation ont vu le jour.  

Nous avons donc relevé les secteurs participant à la contrainte pour chaque vecteur énergétique, en 

fonction de leurs ordres de grandeur. Nous avons alors étudié les options d’arbitrage, en pesant pour 
chacun le pour et le contre, comme détaillé plus loin. Tout ceci en gardant à l’esprit que l’énergie utilisée 
par chacun des secteurs étudiés doit rester bas-carbone.  

Pour ce faire, les besoins énergétiques qui ne peuvent pas être satisfaits par le vecteur électrique 

après transformation, ont été exprimés et agrégés sous la forme de besoins en « carburants liquides » 
ou  en  «  carburants  gazeux  ».  Ces  besoins  pourraient  potentiellement  être  satisfaits  par  le  méthane, 
l’hydrogène, ou des carburants liquides. 

Dans un premier temps nous recensons les besoins énergétiques après transformation, avant d’établir 

le bilan des consommations finales de combustibles gazeux et liquides. Ce bilan étant déséquilibré en 
l’état, cela nous amène à réétudier les efforts déjà consentis par certains secteurs en termes de réduction 

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– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     10 

de  leur  consommation,  et  à  penser  des  leviers  supplémentaires  de  décarbonation  des  besoins  en 
carburants liquides et gazeux. 

Ainsi,  certains  choix  de  technologies  et  de  vecteurs  énergétiques  ne  sont  pas  encore  arrêtés,  et  il 

conviendra d’arbitrer dans la suite du projet, pour assurer le bouclage de cohérence macro-énergétique.  

1-  Recensement des besoins énergétiques 

a.  Mobilités et Fret 

Les  secteurs  du  fret  et  des  mobilités  sont  très  demandeurs  de  carburants  liquides,  dont  ils  sont 

aujourd’hui fortement dépendants. 

Certains  besoins  de  transport  peuvent  difficilement  être  assurés  par  l’électricité,  y  compris  après 

transformation par le PTEF. Concrètement, et de manière simplifiée, il s’agit du besoin de déplacer des 
masses importantes sur des distances importantes, et de manière diffuse sur le territoire. Dans ces cas, 
la source d’énergie doit être stockée dans le véhicule et la quantité stockée doit être grande. Ces besoins 
ne peuvent donc être satisfaits que par des vecteurs énergétiques suffisamment denses en énergie, que 
nous exprimons ici en « équivalent carburant liquide », mais qui pourraient 

être le méthane, l’hydrogène, 

ou des carburants liquides. 

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

Après la transformation de ces secteurs : 



 

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



 

L’électrification poussée des mobilités des personnes permettraient d’atteindre une utilisation du 
vecteur électrique de l’ordre de 3,6 Mtep. 

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



 

Le secteur du fret envisage une électrification totale des VUL, et une augmentation des tronçons 
électrifiés du transport ferroviaire, pour une consommation d’électricité de 1,7 Mtep. 



 

Le besoin en carburants liquides (type biod

iesel) s’établit à 4,5 Mtep. 

b.  Agriculture et forêt 

Les  carburants liquides  agricoles sont  affectés préférentiellement  à l’agriculture,  dans une logique 

d’autoconsommation de sa production et de résilience aux chocs du domaine de l’alimentation.  

Les excédents de biocarburants qui ne seraient pas consommés par le secteur agriculture pour les 

travaux  des  champs  et  le  secteur  forêt  peuvent  être  distribués  entre  les  secteurs  dont  les  usages 
l’exigent. Les autres équipements agricoles fonctionnant habituellement au fioul ou au gaz pourront être 
alimentés par des agrocarburants de seconde génération (coproduits des cultures alimentaires) ou par 
du  biogaz,  lui  aussi  affecté  prioritairement  aux  besoins  agricoles.  Enfin  les  équipements  électriques 
continueront de fonc

tionner via l’électricité spécifique.  



 

Le secteur agricole devrait produire 1 Mtep de biodiesel, 0,4 Mtep d’huile pure, et 0,2 Mtep de 
biocarburants liquides de deuxième génération (2G).  



 

Cependant, ce secteur prévoit de consommer 1 Mtep du biodiesel et de 

l’huile pure produits. 



 

Le secteur forêt consommerait la totalité 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  nécessitant  du  biogaz  pour  décarboner  leurs  vecteurs  liquides  et 
gazeux. 



 

Le secteur de la forêt, en plus de sa consommation en carburants liquides, va consommer 1,6 
Mtep de bois énergie sur 15 Mtep produits. 

 

 

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– Secteur « amont » : Énergie 

The Shift Project 

– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     11 

c.  Bâtiments résidentiels et tertiaires 

Les secteurs du bâtiment ont été distingués selon leurs usages, résidentiel ou tertiaire. 

Le résidentiel se compose des maisons individuelles et des logements collectifs. 



 

Dans le secteur résidentiel, le chauffage au fioul disparaît totalement au profit d’un chauffage par 
pompes à chaleur, ou par capteurs solaires thermiques. 



 

Le  chauffage  est  également  permis  par  réseaux  de  chaleur  urbain,  bois  énergie,  biogaz  et 
électricité. 



 

Le secteur résidentiel utilisera plus de 4 Mtep de bois énergie, dont une partie pour les réseaux 
de chaleur urbain, une diminution par rapport aux consommations globales de 2018. 



 

La quantité d’électricité dans le résidentiel va augmenter pour atteindre 12,5 Mtep. 

Nous  n’avons  pas  encore  d’hypothèses  consolidées  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 

mêmes évolutions relatives de consommations d’énergie que pour les secteurs du bâtiment résidentiel

11

. 

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

12

 que nous avons fait 

évoluer selon les mêmes taux d’évolution par vecteur que pour le résidentiel.  

d.  Industries 

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

encore abouti à un bilan énergétiq

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

énergétique suppose, en effet, de formuler des hypothèses de relocalisation des industries, de pouvoir 
étudier par branche les améliorations technico-organisationnelles à même de réduire les consommations 
et de substituer les vecteurs entre eux. Nous avons donc pris le parti, à ce stade du projet, d’adopter une 
démarche conservative pour l’évaluation des consommations du secteur de l’industrie. Nous les avons 
supposées constantes en consom

mation par personne par rapport à aujourd’hui

13

 : ainsi, la répartition 

relative entre vecteurs est la même en fin de transition, et les quantités ont augmenté à proportion de 
l’augmentation de la population telle que projetée par l’Insee. 

