Préambule
Pourquoi le binôme électricité – bio-méthane ?
Un système énergétique doit remplir quatre fonctions à la fois : fournir l'énergie avec le meilleur rendement, garantir la puissance à chaque instant, stocker sur des jours et des semaines, et embarquer une énergie dense là où il n'y a pas de réseau. Aucun vecteur ne les remplit seul.
Électricité — le vecteur de base
Usage direct très efficace : une pompe à chaleur restitue 3 à 4 kWh de chaleur par kWh consommé, un moteur électrique convertit plus de 90 % de l'énergie reçue en mouvement, et de nombreux procédés industriels s'électrifient. Production française déjà largement décarbonée par le nucléaire et les renouvelables. Ses limites : un stockage massif et durable difficile — les batteries couvrent des heures, pas des semaines — et un réseau qui doit être dimensionné pour la pointe hivernale la plus froide et la moins ventée. Dans Résilience : environ deux tiers des besoins en 2045.
Bio-méthane — le complément stockable
Une molécule simple et stable, stockable en masse (~130 TWh de stockages souterrains existants), transportée par un réseau déjà construit, suffisamment dense pour être embarquée. Elle se retransforme en électricité au moment et à l'endroit voulus, avec un moteur qui travaille dans sa zone de rendement optimisée. Sa production à partir de résidus coproduit du biochar, qui stocke durablement du carbone. Ses limites : une biomasse disponible limitée, qui impose de la réserver aux usages où la molécule apporte un avantage réel, et des fuites de méthane à maîtriser strictement sur toute la chaîne. Dans Résilience : mobilité lourde, ÉREV, aviation, haute température et secours du réseau.
Hydrogène — une molécule pour l'industrie, pas un vecteur généraliste
Un rendement global faible, issu d'un procédé de production très électrivore (électrolyse). Une densité énergétique volumique très faible et une diffusivité très élevée, qui compliquent son confinement et son utilisation. Des conditions de stockage extrêmes : très haute pression (350 à 700 bar) ou liquéfaction à −253 °C, énergivore et complexe. Pas d'infrastructure de transport et de distribution : tout est à créer. Dans Résilience : réservé aux procédés où la molécule H₂ est irremplaçable (chimie, engrais, réduction directe du fer).
Carburants de synthèse — utiles, mais à réserver
Des liquides denses, compatibles avec les moteurs et les infrastructures existants. Mais une chaîne de fabrication longue — électricité, hydrogène, captage de CO₂, synthèse, raffinage — dont chaque étape cumule des pertes : il faut plusieurs kWh d'électricité pour chaque kWh de carburant obtenu, avec des coûts de production élevés. Dans Résilience : usages de niche difficiles à traiter autrement.
Un avantage qu'aucun autre complément n'offre : le stockage de carbone
Parmi les vecteurs envisagés pour compléter l'électricité, seule la filière bio-méthane permet de retirer durablement du carbone de l'atmosphère, grâce au biochar et au CO₂ biogénique concentré issus de la pyrogazéification. L'hydrogène et les carburants de synthèse, même produits sans émission, ne font que cesser d'émettre.
Or l'amélioration du climat a besoin de ces retraits : pour compenser les émissions résiduelles que l'on ne sait pas supprimer, notamment agricoles, puis pour faire baisser la concentration de CO₂ dans l'atmosphère. Sans eux, on peut au mieux stabiliser ; avec eux, on peut commencer à réparer.
Et même cette stabilisation n'est pas acquise : les boucles d'amplification du climat — recul de la neige et de la glace, sols asséchés, végétation affaiblie, dégel du permafrost — peuvent faire remonter le CO₂ après la neutralité. Voir Le CO₂ et le climat : l'enchaînement des phénomènes →
L'électricité et le bio-méthane se complètent fonction par fonction. L'hydrogène reste indispensable pour certaines industries et les carburants de synthèse pour quelques usages de niche, mais aucun des deux n'apporte un avantage décisif comme vecteur généraliste. D'où la règle du programme : l'électricité partout où l'électron est le meilleur vecteur, le bio-méthane là où la molécule apporte un avantage réel.
Partie 1 · Synthèse décideurs
Ne pas opposer l'électricité au gaz renouvelable : utiliser chacun là où il est le plus efficace
La France part en 2025 d'un système électrique déjà largement décarboné, mais d'une consommation encore dominée par les combustibles fossiles : ~700 TWh de produits pétroliers, ~360–380 TWh de gaz naturel, ~46 TWh de charbon. Le Programme Résilience organise une trajectoire de vingt ans qui conduit à l'optimum du système en 2045, en menant en parallèle trois transformations qui prennent des temps différents. Cette note décrit le chemin ; le système cible et ses chiffres détaillés font l'objet de la PPE Résilience 2045.
