Énergie en France

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Énergie en France
Centrale nucléaire de Cattenom (Moselle, Lorraine)
Centrale nucléaire de Cattenom (Moselle, Lorraine)
Bilan énergétique (2012)
Offre d'énergie primaire (TPES) 252,3 M tep
(10 564,6 PJ)
par agent énergétique électricité : 43,2 %
pétrole : 29,1 %
gaz naturel : 15,1 %
autres renouvelables : 6,1 %
charbon : 4,5 %
Énergies renouvelables 6,9 %
Consommation totale (TFC) 143 M tep
(5 986,9 PJ)
par habitant 3,86 tep/hab
par secteur ménages : 29,4 %
industrie : 19,5 %
transports : 31 %
services : 15,8 %
agriculture : 2,9 %
pêche : 0,2 %
Électricité (2012)
Production 564,28 TWh
par filière nucléaire : 75,4 %
hydro : 11,4 %
thermique : 8,5 %
éoliennes : 2,6 %
autres : 0,8 %
biomasse/déchets : 0,8 %
Combustibles (2012)
Production pétrole : 945 ktep
gaz naturel : 452 ktep
charbon : 180 ktep
Commerce extérieur (2012)
Importations électricité : 12213 GWh
pétrole : 56876 ktep
gaz naturel : 43340 ktep
charbon : 11029 ktep
Exportations électricité : 56734 GWh
pétrole : 220 ktep
gaz naturel : 5440 ktep
charbon : 174 ktep
Sources
IEA[1]

Le secteur économique de l'énergie en France comprend la production locale (51 %) et l’importation (49 %) d’énergies primaires, leur transformation en énergies secondaires et le transport et la distribution d'énergie jusqu'au consommateur final. L'industrie de l'énergie représentait 1,7 % du PIB en 2012, et la facture énergétique 3,1 % du PIB en 2013.

La consommation d'énergie primaire se répartissait en 2013 en 49,0 % de combustibles fossiles (30,0 % de produits pétroliers, 14,4 % de gaz naturel, 4,5 % de charbon), 41,0 % d'électricité primaire non renouvelable (nucléaire 42,5 % + production pompage - solde exportateur électricité 2 %), 9,6 % d'énergies renouvelables (4,1 % bois, 2,4 % hydraulique, 0,9 % agrocarburants, 0,6 % pompes à chaleur, 0,5 % éolien, 0,5 % déchets urbains, 0,2 % photovoltaïque, 0,4 % divers) et 0,4 % de déchets urbains non renouvelables.

L'électricité produite provient pour 73,7 % du nucléaire, pour 16,9 % de sources d’énergies renouvelables (surtout production hydroélectrique : 13,3 %) et pour 9,4 % de centrales thermiques fossiles. La France se place au 2e rang mondial des producteurs d'énergie nucléaire après les États-Unis, et au 1er rang pour la part du nucléaire dans la production d'électricité.

Le secteur de l'énergie français a été ouvert à la concurrence progressivement de 1999 à 2007, à l'initiative de l’Union européenne. Le statut de deux des acteurs principaux, GDF Suez et Électricité de France, a ainsi évolué au cours des années 2000. Les principaux autres acteurs du secteur de l'énergie en France sont Total, ENI, E.ON et Poweo Direct Énergie.

Sommaire

Situation[modifier | modifier le code]

Production[modifier | modifier le code]

En 2013, la production locale d'énergie primaire a atteint 139,1 Mtep, dont 118,8 Mtep sous forme d'électricité, essentiellement d'origine nucléaire : 110,4 Mtep[b 1], les importations totales d’énergie ont été de 153,4 Mtep, surtout du pétrole brut, des produits pétroliers et du gaz dont la production locale est très faible, et les exportations (électricité et produits raffinés) de 29,2 Mtep ; le solde importateur a donc été de 124,2 Mtep[b 2] ; le taux d'indépendance énergétique est de 53,1 %[b 1].

L'électricité produite provient pour 73,7 % du nucléaire[b 3], plaçant ainsi le pays au 2e rang des producteurs d'énergie nucléaire au monde après les États-Unis, et au 1er rang pour la part du nucléaire dans la production d'électricité. Le reste de la production d’électricité est assuré à partir de sources d’énergie renouvelables (16,9 %) : production hydroélectrique : 13,3 %, et, plus marginalement, énergies solaire : 0,8 % et éolienne : 2,8 %, et de centrales thermiques : 9,4 %[b 3].

Consommation finale[modifier | modifier le code]

En 2013, l’énergie consommée (mesurée au niveau de l'utilisateur final) en France se répartit entre le secteur des transports (31,6 %), les ménages (30,4 % de la consommation finale totale), l’industrie (20,6 %), le secteur tertiaire (14,3 %) et le secteur agricole (3,0 %)[b 4].

Tous secteurs confondus, les produits pétroliers sont la première forme d'énergie consommée représentant 41,1 %. Viennent ensuite l'électricité (24,6 %), le gaz (20,7 %), les énergies renouvelables thermiques (bois, agrocarburants, biogaz et déchets, etc : 10,0 %) et le charbon (3,5 %)[b 5].

L'énergie dans l'économie[modifier | modifier le code]

L’industrie de l'énergie en France représente 1,7 % du PIB en 2012 (contre un peu plus de 3 % au début des années 1980), environ 142 000 emplois directs et indirects (0,6 % de la population active) en 2011[N 1], et surtout 25 % des investissements de l’industrie et 2,7 % des investissements totaux en 2011[2].

La facture énergétique totale de la France s'est allégée de plus de 3 Mds € (-4,6 %) en 2013 après avoir atteint un record historique de 69 Mds € en 2012 ; elle représentait 3,1 % du PIB en 2013. Ce taux était en moyenne de 1 % dans les années 1990, puis a oscillé entre 1,5 % et 2,5 % entre 2000 et 2010, sauf en 2008 où il a frôlé les 3 % en raison de la flambée des prix. La facture énergétique 2013 dépasse le déficit commercial de la France : 65,8 Mds € contre 61,2 Mds €[b 6].

La facture énergétique est passée de 10 à 20 milliards d'euros constants 2012 environ entre 1985 et 1999 à 40-50 milliards d'euros à la fin des années 2000, soit plus de 2 % du PIB, en raison de la forte augmentation des prix du pétrole et du gaz naturel ; en 2011, elle dépasse pour la première fois le seuil des 3 % du PIB ; en 2012, elle atteint 68,7 Md€, s'alourdissant encore de 7 Md€ (+11,4 %) en un an et de 30 Md€ depuis 2009 ; elle a dépassé le déficit commercial total de la France (67,2 Md€) ; la facture pétrolière à elle seule atteint 55 Md€, en hausse de plus de 4 Md€ (+8,4 %) sur 2011 ; la facture gazière progresse de 16,3 % à 13,5 Md€ et la facture charbonnière de 6,2 % à 2,4 Md€, malgré la baisse du prix moyen de 5 %, les quantités importées pour les besoins des centrales électriques ayant fortement progressé, comme dans toute l'Europe, à cause de la baisse des prix du charbon américain résultant du boom du gaz de schiste aux États-Unis ; seules les exportations d'électricité (1,9 Md€) atténuent ce déficit, mais elles reculent de 29 %[N 2].

L’efficacité énergétique de la France, a plus que doublé en quarante ans (de 1970 à 2013), l'intensité énergétique finale passant de 160 à 75 ktep par milliard d'euros de PIB, en baisse de 1 % après correction des variations climatiques ; la baisse annuelle moyenne depuis 2005 est de 1,3 %, nettement inférieure à l'objectif de 2 % par an inscrit dans la loi de programme de 2005 fixant les orientations de la politique énergétique ; ce résultat décevant peut s'expliquer par la faiblesse de l'activité économique, qui détériore les rendements en abaissant le taux d'utilisation des équipements et en ralentissant les investissements[b 7] ; cet indicateur n'a cependant qu'une signification limitée, car les gains d'efficacité énergétique sont en partie obtenus par la délocalisation des industries les plus énergivores.

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Selon les statistiques 2014 de l'Agence internationale de l'énergie, de la WNA et d'Observ'ER, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'énergie :

Place de la France dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Pétrole brut[k 1] Importation nette 10e 2012 57 Mt 2,8 % 1er : États-Unis (442 Mt) 2e : Chine (269 Mt)
Gaz naturel[k 2] Importation nette 7e 2013 43 Mds m³ 5,1 % 1er : Japon (123 Mds m3)
Nucléaire[k 3] Production 2e 2012 425 TWh 17,3 % 1er : États-Unis (801 TWh)
Puissance installée 2e 2012 63 GW 16,9 % 1er : États-Unis (102 GW)
% nucléaire/élec* 1er 2012 76,1  % 2e : Slovaquie (53,8 %), Belgique (51,0 %)[3]
Hydroélectricité[k 4] Puissance installée 9e 2012 25 GW 2,4 % 1er : Chine (194 GW)
Produits pétroliers[k 5] Importation nette 5e 2012 23 Mt 5 % 1er : Japon (37 Mt)
Électricité[k 6] Production 8e 2012 559 TWh 2,5 % 1er : Chine (4 985 TWh)
Exportation nette 3e 2012 45 TWh 14 % 1er : Paraguay (48 TWh)
Énergie éolienne[O 1] Production 7e 2012 14,9 TWh 2,8 % 1er : États-Unis (140,9 TWh)
Solaire[O 2] Production élec. 7e 2012 4,1 TWh 3,9 % 1er : Allemagne (28,0 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité
** production d'électricité à partir de combustibles fossiles
Pourcentages de production d'électricité d'origine nucléaire par pays en 2012[3] (source : WNA)

Les émissions de CO2 de la France atteignent 5,10 tonnes par habitant en 2012, loin derrière le Qatar qui occupe le premier rang mondial avec 38,17 tonnes par habitant. La moyenne mondiale est située à 4,51 tonnes/hab.. Comparée aux autres puissances économiques majeures, la France rejette moins de CO2 par habitant que les États-Unis : 16,15 tonnes/hab., le Japon : 9,59 tonnes/hab., l'Allemagne : 9,22 tonnes/hab. et la Chine : 6,08 tonnes/hab.[k 7].

Ressources énergétiques[modifier | modifier le code]

La France utilise de nombreuses ressources énergétiques primaires (ou agents énergétiques primaires) pour répondre à ses besoins.

Ressources énergétiques primaires locales[modifier | modifier le code]

Une ressource énergétique primaire[n 1], est une matière ou un flux pouvant donner de l'énergie soit directement, soit après transformation[n 2].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Production d'énergies renouvelables[modifier | modifier le code]
Production d'énergies renouvelables en France, 1970-2011 (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)
Production d'énergies renouvelables en France hors bois et hydraulique, 1970-2011 (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

La France est le second pays producteur d'énergies renouvelables (EnR) de l'Union européenne après l'Allemagne, grâce à son fort potentiel hydraulique, éolien et géothermique. Elle possède la quatrième surface forestière d'Europe derrière la Suède, la Finlande et l’Espagne (source FAO)[N 3]. Le « gisement » éolien de France métropolitaine, au sens du potentiel à développer, est le deuxième en Europe continentale après celui du Royaume-Uni, grâce à une façade littorale large et bien exposée, permettant l'éolien offshore[4]. Les départements d'outre-mer ont également des « gisements » éoliens et solaires importants.

Les deux graphiques ci-contre présentent l'évolution de la production d'énergies renouvelables depuis 1970. On remarque :

  • la forte volatilité due aux variations climatiques, en particulier pour l'hydraulique, très sensible aux précipitations, et le bois-énergie, très sensible aux températures ;
  • la prépondérance des deux grandes EnR "classiques" : bois et hydraulique ; le 2e graphique permet de mieux voir l'évolution des "petites" EnR et des plus récemment apparues ;
  • le développement important de l'énergie produite à partir de l'incinération des déchets urbains, des pompes à chaleur, des agrocarburants et de l'éolien.

En 2013, les énergies renouvelables ont fourni 24,8 Mtep soit 17,8 % de la production française d’énergie primaire[b 8]. Rappel : les conventions en usage pour établir les bilans énergétiques minorent fortement la part des énergies renouvelables électriques (hydroélectricité, éolien, solaire, énergies marines) au niveau de l'énergie primaire ; ce biais est moindre au niveau de la consommation finale.

On peut noter que le bois et l'hydraulique représentent encore 68 % de la production d'énergies renouvelables en France, malgré une forte poussée de l'éolien (+ 28,5 % en deux ans) et du photovoltaïque (+ 216 % en deux ans).

Production d'énergie renouvelable par filière
ktep 1970 1980 1990 2000 2005 2009 2010 2011 2012 2013p[n 3] % 2013
Hydraulique ren.[n 4] 4 935 6 047 4 724 5 905 4 568 5 018 5 495 3 967 5 092 6 150 22,6 %
Éolien[n 5] 8 85 686 860 1 057 1 290 1 358 5,6 %
Solaire photovoltaïque[n 5] 1 2 19 63 203 382 438 1,8 %
Géothermie électrique[n 6] 18 82 43 13 48 43 8 0,03 %
Ss-total ENR électriques 4 935 6 047 4 740 5 932 4 736 5 766 6 431 5 275 6 808 7 946 30,1 %
Solaire thermique[n 7] 7 21 23 37 77 64 71 79 87 0,4 %
Géothermie thermique[n 8] 5 110 126 130 82 90 183 192 192 0,8 %
Pompes à chaleur[n 9] 8 166 154 347 930 1 203 1 117 1 394 1 629 6,8 %
Déchets urbains ren.[n 10] 301 294 589 955 1 171 1 169 1 025 1 151 1 253 1 237 5,1 %
Bois énergie[n 11] 8 388 8 541 9 635 8 281 8 572 8 997 9 986 8 761 9 697 10 558 43,8 %
Résidus agricoles[n 12] 61 66 109 235 259 513 472 236 303 296 1,2 %
Biogaz[n 13] 52 55 73 151 216 291 365 344 388 454 1,9 %
Agrocarburants[n 14] 326 457 2 317 2 256 2 054 2 338 2 402 10,0 %
Ss-total ENR thermiques 8 802 8 980 10 703 10 250 11 199 14 372 15 521 13 917 15 644 16 855 69,9 %
Total ENR 13 737 15 027 15 443 16 181 15 935 20 138 21 952 18 796 22 367 24 800 100 %
Sources : Ministère de l'Écologie (base de données Pégase[5] + Bilan énergétique France 2013[b 9],[b 3] pour 2011-13) .