Cette  hypothèse  temporaire  traduit  deux  effets  antagonistes  qui  doivent  tirer  les  consommations  à 

prévoir  dans  deux  sens  contraires  :  les  diminuer  pour  ce  qui  est  de  la  diminution  globale  des 
consommations  de  biens,  les  réductions  de  consommations  énergétiques  par  branches  grâce  à  des 
améliorations organisationnelles et techniques, et les augmenter pour ce qui est des relocalisations dans 
certaines filières au niveau national ou européen (batteries électriques, recyclage). Bien sûr, ces effets 
s’accompagneraient également de substitutions entre vecteurs, non pris en compte pour le moment. 

En  considérant  l’augmentation  de  la  population,  et  une  consommation  stable  de  matériaux  par 

personne, sans aucun effort de sobriété,

 

les besoins d’énergie de l’industrie augmenteraient. 



 

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



 

Le besoin en carburants liquides (non affectés par type de carburant spécifique) passerait de 2,5 
à 2,8 Mtep, tandis que les carburants gazeux augmenteraient de 10 Mtep à 11 Mtep. 



 

Les consommations énergétiques issues des EnR thermiques et des déchets atteindrait 2,2 Mtep 
(dont 0,2 sous forme de biocarburants), contre 1,8 Mtep avant la transition. 



 

Enfin, 12 Mtep d’électricité seraient requis. 

                                                   

11

 Outre le fait que le bilan énergétique n'est pas spécifiquement établi, les limites sont que les parts relatives entre vecteu

r à l’état 

initial ne sont pas les mêmes dans le résidentiel et dans le tertiaire, et que les changements internes aux secteurs ne vont pas impliquer 
les  mêmes  transferts  entre  vecteurs.  Donc  prendre  les  mêmes  taux  est  une  approximation  que  l'on  fait  faute  de  mieux  à  ce  stade, 
notamment dans le but d’avoir un ordre de grandeur des besoins globaux résiduels en carburant gazeux et liquides après transformation. 
Un bilan énergétique devra être fait spécifiquement pour le tertiaire dans la suite du projet. 

12

 

Données  pour  l’année  2018 

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

tertiaire

 

13

 

Les mêmes motivations que pour le tertiaire sont à l’origine de cette approximation grossière (manque de visibilité à ce stade sur 

le bilan énergétique projeté pour l’industrie, calculs d’ordres de grandeur en sortie) et là également, le bilan énergétique reste à faire.

 

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– Secteur « amont » : Énergie 

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Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     12 

Ces  chiffres  sont  volontairement  conservateurs.  Par  exe

mple,  l’électrification  de  certains  usages, 

notamment pour l’acier, pourrait modifier cette répartition par vecteurs. 

e.  Bilan global après transformation 

Voici le bilan global obtenu sur la consommation d’énergie finale par les différents 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 périmètres. Cela représente une diminution de 35 

% de la consommation d’énergie finale. 

 

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

de  ses  transformations sur ses consommations  d’énergie  finale  pour  l’instant,  et  qu’on  considère  donc  de  manière  prudente  comme 
n’étant pas transformée ; le cas du tertiaire est également à considérer précautionneusement car calqué en première approximation pour 
le moment sur le résidentiel.).  

 

 

 

Unité = Mtep/an  

Charbon 

Combustibles 

liquides 

Combustibles 

gazeux 

Biomasse 

solide et 

déchets 

Élec. 

Chaleur 

Total 

Industrie 

1,2 

3,0 

10,7 

2,0 

11,8 

1,7 

30,4 

Résidentiel 

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 & Forêt 

0,0 

0,8 

1,0 

0,1 

0,5 

0,0 

2,4 

Secteur de 

l'énergie

  

 

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 système 

énergétique +  

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 présente les besoins de l’économie après transformation gazeux et liquides. Ces 

besoins regroupent la demande en énergie finale liquide et gazeuse des différents secteurs, les pertes 
gazeuses, ainsi que les besoins en gaz 

et fioul pour la production d’électricité

14

.  

unité = Mtep/an 

Combustibles 

liquides 

Combustibles 

gazeux 

Total 

Besoins totaux 

d'énergie finale 

11,7 

15,2 

26,9 

Pour production 

d'électricité 

1,3 

4,5 

5,8 

Ressources 

apportées par les 

secteurs agri/forêt 

1,6 

3,3 

4,9 

Reste à décarboner 

11,4 

16,4 

27,8 

 

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

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



 

 La 

production  de  biogaz  du  secteur  de  l’agriculture  permet  de  répondre  aux  besoins  de 

carburants gazeux à hauteur de 17 %. 

Avant  consommation  des  secteurs  agriculture  et  forêt,  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 répondre aux besoins de carburants 
liquides à hauteur de 12 % des besoins. 

3-  De nécessaires arbitrages sur les combustibles gazeux et liquides 

Les vecteurs énergétiques qui présentent des limitations importantes sont les combustibles gazeux et 

liquides. Les secteurs ont donc travaillé à réduire leur dépendance à ces combustibles, par exemple en 
électrifiant  leurs  usages.  Les  transports  représentent  la  majeure  partie  des  besoins  en  combustibles 
liquides  restants.  L’industrie  représente  quant  à  elle  la  majeure  partie  des  besoins  en  combustibles 
gazeux restants. 

Dans une première partie, nous analysons les efforts déjà « consentis » par le secteur des transports, 

pour  expliquer  d’où  émerge  son  besoin  «  incompressible  »  en  combustibles  liquides  ou  gazeux,  et 
éventuellement le reconsidérer.  

a.  Les transformations déjà envisagées  

Concernant les mobilités des personnes :  



 

Les  véhicules  personnels  seront  massivement  électrifiés,  la  part  restante  compte  sur  des 
carburants liquides ou des biocarburants. Cette part a été comptée à ce stade du projet comme 
une hypothèse « prudente » (quelles seraient les implications de ne pas réussir à électrifier tout 
le parc de voitures ?). Elle pourrait certainement être poussée plus loin. 

                                                   

14

 Nous supposons par ailleurs que la production de chaleur pour les réseaux de chaleur (1,2 Mtep, dont 60 % en bois énergie et le 

reste  en  déchets)  ne  requiert  pas  de  liquide  ou  gaz.  Afin  d’évaluer  les  besoins  en  gaz  et  fioul  pour  la  production  d’électricité,  nous 
supposons pour nos calculs que le mix électrique est similaire au mix actuel, la demande en électricité étant de 2 

% supérieure à l’actuelle 

après transformation. Les besoins en gaz à proportion constante par rapport à la demand

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

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

Vision globale_V0 

– Secteur « amont » : Énergie 

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Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     14 



 

Certains  autobus  pourront  être  électrifiés,  mais  selon  un  usage  plus  contraint  en  raison  de 
questions d’autonomie et de recharge.  



