Proposition politique — À lire en premier
La décision politique proposée
Résilience propose à la France de retenir une architecture énergétique duale : une électrification massive, complétée par un vecteur méthane renouvelable national réservé aux usages nécessitant stockage, autonomie, forte densité énergétique ou puissance pilotable.
Cette orientation conduit à programmer simultanément :
- ▸Un parc nucléaire renforcé (14 EPR2) en baseload permanent
- ▸Un développement ciblé des ENR (offshore prioritaire, solaire limité à ~90 GW)
- ▸Un réseau électrique dimensionné pour les usages directs — sans surdimensionnement
- ▸La conservation et conversion progressive du réseau gazier vers le bio-CH₄
- ▸Le développement d'une filière nationale de pyrogazéification et de méthanisation
- ▸Une mobilité légère principalement électrique, complétée par l'ÉREV bio-GNV
- ▸Le bio-CH₄ / bio-GNL pour les usages lourds et difficiles à électrifier
- ▸Une production massive de biochar permettant un retrait durable de carbone atmosphérique
La décision proposée n'est donc pas de choisir entre électricité et gaz. Elle consiste à attribuer à chaque vecteur les usages pour lesquels il est techniquement, énergétiquement et économiquement le plus pertinent.
Cette architecture constitue la proposition politique. Les hypothèses, calculs, dimensionnements et technologies qui la sous-tendent sont développés dans les études détaillées du Programme Résilience disponibles sur resilience2045.fr (plus de 50 documents). Ils peuvent être soumis à une expertise indépendante contradictoire avant décision.
Partie 1
Les besoins énergétiques de la France en 2045
La France consomme aujourd'hui 1 350 à 1 500 TWh d'énergie finale selon l'année, soit ~1 600 TWh en ajoutant les soutes internationales et les usages non énergétiques (chimie, plastiques). Le Programme Résilience V11 travaille sur 1 600 TWh comme objectif-système 2045, intégrant les marges de sécurité stratégiques, la réindustrialisation partielle, les data centers et la production de carburants renouvelables.
Point de départ — La réalité actuelle
Seulement ~26 % de l'énergie finale française est électrique (~400 TWh). Les ~74 % restants sont couverts par des énergies stockées (pétrole, gaz, bois) dont la grande force est leur pilotabilité et leur stockage distribué. Toute trajectoire 2045 doit commencer par reconnaître ce fait : l'électrification massive supprime ce coussin de flexibilité.
Décomposition des besoins par secteur — Aujourd'hui et 2045
| Secteur | Aujourd'hui (TWh) | Tout-BEV 2045 — Élec. | Résilience 2045 — Élec. | Résilience 2045 — Bio-CH₄ | Résilience 2045 — Therm. |
|---|---|---|---|---|---|
| Logements + tertiaire | ~650 | 280 | 280 | — | 30 |
| Industrie | ~280 | 200 | 200 | ~22 | 10 |
| VL + VU + Bus (ÉREV) | ~365 | 150 | 120 | 75 | — |
| Poids lourds longue distance | ~105 | 50 | 15 | ~75 | — |
| Aviation — VTOL électrique + régionaux, moyen et long-courrier bio-CH₄ ⚠ TWh non comparables — rendements différents (élec. ~85 % / GNL ~30–35 %) |
~75 (kéro fossile — vols intérieurs + internationaux) | 75 (kéro fossile — aucune solution ✗) | ~10 TWh élec. (VTOL + court-courrier — rdt ~85 %) |
~80 TWh bio-CH₄ (régionaux, moyen et long-courrier — Note Aviation V11.1) |
— |
| Agriculture + autres | ~50 | 40 | 40 | ~13 | 10 |
| TOTAL | ~1 600 TWh (dont ~75 non énergétiques) |
~720 TWh + 75 kéro | 665 TWh | ~265 TWh (~290 TWh avec le soutien réseau hivernal) |
50 TWh |
Angle mort du tout-BEV
Le scénario Tout-BEV conserve ~75 TWh de kérosène fossile pour l'aviation — soit la totalité des besoins actuels (vols intérieurs + internationaux) — faute de solution alternative crédible. Il n'est donc pas un scénario zéro fossile. Le scénario Résilience couvre l'aviation par bio-CH₄ (~80 TWh — régionaux, moyen et long-courrier) et électrique (VTOL et court-courrier, ~10 TWh) (Note Aviation V11.1).