Le tableau de suivi des objectifs 2020 d'énergies renouvelables mentionne dans l'électricité renouvelable 393 ktep de biomasse solide (déchets urbains, bagasse, ...) et 131 ktep de biogaz, non comptabilisés ci-dessus car incorporés dans la rubrique "thermique classique"[b 10].

Énergies renouvelables thermiques[modifier | modifier le code]

On a vu ci-dessus que les EnR thermiques représentent 70 % de la production d'énergies renouvelables en 2013. Un rapport du Ministère de l'Écologie fournit une estimation des consommations primaires d'énergies renouvelables thermiques en métropole par secteur[E 1] :

Consommation primaire d'énergies renouvelables thermiques en métropole entre 1980 et 2011 (corrigée des variations climatiques).
Mtep 1980 1990 2000 2005 2009 2010 2011p % en 2011
Total EnR thermiques 8,36 11,26 10,67 10,95 14,66 15,32 15,88 100 %
Branche énergie 0,49 0,91 0,85 1,26 1,49 1,78 1,84 11,5 %
Consommation finale 7,87 10,35 9,82 9,69 13,17 13,54 14,05 88,5 %
Résidentiel-tertiaire 6,50 9,09 7,75 7,34 8,55 9,02 9,42 59,3 %
Industrie 1,33 1,21 1,69 1,90 2,11 2,05 2,15 13,5 %
Agriculture 0,04 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,3 %
Transports 0,33 0,40 2,46 2,42 2,43 15,3 %
Source : Ministère de l'Écologie (Chiffres clés des énergies renouvelables - édition 2013)[E 1].

Les consommations d'EnR thermiques sont destinées à la production de chaleur, sauf dans les transports. Après un premier décollage au cours des années 1980, elles ont reculé de 1990 à 2005, avant de progresser à nouveau très vivement (+45 % en 6 ans), surtout dans le résidentiel (pompes à chaleur et légère reprise du chauffage au bois) et les transports (biocarburants)[E 2],[E 3].

La répartition par filière est la suivante[E 4] :

Consommation finale d'énergies renouvelables thermiques en métropole en 2011 (11,62 Mtep) :

  •      Bois-énergie (79,5%)
  •      Pompes à chaleur (12,8%)
  •      Résidus de récolte (3%)
  •      Déchets renouvelables (2,6%)
  •      Géothermie (0,8%)
  •      Biogaz (0,8%)
  •      Solaire thermique (0,5%)

Le bois-énergie représente 79 % des consommations d’énergies renouvelables thermiques pour production de chaleur (hors biocarburants) en 2011, contre 93 % en 1995. Les pompes à chaleur, en fort développement depuis 2005, atteignent 13 % de la consommation finale contre 4 % en 2005.

Le Fonds Chaleur, créé en 2009 dans le cadre du Grenelle de l'Environnement et géré par l'ADEME, a pour objectif de développer la production de chaleur à partir des énergies renouvelables (biomasse, géothermie, solaire thermique ...). Il a permis, entre 2009 et 2012, la création de 2 445 installations produisant 1,2 Mtep/an (88 % des aides à l'investissement pour la biomasse et les réseaux de chaleur). Le montant de l'aide versée par l'ADEME est inférieur à 40 €/tep (3,4 €/MWh), très faible par rapport aux subventions versées à l'éolien ou au solaire ; malgré cette efficacité, les réalisations sont en-deçà des objectifs : le retard est de 0,3 Mtep fin 2012 ; il concerne surtout la cogénération (production simultanée d’électricité et de chaleur à partir du bois-énergie), les dispositifs d'appel d'offres s'avérant excessivement lourds et l'approvisionnement en bois trop irrégulier[6].

Bois-énergie[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Bois énergie#En France.

L'ADEME a publié en juillet 2013 un rapport sur le chauffage domestique au bois[7] :

  • la consommation de bois en bûches (51 millions de stères) n'a pas évolué depuis 1999 : de 6,8 Mtep à 6,9 Mtep ;
  • le nombre de ménages utilisateurs en résidence principale est passé de 5,9 millions en 1999 à 7,4 millions en 2012 ;
  • la consommation par ménage est passée de 8,6 à 7,5 stères, diminution due surtout à un meilleur rendement des appareils ;
  • l'utilisation du bois en énergie principale est passée de 30 % à 50 % des utilisateurs, et 23 % se chauffent uniquement au bois ;
  • la part des foyers ouverts a fortement baissé, passant de 33 % en 1999 à 17 % en 2012, au profit des poêles à bûches (de 8 % à 23,6 %) ;
  • 54 % des utilisateurs achètent leur bois de chauffage, 29 % sont en auto-consommation et 17 % en auto-approvisionnement partiel.

La capacité de production française de granulés de bois a dépassé le million de tonnes en 2014[8].

Biogaz[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Biogaz#France.

Le biogaz est une filière en phase de décollage : les premières réalisations ont concerné surtout les installations de stockage des déchets non dangereux (ISDND), qui sont maintenant presque tous équipés ; les prochains projets seront d’avantage d’origine agricole ; soit sous forme de méthanisation à la ferme, soit sous forme d’installation centralisée. Le potentiel de la méthanisation est important, que ce soit en termes de cogénération, de production de biométhane à injecter dans le réseau de gaz naturel, ou à valoriser en biométhane carburant. Les ministères de l’Ecologie et de l'Agriculture ont publié en mars 2013 le plan Energie Méthanisation Autonomie Azote (EMAA) avec un objectif de 1000 méthaniseurs à la ferme pour 2020 ; l'ADEME a recensé de juillet 2011 à juillet 2013 un total de 242 projets. GrDF compte 3 installations d'injection de biométhane en fonctionnement en 2013, en prévoit 10 à 13 nouvelles en 2014 et dénombre 360 projets à l'étude[6].

Solaire thermique[modifier | modifier le code]
Énergies renouvelables dans les DOM[modifier | modifier le code]

Production primaire d'énergies renouvelables dans les DOM en 2011[E 5] :

  •      Biomasse (43,6%)
  •      Hydraulique (23,6%)
  •      Éolien (1,5%)
  •      Solaire PV (6,7%)
  •      Solaire thermique (10%)
  •      Géothermie électrique (14,7%)

La production primaire d’énergies renouvelables dans les DOM atteignait 326 ktep en 2011.

La part importante de la biomasse (44 %) est surtout due à la valorisation électrique et thermique de la bagasse, résidu fibreux de la canne à sucre. L'hydraulique (23 %) est surtout présent en Guyane et à la Réunion. Le faible développement de l'éolien s'explique surtout par sa vulnérabilité aux cyclones tropicaux.

Charbon[modifier | modifier le code]

Une illustration du passé charbonnier de la France : le chevalement du puits Fontanes à Saint-Martin-de-Valgalgues au nord d'Alès.
Article détaillé : Mines de charbon de France.

Le charbon a longtemps constitué la principale source d'énergie en France, car le sous-sol en était riche. Une des premières mentions d'exploitation remonte au XIIIe siècle quand les moines de Cendras, dans le Gard, percevaient une rente pour l'exploitation du charbon. Au XVIe siècle l'ensemble des gisements de faible profondeur étaient déjà exploités. Au XVIIe siècle le charbon du bassin houiller de la Loire alimentait les villes de la vallée du Rhône de Lyon à Marseille. L'exploitation industrielle dans le Nord a commencé en 1720[9]. Par la suite la révolution industrielle a accéléré cette exploitation et diversifié les sites d'exploitation (1815 en Lorraine).

La Seconde Guerre mondiale marque un changement, car auparavant les mines étaient exploitées par des compagnies privées, mais la loi de nationalisation du 17 mai 1946 organise l'exploitation du charbon en dix EPIC. Cette époque est marquée par la reconstruction du pays et une augmentation des besoins énergétiques liée au développement économique. La production nationale atteint un maximum en 1958 avec environ 60 millions de tonnes, puis décline régulièrement jusqu'à la crise pétrolière de 1973, avec 29,1 Mt. Après une stabilisation à 26 Mt jusqu'à 1977, le déclin de la production reprend puis s'accélère à partir de 1984, tombant sous la barre des 10 Mt en 1994, année où le pacte charbonnier est signé par les pouvoirs publics. Il vise l'arrêt progressif de l'extraction du charbon. La Houve, la dernière mine encore en exploitation, ferme en avril 2004. La production se limite désormais aux seuls produits de récupération (0,3 Mt en 2011) issus des terrils du Nord-Pas-de-Calais et du Gard ainsi que des schlamms du bassin lorrain[N 4] ; ces produits sont valorisés dans les centrales thermiques du groupe E.ON ; en 2013, les livraisons à ces centrales ont été en hausse de 8 %, à 127 ktep, soit 1,7 % des besoins nationaux[b 11].

Au cours de la période d'exploitation des gisements français, 4 465 millions de tonnes de charbon ont été extraits, dont 2 275 millions de tonnes dans le Nord-Pas-de-Calais, 693 en Lorraine et 1 497 millions de tonnes dans le Centre-Midi[10].

Production de charbon en France (en millions de tonnes)[N 4]
Type 1973 1979 1985 1990 2000 2005 2008 2009 2010 2011 2012
Houille 25,7 18,6 15,1 10,5 3,2 - - - - - -
Lignite 2,8 2,5 1,8 2,3 0,3 - - - - - -
Produits de récupération 0,7 2,0 2,0 0,7 0,6 0,6 0,3 0,1 0,3 0,1 0,3
Total 29,1 23,1 18,9 13,5 4,1 0,6 0,3 0,1 0,3 0,1 0,3

Pétrole[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Réserves de pétrole en France.

En 2013, 793 000 tonnes de pétrole ont été extraites du sous-sol français, en recul de 2 %, après -10 % en 2012[b 12], ainsi que 27 kt d'hydrocarbures extraits du gaz naturel (Lacq), soit au total 1,2 % de la consommation annuelle du pays. Le pétrole extrait provient à 42 % du bassin aquitain, 57 % du bassin parisien, et moins de 1 % d'Alsace. Les réserves présentes dans le sous-sol français (12,2 Mt au 1er janvier 2013) correspondent à moins de deux mois de la consommation nationale. Au rythme auquel ces réserves sont exploitées, elles sont estimées à 13 ans de production[N 5].

La France découvre les premières réserves de pétrole brut dans le Sahara algérien en 1956, en pleine guerre d'indépendance de l'Algérie. En mars 1957, le général de Gaulle se rend sur place, avec son conseiller Jacques Foccart, pour constater l'importance stratégique du gisement[11]. Les accords d'Évian sauvegarderont les intérêts pétroliers français[12], jusqu'à la nationalisation en 1971.

L'exploration, puis l'exploitation du pétrole français ont été confiées initialement à des entreprises publiques : Régie autonome des pétroles (RAP) créée le 29 juillet 1939 pour exploiter le champ de gaz de Saint-Marcet en Haute-Garonne, Société nationale des pétroles d'Aquitaine (SNPA), née par la loi du 10 novembre 1941, Bureau de recherche de pétrole (BRP) créé en 1945 ; ces trois entités fusionnent en 1966 pour donner naissance à l’ERAP (surnommée Elf-RAP de 1967 à 1976) qui devient la Société Nationale Elf Aquitaine (SNEA) le 1er septembre 1976. l'entreprise est privatisée en 1994.

Parallèlement, Total a été créé le 28 mars 1924 sous le nom de la Compagnie française des pétroles (CFP) afin de gérer les parts que le gouvernement français s'était vu attribuer comme dommage de guerre dans la gestion de la future compagnie pétrolière irakienne, l'Iraq Petroleum Company. À l'origine, c'est une société mixte associant des capitaux d'État et des capitaux privés. En 1985, sa dénomination a été changée en Total – Compagnie française des pétroles (Total CFP) puis transformée en Total le 26 juin 1991. Elle est privatisée en 1993 par le gouvernement d’Édouard Balladur. À la suite de sa fusion avec la belge Petrofina, la société est devenue Total Fina SA en 1999.

En rachetant Elf en 2000, Totalfina double quasiment son effectif, ses capacités de production ainsi que son chiffre d'affaires ; le nouvel ensemble prend le nom de Total Fina Elf SA, puis reprend la dénomination Total SA en 2003. En 2011, Total fait partie des supermajors du secteur pétrolier et est l'une des plus importantes entreprises au monde[13].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Articles détaillés : Gisement de gaz de Lacq et Gaz de schiste.

Dans les années 1970, la France produisait un tiers de sa consommation de gaz naturel. Le gisement de gaz de Lacq a été découvert à Lacq, dans les Pyrénées-Atlantiques, en décembre 1951. Ce gaz naturel est distribué par gazoducs dans toute la France à partir de 1965. Avec ses 2 240 Gm3 de réserves, il a contribué à l'essor industriel de la France, et a remplacé le gaz de ville domestique qui était produit à partir de charbon dans des usines à gaz. Dans les années 1970, 33 millions de mètres cubes de gaz brut étaient extraits chaque jour, contre seulement 4 millions en 2009[14].

La production nationale continue de baisser en 2013 (-36 % après -10,6 % en 2012 et -20 % en 2011) et n'est plus que de 0,3 Mtep[b 1], avec l'arrêt définitif en octobre 2013 de la production du gisement de Lacq ; seules subsistent des quantités très marginales de gaz de mine du bassin Nord-Pas-de-Calais[b 13].

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE) la France serait, avec la Pologne, le pays européen aux ressources en gaz de schiste les plus importantes. Les deux bassins potentiellement riches en hydrocarbures de schistes en France sont le quart nord-est et le sud-est du pays[15]. 64 permis d'exploration[16] ont été délivrés en 2010 par Jean-Louis Borloo, faisant ensuite l'objet d'un désaveu par le gouvernement en 2011[17]. Les conséquences environnementales, inquiétant les populations concernées ont amené les députés français à légiférer : le 30 juin 2011, la France devient le premier pays à refuser la fracturation hydraulique, une méthode jugée hautement polluante[18].

Le 14 septembre 2012, dans un discours lors de la Conférence environnementale, le président François Hollande annonce « J'ai demandé à Delphine Batho (...) de prononcer sans attendre le rejet de sept demandes de permis déposés auprès de l’État et qui ont légitimement suscité l'inquiétude dans plusieurs régions. S'agissant de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels, telle sera ma ligne de conduite tout au long de mon quinquennat. »[19]. Il précise que « Dans l'état actuel de nos connaissances, personne ne peut affirmer que l'exploitation des gaz et huiles de schiste par fracturation hydraulique, seule technique aujourd'hui connue, est exempte de risques lourds pour la santé et l'environnement. »[20].