 

L’électrification devrait progresser pour les tronçons de trains régionaux fonctionnant encore au 
diesel. 



 

Pour ces tronçons diesel, de potentiels trains bi-modes électrique et hydrogène pourraient être 
envisagés. 



 

Des  alternatives  au  kérosène  pour  l’aviation  semblent  loin  d’émerger,  son  utilisation  apparaît 
inévitable même à long-

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

trop lourdes et volumineuses.  



 

A l’avenir, peut-être que des concepts d’avions adaptés à la contrainte du stockage d’hydrogène 
comprimé pourraient se développer, mais cela reste hypothétique.  



 

Enfin, concernant les mobilités quotidiennes, les modes déjà décarbonés, comme le métro, le 
tramway, les véhicules à assistance électrique, les deux roues électriques, les TER et RER, ainsi 
que les TGV, voient leurs parts modales augmenter largement.  



 

Les motos, quant à elles, verront leurs usages réduits aux passionnés. 

Les efforts d’ores et déjà consentis par le fret sont les suivants : 



 

Le fret va voir ses parts modales évoluer, notamment au profit du transport de marchandises par 
voies fluviales et par voies ferroviaires, plus efficaces énergétiquement parlant que le transport 
par camions. 



 

La motorisation des péniches pourrait évoluer vers l’électrique alimenté par pile hydrogène. Ces 
vecteurs  énergétiques  seront  accessibles  via  des  stations  implantées  le  long  des  berges.  Par 
ailleurs, une part de propulsion vélique

15

 

n’est pas exclue.  



 

Les véhicules utilitaires légers seront électrifiés de même que les poids-lourds pour des tournées 
de moyennes distances.  



 

Néanmoins  les  poids-lourds  de  longues  distances  ne  pourront  pas  connaître  ce  type 
d’électrification  pour  une  question  d’autonomie.  Ils  pourraient  être  propulsés  par  des  piles  à 
hydrogène ou bien des motorisations hybrides électriques par voie de caténaires et hydrogène.  

La question de l’opportunité d’un recours à l’hydrogène par électrolyse (afin de décarboner les besoins 

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



 

Le développement d’une infrastructure hydrogène porte des questions de faisabilité technique et 
financière, c’est pourquoi elle n’est pas envisagée pour alimenter les transports « diffus » (VUL 
et voitures).  



 

Si  les  péniches  de  transport  de  marchandises  et  les  poids-lourds  de  longues  distances  sont 
amenés à être alimentés à l’hydrogène, alors se pose la question du lieu l’implantation de ces 
bornes et de la finesse du maillage.  

Une  hybridation  de  certains  poids-

lourds  à  l’aide  d’un  système  de  caténaires  et  de  combustible 

hydrogène pourrait être envisagée.  



 

La pose de ces caténaires ne se ferait que sur les portions de route très empruntées par les PL, 
pour  des  questions  de  coûts,  tels  que  le  sont  actuellement  les  tronçons  Lille-Paris,  ou  encore 
Lyon-Dijon-Metz.  



 

Le coût par kilomètre de ces caténaires est de l’ordre de 670 000 à 3,2 millions d’euros

16

.  

                                                   

15

 vélique = à voiles 

16

 Conversion selon le taux de change en vigueur à 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 

Vision globale_V0 

– Secteur « amont » : Énergie 

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Document de travail 

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     15 

b.  Les  options  possibles  de  décarbonation  des  besoins  en  carburants 

liquides et gazeux après transformation 

Les  bilans  des  consommations  énergétiques  des  secteurs  nous  mettent  face  à  un  constat  de 

contrainte énergétique en ce qui concerne les carburants liquides et gazeux.  

Dans cette 

section, nous explorons les différentes options qui pourraient être mises en œuvre pour 

équilibrer le bouclage macro-

énergétique (c’est-à-dire à une situation dans laquelle les besoins en ces 

carburants  seraient  comblés  de  manière  décarbonée),  que  ce  soit  en  réduisant  la  demande  ou  en 
augmentant l’offre.  



 

Repenser les secteurs pour aller vers plus de sobriété 



 

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



 

Passer massivement à l’hydrogène par électrolyse 



 

Passer massivement à la méthanation (

Power-to-gaz

) 

Chaque option impose des contreparties que nous tentons de mettre en lumière le plus concrètement 

possible. 

Repenser les secteurs pour aller vers plus de sobriété 

Une première option, évidente, serait que chaque secteur revoit sa copie pour proposer un mode de 

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

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

aux  différents  impacts  environnementaux,  de  c

onsommation  de  matière  et  d’énergie,  des  différents 

secteurs. 

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

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

exploitation plus grande des terres agricoles. 

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

qui  peut  être  mise  dans  les  digesteurs,  afin  de  passer  d’une  production  de  3,3  Mtep,  qui  est  une 
hypothèse prudente, à une production de 6 Mtep de biogaz voire davantage. 

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

une production d’agrocarburants de seconde génération. Les calculs et raisonnements sont disponibles 
en annexe, leur objectif étant 

de décrire les conséquences d’un tel choix : 



 

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

17

 

et  à  l’état  final

18

.  Ceci  sans  considérer  les  nécessaires  rotations  culturales  qui 

augmenteraient encore davantage les surfaces nécessaires.  



 

Cela correspondrait à 26 

% de l’espace métropolitain qu’il faudrait donc transformer en surfaces 

agricoles  supplémentaires,  ce  qui 

permettrait  de  se  nourrir  et  disposer  d’assez  de  carburants 

liquides.  



 

À cela s'ajoute la production de biogaz, associée aux résidus de culture de colza et aux cultures 
intermédiaires des 14 Mha de culture de colza supplémentaires : 5,7 Mtep de biogaz, ce qui ne 
comblerait toujours pas totalement les besoins en combustibles gazeux (le reste à trouver serait 
de 8Mtep). 

Les conséquences en termes d’emprise au sol seraient donc très fortes. 

                                                   

17

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

18

 Le secte

ur agriculture a émis l’hypothèse d’une surface arable constante 

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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 détriment de l’alimentation ou des usages énergétiques d’autres populations, sans parler de 
l’usage des ressources en eau.  



