Plan de transformation de l’économie française : focus sur l’énergie

La fiche présentée sur cette page 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 !

  • La fiche présentée 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 thématiques 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). Nous vous invitons à y répondre : rendez-vous sur ce formulaire en ligne pour nous faire part de vos retours (anonymes).
  • 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.

Secteurs et chantiers du PTEF

I- 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 électrique 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 recyclage (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 au 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.
  • 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 de 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 énergétique, 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 secteur de l’industrie LMR. 
  • Enfin, le secteur de l’énergie a été en relation avec les axes transverses emploi, urbanisme ainsi qu’avec le chantier résilience.

II- 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.
  • 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 m3, 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/m3, 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 dépôts 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.
  • 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%20France%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.pdf
  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

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.

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

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
  1. 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.
  • 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 longtemps à l’avance, car met en jeu des investissements importants et possède une forte inertie (grandes infrastructures, réseaux, filières industrielles à structurer).

III- 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 propositions 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 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 biodiesel) 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 fonctionner 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.

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 tertiaire. 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 énergétique 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 consommation 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.

Ces chiffres sont volontairement conservateurs. Par exemple, l’électrification de certains usages, notamment pour l’acier, pourrait modifier cette répartition par vecteurs.

e.   Bilan global après transformation

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

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.).

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.
  • 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].

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 consommation 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.

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.

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 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.

IV- 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.

V- 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 décarbonation 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 : dans 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 montrer qu’ils ne suffisent pas à atteindre les objectifs de 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).

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 différentes (l’Ademe et RTE) qui ne se correspondent pas exactement pour les périmètres choisis. Notamment l’Ademe mesure du CO2e tandis que RTE seulement du CO2, et par ailleurs l’Ademe prend en compte la partie import-export tandis que RTE non : or, la fermeture 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).

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 poser 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 désartificialisant 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).
  • 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 millions 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

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

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.

 

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 rendement 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.
  • 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 pour 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 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.

 

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 carburants 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, mais 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.

 

 

[1] Ces données sont exprimées en mégatonnes équivalent 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

[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

[8] En prenant comme facteur de conversion : 1 tep équivaut à 1,616 t de houille (https://www.insee.fr/fr/metadonnees/definition/c1355)

[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

[11] Outre le fait que le bilan énergétique n’est pas spécifiquement établi, les limites sont que les parts relatives entre vecteur 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.

[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 demande globale sont alors de l’ordre de 4,45 Mtep et ceux en fioul de 1,25 Mtep (source SDES 2018).

[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

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

[18] Le secteur agriculture a émis l’hypothèse d’une surface arable constante

[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.

[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

[29] www.bilans-ges.ademe.fr, mot-clé « Electricité »

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

[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

[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 décarbonation 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.

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

[39] Le 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

[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.

[51] En imaginant des unités 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.

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

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Ce travail est piloté par Erwan Proto (The Shift Project) : erwan.proto@theshiftproject.org

 

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