Ressources énergétiques primaires importées[modifier | modifier le code]

Les combustibles fossiles sont des matières premières énergétiques provenant de la décomposition de matières organiques : pétrole, charbon, gaz naturel, tourbe, … La France est globalement très dépendante des importations pour ces agents énergétiques.

Concernant l'énergie nucléaire, il est nécessaire de distinguer ressources primaires (les combustibles) et ressources secondaires (l'énergie électrique produite). Alors que les combustibles sont majoritairement importés, l'énergie induite est considérée dans les statistiques françaises comme une énergie purement locale ; cette convention est justifiée par le faible poids des combustibles importés dans le prix de revient final de l'électricité nucléaire.

Pétrole et produits pétroliers[modifier | modifier le code]

Les importations de pétrole brut, qui culminaient à 135 millions de tonnes en 1973 avant le premier choc pétrolier, ont progressivement décru jusqu'à 74 Mt en 1985 et 73 Mt en 1990 ; elles se sont relevées ensuite jusqu'à 85,6 Mt en 2000, mais la crise de 2008 les a fait chuter : 71,7 Mt en 2009, 64,1 Mt en 2010, 64,4 Mt en 2011, 56,8 Mt en 2012 (-11,8 %) et 56 Mt en 2013 (-1,5 %)[b 12]. Ce pétrole provient essentiellement de cinq zones géographiques : les pays de l'ex-URSS (30,1 % en 2013 contre 2,5 % en 1973), le Moyen-Orient (21,0 % contre 71,4 %), l'Afrique subsaharienne (18,2 % contre 11,1 %), l'Afrique du Nord (16,6 % contre 13,5 %) et la Mer du Nord (12,4 % contre 0,1 %) ; la part des pays de l'OPEP a été de 46,6 % en 2013 contre 94,7 % en 1973[b 14]. L'importation de pétrole se fait par oléoducs et par voies maritimes (notamment par les grands ports pétroliers français : Antifer, Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne…).

Importations de pétrole brut de la France par provenance (Mt)
Provenance 1973 1979 1990 2000 2005 2010 2011 2012 2013 % 2013
Drapeau de l'Arabie saoudite Arabie saoudite 30,2 44,4 15,2 15,2 10,3 6,0 6,7 7,8 10,2 18,1 %
Drapeau du Kazakhstan Kazakhstan - - - 2,2 8,6 6,8 8,3 7,2 7,2 12,9 %
Drapeau de la Russie Russie - - - 5,0 9,6 11,1 9,6 8,3 6,8 12,1 %
Drapeau de la Norvège Norvège 0,2 1,6 5,8 21,1 16,1 7,0 6,7 4,7 5,0 9,0 %
Drapeau du Nigeria Nigeria 12,6 9,6 3,1 4,8 2,8 2,8 4,8 4,0 4,9 8,7 %
Drapeau de la Libye Libye 6,5 4,0 2,9 2,4 4,5 10,2 3,2 6,4 4,8 8,5 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 11,1 5,1 3,0 3,5 5,4 0,9 4,0 2,9 3,4 6,1 %
Drapeau de l'Azerbaïdjan Azerbaïdjan - - - 0,6 1,4 3,1 5,5 2,9 2,8 5,1 %
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni - 2,7 4,7 9,9 4,4 3,4 2,0 1,3 1,9 3,4 %
Drapeau de l'Angola Angola - - 2,8 1,9 4,2 3,4 2,3 1,3 1,6 2,8 %
Drapeau de la Guinée équatoriale Guinée équatoriale - - - - 0,5 0,6 0,7 3,3 1,6 2,8 %
Drapeau de l'Irak Irak 18,7 22,7 3,0 7,2 1,4 2,4 1,5 1,8 1,2 2,2 %
Drapeau de la République du Congo République du Congo 0,9 - 0,9 0 0,5 1,3 0,9 1,3 0,6 1,1 %
Drapeau du Brésil Brésil - - - 0,1 0,3 0,6 0,7 1,4 0,4 0,8 %
autres 54,7 35,8 32,0 11,7 14,2 4,5 7,5 2,2 3,6 6,4 %
Total France 134,9 125,9 73,4 85,6 84,2 64,1 64,4 56,8 56,0 100 %
Source : Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie, Bilan énergétique de la France pour 2013[b 14]

La France importe de grandes quantités de produits pétroliers (solde importateur 2013 : 23,4 Mt, dont 21,6 Mt pour le gazole et le fioul domestique qui représentent 56 % des importations : 23,6 Mt sur 42,4 Mt), en plus du pétrole brut, et exporte de l'essence (3,7 Mt), du fait de la diésélisation du parc automobile[b 15]. En valeur, le déficit des échanges de gazole s'élève à -8,9 milliards d'euros en 2010 et devrait être proche de -13 milliards en 2011. En revanche, les échanges d'essence sont excédentaires : +2,3 milliards en 2010 et probablement autour de +2,8 milliards en 2011. Compte tenu de la forte diésélisation du parc automobile français (7 véhicules sur 10 immatriculés en 2010, contre 5 sur 10 en moyenne en Europe), liée notamment à une fiscalité avantageuse, la demande porte surtout sur le gazole. Ce dernier constitue ainsi 80 % de la consommation de carburants en France. En revanche, l'offre de raffinage, qui est relativement inélastique (une raffinerie produit pour moitié environ du gazole, le reste étant constitué d'essence, de fioul lourd et de kérosène), ne permet pas de répondre à cette demande, d'où un surcroît d'importations[21].

Importations/exportations de produits pétroliers de la France en 2013 (Mt)
Produit Importations Exportations Solde importateur
Gazole FOD[n 15] 23,6 2,0 21,6
Carburéacteurs 4,7 1,0 3,7
GPL[n 16] 3,0 1,1 1,9
Coke de pétrole 0,9 0 0,9
Fioul lourd 5,5 5,6 -0,1
Bitumes 1,2 1,2 0
Essence 0,4 3,7 -3,3
Naphta 1,7 3,0 -1,2
Lubrifiants 0,8 1,4 -0,6
autres 0,4 0 0,4
Total France 42,4 19,0 23,4
Source : Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie,
Bilan énergétique de la France pour 2013
[b 14]

Charbon[modifier | modifier le code]

En 2013, la France a importé près de 18 Mt de charbon (+4 %, après +7 % en 2012), soit 11,2 Mtep, dont 2/3 de charbon vapeur destiné à la production d'électricité et 1/3 de charbon à coke pour la sidérurgie ; cette progression s'explique surtout par la baisse des prix du charbon sur les marchés internationaux causée par le boom du gaz de schiste aux États-Unis. Ces importations proviennent principalement des États-Unis (25,8 %), de la Russie (17,2 %), de l'Australie (16,9 %), de la Colombie (15,6 %) et de l'Afrique du Sud (13,3 %)[b 11]. Les charbons arrivent en France par voie maritime, essentiellement par les ports de Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre/Rouen et Saint Nazaire/Montoir.

En 2008, la France avait importé 14,2 Mtep de charbon provenant principalement de l'Australie (26 %), des États-Unis (18 %), de l'Afrique du Sud (15 %) et de la Colombie (9 %).

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2013, la France a importé 549,5 TWh de gaz naturel, en légère progression de 0,4 % après une baisse de 3,9 % en 2012, ces importations provenant principalement de la Norvège (36,2 % ; en forte hausse : 30 % en 2010), des Pays-Bas (13,9 %), de la Russie (17,9 %) et de l'Algérie (10,8 %) ; les exportations ont atteint 58,3 TWh, et le solde importateur de 491,2 TWh progresse de 2,7 % après une baisse de 3,3 % en 2012[b 16].

Importations de gaz naturel de la France par provenance (TWh)
(transit inclus)
Provenance 2011 2012 2013 % 2013
Drapeau de la Norvège Norvège 185,1 212,9 198,7 36,2 %
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 92,5 82,0 76,3 13,9 %
Drapeau de la Russie Russie 74,2 74,0 98,3 17,9 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 63,0 47,8 59,4 10,8 %
Drapeau du Qatar Qatar 32,4 21,7 17,6 3,2 %
Swaps 25,3 39,0 12,4 2,3 %
Drapeau de l'Égypte Égypte 10,2 9,2 1,0 0,2 %
Drapeau de Trinité-et-Tobago Trinité-et-Tobago 2,6 2,6 0
Drapeau du Nigeria Nigeria 1,0 3,7 0
autres 83,3 54,6 85,8 15,6 %
Total entrées brutes 569,6 547,4 549,5 100 %
dont contrats court terme 74,0 80,0 77,2 14,0 %
dont contrats moyen-long terme 495,6 467,5 472,3 86,0 %
dont gazoducs 410,2 440,5 463,1 84,3 %
dont GNL 159,3 106,9 86,4 15,7 %
Exportations 75,0 69,3 58,3 10,6 %
Solde importateur net 494,6 478,1 491,2 89,4 %
Source : Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie, Bilan énergétique de la France pour 2013[b 16]

Les importations de gaz sont réalisées, selon la provenance, soit par gazoducs venant de Norvège et de Russie par les points d'entrée de Dunkerque, Taisnières et Obergailbach, en hausse de 5,1 % en 2013 après +7,4 % en 2012, soit par voie maritime (méthaniers, par les ports de Fos-sur-Mer et Montoir-de-Bretagne), en forte baisse (-19,2 % en 2013 après -33 % en 2012) du fait de la plus grande attractivité du marché asiatique pour les cargaisons de GNL disponibles sur le marché spot ; les gazoducs assurent plus de 84 % des approvisionnements contre 16 % pour les méthaniers (contre 28 % en 2011). Les contrats de moyen et long terme regagnent du terrain à 86 % après une baisse de 5,7 % en 2012 ; ils représentaient encore 92,4 % du total 2010 ; cette remontée a été permise par la renégociation des contrats à long terme, désormais en partie indexés sur les prix spot[b 16].

Les stocks au 01/01/2013 étaient particulièrement bas (92,3 TWh), et sont restés inférieurs aux niveaux des années précédentes jusqu'en novembre 2013 ; fin mars 2013, après la vague de froid intense de février, le déficit par rapport à 2012 a culminé à 43 %, avec seulement 21,3 TWh disponibles dans les stockages souterrains, soit l'équivalent de 15 jours de consommation d'avril ; en fin d'année, la clémence des températures a permis de ramener les stocks à un niveau plus normal : 84,1 TWh fin décembre, en retrait de 9 % par rapport à 2012 et 18 % par rapport à 2011 ; sur l'année, le soutirage sur les réserves souterraines s'est élevé à 6,7 TWh contre 10 TWh en 2012[b 17].

Le principal acteur du secteur gazier français est GDF Suez, issu en 2008 de la fusion entre Gaz de France et Suez.

Uranium (combustible nucléaire)[modifier | modifier le code]

Article connexe : industrie nucléaire en France.

En 1946, la prospection d'uranium a débuté sur le territoire national et en 1948 un gisement, très important, est découvert à La Crouzille. En 1955 d'autres gisements sont localisés dans des granitoïdes dans le Limousin, dans le Forez, en Vendée et dans le Morvan. Par la suite la prospection s'est étendue à des formations issues de l'érosion de massifs cristallins anciens, au nord et au sud du Massif central. La dernière mine d'uranium, à Jouac, a fermé en 2001. Cet arrêt de la production nationale n'est pas dû à un épuisement des gisements, mais à la disponibilité de ressources abondantes en uranium à bas prix du fait de l'arrêt du développement du nucléaire aux États-Unis et surtout du recyclage de l'uranium contenu dans les armes atomiques démantelées en vertu des accords de désarmement (traités SALT I et SALT II et surtout traité START). 75 982 tonnes d'uranium ont été extraites du sol français jusqu'en 2008[22].

Selon le World Energy Council, les besoins annuels mondiaux fluctuent entre 59 ktU (milliers de tonnes d'uranium) et 66 ktU ; la production mondiale atteignait 43 880 tU en 2008, dont 20,5 % au Canada ; 19,4 % au Kazakhstan ; 19,2 % en Australie ; 10 % en Namibie ; 8 % en Russie ; 6,9 % au Niger, etc[22]. Les ressources identifiées atteignaient, au 01/01/2009, 6 306 000 tU, dont 26,6 % en Australie, 13,2 % au Kazakhstan, 9 % en Russie, 8,6 % au Canada, etc[22]. S'y ajoutent 6,8 MtU de ressources estimées non encore identifiées. Les réserves identifiées de la France sont évaluées à 9000 tU[22]. Selon le Livre Rouge 2011 publié par l'AIEA, les ressources mondiales identifiées ont crû de 12,5 % depuis 2008 et la production totale des mines d'uranium a crû de 25 %[23].

En 2005, Électricité de France, l'exploitant des centrales nucléaires françaises, disposait de stocks d'uranium équivalent à trois ans de consommation prévisionnelle[24].

Trois types de combustibles nucléaires sont utilisés dans le parc nucléaire français :

Le combustible MOX est fabriqué à partir du plutonium issu du traitement des combustibles nucléaires irradiés et d'uranium appauvri des stocks constitués lors de l'enrichissement de l'uranium naturel. Le combustible URE est fabriqué à partir de l'uranium issu du retraitement des combustibles nucléaires irradiés.

En 2011, l'uranium naturel utilisé en France est intégralement issu des importations ou du recyclage. Le combustible nucléaire chargé en réacteur a été de 1 205 tonnes[25], dont environ 120 tonnes de MOX et 80 tonnes d'URE. EDF fait appel à plusieurs fournisseurs pour effectuer les étapes successives du cycle du combustible : AREVA, Urenco (Grande-Bretagne), Tenex (Russie) et USEC (États-Unis), et diversifie ses achats auprès de différents fournisseurs situés dans plusieurs pays : le Kazakhstan, le Canada, l’Australie ou le Niger[26].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

L'importation de ressources primaires renouvelables est à l'heure actuelle encore modeste, mais les importations d'agrocarburants posent déjà des problèmes au niveau européen : l'Union Européenne a ouvert une enquête antidumping sur les importations de biodiesel d'Argentine et d'Indonésie[27]. En France, selon les données des Douanes, « les quantités de biocarburants produites dans le cadre des agréments et bénéficiant de ce fait d’une défiscalisation (en provenance de France ou des autres pays de l’Union européenne) sont, en 2011, pour la première fois en fort recul (- 16 %). La production agréée de la filière bioéthanol a reculé de 8 % après un bond de 13 % en 2010, et celle de biodiesel a perdu près de 20 %, d’où un recours renforcé aux importations pour couvrir les besoins »[28].

Principaux acteurs[modifier | modifier le code]

Total est de loin le principal acteur du secteur pétrolier français, et la première capitalisation boursière française au 27 février 2014[29].

Le groupe Total est en 2012 le cinquième groupe pétrolier privé du monde derrière l'anglo-néerlandais Royal Dutch Shell, les américains ExxonMobil et Chevron Texaco et le britannique BP ; si l'on prend en compte les groupes publics chinois, Total se retrouve au 7e rang par le chiffre d'affaires après Sinopec et CPC (China Petroleum Company) et au 8e rang par le résultat net après le brésilien Petrobras[30].

Total figure à la 10e place du classement Fortune Global 500 de 2013 par chiffre d'affaires (7e dans le secteur énergie), et à la 24e place pour ses bénéfices[31].

GDF Suez est 37e au classement Fortune Global 500 de 2013 par chiffre d'affaires ; c'est la 8e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014[29].

Sur son site web, GDF Suez se présente[32] (chiffres au 30 juin 2013) comme :

  • dans le secteur électrique : 1er producteur indépendant d’électricité dans le monde ; 1er producteur mondial d’électricité non nucléaire ; 117 GW de capacités de production électrique installées dans le monde, plus 7,2 GW en construction.
  • dans le gaz naturel : 2e acheteur de gaz naturel en Europe, 1er opérateur de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel en Europe et 1er vendeur de capacités de stockage de gaz en Europe ; 344 licences d’exploration et/ou de production dans 16 pays; 836 Mbep de réserves prouvées et probables ; 1er importateur de GNL en Europe et 3e importateur dans le monde, 2e opérateur de terminaux méthaniers en Europe ; 17 navires méthaniers.

GDF-Suez a annoncé le 27 février 2014 des dépréciations d'actifs d'un total de 14,9 milliards d'euros, essentiellement sur des centrales électriques thermiques et des capacités de stockage de gaz en Europe, qui l'ont fait plonger dans le rouge avec une perte nette de 9,7 milliards au titre de 2013 ; le groupe est affecté par le bas niveau des prix de marché de l'électricité en Europe, dû à une combinaison de surcapacités et de faible demande et son PDG, Gérard Mestrallet, a souligné que ces dépréciations reflétaient sa conviction d'une crise "durable et profonde" ; mais elles n'impactent ni la trésorerie ni la solidité financière du groupe, et le résultat net récurrent (hors exceptionnels) est ressorti à 3,4 milliards d'euros[33].

EDF est de loin le premier producteur, transporteur, distributeur et fournisseur d'électricité en France, no 2 en Grande-Bretagne et en Italie ; 6e capitalisation du CAC 40 au 27 février 2014[29]. À l'échelle mondiale, EDF a produit 642,6 TWh d'électricité en 2012 (dont 84,7 % sans CO2) avec un parc de 139,5 GW et desservi 39,3 millions de clients ; son chiffre d'affaires a atteint 72,7 milliards d'euros, et ses investissements 13,4 milliards d'euros[34]. EDF est en 2012 le 8e propriétaire mondial d'infrastructures[35]. EDF étend son activité au gaz, en s'appuyant sur l'expérience de sa filiale italienne Edison ; c'est actuellement le principal concurrent de GDF Suez dans le gaz en France, et GDF Suez est son principal concurrent dans l'électricité.

Le secteur Énergie au sens large compte donc 3 des plus grosses capitalisations boursières : Total, GDF Suez et EDF ; on peut de plus, en remontant vers l'amont, ajouter Legrand et Schneider Electric (matériel électrique) ainsi qu'Alstom (transport et énergie) et Technip (ingénierie pétrolière) ; on arrive alors à 7 entreprises fortement impliquées dans l'énergie sur les 40 du CAC40. Cela permet de mesurer l'importance capitale de ce secteur pour l'économie française.

Depuis l'ouverture à la concurrence impulsée par l'Union Européenne et appliquée tardivement, avec réticence et a minima par la France (dernier pays à maintenir des tarifs réglementés pour l'électricité et le gaz), quelques acteurs nouveaux, souvent étrangers, ont émergé :

  • le no 1 allemand de l'électricité E.ON, 15e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013[31], a racheté en 1995 à Endesa la société SNET qui exploite les anciennes centrales à charbon des ex-Charbonnages de France ; E.ON France prévoit de fermer 5 centrales et de les remplacer par des cycles combinés gaz sur les mêmes sites. Le site web d'E.ON France présente les chiffres clés 2012 d'E.ON en France[36] : « Effectif : 889 salariés ; Chiffre d’affaires  : 1609 M€ (1987 M€ en 2011) ; ventes d’électricité et de gaz : 10,1 TWh d’électricité et 4,8 TWh de gaz (13,1 TWh d’électricité et 6,9 TWh de gaz en 2011) ; capacité installée : plus de 3,2 GW ; production d’électricité : 7,4 TWh. 4 centrales thermiques, 2 cycles combinés gaz, 6 parcs éoliens et 2 fermes solaires ».
  • le pétrolier et gazier italien ENI, 17e société mondiale au classement Fortune 500 de 2013[31], déjà présent en France dans la distribution de produits pétroliers (180 stations-services AGIP, bitumes, lubrifiants, etc) tente depuis 2004 de se lancer dans la commercialisation de gaz avec la marque Altergaz, qui a été remplacée par la marque ENI au 1er octobre 2012. ENI se présente[37] comme 1er fournisseur "nouvel entrant" avec une part de marché d'environ 14 % et un volume vendu en 2011 en France de 74,2 TWh.
  • Direct Énergie, qui a racheté Poweo le 11 juillet 2012 ; ces deux entreprises de fourniture d'électricité et de gaz étaient apparues en 2002 et 2003, à la suite de l'ouverture de ces marchés à la concurrence. En juin 2009, le fondateur de Poweo, Charles Beigbeder vend sa participation à l'autrichien Verbund, le premier producteur d'électricité d'Autriche ; en juillet 2011 Direct Énergie annonce le rachat de la participation majoritaire de l'autrichien, prélude à la fusion de 2012. Le capital de la société est détenu à 60,8 % (72,6 % des droits de vote) par François 1er Énergie, société holding détenue en majorité par Financière Lov et dirigée par Stéphane Courbit. Son site web[38] la présente comme « le 3e acteur français de l’électricité et du gaz qui a déjà conquis et fidélisé plus d’un million de clients (798 000 sites clients en électricité et 227 000 en gaz au 31/12/2012). Le groupe est un acteur intégré de l’énergie en France, depuis la production et la fourniture d’électricité et de gaz, jusqu’aux services dans le foyer ». Son chiffre d'affaires 2012 était de 740 M€ pour 8,6 TWh d'énergie livrée. Son parc de production comprend surtout un cycle combiné gaz : Pont-sur-Sambre (412 MW), ainsi que des petites centrales hydrauliques et des éoliennes en gérance ; en février 2012, Direct Énergie a remporté, en partenariat avec Siemens, un appel d’offres portant sur la construction d’une centrale à cycle combiné au gaz naturel (CCGN) d’une puissance d’environ 400 MW sur la commune de Landivisiau (Finistère) (mise en service prévue fin 2016), projet qui s’inscrit dans le Pacte Électrique Breton ; Direct Énergie développe un autre projet cycle combiné au gaz à Hambach en Moselle (deux tranches de 446 MW), mais le Tribunal Administratif de Strasbourg a prononcé l’annulation du permis de construire et de l’autorisation d’exploiter en février 2012.

Bilan énergétique[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Bilan énergétique (statistique).

Pour couvrir les besoins énergétiques de la France, la branche énergétique française utilise de l'énergie primaire, produite en France ou importée, puis la transforme et la distribue aux utilisateurs.

Tout ces flux peuvent se résumer en un tableau sous forme de bilan Ressources/Emploi, dénommé "bilan énergétique national" :

BILAN Énergétique[b 18] résumé (Mtep) 2009 2010 2011 2012 2013
RESSOURCES 260,5 263,5 265,7 260,9 259,6
Production d’énergie primaire (P) 130,8 137,4 138,4 137,2 139,1
Importations 163,9 160,4 159,7 154,2 153,4
Exportations -32,0 -30,2 -35,0 -30,7 -29,2
Stocks et Soutes maritimes -2,2 +0,4 -3,9 -0,7 -1,5
Total disponibilités (D) 260,5 268,0 259,2 260,0 261,7
Indépendance énergétique (P/D) 50,2 % 51,3 % 53,4 % 52,8 % 53,1 %
Corrections climatiques 0,9 -4,5 6,6 0,9 -2,2
EMPLOIS 261,4 263,5 265,7 260,9 259,6
Consommation branche énergie 93,7 96,4 98,2 93,9 94,1
Consommation finale non énergétique 12,1 12,2 12,4 11,9 11,4
Consommation finale énergétique
(corrigée du climat)
155,6 154,9 155,2 155,1 154,1

Des explications détaillées sur les différentes rubriques sont disponibles dans l'article Bilan énergétique (statistique).

Énergie primaire consommée par source d'énergie[modifier | modifier le code]

La croissance de la consommation d'énergie primaire se ralentit progressivement depuis les années 1970 ; la consommation régresse depuis 2002 où la consommation avait été de 272 Mtep. La consommation de charbon et de pétrole a fortement décru depuis 1973 alors que le gaz naturel, l'électricité primaire et les énergies renouvelables ont vu leur consommation augmenter rapidement.

En 2013, la consommation totale d'énergie primaire réelle a été de 261,7 Mtep, en hausse de 0,7 % ; après correction des variations climatiques, elle a été de 259,6 Mtep, en baisse de 0,5 %. Le charbon remonte (+6,6 % après +12,8 % en 2012) du fait de son prix avantageux sur les marchés internationaux, ainsi que les EnRt (+3 % après +4,7 %) et l'électricité primaire (+0,1 %), alors que les autres énergies baissent : pétrole (-2,2 %) et gaz (-2,5 %)[b 19].

Cette consommation se répartit en :

  • 49,0 % de combustibles fossiles (pétrole 30,0 %, gaz 14,5 % et charbon 4,5 %) ;
  • 44,1 % d'électricité primaire (nucléaire : 42,5 % et renouvelables : 3 %, moins exportations d'électricité : 2 %) ;
  • 6,9 % d'énergies renouvelables thermiques et déchets.

En regroupant les énergies renouvelables thermiques[b 9] et électriques[b 9], on arrive à 9,6 % d'énergies renouvelables (4,1 % bois, 2,4 % hydraulique, 0,9 % agrocarburants, 0,6 % pompes à chaleur, 0,5 % éolien, 0,5 % déchets urbains, 0,2 % photovoltaïque, 0,4 % divers).

Énergie primaire consommée en France métropolitaine par source d'énergie
(corrigée des variations climatiques)
Mtep 1973 1979 1990 2000 2005 2007 2008[39] 2009 2010 2011 2012 2013[b 19] % 2013
Charbon 28 32 19 14 13 13 12,1 10,8 11,5 9,8 11,1 11,8 4,5
Pétrole 121 114 88 95 92 91 88,4 85,4 80,9 82,7 79,7 77,9 30,0
Gaz naturel 13 21 26 38 41 41 40,4 38,6 40,2 40,1 38,5 37,5 14,4
Électricité primaire 8 17 83 109 117 116 117 110,7 115,2 116,7 114,2 114,4 44,1
ENRt[n 17] et déchets 9,4 9 11,4 13 13 15 15,3 15,8 15,7 16,6 17,4 17,9 6,9
TOTAL 180 193 229 269 277 276 273,2 261,4 263,5 265,7 260,9 259,6 100,0

Les conventions utilisées par les statistiques françaises, alignées sur celles de l'AIE, contrairement à celles de l'EIA, minorent la part des énergies renouvelables électriques : ainsi, la production hydroélectrique de la France en 2012 est évaluée à 0,532 quadrillion Btu par l'EIA (4 % de la consommation d'énergie primaire)[40], soit 21,11 Mtep, contre 5,05 Mtep pour l'AIE (2,0 % de la consommation d'énergie primaire)[1] ; sur les bases EIA, la part des énergies renouvelables électriques en 2012 est de 7,4 % au lieu de 2,8 %, et la part totale des énergies renouvelables dans la consommation primaire passe à plus de 15 %.

Énergie primaire consommée par la branche énergie[modifier | modifier le code]

En 2013, la consommation de la branche énergie a représenté 36 % de l'énergie primaire consommée (94,15 Mtep sur 261,7 Mtep)[b 18] ; l'énergie consommée par cette filière est donc équivalente à 60 % de l'énergie consommée par les utilisateurs finaux ; voici les différents postes de consommation de cette filière, par ordre d'importance :

  • Ajustements : par convention, on ajuste l'énergie primaire nécessaire à la production d'énergie secondaire (électricité), selon le type d'énergie primaire (électricité thermo-nucléaire ou géothermique…) : ainsi, on considère que l'énergie nucléaire primaire est la chaleur produite par le réacteur ; le rendement énergétique d'une centrale nucléaire est celui de la transformation de cette chaleur en électricité, soit en moyenne 33 % ; pour comparaison, le rendement d'une centrale thermique au fioul est d'environ 35 % ; en effet la partie aval du process (après la production de chaleur dans le réacteur nucléaire ou dans la chaudière de la centrale thermique classique) est identique : ces rendements sont tout simplement ceux du cycle thermodynamique. Comme la France produit des quantités considérables de kWh d'origine thermique (fossiles et nucléaires), les pertes thermiques sont elles aussi considérables[n 18].
  • Production d’électricité thermique : pertes dues au rendement des centrales thermiques à flamme (hors nucléaire).
  • Raffinage : pertes lors du raffinage des produits pétroliers.
Consommation de la branche énergie[N 6]
en MTEP 2011 2012
Pertes et ajustements 81,28 77,19
Production d’électricité thermique 6,16 6,58
Usages internes 5,70 5,13
Raffinage 5,16 4,11
TOTAL 98,30 93,00

Énergie consommée pour les usages non énergétiques[modifier | modifier le code]

Cette branche comprend notamment les consommations de :

  • goudrons de houille utilisés à des fins non énergétiques,
  • produits pétroliers utilisés dans la pétrochimie comme le GPL, le naphta, le gazole
  • produits pétroliers utilisés pour le bitume pour les routes, lubrifiants pour les moteurs, white-spirit, essences spéciales, paraffines, cires, coke de pétrole calciné…
  • gaz en tant que matière première dans les industries chimiques et para-chimiques.

En France, la consommation de cette branche correspond à un peu moins de 10 % de l'énergie finale consommée.

Conversion en énergies secondaires[modifier | modifier le code]

Raffinage[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Liste des raffineries françaises.
Pétrole brut et raffineries en France.
La raffinerie de Donges, vue depuis les marais de Lavau-sur-Loire.

Le pétrole brut est transformé en produits pétroliers par les raffineries.

Le raffinage en France, comme dans toute l'Europe, ne parvient plus à concurrencer les installations géantes du Moyen-Orient et d’Asie, de nouvelles raffineries situées près des lieux de production du brut ou dans des pays dont la demande est en forte croissance, ce qui leur permet de produire à moindre coût. Le raffinage français fait de surcroît face à une baisse de la demande et se trouve en surcapacité. Enfin, il ne pourrait répondre à la forte diésélisation du parc automobile national qu’en produisant moins d’essence et plus de gazole, ce qui impliquerait des investissements très coûteux dans les installations existantes. Après la fermeture des raffineries de Dunkerque en 2010 et de Reichstett en 2011, la raffinerie de Berre (LyondellBasell) a été mise sous cocon jusqu’à la fin 2013 et celle de Petit-Couronne (Petroplus) a fermé en 2013. Au total, seules huit raffineries en métropole ont eu une activité en 2013[b 14].

La raffinerie de Normandie, située à Gonfreville-l'Orcher, en Seine-Maritime, mise en service en 1933, traite jusqu'à 16 millions de tonnes de pétrole brut par an, surtout en provenance du golfe Persique. C'est la plus grosse raffinerie française et une des premières au niveau européen.

Trois autres raffineries ont une capacité supérieure à 10 Mt/an : raffinerie de Donges, raffinerie de Port-Jérôme-Gravenchon et raffinerie de Lavéra.

Regazéification[modifier | modifier le code]

Vue du terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne.

Le gaz naturel liquéfié est retransformé en gaz à son arrivée dans les trois terminaux méthaniers d'Elengy, filiale de GDF-Suez : Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Montoir-de-Bretagne ; le terminal méthanier de Loon-Plage est en cours de construction près de Dunkerque par EDF et Total et devrait entrer en service en 2015.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité en France.

Transport et distribution d'énergie[modifier | modifier le code]

Oléoducs[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Industrie pétrolière.

L'oléoduc sud-européen (en rouge sur la carte de la section "Raffinage" ci-dessus) relie la Méditerranée à la région du Rhin supérieur en traversant la France et approvisionne la Suisse et l'Allemagne ; il assure l'approvisionnement des raffineries sur l'axe Fos-sur Mer - Karlsruhe, soit 769 kilomètres ; il transporte 10 millions de tonnes par an, alimenté par des pétroliers qui déchargent leur cargaison de pétrole brut au port de Fos-sur-Mer et leur cargaison de naphta et condensat au port de Lavéra ; il approvisionne la raffinerie de Feyzin près de Lyon et le raffinerie de Cressier en Suisse, près de Neuchâtel.

L'oléoduc d'Ile-de-France achemine du pétrole brut depuis le Port Autonome du Havre jusqu'à la raffinerie de Grandpuits ; long de 262 km, il transporte 6 millions de tonnes de pétrole brut et de produits pétroliers chaque année.

Des oléoducs de produits transporte des produits raffinés :

  • le LHP alimente les aéroports de Paris à partir des raffineries du Havre,
  • le Donges-Metz se connecte au pipeline de l'OTAN,
  • les pipelines de l'OTAN transportent les produits des raffineries de Dunkerque ou de Lavera (près de Marseille) vers l'Allemagne.

Gazoducs[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Gazoduc.
Chantier du doublement du gazoduc de Chazelles (Charente) (5 avril 200!)

En 2012, le réseau de transport de gaz compte 37 500 km de gazoducs et le réseau de distribution 194 000 km[41].

La carte des réseaux de transport de gaz peut être consultée sur le site du Ministère de l'Écologie[N 7]. Les points d'entrée sur le territoire français, en dehors des terminaux méthaniers, sont à Dunkerque (gaz de Norvège), Taisnières (gaz de Norvège et des Pays-Bas) et Obergailbach (gaz de Russie) ; les points de sortie vers la Suisse à Oltingue et vers l'Espagne à Biriatou et Larrau.

Les gazoducs appartiennent à des opérateurs de transport et de distribution qui exécutent des contrats d'acheminement souscrits par des expéditeurs. Le transport est principalement assuré par les entreprises TIGF (Transport et Infrastructures Gaz France, filiale de Total SA) dans le sud-ouest (4 900 km) et GRTgaz (filiale de GDF Suez) dans le reste du pays (32 600 km). La distribution est principalement assurée par GrDF, autre filiale de GDF Suez et par une vingtaine de sociétés plus petites ; ces distributeurs desservent 11 millions de clients dans 9500 communes[41].

Les compteurs de gaz chez les particuliers vont être remplacés d'ici 2022 par le compteur communicant Gazpar; son déploiement a été annoncé, mercredi 20 novembre, par GrDF, après que le gouvernement ait donné son feu vert en août ; GRdF investira 1 milliard d'euros dans ce projet. Ce compteur sera relevé à distance grâce à un module radio, permettant la facturation sur la consommation réelle sans relève physique du compteur ; un relevé quotidien sera accessible par internet ; des opérations de vérification et maintenance à distance seront possibles[42].

L’accès des tiers aux réseaux de transport et de distribution du gaz a été garanti par la loi en 2003 ; la CRE a été chargée de la régulation de l’ouverture à la concurrence du secteur de l’énergie.

La fourniture de gaz est assurée par une quarantaine de fournisseurs (expéditeurs ou traders). L'ouverture totale des marchés est effective en France depuis 1er juillet 2007.

L'équilibrage entre l'offre et la demande est assuré grâce à quinze stockages souterrains (3 sites de stockage en cavités salines et 11 sites en nappes aquifères) dont 13 exploités par la Direction des Grandes Infrastructures de GDF SUEZ et 2 par TIGF, pour une capacité utile de l'ordre de 110 TWh, soit près de 30% de la consommation nationale.

Énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

En 30 ans (1981-2011), la consommation d'énergie finale a augmenté de 19,5 %.

Répartition par énergie de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Consommation finale par énergie en France. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

Le graphique de droite montre les grandes lignes de l'évolution de la consommation finale par énergie :

  • la consommation totale a augmenté de 18,6 % en 31 ans ; mais elle a connu un pic de 2006 à 2008, suivi d'un recul de 3,7 % en 2009, puis d'un lent déclin ;
  • large prédominance du pétrole : cependant, après une progression quasi-continue de 1986 à 2002, il a commencé à décliner, puis a chuté très nettement avec la crise de 2008 : -3,6 % en 2009 et -3,1 % en 2010 ; 2011 a connu une légère remontée : +1,4 %, mais le déclin a repris en 2012 : -2,4 % ; la consommation de pétrole en 2012 a baissé de 11,2 % depuis 1981 ;
  • forte progression du gaz (+81,4 % en 31 ans) et de l'électricité (+105 %), mais le gaz, après avoir connu un apogée en 2005, a commencé à reculer (-8,7 % en 7 ans) et l'électricité elle-même a subi une baisse de 3,3 % en 2009 ; la crise a brisé son élan : elle se retrouve en 2012 au niveau de 2008 ;
  • déclin ininterrompu du charbon (-60,6 % en 31 ans), qui n'est quasiment plus utilisé (hors production d'électricité) que dans la sidérurgie, dont l'activité régresse d'année en année ;
  • progression des énergies renouvelables thermiques (y compris déchets) : +84% en 31 ans, surtout à partir de 2006, avec le décollage des biocarburants et l'essor des pompes à chaleur.

En 2012, la répartition par énergie est la suivante[5] :

  • charbon : 3,5 %
  • produits pétroliers : 42,7 %
  • gaz : 21,0 %
  • électricité : 23,9 %
  • EnRt : 9,0 % (bois, agrocarburants, biogaz et déchets).
Consommation d'énergie finale par source en MTEP
Source 1981 1985 1990 1995 2000 2005 2008 2009 2010 2011 2012 %2012 var.2012/1981
Charbon 13,26 12,46 10,22 8,18 7,45 6,60 6,48 4,82 5,66 5,39 5,22 3,5 % -60,6 %
Produits pétroliers 72,75 64,93 70,76 72,18 73,32 72,35 69,89 67,40 65,32 66,22 64,60 42,7 % -11,2 %
Gaz naturel 17,66 19,91 23,28 26,36 32,85 35,11 34,44 33,04 32,41 32,59 32,04 21,0 % +81,4 %
Electricité 18,34 21,78 25,94 29,58 33,67 36,39 37,83 36,57 38,10 37,03 37,60 23,9 % +105,0 %
EnRt* et déchets 8,12 9,79 10,46 10,05 10,00 9,89 12,48 13,28 13,41 14,01 14,93 9,0 % +83,8 %
Consommation finale 130,13 128,87 140,66 146,35 157,29 160,35 161,12 155,11 154,90 155,24 154,39 100,0 % +18,6 %
Source : Ministère de l'Écologie (Base de données Pégase) [5]
2012 : chiffres provisoires ; EnRt = bois, agrocarburants, biogaz.

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée[modifier | modifier le code]

Consommation finale d'énergie par secteur en France. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

En 2013, la consommation d’énergie finale[b 4] se répartissait en :

  • 20,6 % pour l'industrie,
  • 3,0 % pour l'agriculture,
  • 14,3 % pour le secteur tertiaire,
  • 30,4 % pour les ménages (secteur résidentiel),
  • 31,6 % pour le secteur des transports (qui inclut le transport par véhicule individuel).

En Allemagne en 2012, la part de l'industrie (+agriculture) était de 28,9 %, celle des ménages de 27 %, celle du tertiaire de 15,5 % et celle des transports de 28,6 %.

Consommation d'énergie finale par secteur en MTEP, corrigée des variations climatiques
Secteur 1973 1979 1990 2000 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013
Industrie (hors sidérurgie) 48 47 38 39 38 38 33 33,3 32,3 32,5 31,8 20,6
dont sidérurgie 13 11 7 6 6 6 4,2 5,0 5,0 4,8 4,9 3,2
Résidentiel-Tertiaire 56 57 59 67 70 69 69,0 67,8 69,1 69,1 69,0 44,8
dont résidentiel 46,5 45,4 46,2 46,7 46,9 30,4
dont tertiaire 22,5 22,4 22,9 22,4 22,1 14,3
Agriculture 3 3 3 3 3 4 4,4 4,4 4,5 4,5 4,6 3,0
Transports[n 19] 26 32 42 49 50 51 49,2 49,4 49,3 49,1 48,7 31,6
Consommation finale énergétique 134 139 142 159 161 162 155,6 154,9 155,2 155,1 154,1 100,0
Source : Ministère de l'Écologie (Bilan énergétique France 2013) [b 4]
2013 : chiffres provisoires.

Les grandes lignes de l'évolution par secteur sont :

  • la prédominance du secteur "résidentiel-tertiaire" (hélas, les statistiques ne distinguent ces 2 secteurs que depuis 2009) et sa forte croissance : +25 % en 32 ans (1973-2003), puis cette croissance s'est ralentie, et la crise l'a ramené au niveau de 2001, mais il est vite revenu au niveau de 2008 ;
  • l'importance du secteur "transports" et sa croissance encore plus forte : +87 % ; mais lui aussi a vu sa consommation plafonner depuis 2002, et même baisser de 5 % depuis 2008 ;
  • le déclin de l'industrie : -34 %, et encore plus de la sidérurgie : -62 % ; c'est surtout au cours des 5 dernières années que s'est produite la chute de la consommation industrielle : -16 % de 2008 à 2013 ;
  • la croissance assez robuste du secteur agricole : +53 %.

En 2013, les ménages français ont consacré 92 milliards € à leurs achats d’énergie, soit 9,7 % de leurs dépenses totales ; leur facture énergétique a été de 3 207 € par ménage, en hausse de 1,3 % (contre +7,2 % entre 2011 et 2012), du fait des dépenses d'énergie dans le logement qui ont progressé de 6 % (après avoir bondi de 11 % en 2012), le principal facteur de ce bond ayant été la hausse des prix (électricité et réseaux de chaleur : +6,5 %, gaz : +3,9 %) et le second la légère baisse de la température moyenne par rapport à 2012 ; la facture énergétique pour le logement a dépassé 1 800 € par logement, en hausse de plus de 100 € ; par contre, la dépense de carburant a diminué de plus de 60 € en 2013, retombant à 1 365 € en moyenne par ménage contre 1 399 € en 2012 et 1 382 € en 2011 ; les prix des carburants ont en effet baissé de 2,6 %, pour la première fois depuis 2009[b 20].

La consommation totale de pétrole raffiné en France (corrigée des variations climatiques)[5] est donnée par le tableau suivant :

Consommation de pétrole par secteur (corrigée climat) en MTEP
Secteur 1973 1979 1985 1990 2000 2005 2009 2010 2011 2012 part
2012
variation
2012/1973
Industrie[n 20] 24,1 21,0 9,6 9,3 7,0 6,0 6,8 5,1 5,2 5,1 7,9 % -79 %
Résidentiel-Tertiaire 32,7 27,7 19,2 18,0 15,9 15,0 12,8 11,0 11,6 10,7 16,6 % -67 %
dont résidentiel nd nd nd nd nd nd 8,3 7,1 7,2 6,8 10,5 % nd
dont tertiaire nd nd nd nd nd nd 4,6 3,9 4,2 3,9 6,0 % nd
Agriculture 3,3 2,9 2,7 3,3 2,4 2,2 3,6 3,4 3,4 3,4 5,3 % +3 %
Transports 25,3 31,0 33,1 40,1 48,2 48,9 45,6 45,8 46,0 45,3 70,1 % +79 %
Total énergétique 85,4 82,6 64,9 70,8 73,5 72,1 67,7 65,3 66,2 64,6 100 % -24 %
Consommation de produits pétroliers par secteur en France. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

La part du transport est largement dominante : 70 % en 2012, suivie du résidentiel-tertiaire 16,6 %. Au total, la consommation de pétrole a reculé de 24 % en 39 ans (1973-2012) ; le déclin du pétrole dans l'industrie (-79 % en 39 ans) et le secteur résidentiel-tertiaire (-67 %) est en partie compensé par son envolée dans le secteur transports (+79 %) ; toutefois, depuis son maximum atteint en 2002, le transport est en déclin (-7 % en 10 ans), surtout depuis la crise de 2008 ; dans l'agriculture, la variation est faible : +3 %.

L'évolution de la consommation de charbon par secteur est retracée par le graphique suivant :

Consommation de charbon par secteur.

Le déclin du charbon est général ; il ne reste utilisé que dans la sidérurgie (39 %), le reste de l'industrie (15 %) et surtout la production d'électricité (43 %), mais cette dernière va probablement le délaisser avec la mise en service récente de centrales à gaz et la fermeture annoncée des centrales charbon d'E.ON.

Le gaz naturel a connu une progression fulgurante : +81 % en 39 ans, mais depuis son apogée en 2005, il a reculé de 9 %. En 2012, il est consommé par le secteur résidentiel-tertiaire pour 68,5 % et par l'industrie pour 30,5 % ; l'agriculture ne consomme que 0,7 % et le transport 0,3 % (GPL et gaz naturel véhicule). Les taux de progression sur 39 ans sont de 116 % pour le résidentiel-tertiaire, 111 % pour l'agriculture et 32 % pour l'industrie.

Le tableau ci-dessous donne les mix énergétiques (répartition des consommations par énergie) de chaque secteur en 1981 et en 2012, puis les taux de variation des consommations sur 31 ans de chaque énergie dans chaque secteur :

Mix énergétique 1981 (%) Mix énergétique 2012 (%) Variation 1981-2012 (%)
Énergie Indust. Rés.Ter. Agric. Transp. Indust. Rés.Ter. Agric. Transp. Indust. Rés.Ter. Agric. Transp.
Charbon 24,5 5,9 0 0 15,3 0,4 0 0 -51,5 -90,2 ns ns
Produits pétroliers 35,4 44,3 85,7 98,1 16,0 15,6 77,9 92,1 -64,9 -54,3 +10,4 +43,6
Gaz naturel 17,8 19,2 3,0 0 30,4 32,0 5,3 0,2 +32,2 +115,9 +111,4 ns
Electricité 19,2 17,8 10,1 1,8 31,6 37,4 15,6 2,2 +27,6 +172,5 +86,5 +80,9
EnRt+déchets 3,0 12,9 1,1 0 6,8 14,5 1,3 5,5 +73,2 +46,2 +41,3 ns
Source : Ministère de l'Écologie (Base de données Pégase) [5]
2012 : chiffres provisoires ; EnRt = bois, agrocarburants, biogaz ; Industrie : sidérurgie comprise.

Ce tableau synthétise bien les parts de marché des énergies et leur évolution :

  • forte baisse du charbon et du pétrole, mais ce dernier garde encore une part très prépondérante dans l'agriculture et surtout dans le transport ; certes, sa part s'y effrite quelque peu, mais en valeur absolue sa consommation a augmenté de 43,6 % en 31 ans ;
  • forte progression du gaz naturel dans tous les secteurs sauf le transport, où le GNV (gaz naturel véhicule) et le GPL (gaz de pétrole liquéfié) ne représentent encore que 0,2 % de la consommation ; dans les autres secteurs, le gaz a très largement remplacé le charbon et le pétrole ;
  • progression encore plus forte de l'électricité, dont les parts de marché ont presque doublé en 31 ans, sauf dans les transports, où sa progression, certes forte en valeur absolue, n'est que modeste en part de marché : le développement du TGV et des tramways a été en partie compensé par le déclin du fret ferroviaire, dont la compétitivité est compromise par les avantages fiscaux massifs accordés aux transporteurs routiers ;
  • forte progression des EnR thermiques, grâce au développement du chauffage au bois et des agrocarburants.

Il apparaît ainsi clairement que le problème principal de la politique énergétique en France est la dépendance du secteur des transports aux produits pétroliers. Tant que les transporteurs et les automobilistes ne seront pas tenus de payer les dégâts massifs qu'ils causent à l'environnement, par exemple sous la forme d'une taxe carbone, la politique de transition énergétique de la France restera largement à l'état de vœux pieux.

Une étude de l'Insee sur « les déplacements domicile-travail en 2009 »[43] contribue à expliquer pourquoi, malgré la baisse des consommations unitaires des voitures, la consommation totale ne baisse pas : « 7 actifs sur 10 vont au travail en voiture : parmi les 25 millions de personnes qui quittent leur domicile pour aller travailler, 18,6 millions (73 %) utilisent principalement leur voiture, 3,8 millions (14,9 %) les transports en commun, 2 millions la marche à pied et 1,1 million un deux-roues, motorisé ou non[...] En dix ans, la part de ceux qui doivent quitter leur agglomération, leur canton, ou même leur région de résidence pour travailler a augmenté : en 2009, 1,2 millions de personnes ne travaillent pas dans leur région de résidence ; ce chiffre a augmenté de 27 % en 10 ans, alors que le nombre de personnes qui se déplacent pour travailler n’a augmenté, dans le même temps, que de 15 %. »

L'Insee cite trois facteurs explicatifs :

  • le choix des ménages d’habiter dans des communes souvent éloignées des centres-villes, ou même des agglomérations, pour améliorer leur cadre de vie et diminuer leur dépense en logement,
  • la concentration des emplois dans les pôles urbains, et en particulier les plus grands d’entre eux,
  • le nombre croissant de couples dont les deux membres travaillent, ce qui rend difficile de trouver deux emplois situés dans des lieux proches et impose à l’un des deux conjoints des déplacements domicile-travail importants.

Secteur de l'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité en France.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité en France#Production.
Production nette d'électricité en France, 1980-2012. (Sources données : EIA (1980-2009), RTE (2010-2012))

En 2013, la production nette d'électricité s'élève à 550,9 TWh, les centrales nucléaires en produisant 403,7 TWh (73,3 %), les centrales hydrauliques 75,7 TWh (13,8 %), les centrales thermiques classiques 44,7 TWh (8,1 %), l'éolien 15,9 TWh (2,9 %), le photovoltaïque 4,6 TWh (0,8 %) et les autres EnR 6,3 TWh (1,1 %)[44].

Consommation d'électricité[modifier | modifier le code]

Consommation finale d'électricité en France, 1970-2011. (Source : base de données « Pégase » du Ministère de l'Écologie)

En 31 ans, la consommation d'électricité a été multipliée par 3,5 et celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,2 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 68 %, celle de l'agriculture de 184 % et celle des transports de 110 %. La part de l'industrie est passée de 60 % en 1970 à 28 % en 2011, alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 33 % à 67 %. La désindustrialisation et la tertiarisation de l'économie se lisent clairement dans ces chiffres, ainsi que la multiplication des applications de l'électricité.

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre : approche territoire[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion en France, 1990-2010. (source : base de données AEE[45]
Répartition des émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion en France en 2010. (source : base de données AEE)

Les émissions de gaz à effet de serre dues à l'utilisation d'énergie en France sont passées de 383,3 Mt CO2éq (millions de tonnes de CO2 équivalent) en 1990 à 344,4 Mt CO2éq en 2011, dont 337,6 Mt CO2, 2,7 Mt CO2éq de méthane (contre 10,5 Mt en 1990) et 4,1 Mt CO2éq de N2O (3,8 Mt en 1990) ; en 21 ans, ces émissions ont baissé de 10 % seulement. La part du secteur énergétique dans les émissions totales de la France est de 71 % ; les autres émissions proviennent surtout de l'agriculture (91,2 Mt CO2éq) et des procédés industriels (36,1 Mt CO2éq)[C 1].

Le Citepa fournit d'autres détails :

  • répartition des émissions de GES en France en 2011 : utilisation d'énergie 70,9 %[C 1] (contre 79 % au niveau de l'Union Européenne)[C 2] dont :
    • transport : 27,2 % (UE : 20,2 %) ;
    • résidentiel-tertiaire : 16,3 % (UE : 12,2 %) ;
    • industrie de l'énergie : 11,7 % (UE : 32,6 %) ;
    • industrie manufacturière et construction : 13,5 % (UE : 12,4 %) ;
    • autre combustion d'énergie : 2,2 % (agriculture, etc).
  • émissions de GES dues à la production et à la transformation d’énergie en France (DOM inclus)[C 3] : 57,0 Mt CO2éq en 2011 contre 74,0 Mt en 1990, soit -23 % ; sur le total 2011 de 57,0 Mt, la production d'électricité et le chauffage urbain ont émis 38,3 Mt et le raffinage de pétrole 11,4 Mt, le reste provenant surtout des cokeries et des activités d'extraction et de transport de combustibles ;
  • émissions de GES des transports intérieurs en France (DOM inclus)[C 4] : 132,0 Mt CO2éq en 2011 contre 121,2 Mt en 1990, soit +9 % en 21 ans (mais après un sommet en 2003-2004 à 142 Mt, ces émissions ont été réduites de 7 % en 5 ans) ; 125,0 Mt proviennent du transport routier ; en France métropolitaine[C 5], ces émissions du transport routier représentent 94,7 % (véhicules particuliers : 53,8 %, poids lourds : 22,3 %, véhicules utilitaires : 17,4 %, deux-roues : 1,2 %) ; les autres modes de transport se répartissent 5,3 % : transport aérien (vols intérieurs) 3,3 %, transport maritime 0,8 % et fluvial 0,8 % et transport ferroviaire 0,4 %.
  • émissions de GES dans l'industrie manufacturière et la construction en France (DOM inclus)[C 6] : 65,4 Mt CO2éq en 2011 contre 87,4 Mt en 1990, soit -25 % en 21 ans ; l'essentiel de la baisse provient de la sidérurgie : 13,0 Mt CO2éq en 2011 contre 22,5 Mt en 1990, soit -42 % ; par contre, la chimie a augmenté ses émissions de 5 % à 20,8 Mt et l'agroalimentaire les a diminuées de 7 % à 8,6 Mt ; ces détails laissent à penser que les progrès enregistrés sont plus dus aux délocalisations et à la désindustrialisation qu'aux progrès de l'efficience énergétique ; cependant, les données par produit montrent que les deux phénomènes se sont combinés[C 7] : ainsi, la production d'acier brut a baissé de 17 % en 21 ans et l'émission de CO2 par tonne a baissé de 26 % ; la baisse des émissions de la sidérurgie (-42 %) serait donc due pour un peu moins de moitié aux délocalisations et un peu plus de moitié aux progrès de l'efficience énergétique ; par contre, dans le secteur cimentier, la production de clinker a baissé de 27 % mais l'émission de CO2 par tonne est restée stable (+3 %) ; à l'inverse, la production de verre a progressé de 4 % mais l'émission de CO2 par tonne a baissé de 27 %.
  • émissions de GES dues à l’énergie des autres secteurs en France (DOM inclus)[C 8] : 89,9 Mt CO2éq en 2011 contre 100,6 Mt en 1990, soit -11 % en 21 ans, dont :
    • résidentiel : 52,2 Mt CO2éq en 2011 contre 60,6 Mt en 1990, soit -14 % (mais avec -19 % en 2011) : la courbe d'évolution est en dents de scie, du fait des variations de température qui influencent fortement les consommations des chauffages ; on ne voit pas de tendance claire se dessiner, ce qui signifie que les économies d'énergie et les substitutions d'énergies dé-carbonées aux énergies fossiles ont réussi à compenser la croissance démographique, la décohabitation (baisse du nombre d'habitants par logement), la croissance des surfaces moyennes par logement et le développement de nouveaux usages (électronique, etc) ;
    • tertiaire : 26,8 Mt CO2éq en 2011 contre 29,1 Mt en 1990, soit -8 % en 21 ans : la courbe d'évolution est là aussi en dents de scie, du fait des variations de température, mais une tendance haussière se dessine assez nettement jusqu'en 2004, suivie d'une forte baisse ensuite.

Émissions de gaz à effet de serre : approche empreinte[modifier | modifier le code]

Une approche très différente (au niveau de la consommation finale et non au niveau de la production d'énergie) dénommée approche empreinte ou ECO2Climat comptabilise l'ensemble des émissions de gaz à effet de serre générées par la consommation de produits et services des Français (y compris les services publics), par la construction et la consommation d’énergie de leur habitat, ainsi que par leurs déplacements, que ces émissions aient lieu sur le territoire français ou non. Cette méthode permet d'éliminer l'effet des échanges internationaux et des délocalisations, qui font baisser les émissions en France en les déplaçant à l'étranger. Avec cette approche, les émissions de GES par personne pour la consommation finale se sont élevées en 2012 à 10,1 tonnes équivalent CO2 par personne en moyenne. De 2008 à 2012, l'empreinte carbone des Français ainsi calculée a augmenté de 1,3 % à 662 millions de tonnes de CO2éq ; la population française ayant augmenté de 2% dans le même temps, les émissions par personne ont légèrement diminué, de 10,23 t CO2éq à 10,15 t CO2éq (-0,7%). Plus en détail, la consommation moyenne d’énergie par mètre carré des logements a baissé de 5%, principalement grâce aux travaux de rénovation énergétique (la consommation de fioul a particulièrement décliné sur la période : -18%) ; mais cette avancée a été compensée par l'augmentation de 40 % des émissions liées à la fabrication des produits électroniques (tablettes, smartphones, TV, etc) achetés par les Français (exemple : la fabrication d’une télévision à écran plat 32 pouces engendre les émissions de 1 2 tonne CO2éq, soit 12% du bilan carbone annuel d’un Français) ; les voyages en avion (en passager.km) ont augmenté de 18% ; l’amélioration de l’efficacité énergétique des avions a permis de limiter la hausse des émissions à +7% ; les émissions liées aux déplacements en voiture ont baissé de 1%, la consommation unitaire moyenne des véhicules ayant diminué de 4%, grâce au renouvellement progressif du parc par des véhicules plus performants, mais le parc automobile a continué d’augmenter[46].

Émissions de CO2 - approche territoire[modifier | modifier le code]

Avec des méthodes d'estimation légèrement différentes de celles de l'Agence européenne pour l'environnement (facteurs d'émissions, périmètre), l'Agence internationale de l'énergie (AIE) arrive à des chiffres un peu plus faibles pour les émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie : 328 Mt CO2 en 2011 contre 353 Mt en 1990, soit une légère diminution de 6,9 % en 21 ans, entièrement due aux variations climatiques (températures, précipitations) : ces émissions ont baissé de 8 % en 2011 par rapport à 2010. En comparaison, l'Allemagne a émis 748 Mt CO2 en 2011, le Royaume-Uni 443 Mt et les États-Unis 5 287 Mt[C 9].

Les statistiques mondiales de l'AIE donnent aussi les émissions de CO2 dues à l’énergie par habitant[C 10] :

  • France : 5,0 t CO2/habitant en 2011 (6,1 t en 1990), soit -16,9 % en 21 ans ;
  • Allemagne : 9,1 t en 2011 (12,0 t en 1990), soit -23,6 % ;
  • Royaume-Uni : 7,1 t en 2011 (9,6 t en 1990), soit -26,4 % ;
  • Union Européenne (à 27) : 7,0 t en 2011 (8,6 t en 1990), soit -17,9 % ;
  • États-Unis : 16,9 t en 2011 (19,5 t en 1990), soit -12,9 % ;
  • Monde : 4,5 t en 2011 (4,0 t en 1990), soit +13,5 %.

et la répartition de ces émissions par secteur de consommation (après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation)[47] : pour la France, en 2010 :

  • industrie et construction : 1,16 t CO2/hab. (21 % des émissions totales) ; en Allemagne : 2,99 t/hab ;
  • transport : 1,93 t/hab (35 %), dont transport routier : 1,824 t/hab (33 %) ; en Allemagne : 1,88 t/hab ;
  • résidentiel (ménages) : 1,148 t/hab (21 %) ; en Allemagne : 2,38 t/hab ;
  • autres (services, agriculture) : 0,986 t/hab (18 %) ; en Allemagne : 1,65 t/hab.

L'AIE détaille les émissions par secteur :

  • émissions de CO2 dues à la production d’électricité (+ chauffage urbain) en France[C 3] : 38,3 Mt en 2011 contre 47,3 Mt en 1990 (-19 %) (Union européenne : 1 210 Mt contre 1 435 Mt, soit -16 % ;
  • émissions de CO2 pour produire 1 kWh d’électricité[C 11] :
    • en France : 79 g CO2/kWh en 2010 contre 105 g en 1990 (-24,7 %) ;
    • en Allemagne : 461 g en 2010 contre 607 g en 1990 (-24 %).

Enfin, le Ministère de l'Écologie a tiré des données du CEREN des informations détaillées sur les consommations résidentielles :

  • contribution de chaque énergie aux émissions de CO2 liées au chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires en France métropolitaine[C 12] :
    • gaz : 58 % en 2011 contre 35 % en 1990 ;
    • fioul : 37 % en 2011 contre 50 % en 1990 ;
    • charbon : 3 % en 2011 contre 12 % en 1990
    • GPL : 2 % (inchangé).
  • contribution de chaque énergie aux émissions de CO2 liées à l’eau chaude sanitaire et à la cuisson en France métropolitaine[C 12] :
    • gaz : 62 % en 2011 contre 40 % en 1990 ;
    • fioul : 18 % en 2011 contre 27 % en 1990 ;
    • GPL : 17 % en 2011 contre 28 % en 1990 ;
    • charbon : 2 % en 2011 contre 5 % en 1990.

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Transition énergétique[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Transition énergétique.

Le gouvernement a introduit, en 2012, un planning pour la transition énergétique de la France[48], incluant un projet de loi de programmation (loi annoncée pour 2014) [49],[50].

Cette transition énergétique est développée selon les axes suivants:

  1. Comment aller vers l’efficacité énergétique et la sobriété ? (par exemple, en changeant les modes de vie, de production, de consommation, de transport[51]) ;
  2. Quelle trajectoire pour atteindre le mix énergétique en 2025 ? ; question prospective sur les scenarii (2030 et 2050) possibles pour respecter les engagements climatiques du pays (diminuer les émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2030 puis de 60 % en 2040, et encourager les autres pays européens à faire de même)[51].
  3. Quels choix en matière d’énergies renouvelables ? et quels soutiens aux alternatives propres et sûres que sont l'éolien et le solaire (l'intégration du solaire au bâti, devrait être encouragé par une aide de 10 % supplémentaire, selon l’origine des composants photovoltaïques[51]) ;
  4. Quels coûts et financement pour les alternatives, le conseil, l'aide aux investissements pour l'éolien et le solaire, la recherche, la rénovation et l'extension des réseaux de chaleur, de biomasse et de géothermie (malgré un « fonds Chaleur » prévu en légère baisse en 2013 qui doit évoluer de 235 M€ en 2012 à 220 M€ en 2013). Une solution pourrait être une évolution de la CSPE, taxe prélevée sur la facture électrique (Contribution au Service Public de l’Électricité)[51].

Le projet de loi sur la transition énergétique a été présenté en conseil des ministres le 18 juin 2014 ; il comporte 80 articles ; parmi les mesures marquantes, on peut noter :

  • un allègement fiscal de 30 % pour les travaux de rénovation énergétique ;
  • une simplification des critères d'éligibilité au crédit d'impôt développement durable : suppression de l'obligation de réaliser un « bouquet » de travaux, qui pourront donc être réalisés un par un ;
  • un chèque énergie pour les ménages modestes, qui devrait à terme remplacer les tarifs sociaux existants sur le gaz et l'électricité, en étendant l'aide à tous les modes de chauffage ;
  • la promotion du système de tiers-investisseur : les régions pourront prendre en charge les travaux de rénovation d'un logement et se rembourser sur les économies d'énergies réalisées ;
  • l'installation de sept millions de points de recharge pour véhicule électrique d'ici à 2030 ;
  • la majoration du bonus pour l'achat d'un véhicule électrique jusqu'à 10 000 € s'il s'accompagne de la mise au rebut d'un véhicule diesel ;
  • une dotation spécifique de 5 milliards € pour les projets de transports durables des collectivités, issus des prêts « croissance verte » à 2 %  que va mettre en place la Caisse des dépôts ;
  • la réduction de 75 % à 50 %, à l'horizon 2025, de la part du nucléaire dans la production d'électricité sera inscrite dans la loi, mais pas la durée de vie des centrales (40 ans) ni la fermeture de Fessenheim ; la programmation pluriannuelle des investissements précisera tous les cinq ans la trajectoire de cette évolution ;
  • la montée en charge des énergies renouvelables : 40 % de la production d'électricité d'ici à 2030 (18,6 % en 2013) ; les prêts « croissance verte » encourageront les collectivités locales à développer les énergies renouvelables ;
  • afin d'accélérer le développement de la production et la distribution de chaleur issue de sources renouvelables (bois, biomasse, déchets, recyclage d'énergie…), le Fonds Chaleur géré par l'ADEME sera doublé en trois ans ;
  • pour développer la production de biogaz à partir de déchets agricoles et le substituer progressivement au gaz fossile, 1 500 projets de méthaniseurs seront lancés dans les territoires ruraux ;
  • une série de simplifications de procédures administratives (études préalables, coûts des démarches...) pour l'installation d'éoliennes ou de panneaux solaires ;
  • le développement d’une économie circulaire, avec l'objectif de réduire de 7 % la quantité de déchets ménagers d'ici 2020 et de 50 % les déchets mis en décharge à l’horizon de 2025[52].

Le soutien au développement des énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Le gouvernement français définit et met à jour un plan climat. Il oblige notamment les opérateurs, dont Électricité de France, à acheter l’électricité produite par des particuliers ou des entreprises, issues de sources renouvelables, à des tarifs de rachat plus élevés que le prix de marché (contrat de 15 à 20 ans). Une prime supplémentaire peut prendre en compte la contribution de la production des filières à « la réalisation de d’objectifs tels que la qualité de l’air, lutte contre l’effet de serre, maîtrise des choix techniques d’avenir ». Finalement, le coût de ces énergies est reporté sur les consommateurs d'électricité, dont la facture intègre la CSPE (Contribution au service public de l'électricité), prélèvement de nature fiscale destiné à dédommager les opérateurs pour les surcoûts engendrés par les obligations de service public qui leur sont imposées par la loi. Cette CSPE est au 2e semestre 2012 de 10,5 €/MWh, mais devrait fortement augmenter puisque la CRE (Commission de régulation de l'énergie) a calculé que son montant devrait être de 13,7 €/MWh pour 2012, dont 59 % au titre du surcoût des EnR[53].

Des crédits d'impôts (au taux majoré de 50 % au 1er janvier 2006, valable en 2007) sont mis en place pour encourager les équipements des ménages fonctionnant avec une source d’énergie renouvelable (ex : alimentation solaire photovoltaïque).

Un système de traçabilité de l'électricité (« garanties d’origine »)[n 21] a été mis en place pour permettre aux particuliers de choisir, contre un surcoût, l'origine de leur électricité.

Pour atteindre ses objectifs nationaux et remplir sa part des engagements européens, la France a lancé à partir de 2003-2004 des appels d’offres pour encourager la production d'énergie à partir de la biomasse (chaleur, biogaz…) et de l’éolien (dont offshore).

En 2005, avaient été retenus :

  • 14 projets biomasse (216 MW prévus)
  • un projet biogaz (16 MW prévus).

Ces projets valorisaient des sous-produits agricoles, sylvicoles ou industriels (ex : marc de raisin, bois en plaquettes pour chaudière-bois, boues d'épuration de papeterie), avec au total 81,5 MW installés début 2007, ce qui reste très modeste par rapport à ce qui se fait en Europe du Nord.

Un nouvel appel d’offres "biomasse" européen a été lancé fin 2006[n 22] comprenant une tranche de 220 MW destinée à des installations d’une puissance supérieure à 9 MW et une tranche de 80 MW pour des installations situées entre 5 et 9 MW. Les projets déposés mi 2007 sont examinés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

En mars 2007, le Centre de valorisation organique de Sequedin a été mis en activité près de Lille. Il assure le traitement des déchets, extrayant du biogaz qui sert de carburant à une centaine de bus des transports urbains de la métropole lilloise. Il permet d'économiser l'équivalent de 4,48 millions de litres de gazole par an.

À titre d'exemple, les appels d'offres organisés par la CRE au 1er semestre 2012[54] concernaient :

  • un cycle combiné gaz de 450 MW en Bretagne : 3 dossiers reçus
  • la 1re tranche du programme éolien offshore (3 000 MW)
  • solaire photovoltaïque (100 à 250 kWc) : 120 MW au 1er trimestre + 30 MW en avril
  • solaire photovoltaïque (> 250 kWc) : 450 MW

Le 3 mai 2013, un rapport sur les perspectives de développement des énergies marines renouvelables a été publié et atteste du bon positionnement de l’industrie française dans ce domaine ; il propose un ensemble de mesures pour faciliter leur développement et un calendrier d'appel d'offres : en 2013 pour des fermes pilotes hydroliennes, en 2014-2015 pour des fermes pilotes à l’éolien flottant et en 2015-2016 pour des fermes pilotes au houlomoteur[55].

La loi POPE (2005)[modifier | modifier le code]

La Loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétiqueno 2005-781 du 13 juillet 2005[56], dite loi POPE, a posé deux objectifs :

  • maîtriser les consommations énergétiques et encourager les économies d'énergie ;
  • développer une offre diversifiée s'appuyant en priorité sur les filières de production d’énergie sans émission de gaz à effet de serre, tout en limitant la dépendance vis-à-vis des approvisionnements en combustible fossile.

Les sous-objectifs sont :

  • atteindre une baisse de l’intensité énergétique finale de 2 % par an d’ici à 2015 (rapport entre la consommation d’énergie et la croissance économique) et de 2,5 % sur la période 2015 à 2030 ;
  • produire 10 % des besoins énergétiques français à partir d’énergies renouvelables avant fin 2010 (avec objectifs chiffrés pour chaque vecteur énergétique en 2010)
  • production intérieure d’électricité d’origine renouvelable à hauteur de 21 % de la consommation en 2010 ;
  • augmenter de 50 % la production de chaleur renouvelable (soit environ + 5 Mtep) ;
  • augmenter la part des agrocarburants et autres carburants renouvelables dans les carburants utilisés pour le transport : 5,75 % au 31 décembre 2008, 7 % au 31 décembre 2010 et 10 % au 31 décembre 2015 ;
  • développer la recherche sur l’efficacité énergétique, les agrocarburants ou carburants synthétiques de deuxième génération issus de la biomasse, le captage et le stockage géologique du CO2, le photovoltaïque, l'hydrogène et les piles à combustible, le stockage de l'énergie et le développement conjoint de la chimie du végétal et de bioénergies au sein de bioraffineries.

En 2007, dans le cadre du Grenelle Environnement, des objectifs ont été définis, notamment en faveur des énergies renouvelables.

La programmation pluriannuelle des investissements (PPI)[modifier | modifier le code]

Les objectifs de la loi POPE ont été précisés en 2006 dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements d'électricité[57] (PPI), mise à jour et étendue à la production de chaleur en 2009, définie par deux arrêtés concernant l'électricité et la chaleur[58].

Lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la PPI, l'autorité administrative peut recourir à la procédure d'appel d'offres[59], ce qu'elle a fait à plusieurs reprises[60].

La PPI de 2009 a ainsi fixé les objectifs suivants pour le développement de la production électrique à partir d'énergies renouvelables :

Source d'énergie Objectif au 31 décembre 2012 Objectif au 31 décembre 2020
puissance photovoltaïque installée 1 100 MW 5 400 MW
puissance supplémentaire à mettre en service pour la biomasse par rapport à 2009 520 MW 2 300 MW
puissance totale installée pour les énergies éolienne et marines 11 500 MW (dont 10 500 à partir de l'énergie éolienne à terre et 1 000 MW à partir de l'énergie éolienne en mer et des autres énergies marines) 25 000 MW (dont 19 000 à partir de l'énergie éolienne à terre et 6 000 MW à partir de l'énergie éolienne en mer et des autres énergies marines)
accroissement de la production hydroélectrique annuelle en France métropolitaine de 3 TWh et augmentation de la puissance installée de 3 000 MW au 31 décembre 2020

La PPI a également prévu la mise en service de deux réacteurs nucléaires de troisième génération d'ici à 2017, tandis que le parc de production d'électricité à partir d'énergies fossiles serait modernisé afin d'en réduire les impacts environnementaux.

S'agissant de la chaleur, les objectifs de développement de la production à partir d'énergies renouvelables fixés par la PPI sont les suivants, en termes de production globale :

Source Objectif au 31 décembre 2012 Objectif au 31 décembre 2020
bois individuel 7 400 ktep (pour 7,3 millions de logements) au 31 décembre 2012 7 400 ktep (pour 9 millions de logements) au 31 décembre 2020
biomasse dans les secteurs de l'habitat collectif, du tertiaire et de l'industrie 2 500 ktep au 31 décembre 2012 5 200 ktep au 31 décembre 2020
chaleur produite par cogénération à partir de biomasse 540 ktep au 31 décembre 2012 2 400 ktep au 31 décembre 2020
géothermie profonde 195 ktep au 31 décembre 2012 500 ktep au 31 décembre 2020
géothermie intermédiaire 100 ktep au 31 décembre 2012 250 ktep au 31 décembre 2020
pompes à chaleur individuelles 1 200 ktep au 31 décembre 2012 1 600 ktep au 31 décembre 2020
solaire thermique individuel 150 ktep au 31 décembre 2012 817 ktep au 31 décembre 2020
solaire thermique collectif 35 ktep au 31 décembre 2012 110 ktep au 31 décembre 2020
part renouvelable des déchets 470 ktep au 31 décembre 2012 900 ktep au 31 décembre 2020
biogaz 60 ktep au 31 décembre 2012 555 ktep au 31 décembre 2020

La politique énergétique européenne[modifier | modifier le code]

La France est partie prenante de la politique énergétique de l'Union européenne, dans le cadre de laquelle elle s’est engagée à respecter des objectifs :

  • l'objectif européen des « 3x20 en 2020 »
  • le principe du « Facteur 4 » (division par quatre de ses émissions d’ici à 2050, pour stabiliser les émissions de gaz à effet de serre au niveau de 1990)
  • l'augmentation de la production d’énergie renouvelable pour atteindre ou dépasser 20 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie en 2020.

La France contribue aux décisions dans le cadre européen, notamment avec la Commission européenne[61] . Ces décisions aboutissent à des recommandations ou des obligations.

Prospective et recherche[modifier | modifier le code]

Prospective[modifier | modifier le code]

Dans le domaine de l'électricité, le Parlement a confié à RTE, en tant que responsable de l'équilibre offre-demande et du développement des réseaux de transport, la mission d'élaborer et publier annuellement un bilan prévisionnel pluriannuel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en France (loi du 10 février 2000). Ce bilan comprend un scénario de référence et 3 autres scénarios : bas, haut et MDE (maîtrise de la demande d'énergie).

Dans le Bilan prévisionnel 2011[62], le scénario bas montre une consommation à peu près constante jusqu'à 2030 ; le scénario de référence, qui prolonge les tendances constatées les dernières années, la consommation croît de 0,6 % par an, de 511 TWh en 2010 jusqu'à 523 TWh en 2020 et 554 TWh en 2030.

La plus récente étude prospective publiée par les pouvoirs publics est le rapport Énergies 2050, commandé par le ministre chargé de l'énergie, afin de mener une analyse des différents scénarios de politique énergétique pour la France à l’horizon 2050. Le but est d'éclairer la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) que le ministre chargé de l’énergie présentera devant le Parlement en 2013, afin d’identifier les investissements souhaitables dans le secteur de l’énergie au regard de la sécurité d’approvisionnement.

Ce rapport peut être téléchargé sur le site du Ministère de l'Écologie[63].

Ses conclusions portent sur « le point commun entre tous les scénarios que nous avons examinés est le rôle primordial de la sobriété (réduire la consommation de services énergétiques) et de l’efficacité (réduire la consommation d’énergie pour un même service rendu)[...]sans sous-estimer la contrainte liée à l’épuisement des ressources énergétiques fossiles, c’est la contrainte environnementale qui prend aujourd’hui le pas sur celle du peak-oil.[...] Pour ce qui concerne l’énergie nucléaire, prolonger la durée de vie des centrales existantes aussi longtemps que l’autorité de sûreté nucléaire le permettra, prévoir un petit nombre d’EPR pour lisser la production au moment de la fermeture des centrales les plus anciennes, et préparer l’avenir en poursuivant, au côté du développement des énergies renouvelables, le développement de la génération 4, tout en laissant ouverte la question de la part du nucléaire.[...] Le développement de l’énergie éolienne, mais aussi du photovoltaïque au-delà de 2020, pose un problème d’intermittence qu’il ne faut pas sous-estimer dès que la part de ces énergies dans la production nationale d’électricité devient significative. Une grande attention doit être apportée à toutes les perspectives de stockage massif de l’énergie et de gestion de la demande, sans passer leurs coûts sous silence ; certes les stations de transfert d’électricité par pompage (STEP) apportent une réponse utile mais limitée, mais tant que d’autres solutions ne seront pas disponibles et compétitives, des centrales à gaz (dont le financement sera problématique) devront assurer la permanence de la production ; le « foisonnement », même à l’échelle de l’Europe, ne permet pas d’exclure une situation d’absence de vent pendant plusieurs jours consécutifs. En tout état de cause l’investissement sur les réseaux de transport et de distribution doit être amplifié et les procédures d’acceptation des lignes aériennes par le public simplifiées. »

Ce rapport passe en revue les scénarios prospectifs élaborés par 8 organismes et associations : RTE, l'UFE (Union Française de l’Électricité, association professionnelle des entreprises électriques), Areva, le CEA (Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives), ENERDATA (bureau d'études économiques), Global Chance (association de scientifiques et d’experts pour la sortie du nucléaire), Institut Négawatt (organisme de formation, d'études et de recherches) et Sauvons le climat (association).

Ces divers scénarios aboutissent à des prévisions très différentes : à l'horizon 2030 (seuls 3 scénarios vont jusqu'à 2050), la demande nationale d'électricité varie de 338 TWh (scénario "sortie du nucléaire" de Global Chance) à 625 TWh (scénario 3 de l'UFE : MDE ciblée, PIB 2,5 %, transferts d'usages). Le scénario Négawatt (sortie du nucléaire d'ici 2033) prévoit 367 TWh en 2050[64].

Pour arriver à des prévisions aussi divergentes, les promoteurs des scénarios ont évidemment choisi des hypothèses très différentes :

  • RTE, qui a la responsabilité de prévoir quels moyens de production d'électricité supplémentaires seront nécessaires pour couvrir la demande, n'a bien entendu pas intérêt à sous-estimer la demande : il prend en compte les objectifs fixés par l'Union Européenne (les "3x20"), mais avec un retard dans l'application du fait des contraintes de financement, d'adaptation technique et de recrutement pour le bâtiment, etc ; il prend aussi en compte les objectifs du Grenelle de l'Environnement : il prévoit 345 000 rénovations de logements par an ; mais dans la plupart des domaines, il prévoit simplement une poursuite des tendances récentes.
  • les scénarios établis par des associations militantes sont plus volontaristes, parfois même jusqu'à devenir carrément irréalistes : par exemple, le scénario Négawatt[65] prévoit que non seulement les nouveaux logements seront aux nouvelles normes BBC (bâtiment basse consommation, moins de 50 kWh/m2), mais aussi les bâtiments existants qui seront rénovés, ce qui est dans la majorité des cas tout à fait irréalisable, ou du moins plus coûteux qu'une reconstruction complète ; autre exemple : le scénario Négawatt prévoit[66] une forte baisse de la proportion de maisons individuelles dans la construction de logements neufs, de 56 % en 2010 à 20 % en 2050, une stabilisation des surfaces unitaires et un freinage de la tendance à la décohabitation, une diminution de 50 % de la consommation de viande : on conçoit difficilement comment des changements de comportement aussi radicaux pourront être obtenus ; mais cet exercice a l'intérêt de montrer quelles seraient les conséquences extrêmes d'un éventuel choix de sortie du nucléaire.
  • les gisements d'économies d'énergie exploités dans les divers scénarios[64] vont, par exemple, pour le chauffage, de 16 TWh/an d'ici 2030 dans le scénario de référence de RTE à près de 60 TWh/an dans le scénario "Sortir du nucléaire" ; les transferts d'usage diffèrent aussi : le scénario Négatep[67] prévoit un fort développement du véhicule électrique (56 TWh en 2050, contre 1 à 10 TWh dans les scénarios RTE) ; le scénario Négawatt imagine un nouvel aménagement du territoire, qui permettrait la réduction de la distance parcourue de 25 % par habitant et par an, avec une densification de l'habitat et des distances de fait plus courtes.
  • le mix énergétique varie beaucoup : les scénarios de sortie du nucléaire privilégient (avec une forte baisse des consommations) les énergies renouvelables ; pour traiter le problème de leur intermittence, le scénario Négawatt mise beaucoup (30 TWh) sur la technique de méthanation (production de méthane à partir de CO2 et d'hydrogène produit par électrolyse de l'eau grâce à l'électricité produite par les éoliennes et le solaire) ; ces techniques existent, mais le rendement énergétique d'une telle cascade de transformation serait médiocre, ces équipements auraient un taux d'utilisation trop bas pour être rentabilisés, et la récupération du CO2 nécessaire à ces opérations dans l'industrie ou dans les installations de production de biogaz parait fort hypothétique.
  • les coûts des divers scénarios diffèrent profondément ; certains de leurs promoteurs (Négawatt en particulier) écartent délibérément les critères économiques. Le rapport Énergies 2050 tente une comparaison des coûts des divers scénarios, qui fait apparaître un coût beaucoup plus élevé pour les scénarios qui privilégient la sortie du nucléaire et le développement des énergies renouvelables[64].

Recherche[modifier | modifier le code]

La recherche dans le domaine de l'électricité est traitée dans l'article Électricité en France.

Recherche dans le secteur des énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

Trois pôles de recherche existent en France :

Biomasse[modifier | modifier le code]

Le projet GAYA vise l'expérimentation du biométhane 2G (pour "2e génération"), un gaz synthétique obtenu après transformation de biomasse ligneuse (bois, sous-produits agricoles) à proximité des lieux de récolte ; le 24 octobre 2013 a été posée la première pierre de la plateforme R&D de Saint-Fons[68].

Solaire thermique[modifier | modifier le code]

Un Commissariat à l'énergie solaire a été créé en 1978, qui a depuis fusionné avec l'ADEME.

Dans le domaine de l'énergie solaire thermique, les panneaux sont d'ores-et-déjà rentables et amortis sur une durée raisonnable, mais la recherche permettra peut-être encore des améliorations.

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. Aussi appelée forme d'énergie ou, en Suisse, agent énergétique.
  2. En Suisse, le terme "indigènes" est utilisé de préférence à "locales".
  3. 2013 : chiffres provisoires.
  4. L'hydraulique renouvelable exclut les productions des centrales de pompage-turbinage mais inclut la centrale marémotrice de la Rance.
  5. a et b production totale des équipements raccordés et non raccordés au réseau.
  6. Géothermie électrique : jusqu'à présent, ne concerne que les DROM (centrale de Bouillante, en Guadeloupe).
  7. Solaire thermique : production totale des chauffe-eau solaires individuels (CESI), des chauffe-eau solaires combinés (CESC) et des systèmes solaires dans le collectif et tertiaire (SSC).
  8. Production des sites en géothermie profonde (> 500 m de profondeur). La géothermie intermédiaire (< 500 m) est comptabilisée avec les pompes à chaleur.
  9. Production renouvelable des pompes à chaleur géothermiques et aérothermiques individuelles et des pompes à chaleur intermédiaires dans le collectif/tertiaire et l'industrie.
  10. La moitié des déchets incinérés sont considérés comme renouvelables. Pour respecter le secret statistique, les productions primaires des nouvelles installations de déchets urbains incinérés dans les DROM ne sont pas diffusées dans cette rubrique. Elles sont toutefois intégrées dans le total "énergies renouvelables thermiques".
  11. Bois-énergie : comprend le bois et tous les coproduits du bois (y c. la liqueur noire c'est-à-dire les résidus ligneux de la pâte à papier).
  12. Résidus agricoles et agroalimentaires incinérés pour la production d'énergie, y compris la bagasse (résidus de la canne à sucre) dans les DROM.
  13. Production de biogaz en provenance des stations d'épuration urbaines, des stations d'épuration industrielles, des centres d'enfouissement techniques (décharges) et des installations de méthanisation agricole et d'ordures ménagères.
  14. Agrocarburants : bioéthanols (essence) et biodiesels (gazole, biogazole de synthèse).
  15. FOD : Fioul domestique
  16. GPL : Gaz de pétrole liquéfié
  17. ENRt : ÉNergies Renouvelables dites « thermiques », par opposition aux énergies dites « de Haute Enthalpie », telles qu'électricité hydraulique, éolienne, photovoltaïque et géothermique. Les ENRt comprennent le bois de chauffage, les déchets, la géothermie valorisée sous forme de chaleur, le solaire thermique, les résidus de bois et de récoltes, les biogaz, les biocarburants et les pompes à chaleur. Dans les bilans énergétiques, l’électricité primaire renouvelable d’origine hydraulique, éolienne, solaire photovoltaïque et géothermique, est classée dans la colonne " Électricité primaire".
  18. L'énergie perdue dans la transformation chaleur-électricité peut sembler un gaspillage énorme, mais en réalité il y a bien pire : l'article efficacité énergétique donne quelques exemples de rendements énergétiques : cellule photovoltaïque : 6 % à 40 % (dans la plupart des cas, autour de 15 %) ; éoliennes : maximum théorique à 59 %, mais dans le réel rarement plus de 25 % ; moteur à combustion : de 10 % à 50 % ; etc. Dans la nature, on trouve des rendements encore plus faibles : muscle : 14 % à 27 % ; photosynthèse : 6 % maximum.
  19. hors soutes
  20. y compris sidérurgie.
  21. institué par l’article 33 de la loi du 13 juillet 2005
  22. JOUE du 9 décembre 2006

Références[modifier | modifier le code]

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  56. Loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique (site Légifrance).
  57. Arrêté du 7 juillet 2006 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité(site Légifrance)
  58. Arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité et Arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production de chaleur. La PPI électricité est prévue par l'article L. 121-3 du code de l'énergie et la PPI chaleur par l'article 50 de la loi POPE.
  59. Articles L. 311-10 et suivants du code de l'énergie.
  60. [PDF] Programmation pluriannuelle des investissements, période 2009-2020, rapport au Parlement, pages 8 et 9.
  61. par exemple aux discussions de la Commission européenne sur le « paquet énergie » qui a abouti à l'objectif de 20 % d’énergie renouvelable dans le bouquet énergétique avant fin 2020. voir : Mémorandum de la France du 24 janvier 2006 Pour une relance de la politique énergétique européenne dans une perspective de développement durable [lire en ligne]
  62. [PDF]RTE - Bilan prévisionnel 2012
  63. Rapport Énergies 2050 sur le site du Ministère
  64. a, b et c voir l'annexe 5 du rapport Énergies 2050 : analyse des scénarios
  65. Dossier de synthèse du scénario Négawatt 2011
  66. FAQ sur le scénario Négawatt 2011
  67. Scénario Négatep 2012 sur le site de Sauvons le Climat
  68. Zoom sur le biométhane 2G, site Projet GAYA consulté le 23 février 2014.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Sources et bibliographie[modifier | modifier le code]

  • (en) International Energy Agency (IEA), IEA Key World energy statistics 2012, International Energy Agency (IEA) - Agence Internationale de l’Énergie,‎ 2012 (lire en ligne)
  • Rapport sur les objectifs français de consommation d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable, 2007, MEEDDAT.

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]