 

C’est  autant  de  terres  qui  ne  seraient  pas  alloués  à  la  production  alimentaire,  humaine  ou 
animale.  



 

Dans un contexte de dérèglement climatique et de potentielles diminutions des rendements de 
l’agriculture, privilégier l’énergie à l’alimentation humaine est donc un choix tout à fait discutable.  



 

D’autant plus qu’importer de telles quantités de biogaz et de biocarburants créerait une nouvelle 
dépendance extérieure aux carburants liquides (cette fois d’origine agricole). 

Seule, la production énergétique des secteurs agriculture et forêt ne saurait donc satisfaire les besoins 

de carburants l

iquides et gazeux de la France métropolitaine tels qu’envisagés dans le cadre actuel du 

PTEF. 

Passer massivement à l’hydrogène par électrolyse 

Nous avons exploré une troisième option : répondre aux besoins en carburants liquides et gazeux par 

de  l’hydrogène  par  électrolyse  uniquement.  Les  conséquences  que  nous  avons  étudiées  sont  la 
consommation supplémentaire d’électricité, infrastructures nécessaires, investissements à mobiliser. 

Les calculs sont disponibles en annexe, en voici les résultats : 

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

d’électricité, qu’il faudrait produire pour le convertir en hydrogène.  

●  C’est plus de 65 % de consommation d’électricité supplémentaires par rapport au total des 47,2 

Mtep d

’électricité prévues en fin de transition. 

●  Il faudrait plus de 40 000 unités d’électrolyse d’1 MW PCS pour produire l’hydrogène nécessaire. 

●  Un système hydrogène qui servirait à compléter 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 unités de production d’électricité supplémentaires nécessaires pour 
produire l’hydrogène). 

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

soient proches. 

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

une certaine mesure l’équilibrage offre-demande du système électrique

19

. 

●  Un système hydrogène appliqué aux mobilités présente l’avantage de pouvoir développer des 

véhicules  hybrides  hydrogène/électricité,  tels  les  camions  équipés  de  pantographes,  pouvant 
circuler sur les autoroutes électrifiées par caténaires. 

●  Enfin, les piles à hydrogène contiennent actuellement du platine, dont la ressource est rare et 

limitée,  mais  qui  peut,  dans  une  certaine  mesure,  être  recyclé.  La  rareté  de  ce  métal,  les 
concurrences internationales pour son obtention serait alors un nouveau paramètre à considérer.  

Passer massivement à la méthanation (Power to gaz) 

La quatrième option explorée est celle d’une production de gaz par méthanation pour combler les 

besoins en carburants liquides et gazeux. La chaîne de production pour passer de l’électricité au méthane 
(filière  P2G)  est  composée  d’un  électrolyseur  (comme  pour  la  filière  hydrogène),  d’un  réacteur  de 
méthanation connecté à une source de CO2 (pour passer de l’hydrogène au méthane). 

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



 

C’est au total 49 Mtep, soit 575 TWh, d’électricité qui seraient nécessaires pour répondre aux 
besoins  de  carburants  liquides  et  gazeux  par  un  système  P2G.  Ainsi,  développer  un  système 

                                                   

19

 

En constituant une option d’effacement, et en étant une forme de stockage de l’électricité. Cependant, les coûts de production de 

l’H2 sont très dépendants du taux de charge de l’installation (son nombre d’heures de fonctionnement par année), et d’autant plus élevés 
que l’installation fonctionne peu. 

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     17 

P2G  de  cette  ampleur  représente  un  doublement  de  la  production  d’électricité  finale  après 
transformation.

 



 

Il serait intéressant d’estimer ici les investissements nécessaires au déploiement national d’un 
système P2G (nous ne l’avons pas encore fait).

 



 

Par ailleurs, la demande constante en électricité pour l’électrolyse de l’eau pourrait faciliter dans 
une certaine mesure l’équilibrage offre-demande du système électrique. 



 

L’un des avantages du recours à la méthanation pour les besoins de carburants gazeux est qu’il 
peut être transporté par les réseaux de gaz existants. 

 

 

 

Le secteur Énergie après transformation 

Le paysage énergétique après transformation est encore largement incertain à ce stade du projet. Les 

efforts de sobriété et d’efficacité énergétique des différents secteurs mènent à des besoins encore élevés 
en  carburants  liquides  et  gazeux  (bien  que 

les  transformations  du  secteur  de  l’industrie,  qui  pèse 

beaucoup  dans  ces  besoins,  n’aient pas encore  été  prises en  compte)  :  27  Mtep  sont  encore  requis 
annuellement  (contre  84  actuellement).  C’est  très  significatif  en  regard  de  l’emprise  au  sol  qui  serait 
nécessaire  pour  y  répondre  par  la  production  agricole  (agrocarburants,  biogaz),  ou  de  la  quantité 
d’électricité qui serait nécessaire pour y répondre par un système hydrogène ou power-to-gaz. 

Cela étant dit, les conclusions suivantes peuvent déjà être tirées quant au système énergétique après 

transformation : 



 

Après  transformation,  le  secteur  de  l’énergie  n’est  plus  dépendant  des  énergies  fossiles, 
améliorant  la  souveraineté  énergétique  du  pays,  la  résilience  à  la  volatilité  des  cours  des 
hydrocarbures, tout en portant un effet positif sur la pollution atmosphérique. 



 

La part de l’électricité dans la consommation d’énergie finale passe à plus de 50%. Si les besoins 
en  carburants  liquides  et  gazeux  sont  remplis  par  un  système  hydrogène  ou  par  un  système 
power-to-

gaz,  la  dépendance  de  l’économie  au  vecteur  électrique  sera  très  forte.  En 

conséquence, notre société sera plus affectée dans l’éventualité d’une défaillance sur le réseau. 
Cela nous fera donc poser par la suite des questions quant à sa résilience, face à cette grande 
dépendance à l’électricité ainsi envisagée. 



 

Les  biocarburants  issus de  l’agriculture  représentent  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 dépendance 
de notre énergie à l’agriculture de 30 %. 



 

Une  énergie  d’origine  agricole  plutôt  que  fossile  soulève  des  questions  nouvelles  de  sécurité 
d’approvisionnement. De manière générale, tout ce qui peut perturber la production de biomasse 
peut en retour avoir des effets sur le secteur énergie selon le taux de pénétration de ce vecteur 
dans  le  mix  :  sécheresse,  inondation,  incendie,  tempête,  vague  de  chaleur,  invasion  d'un 
pathogène ou ravageur…  

Des reconfigurations dans le paysage de l’emploi dans le secteur de l’énergie sont à prévoir, mais 

elles restent à définir. 