Trois leviers simultanés
pour les usages qui ne peuvent pas être électrifiés immédiatement. Réduction des émissions dès les premières années.
chaque fois que l'électron est le meilleur vecteur : pompes à chaleur, moteurs électriques, ÉREV.
au rythme de la montée en puissance de la méthanisation, de la pyrogazéification et de la méthanation.
Le gaz fossile : une souplesse de transition, plafonnée
Le gaz fossile permet de réduire le CO₂ sans attendre. Son niveau actuel (~360–380 TWh) constitue un plafond, pas une cible : la consommation réelle dépendra du rythme de déploiement des éléments du programme — pompes à chaleur, ÉREV, sites de pyrogazéification et de méthanisation. Plus ce déploiement est rapide, moins il faut de gaz fossile. Dans tous les cas, le CO₂ émis décroît à chaque étape.
Le gaz libéré par l'électrification du chauffage est réaffecté aux usages qui quittent le pétrole et le charbon, puis le biométhane prend le relais. Ni dépendance supplémentaire aux importations, ni enfermement dans le fossile.
Trajectoire indicative 2025 → 2045 : consommations et émissions
| Consommation d'énergie (TWh/an) | 2025 | 2030 | 2035 | 2040 | 2045 |
|---|---|---|---|---|---|
| Électricité consommée | ~450 | ~500 | ~560 | ~620 | 665 |
| Produits pétroliers | ~700 | ~580 | ~400 | ~200 | ~75* |
| Charbon | ~46 | ~30 | ~15 | ~5 | 0 |
| Gaz fossile (plafond) | ~360 | ~380 | ~300 | ~150 | 0–30 |
| Bio-CH₄ | ~13 | ~50 | ~120 | ~210 | ~262–290 |
| Émissions qui en résultent | |||||
| CO₂ émis par la combustion des énergies fossiles (Mt CO₂/an) | ~275 | ~245 | ~170 | ~85 | ~5 |
* Usages non énergétiques (chimie, plastiques, bitumes), biosourcés à terme. Gaz fossile : valeurs maximales — la consommation réelle dépend du rythme de déploiement du programme, et le CO₂ émis décroît dans tous les cas ; en 2045, secours limité à 0–30 TWh. Les valeurs de bio-CH₄ de 2035 et 2040 constituent une trajectoire volontariste : elles supposent une montée rapide de la méthanisation et de la méthanation, au-delà du rythme de déploiement des grands sites de pyrogazéification. Trajectoire indicative, affinée à chaque jalon du programme.
L'essentiel de la comparaison avec le tout-électrique
| Indicateur | Tout-électrique | Résilience 2045 |
|---|---|---|
| Nucléaire neuf | 21 EPR2 | 14 EPR2 (~84 Md€ évités) |
| Aviation | ~75 TWh de kérosène fossile conservés | ~10 TWh élec. + ~80 TWh de bio-CH₄ |
| Véhicules légers | Batterie 50–80 kWh, recharge rapide généralisée | ÉREV : batterie ~20 kWh + prolongateur bio-GNV |
| Poids lourds | ~50 TWh élec. : camions à batteries de plusieurs centaines de kWh, recharge à très haute puissance sur les grands axes | ~15 TWh élec. + ~75 TWh de bio-GNV (70 % des km) sur un réseau de stations existant et extensible |
| Transport maritime | Pas de solution électrique en haute mer : fioul lourd et GNL fossile conservés | Bio-GNL sur les navires GNL, compatibles sans modification ; électrique à quai et sur les courtes liaisons |
| Investissements 2025–2045 | 794–1 096 Md€ | 540–690 Md€ |
Le système cible en détail — besoins par secteur, mix électrique, programmation des investissements : PPE Résilience 2045 →
Le bouclage carbone : biochar et CRCF
La pyrogazéification de biomasse sèche produit à la fois du gaz renouvelable, du biochar et du CO₂ biogénique concentré. Le bilan du système énergétique se construit par étapes. Chaque étape suppose un levier supplémentaire :
(Mt CO₂/an)Configuration du système en 2045 — chiffre négatif = le système retire plus de CO₂ de l'atmosphère qu'il n'en émet
Périmètre : système énergétique. Les émissions agricoles de CH₄ et N₂O (~70–80 MtCO₂e) relèvent d'autres leviers. Une tonne de CO₂ utilisée par la méthanation n'est pas comptée comme séquestrée. Un site ne peut pas produire à la fois son maximum de méthane et son maximum de biochar : chacun arbitre entre les deux selon le prix payé pour le carbone retiré, et sa conduite peut être ajustée en continu. Le biochar compté est un biochar produit à haute température, stable (H/Corg ≤ 0,4) et certifié. Valeurs : note de référence pyrogazéification, biochar et bilan carbone.
Le cadre européen de certification des absorptions de carbone (CRCF, règlement 2024/3012), dont les méthodologies applicables au biochar ont été adoptées en 2026, permet désormais de démontrer et de valoriser ces stockages durables.
Calendrier
Calendrier indicatif établi pour une décision politique prise en 2027 ; chaque année de retard décale d'autant les étapes (note de référence, octobre 2026).
Partie 2 · Argumentaire
Dix points pour présenter la trajectoire — et répondre aux objections
Le méthane émet moins de CO₂ que le pétrole et le charbon
~204 g CO₂/kWh pour le méthane, contre ~255 pour l'essence, ~267 pour le gazole et ~340 pour le charbon. À énergie égale, le seul changement de combustible évite 40 à 50 Mt de CO₂ par an.
Objection « C'est encore du fossile. » — Réponse Oui au départ, et c'est assumé : le gain est immédiat, puis le biométhane remplace progressivement le gaz fossile sur les mêmes équipements.
Le gaz fossile ne monte pas : il se redéploie
La consommation de gaz fossile reste sous son niveau actuel (~360–380 TWh). Ce que l'électrification libère dans le chauffage sert aux usages qui quittent le pétrole.
Objection « Vous allez augmenter les importations. » — Réponse Non : le plafond est la règle de la trajectoire, et le bio-CH₄ est 100 % national.
Les fuites de méthane sont la condition de réussite
1 % de fuite sur 940 TWh annulerait le gain sur 20 ans. L'objectif est un taux de fuite inférieur à 0,2–0,3 % sur l'ensemble de la chaîne, chaque installation restant tenue par un plafond contractuel de 1 %, avec détection et réparation systématiques (règlement UE 2024/1787).
Il faut aussi regarder d'où vient le biométhane : effluents d'élevage, biodéchets, boues d'épuration, résidus agricoles et forestiers. Ces matières se décomposent déjà aujourd'hui et rejettent dans l'atmosphère du CO₂, mais aussi du méthane — en particulier les effluents stockés et les déchets en décharge. Les valoriser en unité fermée capte ce méthane au lieu de le laisser s'échapper : la filière biométhane réduit les émissions de méthane existantes, à condition que ses propres installations soient étanches.
Objection « Le méthane est un gaz à effet de serre puissant. » — Réponse C'est pourquoi la maîtrise des fuites est inscrite comme une exigence, au même titre que la sûreté pour le nucléaire. Et le biométhane capte une partie du méthane que les déchets et effluents émettent déjà aujourd'hui.
L'électricité reste la base du système
665 TWh d'électricité en 2045, soit +50 à 60 % par rapport à aujourd'hui. Pompes à chaleur, moteurs électriques et procédés industriels sont électrifiés partout où l'électron est le meilleur vecteur.
Objection « C'est un programme gazier. » — Réponse Non : l'électricité couvre environ deux tiers des besoins ; le méthane renouvelable complète là où la molécule apporte un avantage réel.
Le tout-électrique coûte plus cher et laisse l'aviation au fossile
~720 TWh d'électricité, 21 EPR2, un réseau surdimensionné pour les pointes — et ~75 TWh de kérosène fossile conservés. Résilience économise ~315 Md€ et traite l'aviation.
Objection « Un seul vecteur, c'est plus simple. » — Réponse Plus simple sur le papier, plus fragile en hiver sans vent et plus coûteux à dimensionner.
L'ÉREV réduit les coûts et la pression sur le réseau
Le méthane n'est pas seulement stockable : il transforme une énergie chimique stockée en électricité, au moment et à l'endroit où elle est nécessaire, avec un moteur qui travaille en permanence dans sa zone de rendement optimisée.
Une batterie d'~20 kWh couvre les trajets quotidiens ; le prolongateur bio-GNV fonctionne à son point optimal pour les longs trajets, avec ~44–45 % de rendement pour une version d'entrée de gamme et plus de 50 % à terme pour la version de référence — 50 % étant une borne basse au vu des rendements déjà publiés par les constructeurs, notamment Geely. Moins de batteries, moins de métaux critiques, moins de recharge rapide.
Objection « Le règlement européen interdit les moteurs thermiques en 2035. » — Réponse Sa révision est en cours et ouvre une voie aux carburants neutres en CO₂ : c'est un chantier réglementaire identifié (partie 3).
La biomasse est limitée — le programme la traite comme telle
Les 262 TWh de base viennent de biomasse résiduelle documentée : résidus de culture, bois mort et rémanents, effluents, biodéchets. Pas de concurrence avec l'alimentation.
Objection « Il n'y aura jamais assez de biomasse. » — Réponse Le bio-CH₄ ne remplace pas 940 TWh : il couvre ~265–290 TWh d'usages ciblés, l'électricité fait le reste.
L'hydrogène reste à sa place
Indispensable pour certaines industries, l'hydrogène est un mauvais vecteur généraliste : faible densité volumique, liquéfaction à −253 °C, rendement électricité → H₂ → électricité de 25 à 35 %.
Objection « L'hydrogène est l'avenir. » — Réponse Pour la chimie et la sidérurgie, oui. Pour la mobilité et le stockage de masse, le méthane fait mieux avec l'infrastructure existante.
Le bilan carbone devient négatif, par étapes vérifiables
Avec le biochar seul, le système énergétique est déjà neutre à légèrement négatif (~−5 à −17 Mt). Avec la séquestration géologique du CO₂ biogénique, ~−55 Mt. Au-delà, avec des cultures dédiées.
Objection « Ces chiffres sont invérifiables. » — Réponse Chaque étape est conditionnée à un levier identifié, et le cadre CRCF permet de certifier les stockages.
La décarbonation commence maintenant, pas en 2045
Attendre que chaque transformation soit achevée avant de lancer la suivante ferait perdre vingt ans de réductions. La transition parallèle réduit les émissions dès 2030 (~−30 Mt sur la combustion fossile).
Objection « C'est trop ambitieux. » — Réponse Le programme est phasé : rien n'est déployé sans validation de la Phase 0.
Partie 3 · Chantiers réglementaires
Adapter la réglementation à l'objectif, pas l'inverse
L'objectif du programme n'est pas de respecter une réglementation existante : il est d'assurer un fonctionnement optimum de notre société, en préservant la planète et le vivant. La réglementation est un outil au service de cet objectif. Lorsqu'elle ne le sert pas, elle doit évoluer — et plusieurs évolutions sont déjà engagées au niveau européen.
Reconnaître l'ÉREV au bio-GNV dans le règlement CO₂ des véhicules
- Cadre actuel
- Règlement (UE) 2019/631 : objectif de zéro émission à l'échappement pour les voitures neuves en 2035.
- Ce qui évolue
- La proposition de révision de décembre 2025 ouvre une voie aux véhicules fonctionnant aux carburants neutres en CO₂ (art. 5a).
- Demande Résilience
- Que le biométhane certifié entre dans cette voie, et que l'ÉREV bio-GNV y soit explicitement éligible.
- Le fond du sujet : la méthode de mesure
- L'homologation actuelle ne mesure que les émissions à l'échappement (« du réservoir à la roue »), ce qui donne zéro à tout véhicule électrique et ignore l'origine du carburant. Une mesure du puits à la roue, ou en analyse de cycle de vie complète (fabrication de la batterie comprise), place l'ÉREV au bio-GNV au niveau des véhicules 100 % électriques, avec une batterie trois à quatre fois plus petite. Le règlement prévoit déjà une méthode européenne d'analyse de cycle de vie pour un suivi volontaire (art. 7a) : la demande est d'en faire un critère de conformité.
Prendre en compte le bio-GNV dans les normes CO₂ des poids lourds
- Cadre actuel
- Règlement (UE) 2024/1610 : −45 % en 2030, −65 % en 2035, −90 % en 2040, mesurés à l'échappement.
- Ce qui évolue
- Le règlement prévoit une clause de réexamen, d'ici 2027, sur le rôle des carburants neutres en CO₂.
- Demande Résilience
- Une méthode de comptabilisation reconnaissant le bio-GNV pour la mobilité lourde longue distance.
Certifier et valoriser le carbone stocké
- Cadre actuel
- Règlement (UE) 2024/3012 (CRCF) ; méthodologies pour le biochar adoptées en 2026. Le biochar ne génère pas de quotas dans le marché carbone européen (ETS).
- Ce qui évolue
- Mise en place des organismes de certification et des registres ; débat européen sur l'intégration des absorptions dans les objectifs 2040.
- Demande Résilience
- N'admettre que des biochars de qualité — produits à haute température, stables (H/Corg ≤ 0,4) et certifiés EBC/CRCF. Inscrire le biochar et la séquestration du CO₂ biogénique dans la révision de la stratégie nationale bas-carbone (SNBC 3), avec un objectif chiffré d'absorptions permanentes certifiées CRCF, et créer un mécanisme de rémunération des tonnes stockées (contrats carbone). C'est la suite logique de l'ancrage européen : le CRCF certifie, la SNBC doit compter et programmer.
Soutenir et injecter le biométhane, y compris de pyrogazéification
- Cadre actuel
- Droit à l'injection, tarifs d'achat et appels d'offres centrés sur la méthanisation ; certificats de production de biogaz créés par la loi Climat et Résilience.
- Ce qui évolue
- Montée en puissance des certificats de production de biogaz ; objectif PPE3 de 44 TWh de biométhane injecté en 2030.
- Demande Résilience
- Contrats de long terme (type CfD sur 15 ans) ; éligibilité pleine de la pyrogazéification ; prescriptions d'injection adaptées au gaz de synthèse épuré.
Maîtriser les fuites sur toute la chaîne
- Cadre actuel
- Règlement (UE) 2024/1787 : détection et réparation des fuites, exigences étendues progressivement aux importations.
- Demande Résilience
- Un objectif national chiffré (fuites < 0,2–0,3 % sur la chaîne) et un plafond contractuel de 1 % par installation, appliqués aussi aux unités de biométhane et aux usages.
Garantir la compatibilité biométhane des équipements de transition
- Cadre actuel
- Les règles de construction (RE2020) excluent de fait le chauffage au gaz dans le logement neuf ; aucune exigence de compatibilité biométhane ailleurs.
- Demande Résilience
- Que tout équipement gaz installé pendant la transition (mobilité lourde, industrie, maritime) soit compatible avec le biométhane, pour éviter les actifs inutilisables.
Payer ce que les sites produisent réellement
- Cadre actuel
- Seule l'énergie est payée : le carbone retiré, le CO₂ concentré, la valeur de secours et de stockage du biométhane ne rapportent rien. La réponse ministérielle du 11 juin 2026 se dit prête à ouvrir les certificats de production de biogaz à la pyrogazéification sous trois critères.
- Demande Résilience
- Rémunérer la tonne de carbone retirée durablement, financée par une obligation progressive de retrait pesant sur les metteurs sur le marché de carbone fossile ; reconnaître la valeur de secours et de stockage du biométhane ; ouvrir l'article R.446-105 à la pyrogazéification.
Pouvoir construire et approvisionner les sites
- Cadre actuel
- 6 à 10 ans de procédures par site ; interdiction des coupes du 15 mars au 15 août, y compris pour la biomasse à risque d'incendie.
- Demande Résilience
- Statut d'installation de séquestration carbone territoriale ; délais de recours compatibles avec l'urgence climatique, droit au recours préservé ; protocole national pour la biomasse à risque et débroussaillement préventif.
Le marché carbone ETS2 va dans le sens de la trajectoire
- Cadre actuel
- Le système d'échange de quotas pour les carburants et le chauffage (ETS2) entre en vigueur en 2028.
- Lecture Résilience
- Il renchérit d'abord le pétrole et le charbon, puis le gaz fossile : il renforce l'intérêt économique de chaque étape de la trajectoire.
Ces règles doivent être adoptées avant que les sites ne soient décidés : Les règles à changer avant de construire →
Document complet
La note de trajectoire en 18 chapitres
La note complète développe le raisonnement pas à pas : pourquoi conserver plusieurs vecteurs, l'expérience de pensée « tout-méthane », la condition des fuites, la trajectoire chiffrée, la biomasse, le bilan carbone par étapes, l'économie et les chantiers réglementaires.
- Préambule — Pourquoi conserver plusieurs vecteurs énergétiques ? (électricité, hydrogène, carburants de synthèse, méthane, biométhane)
- 1 à 5 — Le point de départ 2025 et l'expérience de pensée : 940 TWh, 40 à 50 Mt de CO₂ de combustion
- 6 — Une condition impérative : la maîtrise du méthane sur toute la chaîne
- 7 à 11 — La stratégie à deux vecteurs, le gaz fossile plafonné, la trajectoire 2025 → 2045
- 12 et 13 — La biomasse, ressource limitée ; du bilan neutre au bilan net négatif
- 14 à 18 — Économie, transition immédiate, chantiers techniques et réglementaires, conclusion
Télécharger la note de trajectoire en PDF
Version octobre 2026 · 16 pages · Programme Résilience 2045
Sources
SDES, Bilan énergétique de la France · RTE, Bilan électrique 2024 · Citepa, inventaire national · GIEC AR6 · Règlements (UE) 2019/631, 2024/1610, 2024/1787, 2024/3012 · Programme Résilience 2045 : PPE Résilience 2045 V1.1, Mix énergétique 2045 V11.1, Note de cadrage système énergétique V11.1, tous les documents.