Les cinq situations critiques à couvrir
Le problème de 2045 n'est pas l'énergie annuelle — c'est la puissance instantanée lors des événements extrêmes. Ces cinq situations définissent le dimensionnement réel du système :
| Situation | Déficit BEV (GW) | Déficit Résilience (GW) | Mécanisme Résilience |
|---|---|---|---|
| Grand froid hivernal (jan, −5 à −10°C) | −65 à −80 | −10 à −20 | Hydraulique activé en première ligne · ÉREV thermique −20 à −25 GW · électrolyseurs stoppés +50 GW libérés · bio-CH₄ pilotable en appoint |
| Anticyclone hivernal (3–5 jours sans vent) | −55 à −65 | −5 à −15 | Stockages souterrains ~130 TWh (Storengy, Teréga) couvrent 3–5 jours · bio-CH₄ météo-indépendant |
| Canicule estivale (35–40°C) | −40 à −55 | −5 à −15 | Solaire fort en journée · ÉREV limite recharge soirée |
| Grands départs estivaux | −70 à −90 | −10 à −20 | ÉREV autonomie GNV 500 km sans borne · zéro saturation |
| Chassé-croisé (vendredi 18h) | −84 à −116 | −8 à −30 | ÉREV bio-GNV pendant trajet + recharge lente nocturne |
| Bilan | Rupture 5/5 | Gérable 5/5 | Réduction −70 à −90 % · mécanisme passif sans smart grid |
Partie 2
Comparaison des trajectoires — Tout-BEV vs Résilience
Architecture fondamentale — À lire avant toute comparaison
Le Programme Résilience n'est pas un programme bio-méthane. C'est un programme électrique complété par le bio-méthane.
L'électricité reste le vecteur de base : efficace, propre, directement utilisable pour l'immense majorité des usages — chauffage par PAC, véhicules légers en usage quotidien, industrie de process, tertiaire. Elle couvre ~65 % des besoins finaux 2045.
Le bio-CH₄ intervient là où l'électricité seule présente des difficultés structurelles, dans trois rôles complémentaires :
- Sécurisation du réseau — le réseau de distribution GRDF (200 000 km) et les ~130 TWh de stockages souterrains (Storengy, Teréga) constituent un coussin de flexibilité massif et immédiatement disponible, sans CAPEX supplémentaire. Les électrolyseurs Sabatier absorbent les surplus ENR et les restituent lors des pointes. Le réseau gaz amorti évite des dizaines de milliards de renforcement électrique.
- Optimisation des investissements — en absorbant les situations critiques (grand froid, anticyclone, chassés-croisés), le bio-CH₄ réduit le dimensionnement du parc électrique de 7 EPR2 et 37 GW de puissance installée — soit 84 Md€ évités sur le seul poste nucléaire.
- Complément sur les secteurs difficiles à électrifier — mobilité lourde longue distance (poids lourds 44t, 800–1 000 km), transport maritime (bio-GNL), aviation commerciale (bio-CH₄ tous segments, ~80 TWh — Note Aviation V11.1), industrie haute température (> 500°C). Ces secteurs représentent ~265 TWh bio-CH₄ (~290 TWh avec le soutien réseau hivernal) — irremplaçables par batterie ou hydrogène dans les délais et coûts requis.
Résumé : électricité + bio-CH₄ forment un système complet. Séparément, chacun a ses angles morts. Le bio-CH₄ valorise ce qui existe déjà (réseau GRDF, stocks, biomasses résiduelles) pour couvrir ce que l'électricité ne peut pas faire seule — sans le remplacer.
La comparaison ne porte pas sur les objectifs climatiques — les deux trajectoires visent la décarbonation complète. Elle porte sur les moyens nécessaires, les risques de pilotage et les investissements requis.
Note — Lecture du poste Aviation
Les deux scénarios partent du même besoin actuel : ~75 TWh de kérosène pour couvrir l'aviation française (vols intérieurs + internationaux). Tout-BEV n'a aucune solution crédible à l'horizon 2045 — il conserve donc ~75 TWh de kérosène fossile, ce qui en fait un scénario non zéro-fossile.
Résilience déploie deux vecteurs décarbonés : VTOL et court-courrier ~10 TWh élec. (rendement moteur ~85 %) ; régionaux, moyen et long-courrier ~80 TWh de bio-CH₄ (rendement thermique ~30–35 %) (Note Aviation V11.1). Ces deux chiffres ne sont pas directement comparables entre eux ni à un TWh de kérosène — les rendements sont très différents. La couverture des besoins 2045 repose sur deux facteurs : les vecteurs décarbonés et l'amélioration de l'efficacité énergétique des appareils à cet horizon. La demande aviation étant structurellement en croissance, le programme ne s'appuie sur aucune hypothèse de réduction — c'est précisément pourquoi le gisement bio-GNL doit être développé à grande échelle. Le détail est développé dans la note technique aviation bio-GNL V11.1 disponible sur resilience2045.fr.
L'économie Sabatier — le mécanisme clé du FC nucléaire
Les électrolyseurs PEM (50 GW) absorbent instantanément les surplus ENR qui seraient sinon curtailés. Le nucléaire peut ainsi fonctionner en baseload pur (FC 85,9 % vs 75,9 % en Tout-BEV), économisant l'équivalent de 7 EPR2 — soit 84 Md€ à 12 Md€/unité. Le surplus ENR ne se perd plus : il devient du méthane de synthèse stocké dans les ~130 TWh de stockages souterrains (Storengy, Teréga).
Pourquoi H₂, carburants de synthèse et SAF ont été écartés
| Vecteur | Rendement puits→usage | Stockage saisonnier | Infrastructure | Verdict |
|---|---|---|---|---|
| Hydrogène H₂ | ~25–35 % | Très difficile (700 bar) | Tout à créer | Écarté — coût + géologie |
| Carburants de synthèse (e-fuels) | ~15–25 % | Oui (liquide) | Partielle | Écarté — rendement trop faible |
| SAF (aviation) | Variable | Oui | Partielle | Écarté — 0,6 % de la conso actuelle en 2025, ×80 impossible d'ici 2035 |
| Bio-CH₄ (Résilience) | ~60–70 % | ~130 TWh souterrains (Storengy, Teréga) ✓ | 200 000 km existants | Retenu — seul vecteur combinant stockage + co-bénéfices + infrastructure |
Partie 3
Le mix électrique Résilience — optimisation par disponibilité temporelle
L'objectif est de maximiser la puissance électrique disponible à tout moment, quelles que soient les conditions climatiques, afin de minimiser le recours au bio-CH₄ à un rôle de complément structurel (mobilité lourde, aviation, industrie HT, pics critiques) et non de secours variable coûteux.
Principe d'optimisation
Chaque source est caractérisée par sa disponibilité temporelle réelle — pas son seul facteur de charge annuel. Le nucléaire est disponible 24h/24, l'éolien offshore est fort en hiver (quand le solaire est faible), le solaire est fort en été (quand l'éolien faiblit). L'optimisation consiste à construire une combinaison dont les creux ne se superposent pas.
Disponibilité temporelle par source — Matrice de complémentarité
| Source | FC annuel réel | Hiver (déc–fév) | Été (juin–août) | Anticyclone (0 vent) | Nuit | Rôle dans le mix |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nucléaire (baseload) | 85,9 %* | Fort ✓ | Fort ✓ | Fort ✓ | Fort ✓ | Colonne vertébrale — couvre la base en permanence |
| Éolien offshore | 35–40 % | Très fort ✓ | Modéré ≈ | Nul ✗ | Fort ✓ | Complément hiver — critique pour la Dunkelflaute* |
| Éolien terrestre | ~22–25 % | Bon ✓ | Faible ≈ | Nul ✗ | Bon ✓ | Complément diffus — répartition géographique large |
| Solaire PV | 14–16 % | Très faible ✗ | Très fort ✓ | Fort ✓ | Nul ✗ | Complément été — aide la canicule, inutile en Dunkelflaute |
| Hydraulique (barrages + STEP) | ~25 %* | Disponible ✓ | Réservoirs bas ≈ | Disponible ✓ | Disponible ✓ | Secours pilotable immédiat — démarrage en minutes · atout français unique · ~25 GW installés · complément naturel des ENR variables |
| Sabatier (stockage Sabatier) | Variable | Absorbe surplus ✓ | Absorbe surplus ✓ | Désactivé ✓ | Absorbe surplus ✓ | Régulateur — transforme les surplus ENR en CH₄ stocké |
| Bio-CH₄ (secours pilotable) | À la demande | Disponible ✓ | Disponible ✓ | Disponible ✓ | Disponible ✓ | Dernier recours + mobilité lourde + aviation — météo-indépendant |
*FC 85,9 % avec Sabatier vs 75,9 % sans (Tout-BEV). Dunkelflaute = période anticyclonique prolongée, vent faible, solaire minimal — le scénario critique hivernal. FC hydraulique ~25 % en moyenne annuelle mais usage en réserve de puissance : les barrages sont retenus pour les pointes critiques, pas pour la production de base. L'hydraulique constitue la première ligne de secours pilotable avant recours au bio-CH₄.
Mix électrique Résilience — Répartition cible 2045 (665 TWh consommés · ~725 TWh produits)
Logique d'optimisation — Pourquoi ces proportions
Nucléaire dominant (~400 TWh / 60 %) : seule source pilotable, disponible 24h/24 quelles que soient les conditions. Avec Sabatier, le FC passe à 85,9 % — le nucléaire produit en permanence et les surplus sont stockés. Pas de gaspillage, pas de curtailment.
Éolien offshore prioritaire sur terrestre (~100 TWh) : meilleure disponibilité hivernale, complémentaire au nucléaire pour les périodes de forte demande froide. L'offshore a un FC annuel réel 35–40 % contre ~22–25 % pour le terrestre.
Hydraulique (~65 TWh / réserve de puissance) : atout français unique — ~25 GW de puissance pilotable, démarrable en quelques minutes. Les barrages ne sont pas utilisés en production de base continue mais conservés comme première ligne de secours pour les situations critiques, avant tout recours au bio-CH₄. En Dunkelflaute ou grand froid, ils constituent le tampon immédiat qui laisse le temps d'activer les centrales bio-CH₄. Les STEP (stations de pompage-turbinage) stockent par ailleurs les surplus ENR estivaux pour les restituer en hiver.
Solaire limité (~100 TWh) : utile en été et pour la canicule. Inutile en Dunkelflaute. Au-delà de ~90 GW, les surplus estivaux deviennent difficiles à absorber même avec Sabatier — investissement marginal décroissant.
Bio-CH₄ en complément structurel (~290 TWh) : pas un secours aléatoire mais un vecteur dédié à la mobilité lourde (~75 TWh PL), l'aviation (~80 TWh, tous segments), l'industrie haute température et les tracteurs ÉREV (~35 TWh), et la réserve de puissance pour les 5 situations critiques résiduelles (~75 TWh ÉREV VL + ~25 TWh de soutien réseau hivernal).
Partie 4
Programmation Pluriannuelle de l'Énergie — Scénario Résilience
La PPE Résilience est construite sur un principe simple : investir ce qui est nécessaire et suffisant, dans l'ordre qui maximise la disponibilité à chaque étape. Elle évite les dépenses erratiques qui caractérisent la politique énergétique actuelle — projets abandonnés, surdimensionnements, curtailments coûteux, conflits d'usage non résolus.
Tableau de synthèse des investissements — 2025–2045
| Poste | Capacité cible | CAPEX estimé | Qualif. | Priorité / Logique |
|---|---|---|---|---|
| A — Production électrique | ||||
| Nucléaire — EPR2 (14 unités) | +23,1 GW | 168 Md€ | ✓ Robuste | Baseload permanent · 14 unités = maximum industriellement faisable d'ici 2045 |
| Éolien offshore (+18–22 GW au-delà des ~7,8 GW attribués) | ~29 GW total | 58–84 Md€ | ✓ Robuste | Priorité sur terrestre · meilleure disponibilité hivernale · FC 35–40 % |
| Éolien terrestre (+7–8 GW) | ~31 GW total | 8–12 Md€ | ✓ Robuste | Complémentarité géographique · répartition nationale · limité pour éviter les conflits d'usage |
| Solaire PV (+65–70 GW) | ~90 GW total | 49–60 Md€ | ✓ Robuste | Limité à ~90 GW · au-delà les surplus estivaux sont absorbés par Sabatier mais rendement marginal décroissant |
| Sous-total production électrique | — | 283–324 Md€ | — | — |
| B — Infrastructure et réseau | ||||
| Hydraulique — maintien et optimisation STEP | ~25 GW existants | 5–10 Md€ | ✓ Existant | Parc existant amorti · investissement de modernisation et nouvelles STEP · réserve de puissance pilotable · complémentarité naturelle avec ENR variables · atout souverain non délocalisable |
| Réseau RTE — renforcement ciblé | — | 50–70 Md€ | ✓ | Renforcement ciblé (offshore + ÉREV) · −40 à −50 Md€ vs Tout-BEV grâce à GRDF existant |
| Stations bio-GNV (3 500–4 000 VL + 700–800 PL) | ~4 700 stations | 4,5–11 Md€ | ✓ | Réseau autoroutier d'abord · coût unitaire 1–2 M€ vs 5 M€ borne DC 150 kW (poste Enedis inclus) |
| Électrolyseurs PEM Sabatier (50 GW) | 50 GW | 35 Md€ | Plausible TRL 7–8 | Absorbe les 67 TWh ENR curtailés · améliore FC nucléaire à 85,9 % · économie 7 EPR2 = 84 Md€ |
| Valorisation CO₂ biogénique (CCS + serres + minéralisation) | ~35 Mt CO₂/an | 8–10 Md€ | Plausible | ROI 7–9 ans · séquestration géologique additionnelle + substitution CO₂ fossile industriel |
| Sous-total infrastructure | — | 98–126 Md€ | — | — |
| C — Filières bio-CH₄ (couche Résilience) | ||||
| Pyrogazéification — 150 sites × 1 000 t/j | ~115–145 TWh CH₄ | 69 Md€ | ✓ Autofinancé 8–12 ans | Actif productif · ~115 TWh en réglage biochar (scénario central), ~130–145 TWh en réglage méthane · revenus ~12–20 Md€/an à plein régime · payback 8–12 ans (4–8 ans avec revenus carbone CRCF) |
| Méthanisation biomasse humide + Sabatier (boost H₂) | ~110–120 TWh CH₄ (~70 + ~40) | 18 Md€ | ✓ | Filière existante à structurer (~13 TWh injectés en 2025 ; PPE3 : 44 TWh en 2030) · CIVE + effluents + boues · retour matière organique via digestat |
| R&D ÉREV + certifications | — | 4,5 Md€ | ✓ | Certification RED III · exemption règlement 2035 · partenariats Renault/Stellantis |
| Sous-total filières bio-CH₄ | ~262 TWh CH₄ | 91,5 Md€ brut | Autofinancé à partir de ~2035 | Revenus ~25–30 Md€/an à maturité · ~300 Md€ cumulés sur 20 ans |
| D — Véhicules (surcoût transition 33 M) | ||||
| Surcoût véhicules ÉREV vs diesel | 33 M véhicules | 80–140 Md€ | Plausible | Batterie 20 kWh vs 50–80 kWh BEV · surcoût unitaire ~2–4 k€ compensé par économies carburant |
| TOTAL CAPEX TRANSITION 2025–2045 | — | 540–690 Md€ | vs 794–1 096 Md€ BEV | Économie centrale ~315 Md€ · auxquels s’ajoutent ~300 Md€ de revenus des filières bio-CH₄ sur 20 ans |
Séquençage temporel — Ce qu'on fait, dans quel ordre
Calendrier indicatif établi pour une décision politique prise en 2027. Chaque année de retard dans la décision décale d'autant les étapes ; la trajectoire et ses équilibres restent les mêmes.
2025–2027 · Phase réglementaire
Poser le cadre juridique et les signaux économiques
- Loi bio-CH₄ : contrats CfD 15 ans · injection prioritaire GRDF · tarifs garantis phase 1
- Mandat flottes captives GNV : bus, bennes, PL longue distance
- Reconnaissance ÉREV bio-GNV dans la révision du règlement 2035 — voie « carburants neutres en CO₂ » (art. 5a de la proposition de révision du règlement 2019/631, déc. 2025)
- Lancement appel d'offres éolien offshore accéléré (50 parcs autorisés à accélérer)
- Signal R&D ÉREV : partenariats Renault/Stellantis pour certification
- Décision construction Penly 1+2 confirmée + Gravelines 1+2 lancée
2027–2030 · Phase 0 — Validation industrielle
Démonstrateurs pyrogazéification + accélération ENR
- Pilote pyrogazéification ~100 t/j, puis lancement de 5 sites préindustriels de 300 t/j (Normandie, Gard, Massif Central, Landes, Pyrénées-Orientales) · validation traitement goudrons et méthanation · certification biochar EBC
- 500 stations bio-GNV autoroutières · premiers ÉREV certifiés commercialisés
- Éolien offshore : 8–10 GW supplémentaires (parcs Manche et Atlantique phase 1)
- Solaire : accélération agrivoltaïsme + toitures industrielles (~15 GW)
- Formation : 5 000 techniciens pyrogazéification + opérateurs sites
- Sans validation Phase 0 → pas de Phase 1 (clause de déclenchement conditionnelle)
- Acteurs industriels nationaux identifiés — constructeurs ÉREV (Renault, Stellantis) · opérateurs bio-CH₄ (TotalEnergies, Engie, Air Liquide) · équipementiers pyrogazéification (Suez, Idex, Axens) · réseaux de distribution (GRDF, TotalEnergies Marketing) · filières agricoles et forestières (coopératives céréalières, CUMA bocagères, ONF, FCBA) · financement (BPI France, CDC, BEI). Une analyse sectorielle détaillée est disponible sur resilience2045.fr.
2029–2033 · Phase 1 — Déploiement accéléré
Sites préindustriels en service + montée en puissance électrique
- 5 sites pyrogazéification de 300 t/j en service · validation sur 330 jours · engagement des premiers sites de 1 000 t/j en Zone A (gisement éprouvé, risque minimal)
- Garantie souveraine BPI+CDC+BEI sur 20 premiers sites · financement marché ensuite
- 3 M ÉREV en circulation · 2 000 stations bio-GNV · réduction visible des pics chassés-croisés
- Éolien offshore : 18–22 GW total · premier offshore flottant (pilotes Méditerranée)
- Solaire : ~65–70 GW total · electrolyseurs Sabatier premiers 15 GW
- Penly 1+2 opérationnels (~2037 si délais tenus) · construction Bugey 1+2 lancée
- Formation cumulée : 15 000 techniciens filière bio-CH₄ + nucléaire
2033–2040 · Phase 2 — Maturité industrielle
Déploiement industriel + mix électrique complet + bascule système
- 35 sites pyrogazéification de 1 000 t/j en Zone A (2032–2038), puis élargissement aux Zones B et C · ~65 sites vers 2040 · financement marché (IRR > 10 % démontré)
- 8–12 M ÉREV · 80–100 TWh/an bio-CH₄ mobilité · déficit hivernal résiduel < 15 GW
- Mix électrique quasi-complet : ~90 GW solaire · ~31 GW éolien terrestre · ~29 GW offshore · ~53 GW nucléaire
- Sabatier 50 GW opérationnel · FC nucléaire 85,9 %
- Séquestration biochar : ~5–10 Mt CO₂/an certifiés EBC en montée en charge · premiers stockages géologiques de CO₂ biogénique
- Export technologie pyrogazéification (Italie, Pologne, Roumanie) · France exportatrice
- Formation cumulée : 20 000 techniciens
2040–2045 · Phase 3 — Régime établi
Plein régime · ajustements · options complémentaires
- 150 sites pyrogazéification en service (~2045) · ~262 TWh/an bio-CH₄ · biochar ~20–23 Mt CO₂/an en réglage biochar
- Système complet : 665 TWh électrique + ~290 TWh bio-CH₄ + 50 TWh chaleur · zéro fossile
- ~20 M ÉREV + BEV urbains · filière bio-CH₄ autofinancée · 200 000+ emplois non délocalisables
- Éolien flottant Méditerranée/Atlantique profond si TRL validé (~5–10 GW optionnel)
- SMR NUWARD premiers sites industriels si programme tient les délais (option, non dans scénario central)
- Retrofit SOEC 75 sites : +12 TWh bio-CH₄ bonus (conditionnel TRL 9)
- Bilan carbone : ~−55 Mt CO₂eq/an (scénario central) · jusqu'à −80 Mt avec gisements complémentaires niveau 2 · France contribue à la restauration du climat
Partie 5
Bilan — Ce que la PPE Résilience évite et ce qu'elle garantit
Ce qu'elle évite — Les dépenses erratiques actuelles
| Problème actuel | Coût erratique | Comment Résilience l'élimine |
|---|---|---|
| Curtailment ENR (éolien/solaire stoppés faute de débouché) | Milliards€/an perdus | Sabatier absorbe instantanément tous les surplus → méthane stocké dans les stockages souterrains (Storengy, Teréga) |
| Surdimensionnement nucléaire (21 EPR2 vs 14 nécessaires) | +84 Md€ | FC 85,9 % avec Sabatier → 7 EPR2 évités → économie 84 Md€ |
| Renforcement réseau RTE pour pics BEV (bornes 150 kW) | +40–50 Md€ réseau + 5 M€/borne poste HTB | ÉREV décale la demande + GRDF absorbe la pointe sans CAPEX réseau |
| Dépréciation actifs GRDF (200 000 km réseau) | 100–200 Md€ perte patrimoniale | GRDF devient vecteur central bio-CH₄ → actif valorisé, pas déprécié |
| Aviation non traitée (~75 TWh kérosène fossile résiduel) | Objectif climatique non atteint | Bio-CH₄ régionaux, moyen et long-courrier + électrique VTOL → zéro fossile aviation |
| Pari H₂ infrastructure (coût géologique + rendement 25–35 %) | +100–200 Md€ si erreur | Bio-CH₄ sur GRDF existant · H₂ réservé aux usages industriels spécifiques |
Ce qu'elle garantit
Pour aller plus loin — Le corpus Résilience
Ce document est une synthèse. Chacun des sujets abordés — gisements biomasse, logistique territoriale, économie par site, comparaison CAPEX détaillée, modèle fiscal et réglementaire, géopolitique européenne, acteurs industriels, trajectoire CO₂ — a fait l'objet d'analyses approfondies disponibles dans le corpus complet de plus de 50 documents sur resilience2045.fr. Une analyse industrielle sectorielle identifie les acteurs français capables d'intervenir dès la Phase 0 dans chaque maillon de la chaîne : production de biomasse, transport, pyrogazéification, méthanisation, injection réseau, biochar, stations GNV, ÉREV.
Message central
La PPE Résilience n'est pas un scénario de remplacement de l'électrification. C'est une programmation précise de ce que l'électricité peut faire seule et de ce qu'elle ne peut pas faire — et l'attribution de la filière bio-CH₄ exactement aux secteurs où elle est irremplaçable. Cette clarté évite les arbitrages politiques erratiques, les surdimensionnements coûteux et les angles morts climatiques. Elle définit un signal d'investissement stable sur 20 ans.
Partie 6
Engagements climatiques — Comment la France les respecte et va au-delà
La trajectoire Résilience ne se contente pas de décarboner l'énergie. Elle produit un bilan carbone durablement négatif à partir de 2040 — c'est-à-dire qu'elle retire plus de CO₂ de l'atmosphère qu'elle n'en émet. C'est la différence entre neutralité carbone et restauration climatique.
Principe — Au-delà de la neutralité
Stopper les émissions fossiles stabilise à peu près la concentration de CO₂ (~429 ppm en 2026) — elle ne la réduit que très lentement (~390 ppm encore en 2200). Pour améliorer le climat, il faut retirer du CO₂ déjà accumulé. Résilience est le seul scénario de transition énergétique qui intègre un mécanisme de retrait net à grande échelle, certifiable et maîtrisable sur sol français.
Les quatre mécanismes de contribution climatique de Résilience
| Mécanisme | Volume estimé | Nature du bénéfice | Permanence |
|---|---|---|---|
| 1. Substitution fossile (énergie) | ~250–280 Mt CO₂/an évités | Réduction d'émissions — transport, chauffage, industrie | Tant que les fossiles sont substitués |
| 2. Séquestration biochar (EBC certifié) | ~9–13 à 20–23 Mt CO₂/an selon le réglage des sites | Retrait durable certifiable · carbone stable 500–1 000 ans · critères H/Corg ≤ 0,4 · CRCF UE (adopté le 3 fév. 2026, en vigueur le 7 mai 2026) | Permanente — reconnu CDR par l'UE |
| 3. CO₂ biogénique concentré (séquestration géologique) | Fraction de ~25–40 Mt/an (pyrogazéification) + ~15 Mt/an (méthanisation) | Retrait additionnel · minéralisation CarbFix ou stockage géologique · complément du biochar sur sites à sous-sol favorable | Permanente — plurimillénaire |
| 4. CO₂ biogénique valorisé (substitution industrielle) | Fraction de ~35 Mt/an | Substitution CO₂ fossile (serres, industrie alimentaire, chimie verte) · réduction d'émissions fossiles locales | Temporaire — stockage en produit |
| Bilan carbone net 2045 — socle (biochar seul) | ~−5 à −17 Mt CO₂eq/an | Biochar certifié (9 à 23 Mt selon le réglage des sites) − émissions résiduelles. Sans séquestration géologique : le système énergétique est déjà neutre à légèrement négatif. | Robuste — dès la montée en charge des 150 sites |
| Bilan carbone net 2045 — scénario central | ~−55 Mt CO₂eq/an | Biochar certifié + CO₂ biogénique concentré stocké géologiquement (sites de pyrogazéification et grandes unités de méthanisation) + biochar de digestats. Objectif à l'optimum, atteignable dans les deux réglages des sites — sans gisements complémentaires. | Croissant avec le déploiement |
| Bilan carbone net 2045 — scénario étendu | jusqu'à −80 Mt CO₂eq/an | Scénario central + gisements complémentaires niveau 2 (miscanthus sur terres en déprise, zones post-incendie, reconversion viticole) → biochar additionnel. Potentiel prospectif, non inclus dans le scénario central V11. | Prospectif — horizon 2040+ |
⚠ Lecture du bilan par étapes : avec le biochar seul, le bilan du système énergétique est de ~−5 à −17 Mt/an (socle robuste). Le scénario central (~−55 Mt) suppose en plus la séquestration géologique du CO₂ biogénique concentré, dont les infrastructures de transport et de stockage restent à développer. Le biochar et le CO₂ stocké sont largement substituables : le carbone qu'un site ne fixe pas en biochar reste disponible sous forme de CO₂ concentré. Le haut de fourchette (~−80 Mt) intègre les gisements complémentaires de niveau 2 non inclus dans le scénario central V11. La substitution fossile (~250–280 Mt évités) est la condition nécessaire à la neutralité — elle ne contribue pas directement au bilan négatif. → Addendum détaillé — décomposition des trois niveaux de certitude (PDF) · Valeurs de référence — réglages méthane / biochar et bilan net (PDF)
Trajectoire de séquestration biochar — Montée en puissance 2030–2045
Conformité aux engagements européens et internationaux
| Engagement / Cadre | Exigence | Réponse Résilience | Statut |
|---|---|---|---|
| Règlement LULUCF (puits terrestres) | Maintien et amélioration des puits naturels | Entretien forestier financé par boucle bio-CH₄ · gros bois préservés · régénération améliorée · forêts privées gérées (73 % actuellement sans plan) | ✓ Conforme et au-delà |
| CRCF UE — Carbon Removal Certification Framework (méthodologie adoptée le 3 fév. 2026) | Permanent Carbon Removal certifiable | Biochar EBC Premium (H/Corg ≤ 0,4 · gazéification 800–850 °C) reconnu explicitement comme CDR permanent · monitoring par site · traçabilité complète | ✓ Reconnaissance obtenue |
| Objectif neutralité carbone 2050 (Accord de Paris) | Émissions nettes = 0 avant 2050 | Bilan net négatif atteint dès ~2042 en scénario central · France contribue à la réduction du CO₂ atmosphérique | ✓ Atteint avec avance |
| Règlement 2035 — fin des moteurs thermiques | Zéro émission tailpipe en 2035 | ÉREV bio-GNV = zéro émission tailpipe (carbone biogénique neutre cycle court) · reconnaissance à obtenir via la voie « carburants neutres en CO₂ » (art. 5a de la proposition de révision du règlement 2019/631, déc. 2025) | ⚠ Exemption à sécuriser |
| REPowerEU — Indépendance énergétique | Réduire dépendance aux importations fossiles | Bio-CH₄ 100 % national · non délocalisable · non embargable · valorise ressources françaises exclusivement | ✓ Souveraineté totale |
| Stratégie UE sur les forêts (2030) | Préserver et restaurer les forêts | Entretien actif ≠ exploitation · gros bois morts préservés (seuil 20–30 m³/ha) · boucle économique permettant la gestion de 73 % des forêts privées actuellement abandonnées | ✓ Complémentaire |
Ce que Résilience apporte que les autres scénarios n'ont pas
Miscanthus et reconstruction des territoires dégradés — Un levier complémentaire
Les zones forestières brûlées, les friches climatiques et les terres agricoles en déprise constituent un défi territorial croissant en France. Le Programme Résilience identifie dans la combinaison miscanthus + pyrogazéification un outil économique de reconstruction de ces mosaïques paysagères.
Le miscanthus, cultivé prioritairement sur terres en déprise, terres marginales ou ex-vignes hors usage alimentaire, joue un double rôle dans ce contexte : il constitue une biomasse socle régulière qui sécurise l'activité des sites de pyrogazéification entre deux apports de biomasses résiduelles variables — et il permet simultanément de préparer économiquement la reconstruction forestière sur les zones brûlées ou dégradées, en générant un revenu de transition pendant les 15 à 20 ans nécessaires à la reconstitution d'un couvert forestier adulte.
La boucle miscanthus → pyrogazéification → reconstruction forestière
Sur une zone incendiée ou dégradée : le miscanthus s'implante rapidement (2–3 ans), ne nécessite ni pesticide ni herbicide après implantation, maintient le sol vivant, réduit l'érosion et fournit une biomasse contractualisable sur 15 ans. Les revenus de la pyrogazéification financent l'entretien du territoire et les replantations progressives. Quand la forêt reconstituée prend le relais, le miscanthus peut être retiré progressivement — le site de pyrogazéification se tournant alors vers les rémanents forestiers comme source principale.
C'est un exemple concret de la boucle économique territoriale qui distingue Résilience des politiques de subvention directe : l'entretien et la reconstruction deviennent une activité productive plutôt qu'une dépense publique.
→ Pour le détail sur la distinction stock/puits forestier, les trois niveaux de gisement biomasse et la logique de séquestration par biochar : Pourquoi les puits naturels ne peuvent pas porter seuls la stratégie climatique de 2045 — note de positionnement stratégique V5, août 2026.
Conclusion climatique
La France avec Résilience ne se contente pas de respecter ses engagements — elle les dépasse. En produisant un bilan carbone durablement négatif, elle contribue activement à la réduction du CO₂ atmosphérique accumulé depuis deux siècles. C'est la différence entre neutralité (arrêter de dégrader) et restauration (réparer). Aucun autre scénario de transition énergétique disponible aujourd'hui ne propose ce mécanisme à cette échelle, à ce coût et sur territoire souverain.
Notes sur le bilan carbone net
¹ Scénario central V11 (~−55 Mt/an, objectif à l'optimum) : biochar certifié EBC/CRCF (~9–23 Mt/an selon le réglage des sites) + CO₂ biogénique concentré stocké géologiquement (pyrogazéification et grandes unités de méthanisation) + biochar de digestats, déduction faite des émissions résiduelles. Sans séquestration géologique, le bilan reste de ~−5 à −17 Mt/an (biochar seul). La substitution fossile (~250–280 Mt évités) est la condition de la neutralité, pas du bilan négatif.
² Scénario étendu (jusqu'à −80 Mt/an) : scénario central + gisements complémentaires niveau 2 (miscanthus sur terres en déprise, zones post-incendie, reconversion viticole) → biochar additionnel. Potentiel prospectif non inclus dans le scénario central.
→ Addendum — décomposition des trois niveaux de certitude (PDF) · → Note argumentaire systémique V1 — trois axes complémentaires (PDF)
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Version octobre 2026 (V1.1) · Document de travail · Programme Résilience V11 · Addendum bilan carbone inclus
Sources
Programme Résilience V11 — Document consolidé (mai 2026) · Note de cadrage système énergétique V11 · Tableau énergie Résilience V4 (juillet 2026) · Synthèse décideurs V3 (juillet 2026) · Souveraineté énergétique V11 (mai 2026) · RTE — Bilan prévisionnel 2023 · ADEME · GRTgaz/GRDF · IEA WEO 2024 · Cour des Comptes rapport EPR 2022 · EDF NP 2023 · BloombergNEF 2024 · BEI 2024 · resilience2045.fr