 

 

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     18 

 

Potentiel de décarbonation 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 décarbonation "technologique" de certains secteurs d’ici 5 
ans. Cela sera à mettre en vis-à-

vis d’objectifs de décarbonation à cette date, et permettra de chiffrer "ce 

qui peut venir de la technologie à usage inchangé" (efficacité énergétique, changement de technologie 
pour répondre à un même usage…) et de mettre ainsi en exergue "ce qu’il reste à faire pour atteindre 
l’objectif",  qui  devra  donc  être  trouvé  dans  des  changements  d’usages  ou  des  changements 
organisationnels. 

Concernant le secteur de l'énergie, nous avons pour l’instant évalué le levier technologique "Potentiel 

de décarbonation de l’électricité d’ici 2025". A terme, cela sera à mettre en commun et agréger avec les 
leviers d’autres secteurs, notamment de la mobilité d’une part, du bâtiment d’autre part, pour effectuer 
l’exercice en entier.  

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

gains  d’émissions  dans  le  bâtiment  et  dans  la  mobilité  en  considérant  que  leurs  consommations 
d’électricité en 2025 sont égales aux consommations actuelles, et en évaluant le gain obtenu avec les 
nouveaux facteurs 

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

prendre en compte les leviers des autres secteurs qui feront évoluer la demande en électricité en 2025, 
au lieu de la maintenir constante : par exemple, dans le bâtiment, le levier "Transfert de technologies de 
chauffage vers les pompes à chaleur" peut faire évoluer la demande en électricité du secteur à la hausse, 
tandis que le levier "Isolation des bâtiments" la fera évoluer à la baisse. 

L’électricité française métropolitaine est déjà largement décarbonée du fait de la part de production 

nucléaire,  mais  le  mix  comprend  encore  4  centrales  fonctionnant  au  charbon,  dont  la  combustion  est 
fortement émettrice : une centrale à Cordemais (deux unités de 600 MW), une au Havre (600 MW), une 
à Gardanne (600 MW) et une à Saint-Avold (600 MW)

20

.  

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

21

. 

Cependant, certains facteurs rendent incertain leur arrêt 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 à gaz de 

Landivisiau

23

 

et  l’opposition  à  la  fermeture  rencontrée  sur  le  terrain  à  Gardanne

24

.  Un  projet  de 

reconversion de la centrale de Cordemais 

est à l’étude : le charbon serait remplacé par de la biomasse 

et la production limitée par rapport à la situation actuelle, divisant par environ 25 les émissions de CO2

25

. 

La date de fermeture de la centrale de Gardanne n’est pas fixée et celle de la centrale de Cordemais 
devrait être repoussée à 2024 ou 2026

26

. L’arrêt des deux autres centrales semble plus précis : 2021 

pour celle du Havre

27

 et 2022 pour Saint-Avold

28

. 

Face  à  ces  incertitudes,  nous  avons  dû  faire  des  hypothèses  pour  évaluer  le  potentiel  de 

dé

carbonation  de  l’électricité  pour  2025.  Nous  avons  considéré  une  disparition  de  la  production 

d’électricité à partir de charbon d’ici 2025, remplacée par une production 25 fois moins émettrice sur le 
modèle des données annoncées pour Cordemais, dans le cadre du projet de biomasse (cela est presque 
analogue à remplacer par une production décarbonée produite à partir de nucléaire ou d’ENR). Ceci ne 
constitue qu’un cadre d’hypothèses et ne préjuge pas de l’issue des conflits liés aux projets de fermeture : 
dan

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

par rapport au cas où il en resterait. En effet, cela reviendrait à avoir surestimé le potentiel d’action des 
leviers  technologiques,  dont  on  veut  montr

er  qu’ils  ne  suffisent  pas  à  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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     19 

décarbonation  rapide.  Les  résultats  sur  la  nécessité  de  leviers  comportementaux  pour  compléter  les 
leviers technologiques seront donc renforcés si notre hypothèse de sortie du charbon ne se réalise que 
partiellement. 

Pour évaluer le potentiel de décarbonation de l’électricité, nous avons adopté la méthode suivante. 

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

29

, qui répertorie 

des FE de l’électricité liés à différents usages de celle-ci : l’Ademe fait en effet la distinction entre des 
usages  souvent  liés  à  des  pointes  de  demande  et  ceux  liés  à  des  moments  de  production  de  base, 
l’électricité  étant  plus  carbonée  dans  le  premier  cas,  car  nécessitant  des moyens  de  production  plus 
carbonés pour assurer la pointe

30

. Ainsi, l’usage « chauffage » est par exemple plus carboné que l’usage 

« eau chaude sanitaire », car le chauffage a lieu en hiver lors de périodes de tension sur la demande, 
tandis que l’eau chaude sanitaire est réchauffée pendant la nuit lorsque la demande est au plus bas. 

Nous avons étudié quatre usages (nous reprenons ici les dénominations de l’Ademe, et faute de plus 

de  détails  dans  la  documentation,  nous  avons  préjugé  sur  la  signification  de  chaque  usage  tel  que 
présenté ci-après) : 



 

« Electricité - 201x - mix moyen 

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

consommation d’électricité étudiée à un usage particulier ; 



 

« Electricité - 201x - usage : chauffage - consommation 

», pour l’usage de chauffage ; 



 

«  Electricité  -  201x  -  usage  :  Eau  Chaude  Sanitaire 

–  consommation  »,  qui  correspond  au 

chauffage  de  l'ECS  :  nous  comptons  utiliser  ce  FE  dans  le  cas  de  la  recharge  des  véhicules 
électriques, en faisant l’hypothèse que celle-ci serait étalée sur la nuit de manière similaire au 
cas de l’ECS (si ce n’est pas le cas, le FE serait plus carboné, donc l’hypothèse est conservatrice 
dans le cadre de notre exercice) ; 



 

«  Electricité  -  201x  -  usage  :  Transports 

–  consommation  »,  pour  l’usage  des  transports 

fonctionnant actuellement à l’électricité (trains, TC). 

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

d’électricité.  Ils  se  décomposent  en  trois  parties  :  une  partie  «  Amont  (combustibles)  »  (amont  des 
combustibles,  amortissement  de  la  centrale,  émissions  annexes  de  fonctionnement),  une  partie 
« Combustion à la centrale » (la plus conséquente) et une partie « Transport et distribution (Pertes) » 
(plus anecdotique). 

