Avant de débattre "nucléaire ou éolien ou solaire", il faut poser les besoins réels secteur par secteur, regarder ce qu'on peut produire avec les vrais chiffres industriels, et identifier ce que l'électricité seule ne peut pas couvrir. C'est seulement alors que le rôle du bio-méthane devient évident — et que Résilience devient indispensable.
Avant de débattre de mix électrique ou de biomasse, il faut poser trois bilans côte à côte : ce que la France consomme aujourd'hui et avec quoi, ce que l'électrification maximale couvre en 2045 et ce qu'elle laisse sans réponse, puis ce que Résilience produit en bio-CH₄ et ce qu'il faudra en plus pour une décarbonation complète.
| Secteur | TWh actuels | Électricité | Gaz / Pétrole | Électrifiable ? |
|---|---|---|---|---|
| 🏠 Logements + tertiaire | ~650 | ~285 TWh (44 %) | ~255 TWh gaz + fioul (+ bois ~110) | Oui — PAC ×3–4 déjà engagé |
| 🏭 Industrie | ~280 | ~105 TWh (38 %) | ~140 TWh (gaz ~70 %) | Partiel — HT >500°C résiste |
| 🚗 VL + VU + Bus | ~365 | ~3 TWh | ~350 TWh (pétrole ~93 %) | Majoritairement — Rex 23 % km |
| 🚛 Poids lourds | ~105 | ~0 | ~100 TWh (gazole + GNV) | Très partiellement — 70 % bio-GNV |
| ✈ Aviation | ~75 | 0 | ~75 TWh kérosène (dont ~65 TWh de vols internationaux) | Long-courrier : non — bio-GNL seul |
| 🌾 Agriculture + autres | ~50 | ~8 TWh | ~40 TWh (pétrole 90 %) | Partiel — Rex tracteurs ÉREV |
| 🧪 Usages non énergétiques (chimie, plastiques, bitumes) | ~75 | ~0 | ~75 TWh (gaz, pétrole) | Non — matière première (biosourcée à terme) |
| TOTAL | ~1 600 TWh | ~400 TWh (25 %) | ~1 035 TWh (65 %) | ~60 % électrifiable |
| Secteur | TWh élec. BEV | TWh élec. Résilience | Résidu non-électrique Résilience | Vecteur résidu |
|---|---|---|---|---|
| 🏠 Logements + tertiaire | 280 | 280 | — | Chaleur fatale pyrogaz. |
| 🏭 Industrie | 200 | 200 | ~25 TWh HT irremplaçable | Bio-CH₄ procédés >500°C |
| 🚗 VL + VU + Bus | 150 | 120 | 75 TWh Rex longue dist. | Bio-GNV ÉREV |
| 🚛 Poids lourds | 50 | 15 | ~75 TWh non couverts | Bio-GNV obligatoire |
| ✈ Aviation | 75 kéro fossile | ~10 TWh élec. (VTOL + court-courrier) | ~80 TWh tous segments (V11.1) | Bio-GNL / bio-GNV obligatoire |
| 🌾 Agriculture | 40 | 40 | ~12 TWh Rex tracteurs | Bio-GNV ÉREV |
| TOTAL | ~720 TWh — aviation fossile non résolue | ~665 TWh élec. | ~265 TWh non-électriques (~290 TWh avec le soutien réseau) | Bio-CH₄ indispensable |
| Usage | TWh bio-CH₄ | Pourquoi irremplaçable | Qualification |
|---|---|---|---|
| 🚛 Poids lourds longue distance | ~75 | Autonomie 800–1 000 km impossible en batterie seule à coût raisonnable. 70 % des km. | ✅ Robuste |
| 🚗 VL + VU + Bus — Rex | 75 | 23 % des km longue distance et zones sans bornes. Rex automatique sous seuil de charge. | ✅ Robuste |
| ✈ Aviation — tous segments | ~80 | VTOL : élec. pur. Régionaux ②③ : ÉREV bio-GNV. Moyen + long-courrier ④ : turbofan bio-GNL. Calculé depuis trafic départ France (Note Aviation V11.1). | Plausible — à affiner |
| 🏭 Industrie HT résiduelle | ~25 | Procédés >500°C après max électrification et changements de procédés. Fours verriers, métallurgie, chimie. | Plausible |
| 🌾 Agriculture — Rex tracteurs | ~12 | Mix ÉREV. Puissance continue hors réseau, travaux lourds. Rex minoritaire mais indispensable. | Plausible |
| ⚡ Soutien réseau hivernal | ~25 | Résidu après bon dimensionnement éolien offshore + nucléaire baseload. Dunkelflaute et pointes. Stockages souterrains ~130 TWh (Storengy, Teréga). | Plausible |
| TOTAL BESOINS | ~290 TWh | Dont 75+75 = ~150 TWh robustes (mobilité lourde et Rex) + ~140 TWh plausibles (aviation, industrie, agri, réseau) · ~265 TWh hors soutien réseau | |
| Source | Voie | TWh/an | Qualification V11 |
|---|---|---|---|
| Base V11 — biomasse résiduelle documentée | |||
| Résidus culture + paille | Pyrogazéification | ~48 | ⚠ Conditionnel |
| Bois mort + rémanents forestiers | Pyrogazéification | 38–44 | ✅ Robuste |
| Houppiers + branches | Pyrogazéification | 22–27 | ✅ Robuste |
| Sous-total pyrogaz. 150 sites | — | ~108–145 | 150 sites × 1 000 t/j · 37–41 Mt/an documentés ; ~130–145 TWh à pleine capacité des 150 sites (49,5–55 Mt) |
| Effluents d'élevage | Méthanisation | ~70 | ✅ PPE3 : 44 TWh de biométhane injecté en 2030 |
| Biodéchets + STEP + CSR | Méthanisation | ~40–50 | Plausible |
| Sous-total méthanisation | — | ~110–120 | — |
| Sabatier — surplus ENR été | Électrolyse + CO₂ concentré sites | ~25–40 | Plausible TRL 7–8 |
| TOTAL BASE V11 | — | ~262 TWh | Fourchette 254–282 |
| Déficit à couvrir : ~30 TWh (besoins ~290 − production ~262) — trois leviers complémentaires | |||
| L1 — Sabatier maximisé CO₂ concentré gratuit sur les 150 sites + surplus ENR croissants | Électrolyse | +15–25 | Plausible — dépend surplus ENR |
| L2 — Gaz fossile résiduel + séquestration géologique (option de secours) ~0–30 TWh fossile, à titre limité, seulement si L1 et L3 ne suffisent pas. Émissions ≤ ~6 Mt CO₂ compensées par biochar −23 Mt + séquestration géo CO₂ concentré −35 Mt → bilan carbone négatif | Fossile + CCS | ~0–30 (secours) | ⚠ Secours — moins cher que Sabatier (×3–4) |
| L3 — Cultures dédiées miscanthus et autres Terres marginales en priorité (ex-vignes, friches, 0,5–1,5 Mha), puis terres non alimentaires. Double séquestration : captation CO₂ croissance + biochar millénaire. | Pyrogazéification | +15–45 | Prospectif — levier carbone négatif |
| Avec L1+L2+L3 | — | ~300–350 TWh | Couverture totale avec marge |
| Scénario | Production CH₄ | Fossile résiduel | Séquestration totale | Bilan net |
|---|---|---|---|---|
| V11 base seule (~262 TWh) | ~262 TWh | ~30 TWh → ~6 Mt CO₂ | −23 Mt biochar | ~−17 Mt — déjà négatif |
| + L1 Sabatier maximisé (+20 TWh) | ~282 TWh | ~10 TWh → ~2 Mt CO₂ | −23 Mt biochar | ~−21 Mt — négatif |
| + L2 séquestration géologique CO₂ concentré | ~282 TWh | ~10 TWh → ~2 Mt CO₂ | −23 Mt biochar − 35 Mt géo | ~−56 Mt — carbone négatif ✅ |
| + L3 miscanthus 1 Mha (+20 TWh) | ~302 TWh | 0 TWh (excédent ~10 TWh) | −23 −35 −15 Mt | ~−73 Mt — fortement négatif ✅ |
| Couverture maximale sans fossile (L1+L3 max) | ~330 TWh | 0 TWh fossile | −23 −35 −30 Mt | ~−88 Mt — maximum ✅ |
Entre les ~262 TWh de la base V11 (Sabatier de base inclus) et les ~290 TWh nécessaires (~265 TWh hors soutien réseau hivernal). Ce déficit ne remet pas en cause l'architecture — il définit la stratégie des leviers complémentaires.
Sabatier maximisé (+15–25 TWh) sur le CO₂ concentré gratuit des 150 sites, et cultures dédiées miscanthus sur terres marginales (+15–45 TWh) — double séquestration (croissance + biochar), levier de retrait net de CO₂ atmosphérique à long terme. Ensemble, ils couvrent les ~30 TWh manquants avec marge.
Si L1 et L3 tardent : ~0–30 TWh de CH₄ fossile, 3 à 4× moins cher que le Sabatier. La séquestration chimique et géologique du CO₂ concentré des 150 sites (~35 Mt/an) rend alors le bilan carbone fortement négatif — les émissions du fossile résiduel restent très inférieures au CO₂ séquestré.
La France consomme ~1 350 à 1 500 TWh d'énergie finale par an selon l'année (bilan SDES), soit ~1 600 TWh en ajoutant les soutes internationales (~75 TWh, aviation surtout) et les usages non énergétiques (chimie, plastiques, bitumes, ~75 TWh) : c'est l'énergie nécessaire à la consommation de la France. Avant de débattre de transition, il faut comprendre qui consomme quoi, avec quel vecteur, et pour quoi faire. C'est le point de départ du tableau V11 — et il contient déjà la conclusion : près d'un cinquième des besoins (~265–290 TWh) résiste à l'électrification directe.
| Secteur | Conso. actuelle | Vecteur principal | Électrifiable ? | Pourquoi / pourquoi pas |
|---|---|---|---|---|
| 🏠 Logements + tertiaire | ~650 TWh | Élec 44 % · Gaz + fioul ~40 % · Bois ~17 % | Oui — PAC déjà en cours | PAC ×3 à ×4 vs résistance. Gain d'efficacité majeur. Déjà engagé. |
| 🏭 Industrie (tous usages) | ~280 TWh | Élec 38 % · Gaz ~35 % · Pétrole | Partiel — basse T° oui, haute T° non | Procédés <500°C : électrifiables. >500°C (fours, métallurgie, verrerie) : températures non atteignables économiquement par l'électricité. |
| 🚗 VL + VU + Bus | ~365 TWh | Pétrole ~93 % | Majoritairement oui — pas entièrement | 77 % des km en électrique (trajets quotidiens). 23 % en bio-GNV (longue distance, zones sans bornes). ÉREV Atkinson 41–46 %. |
| 🚛 Poids lourds | ~105 TWh | Gazole + GNV | Très partiellement | 30 % élec + 70 % bio-GNV. Autonomie 800–1 000 km impossible en batterie seule à coût raisonnable. |
| ✈ Aviation | ~75 TWh (kérosène) | Kérosène 100 % (dont ~65 TWh de vols internationaux) | Non pour le long-courrier | Densité énergétique batterie ×10 insuffisante pour moyen et long-courrier. En 2045 : VTOL et court-courrier électrique ~10 TWh élec. ; régionaux, moyen et long-courrier ~80 TWh de bio-CH₄ (Note Aviation V11.1). |
| 🌾 Agriculture + autres | ~50 TWh | Pétrole 90 % | Partiellement | Tracteurs ÉREV + méthanisation ferme. Puissance continue hors réseau — pas substituable en totalité. |
| TOTAL France | ~1 525 TWh (+ ~75 TWh d'usages non énergétiques = ~1 600 TWh) | Gaz / pétrole ~65 % · Élec ~25 % | ~60 % électrifiable | ~265–290 TWh résistent à l'électrification directe — transport lourd, aviation, industrie haute T°. |
Le tableau de synthèse V11 (section 1.1) compare trois scénarios secteur par secteur. Il montre ce que chaque vecteur couvre — et ce que le tout-BEV laisse sans réponse.
| Secteur | Actuel (TWh énergie finale : carburant, gaz, élec.) | BEV élec (TWh électriques) | Résil. élec (TWh électriques) | Résil. bio-CH₄ (TWh carburant gaz) | Résil. therm. (TWh) | Note V11 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 🏠 Logements + tertiaire | 650 | 280 | 280 | — | 30 | PAC + élec directe · Chaleur fatale pyrogaz. |
| 🏭 Industrie | 280 | 200 | 200 | ~22 | 10 | Électrification procédés <500°C · bio-CH₄ HT résiduel irremplaçable (>500°C) |
| 🚗 VL + VU + Bus | 365 | 150 | 120 | 75 | — | 77 % km élec / 23 % bio-GNV · ÉREV Atkinson 41–46 % |
| 🚛 Poids lourds | 105 | 50 | 15 | ~75 | — | 30 % élec + 70 % bio-GNV · autonomie 800–1 000 km |
| ✈ Aviation | 75 kéro | 75 kéro ← non résolu | ~10 (VTOL + court-courrier) | ~80 tous segments | — | BEV conserve 75 TWh fossile · Résilience : VTOL élec., régionaux ÉREV bio-GNV, moyen+long-courrier turbofan bio-GNL — tous segments (Note Aviation V11.1) |
| 🌾 Agriculture + autres | 50 | 40 | 40 | ~13 | 10 | Tracteurs <80 CV élec. · Rex bio-GNV 120–400 CV · Chaleur fatale méthaniseurs ferme |
| TOTAL | ~1 525 (hors usages non énergétiques) | ~720 TWh élec | ~665 TWh élec | ~265 TWh bio-CH₄ | ~50 TWh therm. | Besoins bio-CH₄ ~265 TWh (~290 TWh avec soutien réseau) · Production V11 base ~262 TWh · Déficit ~30 TWh → leviers L1/L3 (L2 en secours) |
Lecture des unités : les TWh ne sont pas équivalents d’une colonne à l’autre. « Actuel » compte l’énergie achetée (gazole, kérosène, gaz, électricité) ; les colonnes « élec » comptent l’électricité à la prise ; la colonne bio-CH₄ compte du carburant gaz. Exemple poids lourds : ~105 TWh de gazole deviendraient ~45–50 TWh électriques en tout-batterie (moteur électrique ~85–90 % contre diesel ~40 %) ; en Résilience, 70 % des km en bio-GNV ÉREV demandent ~75 TWh de bio-CH₄ (rendement gaz → roue 38–41 %, proche du diesel) et 30 % en électrique ~15 TWh.
Avant de dimensionner le mix, il faut regarder ce qu'on peut réellement construire — pas ce qu'on voudrait. C'est ici que les contraintes industrielles du nucléaire, les limites des ENR et leur saisonnalité changent fondamentalement le débat.
| Paramètre | BEV tout-électrique | Résilience V11 | Explication |
|---|---|---|---|
| Socle existant maintenu 2045 | ~30 GW | ~30 GW | Identique dans les deux scénarios. Série 900 MW arrêtée (58–68 ans en 2045). |
| EPR2 neufs à construire | 21 EPR2 — dépasse la capacité industrielle | 14 EPR2 — maximum jugé faisable | 14 = limite démontrée (cadences Flamanville, chaîne appro., ressources humaines). 21 = +50 % au-delà. V11 section 2.1 ✅ |
| Puissance nucléaire totale | 64,65 GW | 53,10 GW | 30 GW socle + 14 × 1,65 GW neufs |
| Facteur de charge | 75,9 % (modulation face ENR) | 85,9 % (baseload pur) | Sabatier absorbe les surplus ENR → nucléaire ne module plus. ✅ Mécanisme démontré V11 |
| CAPEX EPR2 seuls | 21 × 12 Md€ = 252 Md€ | 14 × 12 Md€ = 168 Md€ | Économie 84 Md€ |
| Déficit pilotable janvier | −59,77 GW | −10,56 GW | Résilience 5× plus robuste en pointe hivernale |
C'est le tableau que le débat public n'ose pas montrer. La disponibilité réelle de chaque source, croisée avec les pics de demande, révèle les coïncidences critiques que le tout-électrique ne peut pas absorber.
| Source | Jan | Fév | Mar | Avr | Mai | Jun | Jul | Aoû | Sep | Oct | Nov | Déc |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ☢ Nucléaire dispo | Fort | Fort | Moy. | Moy. | ↓ Arr. | ↓ Arr. | ↓ Arr. | ↓ Arr. | Reprise | Fort | Fort | Fort |
| 💨 Éolien terrestre | Fort | Fort | Moy. | Moy. | Faible | ~10 % | ~12 % | Faible | Moy. | Moy. | Fort | Fort |
| 🌊 Éolien offshore | Fort | Fort | Moy. | Moy. | Moy. | Faible | Faible | Faible | Moy. | Fort | Fort | Fort |
| ☀ Solaire PV | ~5 % | Faible | Moy. | Moy. | Fort | Fort | Fort† | Fort† | Moy. | Faible | ~5 % | ~4 % |
| ⚡ Demande réseau | PIC | PIC | Moy. | Moy. | Moy. | ↑ Clim | PIC ? | PIC ? | Moy. | Moy. | PIC | PIC |
| 🌿 Bio-CH₄ stocké | ~130 TWh | dispo | dispo | dispo | recharge | recharge | recharge | recharge | dispo | dispo | dispo | dispo |
† Solaire juillet–août : rendement dégradé par les fortes chaleurs (~0,5 %/°C au-dessus de 25°C). Paradoxe : canicule = demande climatisation maximale + production PV réduite simultanément.
| Filière | GW installables 2045 | Production/an | Facteur charge | Limite principale |
|---|---|---|---|---|
| Solaire PV | 90–105 GW | ~120–140 TWh | 13–14 % | Absent hiver et nuit. Rendement dégradé par chaleur. Surplus invendables été (2 000 GWh écrêtés S1 2025). |
| Éolien terrestre | 25–27 GW | ~50 TWh | ~22 % | Zones favorables saturées. Revamping complexifié. Délais >10 ans. |
| Éolien offshore posé | ~20 GW | ~55 TWh | ~32–35 % | 2,5–3 Md€/GW · 8–12 ans · saturation des zones côtières. |
| Éolien offshore flottant | ~9–18 GW (long terme) | ~30–60 TWh | ~35–40 % | Technologie en validation · 4–6 Md€/GW · Horizon 2038+. |
| Total ENR 2045 | ~144–170 GW | ~255–295 TWh | — | Fort en hiver (éolien) / fort en été (solaire). Les creux se cumulent aux mauvais moments. |
720 TWh d'électricité (nucléaire + ENR au maximum), 21 EPR2 impossibles à construire, et pourtant trois problèmes structurels que le surdimensionnement ne résout pas.
Aviation long-courrier, poids lourds longue distance, industrie haute T° (>500°C), agriculture hors réseau. Le BEV les laisse en fossile faute d'alternative. Près d'un cinquième des besoins actuels conservés en kérosène, gazole et fioul.
Batteries : 4–8 heures. Stockages souterrains de gaz (Storengy, Teréga) : ~130 TWh, soit des centaines de fois la capacité des stations de pompage (STEP) françaises. Surplus solaire été → déficit hiver : physiquement insoluble en batteries à coût raisonnable.
Puissance pilotable manquante en pointe hivernale dans le scénario BEV (V11, section 3.1). En Résilience : −10,56 GW. Le tout-électrique est 5× plus fragile face aux situations critiques.
Le bio-méthane n'est pas un projet hypothétique. La France a injecté 13,5 TWh de biométhane dans les réseaux en 2025. La PPE3 (décret n° 2026-76 du 12 février 2026) fixe 44 TWh de biométhane injecté en 2030. Le Programme V11 documente un gisement central de ~262 TWh depuis neuf filières de biomasse française — sans importer quoi que ce soit.
| Source | Voie | Volume | Bio-CH₄ (TWh/an) | Biochar (Mt/an) | Qualification V11 |
|---|---|---|---|---|---|
| Résidus de culture + paille | Pyrogazéification | ~16 Mt/an | ~48 | 3,6 | ⚠ Conditionnel |
| Bois mort + rémanents forestiers | Pyrogazéification | 13–15 Mt/an | 38–44 | 3,1 | ✅ Robuste |
| Houppiers + branches | Pyrogazéification | 8–10 Mt/an | 22–27 | ~2,0 | ✅ Robuste |
| Effluents d'élevage | Méthanisation | — | ~70 | — | ✅ PPE3 : 44 TWh de biométhane injecté en 2030 |
| Biodéchets + STEP + CSR | Méthanisation | — | ~40–50 | — | Plausible |
| Méthane Sabatier (non-biomasse — surplus ENR) | Électrolyse + CO₂ | 50 GW élec. → 67 TWh absorbés | ~25–40 | — | Plausible TRL 7–8 · 35 Md€ CAPEX |
| Total V11 central 150 sites pyrogaz × 1 000 t/j + méthanisation | — | Pyrogaz. : ~37–41 Mt/an biomasse sèche documentée (49,5–55 Mt à pleine capacité) | ~262 TWh (fourchette 254–282) Haute avec Sabatier 40 : ~295 TWh | ~20–23 Mt CO₂ séq./an | V11 section 2.2 |
Si les creux du réseau électrique consomment librement les 262 TWh disponibles, il ne reste rien pour l'aviation, les poids lourds et l'industrie lourde. L'allocation doit être fonctionnelle : usages irremplaçables en priorité absolue, soutien réseau sur le solde — et le dimensionnement des ENR s'adapte pour ne pas dépasser ce solde.
Budget P1 total : ~265 TWh. Non négociable — rien d'autre ne peut couvrir ces usages. À réserver avant tout dimensionnement réseau. Production V11 base : ~262 TWh → avec le soutien réseau (P2), déficit ~30 TWh couvert par les leviers L1/L3 (L2 en secours).
Ce budget P2 n'est disponible qu'après couverture intégrale des P1 (~265 TWh). Il impose que les ENR hivernales soient suffisamment dimensionnées — éolien offshore fort en hiver — pour ne pas empiéter sur P1. C'est l'électricité qui se dimensionne en conséquence.
| Situation critique | Sans bon dimensionnement ENR | Avec bon dimensionnement ENR |
|---|---|---|
| Hiver froid sans vent ni soleil (Dunkelflaute) | Réseau appelle bio-CH₄ P1 → pénurie transport lourd / aviation | Éolien offshore fort en hiver + nucléaire baseload couvrent la base. Bio-CH₄ P2 intact. |
| Canicule estivale + climatisation + nucléaire mi-régime | Triple contrainte → appel massif bio-CH₄ → budget P1 entamé | Solaire dimensionné pour pointes estivales. Bio-CH₄ P1 transport/aviation préservé. |
| Surplus solaire estival (midi) | Électricité gaspillée — 2 000 GWh écrêtés S1 2025 | Surplus → électrolyseurs → Sabatier → recharge stock bio-CH₄ pour l'hiver. Nucléaire monte en facteur de charge. |
| Grands départs été / week-ends | Pics recharge réseau massifs → pression sur budget P2 → P1 menacé | ÉREV bio-GNV : recharge embarquée → zéro appel réseau sur les trajets → P1 intact. |
| Indicateur | BEV tout-électrique | Résilience V11 | Écart et analyse |
|---|---|---|---|
| Consommation élec réseau/an | ~720 TWh | ~665 TWh | −55 TWh → moins d'infrastructure, moins de nucléaire, moins de réseau |
| Nucléaire installé total | 64,65 GW (21 EPR2 neufs) | 53,10 GW (14 EPR2 neufs) | −7 EPR2 = −84 Md€. 14 = maximum faisable. |
| Facteur de charge nucléaire | 75,9 % (modulation ENR) | 85,9 % (baseload pur) | +10 pts — surplus ENR absorbés par Sabatier ✅ |
| Déficit pilotable janvier | −59,77 GW | −10,56 GW | Résilience 5× plus robuste en pointe hivernale |
| Stockage saisonnier | Batteries 4–8 h max | ~130 TWh de stockages souterrains (Storengy, Teréga) | Des centaines de fois la capacité des STEP françaises — zéro CAPEX supplémentaire |
| Aviation — tous segments | ~75 TWh kérosène fossile — non résolu | ~10 TWh élec (VTOL + court-courrier) + ~80 TWh bio-CH₄ (tous segments, Note Aviation V11.1) | Résilience couvre toute l'aviation. BEV la laisse intégralement en fossile. |
| Bio-CH₄ total produit | 0 | ~262 TWh (central V11) | Fourchette 254–282 TWh/an |
| Biochar séquestré | 0 | 20–23 Mt CO₂/an | Séquestration permanente >100 ans — bilan carbone négatif possible |
| CAPEX réseau électrique RTE | 30–50 Md€ suppl. | 8–15 Md€ suppl. | Économie 20–35 Md€ (hypothèse à confirmer par l’étude RTE / GRDF / ADEME) |
| CAPEX total transition | 794–1 096 Md€ | ~540–690 Md€ | Économie centrale ~315 Md€ ⚠ ordre de grandeur |
La demande électrique augmente de ~50 à 60 % d'ici 2045 (de ~450 TWh à ~665–720 TWh). Le nucléaire, lui, ne peut pas suivre au même rythme — ni industriellement, ni géographiquement, ni hydriquement. Comprendre ce plafond est indispensable pour dimensionner correctement le complément ENR et bio-CH₄.
En retenant un facteur de charge de 85 % (7 450 h/an), la production annuelle de chaque scénario s'établit ainsi :
| Scénario | Puissance nucléaire garantie | TWh nucléaire/an | Besoins électriques 2045 | Solde ENR nécessaire |
|---|---|---|---|---|
| Aujourd'hui (référence) | ~63 GW installés (avec Flamanville 3) | ~362 TWh (2024) | ~450 TWh (consommation 2024 : 449 TWh) | Excédent — exportations nettes record de 89 TWh en 2024 |
| Programme actuel (6 EPR2 seulement) | ~39 GW garantis | ~290 TWh | ~665 TWh (Résilience) | ~375 TWh ENR |
| Résilience + 14 EPR2 | ~51 GW garantis | ~383 TWh | ~665 TWh | ~280 TWh ENR |
| Tout-BEV + 14 EPR2 | ~51 GW garantis | ~383 TWh | ~720 TWh | ~340 TWh ENR |
| Tout-BEV + 21 EPR2 (hypothèse) | ~61,5 GW | ~461 TWh | ~720 TWh | ~260 TWh ENR |
Trois contraintes cumulatives plafonnent l'expansion nucléaire, indépendamment de la volonté politique :
18 réacteurs de 900 MW mis en service avant 1981 auraient 64 à 68 ans en 2045. Les EPR2 compensent d'abord les retraits du parc vieillissant. Sur les ~21 GW apportés par 14 EPR2, une fraction significative remplace la puissance sortante — le gain net réel de puissance nucléaire serait de l'ordre de 0 à +10 GW selon le rythme des fermetures.
Les sites thermiquement fiables à l'horizon 2045–2060 sont les sites maritimes (Manche, Mer du Nord). Les sites fluviaux — Loire, Garonne, Rhône sans glaciers — présentent une vulnérabilité estivale croissante. Au-delà de 14 EPR2, les sites supplémentaires seraient nécessairement fluviaux ou non encore identifiés. Le plafond réel n'est pas industriel : il est géographique et climatique.
14 EPR2 = 6 engagés + option de 8 à l'étude. Atteindre 21 EPR2 supposerait une cadence de construction additionnelle dont la faisabilité à l'horizon 2045 n'a pas été démontrée — après 30 ans de sous-investissement dans la filière nucléaire française.
Note : les puissances garanties et TWh 2045 sont des estimations du Programme Résilience V11. La puissance garantie (~30 GW parc résiduel) est construite sur la disponibilité en situation de contrainte simultanée estivale, pas sur la production annuelle moyenne. Les facteurs de charge retenus (85 %) sont cohérents avec les performances historiques du parc français hors périodes de maintenance exceptionnelle. Pour le détail de la contrainte hydrique par site, voir la note Résilience énergétique 2045 — contrainte hydrique.
Dans les débats médiatiques sur l'énergie, experts et journalistes s'affrontent sur nucléaire vs éolien vs solaire. Personne ne pose les besoins secteur par secteur. Personne ne regarde la matrice temporelle mois par mois. Personne ne quantifie ce que l'électrification ne peut structurellement pas couvrir — aviation tous segments, transport lourd, industrie haute T°, Rex agricoles — ni ne pose la question de avec quoi on le couvre. Personne ne parle de l'impossibilité physique de construire 21 EPR2 d'ici 2045.
Quand on pose toutes ces questions ensemble, la réponse est claire : il faut les deux vecteurs, dimensionnés fonctionnellement. L'électricité couvre les usages électrifiables. Le bio-méthane couvre les usages irremplaçables et sécurise le réseau sur le solde disponible. Et c'est la saisonnalité de chaque source qui guide le dimensionnement des ENR — pour garantir que les deux budgets restent compatibles.
Aviation tous segments, transport lourd, industrie haute T°, Rex tracteurs. Le BEV les conserve en fossile. Résilience les couvre avec ~262 TWh de bio-CH₄ base V11 + ~30 TWh via leviers complémentaires (Sabatier maximisé, cultures dédiées ; fossile compensé par séquestration en secours).
14 EPR2 au lieu de 21. Le maximum industriellement faisable — sans supposer des capacités de construction qui n'ont jamais existé en France.
Déficit pilotable : −10,56 GW (Résilience) vs −59,77 GW (BEV). Le bio-CH₄ stocké dans les ~130 TWh de stockages souterrains existants (Storengy, Teréga) est le muscle de réserve que le réseau 100 % électrique n'a pas.