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

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

Nous avons ensuite évalué le potentiel de décarbonation de la partie Combustion. Pour ce faire, nous 

avons relevé dans les Bilans électriques de RTE des cinq dernières années (2015 à 2019) les émissions 
CO2 de consommation de combustible par filière, et nous avons calculé pour chaque année la part que 
représentent les émissions du charbon dans le total (qui tourne entre 25 et 35% sur les cinq ans, sauf 
pour 2019 où cela avoisine les 8%, car peu d’électricité a été produite à partir de charbon relativement 
aux années précédentes). 

Nous avons alors retiré à la partie combustion des FE cette proportion que l’on a remplacée par une 

part 25 fois plus faible, conformément à nos hypothèses précitées, en considérant les FE de l’Ademe de 
2015 à 2019 et en en prenant la moyenne (afin de calculer un FE moyenné actuel, avec la partie charbon, 
et un FE moyenné 2025, sans charbon). 

 

 

                                                   

29

 www.bilans-ges.ademe.fr, mot-clé "Electricité" 

30

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

 

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     20 

Les résultats obtenus pour les FE sont les suivants : 

Facteurs d'émission moyennés 
(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 calculé des baisses d’émissions. 

Dans le cas du bâtiment, nous sommes partis de chiffres SDES 2018 de consommations énergétiques 

du  résidentiel

31

  et  du  tertiaire

32

,  pour  répartir  les  consommations  en  électricité  de  ces  secteurs,  en 

électricité "classique" d’une part et en électricité "chauffage" d’autre part, que nous avons donc pour le 
moment conservées constantes en 2025 : 

Répartitions des consommations électriques par secteur et usage en 2018 et 
2025 (TWh) 

 

Résidentiel élec classique 

105.4 

Résidentiel élec chauffage 

33.0 

Tertiaire élec classique 

105.5 

Tertiaire élec chauffage 

17.8 

Total 

261.6 

Cela  nous  a  permis,  à  partir  des  FE  «  Mix  moyen 

–  consommation  »  et  «  Usage  :  chauffage  – 

consommation », « Actuel » et « 2025 », de calculer des émissions actuelles (16,3 MtCO2e) et projetées 
en 2025 (12,5 MtCO2e). On aboutit ainsi à une diminution de 3,7 MtCO2e. 

Dans  le  cas  de  la  mobilité,  nous  sommes  partis  de  données  Eurostat

33

  pour  obtenir  des 

consommations électriques du secteur. Ces consommations pourraient être réparties en consommations 
«  transports  en  commun  électrifiés  »  et  en  consommations  «  véhicules  électriques 

»,  afin  d’utiliser 

pleinement les deux types de FE calculés pour la mobilité, mais nous avons pris le parti pour le moment 
de  considérer  que  toute  la  consommation  électrique  du  transport  fait  partie  de  la  première  catégorie, 
même en 2025. Ce sera à étoffer par la suite avec les autres leviers technologiques. 

Nous avons donc cette répartition : 

Répartitions des consommations électriques par usage en 2018 et 2025 
(TWh) 

 

Elec transports trains, TC 

10.4 

Elec VE 

0 

Total 

10.4 

À partir des FE « Usage : Transports 

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

calculé des émissions actuelles (0,28 MtCO2e) et projetées en 2025 (0,22 MtCO2e). On aboutit ainsi à 
une  diminution  de  0,06  MtCO2e.  Le  chiffre  est  bien  sûr  bien  inférieur  au  cas  du  bâtiment,  car  la 
consommation d’électricité dans la mobilité ne représente qu’une très petite partie des consommations 
totales, surtout alimentées par le pétrole. 

Ces calculs isolés ne sont pour 

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

complétés par ceux des autres leviers pour pouvoir en tirer des conclusions. 

Nous avons par ailleurs noté certaines limites à nos calculs : 



 

Nous avons utilisé des sources de données dif

férentes (l’Ademe et RTE) qui ne se correspondent 

pas exactement pour les périmètres 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 à charbon françaises n’influe pas en réalité sur les 

émissions importées, contrairement à ce que notre méthode laisse supposer en agissant sur le 
chiffre global. Cependant, cela aura tendance à surestimer la décarbonation (l’électricité importée 
étant  plus  carbonnée  en  moyenne  que  celle  produite  sur  le  territoire),  on  est  donc  ici  encore 
conservateur pour l’exercice donc cela convient. 



 

De  même,  nous  avons  surestimé  la  partie  charbon  de  certains  FE  dont  l’usage  se  passe  en 
général pendant une production de base et donc peu carbonée, sans charbon dans le mix, alors 
que nous l’avons retiré à proportion des Bilans électriques (limite conservatrice). 



 

Il est discutable d'exclure la partie Amont pour n'avoir que les émissions 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 était mélangé dans un seul 
chiffre que nous ne pouvions détailler rétrospectivement, et qui était moins conséquent que la 
partie Combustion donc plus négligeable. 



 

L'Ademe  n'a  pas  encore  de  FE  pour  l'année  2019,  nous  avons  donc  pris  les  FE  de  2018  par 
défaut pour cette année, en leur retranchant les émissions issues du Bilan électrique de 2019. 



 

En  2019,  il  y  a  eu  peu  de  charbon  consommé,  donc  on  peut  s'interroger  sur  la  légitimité  de 
moyenner sur les cinq dernières années si cette baisse de consommation enclenchait déjà une 
sortie  du  charbon  ;  cependant,  il  est  conservateur  de  considérer  que  l'année  2019  était  une 
exception, non un enclenchement de sortie complète du charbon. 



 

Nous avons remplacé toute la production à partir de charbon par une production biomasse, ce 
qui ne sera certainement pas le cas, mais est cependant proche d’une production décarbonée 
nucléaire ou ENR, pour laquelle on aurait obtenu des résultats analogues en ordres de grandeur 
(la baisse, aurait été moins conséquente en remplaçant par du gaz, si on considère par exemple 
que la centrale de Landivisiau prendra en partie le relai, mais ici encore on est de cette manière 
conservateur). 

 

 

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     22 

ANNEXE 

: Calculs relatifs à l’augmentation de la 

surface agricole pour combler les besoins en 

carburants liquides et gazeux 

Une  seconde  option  est  d’augmenter  la  disponibilité  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 être mise dans les digesteurs, afin de passer d’une production de 
3,3 Mtep, qui est une hypothèse prudente, à une production de 6 Mtep de biogaz voire davantage.  



 

Les contreparties de ce développement technologique impliquent de construire et d’alimenter une 
grande  quantité  de  méthaniseurs,  ce  qui  peut  pos

er  des  questions  d’acceptabilité  sociale, 

d’organisation, et d’arbitrage quant aux différents usages de la biomasse (matériaux, retour aux 
sols, alimentation animale, énergie…). Il faudrait entre 8 700 et 14 000 unités

34

 de méthanisation, 

de capacité de production annuelle comprise entre 5 000 à 8 000 MWhe/an pour produire ces 6 
Mtep de biogaz

35

. 



 

Ces 6 Mtep de biogaz permettent de répondre à 30 % des besoins totaux de carburants gazeux.  

unité = Mtep/an 

Combustibles 

liquides 

Combustibles 

gazeux 

Total 

Besoins totaux 
d'énergie finale 

11,7 

15,2 

26,9 

Pour production 
d'électricité 

1,3 

4,5 

5,8 

Ressources apportées 
par les secteurs 
agri/forêt 

1,6 

6 

7,6 

Reste à décarboner 

11,4 

13,7 

25,1 

 

Concernant une production supplémentaire de carburants liquides par l’agriculture, la seule solution 

qui serait envisageable, pour en estimer les contreparties, est d’allouer plus de terres à la production 
d’énergie au détriment des cultures dédiées à l’alimentation animale, aux exportations, au détriment des 
forêts, ou en désarti

ficialisant des terres aujourd’hui artificialisées. 

Nous nous basons sur les hypothèses suivantes pour estimer la surface nécessaire si l’on voulait que 

l’agriculture produise 11,4 Mtep de biocarburants

36

 (ces calculs ont été effectués en collaboration avec 

le secteur de l’agriculture) :  



 

La méthode bénéficiant de meilleurs rendements énergétiques en France est probablement la 
culture  du  colza,  accompagnée  de  cultures  intermédiaires  associées  (couvert  végétal  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 filières industrielles de biodiesel

37

 

permettent d’obtenir une production d’huile raffinée de 0,8 

tonnes à partir de ces grains, soit un contenu énergétique de 0,8 tep (densité énergétique proche 
du gazole). 

                                                   

34

 

En ordre de grandeur, c’est équivalent 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 décarbonatio

n d’une telle quantité de produits pétroliers et de gaz fossile par des biocarburants et du biogaz n’est pas 

envisagée, ces hypothèses sont formulées à titre d’exemple pour se représenter ce que cela signifierait concrètement. 

37

 Une méthode de trituration 

à la ferme est également possible, mais la production d’huile serait alors de 0,6 t. 

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     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 

à  l’état  final

39

.  Ceci  sans  considérer  les  nécessaires  rotations  culturales  qui  augmenteraient 

encore davantage les surfaces nécessaires.  



 

Cela correspondrait à 26 

% de l’espace métropolitain qu’il faudrait donc transformer en surfaces 

agricoles supplémentaires

40

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

liquides.  

À  cela  s'ajoute  la  production  de  biogaz,  associée  aux  résidus  de  culture  de  colza  et  aux  cultures 

intermédiaires. Si on prend une hypothèse prudente d'une récolte de 2 t de matière sèche par hectare

41

, 

on peut espérer en tirer 0,4 tep

42

.  



 

Soit, sur les 14 millions d’hectares de colza hypothétiquement cultivés, une production de 5,7 
Mtep de biogaz (induisant encore quelques milliers de méthaniseurs supplémentaires) 



 

Cette production supplémentaire 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 supplémentaires : 

unité = Mtep/an 

Combustibles 

liquides 

Combustible

s gazeux 

Total 

Besoins totaux d'énergie 
finale 

11,7 

15,2 

26,9 

Pour production 
d'électricité 

1,3 

4,5 

5,8 

Ressources apportées par 
les secteurs agri/forêt 

13,0 

11,7 

24,7 

Reste à décarboner 

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 détriment de l’alimentation ou des usages énergétiques d’autres populations, sans parler de 
l’usage des ressources en eau.  



 

C’est  autant  de  terres  qui  ne  seraient  pas  alloués  à  la  production  alimentaire,  humaine  ou 
animale.  



 

Dans un contexte de dérèglement climatique et de potentielles diminutions des rendements de 
l’agriculture, privilégier l’énergie à l’alimentation humaine est donc un choix tout à fait discutable.  



 

D’autant plus qu’importer de telles quantités de biogaz et de biocarburants créerait une nouvelle 
dépendance extérieure aux carburants liquides (cette fois d’origine agricole). 

Seule, la production énergétique des secteurs agriculture et forêt ne saurait donc satisfaire les besoins 

de carburants liquides et gazeux de la France métropolitaine tels qu’envisagés 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 émis l’hypothèse d’une surface arable constante 

40

    Ces  surfaces  seraient  en  effet  "supplémentaires"  et  non  "incluses"  dans  les  surfaces  actuellement  prévues  par  le  secteur  de 

l’agriculture, qui a affecté les surfaces actuelles à des besoins plus prioritaires. 

41

 Afterres prévoit sur un ha de blé typique de son scénario, une production de 8,8 t de matière sèche. Cela serait moins pour du colza 

- car moins de paille - et une partie de la matière est laissée au champ pour la fertilité des sols. 

42

 Avec un rendement de méthanisation de 0,2 tep par tonne de matière sèche 

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     24 

 

ANNEXE : Calculs relatifs à la production 
d’hydrogène par électrolyse pour combler les besoins 
en carburants liquides et gazeux 

Nous explorons maintenant certaines conséquences de répondre aux besoins en carburants liquides 

et gazeux par de l’hydrogène par électrolyse uniquement : consommation supplémentaire d’électricité, 
infrastructures nécessaires, investissements à mobiliser. 

Le rendement de l’électrolyse 

Nous nous basons sur les éléments suivants concernant l’électrolyse : 



 

La consommation électrique des électrolyseurs industriels (auxiliaires compris) est en général de 
4 à 5 

kWh/Nm3 d’hydrogène produit

43

.  



 

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

44

.   

Nous considérons premièrement les secteurs consommateurs de carburants liquides et gazeux hors 

transport, avant de traiter les transports. 

Secteurs industriels et résidentiels 

Pour  établir  les  ordres  de  grandeurs,  nous  supposons  que  le  reste  à  décarboner  gazeux  pour  le 

résidentiel et l’industrie sont à des fins de chaleur et, de manière très simplificatrice, que les rendements 
des procédés sont les mêmes au gaz ou à l’hydrogène. Ce qui nous permet de poser qu’un besoin d’1 
Mtep PCI gaz dans l’industrie ou le bâtiment peut être remplacé 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 à produire pour les secteurs de l’industrie, du résidentiel et du tertiaire, 
ainsi que pour produire l’électricité

46

 (transports exclus).  

Il faudrait donc 24,5 Mtep, soit 285 TWh d’électricité pour produire 17,2 Mtep d’hydrogène. 

Secteur des transports 

Considérons maintenant les 7,9 Mtep de carburants liquides à 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 réelles (non optimales), ce rendement est d’environ 17%

48

 pour les 

véhicules particuliers

49

 (et nous gardons cette hypothèse pour les bus urbains), on considère 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 mécanique aux 
véhicules. 

                                                   

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 hypothèse serait à vérifier en fonction de procédés. Elle fait d’autre part l’impasse sur les difficultés à transporter l’hydrogène, 

qui doit être 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, hypothèse à consolider. 

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     25 



 

Côté  hydrogène,  le  rendement  dans  le  véhicule  (PAC  + 

moteur  électrique)  est  d’environ 

50%*90% = 45 

%. Mais le rendement de l’électrolyse, pour créer l’hydrogène en amont à partir 

d’électricité, est de 70 % environ, comme décrit ci-dessus.  



 

Donc la chaîne énergétique « 

électricité → hydrogène → électricité → énergie mécanique » a un 

rendement  de  32  %  environ,  soit  un  rendement  1,85  fois  plus  élevé  que  le  diesel  pour  les 
véhicules particuliers, et sensiblement identique à celui du diesel pour les PL.  



 

Il faut donc 7,3 Mtep, ou 85 TWh d’électricité pour remplacer les 7,9 Mtep de carburants liquides 
et gazeux pour les mobilités. 

Bilan 



 

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



 

C’est plus de 65 % de consommation d’électricité supplémentaires par rapport au total des 47,2 
Mtep d’électricité prévues en fin de transition. 

On estime qu’il faut environ 170 unités pour produire 1 TWh PCI par année

51

. Au total, il faudrait plus 

de 40 000 unités po

ur produire les 260 TWh d’hydrogène nécessaire, chaque année. 



 

Aujourd’hui, un électrolyseur de 1 MW PCS revient à environ 1 million d’euros l’unité. Pour son 
utilisation dans la mobilité, le coût moyen d’une station-service hydrogène, sans l’électrolyseur, 
est de l’ordre de 1,5 million d’euros

52

. A de tels coûts, un système hydrogène complet qui servirait 

à  compléter  les  besoins  en  carburants  liquides  et  gazeux  dans  le  PTEF,  mobiliserait  plus  de 
60 

G€ d’investissement initial

53

. 



 

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



 

Par ailleurs, la demande constante en électricité pour l’électrolyse de l’eau pourrait faciliter dans 
une certaine mesure l’équilibrage offre-demande du système électrique

54

. 



 

Un système hydrogène appliqué aux mobili

tés présente l’avantage de pouvoir développer des 

véhicules  hybrides  hydrogène/électricité,  tels  les  camions  équipés  de  pantographes,  pouvant 
circuler sur les autoroutes électrifiées par caténaires. 



 

Enfin, les piles à hydrogène contiennent actuellement du  platine, dont la ressource est rare et 
limitée,  mais  qui  peut,  dans  une  certaine  mesure,  être  recyclé.  La  rareté  de  ce  métal,  les 
concurrences internationales pour son obtention serait alors un nouveau paramètre à considérer.  

 

 

                                                   

51

 En imaginant des un

ités d’électrolyse de 1MW PCS de H2 produit fonctionnant 7000h/an, Mémento de l'Hydrogène FICHE 3.2.1 

AFHYPAC 

52

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

53

 Environ 44 

000 unités d’électrolyse à 1 M€, et environ 10 000 stations-services à 1,5M€, sans compter la production d’électricité 

supplémentaire. 

54

 

En constituant une option d’effacement, et en étant une forme de stockage de l’électricité. Cependant, les coûts de production de 

l’H2 sont très dépendants du taux de charge de l’installation (son nombre d’heures de fonctionnement par année), et d’autant plus élevés 
que l’installation fonctionne peu. 

Vision globale_V0 

– Secteur « amont » : Énergie 

The Shift Project 

– Juillet 2020  

             

Document de travail 

– État d’avancement du PTEF

 

 

     26 

ANNEXE : Calculs relatifs à la production de méthane 

par P2G pour combler les besoins en carburants 

liquides et gazeux 

La pertinence d’un système Power-to-Gas (P2G) peut également être étudiée.  

Le rendement du P2G 

La  chaîne  de  production  pour  passer  de  l’électricité  au  méthane  (filière  P2G)  est  composée  d’un 

électrolyseur (comme pour la filière hydrogène), d’un réacteur de méthanation connecté à une source de 
CO2  (pour  passer  de  l’hydrogène  au  méthane).  Le  rendement  de  conversion  de  l’électricité  vers  le 
méthane est de 53%

55

. 

Secteurs industriels et résidentiels 

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

PCI) des procédés dans l’industrie, des systèmes de chauffage et dans la production d’électricité sont 
les mêmes avec des carburan

ts liquides qu’avec du gaz.  



 

Afin de produire 17,2 Mtep de méthane, il faut 32 

Mtep d’électricité. 

Secteur des transports 

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

rendement d’un moteur à 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’électricité pour être équivalent à ces 7,9 Mtep de carburants liquides 

Bilan 

C’est au total 49 Mtep, soit 575 TWh, d’électricité qui seraient nécessaires pour répondre aux besoins 

de  carburants  liquides  et  gazeux  par  un  système  P2G.  Ainsi,  développer  un  système  P2G  de  cette 
ampleur représente un doublement de la production d’électricité finale après transformation.

 



 

L’un des avantages du recours à la méthanation pour les besoins de carburants gazeux est qu’il 
peut être transporté par les réseaux de gaz existants. 



 

Le méthane issu de la méthanation peut être utilisé en mobilité, m

ais présente l’inconvénient de 

difficilement s’hybrider avec d’autres vecteurs énergétiques. 

Il  serait  intéressant  d’estimer  ici  les  investissements  nécessaires  au  déploiement  national  d’un 

système P2G.

 

 

 

 

                                                   

55

 

Etude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire