Environnement Dossier ADEME Vision 2030-2050

L’exercice de prospective de l’ADEME
« Vision 2030-2050 »
Document technique
1 / 297
INTRODUCTION 10
SYNTHESE 12
PARTIE A LES ENJEUX D’AUJOURD’HUI ET DE DEMAIN 13
1. Les enjeux énergétiques et environnementaux 14

1.1. Les questions énergétiques et climatiques 14
1.1.1. L’énergie en France 15
1.1.1.a. Production d’énergie et importations 15
1.1.1.b. Consommation d’énergie par secteur 15
1.1.2 L’Europe de l’énergie 16
1.1.2.a. Les politiques énergétiques 16
1.1.2.b Les interconnexions entre pays européens 17
1.1.3. Le changement climatique 17
1.2. Les tensions sur les ressources 19
1.3. La qualité de l’air 19
2. Les enjeux sociaux et territoriaux 21

2.1. Budgets des ménages et précarité énergétique 22
2.2. Territoire et gouvernance 22
3. Les enjeux économiques 23

3.1. Démographie et croissance 23
3.1.1 Le pacte de stabilité et de croissance 23
3.1.2 Des marges de manœuvre limitées 24
3.2. Balance commerciale et indépendance énergétique 24
PARTIE B. VISION 2030 : UN SCENARIO VOLONTARISTE DE MAITRISE DE LA

CONSOMMATION ENERGETIQUE ET DE DEVELOPPEMENT DE L’OFFRE
RENOUVELABLE 27
1. Méthodologie 28
1.1. Contexte de l’exercice de prospective à l’horizon 2030 28
1.1.1. Prospective ou prévision ? 28
1.1.2. La mise en commun des connaissances 28
1.1.3. Le rôle des modèles 28
1.2. Cadrage macroéconomique et démographique 29
2. Une politique ambitieuse en faveur de la maîtrise de la consommation énergétique 31

2.1. Evolution du secteur du bâtiment et de l’organisation urbaine 31
2 / 297
2.1.1. Contexte du secteur du bâtiment et de la construction 31
2.1.2. Bâtiment résidentiel 34
2.1.1.a. Contexte du secteur du bâtiment résidentiel 34
2.1.1.b. Vision de l’ADEME pour le secteur du bâtiment résidentiel 35
i. Hypothèses retenues concernant la construction neuve et l’organisation urbaine 35
ii. Hypothèses retenues concernant la rénovation thermique 37
iii. Hypothèses retenues concernant l’évolution des comportements et les gains naturels
d’efficacité énergétique 38
iv. Hypothèses retenues concernant les systèmes de génération de chauffage 39
v. Hypothèses retenues concernant les équipements efficaces pour l’eau chaude sanitaire42
vi. Hypothèses retenues concernant l’évolution des consommations de climatisation 43
vii. Hypothèses retenues concernant les gains sur l’éclairage 45
viii. Hypothèses retenues concernant la cuisson 45
ix. Hypothèses retenues concernant les usages spécifiques de l’électricité 45
2.1.1.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour les bâtiments résidentiels 46
2.1.3. Bâtiment tertiaire 48
2.1.2.a. Contexte du secteur du bâtiment tertiaire 48
2.1.2.b. Vision de l’ADEME pour le secteur du bâtiment tertiaire 48
i. Hypothèses retenues concernant l’évolution des surfaces climatisées 49
ii. Hypothèses retenues concernant les besoins en chauffage 49
iii. Hypothèses retenues concernant les autres usages thermiques 49
iv. Hypothèses retenues concernant la climatisation dans les bâtiments tertiaires 50
v. Hypothèses retenues concernant les usages spécifiques de l’électricité dans les
bâtiments tertiaires 50
2.1.2.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour les bâtiments tertiaires 50
2.1.4 Eclairage public 51
2.1.3.a Contexte 51
2.1.3.b Vision de l’ADEME pour l’éclairage public 52
2.1.3.c Bilan du scénario de l’ADEME pour l’éclairage public 52
2.1.5. Réseaux de chaleur dans le secteur du bâtiment 53
2.1.6. Principales conditions de réalisation 53
2.1.7. Bilan global du scénario de l’ADEME pour le secteur «Batiment et organisation urbaine» 56
2.2. Evolution du secteur des transports et de la mobilité 57
2.2.2. Le transport de passagers 57
2.2.2.a. Contexte du secteur du transport de passagers 57
2.2.1.b. Vision de l’ADEME pour le transport de passager 58
i. Hypothèses retenues concernant les évolutions du besoin global de mobilité 59
ii. Hypothèses retenues concernant l’offre de transport 59
iii. Hypothèses retenues concernant les évolutions technologiques 63
2.2.1.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour la mobilité individuelle 66
2.2.2. Le transport de marchandise 67
2.2.2.a. Contexte du transport de marchandises 67
2.2.2.b. Vision de l’ADEME pour le transport de marchandises 67
i. Hypothèses retenues concernant les évolutions des tonnes transportées 67
ii. Hypothèses retenues concernant les évolutions modales et les infrastructures 67
2.2.2.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour le transport de marchandises 69
2.2.4. Bilan global de la vision de l’ADEME pour le secteur « Transports et Mobilité » 69
3 / 297
2.3. Evolution du secteur de l’alimentation, de l’agriculture et de l’utilisation des sols 71
2.3.1. Les besoins alimentaires 72
2.3.1.a Contexte 72
i. Quantités consommées 73
ii. Modes de consommation 75
iii. Importations et exportations 77
2.3.1.b. Vision de l’ADEME sur l’évolution des besoins alimentaires 77
i. Hypothèses retenues concernant l’ajustement des apports alimentaires aux besoins 77
ii. Hypothèses retenues concernant l’ajustement des régimes alimentaires 77
iii. Hypothèses retenues concernant le gaspillage alimentaire et les pertes évitables 78
iv. Hypothèses retenues concernant les modes de consommation 80
2.3.1.c. Bilan du scénario de l’ADEME sur l’alimentation à l’horizon 2030 81
2.3.2. Les modes de production agricoles 82
2.3.2.a. Contexte 82
2.3.2.b Vision de l’ADEME concernant les pratiques agricoles 87
i. Hypothèses retenues concernant les évolutions des systèmes de production agricole et le
développement des pratiques stockantes 87
ii. Hypothèses retenues concernant les gains énergétiques possibles 92
iii. Hypothèses retenues concernant l’évolution des élevages 93
iv. Hypothèses retenues pour le compostage 94
v. Hypothèses retenues sur l’évolution de la Politique Agricole Commune 95
2.3.2.c. Bilan du scénario de l’ADEME concernant les modes de production agricoles 95
2.3.3. L’artificialisation des sols et changements d’usage 96
2.3.3.a Contexte 96
2.3.3.b Vision de l’ADEME concernant l’artificialisation des sols 97
i. Hypothèses retenues concernant l’artificialisation des sols 97
2.3.3.c Bilan du scénario de l’ADEME sur l’évolution de l’artificialisation des sols 98
2.3.5. Bilan global du scénario de l’ADEME pour le secteur de « l’Alimentation, de l’agriculture et
de l’utilisation des sols » 101
2.4. Evolution du secteur de la production industrielle 105
2.4.1. Contexte général 105
2.4.1.a Cartographie 106
2.4.1.b. Evolution et déterminants 107
2.4.2. Vision de l’ADEME pour la production industrielle 109
2.4.2.a. Hypothèses retenues concernant les gains d’efficacité énergétique par secteur
industriel 110
2.4.2.b. Hypothèses retenues sur le recyclage 116
2.4.2.c Hypothèses retenues pour la valorisation énergétique et l’intégration des ENR 119
2.4.2.d. Hypothèses retenues pour la chimie du végétal 122
2.4.4. Bilan global du scénario de l’ADEME pour le secteur de la production industrielle 127
2.5. Le scénario ADEME 2030 : bilan total de la consommation énergétique 129
3. Une offre énergétique diversifiée et durable 131

3.1 Méthodologie 131
3.2. Le potentiel de développement des énergies renvouvelables par filière 131
3.2.1. La biomasse 131
4 / 297
3.2.1.a. Contexte de la ressource biomasse 131
3.2.1.b. Vision de l’ADEME pour la biomasse 132
i. Hypothèses retenues pour les combustibles solides biosourcés 133
ii. Hypothèses retenues pour la méthanisation 136
iii. Hypothèses retenues pour les biocarburants liquides 138
3.2.1.c. Principales conditions de réalisation 139
3.2.1.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour la ressource biomasse 141
3.2.2. L’hydroélectricité 141
3.2.2.a. Contexte de l’hydroélectricité 142
3.2.2.b. Vision de l’ADEME pour l’hydroélectricité 144
i. Hypothèses retenues pour l’hydroélectricité 144
3.2.2.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour l’hydroélectricité 145
3.2.3. L’éolien terrestre 145
3.2.3.a. Contexte de l’éolien terrestre 145
3.2.3.b. Vision de l’ADEME pour l’éolien terrestre 147
i. Hypothèses retenues pour l’éolien terrestre 148
3.2.3.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour l’éolien terrestre 149
3.2.4. L’éolien en mer 150
3.2.4.a Contexte de l’éolien en mer 150
3.2.4.b. Vision de l’ADEME pour l’éolien en mer 150
i. Hypothèses retenues concernant l’éolien en mer 151
3.2.4.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour l’éolien en mer 151
3.2.5. Le photovoltaique 152
3.2.5.a. Contexte de l’énergie photovoltaïque 152
3.2.5.b. Vision de l’ADEME pour le photovoltaïque 155
i. Hypothèses retenues pour le photovoltaïque décentralisé 156
ii. Hypothèses retenues pour le photovoltaïque centralisé (système PV > 9kW) 157
iii. Hypothèses retenues concernant l’évolution des rendements 158
3.2.5.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour le photovoltaique 159
3.2.6. Le solaire thermique 162
3.2.6.a. Contexte du solaire thermique 162
3.2.6.b. Vision de l’ADEME pour le solaire thermique 165
i. Hypothèses retenues dans les bâtiments 165
ii. Hypothèses retenues dans l’industrie 165
iii. Hypothèses retenues sur les réseaux de chaleur 167
3.2.6.d. Bilan de la vision de l’ADEME pour le solaire thermique 168
3.2.7. La géothermie 169
3.2.7.a. Contexte de la géothermie 169
3.2.7.b. Vision de l’ADEME pour la géothermie 174
i. Hypothèses retenues pour la géothermie décentralisée 174
ii. Hypothèses retenues pour la géothermie centralisée productrice de chaleur 175
iii. Hypothèses retenues pour la géothermie centralisée productrice d’électricité 175
5 / 297
3.2.7.d. Bilan du scénario de l’ADEME 176
3.2.8. Les énergies marines 177
3.2.8.a. Contexte des énergies marines 177
3.2.8.b. Vision de l’ADEME pour les énergies marines 179
i. Hypothèses retenues pour la filière hydrolienne 180
ii. Hypothèses retenues pour la ressource houlomotrice 180
iii. Hypothèses retenues pour le développement du marémoteur 181
iv. Hypothèses retenues pour l’énergie osmotique 181
v. Hypothèses retenues pour l’énergie thermique des mers 181
3.2.8.d. Bilan de la vision de l’ADEME pour les énergies marines 182
3.2.9. La récupération de la chaleur fatale des sites industriels 183
3.2.9.a Contexte 183
3.2.9.b Vision de l’ADEME pour la chaleur fatale et de récupération 184
i. Hypothèses retenues 184
3.2.9.d. Bilan de la vision de l’ADEME pour la chaleur fatale et de récupération 187
3.3. Le réseau électrique 187
3.3.1. Enjeux liés au mix électrique 187
3.3.1.a. Moyens de flexibilité en production 187
3.3.1.b. Moyens de stockage et potentiels de développement 188
i. Les STEP 189
ii. Technologies de stockage autres que les STEP 191
iii. Réglementation et vision globale de développement 192
iv. Les réserves 193
3.3.1.c. Capacités d’effacement 193
3.3.1.d. Interconnexions 196
3.3.1.e La gestion du réseau électrique 197
i. Intérêts des technologies Smartgrids 197
ii. Flexibilité de la consommation apportée par les technologies smartgrids 197
iii. Insertion des énergies renouvelables accrue avec les technologies smartgrids 197
iv. L’information du consommateur 198
v. Technologies smartgrids et pertes sur le réseau 198
3.3.2. Scénario ADEME 2030 : réaliser un ajustement de la consommation et de la production au
pas de temps horaire 200
3.3.2.a. Caractéristiques de l’outil de modélisation utilisé 200
i. Structure de l’outil de modélisation utilisé 200
ii. Modélisation de la consommation électrique au pas horaire 202
iii. Modélisation de la production électrique au pas horaire 205
iv. Modélisation des interconnexions 209
v. Modélisation de la production d’hydrogène et méthanation 210
3.3.2.b. Résultats de la modélisation pour l’équilibre offre-demande au pas horaire 210
3.3.5. Bilan du scénario de l’ADEME pour le réseau électrique en 2030 216
3.4. Le réseau de chaleur 218
3.4.1. Contexte 218
3.4.2. Vision de l’ADEME pour le réseau de chaleur 220
3.4.4. Bilan du scénario de l’ADEME pour le réseau de chaleur en 2030 222
6 / 297
3.5 Le réseau de gaz 222
4. Scénario ADEME 2030 : bilan énergétique total 223

4.1 Bilan primaire 223
4.2 Bilan primaire par vecteur 224
4.3 Consommation finale par vecteur et par secteur 225
5. Scénario ADEME 2030 : émissions de gaz à effets de serre 226
PARTIE C. VISION 2050 : UNE APPROCHE NORMATIVE COMPATIBLE AVEC

L’OBJECTIF FACTEUR 4 227
1. Méthodologie 228
1.1. Contexte de l’exercice de prospective à l’horizon 2050 228
1.1.1. Qu’est ce qu’une approche normative ? 228
1.1.2. La mise en commun des connaissances 228
1.2. Cadrage macroéconomique et démographique 229
2. Une énergie moins gaspillée et mieux valorisée 230

2.1. Evolution du secteur du bâtiment et de l’organisation urbaine 230
2.1.1. Les évolutions possibles de l’organisation de l’espace urbain 231
2.1.1.a. Le contexte actuel est structurant pour l’espace urbain à 2050 231
2.1.1.b. Quelles évolutions possibles et souhaitables ? 231
2.1.2. Bâtiments résidentiels 232
2.1.2.a. Vision de l’ADEME pour le bâtiment résidentiel 232
i. Hypothèses retenues pour la construction neuve 232
ii. Hypothèses retenues performance énergétique des bâtiments résidentiels 233
2.1.2.b. Bilan de la vision de l’ADEME pour le bâtiment résidentiel 234
2.1.3. Bâtiments tertiaires 235
2.1.3.a. Vision de l’ADEME pour le bâtiment tertiaire 235
i. Hypothèses retenues pour la construction neuve 235
i. Hypothèses retenues pour la performance énergétique des bâtiments 235
2.1.3.b. Bilan de la vision de l’ADEME pour le bâtiment tertiaire 235
2.1.4. Bilan du scénario de l’ADEME pour le secteur du bâtiment et de l’organisation urbaine 236
2.2. Evolution du secteur des transports et de la mobilité 237
2.2.1 Le transport de passagers 237
2.2.1.a. Vision de l’ADEME pour le transport de passagers 237
i. Hypothèses retenues pour l’évolution du besoin de mobilité 237
ii. Hypothèses retenues concernant les différents types de mobilité 238
2.2.2 Le transport de marchandises 240
2.2.2.a. Vision de l’ADEME pour le transport de marchandises 240
i. Hypothèses retenues pour l’évolution du nombre de tonnes transportées 240
2.2.3. Vers une indépendance vis-à-vis du pétrole dans les transports ? 241
2.2.4. Bilan du scénario de l’ADEME pour le secteur « Transports et mobilité » 241
2.3. Evolution du secteur de l’alimentation, de l’agriculture et de l’utilisation des sols 243
2.3.1 Méthodologie 243
2.3.2 Besoins et productions agricoles 245
2.3.2.a. Vision de l’ADEME sur l’évolution des besoins alimentaires 246
7 / 297
i. Hypothèses retenues pour les enjeux en terme de santé 246
ii. Hypothèses retenues pour les pratiques et les pertes 246
iii.Hypothèses retenues pour la composition de l’assiette alimentaire en 2050 246
iv. Hypothèses retenues pour le commerce extérieur 248
2.3.3.b. Vision de l’ADEME sur les modes de production agricole et le cheptel 249
i. Hypothèses retenues pour les cultures végétales 249
ii. Hypothèses retenues pour les productions animales 250
2.3.3 L’artificialisation des sols et les changements d’usage 250
2.3.4 Bilan du scénario de l’ADEME pour le secteur de l’alimentation, de l’agriculture et de
l’utilisation des sols 251
2.4. Evolution du secteur de la production industrielle 253
2.4.1 Méthode de travail 254
2.4.2 Productions physiques 254
2.4.3. Quelques déterminants pour l’évolution de l’outil industriel 254
2.4.2.a. Hypothèses retenues pour l’évolution des gains d’efficacité énergétique 255
2.4.4 Bilan du scénario de l’ADEME dans le secteur de l’industrie 256
2.5. Scénario ADEME 2050 : bilan total de la consommation énergétique 258
3. Ressources énergétiques durables : vers l’indépendance énergétique et la neutralité

environnementale 260
3.1 Méthodologie 260
3.2. Vision de l’ADEME pour l’offre d’énergie renouvelable 260
3.2.1 Biomasse 260
3.2.2 Hydroélectricité 262
3.2.3 Eolien 262
3.2.4 Photovoltaïque 263
3.2.5 Solaire thermique 264
3.2.6 Géothermie 264
3.2.7 Energies marines 266
3.2.8 Chaleur renouvelable et de récupération 266
3.3. Bilan de la production d’énergie 267
3.3.1. Le réseau électrique 267
3.3.2. Le réseau de chaleur 268
3.3.3. Le réseau de gaz 269
4. Bilan énergétique total 271

4.1 Bilan primaire 271
4.2 Bilan primaire par vecteur 272
4.3 Consommation finale par vecteur et par secteur 273
5. Emissions de gaz à effet de serre 274

5.1 La valorisation du CO2 274
5.1.1 Les voies déjà industrialisées 274
5.1.2 Les voies court terme (première installation industrielle envisageable d’ici 5 ans) 274
5.1.3 Les voies moyen terme (première installation industrielle envisageable d’ici 5 à 10 ans) 275
5.1.4 Les voies long terme (première installation industrielle non envisageable avant au moins 10
ans, voire plus de 20 ans) 275
5.1.5 Verrous et potentiel de développement 276
5.2 Bilan des émissions de GES 277
8 / 297
PARTIE D. EVOLUTION DE LA QUALITE DE L’AIR 278
1. Méthodologies d’estimation des impacts du scénario énergétique 2030 ADEME sur les
émissions polluantes et la qualité de l’air 283
1.1. Impacts du scénario ADEME sur les émissions de polluants en 2030 284
1.2. Impacts du scénario énergétique sur la qualité de l’air : application de modèles de qualité de
l’air en zones urbanisées types 289
2. Impacts sur les émissions et la qualité de l’air du transport routier 290

2.1. Evolution des émissions par le trafic routier en 2030 et 2050 290
2.2. Evolution des activités 290
2.3. Evolution des facteurs d’émission 291
2.4. Evolution des émissions de polluants 292
3. Estimation des impacts sur la qualité de l’air 292
4. Bilan sur l’évolution de la qualité de l’air 294
9 / 297
Introduction
L’ADEME, Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie, est une agence

publique placée sous la tutelle du Ministère de l'Ecologie, du Développement durable et de
l'Energie et du Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche.
L’exercice de prospective Vision 2030-2050 a été l’occasion pour les experts de différents
services techniques et économiques de l’Agence de mettre en commun leur expertise au
sein d’une vision globale cohérente, précise et argumentée d’un avenir énergétique plus
durable. Pour cela, l’Agence s’est appuyée sur l’ensemble des informations et données
auxquelles elle a accès.
Ce travail, réalisé en interne, offre à l’Agence l’occasion de proposer au grand public une
vision énergétique volontariste, axée sur ses deux champs de compétences : la maîtrise de
la consommation énergétique et le développement de l’offre d’énergies renouvelables. La
vision prospective proposée ne repose toutefois pas sur un changement radical de mode de
vie ou sur le pari d’une rupture technologique forte.
Le travail réalisé recouvre le territoire métropolitain uniquement : ainsi, les consommations

énergétiques ou émissions de GES hors métropole ne sont pas prises en compte, tout
comme les consommations « internationales » (aérien international, soutes maritimes
internationales). Ce champ est ainsi identique à celui considéré par la France dans les
documents qu’elle transmet aux instances internationales. L’horizon 2050 prend en compte
les premiers impacts dus au changement climatique sur certaines consommations
énergétiques.
Cet exercice s’est attaché à :
- développer une approche transversale de l’ensemble des secteurs de consommation et de

production. :
- réduire fortement la dépendance énergétique de la France, importatrice pour près de 71

milliards d’euros en 2012 en approvisionnements énergétiques ;
- proposer des améliorations des services énergétiques, de la qualité de vie pour les
ménages, notamment les plus précaires, et assurer un cadre économique et réglementaire
pérenne et stable pour les entreprises avec un maintien de notre outil industriel et le
développement croissant d’une industrie verte (ENR, bâtiment, recyclage, etc.).
L’Agence attache également une grande importance à la vertu pédagogique de son exercice
de prospective. Ainsi, pour chaque secteur, le contexte actuel est rappelé, et une attention
particulière a été portée à l’homogénéisation des unités pour rendre les éléments de tous les
secteurs comparables entre eux. Une synthèse de ce document, reprenant les principaux
déterminants et leurs conséquences, est également disponible.
10 / 297
L’ADEME n’a pas souhaité se prononcer sur les éléments qui ne constituent pas son cœur
de métier. Ainsi, les hypothèses économiques ou démographiques retenues sont issues de
sources officielles externes, tout comme l’hypothèse des prix de l’énergie à l’importation.
L’ADEME ne se prononce pas non plus dans sa vision prospective sur la durée de vie des
réacteurs nucléaires, ou l’exploitation des gaz de schistes. La question de la part de l’énergie
nucléaire dans le mix électrique est ainsi déterminée exclusivement, pour 2030, par les trois
éléments suivants : (1) l’évolution de la consommation d’électricité (2) l’augmentation de
l’offre d’énergies renouvelables (3) l’ajustement électrique offre-demande aux différents pas
de temps. L’ADEME n’a pas pris position sur l’évolution du mix électrique à l’horizon 2050, et
propose trois alternatives. A cette échéance, il nous semble toutefois nécessaire de mener
des travaux complémentaires sur l’intégration d’une part très importante d’EnR intermittentes
sur le réseau électrique.
L’exercice « Vision 2030-2050 » est scindé en deux parties. L’interprétation des résultats doit
donc se faire de manière complémentaire : la perspective 2030 est à mettre en regard de
l’objectif 2050 à atteindre.
Pour l’horizon 2030, l’ADEME a souhaité établir un scénario ambitieux et réaliste d’évolution
de la consommation énergétique et de la production d’énergies renouvelables afin de porter
une vision claire, précise et argumentée d’un futur énergétique possible. Ce travail a
notamment consisté à identifier, pour chaque secteur et sous-secteur (filières industrielles,
types de véhicule, etc.), des potentiels d’efficacité énergétique atteignables, leur faisabilité
économique et les conditions de réalisation permettant de mettre en œuvre une telle
transition énergétique. Les deux indicateurs principaux sont la consommation énergétique et
les émissions de CO2. D’autres indicateurs ont toutefois également été suivis, par exemples
les autres émissions de gaz à effet de serre, l’évolution de la qualité de l’air (particules fines,
etc.) ou les déchets.
Pour l’horizon 2050, l’exercice est normatif, puisqu’il s’agit d’imaginer une vision 2050
cohérente avec l’objectif « Facteur 4 » (division par quatre de nos émissions de CO2 en
2050 par rapport à 1990). Il ne s’agit donc plus d’être sur une perspective « tendancielle
volontariste », mais de se fixer l’objectif final et d’identifier un chemin possible permettant d’y
arriver en imaginant des changements plus structurants des modes de vie (économie du
partage, réflexion sur l’organisation urbaine, etc.). Les options retenues pour le scénario
2050 résultent pour partie des visions retenues dans les feuilles de route stratégiques
réalisées par l’ADEME, en amont des appels à manifestation d’intérêt publiés dans le cadre
des « Investissements d’Avenir ».Ces feuilles de route ont pour vocation de soutenir des
expérimentations de nouvelles technologies et de nouvelles organisations des modes de vie.
En outre, les exercices sectoriels de prospective « Facteur 4», conduits depuis 2008, ont
permis d’étoffer des visions sectorielles normatives.
Le chiffrage économique de ces scénarios a été réalisé à l’aide du modèle ThreeMe

développé par l’ADEME et l’OFCE. Les résultats seront présentés dans un rapport qui
viendra compléter ce document technique.
11 / 297
Synthèse
L’exercice de prospective « Vision 2030-2050 » aboutit aux résultats suivants :
- une baisse des consommations énergétiques de 20% est possible d’ici 2030 tout en
diminuant nos émissions de GES de l’ordre de 40%, avec une contribution majeure du
secteur du bâtiment pour la baisse de la consommation énergétique et un rôle important
pour la biomasse dans la production d’énergie renouvelable.
- D’ici 2050, les consommations énergétiques peuvent être divisées par 2 et les émissions
de GES divisées par 4 avec un rôle clé joué par le secteur des transports qui divise par plus
de 10 ses émissions de GES.
12 / 297
Partie A
Les enjeux d’aujourd’hui et de demain
13 / 297
1. Les enjeux énergétiques et environnementaux
La démographie mondiale et la croissance économique tirent la consommation
d’énergie et de matières premières vers le haut. Or, la plupart de ces ressources ne sont pas
renouvelables. Cette réalité va rapidement contraindre les pays du monde à modifier leurs
modes de consommation et de développement pour prendre en compte des objectifs de
durabilité et de soutenabilité. Il est nécessaire d’anticiper ces changements ; pour ne pas
avoir à les subir, et éviter ainsi les conséquences négatives pour l’activité économique et le
niveau de vie des populations qui pourraient en découler
1.1. Les questions énergétiques et climatiques

En 5 ans, entre 2003 et 2008, le prix à l’importation du baril de pétrole (brent) a été multiplié
par 4 et les prévisions de production de brut par l’AIE tablent sur la satisfaction de la
demande à l’horizon 2030 par 50% des exploitations issues de projets non encore identifiés.
L’apparition, à court terme, de forts déséquilibres entre offre et demande mondiales de

pétrole doit être considérée comme un risque sérieux, notamment pour un pays, tel que la
France, importateur à 99%.
En outre, il apparaît évident que la diminution de la production des champs géants mis en
exploitation au cours du XXème siècle, et celle plus rapide encore des champs moyens et
petits, comme le rappelle l’Agence Internationale de l’énergie (AIE) dans son World Energy
Outlook (WEO) 2008, couplée à une demande croissante renforcera les tensions sur la
ressource pétrolière et pourrait menacer la plupart des économies modernes extrêmement
dépendantes du pétrole.
La mise en production rapide des réserves des gaz et pétroles de schiste dans le monde, et
notamment en Amérique du nord, ainsi que l’exploitation des ressources en charbon
pourront, pour partie et pendant une période limitée, être utilisées comme produits de
substitution à certains des usages actuels du pétrole. Si les prochaines années verront sans
doute émerger un « âge d’or du gaz », pour reprendre l’expression de l’AIE, ces ressources
14 / 297
existent également en quantité limitée et leur exploitation n’est pas sans conséquence
environnementale, directe ou indirecte.
Le XXIème siècle sera donc inévitablement, de manière subie ou choisie, le siècle de la

transition énergétique vers les ressources moins carbonées, moins centralisées et moins
polluantes.
1.1.1. L’énergie en France

La France est très largement dépendante pour son approvisionnement énergétique. Cela
atteint même des niveaux record sur certaines énergies primaires comme le pétrole (99%).
1.1.1.a. Production d’énergie et importations

Si la production nationale n’est pas négligeable (environ 130 Mtep sur 280 Mtep), elle est
toutefois principalement une production d’électricité nucléaire.
Dans le secteur des transports, la part des énergies fossiles, quasi-exclusivement le pétrole,
est prépondérante (plus de 95%).
1.1.1.b. Consommation d’énergie par secteur

Les principaux postes de consommation énergétique sont le secteur du bâtiment
(notamment le bâtiment résidentiel), le secteur des transports et le secteur de l’industrie (cf
tableau 2).
Le secteur du bâtiment représente en effet plus de 40% de la consommation d’énergie finale.

Les solutions pour réduire drastiquement ces consommations à confort préservé ne
nécessitent pas ou peu de rupture technologique. Elles sont avant tout à rechercher dans
des innovations dans les domaines de l’organisation de l’industrie du bâtiment et des
chantiers, de l’ingénierie financière et des verrous juridiques et réglementaires. Elles
nécessitent toutefois de mobiliser des décideurs nombreux et diffus.
15 / 297
Le secteur des transports est fortement structuré par l’attitude des individus vis-à-vis de leur
véhicule. Longtemps symbole de richesse et de liberté, la place du véhicule particulier est en
pleine mutation en raison des charges qu’il fait peser sur le budget des ménages. La
pénétration de véhicules plus adaptés aux différents types de trajets, dotés de motorisations
spécifiques à chacun des usages ne pourra se faire que progressivement avec l’évolution du
comportement de la société vis-à-vis de ce bien. Les grandes tendances vont vers un
décloisonnement des modes de transport tels que nous les connaissons aujourd’hui,
notamment entre transport public collectif et véhicule privé individuel : une multitude de
solutions de mobilité se développeront tout le long du spectre.
Le bilan de la consommation d’énergie finale par secteur donné par le SOeS est le suivant :
1.1.2 L’Europe de l’énergie
1.1.2.a. Les politiques énergétiques

La Communauté européenne a signé le protocole de Kyoto en 1997 et s’est engagée à
réduire de 8% le niveau de ses émissions de gaz à effet de serre par rapport aux niveaux de
1990 pour la période 2008-2012.
Le Paquet Energie Climat et l’objectif 3x20 - Le Paquet Energie Climat a été adopté par le
Conseil européen du 12 décembre 2008. Traduisant en actions concrètes la volonté de
l’Union européenne d’intensifier ses efforts en matière climatique, il comprend un ensemble
de mesures – directives, décisions - qui doivent permettre la réalisation de « l’objectif des 20-
20-20 » à l’horizon 2020 : réduction des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 20%
par rapport à 1990, augmentation de l’utilisation des énergies renouvelables à concurrence
de 20% de la production totale d’énergie, réduction de la consommation d’énergie finale de
20% par rapport au niveau prévu pour 2020 grâce à l’amélioration de l’efficacité énergétique.
Energies renouvelables - La directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du

23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources
16 / 297
renouvelables fixe des objectifs nationaux contraignants concernant la part des énergies
renouvelables dans la consommation finale d’énergie. Pour la France, la part d’énergies
renouvelables dans la consommation totale d’énergie en 2020 doit s’élever à 23%.
Efficacité énergétique - La Commission a présenté, en novembre 2008, une

communication « Efficacité énergétique : atteindre l’objectif des 20 % » dans laquelle elle
propose des mesures concernant l’efficacité énergétique : refonte de la directive sur la
performance énergétique des bâtiments et de la directive sur l’étiquetage énergétique,
proposition de directive établissant un système d’étiquetage pour les pneumatiques, décision
de la Commission établissant des lignes directrices sur le calcul du volume d’électricité
provenant de la cogénération, etc.
1.1.2.b Les interconnexions entre pays européens

La question du mix électrique et du renforcement du réseau électrique ne se pose pas
uniquement au niveau national.
Ainsi, si le réseau de transport d’électricité (RTE) dessert l’ensemble de la France, il est relié
au reste de l’Europe. Avec 46 lignes d’interconnexion aux 6 frontières françaises, les lignes
électriques haute-tension maillent la plaque continentale.
Avec ses homologues européens, RTE construit des dispositifs techniques et économiques
permettant d’organiser le marché européen de l’électricité, de fluidifier les échanges entre les
pays, mais aussi d'assurer en permanence la sureté du fonctionnement du système de
transport d'électricité. La coopération entre gestionnaires de réseaux de transport en
Europe accroît la sûreté des réseaux électriques et améliore la sécurité
d’approvisionnement.
Elle permet de mieux anticiper certaines situations tendues (par exemple en période de forte
consommation), ou encore de compenser immédiatement toute défaillance d'un équipement
de production ou de transport d'électricité. Les réseaux nationaux et européens étant
interconnectés, cette responsabilité s'exerce en relation avec nos homologues européens.
1.1.3. Le changement climatique

Le développement des activités humaines accroît l'effet de serre, avec pour conséquence
une augmentation de la température à la surface du globe et un risque d'importants
changements climatiques sur la planète.
L'effet de serre est un phénomène naturel. Présents en petite quantité dans l'atmosphère,
certains gaz comme la vapeur d’eau, le dioxyde de carbone (CO2) ou le méthane (CH4)
retiennent une large part de l’énergie solaire renvoyée vers l’espace par la terre. Ce faisant,
ces gaz à effet de serre (GES) maintiennent l’atmosphère à une température moyenne
d'environ 15°C. Sans eux, le thermomètre descendrait à -18°C, interdisant de facto le
développement de la vie.
Avec la révolution industrielle, le charbon est devenu le combustible des sociétés

industrialisées avant d’être détrôné, à la fin de la seconde guerre mondiale, par le pétrole et
le gaz. La combustion de ces énergies émet du gaz carbonique (appelé dès lors le
CO2 énergétique). Aujourd’hui, plus de 80 % de l’énergie consommée au niveau mondial est
produite par le charbon, le pétrole et le gaz naturel.
17 / 297
Cette dépendance aux combustibles « fossiles » devrait durer encore plusieurs décennies,
estime l’Agence Internationale de l’Energie (AIE). En 157 ans, l’humanité a ainsi multiplié par
145 ses émissions de gaz à effet de serre (GES). Tout naturellement, la concentration de
CO2 dans l’atmosphère s’est accrue en conséquence.
Selon l’Organisation météorologique mondiale, la concentration de CO2 dans l’atmosphère

s’est élevée, en 2010, à près de 390 ppm, contre 280 ppm en 1750. ce qui a provoqué une
élévation de la température moyenne globale. Entre 1906 et 2010, elle a augmenté en
moyenne de 0,74°C. Selon le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat
(GIEC), elle pourrait progresser de 2 à 6°C d’ici la fin du siècle si des actions fortes ne sont
pas mises en œuvre dès aujourd’hui.
La production et la consommation d’énergie étant à l’origine de 70 % de nos émissions de

GES, ces émissions vont continuer d’augmenter ces prochaines années. Au rythme
actuel, les rejets mondiaux de GES devraient croître de 43 % d’ici à 2030, selon les
dernières estimations de l’AIE, à moins d’engager d’ambitieuses politiques combinant
maîtrise de la consommation d’énergie, développement des énergies non carbonées.
Le Conseil européen de mars 2007 a souligné que la Communauté était déterminée à faire
de l’Europe une économie à haute efficacité énergétique et à faible taux d’émission de gaz à
effet de serre (GES). Elle a ainsi pris l’engagement de réduire d’ici à 2020 ses émissions de
GES d’au moins 20 % par rapport à 1990 (avec une baisse de 23% pour la France).
Les émissions françaises de GES ont évolué de la façon suivante entre 1990 et 2010 :
1990 2010
CO2 CH4 N20 Total GES CO2 CH4 N20 Total GES
Combustion 79,9 79,9 64,6 64,6
Process 25,2 23,6 48,8 17,5 2,1 19,6
0,0
Combustion 67,2 67,2 55,6 55,6
Autres 4,3 0,9 5,2 1,7 1,0 2,7
0,0
Combustion 28,7 28,7 23,1 23,1
Autres 0,0 0,0
0,0
Combustion 113,3 113,3 121,3 121,3
Autres 0,0 1,3 1,3
0,0
Combustion 8,7 8,7 8,7 8,7
Autres 51,6 36,6 88,2 44,2 35,7 79,9
62,1 6,8 68,8 64,2 1,5 65,7
1,7 11,3 1,4 14,4 1,4 12,5 1,2 15,2
1,8 1,8 1,0 1,0
TOTAL 388,7 73,9 62,6 525,1 357,5 59,9 41,3 458,7
Evolution des émissions de GES entre 1990 et 2010 : -12,6%
18 / 297
1.2. Les tensions sur les ressources
Selon le groupe d’experts de l’Union Européenne, 14 matières premières minérales
sont d’une importance critique : l’antimoine, le béryllium, le cobalt, le spath fluor, le gallium,
le germanium, le graphite, l’indium, le magnésium, le niobium, les métaux du groupe du
platine, les terres rares, le tantale et le tungstène.
Après la flambée des cours des matières premières de ces dernières années, puis
leur baisse suite à l’effondrement de la consommation causé par la crise économique et
financière de 2009, les prix des matières premières retrouvent une tendance haussière
« structurelle », se rapprochant peu à peu des plus hauts niveaux de 2008.
Les prévisions indiquent que, pour certaines de ces matières premières critiques, le
niveau de la consommation en 2030 pourrait être plus de trois fois supérieur à celui de 2006,
posant ainsi la question de la disponibilité de la ressource, de son prix, et de ses substituts.
1.3. La qualité de l’air

La pollution atmosphérique est le résultat de plusieurs facteurs qui interagissent entre eux
(les sources d’émissions de polluants, les conditions météorologiques, …) à différentes
échelles (européenne, régionale, urbaine, à proximité des sources).
Bien que s’étant globalement améliorée au cours des dernières décennies, la qualité de l’air
notamment dans les grandes agglomérations du territoire français ne présente toujours pas
une situation satisfaisante au regard des enjeux sanitaires.
Plusieurs travaux internationaux récents montrent les impacts de la pollution de l’air sur la
santé :
- la pollution de l’air diminue l’espérance de vie de 9 mois pour chaque Français

(source UE/CAFE)
- l’exposition aux particules fines (habitat et véhicule) causerait plusieurs milliers de

décès chaque année (étude ADEME-OMS2)
- réduire les niveaux de particules fines dans l’air des villes européennes entraînerait
un bénéfice non négligeable en termes d’augmentation de l’espérance de vie et de
réduction des coûts pour la santé (source Aphekom 2011)
- habiter à proximité du trafic routier augmente sensiblement la morbidité attribuable à

la pollution atmosphérique (source Aphekom 2011)
- Il existe un lien entre l’exposition à long-terme aux particules PM2,5 et la mortalité

cardio-vasculaire (source Crouse et al, Canada, 2012).
La pollution atmosphérique a également des effets négatifs sur les écosystèmes et les
matériaux.
A l’heure actuelle, les valeurs limites définies dans le cadre de la directive européenne
2008/50/CE sont régulièrement dépassées sur plusieurs zones en France, plus
particulièrement pour les particules PM10 et le dioxyde d’azote (NO2). Ainsi :
19 / 297
- les concentrations en particules PM10 devaient respecter la réglementation européenne
depuis 2005. Depuis le 18 mai 2011, la Commission européenne poursuit la France
devant la Cour de justice pour non-respect des valeurs limites de qualité de l’air pour les
PM10 dans 15 zones dont 12 agglomérations de plus de 100 000 habitants. Les
particules PM2,5 font également l’objet d’une réglementation. En 2011, sur 79 sites de
mesure, 6 ont enregistré des dépassements de la valeur limite européenne journalière
(25 µg/m3) et 20 des dépassements de la valeur cible issue de la réglementation
française (20 µg/m3)
- les valeurs limites relatives au dioxyde d’azote sont applicables depuis 2010. Or en
milieu urbain, les concentrations sont restées stables depuis le milieu des années 2000
alors que les valeurs réglementaires devenaient de plus en plus exigeantes. Ainsi, les
grandes agglomérations enregistrent dès 2010 des dépassements des valeurs limites
(moyenne annuelle et moyenne horaire), principalement sur les sites localisés en
proximité de voies routières (sites trafic). Selon le Bilan de la qualité de l’air en France
20111, « aujourd’hui, plus de 10% des sites ne respecteraient pas la valeur limite
annuelle applicable en 2011 ».
Beaucoup de progrès ont été faits depuis ces 20 dernières années sur la réduction des
émissions de polluants atmosphérique et notamment les émissions industrielles. Ces efforts
ne suffisent pas, il faut donc poursuivre les actions visant à limiter les émissions de polluants
dans l’air. Le sujet est cependant complexe, puisqu’on doit agir sur des émissions diffuses
comme le chauffage au bois, les transports, l’agriculture… et sur des niveaux d’émissions de
polluants faibles pour le secteur de l’industrie.
Le dioxyde de soufre n’enregistre aucun dépassement réglementaire en 2011. Les niveaux

de fond d’ozone ont tendance à augmenter depuis 2000 et des dépassements de seuil sont
régulièrement enregistrés en été sur les régions méditerranéennes et sur les régions sous
climat continental comme les régions Rhône Alpes et Alsace.
Tous les procédés qui impliquent la manipulation et la production d'hydrocarbures à part en

plein air émettent des composés organiques volatils. Ceux-ci ont un impact direct sur la
santé (tétrahydrofurane, trichloroéthylène, etc.)
1
Bilan de la qualité de l’air en France en 2011 et des principales tendances observées au cours de la période
2000-2011 (Ministère de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie)
20 / 297
Afin de lutter contre la pollution atmosphérique, plusieurs types d’actions sont requis :
- Améliorer les connaissances sur l’évolution des molécules émises dans l’air selon les
différentes sources anthropiques (transport, chauffage, industrie, agriculture)
- Limiter à moyen terme les émissions de polluants atmosphériques en combinant des
actions gagnant /gagnant en matière d’efficacité énergétique et de qualité de l’air.
- Agir à court terme pour réduire les émissions de polluants les plus problématiques
comme notamment les particules fines, les oxydes d’azote et les composés organiques
volatils.
2. Les enjeux sociaux et territoriaux

Est en précarité énergétique au titre de la présente loi, une personne qui éprouve dans son
logement des difficultés particulières à disposer de la fourniture d’énergie nécessaire à la
satisfaction de ses besoins élémentaires en raison notamment de l’inadaptation de ses
ressources ou de ses conditions d’habitat. 3,8 millions de ménages de France métropolitaine
ont un taux d’effort énergétique supérieur à 10 % de leur revenu tandis que 3,5 millions
21 / 297
déclarent souffrir du froid dans leur logement. 621 000 ménages souffrent des deux formes
de précarité.
2.1. Budgets des ménages et précarité énergétique

Les Français ne sont pas égaux devant les dépenses énergétiques. Ainsi, les
ménages les plus modestes (premier quintile des revenus) sont particulièrement représentés
en milieu rural et en ville-centre de pôles urbains de province, et sont généralement les plus
affectés par la précarité énergétique, puisque la part de leurs revenus consacrée aux
dépenses énergétiques telles que le chauffage et le carburant atteint en moyenne 15%.
Les quatre facteurs expliquant la précarité énergétique sont les bas revenus, le coût des
énergies, la qualité énergétique des logements, et leurs localisations engendrant des
mobilités dépendantes de l’automobile. Une aide aux bas revenus est apportée partiellement
par les Fonds de Solidarité pour le Logement ; une aide aux coûts des énergies est assurée
par les tarifs sociaux pour l’électricité et le gaz naturel ; l’amélioration des logements, qui
sont souvent des « épaves énergétiques » peut être effectuée dans le cadre du
« Programme Habiter Mieux » de l’ANAH et par le biais de certaines actions de l’ADEME.
2.2. Territoire et gouvernance

Si l’approche choisie par l’ADEME pour construire ses visions 2030-2050 est d’abord une
approche sectorielle pragmatique qui recense et agrège son expertise de manière
ascendante, ou « bottom-up », la mise en œuvre de la transition énergétique proposée ne
peut évidemment se faire à la seule échelle nationale.
Pour certains postes de consommations (véhicules routiers, ou équipements

électroménagers par exemple), il est légitime de penser la politique à l’échelle nationale,
parce que les marchés sont globalement homogènes. Concernant l’offre énergétique
renouvelable, il apparaît rapidement que seule une approche territoriale, au plus près des
gisements, peut être adaptée à une telle mise en œuvre. Ainsi, chaque territoire n’a pas les
mêmes besoins en chaleur pour son parc résidentiel selon son climat, ni les mêmes
potentiels de production d’énergies renouvelables à partir de chaleur fatale, d’effluents
d’élevages, d’éolien ou encore de solaire.
Différentes initiatives permettent dès à présent de nourrir ces réflexions territoriales et ces
changements de perspective dans un système énergétique qui s’est historiquement
largement construit et développé sur des bases centralisées:
- Des travaux de prospective territoriale, notamment ceux conduits dans le cadre

du programme « Repenser les villes dans une société post carbone », où la
question du rôle des territoires dans la transition énergétique, était centrale. Ils ont
permis d’avancer plusieurs pistes et propositions en ce sens.
- Les recherches sur le rôle des signaux prix à l’échelon local, les innovations dans
les territoires, le rôle déterminant des infrastructures urbaines (réseaux de
chaleur, infrastructures de transports en commun, etc.), la production locale
d’énergie, la gestion du foncier ou encore les modes de vie sont autant de leviers
que les territoires peuvent mobiliser.
- De même, depuis le Grenelle de l’environnement, la mise en œuvre des SRCAE
et des PCET depuis quelques années constitue les bases opérationnelles d’une
transition que les territoires s’approprient avec l’identification de leurs propres
potentiels entre autres.
22 / 297
Il est nécessaire cependant de passer à l’étape supérieure et de dépasser la mise en œuvre
incrémentale à partir de petites améliorations pour passer à une vision construite
collectivement permettant d’aller vers un changement structurel du système énergétique
territorial.
Concrètement, cela signifie qu’il convient d’avoir une cohérence aux différents échelons
territoriaux ce qui passe notamment par une prise en compte des choix des uns et des
autres.
Ainsi, à titre d’exemple les villes doivent à la fois soutenir les initiatives et les innovations les
plus porteuses sur leurs territoires les approches citoyennes les plus propices à la transition
énergétique (initiatives autour des circuits courts d’alimentation, développement de
l’agriculture périurbaine…),; et en même temps inscrire leurs actions dans les dynamiques
engagées par les régions et l’Etat ou encore l’Europe : politique industrielle de soutien à
l’innovation sur des technologies vertes, mise en place de signal prix sur le CO2 fossile
(marché ETS, contribution énergie climat, etc.)
3. Les enjeux économiques

La crise économique a fortement affecté le budget de l’Etat et des ménages ; les
investissements souhaitables en termes de maîtrise de notre consommation énergétique et
de développement de l’offre énergétique renouvelable ne se feront qu’au travers d’une
politique cohérente, ambitieuse et volontariste qui agit sur l’ensemble des leviers d’action
possibles.
3.1. Démographie et croissance

La population française vieillit. Aujourd’hui, les « baby boomers » nés dans les
années 50 partent à la retraite, et l’effectif des classes d’âge 0-15 ans diminue.
La part des seniors de 65 ans et plus dans la population passera de 16,6% en 2005 à 20,8%
en 2020 et 24,2% en 2030. La part des actifs potentiels (15-64ans) passera de 65,2% en
2005 à 62,2% en 2020 et 59,6% en 2030 et celle des moins de 15ans de 18,2% en 2005 à
17,0% en 2020 et 16,1% en 2030. Selon l’INSEE d’ici 2050 la population devrait se stabiliser
alors que la part des seniors de 60 ans aura plus que doublé par rapport à 2005.
La France aura donc un certain nombre de défis à relever au cours des prochaines
décennies : réduire sa dépendance aux énergies fossiles, recréer de l’emploi via des
investissements verts et diminuer son empreinte écologique et ses émissions de gaz à effet
de serre. Ces défis ne pourront être relevés que par la mise en place de politiques globales
ambitieuses et volontaristes. C’est ce que le scénario de l’ADEME tachera de mettre en
évidence.
3.1.1 Le pacte de stabilité et de croissance

Le Pacte de stabilité et de croissance (PSC) est l’instrument dont les pays de la
zone euro se sont dotés afin de coordonner leurs politiques budgétaires nationales et d’éviter
l’apparition de déficits budgétaires excessifs.
Il impose aux États de la zone euro d’avoir à terme des budgets proches de l’équilibre ou
excédentaires. La France prévoit un tel retour à l’équilibre à l’horizon 2017.
23 / 297
3.1.2 Des marges de manœuvre limitées
La crise économique a fortement dégradé l’état des comptes publics, limitant les marges de
manœuvre du pouvoir politique pour mener des politiques de relance sans compromettre
nos engagements européens.
2008 2009 2010 2011
Déficit public
–3,3 –7,5 –7,1 –5,2
(% du PIB)
Sources : Insee, DGFiP, DGTrésor
Dette au sens de Maastricht des administrations publiques en point de PIB (*)
3.2. Balance commerciale et indépendance énergétique

La facture énergétique de la France, c'est-à-dire la différence entre ses importations
d’énergie et de ses exportations d’énergie, se chiffrait, pour l’année 2012, à 70,7 milliards
d’euros. Cette facture énergétique est à peu près équivalente au déficit de notre balance
commerciale, et largement supérieure au produit de l’impôt sur le revenu. Une telle situation
est-elle tenable sur le long terme, alors que la demande énergétique mondiale, tirée par la
croissance économique et démographique des pays émergents, croit rapidement ?
Nos exportations nettes d’électricité, de l’ordre de 100 millions d’euros par mois
généralement effectuées à des tarifs peu avantageux, sont en effet très loin de compenser
nos importations de pétrole (3 milliards d’euros par mois), de produits pétroliers –inscrits aux
tableaux B et C de l'article 265 du code des douanes- (1,6 milliards d’euros par mois) et de
gaz naturel (1,3 milliards d’euros par mois).
24 / 297
A titre indicatif, à volume et prix maintenus constants entre 2013 et 2030 (hypothèses qui
seraient considérées conservatrices pour un scénario tendanciel), la somme totale à
mobiliser pour nos importations d’énergie fossile d’ici 2030 représenterait 70,7*17=1 200
milliards d’euros.
25 / 297
26 / 297
Partie B.
Vision 2030 : un scénario volontariste de maitrise de la

consommation énergétique et de développement de
l’offre renouvelable
27 / 297
1. Méthodologie
1.1. Contexte de l’exercice de prospective à l’horizon 2030
1.1.1. Prospective ou prévision ?

L’exercice Vision 2030 2050 entrepris par l’ADEME n’est en rien un exercice de prévision.
Dans un contexte globalisé, où les incertitudes tant technologiques qu’économiques sont
nombreuses, l’objectif est de travailler à des prospectives qui visent à illustrer des chemins
possibles et les conditions nécessaires pour les emprunter.
Il ne s’agit pas non plus pour autant d’une prospective stratégique mais de visions qui ont
pour objectif de renforcer la résilience dans un contexte incertain, largement non maîtrisé par
la France, et de réduire la grande dépendance et les vulnérabilités associées à notre
situation d’importateur d’énergie. Si les solutions proposées existent et leur mise en œuvre
est réaliste, seule notre capacité à les adopter massivement décidera de notre avenir
énergétique.
L’exercice 2030 vise à identifier les résultats atteignables, tant côté maîtrise de la
consommation d’énergie que côté offre d’énergie à partir de solutions technologiques et
organisationnelles. Il s’agit de résultats ambitieux mais réalistes et atteignables, susceptibles
d’être intégrés suffisamment tôt dans les pratiques pour avoir un impact en 2030. Le
scénario 2030 est donc un scénario exploratoire, de type « et si », où les technologies et
pratiques sont intégrées de manière incrémentale.
La présentation des résultats de l’exercice débute par un exposé du contexte général et des
hypothèses transversales. Ensuite, la consommation est détaillée secteur par secteur pour
en faciliter la lecture, même si les interactions entre secteurs sont stratégiques dans la vision
globale. Pour chaque usage détaillé, la présentation est faite de manière homogène :
contexte et enjeux, vision de l’ADEME, conditions de réalisation, bilan. Enfin, les
technologies d’offres de production énergétique renouvelables sont détaillées.
1.1.2. La mise en commun des connaissances

Les experts internes de chaque grand secteur de consommation et production ont analysé
les gisements disponibles et les ont quantifiés en gardant une approche transverse et
systémique.
Un travail de mise en cohérence des orientations prises (mise en adéquation du secteur

électrique avec les hypothèses prises sur le véhicule électrique, etc.) a également été
réalisé.
1.1.3. Le rôle des modèles

Deux modèles principaux ont été utilisés en interne : MEDPRO, modèle technico-
économique de consommation énergétique, et Threeme, modèle macroéconomique, tous
deux utilisés en interne afin de limiter au maximum l’effet « boîte noire ». L’enjeu était
d’associer une description fine du système énergétique et une cohérence économique
d’ensemble.
En outre, un modèle spécifique pour le secteur électrique a été développé au cours de

l’exercice afin de vérifier la cohérence, au pas de temps horaire, du mix électrique avec la
28 / 297
consommation électrique sur une année. D’autres impacts techniques (réserves primaire et
secondaire du système électrique, flux de matière à recycler…) ou environnementaux
(pollution locale, qualité de l’air, etc.) ont fait l’objet d’analyses spécifiques.
De manière générale, si la modélisation permet de vérifier la cohérence d’ensemble du

système énergétique, elle constitue néanmoins une représentation simplifiée de la réalité.
Autant que les sorties quantitatives, un soin particulier a été pris pour décrire le monde
derrière les jeux d’hypothèses quantitatives de consommation et de production retenues.
1.2. Cadrage macroéconomique et démographique

Pour construire ces visions, un certain nombre de paramètres macroéconomiques doivent
être définis. Ces hypothèses, très structurantes, sortent du champ de compétence direct de
l’ADEME. Afin que cette vision soit comparable aux autres scénarios produits par les
instutions officielles, les hypothèses retenues sont celles du cadrage qui sera envoyé par le
Gouvernement à la Commission Européenne.
Si ces hypothèses sont prises directement auprès de grands organismes nationaux et

internationaux, le prix final des énergies est quant à lui une donnée de sortie de l’exercice :
ainsi, pour un niveau de maîtrise de la consommation énergétique donné, il est possible de
calculer un signal-prix à ajouter à ces prix à l’importation pour faire évoluer les dynamiques
de consommation.
Paramètres 2010 2030 Unité Source
AIE WEO
Pétrole 78.1 134.5 $10/bbl
2011
AIE WEO
Gaz 7.5 13 $10/Mtu
2011
AIE WEO
Charbon 99.2 112.8 $10/Tonne
2011
Croissance structurelle du PIB 1.8%/an sur la période CAS
L’évolution de la structure du PIB est également une donnée exogène (source CAS) :
2010 2030
Part de l’agriculture dans le PIB 2,0% 1,8%
Part de la construction dans le PIB 6,0% 6,3%
Part de l’industrie dans le PIB 14,0% 13,6%
Part des services dans le PIB 78,0% 78,3%
La vision 2030 se base également sur le scénario démographie haute de l’INSEE Scénario
central 2010 pour l’évolution démographique (nombre d’habitants et structure de la
population – 69 531 000 habitants en 2030 contre 62 881 000 en 2010). Le périmètre
géographique est celui de la Métropole.
29 / 297
En % 0-19 ans 20-59 ans 60-64 ans 65-74 ans 75 ans et +
Structure de
la population 24,8 / 23,0 53,8 / 47,5 4,9 / 6,0 8,1 / 11,1 8,5 / 12,3
2010/2030
La structure des ménages varie également :
2010 2030 Source
Nombre de personnes
2,31 2,17 DGEC / INSEE
par ménage
Pour 2030, aucun impact du changement climatique n’a été pris en compte sur l’évolution
des productions (par exemple pour l’hydroélectricité ou la production agricole) ou des
consommations (par exemple pour le besoin en chauffage et en climatisation).
30 / 297
2. Une politique ambitieuse en faveur de la maîtrise de la
consommation énergétique
Pour réduire sa facture et sa dépendance énergétique et diminuer ses émissions de
gaz à effet de serre, la France doit faire un effort vigoureux de maîtrise de l'énergie.
Par le biais de ce scénario, l'ADEME souhaite mettre en évidence les gains

d’économie d’énergie pouvant être faits, dans un scénario volontariste, dans l’ensemble des
secteurs de consommation d’énergie.
2.1. Evolution du secteur du bâtiment et de l’organisation urbaine

Synthèse des principales caractéristiques du scénario pour le secteur du bâtiment
- Un rééquilibrage progressif en faveur du logement collectif dans le flux de logements neufs

avec un passage de 60% de maisons individuelles et 40% de logements collectifs
auujourd’hui à 50% de maisons individuelles et 50% de logements collectifs en 2030.
- 350 000 constructions neuves en moyenne par an.
- L’équivalent de 500 000 rénovations thermiques lourdes par an, chiffre agrégé qui inclut la
rénovation « tendancielle » du bâti.
- Une pénétration importante des équipements de chauffage et d’eau chaude les plus
efficaces : pompes à chaleur pour le chauffage (18% du parc), chauffe-eau
thermodynamique, chauffe-eau solaire pour l’ECS, etc.
- Une politique ambitieuse pour contenir la consommation des usages spécifiques de

l’électricité en agissant sur les produits blancs (réfrigérateur, lave-linge, lave-vaisselle, etc.)
pour compenser la hausse des nouveaux postes de consommation.
- Dans le tertiaire, un maintien des surfaces par employé et une progression des surfaces
climatisées.
- Une limitation de l’impact de l’urbanisme sur l’artificialisation des sols (par densification des
espaces urbains déjà urbanisés).
- Une baisse de près de 25% des consommations énergétiques dans le bâtiment entre 2010
et 2030.
2.1.1. Contexte du secteur du bâtiment et de la construction
Le secteur du bâtiment est le plus gros consommateur d'énergie parmi tous les secteurs
économiques, avec 68,1 millions de tonnes d'équivalent pétrole (Mtep) en 2010, soit 43 % de
l'énergie finale totale consommée en France.
Ceci représente près de 1,1 tep par français et par an.
Les énergies utilisées sont pour 38% l’électricité, pour 32% le gaz, pour 16% le
pétrole, pour 14% les EnR et déchets et pour 0,4% le charbon. La consommation
énergétique poursuit sa décroissance en 2010 puisqu’elle est revenue à son niveau de 2003
malgré une augmentation des surfaces chauffées sur cette période.
31 / 297
Avec 76 millions de tonnes de CO2, pour l’essentiel produites par ses usages
énergétiques, le secteur du bâtiment est ainsi responsable de 21% de ces émissions. Celles-
ci correspondent annuellement à 20,7 millions de tonnes d’équivalent carbone, soit 0,32
tonnes d’équivalent carbone par français et par an, valeur unitaire proche de celle de la
production de déchets ménagers.
Même si des progrès ont été réalisés en matière de consommations de chauffage,

d’autres usages énergétiques explosent. Les gisements d’économie d’énergie sont très
importants dans ce secteur en particulier sur l’usage chauffage. Une réduction forte des
émissions de CO2 du parc des bâtiments, nécessite donc une stratégie très volontariste de
réhabilitation énergétique des bâtiments.
Chiffre d’affaires, parcs et construction
En 2008, le chiffre d’affaires du secteur du bâtiment (hors travaux publics : voiries,

etc.) se situait à hauteur de 140,6 milliards d’Euros (HT), réparti de la manière suivante :
- 85 milliards pour les logements, à raison de 44,4 milliards pour la réhabilitation et 40,6
milliards pour la construction neuve ;
- 55,6 milliards pour le non-résidentiel, à raison de 29,5 milliards pour la réhabilitation et

26,1 milliards pour la construction neuve.
Les travaux de rénovation énergétique chez les ménages
Les niveaux de travaux de rénovation énergétique réalisés et les coûts de ceux-ci

sont fortement dépendants des coûts des énergies et des augmentations récentes ou
attendues de ces coûts.
En 2010, les dépenses d’énergie des ménages ont été de 1 368 € en moyenne.
L’enquête réalisée la même année montre que si 46% des ménages jugent trop importante
la part de l’énergie dans le budget, la réduction de la facture d’énergie constitue cependant
une préoccupation déclarée pour 81% des foyers.
Dans le résidentiel, les rénovations lourdes concernent environ 150 000 logements et
près de 100 000 logements sociaux. Le scénario de l’ADEME propose d’accélérer ce rythme
des rénovations thermiques pour atteindre des objectifs énergétiques ambitieux.
On note, au niveau des comportements en matière de chauffage, des progrès dans le

contrôle de l’utilisation du chauffage :
- 58% baissent la température de chauffage ;
- 18% utilisent plus leur cheminée ;
- 30% réduisent leur consommation d’eau chaude.
32 / 297
En 2010, 14,4% des ménages ont réalisé des travaux de maîtrise de l’énergie pour
un coût moyen par ménage de 4 396 €. Ce taux de réalisation reste compris entre 12% et
15% depuis de nombreuses années.
Les acteurs du secteur bâtiment
Les entreprises - Au 1er janvier 2009, le secteur du bâtiment rassemblait 389 036
entreprises pour un total de 640 000 salariés. 93,3% d’entre elles comptent moins de 10
salariésdont 51% sont constituées d’un seul artisan (Source SIRENE). Ce sont ces
entreprises de faible taille qui réalisent 63% de la production totale du bâtiment et 70% des
travaux d’entretien-amélioration.
Les maîtres d’œuvre - La maîtrise d’œuvre est constituée dans le secteur du bâtiment par
les architectes (un peu moins de 30 000), les bureaux d’études (4 800 sociétés d’ingénierie
bâtiment) et les économistes de la construction (1 800 cabinets). Ils constituent un maillon
essentiel dans la mise en œuvre d’une stratégie efficace de réhabilitation : qualité des
études et des diagnostics, pluridisciplinarité des approches (qualité d’usage, confort, énergie,
santé…), suivi renforcé du chantier et du fonctionnement des équipements après livraison…
Les industriels du bâtiment - L’industrie de la construction est représentée par 11 000

entreprises, 307 000 salariés et réalise un chiffre d’affaires de 55 milliards d’Euros pour une
palette très large d’activités. Outre le développement et la fabrication de produits nouveaux
de plus en plus techniques, adaptés aux exigences énergétiques croissantes dans un
contexte de limitation ou de baisse des coûts, les industriels de la construction doivent
également prévoir et fournir l’ensemble des accessoires nécessaires à la pose et assurer la
formation des poseurs.
Les collectivités - Elles jouent un rôle important dans la mesure où elles sont :
- propriétaires d’un patrimoine bâti important et extrêmement diversifié de par les

usages et l’âge des bâtiments, sur lequel elles peuvent agir, en donnant à leurs
actions un caractère d’exemplarité et en tirant les opérateurs des réhabilitations vers
plus de qualité ;
- porteuses de dynamiques de territoires au travers des Agendas 21, des Plans

d’action climat ou d’opérations spécifiques (OPAH, OPATB…), souvent associés à
des financements de travaux vers les particuliers et les petites entreprises qui
agissent et impulsent des évolutions ;
- à la tête d’organismes publics (offices d’HLM, hôpitaux…), propriétaires de bâtiments

pour certains très consommateurs d’énergie et anciens, financeurs des Espaces Info
Energie (EIE) et des Conseils en Energie Partagée (CEP), soutien aux
investissements, pilotes de la formation professionnelle (Régions), ou au contact des
populations en précarité énergétique (Départements), et à ce titre influentes sur les
actions à mener en matière de réhabilitation énergétique.
33 / 297
2.1.2. Bâtiment résidentiel
2.1.1.a. Contexte du secteur du bâtiment résidentiel

Le secteur résidentiel compte actuellement 33 millions de logements, dont 27,7
millions de résidences principales, représentant 2,55 milliards de m². Parmi ces logements,
on compte:
- 18,6 millions de maisons individuelles (1,75 milliards de m²) et 14,4 millions

d’appartements en logements collectifs (892 millions de m²) ;
- 18,7 millions de logements construits avant 1975 et 14,3 millions construits après 1975.
En 2011, le nombre de mises en chantiers de logements s’est élevé à 421 306, à

comparer à la valeur haute de 444 000 logements atteinte en 2007 et à la valeur basse de
310 000 logements constatée en 1993. En 2010, 177 000 maisons individuelles ont fait
l’objet d’une autorisation de construction, dont 130 000 pour le secteur diffus (73%) et 47 000
(27%) pour le secteur groupé.
L’accroissement du parc de logements est dû essentiellement à la construction neuve

(+1,1% par an, soit environ 360 000 constructions neuves). En effet, le solde des échanges
avec le parc tertiaire est très faible (changement d’usage d’un bâtiment), de même que le
taux de sortie (démolition) qui est de l'ordre de 0,1% par an (soit environ 33 000 démolitions).
En 2010, la consommation d’énergie finale du parc de logements était d’environ 43

Mtep, dont 6,5 Mtep de bois.
Chez les ménages, les consommations unitaires moyennes annuelles de chauffage

par m2 ont baissé de 55% depuis 1973 et les consommations par logement de 31%. La
consommation unitaire moyenne tous usages est passée de 355 kWh/m² en 1973 à 196
kWh/m² en 2008, soit une réduction de 45%.
En revanche, les consommations énergétiques des usages non réglementés (les cinq
usages réglementés étant le chauffage, l’eau chaude sanitaire, l’éclairage, la climatisation et
la ventilation) ont explosé en 20 ans, bien que la Directive européenne sur l’éco-conception
et l’Etiquette énergie ait eu, et continuent à avoir, un fort impact positif sur l’efficacité
énergétique des équipements concernés (électroménager, bureautique…)
La faible sensibilité au renouvellement technologique de certains de ces produits,

l’augmentation du taux d’équipement, le développement de l’électronique de loisir, ajoutés à
un comportement peu maîtrisé des usages, sont des facteurs expliquant la multiplication par
deux de la consommation liées aux usages spécifiques de l’electricité entre 1985 et 2008.
Ces consommations non réglementées s’élevaient en moyenne à 2 468 kWh par an

en énergie finale pour une résidence principale.
Les postes de consommation les plus importants sont le froid alimentaire, les produits
blancs et les produits bruns, qui représentent respectivement 25%, 17% et 17% des
consommations annuelles totales. Les équipements représentant les plus importantes
consommations moyennes par ménage sont (en énergie finale) :
- les réfrigérateurs/combinés et les congélateurs (respectivement 384 et 238 kWh/an) ;
34 / 297
- les téléviseurs (284 kWh/an) ;
- les lave-linge (213 kWh/an) ;
- les ordinateurs (168 kWh/an).
Des gisements accessibles avec les technologies d’aujourd’hui
On peut espérer une sensible réduction des consommations énergétiques unitaires des
bâtiments neufs et existants grâce à la généralisation et l’appropriation des technologies
actuellement sur le marché ou au stade de démonstration (super-isolants moins coûteux,
façades actives, toitures rafraîchissantes, équipements électriques « basse consommation »,
en particulier pour l’éclairage, etc.) et grâce à des comportements plus sobres : lutte contre
le gaspillage d’énergie, éteindre les veilles, nettoyer la glace de son réfrigérateur… Certaines
pratiques pourront être aidées par des outils de l’efficacité énergétique active (optimisation
du chauffage, de l’éclairage et de la ventilation, etc.), bouquets de travaux de rénovation,
utilisation d’équipements moins énergivores, partage d’équipements, etc.
De plus, de nouvelles méthodes d’éco-construction permettent d’ores et déjà de baisser

l’énergie consommée pendant la construction (maquette numérique, architecture
bioclimatique, utilisation de matériaux biosourcés, recyclés ou encore de matériaux ayant
une bonne tenue dans le temps…)
2.1.1.b. Vision de l’ADEME pour le secteur du bâtiment résidentiel
i. Hypothèses retenues concernant la construction neuve et l’organisation urbaine

A partir des chiffres de l’INSEE concernant l’évolution de la démographie et du nombre de
personnes par ménages, il est possible de calculer un besoin « structurel » en logement
neufs, qui se situe aux environs de 250 000 logements neufs par an.
Toutefois, ce rythme de construction serait insuffisant pour satisfaire le besoin réel en

logements neufs, puisqu’il faut également construire des logements neufs pour
« remplacer » de logements précaires ou anciens, la spatialisation des constructions neuves
(adéquation de l’offre de logements à la demande sur un territoire donné) ainsi que la
solvabilité des méngaes (adéquation de l’offre de logements à la demande pour un prix
donné). Ainsi, le rythme 2010 de construction neuve est aux alentours de 365 000
constructions neuves (+1,1% par rapport au parc), en 2012 le niveau attendu est plutôt de
l’ordre de 310 000 constructions neuves.
Ainsi, l’ADEME, au regard du rythme actuel de construction, envisage un rythme moyen de

construction de 350 000 logements neufs par an entre aujourd’hui et 2030 et de 35 000
déconstructions par an. Ce rythme s’entend bien comme un rythme moyen, la chronique
exacte de construction neuve pouvant être ajustée selon les priorités politiques,
économiques et sociales.
Du point de vue de l’évolution de l’organisation urbaine, le scénario de l’ADEME peut

difficilement influer lourdement sur un paramètre présentant autant d’inertie. Pour autant, il
convient d’enclencher des dynamiques nouvelles. Ainsi l’ADEME retient dans son scénario
un rééquilibrage progressif du nombre de logements collectifs vis-à-vis des maisons
individuelles (actuellement 44%/56%), pour atteindre l’équilibre dans la construction neuve
en 2030 et une densification progressive des espaces déjà urbanisés soit par du petit
35 / 297
collectif ouvert sur l’extérieur, intégré à des espaces verts, soit par de l’habitat intermédiaire.
Dans une telle perspective, l’étalement urbain est ralenti à l’horizon 2030.
La performance énergétique des bâtiments est un critère essentiel pour la réussite

d’une politique ambitieuse de maitrise de la consommation. Ainsi, l’ADEME considère que,
au regard de l’application de la RT2012 et de ses délais de mise en application sur le terrain
(en performance mesurée) :
- la totalité des constructions neuves atteindront réellement le critère de qualité Bâtiment

Basse Consommation (BBC 50kWh/m² EP sur les usages réglementés) à partir de 2015 ;
- la totalité des constructions neuves atteindront effectivement le critère de qualité BEPOS

(bâtiments produisant en moyenne plus que leur consommation sur les usages réglementés)
à partir de 2022.
Ce décalage entre objectif réglementaire et effectivité de la réglementation est dû aux délais

de réalisation des bâtiments après dépôt du permis de construire et au délai d’apprentissage
nécessaire pour les différents corps de métiers, notamment en termes de coordination. Au
vu du faible poids du neuf dans la consommation énergétique, cette hypothèse n’est pas
structurante pour le résultat.
La mise en place de la RT 2012, couplée au développement et à l’amélioration des

performances des pompes à chaleur, nous font retenir l’hypothèse suivante de part des
énergies de chauffage dans la construction neuve :
Part des vecteurs de chauffage dans

la construction neuve, en % des 2010-2030
constructions neuves.
Electricité 38.5%
Gaz 31,5%
Réseau de chaleur 15%
Biomasse 15%
Prise en compte de qualité de l’air intérieure dans bâtiments BBC et BEPOS

Nous respirons 15 m3 d’air en moyenne par jour par adulte et nous passons environ 80 % du
temps dans les lieux clos soit en moyenne 22 heures sur 24 dans les logements, lieux de
travail, écoles, espaces de loisirs, commerces, transports,... la problématique de l’air
intérieur fait pleinement partie des domaines de vigilance de l’ADEME, notamment vis-à-vis
des bâtiments BBC, BEPOS où il est nécessaire de veiller au renouvellement d’air.
L’ADEME souhaite attirer l’attention ici sur la nécessité de mettre en place des contrôles
réguliers des réseaux de ventilation (notamment des systèmes doubles flux) afin de
s’assurer de leur bon fonctionnement sur leur durée de vie.
36 / 297
ii. Hypothèses retenues concernant la rénovation thermique
L’ADEME propose un plan volontariste en faveur de la rénovation thermique dans le
bâtiment, notamment le logement social et les bâtiments construits avant 1975, afin que
l’effort porte avant tout sur ceux susceptibles d’être touchés par la précarité énergétique.
Le scénario envisagé table ainsi sur l’équivalent de 500 000 rénovations lourdes par an
dont la désagrégation dans le parc serait la suivante :
- 175 000 pour le logement social
- 250 000 pour les maisons individuelles (propriétaire)
- 25 000 pour les maisons individuelles (locataire)
- 50 000 pour les copropriétés
Les hypothèses retenues concernant l’impact d’une rénovation lourde sur les
consommations d’énergie utile d’un bâtiment résidentiel selon le type de bâtiment sont les
suivantes (année de référence : 2010) :
Construit
Type de Construit entre Construit
avant
bâtiment 1975-1990 après > 1990
1975
Logement social -40% -30% -20%
Maison
-60% -50% -30%
individuelle (prop)
Maison
-60% -50% -30%
individuelle (loc)
Copropriété -40% -30% -20%
Le rythme de 500 000 rénovations lourdes par an a été désagrégé à la fois sur le type de
bâtiment, mais également sur leur année de construction selon les parcs disponibles et les
possibilités de rénovation. La décomposition précise du plan de rénovation envisagé est la
suivante :
Bâtiments Parc existant Evolution de la

Nombre de Part
construits avant 2030 consommation
rénovations rénovée
1975 énergétique
Logement social 1 709 000 1 709 000 100% -40%
Maison
6 480 000 3 500 000 54% -33%
individuelle (prop)
37 / 297
Maison
641 000 450 000 70% -42%
individuelle (loc)
Copropriété 3 798 000 900 000 24% -10%
Bâtiments Evolution de la
Parc existant Nombre de
construits entre Part consommation
2030 rénovations
1975 et 1990 énergétique
Logement social 788 000 788 000 100% -30%
Maison
2 760 000* 1 000 000 36% -18%
individuelle (prop)
Maison
273 000 - - -
individuelle (loc)
Copropriété 1 754 000* - - -
*Les augmentations de maisons individuelles (prop) et de copriopriétés s’expliquent par un

accession à la propriété, le nombre total de maisons individuelles et d’immeubles est bien
sûr constant.
Bâtiments Parc existant Nombre de Part Evolution de la

construits après 2030 rénovations consommation
1990 énergétique
Logement social 2 479 000 653 000* 26% -5%
Maison
5 427 000 - - -
individuelle (prop)
Maison
1 273 000 - - -
individuelle (loc)
Copropriété 4 221 000 - - -
*rénovation de tout le parc de logements sociaux construit avant 2005
La baisse moyenne de consommation d’énergie utile d’un logement rénové est de 45%.
iii. Hypothèses retenues concernant l’évolution des comportements et les gains

naturels d’efficacité énergétique
Si la rénovation lourde permet des gains substantiels dans la qualité de l’enveloppe
thermique des bâtiments et donc dans leur consommation énergétique pour les usages
thermiques, elle nécessite un investissement économique substantiel de la part des
ménages.
38 / 297
La rénovation légère ou « spontanée » permet ainsi de prendre en compte les améliorations
thermiques effectuées par les ménages, hors renouvellement des équipements de
chauffage. Le développement d’outils automatisés et de domotique, qui seront évoqués dans
la partie sur les usages spécifiques de l’électricité, induit par ailleurs des changements de
comportement des ménages par une meilleure connaissance des postes fortements
consommateurs d’énergie.
Evolution du mode de distribution de la chaleur :
Les besoins en chauffage sont amenés à baisser par l’action menée en faveur de la
rénovation des bâtiments. De manière générale, le marché s’oriente vers une diminution des
puissances des générateurs à 5 à 10 kW.
Il existe par ailleurs deux systèmes privilégiés permettant la distribution et l’émission de la

chaleur produite :
- le vecteur eau par circuit de chauffage central contenant de l'eau chaude avec radiateurs,
ventilateurs convecteurs, ou plancher chauffant.
- le vecteur air par réseau de gaines d'air chaud contenant de l'air conditionné (chaud ou
froid).
La puissance transportable par le vecteur air est plus faible que celle transportable par un
réseau de chauffage à eau chaude, toutefois la diminution des besoins de chauffage des
bâtiments neufs et rénovés réduit l’intérêt du réseau de chauffage à eau chaude au profit du
vecteur air, plus simple techniquement.
iv. Hypothèses retenues concernant les systèmes de génération de chauffage

L’ADEME fait également l’hypothèse d’une pénétration importante d’équipements
thermiques performants. Ainsi, les équipements de chauffage privilégiés dans le scénario
sont les suivants :
1. Les pompes à chaleur
Une marge de progression importante est attendue sur les niveaux de performances des
PAC électriques par un travail sur les compresseurs et les échangeurs.
Leur capacité d'adaptation à diverses configurations pour la production de chauffage, d'ECS

(chauffe eau thermodynamique voire climatisation) et divers modes de distribution de
l'énergie (sous forme d'eau avec un réseau de chauffage central ou sous forme d'air via un
réseau de gaines) devraient en faire une solution qui se développera. Les pompes à chaleur
aérothermiques, adaptées à des besoins plus faibles et réversibles, constituent ainsi une
solution de substitution intéressante pour les logements actuellement chauffés avec des
équipements à effet Joule.
Le développement d'une offre de PAC gaz naturel (aérothermiques et géothermiques) plus

performante que les chaudières à condensation peut également offrir à cette technologie une
pénétration, faible mais réelle, dans les logements raccordés au gaz.
Ces éléments pris en considération, l’ADEME envisage une généralisation des PAC
sur air extérieur essentiellement dans les logements chauffés à l’électricité (50% des
logements électriques), les PAC géothermiques restent marginales et surtout cantonnées au
39 / 297
marché du neuf. Les PAC gaz naturel se développent également de manière limitée dans le
collectif neuf et existant, en version aérothermique essentiellement.
Les PAC installées sont réversibles, couvrant par là même des besoins en
climatisation. Ceci peut à la fois être considéré comme une conséquence négative de
l’installation de PAC aérothermiques réversibles, et comme un moindre mal puisque ces
pompes à chaleur permettent ainsi de couvrir avec un équipement performant des usages
croissants en climatisation.
Si les PAC aérothermiques sont amenées à se développer de manière importante dans le

scénario, les PAC géothermiques constituent également des équipements intéressants qui
permettront d’exploiter les ressources géothermiques disponibles localement :
Les PAC sur échangeurs compacts géothermiques
Les PAC sur échangeurs compacts géothermiques (corbeilles, échangeurs spiralés) sont
des technologies permettent d’exploiter la chaleur de la terre sur les 10 premiers mètres de
profondeur sans recourir aux techniques de forage utilisées pour la mise en œuvre des
sondes géothermiques (voir paragraphe précédent).
Les pompes à chaleur sur capteurs enterrés horizontaux
Les pompes à chaleur sur capteurs enterrés horizontaux sont constituées de tubes installés
en boucles enterrées horizontalement à faible profondeur (de 0,60 m à 1,20 m) qui vont
permettre le prélèvement de l’énergie contenue dans le sous-sol proche.
Aujourd’hui, la surface de terrain à mobiliser pour installer des capteurs enterrés horizontaux
doit correspondre à 1,5 à 2 fois la surface habitable à chauffer mais avec la diminution des
consommations spécifiques énergétiques des bâtiments, l’emprise au sol devrait également
diminuer.
Les PAC sur sondes géothermiques verticales
Les PAC sur sondes géothermiques verticales disposent également d’un potentiel de
développement important, dû à une bonne connaissance de la ressource sous sol en
France. Ce potentiel est exploitable quasiment partout sur le territoire (néanmoins certaines
zones nécessitent de prendre des précautions : zones karstiques, présence d’argiles ou
d’évaporites, etc.)
2. Les chaudières à condensation
La maturité de la filière est atteinte, tant sur le plan technique que pour l'installation et
l'exploitation. L'efficacité est arrivée à son plafond avec un rendement sur énergie primaire
de 107% PCI. L'évolution attendue est sur la capacité de modulation des chaudières afin
qu’elles soient capables de démarrer et de se maintenir à une faible puissance, permettant
une amélioration à terme des performances saisonnières.
Seul le couplage à des ENR peut permettre l'augmentation des performances de 20%
environ.
3. La cogénération
40 / 297
La cogénération permet la production simultanée de la chaleur (pour du chauffage ou de
l'ECS) et de l'électricité. L'électricité est produite de manière décentralisée, pour être soit
autoconsommée, soit injectée directement sur le réseau électrique. La production combinée
de chaleur et d’électricité se révèle plus efficace que des productions séparées et permet de
limiter les pertes liées au transport et à la distribution de l'électricité à travers les réseaux.
Il existe des solutions de cogénération adaptées à l’habitat résidentiel, que ce soit au gaz
naturel, fioul domestique, biomasse ou HVP (huiles végétales).
En application individuelle, la puissance thermique est d’environ 20kW pour 1 kW

d'électricité.
Avec des technologies à base de moteur stirling, rankine ou à combustion interne, on peut
espérer un gain de 15% à 20% en énergie primaire par rapport aux meilleures technologies
de chauffage disponibles (pompes à chaleur électrique et chaudières à condensation), un
appel au système centralisé électrique limité, et une production même marginale lors des
pointes de consommation journalière, qui permet de lutter contre la pointe électrique.
Toutefois son potentiel de pénétration est faible à court terme.
Ces systèmes devraient se développer vers la fin de la période uniquement.
4. Les chaudières à biomasse et les appareils indépendants au bois
Les rendements augmentent progressivement et permettent de mieux couvrir les besoins en

chauffage à ressource primaire constante. La filière se développe principalement autour de
produits hauts de gamme, avec un faible volume de vente.
Les rendements des appareils au bois bûche augmentent progressivement, pour atteindre
jusqu’à 85 %, et permettent également de mieux couvrir les besoins en chauffage à
ressource primaire constante. Le marché des appareils à granulés de biomasse se
développe du fait de la structuration de la filière granulés en France.
Les appareils de chauffage au bois vont continuer leur développement vers des
appareils à très faibles émissions de CO et de particules. Ce fort développement
technologique permettra de renouveler le parc existant au rendement médiocre. Ainsi, à
ressource constante (6,5Mtep), les combustibles biosourcés pourront subvenir à une plus
large part des besoins thermiques de chauffage. Il est donc pertinent de stimuler le
renouvellement de ce parc vers des appareils efficaces et propres.
Depuis sa création par l’ADEME en 2000, le label « Flamme Verte » permet de

référencer les appareils indépendants et chaudières biomasse les plus performants
énergétiquement et environnementalement. Une plus grande sévérité au niveau des critères
de labellisation incite les constructeurs à améliorer les performances des appareils en
termes de rendement et d’émissions polluantes (CO, particules), et contribue à une
utilisation plus efficace de la ressource.
5. Systèmes hybrides : couplage et complémentarité des énergies
L'évolution de la disponibilité, des tarifs d'achat et des contenus en CO2 des énergies
(électricité/gaz naturel/fioul domestique/ biomasse) poussent les industriels à travailler sur
des solutions hybrides. Ces systèmes peuvent produire du chauffage et de l'ECS à partir de
deux énergies différentes (le plus souvent : électricité et gaz naturel ou électricité et fioul
domestique).
41 / 297
Destinés pour le moment aux marchés résidentiels individuels neufs et existants, ces
systèmes optimisent le fonctionnement des chaudières et des pompes à chaleur, avec des
performances de l'ordre de 110% à 115% par rapport aux chaudières condensation ou par
rapport à une PAC seule. Ces systèmes ont également l’avantage d’offrir une capacité
d’effacement pour le réseau électrique en période tendue de grand froid et de pointe
saisonnière.
6. Les Systèmes solaires combinés
Des systèmes solaires combinés commencent à apparaître actuellement avec des appoints
sous forme de pompe à chaleur, ce qui augmente notablement leur rendement sur énergie
finale. Le scénario suppose que cette technologie remplacera à l’horizon 2030 les systèmes
solaires combinés avec appoint gaz naturel ou électrique.
Hypothèses du scénario concernant l’évolution des rendements des équipements de

chauffage installés
Indice d'évolution des rendements saisonniers des technologies (sur énergie finale)
CHAUFFAGE
2012 2015 2020 2025 2030
Chaudière
condensation 0,90 0,92 0,93 0,95 0,96
Gaz PAC gaz
naturel aérothermique 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60
PAC gaz
géothermique 1,40 1,49 1,58 1,66 1,75
élec direct 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98
PAC élec
aérothermique 3,00 3,25 3,50 3,75 4,00
PAC élec
géothermique 3,50 3,79 4,08 4,38 4,67
Electricité Système solaire
combiné appoint
élec 1,80 1,83 1,85 1,88 1,9
Système solaire
combiné appoint
PAC 5,00 5,42 5,83 6,25 6,67
Chaudière
FOD
condensation 0,85 0,86 0,88 0,89 0,9
v. Hypothèses retenues concernant les équipements efficaces pour l’eau chaude

sanitaire
Les systèmes de génération d’eau chaude sanitaire privilégiés dans l’exercice de
prospective sont les suivants :
1. Le chauffe-eau thermodynamique
Les chauffe-eau thermodynamiques (CET) sont des équipements de production d’eau

chaude sanitaire associant un volume de stockage et une production de chaleur
42 / 297
thermodynamique (similaire aux pompes à chaleur) dont le coefficient de performance (COP)
est en moyenne de 2,5. L’hypothèse est fait que les CET constituent 50% des ventes en
2030.
2. Le chauffe-eau solaire
Le chauffe-eau solaire présente l’intérêt de satisfaire la moitié environ des besoins en eau-
chaude sanitaire d’un logement par la production locale d’énergie. Des développements en
cours laissent supposer que la solution la plus performante à l’avenir alliera un taux de
couverture solaire de l’ordre de 50% (i.e. le dimensionnement des capteurs solaires et du
ballon permette de couvrir 50% des besoins) et un appoint performant de type pompe à
chaleur. Ces deux éléments permettent d’envisager des gains de rendement important, mais
son prix ne permettra pas à cette solution de se généraliser rapidement. Un taux de
pénétration de 10% des logements est envisageable.
Hypothèses du scénario concernant l’évolution des rendements des équipements d’ECS

installés
ECS
2012 2015 2020 2025 2030
Gaz
Chaudière condensation 0,6 0,63 0,65 0,68 0,7
naturel
Cumulus élec 0,6 0,63 0,65 0,68 0,7
Electricité Chauffe eau
thermodynamique 1,5 1,75 2,00 2,25 2,5
Gaz Chauffe eau solaire appoint
naturel Gaz naturel 1,2 1,23 1,25 1,28 1,3
Chauffe eau solaire appoint
Electricité
élec 1,8 1,83 1,85 1,88 1,9
Chauffe eau solaire
Electricité appoint
thermodynamique 3 3,5 4 4,5 5
Un travail sur l'isolation des chauffe-eau à effet joule est possible via l'augmentation
de l'épaisseur de l'isolant et/ou la modification du matériau isolant. Les gains possibles sont
de 20 à 30%, mais la RT2012 ne devrait pas leur offrir un taux de pénétration important hors
rénovation.
Face à la complexité croissante des systèmes qui font intervenir plusieurs corps de
métier, un travail important doit être réalisé pour la formation de la filière d'installation,
d'exploitation et maintenance. La mise en place de systèmes de génération complexes et
faisant appel aux énergies renouvelables n'est par ailleurs pas toujours faisable
techniquement, le regroupement des compétences (systèmes + enveloppe) pour une
approche globale bâti/systèmes nécessitant une vraie mutation de la profession.
vi. Hypothèses retenues concernant l’évolution des consommations de climatisation

Dans le résidentiel, la climatisation est en constante augmentation mais reste relativement
faible (moins de 5% du parc de logements est climatisé aujourd’hui). Le marché s’oriente de
plus en plus vers des systèmes réversibles, notamment via les pompes à chaleur.
43 / 297
En 2007, le nombre de logements climatisés était d’un peu moins d’un million de logements.
Ce résultat ne prend pas en compte les PAC réversibles, alors que celles-ci représentent 40
% des installations de climatisation sur le territoire nationale, avec une estimation de 72 000
PAC réversibles installées en 2007.
La consommation unitaire annuelle par logement climatisé est évaluée à 500 kWh. En 6 ans
(de 2001 à 2007), le parc des résidences principales climatisées a été multiplié par 2.8
(notamment suite à la canicule de 2003).
Même si la climatisation n’est encore que faiblement développée en termes de pourcentage

de bâtiments résidentiels équipés, elle devrait tendanciellement se développer de manière
importante dans les années à venir.
Il est toutefois possible d’agir pour baisser les consommations unitaires de climatisation :
- diminution des besoins (amélioration des protections solaires passives et actives, de

l’isolation des bâtiments, augmentation débits de la ventilation la nuit) ;
- amélioration de l’efficacité des systèmes de climatisation « classiques » (augmentation du

COP) ;
-développement de techniques de rafraîchissement « basse consommation » (free-cooling,

rafraîchissement par évaporation, ventilation…) ;
- association de système de ventilation / climatisation de manière à mieux gérer les besoins

de climatisation (développement de systèmes multifonction).
Le CEREN estime qu’à l’horizon 2020, l’amélioration du bâtiment apportera une économie
d’énergie sur l’usage climatisation par rapport aux bâtiments construits avant la RT2005. Les
consommations unitaires liées à la climatisation peuvent diminuer d’environ -1 % par an
(baisse non intégrée dans le scénario), mais le parc de bâtiments équipés de climatisation va
augmenter.
Un autre levier d’économie est le recours aux énergies renouvelables pour produire
du froid, comme par exemple la climatisation solaire. L’ADEME prévoit un déploiement
modéré de la climatisation solaire dans l’habitat en raison des coûts élevés de cette
technologie.
Si par son action au quotidien l’ADEME pourra viser à renforcer cette tendance à la
baisse des consommations unitaires (meilleur étiquetage environnemental, etc.), le taux
d’équipement du parc est quant à lui principalement lié à des facteurs économiques et
sociaux.
Les systèmes de climatisation utilisent des fluides frigorigènes qui ont par ailleurs un
effet non négligeable sur l’effet de serre (non pris en compte cependant dans l’exercice
présent).
Clim/rafraichissement
2012 2015 2020 2025 2030
PAC réversible 2,5 2,63 2,75 2,88 3
Clim solaire 0,6 0,83 1,05 1,28 1,5
44 / 297
vii. Hypothèses retenues concernant les gains sur l’éclairage
Les solutions existantes de rechange des systèmes d’éclairage (« relamping ») et les
nouveaux types de sources lumineuses en développement (LED et OLED) permettent dès
aujourd’hui de réduire les consommations liées à l’éclairage par 2 d’ici 2030.
viii. Hypothèses retenues concernant la cuisson

Aucune hypothèse de gains d’efficacité énergétique n’a été prise en compte pour la cuisson.
De la même façon, aucune hypothèse n’est faite sur le choix des particuliers de prendre plus
souvent des repas en extérieur (et donc un report de consommation énergétique du
résidentiel vers le tertiaire).
ix. Hypothèses retenues concernant les usages spécifiques de l’électricité

Les usages spécifiques de l’électricité regroupent les usages qui ne peuvent pas être
assurés par une autre énergie : produits électro-domestiques, bureautiques et audio-vidéo
essentiellement, mais pas la cuisson qui peut également être réalisée au gaz. Ils ne sont pas
intégrés dans les usages réglementés par la réglementation thermique 2012 qui sont au
nombre de 5 : chauffage, ECS, climatisation, ventilation, éclairage.
Les produits blancs (réfrigérateur, lave-vaisselle…) sont des postes de consommation

des ménages dont les taux de pénétration peuvent encore légèrement croître même si pour
certains le parc arrive à saturation. Les gains énergétiques considérés se basent sur
l’hypothèse suivante : pour chaque catégorie de produit, la consommation énergétique de la
technologie la plus efficace actuellement sur le marché (« A++ ») est prise comme
consommation moyenne pour cette catégorie d’équipement en 2030.
Ces hypothèses sont réalistes notamment au regard de la vitesse de renouvellement

de ces équipements et des évolutions de prix actuellement constatées.
Evolution de la consommation
Taux d’équipement
énergétique unitaire de
Type d’appareil moyen par ménage en
chaque catégorie de produit
(2010) / 2030
(2010-2030).
Réfrigérateur et combiné -67% (1) / 1
Congélateur -75% (0,5) / 0,6
Lave linge -37% (0,95) / 1
Sèche linge -12% (0,34) / 0,6
Lave vaisselle -63% (0,48) / 0,64
Télévision -37% 2
Autres postes et nouvelles +11%

consommations (Environ 1200 kWh)
45 / 297
Ces dernières décennies, les technologies de l’information et de la communication
sont passées du statut de technologies peu accessibles réservées aux usages
professionnels, voire scientifiques, au statut de services banalisés et accessibles au plus
grand nombre. Le nombre d’écrans par personne, et par là même les consommations
énergétiques totales de ces usages, ne cesse de progresser, et devient ainsi le poste de
consommation énergétique qui croit le plus considérablement.
Cette tendance peut sans doute se maintenir jusqu’en 2030. Le mur de Moore ou la
fin de la loi de Moore (miniaturisation des transistors limitée par la taille des atomes),
annoncée entre 2020 et 2030 au rythme actuel de l’évolution technologique, pourrait
favoriser des ruptures technologiques dont les impacts sur les consommations énergétiques
sont difficiles à appréhender (processeurs quantiques, biologiques, etc.).
L’effet rebond est une caractéristique forte des TIC. Toutefois, il est important de signaler
que ces usages spécifiques rentrent pour la plupart dans la couverture des besoins en
chauffage des ménages, ces appareils dissipant tous de la chaleur (le besoin réel en chaleur
des ménages est ainsi égal à la somme des consommations en chauffage, éclairage, et
usages spécifiques). Si leur apport est jusqu’alors marginal dans les besoins de chauffage,
ce ne sera plus le cas dans les bâtiments ayant subi une rénovation lourde ou ayant été
construit après application de la RT 2012. Ces apports pourront compenser favorablement
une partie des besoins de chauffage en hiver, mais à l’inverse, ils contribueront
défavorablement aux surchauffes en été.
Concernant l’obsolescence programmée des équipements, celle-ci n’est actuellement

pas contrebalancée par des normes, des réglementations, ou une fiscalité incitative. C’est
bien souvent l’offre qui rythme la demande, soit directement par des équipements à durée de
vie moindre, soit indirectement par des techniques marketing toujours plus efficaces. La
performance de ces équipements devant aussi s’améliorer, il est difficile de tirer un bilan
global de ces tendances.
Les TIC offrent par ailleurs un potentiel de gain d’efficacité énergétique si les
ménages mettent en place une domotique (« efficacité active ») couplée à une gestion
rationnelle des utilisations finales : coupure ECS, coupures appareils électroniques en veille,
volets roulants, coupure éclairage en mode absence, régulation du chauffage et coupure en
absence et cas d’ouverture des fenêtres, etc.
Ainsi, les usages spécifiques de l’électricité pourront être contraints en profitant de la

baisse des consommations énergétiques associées aux produits blancs pour compenser la
hausse des « nouvelles consommations » électriques.
2.1.1.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour les bâtiments résidentiels

Dans la vision de l’ADEME, la consommation énergétique par habitant dans un bâtiment
résidentiel passe 0,68 tep/hab en 2010 à 0,45 tep/hab en 2030, soit une baisse de 34%. La
consommation électrique par habitant passe quant à elle de 2521 kWh/an/hab en 2010 à
1791 kWh/an/hab, soit 29% de baisse.
46 / 297
Evolution de la consommation énergétiques totale dans les bâtiments résidentiels par
usage :
En Mtep 2010 2030
Chauffage 31,0 21,6
ECS 4,4 3,2
Cuisson 2,1 2,2
Eclairage 0,9 0,5
Climatisation 0,05 0,14
Spécifique 5,9 5,0
Total2 44,3 32,6
Evolution de la consommation énergétique totale des bâtiments résidentiels par

vecteur :
Total Mtep 2010 2030

Réseau électrique 13,7 10,8
Réseau de gaz 13,9 8,2
Réseau de chaleur 1,6 3,4
Biogaz direct 0,0 0,0
Bois énergie 6,6 6,5
Solaire thermique 0,0 0,2
Calories PAC Géothermiques 0,8
1,0
Usages Calories PAC Aérothermiques 1,8
directs Biocarburants 0,0 0,0
Ess/Dies/Jet 0,0 0,0
Autres PP 7,3 0,8
Déchets 0,0 0,0
Charbon 0,2 0,0
44,3 32,6
Les reglémentations thermiques dans le bâtiment portent actuellement sur les

consommations hors usages spécifiques, hors cuisson, et hors parc bâti. Or les usages
spécifiques progressent très rapidement et seront bientôt un des principaux postes de
2
Les données utilisées pour les années observées sont issues du CEREN ; celles-ci peuvent différer des données
SOeS (périmétres différents, méthodologie différente, etc.)
47 / 297
consommation énergétique du bâtiment (20% en 2030 contre 11% en 2010), et le parc
ancien constitue le gros des consommations énergétiques. Il n’est donc pas déraisonnable
d’imaginer à terme une réglementation tous usages qui s’applique à la fois à la construction
neuve et au parc bâti (de manière différenciée).
2.1.3. Bâtiment tertiaire
2.1.2.a. Contexte du secteur du bâtiment tertiaire

Le secteur tertiaire représentait en 2009 912 millions de m² chauffés, dont 22% pour
les bureaux et pour les commerces, 20% pour l’enseignement, 12% pour la santé, 7% pour
le sport, au même niveau que pour les cafés, hôtels et restaurants et que pour l’habitat
communautaire, 3% pour le transport. Ce parc comprend les industries qui ont des bureaux
en majorité, en revanche les bâtiements ayant une activité principale industrielle sont
comptabilisés dans le secteur de l’industrie.
Sur l’année 2009, le total des mises en chantier de bâtiments tertiaire s’est établi à
27,9 millions de m², valeur la plus basse sur les dix dernières années, à comparer à 41
millions de m² mis en chantier en 2007. En 2010 le recul des mises en chantier s’est
confirmé avec 22,3 millions de m², en baisse de 19,6%.
Le taux de sortie (démolition) est également de l’ordre de 0,1% pour le tertiaire.
La consommation finale d’énergie du secteur tertiaire était au total d’un peu plus de 22 Mtep.
Les trois branches « commerce », « bureaux » et « enseignement » représentent, à

elles seules, 64,5% de l’ensemble des surfaces chauffées. Le tertiaire privé représente 80%
du secteur non résidentiel. Parmi les bâtiments tertiaires privés, les cibles prioritaires,
compte tenu de l'importance des parcs et des consommations unitaires, sont les bureaux et
les commerces. Pour les collectivités locales, la cible prioritaire en réhabilitation est
constituée par les bâtiments d'enseignement.
La consommation unitaire moyenne tous usages de l’ensemble des branches du

tertiaire est de 209 kWh/m² par an, variant de 122 kWh/m² pour le secteur de l’enseignement
à 268 kWh/m² pour le secteur des bureaux et à 308 kWh/m² pour le secteur des bâtiments
liés au transport.
Notre connaissance de la décomposition du parc par type de bâtiment et par

gisement d’économie d’énergie est faible car peu de données statistiques existent.
Différentes actions en faveur d’économies d’énergie dans le tertiaire ont été mises en place
mais les impacts ne sont généralement pas directement vérifiables, soit par exemple parce
qu’is sont estimés à partir de modélisation sans connaissance de la performance réelle, soit
parce que des contre-vérifications ne sont pas possibles.
Le traitement des besoins au niveau d'îlots mêlant des activités tertiaires diverses et
du logement (dont les rythmes de consommation et de production d’énergie sont déphasés)
ne pourra être réalisable qu'au cas par cas et la systématisation de cette démarche de
mutualisation des usages et des productions dans l’existant restera limitée à court ou moyen
terme.
2.1.2.b. Vision de l’ADEME pour le secteur du bâtiment tertiaire
48 / 297
Le secteur tertiaire constitue un parc de 0,9 milliard de m² chauffés correspondant à
1/3 des consommations d’énergie totale du secteur bâtiment. Les commerces, les bureaux et
l’administration représentent environ 50% des consommations d’énergie du secteur tertiaire.
i. Hypothèses retenues concernant l’évolution des surfaces climatisées

Ces dix dernières années, la consommation liée à la climatisation des bâtiments à
usage tertiaire s’est fortement développée, en particulier dans le secteur des bureaux, qui
compte aujourd’hui pour près de 25% des consommations de climatisation derrière les cafés,
hôtels et restaurants (40 % des consommations).
Les consommations unitaires sont évidemment plus élevées dans le tertiaire que
dans le résidentiel, et la consommation totale y est même trente fois plus importante.
A l’horizon 2030, malgré des gains importants possibles sur les équipements, la
consommation totale en climatisation ira en s’accroissant.
Evolution des consommations de climatisation dans le tertiaire :
Mtep 1990 2010 2030
Bureaux 0,12 0,27 0,30
Café/Hôtel/Restaurant 0,26 0,45 0,40
Santé 0,07 0,13 0,17
Autres 0,11 0,29 0,35
ii. Hypothèses retenues concernant les besoins en chauffage

Les gains d’efficacité énergétique permis par la rénovation et par le renouvellement des
équipements de chauffage sont supposés les mêmes que dans le secteur du bâtiment
résidentiel.
Evolution des consommations de chauffage dans le tertiaire :
Mtep 2010 2030
Bureaux 1,73 1,20
Café/Hôtel/Restaurant 1,78 1,00
Santé 0,77 0,62
Autres 2,24 1,67
iii. Hypothèses retenues concernant les autres usages thermiques

49 / 297
Mtep 2010 2030
Bureaux 1,82 1,30
Santé 1,10 1,05
Autres 4,41 4,13
iv. Hypothèses retenues concernant la climatisation dans les bâtiments tertiaires

Mtep 2010 2030
Bureaux 0,27 0,33
Santé 0,13 0,19
Autres 0,29 0,38
v. Hypothèses retenues concernant les usages spécifiques de l’électricité dans les

bâtiments tertiaires
Mtep 2010 2030
Bureaux 1,78 1,79
Santé 0,45 0,57
Autres 0,95 1,03
2.1.2.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour les bâtiments tertiaires

Dans notre scénario, les besoins en énergie et en surface par employé croissent
modérément au cours de la période, et l’activité est tirée par le PIB. Les besoins en énergie
sont par ailleurs impactés par les gains faits sur le rendement des équipements.
50 / 297
Mtep 2010 2030
Consommation
22,1 18,6
énergétique totale
Par vecteur :
2010 2030
Calories PAC Géothermiques 0,0 0,8
Usages Calories PAC Aérothermiques 0,0 0,0
Autres PP 2,7 0,6
Déchets 0,0 0,0
Charbon 0,1 0,0
22,1 18,6
2.1.4 Eclairage public

L’éclairage public représente en France 9,5 millions de lampes fonctionnant entre 3 500 h/an
et 4 300 h/an pour une puissance totale installée d’environ 1 260 MW et une consommation
annuelle estimée de plus de 6 TWh.
2.1.3.a Contexte
Même si l’éclairage extérieur fonctionne à 86 % du temps de nuit (avec de plus faible
émission de CO2), celui-ci participe à la pointe de consommation d’électricité saisonnière et
pointe journalière en début de soirée l’hiver. La forte consommation d’électricité en période
de pointe impose une modification du mix énergétique pour satisfaire cette consommation
ponctuelle et l’électricité devient fortement carbonée (car demandant une proportion
importante d’énergie fossile dans la production d’électricité).
L’éclairage public pèse pour 20 % dans le bilan énergétique global des communes et
représente en moyenne la moitié de leurs consommations d’électricité. L’éclairage public
constitue ainsi le second grand poste de dépense d’énergie dans le budget des communes
après les bâtiments. Aujourd’hui, l’amélioration de l’éclairage public constitue un axe
privilégié pour l’investissement des collectivités mais le taux de renouvellement spontané du
parc n’est que de l’ordre de 3 %.
De plus, une part importante du réseau d’éclairage public en France est surdimensionnée
par rapport aux usages, avec de fortes disparités régionales.
Au-delà des dépenses énergétiques, l’éclairage public représente la part prépondérante des
51 / 297
nuisances lumineuses reconnues et prises en compte par le Grenelle environnement.
2.1.3.b Vision de l’ADEME pour l’éclairage public

L’analyse de l’état des lieux des installations de ces petites communes fait apparaître
d’importants besoins de rénovation. Plus de la moitié du parc est composée de matériels
obsolètes et énergivores : boules diffusantes, lampes à vapeur de mercure (environ 1/3 du
parc), et 40 % des luminaires en service ont plus de 25 ans. Les trois principaux types de
sources lumineuses actuellement sur le marché sont :
 la lampe à vapeur de mercure. De couleur blanche, elle a une efficacité lumineuse
d’environ 50 lumens/watt et représente 30 à 35% du parc ;
 la lampe à iodures métalliques. De couleur blanche, elle a une efficacité lumineuse
d’environ 80 lumens/watt et représente 5 à 15% du parc ;
 la lampe à vapeur de sodium haute pression. De couleur jaune clair, elle a une efficacité
lumineuse d’environ 100 lumens/watt et représente 55 à 60% du parc.
Ainsi les évolutions au niveau de la qualité des sources lumineuses et la disparition des
sources les plus énergivores peuvent permettre une économie substantielle.
Des solutions techniques existantes permettent des économies d’énergie substantielles mais
sont trop peu mises en œuvre. Certaines de ces solutions sont valorisées par des fiches
certificats d’économie d’énergie et d’autres le seront dans un avenir proche. Il est ainsi
possible de citer les éléments suivants :
 Variateurs de puissances*
 Remplacement lampes mercure par lampes sodium*
 Régulation de tension + amélioration cos PHI*
 Remplacement « vieux » sodium*
 Horloges astronomiques
 Extinction aux heures creuses
 Ballasts électroniques*
 Maintenance préventive
 Optimisation de l’espace inter-luminaires
 Feux de trafic à LED*
 Télégestion
* opérations valorisées par des CEE
2.1.3.c Bilan du scénario de l’ADEME pour l’éclairage public

Les solutions existantes permettent aujourd’hui de réduire les consommations liées à
l’éclairage public par 2 d’ici à 2030 (facteur 2).
Concernant les luminaires, 40 % des luminaires en service ont plus de 25 ans et la priorité
doit être donnée aux luminaires dits « boules » qui émettent plus de lumières vers le haut
que de lumière utile, gaspillant de l’énergie et contribuant grandement aux nuisances
lumineuses. Ainsi, des luminaires fermés d’indice de protection élevé et bien dimensionnés
doivent être privilégiés.
52 / 297
L’alimentation de la source lumineuse en électricité doit se faire via un ballast. Les ballasts
les moins efficaces sont ferromagnétiques et équipent encore de nombreux luminaires alors
que les ballasts électroniques sont les plus efficaces et permettent une commande au point
lumineux.
Les systèmes de commande sont dans leur grande majorité des photocellules. Cette
technologie est ancienne et robuste, mais peu précise, ce qui engendre des gaspillages.
Ainsi, on peut voir des lieux où l’éclairage est allumé alors que la lumière naturelle est
largement suffisante. Des systèmes plus précis (horloges astronomiques et commandes par
courants porteurs 175 Hz -PULSADIS-) sont utilisés depuis une quinzaine d'années, mais
essentiellement dans les grandes villes. La pose de tels systèmes doit être fortement
encouragée.
Les systèmes de variation de puissance qui permettent de faire varier le niveau
d'éclairement et de l’adapter à l’usage commencent à se diffuser mais leur taux de
pénétration est encore très faible et ces systèmes doivent être encouragés.
Bien que les consommations associées à l’éclairage public soient faibles, les gains sont
importants et les retours économiques pour les communes concernées sont importants.
2.1.5. Réseaux de chaleur dans le secteur du bâtiment

Dans la vision de l’ADEME, le réseau de chaleur pénètre progressivement le parc de
bâtiments résidentiels et tertiaires, et constitue un vecteur majeur de la transition
énergétique. Il est en effet un moyen efficace de valoriser la chaleur de sources d’EnR
« centralisées », telles que la géothermie, les UIOM et les grandes chaufferies biomasse.
La baisse des consommations unitaires des bâtiments au cours de la période 2010-2030

n’est pas associée, dans la vision de l’ADEME à une baisse de l’utilisation des réseaux de
chaleur, mais à son déploiement.
L’utilisation de ce vecteur est détaillée dans le chapitre sur l’offre énergétique.
2.1.6. Principales conditions de réalisation

Le scénario de l’ADEME implique une politique volontariste de rénovation du bâti et
d’incitation à l’utilisation d’équipements performants, tant pour le chauffage que pour les
usages spécifiques.
Deux séries d’actions sont imaginées.
La première série concerne avant tout l’information du public, la formation des professionnels
et l’ingénierie financière : il s’agit ainsi de mettre l’un en face de l’autre l’offre et la demande,
tout en mettant à leur disposition les outils incitatifs nécessaires. Une obligation de
rénovation sera sans doute nécessaire.
1. Renforcer le conseil aux particuliers
La capacité à apporter conseils et accompagnement aux particuliers est essentielle pour le

passage à l’acte. Les conseils aux particuliers sont apportés par le réseau des Espaces–
Info-Énergie (250 EIE répartis sur toute la France et en DOM, soit 400 conseillers au total),
ainsi que par les centres ADIL, par les délégations départementales de l’ANAH ainsi que par
les CAUE.
53 / 297
La mise en place de guichets uniques et de plateformes territoriales de rénovation va dans
ce sens.
2. Développer la formation
Le dispositif FeeBAT a permis de former 50 000 artisans et entrepreneurs du bâtiment

(novembre 2012), un nombre encore limité en comparaison des 640 000 salariés des
entreprises du bâtiment ;
20 plateformes régionales de formation pratique PRAXIBAT sur l’isolation, la ventilation et

l’éclairage sont opérationnelles et 64 plateformes supplémentaires sont prévues pour 2013.
Plusieurs centaines de plateformes PRAXIBAT seraient nécessaires pour disposer d’une
couverture nationale suffisante.
La mention « reconnu Grenelle Environnement » permettant d’identifier les professionnels

compétents pour la réalisation de travaux d’efficacité énergétique ou d’installation d’énergie
renouvelable existe depuis le 9 novembre 2011. Appliquée à des qualifications d’entreprises,
RGE atteste du respect d’un certain nombre de critères objectifs et transparents, notamment
la formation d’une partie du personnel, l’audit systématique de certaines réalisations de
l’entreprise et l’accréditation par le COFRAC des organismes certificateurs délivrant les
signes de qualité.
Par ailleurs, le niveau de formation des formateurs dans les cursus initiaux et continus
constituant un frein supplémentaire à la montée en compétence des artisans, il est important
de multiplier les plateformes de formation PRAXIBAT sur le territoire, pour parvenir à
plusieurs centaines de plateformes opérationnelles, de développer les formations de
formateurs et augmenter le nombre de centres de ressources régionaux BEEP pour les
professionnels, de renforcer le dispositif actuel de formation aux audits énergétiques.
3. Mettre en place une ingénierie financière de la réhabilitation
L’amélioration énergétique du parc des bâtiments existants fait l’objet de différents dispositifs
incitatifs, principalement sous forme d’outils financiers : crédit d’impôts développement
durable, exonération de taxe foncière sur les propriétés bâties, dégrèvement de la taxe
foncière sur les propriétés bâties, TVA à taux réduit, éco-prêt à taux zéro, éco-prêt de la
CDC au logement social, prêt de la CDC à la réhabilitation, prêt action logement (1%
logement), prêt accession sociale, éco-prêt bancaires, certificats d’économies d’énergie, bail
à la réhabilitation, contrat de performance énergétique, contribution du locataire, bonus de
coefficient d’occupation des sols…
Ces dispositifs très variés sont spécifiques :
 ils s’appliquent selon les cas aux propriétaires occupants, aux propriétaires non-
occupants, aux locataires, aux bailleurs sociaux, aux collectivités territoriales ou aux
entreprises ;
 ils sont variables dans le temps et les aides financières apportées peuvent être très
différentes selon les années, à l’image du CIDD ;
 ils sont gérés par des organismes séparés et les dossiers à constituer sont
également différents, ce qui conduit à des difficultés d’accès, notamment de la part
des particuliers.
C’est pourquoi la réalisation du scénario suppose des conditions permettant :

54 / 297
- de favoriser l’émergence de plateformes locales de rénovation énergétique, apportant
un service complet aux particuliers et aux petites collectivités, sous la forme d’audits,
d’ingénierie financière, y compris tiers financement, de programmation et de pilotage
des travaux ;
- d’impulser une évolution des certificats d’économies d’énergie plus favorables aux
réhabilitations globales, aux actions réalisées auprès des ménages en situation de
précarité énergétiques et aux collectivités.
L’autre série de mesure est d’ordre législatif et réglementaire et doit permettre d’enclencher
une véritable dynamique en faveur de la rénovation thermique des bâtiments.
4. Développer une offre de rénovation à grande échelle
Quel que soit leur niveau de performance énergétique, il n’existe pas de réglementation
obligeant à des travaux de réhabilitation énergétique pour les bâtiments existants.
La réglementation thermique de l’existant n’impose qu’un niveau minimal de performance

énergétique des composants mis en œuvre pour des réhabilitations partielles ou un niveau
de performance énergétique d’ensemble pour des réhabilitations complètes (seulement pour
les bâtiments de surface supérieure à 1000 m² et pour lesquels le coût de la réhabilitation
énergétique est supérieur à 25% de la valeur du bien).
Le diagnostic de performance énergétique est obligatoire pour toute transaction (vente ou

location). Il fournit entre autres le niveau de performance énergétique du bien (étiquette
énergie). Cependant, il n’est pas opposable et se limite à une information utile pour le futur
acquéreur.
C’est pourquoi l’atteinte du scénario de l’ADEME serait facilitée par les mesures suivantes :
. Conditionner les aides aux audits énergétiques à la réalisation des travaux dans des
délais convenus et au suivi des performances énergétiques sur quelques années ;
. Soutenir le développement d’une fonction d’améliorateur de logements, notamment

dans le cadre de plateformes locales de rénovation énergétique ;
. Promouvoir l’usage du bois pour les opérations de réhabilitation énergétique,

notamment pour des surélévations et des extensions permettant des réhabilitations
énergétiques à coût zéro.
5. Envisager des obligations de travaux
- Engager des réflexions préparatoires qui permettraient de proposer des modalités

pour la mise en place à terme d’une obligation de travaux de réhabilitation
énergétique dans les logements, telles que :
. imposer des travaux élémentaires sans regrets à l’occasion de transactions

immobilières ;
. prévoir un dispositif de modulation de la taxe foncière ou des taxes liées aux

mutations sur les ventes de bâtiments énergétiquement obsolètes ;
55 / 297
. réglementer sur la performance globale, selon le climat, progressivement sur 10 à
15 ans par type de parc.
2.1.7. Bilan global du scénario de l’ADEME pour le secteur «Batiment et organisation

urbaine»
Mtep 2010 2030
Consommation
66,5 51,1
totale
Par vecteur :
2010 2030
1,0
Autres PP 10,0 1,4
Déchets 0,0 0,0
Charbon 0,3 0,1
66,5 51,1
56 / 297
2.2. Evolution du secteur des transports et de la mobilité
Synthèse des principaux déterminants
- Maintien de la mobilité individuelle et stagnation des trafics à leurs niveaux de 2010.
- Report modal du véhicule particulier vers les services de mobilité (soit réalisés par les
citoyens eux-mêmes, soit réalisées par un opérateur), vers le transport collectif et vers les
modes actifs.
- Pénétration progressive du véhicule électrique notamment au travers des services de

mobilité.
- Sur le transport de marchandises, une politique volontariste en faveur de fret ferroviaire (à

50Gtkm) et maritime (à 12Gtkm).
- Baisse de près de 20% des consommations énergétiques du secteur des transports entre
2010 et 2030.
Le secteur des transports représente 1/3 de la consommation finale d’énergie en

France. Il est au premier rang en ce qui concerne la consommation de produits pétroliers
(dont il est dépendant à 96%), et est aussi le premier émetteur de CO2 en France avec 36%
des émissions nationales.
Sa part est élevée, voire prépondérante pour certains polluants (54% des NOx, CO et
particules notamment). Des pénalités pour non-respect de la réglementation européenne
pourraient être adressées à la France, en lien avec les impacts sur la santé que cette
pollution atmosphérique occasionne.
Le bruit et la congestion sont d’autres nuisances associées au secteur des transports.

Aujourd’hui, dix millions de personnes sont exposées à des bruits supérieurs à 65 dB, valeur
seuil à partir duquel une conversation normale entre deux personnes devient perturbée par
le bruit extérieur.
Le secteur des transports peut être divisé en deux grandes catégories : d’une part le
secteur du transport de passagers et d’autre part le secteur du transport de marchandises.
Le transport aérien est comptabilisé à part, et recouvre uniquement le transport aérien
domestique.
Consommation énergétique
2010
par type de transport (Mtep)
Public 1,59
Transport de passagers
Privé 27,28
Transport de marchandises 13,67
Transport aérien 1,49
TOTAL (Mtep) 44,03
2.2.2. Le transport de passagers
2.2.2.a. Contexte du secteur du transport de passagers

La rétrospective de la décennie 2000-2010 peut être résumée comme suit :
57 / 297
- un marché français qui se maintient tant bien que mal autour de 2,1 M unités/an, qui
s’explique par la domination encore forte des modes d'usages en possession : une offre de
véhicules majoritairement polyvalents, et qui bénéficie d’un soutien de l’Etat selon les
années, par des opérations type « prime à la casse ».
- une diésélisation qui se poursuit mais dont l’augmentation ralentit (avec un parc à près de
75% diesel)
- un décollage marqué des ventes de véhicules hybrides essence, et une première apparition
de véhicules hybrides diesel. L’entrée dans le marché s’effectue par des véhicules
polyvalents et appartenant aux segments les plus hauts.
- un décollage plus lent des véhicules électriques soutenu comme on le sait par des achats
d’entreprises avec une incitation de l’Etat.
- une place marginale pour les véhicules au gaz naturel véhicule (GNV) traduisant le peu
d’offres en véhicules et surtout l’absence de déploiement d’un réseau de distribution.
- une diffusion des véhicules Flexfuel (multicarburants) qui émerge en 2007, traduisant l’offre
commerciale catalogue consentie par les constructeurs en réponse aux commandes
publiques (nationales, mais aussi à l’échelle du continent européen), mais qui reste à des
volumes très limités.
Répartition des flux de voyageurs en 2010
Longue
Urbain Périurbain
distance
Véhicule individuel 76% 84% 68%

Véhicule serviciel - - -
Transport Collectif
6% 7% 8%
(bus, car)
Transport collectif
8% 7% 24%
(fer, tram)
Vélo 4% 1% 0%
2RM 6% 1% 0%
2RM serviciel - - -
Par ailleurs, l’Union Européenne s’est fixée (règlement 443/2009) l’objectif de faire baisser
les émissions de CO2 des véhicules mis en vente sur son territoire. Ainsi, en 2020, la
moyenne des émissions de CO2 de véhicules neufs devra être inférieure à 95gCO2/km,
avec un point de passage à 130gCO2/km en 2015.
2.2.1.b. Vision de l’ADEME pour le transport de passager

Le transport de passagers une composante essentielle du développement durable et se
situe à la croisée d’enjeux :
- énergétiques et environnementaux : pour l’automobile, les objectif du Grenelle de

l’Environnement sont ambitieux, avec un parc français à 130 g en 2020 contre 169 g
aujourd’hui ; la réduction de 20% des émissions de gaz à effet de serre en 2020 et le facteur
4 en 2050. A cela s’ajoutent les enjeux spécifiques de la directive européenne (130 g en
2015) et un objectif encore plus ambitieux de 95 g en 2020.
58 / 297
- sociaux : accès à la mobilité pour tous (l’accessibilité aux transports publics : zones non
couvertes par les transports collectifs, enclavement de certains quartiers, personnes à
mobilité réduite), précarité énergétique dans les transports : dépendance à l’automobile
(absence de choix, risque de rupture)
- territoriaux : organisation du développement urbain et des modes de vie.
- économiques : poids du secteur automobile dans l’industrie, poids des autres secteurs
(ferroviaire, fluvial, aérien, maritime) dans l’économie.
i. Hypothèses retenues concernant les évolutions du besoin global de mobilité

Les hypothèses prises dans le scénario de l’ADEME concernant l’évolution du besoin de
mobilité sont les suivantes :
- un accroissement modéré du volume global de déplacements en véhicule individuel : 790

Gvoy.km en 2030, contre 711 Gvoy.km en 2010, en raison de l’effet démographique, des
contraintes économiques (prix du baril), fiscales, réglementaires (réglementation d'accès au
centre ville pour les véhicules polluants, péage urbain) ou environnementales qui pourraient
s’accentuer, et du développement des téléactivités. Ainsi, la mobilité en véhicule individuel
est globalement constante sur la période.
Mobilité (milliards de voyageurs * km) 2010 2030
Véhicule particulier 711 790
Véhicule utilitaire léger 150 170
Bus / car 49 52
Fer 100 138
- une quasi stabilisation des trafics exprimés en véhicules.kilomètres, compte tenu de

l’accroissement du taux de remplissage des véhicules.
Trafics (milliards de véhicules* km) 2010 2030
Véhicule particulier 450 440
Véhicule utilitaire léger 50 60
Bus/car 2,2 3
Fer 0,8 1
- si les « téléservices » et les centres de proximité ont vocation à se développer (télétravail,

téléconférences, formalités et achats à distance, etc.), leur impact n’a pas été directement
intégré à l’exercice Ademe 2030.
ii. Hypothèses retenues concernant l’offre de transport
59 / 297
Sous l’effet conjoint de plusieurs contraintes et du développement d’alternatives, la
place traditionnelle de l’automobile dans la palette de solutions de mobilité change en France
et en Europe.
En effet, des véhicules conçus pour intégrer une mobilité servicielle peuvent voir leurs
caractéristiques (puissance installée, vitesse maximale, accessoires) et architectures
précisément modulées pour répondre aux usages pour lesquels ils seront employés.
1. La voiture et les services de mobilité
L’image de la voiture chez les Français change : seulement 18% des Français
associent la voiture à l’idée de liberté. Chez les moins de 35 ans, cette proportion atteint
péniblement les 10%, contre 25% pour les plus de 65 ans. (Etude Ifop, 2010). 73% des
Français estiment que l’automobile est un objet qui s’est banalisé et 54% pensent que la
voiture est avant tout un « outil fonctionnel de transport » (Source : enquête Ifop pour
AramisAuto.com).
Il apparaît ainsi un découplage possible entre la possession exclusive d’un véhicule

individuel et la capacité d’être mobile. Cette transition est importante pour de nombreux
acteurs, dont les constructeurs automobiles, mais également les opérateurs de transports
publics ou les collectivités. En considérant l’intégralité des systèmes de mobilité, il est
proposé de concevoir et produire autrement les automobiles du futur, en les intégrant dans
des offres de mobilités multimodales, pour qu’elles soient mieux utilisées et partagées.
Ces exemples de mobilité existent déjà, mais en dépit de l’intérêt grandissant que l’on
observe pour certains d’entre eux (covoiturage, vélo partagé, téléservices), leur importance
est encore modeste dans la mobilité en France.
Nous faisons donc dans l’exercice l’hypothèse que, sous l’impulsion des jeunes
générations, du développement des outils numériques et du déploiement d’une offre
compétitive, le paradigme de la voiture possédée changera progressivement au profit d’un
service de mobilité qui prendra une part de plus en plus importante au cours de la décennie
2020-2030.
Les prémices de cette transition au niveau de la mobilité s’observent déjà :

- modification des comportements d’usages des véhicules (partages, services et plus
uniquement un modèle de possession), des particuliers de plus en plus exigeants (grâce
à l’accès aux données), des entreprises raisonnant en TCO (Total Cost Ownership) et
pas en mode « passionnel »
- évolution dans le budget des ménages : des tensions entre les postes de dépenses dont
certains nouveaux (ex : télécom), pourraient conduire des restrictions sur les
déplacements en mode individuel
- une ressource pétrolière de plus en plus chère, un ressenti négatif sur les variations de
prix (hausse perçue plus rapide que baisse à la pompe), des énergies alternatives de
plus en plus citées
- des technologies innovantes ayant pour certaines franchi la phase d’apprentissage du
cycle de développement d’une nouvelle technologie et pouvant se déployer (micro-
hybridation par exemple)
- des opportunités et un enjeu fort en faveur d’un positionnement industriel sur les
technologies liées aux nouvelles offres de mobilité (géolocalisation, véhicules
60 / 297
communicants, adaptation au cahier des charges d’utilisation, prédisposition à la
multipossesion…)
Des expérimentations de mobilité urbaine reposant sur une forte intermodalité et sur des
services sont actuellement conduites dans plusieurs villes de France avec le soutien de
l’ADEME dans le cadre des Investissements d’Avenir et préfigurent certaines solutions qui
pourraient se déployer à grande échelle.
Les petits véhicules urbains électriques et la mobilité durable

soutenue par les Investissements d’avenir
Il s’agit notamment d’aider au déploiement massif de la voiture électrique (objectif de 2

millions de véhicules en circulation en 2020) : conception des véhicules, aide au déploiement
de bornes de recharge, expérimentations sur l’utilisation de la voiture électrique. Le véhicule
électrique VELV développé par PSA et soutenu par l’ADEME est spécifiquement adapté à la
ville et consomme 7 KWh/100 Kms. Il est particulièrement adapté à l’autopartage.
Le projet « Chrome » teste l’usage de voitures électriques dans une région transfrontalière
incluant l’Alsace et le Bade-Wurtemberg, avec le soutien d’industriels (EDF, Schneider
Electric, Siemens, PSA, Renault, Dalmler), afin d’aider à la mise en place de normes
communes européennes.
Un autre projet « Optimod’Lyon », qui réunit autour de la Communauté urbaine de Lyon 12

partenaires publics et privés dont IBM, Orange, Renault Trucks, Autoroutes Trafic, Véolia,
teste la mise en place de capteurs fixes et mobiles chargés de collecter et de consolider des
données sur tous les modes de déplacement, pour alimenter une plate-forme d’informations.
Celle-ci servira ensuite à expérimenter des services innovants : prévision de trafic à une
heure afin d’agir pour éviter la congestion, développement d’une application de navigation
en temps réel pour smartphone et mise au point d’un outil d’optimisation des tournées de
fret. On estime que ce projet conduira à une baisse de 200 000 tonnes de CO2 sur le Grand
Lyon.
L’exercice de l’ADEME s’appuie sur la mise en œuvre simultanée et coordonnée des

différentes solutions détaillées précédemment.
Les hypothèses suivantes sont retenues pour les services de mobilité (automobile en
partage, location courte et longue durée…) :
- un taux de remplissage plus élevé (1 véhicule serviciel pour 3 véhicules particuliers,

hypothèse conservatrice au regard du chiffre de 1 pour 9 observé aujourd’hui) ;
61 / 297
- un accroissement de la part modale de ces services (10% des voy.km en urbain, 10% en
périurbain et 5% sur longues distances) ;
- une efficacité énergétique plus élevée (consommation unitaire moyenne inférieure de

20%), les véhicules étant mieux adaptés aux usages ;
- une pénétration des motorisations alternatives et notamment une pénétration forte du

véhicule électrique dans les usages urbains par ce biais.
2. Les transports collectifs
Pour les transports collectifs, les hypothèses suivantes sont retenues :

- un accroissement du taux de remplissage (+30 à 50%), notamment en dehors des
périodes de pointe, en raison de l’aménagement des activités des entreprises et des
ménages ;
- l’utilisation des téléservices et de l’amélioration de l’interopérabilité entre les différents

modes de transport (amélioration résultant d’un usage accru des outils numériques).
3. Les modes actifs
Concernant les modes actifs, les hypothèses sont les suivantes :
- une augmentation de la part modale des modes actifs, notamment du vélo (10% en
2030), du fait de la mise en place de réseaux maillés d’itinéraires cyclables ;
- de règles favorisant les usages quotidiens du vélo (accompagnement financier

notamment) ;
- l’amélioration de l’interopérabilité du vélo avec les autres modes de transports.
Toutefois, ces évolutions se réaliseront plus ou moins rapidement avec des différences selon
les territoires, car elles vont de paire avec un processus d’aménagement qui privilégie le
renouvellement urbain par rapport à l’extension.
Longue
Urbain Périurbain
distance

Véhicule serviciel 10% 10% 5%
Transport Collectif
10% 10% 10%
(bus, car)
Transport collectif
10% 10% 30%
(fer, tram)
Vélo 10% 6% 0%
2RM 4% 2% 0%
2RM serviciel 2% 1% 0%
62 / 297
iii. Hypothèses retenues concernant les évolutions technologiques
Les hypothèses résultantes pour notre exercice sont une stagnation globale des ventes de
véhicules, avec toutefois une répartition différente entre acheteurs professionnels et
acheteurs particuliers : le scénario de l’ADEME retient ainsi l’hypothèse d’une baisse des
ventes pour les acheteurs particuliers à l’horizon 2030 compensée par une hausse des
ventes pour professionnels (services, entreprises, etc.)
Le marché s’orienterait par ailleurs globalement vers des véhicules plus petits, avec un
allègement général notamment grâce à l’arrivée progressive de matériaux composites entre
2020 et 2030.
Les évolutions envisagées sur chaque filière sont les suivantes :
1. Thermique et hybride non rechargeable
Concernant les véhicules thermiques, le scénario de l’ADEME repose sur les hypothèses
suivantes :
- une érosion marquée des ventes Diesel en particulier pour les petits véhicules Diesel par
renchérissement des fonctions de dépollution, limitation graduelle de l'avantage fiscal
TIPP SP vs GO, déficit d’image lié aux émissions actuelles de particules effet réel et
« psychologique » des restrictions de circulation, amélioration du score de consommation
des véhicules Essence.
- le maintien d’ici 2020 des ventes Essence en raison d’une compensation entre les gains
sur le Diesel et les pertes liées à l’essor principalement des véhicules hybrides, puis
baisse s’accentuant pour 2030 par généralisation du périmètre de l’offre des hybrides.
Ces éléments donnant, dans les ventes de véhicule, une pénétration des motorisations
thermiques Diesel (non hybrides) ramenée à approximativement 16% à horizon 2030 contre
72% en 2011 (volume de véhicules à faible contenu technologique), et une diffusion des
véhicules Essence (non hybrides) de l’ordre de 15% en 2030.
Concernant les véhicules hybrides non rechargeables, une diffusion accrue est possible,
s’avérant un compromis immédiatement utilisable pour les échéances 2020 et 2030 :
o Bénéficiant de l’expérience antérieure et de la renommée des pionniers
asiatiques ;
o Des contraintes réglementaires sur le CO2 et du souhait des acheteurs de
maîtriser leur budget véhicule ;
o D’un surcoût encore élevé pour les technologies plus pointues des Hybrides
Rechargeables, ou plus contraignante comme le VE ;
o D’une offre qui se diversifie avec les propositions d’hybride Diesel.
Ces éléments conduisent à une diffusion de plus en plus forte pour notre vision de ces
véhicules hybrides non rechargeables, en premier lieu des hybrides Essence (28% en 2030),
et une tendance similaire bien qu’atténuée pour les Diesel (compte tenu du coût complet de
ce type de chaîne de traction (9% en 2030) ;
2. Hybride rechargeable et électrique pur

63 / 297
Le scénario de l’ADEME fait l’hypothèse d’un décollage des ventes des technologies bas
CO2 à énergie non fossile : VHR, VE RE et VE en raison :
o du changement de modèle de stricte possession des véhicules et de
l’émergence de services de mobilité ;
o de l’attractivité du prix de l’énergie et de l’émergence d’une offre de recharge
dans les grandes agglomérations ;
o de la prise de conscience des utilisateurs de l’impact environnemental mais
aussi du poids financier du poste déplacements dans le budget des ménages
et des entreprises ;
o de l’existence probable d’incitations lisibles de l’Etat ;
o de l’influence grandissante des consommateurs par accès et partage des
informations réelles sur les performances et impacts des véhicules.
Il sera probablement utile d’accompagner la progression de la flotte par des mesures

incitant aux recharges hors pointes (mesures tarifaires ou intelligence de charge). Ceci
permettrait d’aboutir à une bonne intégration du véhicule à motorisation électrique au sein du
réseau électrique en modifiant le profil moyen de charge pour un véhicule. Le mode de
charge serait normal ou semi rapide pour les flottes professionnels et les services de
mobilité, et lent, car largement de nuit (soit 3kVA), pour les véhicules privés.
Ainsi, nous prévoyons un décollage du marché des Véhicules Rechargeables : VE, VE RE et

VHR, avec un décollage plus important des véhicules bi énergies (VE Range Extender et
Hybrides Rechargeable) offrant plus de polyvalence avec 22% des ventes en 2030, et un
décollage réel du VE pouvant satisfaire le besoin des urbains et des entreprises dont les
nouveaux services de mobilité (10% en 2030) ;
3. Les autres motorisations
Le scénario de l’ADEME n’envisage pas de décollage des ventes des technologies à

carburants alternatifs GPL, GNV ou E85.
- Le GPL
Le scénario fait l’hypothèse d’un fort reflux provenant de
o contraintes CO2 et incitations fiscales orientent les acheteurs vers des
énergies d'origines non fossiles
o les choix d’investissement des constructeurs pour des technos VE/VH/VHR
par exemple, ne permettent pas (plus) de proposer une offre GPL en plus des
MCI conventionnels
- Le GN et le biogaz
Ce vecteur énergétique, à peu près équivalent au carburant liquide classique en ce qui

concerne les émissions de CO2 est meilleur que ce dernier pour ce qui est des émissions de
particules (il présente des avantages pour répondre aux problèmes liés à la mauvaise qualité
de l’air). Si le vecteur gaz présente un fort potentiel notamment par la montée en puissance
du biogaz, aucun décollage significatif n’est envisagé à l’horizon 2030 :
o absence d’une politique d’investissement massive en station de compression,
et en conséquence, peu d’offre constructeur ; toutefois, une partie de ce
64 / 297
maillage pourrait être induit par le développement progressif de ces véhicules
dans les flottes de pays frontaliers. A cela peut venir s’ajouter les véhicules
légers de ces entreprises (flottes captives).
o à l’horizon 2030, nous faisons l’hypothèse que le marché est avant tout
professionnel et que le marché grand public est encore embryonnaire.
Toutefois, la montée en puissance de la méthanisation (productrice de biogaz
« propre » car issu d’un cycle court de carbone) et la baisse progressive de la
consommation de gaz dans les bâtiments (pour le chauffage) offrent à ce
vecteur énergétique un potentiel extrêmement intéressant à plus long terme.
- Les biocarburants liquides
Suite à diverses études sur l’impact de la production de biocarburant sur l’effet de
serre, notamment celles menées par l’ADEME, il s’avère que les bilans favorables élaborés
dans un premier temps sans tenir compte du changement d’affectation des sols, direct et
indirect, sont assez fondamentalement remis en question, notamment concernant le
biodiesel. L’objectif 2020 français d’introduction des biocarburants est de 3,5 Mtep dans le
cadre du PNAER, et de 4 Mtep dans le cadre du Comop 10 du Grenelle.
Ainsi, les quantités de biocarburants évoquées en 2030 sont à considérer plutôt

comme des additifs de formulation aux carburants classiques « thermiques » que comme
des vecteurs nécessitant des adaptations spécifiques des moteurs, les constructeurs et
pétroliers demandent des carburants dits « drop-in » ne nécessitant pas d’adaptation
spécifique des moteurs.
- L’hydrogène
Nous ne prévoyons donc pas de diffusion significative du vecteur énergétique Hydrogène

aux horizons 2020, 2030. Tout au plus des expérimentations en grandeur réelle ne
dépassant pas quelques milliers de véhicules.
- technologie et durabilité de la pile à combustible non éprouvés. Voie

technologique qui doit encore passer par des étapes de démonstration ;
- approvisionnement en hydrogène problématique, limitant le marché potentiel à
des expérimentations locales ou à utilisation pour de l’approvisionnement
électrique d’appoint (auxiliaire) et non propulsion du véhicule ;
- contrainte réglementaire et absence de réseau d’approvisionnement qui plaide
pour des premières expérimentations pour des utilisateurs d’entreprises et non le
grand public.
Bilan sur les ventes de véhicules en 2030 :

Principales ventes Parts des
gCO2/km Milliers
2030 ventes 2030
Diesel 85 305 16%
Essence 95 303 15%
Hybride Diesel 50 171 9%
Hybride Essence 60 540 28%
GNV 95 10 1%
VHR + VE RE 30 432 22%
VE 0 196 10%
TOTAL 49 2 millions
65 / 297
Bilan sur le parc de véhicules :
Principaux types de véhicule Milliers Parts 2030

Diesel anté 2012 5 900 17%
Essence anté 2012 2 200 6%
Diesel 13 300 37%
Essence 5 600 16%
Hybride Diesel 1 200 3%
Hybride Essence 3 400 10%
Véhicule hybride rechargeable 2 400 7%
Véhicule électrique 1 300 4%
Parc total 2030 35 millions
gCO2/km 100
La consommation moyenne du parc de véhicules en 2030 est la suivante :

2010 2030
Véhicule thermique 6,4 L / 100km 4,6 L / 100km
Véhicule thermique serviciel - 3,9 L / 100lm
Véhicule électrique - 15 kWh / 100km
Véhicule électrique serviciel - 10 kWh / 100km
2.2.1.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour la mobilité individuelle
Ventes 2010 Ventes 2030 Parc 2010 Parc 2030
Thermique 100% 68% 100% 89%
Hybride
0% 22% 0% 7%
rechargeable
Electrique 0% 10% 0% 4%
Total Parc 2,2 millions 2 millions 35 millions 35 millions
gCO2 / km 127 49 165 100
Dans les années à venir, l’automobile verra son rôle évoluer naturellement,
notamment en zone urbaine, au regard de l’évolution des transports publics et des différents
services de mobilité (autopartage, covoiturage, location - à la fois au niveau des
professionnels et des particuliers). Toutefois, il conviendra d’accompagner ces évolutions
afin de leur permettre de se déployer le plus efficacement possible. Ces évolutions mettront
du temps à pleinement intégrer le paysage urbain : elles nécessitent un public large et
réceptif, disposant d’outils technologiques modernes facilement utilisables, et une
infrastructure suffisamment dense pour permettre une acceptabilité forte par les usagers.
66 / 297
Dans les zones urbaines, en complément des modes actifs et des modes collectifs, la
voiture serait de préférence « louée » dans des stations d’autopartage, géré par un
professionnel qui mettrait également à disposition de ses « abonnés » un véhicule thermique
ou bi-motorisé pour les trajets plus longs.
Dans le périurbain (bassins de vie à faible densité) : la petite voiture serait utilisée
pour les déplacements quotidiens de proximité avec, si nécessaire, la mise à disposition,
entre particuliers, par le vendeur ou le loueur, d’une voiture de capacité plus importante, plus
adaptée aux trajets longue distance.
2010 2030
Public 1,59 1,8
Privé 27,28 19,2
2.2.2. Le transport de marchandise
2.2.2.a. Contexte du transport de marchandises

L’évolution du transport de marchandise est fortement corrélée au PIB et à
l’accroissement démographique. Ces dernières années, l’écart entre les objectifs fixés pour
ce secteur et les résultats constatés a augmenté année après année sur les principaux
points : réduction d’émissions de polluants (respect des plafonds d’émissions et pénalités
européennes), réduction d’émission de GES (facteur 4), et diversification énergétique.
2.2.2.b. Vision de l’ADEME pour le transport de marchandises
i. Hypothèses retenues concernant les évolutions des tonnes transportées

Le transport de marchandises dans l’exercice de prospective, étant donné son
cadrage macroéconomique (+1,8% de croissance par an, scénario fécondité haute, niveau
élevé de production industrielle), continue à progresser jusqu’en 2030.
L’évolution prise dans le scénario mise toutefois sur une décorrélation progressive de
la croissance des tonnes de marchandises transportées avec l’évolution de la croissance
économique, par des gains logistiques, sur le retour à vide, et sur l’écoconception des
produits par exemple.
Gtkm 2010 Gtkm 2030
Tonnes transportées 382 459
En effet, si des optimisations existent, notamment pour le transport urbain de

marchandises, l’accroissement global du transport de marchandises d’ici 2030 semble
difficile à endiguer et les hypothèses de cadrage apparaissent très structurantes à cet
horizon.
ii. Hypothèses retenues concernant les évolutions modales et les infrastructures

67 / 297
Sur la base des données actuelles (notamment issues du projet FIDES-PREDIT pour
la route et FRET2030 pour tous les modes), des gains sont envisageables par filière en
instaurant les combinaisons optimales taxe/quota/incitatiion agissant à la fois sur l’offre de
transport, la demande, les technologies et les modes d’organisation.
1. Le transport routier de marchandise
Dans le domaine du transport routier, les poids lourds sont actuellement le maillon
central puisqu’ils transportent la grande majorité des marchandises répondant à nos besoins,
faisant ainsi vivre notre économie.
Malgré des performances énergétiques moins bonnes que sont les voies ferrées et
navigables, le transport routier s’est imposé grâce à sa flexibilité, sa rapidité et donc sa
rentabilité.
Au regard des progrès réalisable sur ce mode, l’efficacité énergétique des camions
peut être améliorée de 20% d’ici 2030.
2. Le fret ferroviaire et fluvial
Concernant le fret ferroviaire, il a fortement diminué au cours des vingts dernières

années pour atteindre 34 Gtkm en 2010, soit moins de 10% du flux total de marchandises-
kilomètres.
Les freins nationaux au niveau de la performance de l’activité fret de la SNCF ainsi que la
réforme portuaire sont cruciaux. Sans progrès sur ces deux postes, les objectifs du Grenelle
semblent difficilement atteignables dans les délais impartis.
Dans le secteur ferroviaire par exemple, à l’horizon 2030, l’assistance à la conduite,

améliorant ponctualité et consommation, devra permettre d’économiser 10% d’énergie à
matériel constant.
Les territoires vont jouer un rôle croissant dans l’organisation des circuits logistiques,
en développant des stratégies pour améliorer leur attractivité vis-à-vis des entreprises. La
compétition mondiale des principales villes ou métropoles en matière d’affichage (zéro
carbone en 2050, zéro fossile …) peut permettre de contrebalancer partiellement la
progression du transport routier au profit des modes ferrés et fluviaux.
D’autre part, une meilleure intégration des outils numériques peut permettre de
proposer, notamment aux PME mais également aux grandes entreprises, de puissants outils
d’aide à la décision pour choisir les lieux d’implantation des entreprises (bassin d’emploi,
coût énergétique pour déplacer les salariés et les matières) ou des entrepôts.
Mode de transport Gtkm 2010 Gtkm 2030
Route 340 397
Ferré 34 50
Fluvial 8 12
68 / 297
Total 382 459
2.2.2.c. Bilan du scénario de l’ADEME pour le transport de marchandises
Si le scénario suppose bien un report modal important, avec une remontée du fret ferroviaire
à son niveau d’il y a vingt et une augmentation de 50% du transport fluvial, ces conditions ne
semblent pas suffisantes, en l’état, pour permettre une réduction du transport routier de
marchandises.
2010 2030
Transport de marchandises 13,7 13,3

Le secteur des transports est un secteur très dynamique qui nécessite une politique
d’accompagnement et de régulation afin de faire tendre son développement vers des modes
et des usages plus vertueux énergétiquement.
Ainsi, un certain nombre de conditions peuvent être imaginées pour accompagner

l’évolution du transport de passagers :
- Créer des autorités locales organisatrices de mobilité et en donner la compétence aux

collectivités.
- Accompagner la mise en place de modèles d’affaires pour les services de mobilité
- Développer une fiscalité adapté (contributions employeur…) pour les modes actifs
- Accompagner et encadrer le développement d’une infrastructure de recharge électrique
- Simplifier l'usage et le paiement des transports publics (et autres modes), par exemple
en rendant compatibles les différents outils de paiement et de validation.
Et concernant le transport de marchandises :
- Suppression progressive des avantages fiscaux des transporteurs routiers
- Expérimenter, en fonction de chaque filière et territoire, des processus permettant de

construire une trajectoire crédible et souhaitable, en se focalisant sur les indicateurs
globaux (émissions de tonnes de CO2, consommation énergétique finale totale, etc.).
2.2.4. Bilan global de la vision de l’ADEME pour le secteur « Transports et Mobilité »

Evolution de le consommation énergétique totale du secteur (hors transport aérien
international et soutes internationales qui sont hors périmètre, et agriculture : tracteurs, etc.):
Mtep 2010 2030
Consommation 44,0 35,8**
69 / 297
totale
Par vecteur :
2010 2030
directs Biocarburants* 2,4 3,0
Autres PP 0,0 0,0
Déchets 0,0 0,0
Charbon 0,0 0,0
44,0 35,8**
* : il est exclusivement question de biocarburants liquides
** : la consommation énergétique affichée ici comptabilise la valeur énergétique consommée et ne
prend pas en compte de multiples comptages (comme prévu dans la directive EnR pour certaines
catégories de biocarburants par exemple).
2010 2030
Public 1,59 1,8
Privé 27,28 19,2
Transport de marchandises 13,67 13,3
Transport aérien 1,49 1,5
TOTAL (Mtep) 44,0 35,8
70 / 297
2.3. Evolution du secteur de l’alimentation, de l’agriculture et de
l’utilisation des sols
Synthèse des principaux déterminants-
Si les enjeux énergétiques liés à l’agriculture sont faibles, ceux en termes d’émissions de
GES (des sols et du cheptel notamment) sont importants.
- Poursuite des évolutions tendancielles de l’assiette alimentaire

- Réduction de 50% des pertes évitables et action volontariste sur la surconsommation ;
- Evolution progressive des modes de production agricole vers des systèmes agro
écologiques, de production intégrée moins consommateurs d’intrants et vers
l’agroforesterie ;
- Baisse de 23 % des consommations énergétiques du secteur de l’agriculture entre 2010 et
2030 ;
- Développement important de la méthanisation agricole ;
- Préservation de la qualité des sols avec notamment l’augmentation du stock de carbone ;
- Division par deux du rythme de l’artificialisation des sols sur la période 2010-2030 par
rapport au rythme actuel.
La France, par son climat favorable et son histoire, est un pays où l’agriculture joue un rôle
important, tant économiquement que culturellement. En chiffre l’agriculture représente : 58%
du territoire, 1 millions d’actifs, 67 milliards d’euros de CA et 527 000 exploitations. Les
industries agro-alimentaires (IAA) représentent : 10 000 entreprises dont 97% de PME,
400 000 emplois, 139 milliards d’euros de production et 33 milliards d’euros de valeur
ajoutée. Les métiers de l’alimentation (artisanat, commerce alimentaire de proximité,
hôtellerie, restauration) représentent également 300 000 entreprises soit 1,1 millions d’actifs
et 91 milliards d’euros de CA. Aussi, les enjeux environnementaux de l’agriculture sont
multiples et complexes.
Le secteur agricole consomme relativement peu d’énergie finale (2,5% de la consommation

finale nationale, soit 4 Mtep), mais contribue aux émissions de GES dans les mêmes
proportions que l’industrie ou le résidentiel-tertiaire (environ 21% des émissions nationales).
Contrairement aux autres secteurs d’activité, ces émissions sont principalement liées à des
processus biologiques et physico-chimiques complexes et peu maîtrisables (fermentation
entérique, stockage des effluents, fertilisation…). L’énergie consommée indirectement pour
la fabrication et le transport des intrants à la ferme (engrais et aliments pour l’élevage
notamment), contribue aussi largement à la dépendance énergétique du secteur.
L’efficacité présumée et la facilité de mise en œuvre des mesures d’atténuation de ces

émissions sont donc à évaluer et à pondérer au regard des contraintes techniques,
culturelles et naturelles propres à ce secteur d’activité (phénomènes biologiques,
géochimiques et pédoclimatiques).
L’agriculture répond à une demande alimentaire, priorité essentielle et évidente. Même si le

monde agricole et forestier participera activement aux défis de la transition énergétique
(approvisionnement en biomasse énergie, en biogaz, en surfaces disponibles pour l’éolien et
le PV….), les enjeux associés ne doivent cependant pas mettre en péril, la disponibilité en
71 / 297
produits alimentaires en quantité suffisante, d’excellente qualité sanitaire, et produits dans
des conditions environnementales et économiques durables.
Face à ces constats, l’un des enjeux de l’exercice a également été d’explorer des scénarios
de réduction des émissions nationales de GES tout en limitant les effets de reports, liés aux
échanges commerciaux et aux changements d’affectations des sols, directs ou indirects.
L’hypothèse forte d’un lien direct entre l’évolution des régimes alimentaires de la population
française et de son agriculture est également faite. Ce point sera à affiner pour mieux
prendre en compte l’évolution des importations et des exportations.
Soulignons que le secteur agricole se démarque des autres secteurs d’activité. Les
scénarios proposés ici s’appuient sur les connaissances actuellement disponibles et sont,
naturellement, soumis à de fortes incertitudes. Les recherches actuellement en cours,
notamment à l’agence et avec ses partenaires du secteur, permettront d’affiner
progressivement ces scénarios, voire de les faire évoluer avec la mise au point ou la
validation de nouveaux systèmes de production adaptés à ces multiples enjeux.
2.3.1. Les besoins alimentaires

Traiter de l’alimentation dans le cadre du présent exercice prospectif, part du principe que
les modes de consommation et comportements alimentaires ont une influence forte sur les
évolutions possibles (et/ou souhaitables) de l’agriculture et des industries agro-alimentaires
françaises, et donc de leurs impacts sur l’environnement et en particulier les émissions de
GES.
Que l’on considère l’alimentation sous l’angle de l’ensemble de la chaîne alimentaire

française (périmètre des productions, transformations et consommations sur le territoire
national) ou de l’empreinte carbone de l’alimentation des français (intégrant les phénomènes
d’imports et donc d’impacts induits), son « poids carbone » oscille entre 20 et 30% des
émissions nationales. Les différents exercices prospectifs conduits sur la question agricole
mettent en évidence que l’atteinte des objectifs nationaux / internationaux en terme
d’atténuation des émissions de GES à l’horizon 2050, nécessite une évolution, plus ou moins
marquée, des pratiques alimentaires.
2.3.1.a Contexte
Acte de consommation indispensable à la survie de l’individu, l’alimentation est un sujet
complexe, qui dépend de nombreux paramètres (sociaux, économiques, culturels, etc.).
Ainsi, les évolutions des comportements alimentaires reposent sur de nombreux facteurs,
tels que :
- des aspects culturels : de très grandes différences sont observées ne serait-ce qu’au sein
de l’Europe, dans les comportements alimentaires ; l’importance de l’héritage familial est
également mise en évidence, avec des orientations alimentaires marquées dès l’enfance
- un facteur « santé » essentiel, traduit à la fois par des recommandations (type PNNS /
Programme national Nutrition Santé), souvent connues mais pas forcément suivies, la
multiplication de compléments alimentaires, alicaments et autres produits allégés, les
récents épisodes de crises sanitaires…
- des contraintes économiques, jouant sur la nature et la qualité des aliments achetés, les
lieux d’approvisionnement ou de consommation ;
72 / 297
- des évolutions sociétales, avec la hausse du nombre de repas pris à l’extérieur,
l’augmentation de la part de produits transformés, le développement de la restauration
rapide etc. ;
- la tendance au vieillissement de la population, avec des différences de comportement
alimentaire fortes constatées selon l’âge, tant dans la manière de s’alimenter (nombre de
repas, durée, composition…) que dans les quantités ingérées (liées à l’évolution de
l’indice de masse corporelle = IMC, selon l’âge).
Par ailleurs, afin d’estimer les besoins de production agricole pour répondre à la demande
alimentaire, il est nécessaire de pouvoir répondre à plusieurs questions-clés :
- quelle est la consommation individuelle « de base », en tenant compte de la
surconsommation (calories, protéines etc…), en fonction de l’âge, du poids…?
- comment répond-on à ces besoins (quels aliments de base, origine des aliments, aliments
plus ou moins transformés, consommation au domicile/hors domicile, cuisson etc…) ?
- comment évoluera le niveau de pertes / de gaspillage à chaque étape de la chaîne
alimentaire ?
- quelle part des produits alimentaires (intermédiaires ou finaux) consommée en France est
importée ? Quelle part de la production alimentaire française (brute ou transformée) est
exportée ?
i. Quantités consommées
Les évolutions majeures du système alimentaire découleront donc au moins autant des
évolutions de la société, que des politiques susceptibles d’être mises en place. Un regard sur
les évolutions des comportements alimentaires ces dernières décennies met cependant en
évidence des évolutions et ruptures fortes possibles sur ces échéances. Quelques
tendances lourdes peuvent ainsi être observées sur les quarante dernières années :
- une forte baisse de la consommation de céréales et féculents ;
- une hausse de la consommation de fruits et légumes frais ;
- une baisse de la consommation de sucre ;
- une baisse de la consommation de vins (sauf AOC), et une hausse de la consommation
d’eaux minérales et de source ;
- une baisse de la consommation de lait frais, corrélée à une hausse de la consommation
de yaourts et produits laitiers transformés, et fromages ;
- une baisse de la consommation de viande rouge et une augmentation de la
consommation de viande blanche.
73 / 297
Consommation de quelques produits alimentaires, source : INSEE
Ces évolutions traduisent différents effets conjugués, notamment la hausse globale du

niveau de vie, l’effet des politiques publiques autour de la santé, et le développement de
l’offre notamment de produits transformés.
La consommation de viande nécessite une approche plus fine : la hausse tendancielle de la

consommation de viande depuis les années 50, liée à la hausse du niveau de vie, s’est
stabilisée dans les années 80-90, pour amorcer ensuite une baisse tendancielle qui devrait
se poursuivre (argumentaire « santé » lié à la surconsommation de viande, prise en compte
du bien-être animal…). La part relative des différents types de viande évolue au regard de
paramètres externes : crises sanitaires (« vache folle », « grippe aviaire ») et économiques
(baisse de la consommation de viande rouge au profit de la viande blanche, moins
coûteuse). La consommation totale apparente de viande (pertes inclues) se situe ainsi
aujourd’hui aux alentours 95 à 100kg.équivalent carcasse par personne et par an, soit
environ 265 grammes par personne et par jour (ce qui représente entre 150g et 200g/j/pers
de viande dans l’assiette).
74 / 297
Le lien entre nutrition et santé est aujourd’hui avéré, et les politiques nationales de nutrition
(Programme National Nutrition Santé, Plan Obésité) ont pour principal objectif d’améliorer la
santé des français et de limiter les maladies induites, notamment l’obésité, les maladies
cardio-vasculaires et certains cancers. Dans une moindre mesure, le Plan National pour
l’Alimentation intègre également certains enjeux « santé ».
Les questions de nutrition englobent à la fois les questions d’alimentation (calories ingérées)
et l’exercice physique (calories dépensées selon le mode de vie), surtout concernant les
conséquences cardio-vasculaires d’apports déséquilibrés au regard du niveau d’activité de la
personne.
La montée de l’obésité, notamment dans les milieux défavorisés, constitue un réel enjeu de
santé publique. Si la France reste à un niveau plus faible que les USA ou l’Angleterre, la
progression de l’obésité et du surpoids est préoccupante. Un signe positif est toutefois la
stabilisation observée de l’obésité infantile en 2010, qui reste cependant à pérenniser.
ii. Modes de consommation

L’évolution des modes de vie (travail des femmes, éloignement domicile – travail) a conduit à
des évolutions fortes des modes de consommation alimentaire. En 2008, 17% des repas
sont consommés hors domicile, dont la moitié en restauration collective et la moitié en
restauration commerciale. Cette tendance pourrait se poursuivre au regard de la situation
d’autres pays (1/4 au Royaume Uni, 1/3 aux USA).
75 / 297
Proportion des repas consommés hors domicile en France, source : Gira Food service
La restauration rapide connaît notamment un essor important, représentant 72% de la

fréquentation de la restauration et une hausse de 66% de son chiffre d’affaires entre 2004 et
2011 (source : Gira Food Services).
Le niveau d’élaboration des produits alimentaires évolue, avec de plus en plus de produits
transformés (+5% par an depuis 20 ans selon l’INSEE). Ainsi, la part des produits agricoles
dans les dépenses alimentaires des français est passée de 50% dans les années 80, à 25%.
Les modes d’approvisionnement évoluent peu depuis 2001 : 70% des courses alimentaires
sont effectuées dans des grandes surfaces à dominante alimentaire, 5% dans des petites et
moyennes surfaces, 14% dans des commerces de détail et les magasins spécialisés, 7% au
marché ou auprès de producteurs. Le seuil des 1000 « drive » a été franchi en 2012 et cette
tendance peut laisser augurer de nouvelles pratiques de consommation, notamment en
termes d’approvisionnement ce qui pourrait avoir un impact sur le secteur des transports,
traité dans le chapitre précédent.
Malgré tout, les principales caractéristiques du modèle alimentaire français semblent

perdurer : 3 repas par jour pris à heures fixes, en famille, temps de préparation et durée du
repas élevés, repas structuré avec 2 ou 3 composantes prises dans l’ordre, importance
accordée au goût des aliments, convivialité autour de l’alimentation etc. (source : INCA2).
Quelques phénomènes émergents sont également à souligner au travers des produits

certifiés « durables », comme l’agriculture biologique ou le commerce équitable. La
démocratisation des produits issus de l’agriculture biologique est une réalité, avec 20% des
français déclarant consommer un produit « bio » au moins une fois par semaine (source :
agence BIO, DPmai2012). Cependant, ce marché ne représente que 2 % du marché
alimentaire total (4 milliards d’euros en 2011, x4 depuis 2001). Porté par le Grenelle de
l’environnement, le marché du « bio » pourrait atteindre 10% (tendanciel) ou 20% (objectif
Grenelle pour les surfaces en AB en 2020) des ventes en 2030.
Le commerce équitable reste cantonné à quelques produits (7% du café arabica, 2% thé, 1%
chocolat) pour un chiffre d’affaire marginal (0,3 milliards d’euros en 2010). Parallèlement,
labels et appellations sur les produits se multiplient, ajoutant un niveau de complexité aux
choix du consommateur : production « locale », label « petits producteurs », protection de
l’environnement (« sans pesticide »…) et santé (« riche en omégas 3 », etc.).
76 / 297
iii. Importations et exportations
L’agriculture française produit à 69% pour le marché français, à 23% pour l’Europe et un peu
plus de 7% vers le reste du monde. Globalement, qu’il s’agisse de produits bruts ou
transformés la France est exportatrice nette de produits agricoles. Les produits agricoles et
alimentaires sur lesquels la France est importatrice nette sont principalement des produits
bruts ou transformés ne pouvant pas être produits en France métropolitaine (thé, café,
chocolat, fruits exotiques, agrumes…), des fruits et légumes consommés hors saison, et des
produits pour l’alimentation animale, notamment des tourteaux de soja. Les principales
exportations françaises de produits agro-alimentaires sont (par ordre d’importance en euros
de chiffre d’affaire) : les boissons, vins et alcools, les céréales et produits à base de
céréales, le lait et les produits laitiers, les viandes et abats.
2.3.1.b. Vision de l’ADEME sur l’évolution des besoins alimentaires

Les gisements de réduction des émissions de GES liés à l’alimentation sont de deux ordres :
réduire les quantités produites qui ne sont pas utiles (qui conduisent à une surconsommation
et/ou des pertes), et réduire l’impact des modes de production et d’approvisionnement.
i. Hypothèses retenues concernant l’ajustement des apports alimentaires aux besoins

L’adaptation de l’alimentation aux besoins réels des individus n’est pas uniquement un enjeu
environnemental, mais avant tout un objectif sanitaire. En effet, actuellement, la
consommation d’un français est évaluée, en énergie ingérée, à 3500 kcal/jour, alors que le
besoin moyen est de 2700 kcal/jour (données FAO, basées sur un bilan
d’approvisionnement). Un ajustement simple de cette valeur permettrait un gain théorique de
30% des GES sur le poste « alimentation ». Une limitation de la surconsommation
présenterait ainsi d’autres avantages en termes de santé publique sur l’obésité et les
maladies associées.
Les politiques de santé actuelles vont plus dans le sens d’une augmentation de l’activité
physique, insuffisante pour une part de la population, pour que le besoin énergétique soit en
adéquation avec les quantités ingérées (« mangez bougez »), que dans le sens d’une plus
grande sobriété dans l’assiette.
ii. Hypothèses retenues concernant l’ajustement des régimes alimentaires

Dans la pratique il est indispensable de regarder plus précisément la composition de
l’assiette, l’énergie ingérée étant un indicateur insuffisant pour caractériser la qualité
nutritionnelle d’un régime. En effet l’étude INCA 2 met notamment en évidence un écart
important entre les recommandations en apports nutritionnels (ANC), et les apports réels.
D’après cette étude, les adultes consomment chaque jour 2,8 kg d’aliments et de boissons
(50% de chaque). Ces aliments se répartissent en 44% de glucides, 39% de lipides et 17 %
de protéines, alors que la ration recommandée comporte 50-55% de glucides (notamment
complexes : pain, céréales par opposition aux glucides simples actuellement
surconsommés), 35-40% de lipides et 11-15 % de protéines.
Afin d’évaluer les impacts des consommations alimentaires, il est nécessaire de calculer les
impacts pour chaque produit consommé puis de les agréger en fonction des régimes
alimentaires des individus. Différents travaux sont disponibles, avec des périmètres,
méthodologies différents… qu’il est donc difficile de comparer. Les travaux conduits dans le
cadre de l’affichage environnemental des produits, et notamment le programme Agribalyse,
visant à élaborer une base de données d’indicateurs environnementaux pour les produits
77 / 297
d’origine agricole, devraient améliorer cet aspect. Dans cette attente, les études à disposition
sont soit des ACV dédiées à un produit particulier (voir le document « ACV de produits
agricoles / ADEME) soit quelques études plus générales (Bilan Carbone Casino, Etude
FCD/ANIA/ADEME, Greenext…)
Si on considère les émissions de GES uniquement, certains produits (viande, fromages…)

ont un impact carbone plus élevé que d’autres (féculents, fruits) rapportés à l’unité de
masse. Toutefois, la diminution d’un composant du régime nécessite de se poser la question
de son remplacement (par quel produit, et dans quel objectif : isocalorie, isoprotéine…).
Par ailleurs, la complexification des plats ingérés (plats préparés issus de l’industrie
agroalimentaire) rend complexe l’évaluation de l’impact carbone d’une assiette type en
raison de la diversité des recettes…
L’étude « Impact carbone des régimes alimentaires » conduite par l’INRA avec le soutien de
l’ADEME en 2011, a permis de déterminer un « profil carbone moyen » de l’alimentation des
français, mettant en évidence que plus de la moitié de l’impact carbone vient des produits
issus de l’élevage (viande – œufs –poissons) :
autre
Impact carbone des régimes alimentaires boissons
fruits et légumes
6000,0
féculents
5000,0
desserts et sucre
en g CO2/jour
4000,0
plats préparés - snacks
3000,0 matière grasse animale
2000,0 fromage
1000,0 lait et laitages
œuf
0,0
femmes hommes poisson et crustacés
viande - charcuterie
Cette étude met en évidence d’une part qu’on ne peut pas établir de corrélation simple entre
la qualité nutritionnelle d’un régime alimentaire et son impact carbone, les régimes observés
les plus équilibrés n’émettant pas moins de GES que les régimes déséquilibrés, et d’autre
part que l’impact carbone est principalement piloté par la quantité d’aliments ingérée et la
composition du régime.
iii. Hypothèses retenues concernant le gaspillage alimentaire et les pertes évitables

Les déchets ou perte alimentaires, peuvent être qualifiés de la manière suivante :
- soit de pertes inévitables (os, épluchures…) liés à des fractions non comestibles,
cette fraction étant plus ou moins variable selon les pratiques et habitudes
alimentaires
78 / 297
- soit de pertes évitables, constituant un potentiel important d’amélioration tout au
long de la chaîne alimentaire
- soit de gaspillage alimentaire au stade du consommateur (portions de trop grande

taille, produits périmés non consommés….)
La FAO 3 estime qu'un tiers de la production alimentaire mondiale est perdue ou jetée soit
l’équivalent de 1,3 milliards de tonnes chaque année, depuis les pertes après récolte
jusqu’au gaspillage par le consommateur, en passant par l’ensemble des étapes de
conservation / transformation/ distribution. En Europe, d’après une enquête4 menée par la
Commission Européenne, le volume total des déchets alimentaires représenterait environ 89
millions de tonnes, soit 179 kg/hab./an répartis de la manière suivante :
 industries agroalimentaires : 39% (70kg/hab/an),

 distribution : 4% (8kg/hab/an),
 restauration hors foyer : 14% (25kg/hab/an).
 ménages : 43% (76kg/hab/an),
Différentes études menées en France permettent de disposer d’ordres de grandeur

complémentaires relatifs sur certaines étapes :
 dans les ordures ménagères et assimilées, on trouve l’équivalent de 20

kg/habitant/an de déchets alimentaires dont 7 kg de produits alimentaires encore
emballés5.
 Au niveau de la restauration collective en régie, il est estimé6 qu’un repas
(préparation et consommation) génère en moyenne 150g de biodéchets constitués
de 50 g d’épluchures et restes de préparation et 100 g de restes de repas
Certains produits (notamment produits périssables tels que le lait, les fruits et légumes et la
viande) génèrent davantage de pertes que d’autres. La réduction du gaspillage alimentaire
constitue donc un gisement important pour réduire les émissions de GES en diminuant la
production à nombre de personnes nourries égales, ou pour améliorer la disponibilité
alimentaire.
Une part de pertes liées aux contraintes sanitaires de plus en plus fortes (dépassement des
DLC, contraintes propres à la restauration collective…) pourrait également être levée par
une simple meilleure connaissance de la réglementation et de l’étiquetage, voir par des
évolutions de celles-ci.
De plus, le bénéfice économique est a priori immédiat pour le consommateur.
Devenue priorité mondiale, la lutte contre le gaspillage alimentaire a fait l’objet d’une
résolution du Parlement Européen en 2012 avec pour objectif une réduction par deux du
gaspillage alimentaire d’ici 2025, proposition reprise par le gouvernement français en 2013
dans son Pacte National contre le gaspillage alimentaire.
3
Rapport de la FAO de mai 2011 « Global Food Losses and Food Waste
4
Enquête sur les quantités de nourriture gaspillées dans l'Europe des 27, octobre 2010
5
ADEME MODECOM 2007
6
Etude de préfiguration de l'obligation de tri à la source pour les producteurs de biodéchets, ADEME avril 2011
79 / 297
iv. Hypothèses retenues concernant les modes de consommation
De manière plus transversale il peut être intéressant d’interroger l’impact relatif
des pratiques alimentaires et leurs conséquences en termes d’émissions de GES (mode
d’approvisionnement, type de produits consommés, restauration hors domicile etc…).
Les travaux récemment menés sur les circuits courts mettent en évidence qu’il n’est pas
possible, compte tenu des données disponibles, de généraliser un gain GES lié à une
évolution des modes d’approvisionnement. Cependant, une optimisation de ceux-ci (tant sur
les aspects logistiques qu’au travers des comportements individuels) constitue un axe
d’amélioration possible. Sans qu’on puisse chiffrer exactement les évolutions de
consommation d’énergie associées, les lieux d’approvisionnement constituent un indicateur
intéressant de l’alimentation.
L’approvisionnement de proximité, qui renvoie à des enjeux autres qu’environnementaux

(sociaux, économiques…) et à la notion d’autonomie territoriale, c'est-à-dire à la capacité
d’un territoire à produire, autant que possible, au moins l’équivalent de ce qu’il consomme,
est susceptible de se développer en complément des circuits plus classiques de distribution.
Poussé par les collectivités locales et par une partie des consommateurs, ce type de
consommation pourrait restructurer certains territoires agricoles en introduisant la diversité
de production nécessaire à notre alimentation. L’impact relatif du type de produits (AOC vs
standard, bio vs conventionnel) est également difficile à appréhender. Si les produits AOC ou
AB vont d’une manière générale, présenter des impacts environnementaux locaux réduits
(élevages conduits de manière extensive, diminution ou absence d’intrants chimiques etc…),
y compris en terme d’émissions de GES lorsque celles-ci sont ramenées à une surface, en
raison d’une productivité (nombre de jours plus élevés pour arriver à maturité) ou d’un
rendement (t produit/ha) généralement moindres, les émissions de GES ramenées à un kg
de produit fini peuvent être plus élevées.
L’emprise territoriale, pour une même quantité de produit, est également plus importante,
d’où un moindre potentiel de terres disponibles pour d’autres productions ou un risque de
changement d’affectation des sols.
La question de la saisonnalité des produits est également évoquée comme un fort potentiel
de réduction des émissions de GES. En effet, l’empreinte carbone de produits consommés
hors saison est nettement plus élevée que celle de produits de saison, soit en raison du
chauffage des serres, soit en raison des distances parcourues (produit de saison sur un
autre continent), encore que ce dernier argument soit parfois contestable. En France, la
surface actuelle de serres chaudes est de 2 600 ha, dont la moitié en maraîchage
(principalement : production de tomates et de concombres) et la moitié en horticulture, et
représentent une consommation annuelle de 640 ktep.
Sur la question des produits transformés, aucune étude n’a été identifiée comme comparant
l’impact de produits d’origine industrielle (plats préparés) par rapport à des produits
« maison ». Ce type de travaux nécessiterait une étude globale, prenant en compte les
circuits d’approvisionnement, les transformations industrielles mais également l’ensemble de
la chaîne de conservation, les pratiques au domicile incluant la cuisson, les pertes associées
aux différents types de produits etc…. S’agissant d’acteurs économiques certaines pratiques
ou certaines évolutions peuvent être opérées probablement plus facilement/plus rapidement
par le biais des produits transformés (évolution de la réglementation, travail avec les acteurs
sur les approvisionnements, sur la composition des recettes etc…), qu’au travers des
habitudes des consommateurs plus complexes dans leurs évolutions.
80 / 297
De manière similaire, s’il est possible de constater les évolutions des comportements en
terme de restauration hors domicile, on ne peut aujourd’hui indiquer si ces évolutions sont
favorables ou non du point de vue des GES. Par contre, la population consommant des
repas hors domicile est en partie « captive » : restauration d’entreprise ou scolaire, et à ce
titre, représente un fort potentiel pour faire évoluer les pratiques alimentaires.
Les principaux verrous d’une évolution des régimes alimentaires qui serait en partie pilotée
par des critères environnementaux sont les suivants :
- verrous organisationnels : contraintes multiples (temps, lieu de prise de repas etc…)

qui limitent la marge de manœuvre
- verrous sociologiques : habitudes alimentaires, « culture »
- verrous techniques : connaissance « fiable » des comportements et des produits

meilleurs pour l’environnement selon le critère choisi et transmission de cette
information au consommateur
Les aspects économiques sont l’une des principales variables motrices susceptibles de jouer
sur la consommation alimentaire. Ils seront regardés sous deux angles :
- du point de vue des ménages : lien entre contraintes économiques pesant sur les
ménages et consommation alimentaire
- du point de vue de l’activité / du PIB : importance des acteurs économiques français

dans la filière alimentaire ; conséquences possibles d’une évolution des pratiques /
des régimes alimentaires
2.3.1.c. Bilan du scénario de l’ADEME sur l’alimentation à l’horizon 2030

A l’horizon 2030, il semble vraisemblable de définir une évolution des usages et des besoins
orientée autour des politiques nutrition-santé, compte tenu de leur émergence et des enjeux
liés. De ce fait, l’évolution des régimes alimentaires est envisagée dans la continuité des
tendances actuelles : légère diminution des surconsommations glucidiques et protéiques,
augmentation de la consommation de fruits et légumes, poursuite de la consommation de
produits hors domicile. Les enjeux environnementaux pourraient intervenir sur les évolutions
dans une certaine mesure, sans toutefois envisager de rupture profonde à cette échéance.
La consommation de produits issus de l’agriculture biologique devrait augmenter
parallèlement à l’augmentation de la production. Par contre, les enjeux et politiques en place
autour de la réduction des déchets conduisent à envisager dans le scénario de l’ADEME une
cible très ambitieuse sur la réduction des pertes alimentaires sur l’ensemble de la chaîne,
reprenant les objectifs européens et nationaux : -50% de pertes évitables, générant des
bénéfices économiques tant pour le producteur que pour le consommateur.
Pour 2030, l’augmentation de la population française et son vieillissement ont été intégrés
dans la définition des besoins alimentaires ; par contre une hypothèse conservatrice de
maintien strict de la balance commerciale a été retenue (à l’exception d’une relocalisation
partielle de l’alimentation animale). Il ne s’agit pas « d’exporter nos émissions de GES » en
faisant produire massivement ailleurs nos produits alimentaires ni de baisser nos émissions
nationales en réduisant nos exportations.
81 / 297
Principales hypothèses chiffrées pour 2030 :
- Pertes et gaspillage alimentaire : réduction de 50%

- Baisse légère des surconsommations protéiques (de 70% à 60%) et
glucidiques (de 50% à 45%), en poursuite des évolutions tendancielles
- Ajustement de la production à une population croissante (69,5 millions
d’individus) et vieillissante
- Hausse des productions sous label (BIO et AOC) qui représentent 15 à 20%
du marché
- Maintien des imports et des exports à leur niveau actuel (en volume), sauf
pour les tourteaux de soja pour l’alimentation animale dont le niveau
d’importation baisse (passage de 75% d’import à 50%) et pour les ovins
(baisse des imports par relocalisation)
Conséquences sur la SAU et le cheptel :
- Baisse du cheptel global proche de 10%, principalement liée à la réduction

des pertes alimentaires, avec maintien des prairies et tendance à
l’extensification de certaines productions (production de viande sous
label)
- Peu de surfaces libérées en raison de l’extensification
2.3.2. Les modes de production agricoles

Les systèmes des productions agricoles ont des impacts multiples sur l’environnement, tant
positifs que négatifs et la ventilation des différents modes de production possibles à
l’échéance 2030 constitue donc une donnée importante. Pour rappel, le « système de
production » d’une exploitation se définit dans ce rapport par « la combinaison (nature et
proportions) de ses activités productives et de ses moyens de production (terre, capital,
travail) ».
La pression environnementale sur l’agriculture en France, souvent décriée comme un frein

au développement ou à la compétitivité, est surtout liée aux résidus azotés dans l’eau
(Directive Nitrates). Les émissions de GES, notamment CH4 et N2O, les émissions de
pesticides dans les milieux, l’érosion de la biodiversité, la préservation de la qualité des sols,
les émissions d’ammoniac et de particules nécessitent également, une transition
énergétique et environnementale. Les orientations agricoles doivent donc, nécessairement,
tenir compte de l’ensemble de ces enjeux et avoir une approche « système » des
exploitations et des territoires.
2.3.2.a. Contexte
L’évolution de l’agriculture fut très significative au cours des trente dernières années. En
réponse à une consommation alimentaire croissante, à une sécurisation de notre
approvisionnement, à une part toujours plus grande des protéines animales dans l’assiette
moyenne et à d’autres éléments de contexte technico-économiques, comme la balance
commerciale et la politique agricole commune (PAC), les systèmes de production se sont
fortement modernisés et intensifiés : mécanisation accrue, spécialisation des fermes,
simplification des rotations, usage intensif des intrants (fertilisants, produits phytosanitaires,
82 / 297
concentrés alimentaires pour l’élevage…). En conséquence, les rendements et productions
ont augmenté, le nombre d’actifs a fortement chuté, les exploitations se sont agrandis.
Dans le cadre de cette étude prospective et dans un objectif de réduction des émissions de
GES de l’agriculture, il convient donc d’étudier chaque type de production (élevage et
culture) à la lumière de ses caractéristiques propres (nature du produit, réponse à la
demande alimentaire, rendements, intrants…), de ses impacts (sur les GES, sur le carbone
des sols, sur les émissions de NH3…) et des modes de production alternatifs existants.
Les principes retenus pour construire les scénarios sont les suivants :
- Priorité à l’alimentation : l’offre doit pouvoir répondre aux évolutions de l’assiette

moyenne, décrites précédemment, tout en s’adaptant aux contraintes environnementales
et climatiques. Le développement de surfaces et pratiques dédiées à l’énergie ou aux
matériaux ne doit pas, en outre, être un frein au développement des systèmes de
productions alternatifs pour les productions alimentaires ;
- Favoriser le renforcement des systèmes « agroécologiques » ou de type

« écologiquement intensive » : étant donné les forts enjeux futurs sur la demande
alimentaire mondiale et la limite de la ressource en terres cultivables, la priorité est mise
sur le maintien d’un niveau de production élevé, mais avec un impact fortement réduit sur
l’environnement. L’autonomie protéique des cheptels est également visée, renforçant le
développement des légumineuses, des rotations longues avec cultures intermédiaires et
des pratiques de réduction des consommations d’engrais azotés minéraux.
- Préservation de la qualité des sols : les sols agricoles sont une ressource limitée et
« non renouvelable » qu’il faut impérativement protéger. C’est un enjeu important de
production durable pour maintenir, à long terme, la capacité productive en produits
agricoles et forestiers.
Depuis la fin des années 1990, les modes de production ont été soumis à des contraintes
exogènes, régulières et très fortes : économiques (crises conjoncturelles, concurrences
européenne et mondiale), environnementales (qualité de l’eau, des sols), impacts sanitaires
(produits phytosanitaires) et sociétales (demandes croissantes en circuits courts, d’aliments
sous signes de qualité…). Les pratiques agricoles ont évolué en regard de ces contraintes,
mais restent très majoritairement « conventionnelles ».
Généralement, les facteurs considérés comme les plus influents sur les pratiques et les
productions agricoles sont :
- l’évolution des marchés des produits agricoles et matières premières, par exemple le
prix des énergies, peut influencer les pratiques de fertilisation et/ou celui des céréales
influencer sur les débouchés ;
- les politiques publiques et notamment européennes sur le développement agricole et
l’environnement (soutien de la PAC sur des productions spécifiques, directives sur l’eau
ou l’air…) ;
- l’évolution de la demande (crises de la « vache folle » ou « E.Coli », demandes
croissantes en circuits courts, filières de qualité labels, AB…).
83 / 297
Evolution des surfaces agricoles françaises (source MAAPRAT, 2010)
(STH : Surface Toujours en Herbe)
Ces paramètres seront les plus déterminants pour l’évolution à court et moyen/long terme du
secteur. En comparaison de l’évolution globalement régulière, constatée de la SAU
(graphique précédent), les fortes variations récentes des cours des productions agricoles et
matières premières (graphique suivant) démontrent que l’inertie du secteur quant à
l’utilisation des terres reste forte et que les situations sont très fluctuantes et hétérogènes
selon les filières (productions animales notamment).
Les facteurs de risques de crises sanitaires, bien qu’ayant un fort impact et parfois de
manière durable, ne seront toutefois pas traités dans cet exercice de prospective et non de
prévision.
Indice annuel des prix agricoles à la production IPPAP (INSEE, base 100 en 2000)
84 / 297
La consommation d’énergie finale du secteur est d’environ 4 Mtep, dont les principaux
postes sont le carburant pour les engins agricoles (2,5 Mtep) et le chauffage de bâtiments
(0,5 Mtep de gaz naturel principalement pour les serres, 0,7 Mtep pour les bâtiments
d’élevage).
Répartition des consommations d’énergie par source (MAAPRAT, 2009)
Les réductions (ou augmentations) de consommation de carburant sont liées au système de

culture (plus ou moins de travail mécanique du sol, de passages pour la fertilisation, etc) et à
la pratique (choix d’un tracteur avec une puissance adaptée, conduite économe, utilisation
des TIC, évolutions technologiques des moteurs…). Les économies seront donc distinguées,
dans la mesure du possible, en fonction de l’influence du système d’une part, et des
évolutions de pratiques ou technologiques d’autre part, qui peuvent être transversales à tous
les systèmes.
Les efforts du secteur des serres chauffées, pour rester compétitif au niveau international,
obligent à maintenir un fort niveau de développement technique des outils de production,
avec l’apparition de nombreuses techniques et technologies pour réduire les consommations
d’énergie. Des écarts de performances atteignant 30 à 40% sont encore constatés en
fonction des équipements installés. Suite au choc énergétique de 2007-2008, une forte
augmentation du parc de serres chauffées par la biomasse fut relevée, qui représente une
part non négligeable des surfaces actuelles (environ 10%) et un fort enjeu de maintien de
l’activité pour la filière. Face aux enjeux liés aux productions et consommations supposées
croissantes de fruits et de légumes, la question du maintien voire d’un développement des
productions sous serres (chauffées ou non) se pose, conditionnée au recours à des sources
d’énergie durables.
Les bâtiments d’élevage sont répartis entre les blocs de traite et les bâtiments dits « hors-
sol » : porcins, avicoles et de veaux de boucherie. Les consommations ont été étudiées en
2006 et de nombreux projets d’étude ont suivi, avec notamment des relevés de mesures sur
des bâtiments innovants et la recherche de références sur des bâtiments standards.
85 / 297
Estimation des consommations annuelles d’énergie directes pour les différentes filières
d’élevage (source ADEME, 2007)
Les enjeux sur les bâtiments sont liés à leur performance (réduction des besoins en énergie
et des émissions de GES), mais aussi à l’évolution du cheptel.
Le niveau de dépendance du secteur agricole aux prix de l’énergie s’amplifie avec l’utilisation
d’intrants de plus en plus énergivores (carburant et énergies fossiles, engrais, alimentation
animale…). Cette dépendance n’est pas la même selon l’orientation de l’exploitation, pas
plus que leur vulnérabilité face aux évolutions environnementales et climatiques, car les
intrants et systèmes diffèrent largement (par exemple les filières viticoles devront s’adapter
alors que les cultures sous serres seront a priori moins impactées).
Face à ce constat, il est possible de prioriser les cibles à étudier par rapport à leur poids (en
absolu) et leur dépendance future accrue à l’énergie. Il est en tout cas évident que cette forte
dépendance jouera un rôle dans le futur proche, plus ou moins prégnant, en fonction de la
hausse possible du cours des énergies. Elle conditionnera directement la compétitivité des
exploitations françaises face à leurs concurrents mondiaux. Aussi, l’augmentation prévisible
du prix de l’énergie nécessite de réduire la dépendance globale (directe et indirecte) des
différents systèmes agricoles à la consommation d’énergie non renouvelable.
86 / 297
Evolution de la dépendance énergétique des filières agricoles (définie par le ratio €énergie/€charges variables),
et de la consommation totale d’énergie (directe + indirecte) entre 1990 et 2010. Les simulations en
2015 sont des scénarios tendanciels avec hypothèses à 150 et 200$/bl (source ADEME, 2012).
2.3.2.b Vision de l’ADEME concernant les pratiques agricoles
i. Hypothèses retenues concernant les évolutions des systèmes de production

agricole et le développement des pratiques stockantes
Les systèmes de production sont très variés, et même si certaines filières deviennent très
standardisées, les pratiques diffèrent, de manière importante, pour des territoires et
productions analogues. Dans le cadre de cet exercice de prospective, il est possible de
schématiser les types d’agriculture autour des principaux systèmes suivants :
L’agriculture « conventionnelle » : la plus répandue, elle repose sur des objectifs de

productivité et de sécurisation des rendements (fertilisation et traitements phytosanitaires).
Des variantes sont actuellement reconnues comme « l’agriculture raisonnée », qui devient
une référence pour le système « conventionnel » de notre scénario prospectif 2050. Cette
certification vise des améliorations des pratiques classiques actuelles comme une utilisation
moins systématique des produits phytosanitaires et reste un outil de transition vers des
systèmes de culture plus respectueux de l'environnement.
L’agriculture « biologique » : elle consiste à supprimer toute consommation d’intrant issu

de l’industrie chimique reposant sur un référentiel et un dispositif de certification. Fin 2011, le
bio représentait 4,5% des exploitations françaises et désormais, environ 1 Mha sont certifiés
87 / 297
ou en cours de certification, soit 3,5% de la SAU nationale (objectif de 6% prévu en 2012 par
le Grenelle et 20% en 2020).
La production agricole « intégrée » peut être considérée comme intermédiaire aux deux
précédentes et relève des systèmes de type « agroécologie ». Les agriculteurs sont dans
une logique de productivité un peu plus faible que le conventionnel mais, avec une moindre
utilisation d’intrants. Dans cette catégorie, on retrouve différentes variantes portées par des
réseaux différents et faisant appel à des techniques diverses. A titre d’exemples,
l’« agriculture durable » portée par des réseaux des CIVAM ; l’« agriculture de
conservation » qui fait appel aux techniques sans labour ; l’ « Agroécologie » ou encore l’«
Agriculture Ecologiquement Intensive » (AIE) ; reposent sur ce type de concept d’agriculture
avec une recherche d’équilibre entre productivité et préservation de l’environnement. Ces
agricultures ne font aujourd’hui l’objet d’aucun dispositif de certification. Elles sont
notamment développées en viticulture ainsi qu’en développement dans les vergers et les
systèmes de grande culture.
Très peu développée en France, l’agroforesterie peut être combinée aux systèmes décrits
précédemment. Ce mode de production, qui associe dans une même parcelle des
productions culturales avec la plantation d’arbres, est actuellement en réflexion dans le
cadre des objectifs de stockage de carbone et de production de biomatériaux et d’énergie.
A ces systèmes, parfois soumis à labellisation ou certification, s’ajoute la récente certification

« Haute Valeur Environnementale » ou « HVE » issue des travaux du Grenelle
Environnement et dont l’objectif (loi Grenelle 1) était, à l’origine, d’obtenir 50% des
exploitations « largement engagées » dans la démarche en 2012.
Les sols agricoles stockent, absorbent et émettent des gaz à effet de serre (GES),
principalement le CO2 et le N2O. Les usages des sols et les pratiques associées ont un
impact direct sur les émissions nationales.
La mise en œuvre de pratiques culturales appropriées peut, limiter les émissions de gaz à
effet de serre des terres cultivées et renforcer l'absorption de carbone présent dans
l'atmosphère. Angers et al. (2011) ont ainsi estimé, à partir des teneurs en carbone
mesurées sur la Base D’Analyse de Terre (BDAT) du GIS Sol, que plus de 70% des sols
agricoles français présentaient un déficit de saturation en carbone, en particulier dans les
zones de grandes cultures du Nord, de l’Est et dans le Sud de la France, qui combinent des
88 / 297
températures favorisant la minéralisation ainsi qu’une occupation du sol en vergers et
vignes. Ils en concluent qu’il existe en France, un réel potentiel de stockage du carbone dans
le sol si des pratiques adaptées sont mises en œuvre.
Ces pratiques consistent soit à augmenter les apports organiques au sol (gestion des
résidus, couverture du sol, augmentation de la productivité végétale, fertilisation organique),
soit à réduire la minéralisation des matières organiques en limitant le travail du sol. Ces
pratiques sont plus ou moins adoptables selon le contexte technique, économique et
politique. Ainsi, l’accroissement ou le maintien du retour au sol des résidus peut apparaitre
antagoniste avec un développement des biocarburants de seconde génération. Elles doivent
aussi s’intégrer de façon cohérente dans les systèmes de culture. L’expertise collective de
l’INRA « Stocker du carbone dans les sols agricoles de France » (Arrouays et al. 2002)
estimait ainsi, le potentiel de stockage entre 1 et 3 millions de tonnes de C par an (ou entre
~3,7 et ~11 MtCO2) sur une durée de 20 ans. Toutefois, il est nécessaire de garder à l’esprit
que le stockage du carbone dans les sols est limité. Dès lors, les actions favorisant le
stockage peuvent permettre de compenser, à court et moyen termes, des émissions dans
d’autres secteurs mais ne peuvent remplacer les actions de réduction des émissions qui y
sont faites.
Dans ce travail de prospective, il est considéré que l’essor des pratiques, permettant le
stockage du carbone (C) dans les sols, s’intègre dans le développement des modes de
production intégré, biologique et agroforestier. N’est donc pas considéré le développement
des pratiques de façon indépendante. De ce fait, il est considéré que les systèmes de culture
biologique et intégré permettent, en 20 ans, par la mise d’un ensemble de pratiques
appropriées, une augmentation de 20% du stock de C par rapport au système conventionnel.
Les surfaces plantées en haies et en arbres (agroforesterie) sont prise en compte de façon
explicite.
L’évolution des systèmes, vers des systèmes plus « stockant », peut demander un
changement de manière de cultiver, des modifications du calendrier de travail, des choix de
rotation, de conduite des cultures qui demande des références et des investissements
matériels (ex : passage au TCSL, gestion de la fertilisation organique, mise en place
d’interculture). L’adoption de ces changements suppose des formations et des engagements
de très longue durée de la part des agriculteurs, sachant que les bénéfices de changement
de pratique se mesurent sur plusieurs dizaines d’années. Ces évolutions correspondent à un
retour de l’agronomie dans les modes de gestion des exploitations actuellement, défendue
par de nombreux organismes (GIS relance agronomique). La mise en œuvre de pratiques
peut être aussi limitée dans certaines régions pour des raisons agronomiques. Ainsi, la
simplification du travail du sol est difficilement envisageable dans des sols pauvres en argile
et hydromorphe ou dans certains systèmes de culture (betteraves, pommes de terre…).
L’enherbement des vignes, ainsi que la mise en œuvre d’intercultures, complexifient la
gestion de l’eau dans les zones où celle ci est limitante. De plus, le déstockage du carbone
étant plus rapide que son stockage, le bénéfice tiré de l’adoption de pratiques
« stockantes » sera réduit si ces pratiques ne sont pas durables. Il s’agit donc de s’assurer
que les contraintes/opportunités économiques pour les exploitations, les ayant mises en
œuvre, n’induisent pas de retours en arrière.
L’impact sur le stock de la gestion forestière et des hausses de prélèvement du bois,

associées au développement de la biomasse-énergie (qui vont affecter les retours de
matières organiques au sol et la fertilité des sols) seraient aussi à considérer, mais peu de
89 / 297
données, à la fois représentatives du contexte national et liant gestion forestières et stock de
C dans les sols, sont disponibles.
Le mode d’action des pratiques envisageables et leur potentiel est discuté ci-dessous.
Les pratiques « stockantes » dans la gestion des terres cultivées.
Les Techniques culturales sans labour (TCSL)
Les TCSL permettent d’augmenter le stock de carbone par rapport au labour en freinant la
minéralisation des matières organiques du sol (Labreuche et al. 2007). La hausse
généralement observées des émissions de N2O, associée aux TCSL, n’amputerait que
partiellement ces bénéfices. Au final, le bilan global de GES serait amélioré par les TCSL
avec des gains de l’ordre de 100 à 400 kg CO2/ha/an sur 20 ans. Toutefois, des
interrogations subsistent, concernant la pérennité du stockage de carbone dans les sols, car
le retour au labour de sols conduit de nombreuses années en TCSL peut rapidement
annihiler ce stockage. Selon les enquêtes SCEES du ministère de l’agriculture, qui recensent
les pratiques culturales en France, les techniques de labour réduit représentaient 34% de la
surface agricole utile en 2005 et seraient en augmentation depuis 1994. La mise en œuvre
des TCSL serait favorisée en premier lieu, par le manque de main d’œuvre disponible et
l’augmentation des surfaces par exploitation, puis par des raisons agronomiques et
environnementales. Les sols argileux et/ou caillouteux sont par exemple propices au
développement des TCSL.
Aucune politique ne promeut actuellement leur mise en œuvre. Dans le cadre des objectifs
de diminution de la consommation d’énergie, de préservation de la qualité des sols et de
stockage de carbone les TCSL sont, dans certaines conditions techniques, à développer
dans les systèmes de grande culture.
Les engrais verts en interculture
La pratique de l’engrais vert, durant les intercultures, permettrait un stockage d’environ

0,15tC/ha/an (Arrouays et al. 2002). Son introduction nécessite néanmoins une bonne
gestion de l’alimentation en azote et en eau de la culture principale. Les CIPAN (culture
intermédiaire piège à nitrate) et la couverture des sols pendant l’hiver s’intègrent déjà dans la
logique « engrais vert ». La directive nitrates impose de couvrir les sols à 100 % d’ici
l’automne 2012 en zone vulnérable. Environ 50 % de la Surface Agricole Utile (SAU)
française fait l’objet d’un classement en zone vulnérable. D’autre part, les outils de la PAC
(prime de diversification…) favorisant les rotations au détriment des monocultures pourraient
favoriser le développement de prairies temporaires.
La gestion des résidus de culture
D’après Arrouays et al. (2002), les résidus de culture sont souvent déjà restitués au sol. Les
possibilités de stockage additionnel sont très faibles. Pour 7 tonnes (t) de paille, le stockage
C est évalué à 0,15tC/ha/an. Dans le futur, la valorisation énergétique des pailles présente
un bon potentiel d’amélioration du bilan CO2 de la production énergétique mais risque
d’induire, une baisse des teneurs en matières organiques des sols. Cet impact sur le stock
de carbone des sols est à prendre en compte dans le cas d’un développement des filières
énergétiques avec valorisation de la plante entière.
La gestion des déchets organiques non agricoles
90 / 297
La gestion des déchets organiques, hors effluents d’élevage, est un potentiel si celui-ci est
composté pour la fraction organique et que l’énergie ainsi que la chaleur sont récupérées
pour le reste (Houot, dans Arrouays et al. 2002). Pour la filière déchet, cela représente un
véritable potentiel de diminution d’émissions car actuellement 13.5% des déchets ménagers
sont compostés alors que 50% sont potentiellement compostables. Ceux-ci peuvent être
épandus sur peu de surface, environ 9% de la SAU totale (sol à faible MO, à risque érosif
élevé et à proximité des centres de production). L’expertise INRA considère le potentiel de
stockage national comme négligeable. Par contre le potentiel de stockage dans certaines
régions, proches des pôles urbains, peut être important localement.
L’enherbement des cultures pérennes
L’enherbement permanent des inter-rangs dans les vignes et vergers permet un stockage
additionnel de C presque équivalent à celui induit par la conversion d’une terre labourée en
prairie permanente, soit environ 0,5 tC/ha/an (Arrouays et al. 2002) L’enherbement est déjà
bien développé dans les régions où l’eau n’est pas trop limitante. L’enherbement des vignes
implantées en climat plus sec est plus difficile. Selon Arrouays et al. (2002), l’enherbement
des surfaces de vignes et vergers où la compétition pour l’eau ne serait pas un facteur
limitant la production, soit 50% des 1,1 Mha, permettrait un stockage additionnel 0,20MtC/an
sur 20 ans.
L’implantation de surfaces agro écologiques (haies, bandes enherbées, jachères)
100m de linéaire de haie par hectare stockeraient environ 0,1tC/ha/an sur 20 ans. Les
bandes enherbées et les jachères en herbe sont comparables à des prairies. Aujourd’hui, la
PAC impose 3% de la SAU en surface agro écologique. Les coûts d’implantation et
d’entretien des haies seraient les premières limites à leur développement. Le projet actuel de
réforme de la PAC prévoit une augmentation à 7% de la SAU au titre de l’éco conditionnalité
du premier pilier. L’étude facteur 4 commandité par l’ADEME considère que les arbres des
haies présentent le même stock de C qu’une forêt et qu’un kilomètre de haie représente 0,7
ha. Cette étude propose 5 à 6% de la SAU en haies en 2050.
L’agroforesterie
Les surfaces cultivées en agroforesterie peuvent permettre d’augmenter le stock de carbone.

Néanmoins, cette pratique est à ce jour très peu répandue en France et peu de données
existent sur son bilan GES. Selon Hamon et al. (2009), les pratiques d’agroforesterie
auraient un potentiel de séquestration dans les sols et la biomasse, compris entre 1.5 et
4tC/ha/an, des surfaces importantes étant potentiellement convertibles en France. Sous
l’hypothèse de la plantation de 1.9 million d’hectares d’agroforesterie d’ici 2050 (15% de la
SAU), les auteurs estiment un stockage équivalent à 13.9 Mt eq CO2/an en 2050. L’étude
facteur 4 considère que les arbres des systèmes agro-forestiers présentent le même stock
de C qu’une forêt et que, ces arbres représentent 10% de la surface de la parcelle cultivée
en agroforesterie. Dans les scénarios plus volontaires, l’agroforesterie concerne 10 à 20%
de la SAU en 2050. Son développement pourrait être incité par le développement du bois
matériaux et bois énergie ainsi que par son rôle potentiel dans l’adaptation des cultures au
changement climatique (amélioration du bilan hydrique, limitation de l’échaudage, …)
(MEDDE, 2012).
Les pratiques « stockantes » dans la gestion des prairies.
91 / 297
Certaines modalités de gestion des prairies permettent de stocker du carbone (Gac et al.
2010 ; Arrouays et al. 2002). L’augmentation de la durée des prairies temporaires, voire leur
conversion en prairies permanentes, l’intensification des prairies peu productives par la
fertilisation et la présence de légumineuses, favorisent le stockage (Soussana et al. 2004).
Le pâturage, s’il n’est pas trop intensif, permettrait aussi un meilleur stockage du carbone
que la fauche car il limite les « pertes » d’herbe et implique un apport direct de matière
organique par les déjections animales. Soussana et al. (2004) estime un gain de stockage lié
à la mise en place de ces pratiques s’échelonnant entre 0,2 et 0,5 tC/ha/an. D’autre part,
certaines études ont montré que les prairies âgées (>30 ans) continueraient à stocker du
carbone (Soussana et al. 2007). La réalité actuelle des pratiques des gestions des prairies
en France est très peu connue, ce qui rend difficile l’estimation du potentiel réel. Les seules
données disponibles sont celles issues de l’enquête pratiques culturales 2006 réalisée par le
Ministère de l’Agriculture qui décrit les prairies enquêtées (recensées) selon le niveau de
fertilisation, l’application de fumure organique, le rendement moyen. Par exemple, 36% des
prairies seraient gérées sans apport, 50% des prairies présentent un apport compris entre 0
et 100 unités/ha, 14% des prairies ont un apport supérieur à 100 unités/ha.
ii. Hypothèses retenues concernant les gains énergétiques possibles

Sur l’évolution des pratiques liées à l’énergie, et notamment depuis la crise énergétique de
2007/2008, l’ensemble des filières a appris à (ou est convaincu de devoir) raisonner ses
consommations et d’importants travaux de connaissances, R&D, sensibilisation et
(in)formations ont permis aux filières les plus dépendantes d’évoluer ou de préparer leur
transition énergétique (cas de la biomasse ou de la valorisation de la chaleur fatale dans les
serres par ex.). De nombreux projets, portés par les groupes de développement agricole et
les coopératives, montrent l’intérêt croissant des agriculteurs sur le sujet et permettent de
recueillir des exemples de terrain susceptibles de convaincre les autres. L’évolution rapide,
bien que non suffisante au regard des objectifs du grenelle, des surfaces en agriculture
biologique atteste également que le monde agricole franchit de plus en plus le pas vers des
systèmes plus complexes, parce que les débouchés existent.
Un travail de recoupement à partir des données utilisées pour les certificats d’économie
d’énergie a été effectué.
Sur les serres, les développements technologiques peuvent apporter des gains significatifs
sur le parc existant. En effet, l’équipement de référence actuel est une serre en parois verre
avec simple écran thermique. Un gain de 30 à 40% est réalisable avec les techniques et
technologies disponibles actuellement. Des gains supplémentaires sont possibles en
couplant des techniques de sélection variétale, pour la conduite de cultures dans des
conditions climatiques plus contrastées (p.ex. en sélectionnant des variétés de tomates qui
acceptent des échelles de température plus grandes ou des pics de froid plus fréquents ou
plus forts, ce qui peut permettre de réduire les besoins de chauffage importants sur les pics
de froid). Les surfaces sous serres sont supposées stables.
Concernant les bâtiments d’élevage, leurs besoins liés au chauffage peuvent être fortement
réduits par l’amélioration de l’enveloppe et la mise en œuvre de systèmes de chauffage plus
efficaces. Ainsi, la généralisation des échangeurs thermiques en bâtiments porcs et volailles
peut conduire à une réduction significative (-25% à minima). La seule généralisation des
bonnes pratiques sur le chauffage et la ventilation conduit, d’après les experts, à économiser
de 5 à 10% des consommations. Sur les blocs de traite, consommant principalement de
92 / 297
l’électricité pour la production de froid, la généralisation des récupérateurs, des pré-
refroidisseurs, du chauffe-eau solaire et des bonnes pratiques, présupposent au moins 15 à
20% d’économies d’énergie.
Concernant la consommation des engins mobiles et notamment du tracteur, les gains seront
le fruit de plusieurs facteurs : économies grâce à la formation à la conduite économe et aux
passages au banc moteur (-5 à -15%), évolution des technologies (motorisations,
téléguidage, télégonflage des pneus), des pratiques (semis direct, labours moins profond) et
des systèmes.
Enfin, la dépendance de l’agriculture à l’énergie est également liée à la consommation des

intrants et en particulier des engrais azotés de synthèse. La consommation des engrais de la
ferme France est estimée à 3 Mtep/an d’énergie indirecte. La gestion de la fertilisation
azotée est un élément central de l’évolution des systèmes agricoles. C’est d’une part, un
élément indispensable à la production de matière première et d’autre part, un intrant
consommateur d’énergie, émetteur de GES et de nitrates. L’étude du ministère de l’écologie
montre par ailleurs qu’environ ¼ de la fertilisation azotée globale est en surplus (soit 36
kg/ha) et que les émissions de GES équivalent 3 téqCO2/ha, avec de fortes disparités
géographiques dépendantes des climats, productions et niveau d’intensification (figures
suivantes).
Des marges de progrès existent et sont encore à développer dans la maîtrise des quantités
apportées, la valorisation des apports organiques (effluents d’élevage, compost) et l’apport
d’azote dans les systèmes par voie naturelle avec des légumineuses.
Répartition au niveau cantonal des surplus d’azote et des émissions de GES liés à l’activité agricole
(source CGDD, « Le point sur » n°113, mars 2012)
iii. Hypothèses retenues concernant l’évolution des élevages
L’intensification de la production animale a été encore très forte sur la seule dernière
décennie, avec une réduction drastique du nombre d’exploitation pour un cheptel quasi-
constant (cf. tableau suivant). La tendance est analogue sur les cultures avec une baisse un
93 / 297
peu plus faible du nombre d’exploitations par rapport à 2000 (environ -25% pour la SAU
totale et les céréales).
Exploitations Cheptel correspondant (têtes)
2000 2010 2000 2010

(nbre exploit.) (% / 2000) (nbre têtes) (% / 2000)
Total Bovins 296 604 -33% 20 388 920 -4%
Total Porcins 67 403 -64% 15 001 728 -7%
Poulets de chair et coqs 127 430 -67% 128 136 589 +12%
Evolution du cheptel et des exploitations correspondantes entre 2000 et 2010

(source Agreste, Recensement Agricole 2010)
La question de l’élevage dans les scénarios prospectifs est importante, puisqu’elle

dimensionne beaucoup de paramètres (place et importance des prairies, productions pour
l’alimentation des troupeaux, importations de protéines…) et à une forte influence in fine sur
le bilan GES et l’utilisation des surfaces agricoles. Pour autant, l’objectif des scénarios
élaborés, dans le cadre de cette étude, n’est clairement pas la réduction des cheptels mais
une adaptation aux hypothèses concernant l’évolution de la consommation nationale (voir
chapitre précédent). La taille du cheptel en France dépendra aussi de l’évolution du
commerce extérieur (import/export) qui a été très peu étudié dans le cadre de ce scénario.
L’évolution du commerce extérieur constitue un des points à affiner de cette réflexion
prospective.
La gestion des effluents d’élevage est une question au centre des préoccupations pour la
durabilité des exploitations et la gestion des territoires. Ils représentent en effet un important
gisement de carbone (environ 25MtC/an), mais ils sont épandus sur les terres agricoles
souvent déjà riches en matière organique. Pour améliorer le stockage, il s’agirait d’épandre
préférentiellement sur les sols à faible teneur en matière organique, qui sont généralement
éloignées des zones de production des effluents, tout en conservant suffisamment d’apport
organique dans les régions d’élevage. Une telle option supposerait une stabilisation (ex :
compostage) de cette matière organique et un coût CO2 de transport supplémentaire.
iv. Hypothèses retenues pour le compostage

La valorisation des déchets organiques, au-delà de la mobilisation des déchets verts
(déchets de jardin et d’espaces verts), doit encore être développée aussi bien par les
ménages, que par les entreprises, dans un objectif de retour au sol, de maintien de la qualité
des sols (la teneur en matière organique est un élément important de la structure et de la
fertilité des sols), de valorisation énergétique et de maîtrise des impacts sanitaires et
environnementaux.
Un objectif essentiel de ces deux traitements (et même le seul dans le cas du compostage)
est le retour au sol de matière organique stable. Des étapes de tri en amont, afin de séparer
94 / 297
les constituants par grandes catégories (matières organiques, matériaux, inertes), sont donc
nécessaires pour s’assurer de la bonne qualité du compost ou du digestat final.
Les déchets organiques présentent la particularité de voyager difficilement et de disposer,

sous réserve d’adaptation à leurs besoins, d’utilisateurs potentiels des composts au niveau
local.
Le compostage consiste en une fermentation aérobie (en présence d'air), c'est par exemple
l'un des processus naturels qui transforment en humus les feuilles mortes en forêt. Le
compostage dégage du CO2, de la vapeur d'eau et de la chaleur. Selon les matières
compostées et le niveau de maturité du compost produit, ce dernier représente entre 30 % et
60 % de la masse de matière organique initiale.
La filière « compostage » est une filière « historique » et mature pour les déchets organiques
agricoles ainsi que des entreprises, pour les déchets verts (qui ont connu un essor particulier
depuis les années 90 avec la couverture nationale du territoire par des déchèteries). La
capacité globale de compostage est évaluée à près de 3,5 millions de tonnes et plus de 600
installations.
Le compost est utilisable comme amendement organique des sols dont il conserve ou
améliore la qualité (il favorise l'activité biochimique et l'aération, maintient la biodiversité
propre aux sols, limite l'érosion, joue un rôle de stockage d’éléments fertilisants et d’eau …).
Il apporte en outre des éléments nutritifs aux plantes mais n'est pas, à proprement parler, un
engrais.
v. Hypothèses retenues sur l’évolution de la Politique Agricole Commune

Le « verdissement » de la PAC, pour l’après-2014, va permettre de conditionner les aides à
un certain nombre de bonnes pratiques environnementales. Les projets de l'exécutif
européen se concentrent sur :
- la meilleure prise en compte de la biodiversité et la réduction des émissions
de gaz à effet de serre ;
- le recours aux paiements directs, pour encourager les agriculteurs à opérer
des rotations de cultures, afin de réduire l'utilisation d'engrais et de
pesticides ;
- la préservation d'au moins 7 % des terres pour des surfaces d'intérêt
écologique, telles que des zones tampons ou des prairies permanentes, ce
qui contribuerait à stocker le carbone.
En résumé, l’objectif est un premier pilier « plus vert », avec une composante écologique
obligatoire dans les paiements directs et un deuxième pilier qui se focalise davantage sur la
bonne gestion des ressources naturelles. Davantage de complémentarité est attendue entre
ces deux piliers.
Résultat courant avant impôts en valeur 2010 : moyenne par actif non salarié (ensemble des
exploitations France métropolitaine, source MAAPRAT 2011)
2.3.2.c. Bilan du scénario de l’ADEME concernant les modes de production

agricoles
95 / 297
La vision de l’ADEME, sur l’évolution des modes de production à 2030, reprend la poursuite
d’efforts et d’objectifs ambitieux sur les plans et programmes d’actions issus du Grenelle de
l’Environnement ou postérieurs (Ecophyto 2018, plan agriculture biologique, réduction du
gaspillage alimentaire…).
Face à la multitude et à la complexité des interactions d’une exploitation avec son

environnement, l’approche reste systémique et non technique et/ou monocritère. La
réduction des impacts environnementaux, au sens large, sera possible notamment si une
part significative des agriculteurs intègre une démarche de progrès ambitieuse vers des
systèmes productifs, à bas niveaux d’intrants, considérés actuellement comme des systèmes
encore mal connus et à forts risques économiques.
Les plans d’aide actuels, pour les mesures agro-environnementales, bénéficient de

financements européens programmés par le FEADER, ainsi que de financements du
Ministère de l’Agriculture, des collectivités territoriales et pour une part plus faible, des
Agences de l’eau. Les conditions de réalisation du scénario « Vision 2030 » s’appuient d’une
part, sur le maintien indispensable de ces dispositifs (ou de leurs objectifs) et d’autre part,
sur des conditions de réalisation supplémentaires et complémentaires, notamment en ce qui
concerne : le développement des agricultures alternatives avec des expérimentations, la
mise au point de référentiels techniques éprouvés, la diffusion des bonnes pratiques (par la
formation et l’information) et la mise au point de mécanismes économiques favorisant la
transition. L’évolution de la PAC sera, sur ce point, déterminante pour fixer les grandes
lignes des politiques agricoles européennes. La qualité et la disponibilité du conseil sera
également un facteur déterminant pour que chaque agriculteur réussisse cette transition.
2.3.3. L’artificialisation des sols et changements d’usage

La France perd chaque année depuis 1950 près de 100 000 hectares de terres cultivables
au profit essentiellement de l’urbanisation. À ce rythme, cela représentera l’équivalent de 2
% de la superficie du pays en 2020, et plus de 7 % en 2050, soit deux à sept départements
moyens pour ces deux horizons. La planification urbaine doit prendre en compte un impératif
de préservation des ressources foncières. Là se trouve toute la pertinence de travailler à un
meilleur recyclage des friches urbaines comme au renouvellement urbain des quartiers.
2.3.3.a Contexte
D’après les inventaires du CITEPA (2010), les secteurs agricoles et forestiers représentent
pour la France un puits compensant près de 20% des émissions annuelles de CO2 en 2009
et qui a augmenté de 63% entre 1990 et 2009, principalement en raison de l’afforestation et
de l’accroissement forestier. Les usages des sols et leur évolution ont un impact important
sur les émissions nationales sachant qu’il y a en moyenne environ 30tC/ha entre un sol
cultivé et des sols de prairie ou de forêt (Martin et al. 2011). Ils ne peuvent être séparées des
enjeux économiques et politiques (ex : maitrise de l’urbanisation, politique agricole
commune), notamment au regard du rôle des secteurs forestier et agricole dans la
production alimentaire, de biomasse et d’énergie (ex : bois énergie, biocarburants).
Par exemple, les aides communautaires à la production de céréales, oléagineux et

protéagineux de la Politique Agricole Commune (PAC) et la baisse des cheptels animaux ont
été à l’origine d’un déclin des surfaces en prairies permanentes estimé à 2,4Mha entre 1975
et 1995. On observe actuellement toujours une diminution de la surface en prairie. Le
développement de l’artificialisation est lui à relier principalement à la construction
96 / 297
d’habitations de maisons individuelles (~50%) et au développement du réseau routier
(~20%). Les liens avec ces deux secteurs traités précédemment est donc important
2.3.3.b Vision de l’ADEME concernant l’artificialisation des sols

Le passage de terre cultivée à de la prairie ou à de la forêt se traduit par une accumulation
de carbone dans les sols (~30tC/ha7) et la biomasse. Dans le contexte actuel, sans mesure
politique forte, le scénario le plus probable est une poursuite de la réduction des surfaces en
prairies permanentes au profit de la forêt et de terres cultivées et dont la part dépendrait des
choix énergétiques et alimentaires. L’extensification des systèmes d’élevage d’herbivores
pourrait être une piste intéressante pour conserver davantage de prairies.
Les sols artificialisés représentent 8,9% (soit 4,9 Mha) du territoire national métropolitain
dont près de 60% est totalement imperméabilisé. L’artificialisation progresse en moyenne de
62 000 ha par an depuis 1981 soit plus d’1 million d’hectare (MEEDDM, 2010) ou l’équivalent
de la région Picardie en 30 ans. Le CITEPA (2010) estime que l’artificialisation des sols a
induit des émissions de 2,8 à 4,6 Mt CO2 par an depuis 1990 (du même ordre de grandeur
que celles du secteur métallurgique). Les émissions augmentent avec l’intensité de
l’artificialisation. Ces estimations ne tiennent compte que de la biomasse vivante et
négligent, en raison du manque de connaissance, le devenir du C des sols (sols excavés,
jardins, pelouses, …). De plus, l’artificialisation touche plus fortement les sols les plus
productifs (MEEDTL/SOeS, 2011) contrairement à l’afforestation. Actuellement,
l’artificialisation tend à s’accélérer (259 000 ha entre 2006 et 2009, soit + 86 000 ha par an).
Au niveau national, la loi de modernisation agricole demande à diminuer de moitié le rythme
de consommation des terres agricoles d’ici 2020. Au niveau local, certaines régions et
collectivités commencent à intégrer la lutte contre l’artificialisation dans leurs outils de
planification.
i. Hypothèses retenues concernant l’artificialisation des sols

Evolution 2010 - 2030
Artificialisation des sols Rythme divisé par deux en 2030
L’hypothèse d’une réduction de l’artificialisation actuelle entre 2010 et 2030 est ainsi faite
jusqu’à un rythme divisé par deux en 2030, induisant la répartition des terres suivante :
Année
2010 2030
Surface (Mha) 16 16,2
Forêts et Bois Stock (MtC) 1245 1260
Stock (tC/ha) 78 78
Surface Surface (Mha) 29,3 28,8
Agricole Stock (MtC) 1 806 1 810
Utile* Stock (tC/ha) 62 63
7
Valeur moyenne issues de la base de données « Réseau de Mesure de la Qualité des sols » du Gis Sol.
97 / 297
Surface (Mha) 5,1 5,9
Sols
artificialisés Stock (MtC) - -
Stock (tC/ha) - -
Surface (Mha) 4,6 4,3
Autres
terres*** Stock (MtC) - -
Stock (tC/ha) - -
2.3.3.c Bilan du scénario de l’ADEME sur l’évolution de l’artificialisation des

sols
Il s’agit d’organiser un équilibre entre les fonctions pour la consommation d’espace : dans un
contexte de besoin/volonté de densification (plus dans autant) et de "compacification" (autant
dans moins), et donc au final de "plus dans moins", il est nécessaire d’organiser un partage
de l'espace entre :
- la production d'énergie, notamment d'EnR, pour bâtiments et espaces publics
- l'insertion de la nature (dont agriculture) en ville (pour beaucoup de raisons que l'on sait)
- le développement des différentes formes de mobilités, dont celles en sites propres
- la mixité fonctionnelle et la densification des bâtiments (habitats, services, tertiaire, etc.)
- les espaces de rencontre et de récréation pour les Hommes servant la qualité de vie.
Il y a des synergies possibles (ex : agora végétales), mais aussi des concurrences de besoin
d'espace (ex : toitures pour nature et/ou énergie) : prévoir plus d'espace pour certaines
fonctions dans un contexte de contraction de l'espace, travailler sur une réorganisation et
une articulation entre ces fonctions au moins au niveau de la planification comme de
l’aménagement, et intégrer également des réponses ou solutions technologiques et
techniques. Des outils de modélisation et des applicatifs de politiques publiques (évolution
des SCoT et PLU par exemple, notamment en terme de participation des acteurs) seraient
nécessaires.

Dans le cadre de l’exercice de prospective, l’ADEME propose donc la politique agricole
volontariste basée sur les piliers suivants :
- Développement de systèmes intégrant des pratiques permettant la séquestration du C

dans les sols (ex : enherbement des cultures pérennes, prairies temporaires dans les
rotations, développement de la pratique de l’engrais vert, développement des TCSL qui
permettent à minima des économies d’énergie fossile)
- Développement de l’agroforesterie et des surfaces agro-écologiques
- Limitation des pertes de surface toujours en herbe

98 / 297
- Mise en place d’un plan d’amélioration de la fertilisation azotée visant une réduction des
excédents et une substitution des engrais de synthèse
- Poursuite de l’accompagnement de la méthanisation agricole
- Poursuite et extension du plan de performance énergétique aux énergies indirectes
De nombreux freins ralentissent le développement des systèmes de productions alternatifs

car le passage de pratiques « conventionnelles », à de la production intégrée ou
l’agroécologie, nécessite une véritable évolution voir, une rupture technique pour les
producteurs. Or, les expériences sur ces pratiques dites « à bas niveaux d’intrants » sont
encore mal connues et souvent considérées comme insuffisamment fiables par les
agriculteurs.
D’après une expertise collective, réalisée par l’INRA et le CEMAGREF (Aubertot et al.,
2005), la profession considère les pratiques alternatives comme plus risquées, tandis que les
résultats des études sur les effets des pratiques économes en pesticides sur les risques
productifs sont controversés et variés. Par ailleurs, les coûts d’apprentissage et
d’investissement initiaux (formation, achat de matériel spécifique, …) sont aujourd’hui
rarement évalués alors qu’ils peuvent être élevés.
Le bilan réalisé en 2012 par l'INRA, à l'issue de dix années d'essais pour la lutte en
Protection Intégrée, révèle que "la Protection Intégrée permet de maîtriser de façon
satisfaisante les infestations tout en réduisant de façon importante la dépendance aux
herbicides et les impacts environnementaux associés". Les chercheurs reconnaissent
cependant la nécessité d'un soutien financier, pour compenser la baisse du revenu estimée
et pour les producteurs, d'accepter une réorganisation complète de leur travail. Les systèmes
en agriculture biologique, à bas niveaux d’intrants, étant plus intensifs en main d’œuvre que
les systèmes de production conventionnels, des créations d’emploi peuvent cependant être
envisagés.
Les résultats du programme « Grandes Cultures Economes » porté par le RAD-FNCIVAM

donnent des enseignements précieux sur les freins et leviers pour accompagner les
agriculteurs sur des cahiers des charges de type « bas niveaux d’intrants ». En conclusion,
les porteurs rappellent qu’il s’agit d’un passage progressif d’une approche « culture » à une
approche « système », d’une production « conventionnelle » à une production « intégrée »,
et d’une « réduction des pesticides » à une réduction « de tous les intrants ». La démarche
démontre enfin, s’il faut le rappeler, qu’ « environnement et économie ne sont pas
contradictoires ».
Du fait des efforts techniques et investissements à fournir, l’inertie face au changement est
donc prévisible, tant au niveau des exploitations agricoles qu’au niveau des structures
d’accompagnement. Cependant, un changement de cette ampleur s’est produit lors de la
modernisation de l’agriculture d’après-guerre, ce qui démontre que des changements sont
envisageables, bien que les conditions et les motivations soient très différentes de celles
ayant motivé les changements d’après-guerre et que les changements scénarisés, dans
l’étude « Facteur 4 » ou celle-ci, supposent nécessairement une intervention publique.
Les fournisseurs d’intrants devront prévoir une diminution significative de l’utilisation des
intrants chimiques, ce qui signifierait une réduction du marché de l’agrofourniture par rapport
99 / 297
au tendanciel. Cependant, on peut s’attendre à une augmentation du recours aux intrants
organiques et biologiques. L’aval de la filière (coopératives agricoles, secteur de la
transformation alimentaire et grande distribution) devrait aussi s’adapter, notamment pour
accompagner le développement de l’AB qui demande des conditions de conservation et de
traçabilité des produits particulières.
Les structures de conseils devront aussi intégrer et accompagner ces changements en

facilitant la créativité et la capitalisation des expériences. Le développement de ces modes
alternatifs nécessiterait donc une réorientation des lignes directrices afin de produire
l’accompagnement technique nécessaire à un changement de cette ampleur. Ceci demande
un effort important aux structures d’accompagnement qui a notamment commencé à
s’opérer par la mise en œuvre des plans « Ecophyto 2018 », « Agriculture Biologique :
horizon 2012 » ou encore du « Plan de Performance Energétique », tous issus du Grenelle
de l’Environnement.
Des difficultés supplémentaires liées à l’organisation des filières sont aussi à mettre en
évidence, tels que les exigences de l’aval (consommation et/ou du secteur de la distribution)
en termes d’aspect et de conservation des produits frais, qui incitent à l’utilisation de
pesticides, ou l’importance d’un secteur du conseil en protection des cultures. Ce constat est
renforcé par la distribution des semences, des pesticides et des engrais ainsi que la collecte
des récoltes qui sont souvent assurées par les mêmes entreprises.
Les difficultés financières que rencontrent les exploitations (crise du « lait », filières
légumières en 2010…) détermineront leurs capacités à investir dans l’avenir. La fragilité
économique, que traverse le secteur depuis plusieurs années (voir graphique suivant), réduit
en effet leurs capacités d’investissement à court terme, pour optimiser leurs outils de
production et efface toute logique d’investissement, qu’il soit humain ou financier, à moyen et
long terme.
100 / 297
Concernant, les sols, un certain nombre de conditions peuvent également être avancées :
- Mise en place d’une stratégie de protection des sols en France et d’une observation
consolidée de la consommation des terres
- Soutien à la directive cadre Européenne sur les sols
- Sensibilisation du grand public et des élus, ainsi qu’à l’ensemble des parties
prenantes aux enjeux des sols
- Développer le principe de compensation des terres artificialisés
- Préservation de la qualité des sols dans les projets d’aménagement, et, à chaque
transaction, par le développement de diagnostics « qualité des sols » obligatoire
- Promouvoir dans le cadre de la PAC les pratiques agricoles protégeant les sols,
protégeant leurs stocks de carbone et limitant leurs émissions de GES
- Développer la recherche, la surveillance et l’inventaire géographique des sols
La mise en œuvre de politiques de gestion et de suivi des sols constitue un enjeu majeur
pour des raisons environnementales et économiques. Compte tenu des multiples usages et
bénéfices attendus, la question des sols se situe à l’interface de différents secteurs
d’activités et de différents enjeux dont la cohérence est à assurer.
2.3.5. Bilan global du scénario de l’ADEME pour le secteur de « l’Alimentation, de

l’agriculture et de l’utilisation des sols »
Dans le secteur agricole, diverses mesures d’atténuation des émissions de GES et
d’économie d’énergie existent. Néanmoins, leur potentiel d’atténuation, leur facilité de mise
en œuvre et leur acceptabilité par la société et le monde agricole sont variables et encore
assez mal connu. L’ADEME mène actuellement une étude avec l’INRA, le MAAF et le
MEDDE sur l’atténuation des GES pour identifier une dizaine d’actions clés de réduction
des émissions de GES dans le secteur agricole avec une analyse économique. Les actions
clés identifiées présentent a priori un potentiel de développement important et permettraient
de réduire de manière significative les émissions GES. Ces actions concernent des
domaines variés : l’optimisation de la fertilisation azotée, la mise en œuvre de pratiques
stockant du carbone dans le sol et/ou la biomasse, l’optimisation de l’alimentation animale,
la gestion des effluents (notamment pour la production énergétique), ainsi que la réduction
des consommations énergétiques. Aussi, les simulations réalisées pour le secteur agricole
pour la vision 2030 2050 ne donnent que des ordres de grandeur d’économie d’énergie et
d’atténuation des GES. Ces résultats seront donc prochainement affinés par de nouvelles
simulations tenant compte des dernières études disponibles.
Le scénario considère que les déterminants majeurs de l’évolution des systèmes agricoles à
l’horizon 2030 concernent toujours les orientations de la politique agricole, l’évolution des
marchés et de la demande des consommateurs, la dépendance du secteur agricole à
l’énergie fossile et, la réduction de la pollution de l’eau. Pour l’énergie, l’augmentation du prix
des intrants risque de pénaliser les exploitations les moins économes et autonomes, de
manière brutale si aucune compensation ou aucun accompagnement à la transition n’est
101 / 297
anticipé. Concernant les contraintes réglementaires sur l’eau, l’évolution des directives sur
l’eau et les nitrates joueront un rôle prépondérant dans la résolution des excédents
structurels en azote, et a priori sur les pratiques et les systèmes.
A l’horizon 2030, l’hypothèse retenue est une politique publique ambitieuse et incitative,
notamment sur l’environnement en matière d’énergie, de lutte contre le changement
climatique, de la préservation de la qualité de l’eau. Tous les objectifs du Grenelle n’ont pas
été atteint, et notamment la part d’agriculture biologique dans l’assolement national qui
progresse plus lentement que prévu.
Le scénario prolonge ainsi les objectifs d’évolution de l’agriculture dans une logique plus
écologique avec un maintien de la productivité. Les productions intégrées, jugées moins
difficiles à initier et mettre en place par les agriculteurs que l’agriculture biologique, car elle
permet un bon équilibre entre productivité (maintien de hauts rendements) et environnement
(baisse des intrants). L’agriculture biologique se développe mais son débouché reste limité à
une catégorie de population et à la restauration collective. Les enjeux du changement
climatique et de l’énergie montent en puissance amenant des économies d’énergies, le
développement des techniques réduisant les émissions de GES, une production de
biomasse et des efforts de stockage de carbones.
Les principales évolutions se caractérisent par :

- un développement important de modes de production intégrée (modification des
itinéraires techniques par le choix variétal, les dates de semis, les objectifs de
rendement, l’utilisation d’intrants…)
- une simplification du travail du sol (économies de carburant et stockage du carbone)
- un développement des légumineuses dans les rotations et en mélange dans les prairies
(substitution aux engrais de synthèse)
- un développement des élevages sur herbe (économies d’énergie indirecte, stockage du
carbone)
- le développement massif de la méthanisation agricole
- une amélioration des bilans azotés par un meilleur pilotage de la fertilisation azotée et la
valorisation agronomique des effluents d’élevage
- et concernant les systèmes en lien avec la production de bio-énergies : l’émergence de
l’agroforesterie et une augmentation des prélèvements de biomasse-énergie en forêt
dans les haies et dans les résidus des cultures.
Une réduction de la consommation d’azote de 22% d’ici 2030 est ambitieuse mais réaliste.
L’évolution des cheptels est également modifiée pour tenir compte d’une tendance à la
baisse de consommation de produits animaux. Cette évolution du cheptel modifie
l’assolement et les pratiques.
Compte tenu de la complexité des systèmes agricole, de la diversité des productions et des
territoires et, des incertitudes concernant le changement climatique, il est souhaitable que les
politiques proposées favorisent la créativité dans les exploitations agricoles, l’innovation de
terrain et la valorisation des expériences. L’enjeu est d’éviter de promouvoir des « systèmes
standardisés », mais de maintenir et favoriser la diversité dans les modes de production.
Ainsi, en complément de la PAC, les mécanismes de type « appel à projets » utilisées dans
le secteur de l’énergie (ex : fonds chaleurs ou CEE) pourraient être adaptées à l’agriculture
au niveau des filières ou des groupements d’agriculteurs pour accompagner l’innovation et la
transition.
102 / 297
Les hypothèses de valorisation énergétique de la biomasse (cultures, résidus, effluents,
haies, forêts…) sont présentées dans le chapitre offre énergétique.
Concernant l’alimentation en 2030, le régime alimentaire des français évolue peu avec
seulement une très légère baisse des surconsommations protéiques (passage de 70% de
surconsommation à 60%). Par contre une politique très ambitieuse de réduction des déchets
alimentaires tout au long de la chaîne (du producteur au consommateur inclus) e été
retenue, avec une baisse de 50% des pertes évitables.
Bilan des évolutions à 2030
Impact consommation - Pas de changement important de l’assiette alimentaire

alimentaire - Baisse surconsommation protéique
- Réduction drastique des pertes évitables : -50%
- SAU nécessaire pour alimentation humaine directe
stable, compte tenu d’une baisse du rendement moyen
Production végétale (20% de la SAU en bio) et de la hausse démographique,
compensées par une baisse des pertes.
- Réduction de la consommation des engrais de synthèse
(- 22%)
- Evolution du cheptel bovin selon la tendance actuelle et
principalement réduction des pertes (environ -11%)
- Baisse de des imports de tourteaux (SAU dédiée à
l’alimentation animale conservée malgré la baisse des
cheptels)
Cheptels - Maintien des imports / exports de viande (sauf ovins =
maintien du cheptel via une baisse des imports)
- Pas d’évolution importante des pratiques pour les
animaux (pas d’extensification importante)
- Développement important de la méthanisation
- Amélioration de la l’efficacité énergétique des bâtiments
d’élevage
- Actuellement de 86 000 ha/an
- Division par deux du rythme d’artificialisation des sols sur
Sols la période 2010-2030
- Développement des systèmes de culture permettant
l’augmentation du stock de C dans les sols
Production d’énergie - Voir chapitre Offre énergétique
Consommation énergétique totale de l’agriculture
Mtep 2010 2030
Consommation totale 4 3
2010 2030
103 / 297
Autres PP 2,3 0,8
Déchets 0,0 0,0
Charbon 0,1 0,0
4,0 3,0
104 / 297
2.4. Evolution du secteur de la production industrielle
- Une politique industrielle ambitieuse avec une augmentation des productions physiques de
l’industrie (Mt produites) et le développement d’une industrie du recyclage
- 20% d’efficacité énergétique ventilée sur l’ensemble de l’industrie pour gagner en

compétitivité (mise en place d’outils réglementaires et organisationnels, large diffusion des
bonnes pratiques de « chasse aux gaspis », investissement dans les équipements industriels
énergétiquement performants, innovations technologiques, développement de l’utilisation
industrielle de matériaux recyclés, développement des EnR sur les sites industriels).
- Le développement de l’écologie industrielle : valorisation de la chaleur fatale et des

effluents, meilleure intégration des sites à leur environnement.
Après avoir augmenté, la consommation d’énergie de l’industrie s’est stabilisée au

milieu des années 2000. Elle a fortement chuté en 2009 puis 2010 du fait de la crise
économique. La question des délocalisations se pose pour un certain nombre de secteurs,
notamment les plus énergivores ou émetteurs de CO2.
L’évolution proposée de l’activité industrielle est prise en cohérence avec les évolutions
proposées dans les autres secteurs. Elle n’intègre pas de modification significative
(diminution ou croissance) des activités industrielles qui serait liée à des considérations hors
du périmètre énergie – environnement de l’Agence, car elle est très directement liée aux
hypothèses de croissance économique prises pour la globalité de l’exercice.
Cependant, il faut noter que la détermination de la vision « production industrielle » (quel

type de production pour quel volume de production) reste l’élément prépondérant dans
l’évolution des consommations d’énergie de ce secteur.
2.4.1. Contexte général

L’industrie correspond à ¼ de la consommation d’énergie et ⅓ de la consommation
d’électricité en France.
Dans la logique du maintien d’un secteur industriel toujours relativement présent dans
l’économie aux horizons considérés, deux paramètres apparaissent comme incontournables
pour les secteurs industriels de demain :
- le recyclage et, de manière plus large, les approches d’écoconception, qui

permettent notamment à terme de considérer chaque objet de grande consommation
comme une mine potentielle ;
- l’obsolescence programmée qui, si elle est à bannir en tant que telle, n’est pas à
confondre avec un renouvellement de parcs technologiques qui seraient gérés dans
une optique d’économie circulaire, ou d’écoconception.
En somme, une distinction claire est à faire entre des technologies au bilan environnemental
médiocre (matières, énergie grise…), à « maintenir » en usage le plus longtemps possible,
et des technologies où le poids du bilan environnemental lié à la fabrication de l’objet est
faible (<10% par exemple), où le renouvellement s’il permet d’améliorer drastiquement la
consommation énergétique est entendable.
105 / 297
2.4.1.a Cartographie
L’activité industrielle se divise en différents secteurs – eux-mêmes sub-divisés en sous-
secteurs. La consommation d’énergie en industrie est très concentrée : 1% des sites
consomment ⅔ de l’énergie représentés sur seulement 18 secteurs (sur les 258 de la
nomenclature officielle NAF) et les 8 secteurs NAF de l’industrie lourde (sidérurgie, ciment,
engrais, etc) concentrent 50% de la consommation d’énergie.
Plus on s’éloigne des secteurs industriels de 1ère transformation ou industrie lourde, plus il
est délicat de déterminer – à l’échelle d’un secteur ou sous-secteur - une unité de production
« physique » et une consommation énergétique spécifique associée, en raison de la
prépondérance de production multi-produits. Pour autant, au-delà des consommations
spécifiques par unité de production, l’élément déterminant de la consommation globale
d’énergie de l’Industrie reste la nature et le volume de sa production.
Ceux-ci sont déterminés à l’échelle de chaque secteur par la consommation en

produits finis que l’on peut catégoriser en besoins liés à « l’habitat » (logements,
bureaux,…), à la mobilité des personnes et des marchandises, à l’alimentation, à la
consommation des ménages (biens de consommation) et en conséquence à la fabrication de
biens intermédiaires et biens d’équipements pour l’industrie qui sont nécessaires à la
production de ces produits. Il apparaît ainsi un lien très fort entre les visions déterminées
dans tous les autres secteurs (transport, bâtiment, agriculture) et le scénario industrie.
Le tableau ci-après résume pour les grands secteurs industriels, et les enjeux de
production, qu’il s’agit de mettre en cohérence au regard des autres visions proposées.
% conso.
Secteur industriel
d’énergie Commentaires
industrie
Construction Ne fait pas Activité très influencée par les visions Bâtiment et
(bâtiment, TP) partie des Transport
stat. Industrie
Métaux Primaires 14% Activité très influencée par les visions Bâtiment
(y c sidérurgie) (50% de l’acier, 20% de l’aluminium) et Transport
(20% de l’acier).
Chimie 34% Activité productrice de très nombreux produits pour
(minérale, organique et pratiquement tous les secteurs, à noter les
de transformation évolutions possibles :
- Chimie des engrais (vision agriculture)
- Chimie des plastiques (emballages) (vision
consommation durable)
- Plasturgie (20% pour la construction automobile)
Minéraux non 13% Par exemple pour le verre, 35 % correspond à des
métalliques matériaux de construction (vision Bâtiment), 65%
(verre, ciment, tuile et restant relevant du verre emballage (vision
brique) consommation durable)
Industries Agro- 15% Pratiques alimentaires en cohérence avec
alimentaires l’évolution de la production agricole
Équipements 11% Lien avec la production automobile (vision
(fonderie, construction Transport) et avec les équipements industriels à
méca, auto, élec… mettre éventuellement en cohérence avec une
106 / 297
augmentation de certaines capacités industrielles,
par exemple les éco-industries.
Autres (textile, 13% Activités du papier-carton liées à la problématique
papier-carton, bois…) de la ressource forestière (Vision Agriculture)
Production de Ne fait pas
l’énergie (raffinage, partie des
centrales thermiques) stat. Industrie
2.4.1.b. Evolution et déterminants

Historique des évolutions des consommations d’énergie
La figure ci-dessous représente l’évolution de la consommation d’énergie hors

matière première entre 1984 et 2009. Rappelons que l’usage de matière première (charbon
pour la sidérurgie, gaz naturel pour la chimie, etc.) représente (en 2009) 11% de la
consommation finale d’énergie (ou aussi 16% des combustibles fossiles).
Source ADEME d’après données CEREN
Les enseignements tirés de ce graphe sont particulièrement intéressants : la consommation

d’énergie a augmenté d’une dizaine de points en 20 ans pour se stabiliser milieu des années
2000. Elle chute fortement en 2009, puis 2010 du fait de la crise économique.
L’effet de structure est relativement important et les dynamiques énergétiques et

économiques sont différentes au sein de l’industrie. Ainsi la figure ci dessous montre par
exemple : +40% pour les IAA, +29% pour le papier-carton, -60% pour le textile, etc. Le signe
107 / 297
négatif de son évolution traduit le recul (ou la progression plus lente) de produits gros
consommateurs d’énergie (par exemple dans les engrais ou en sidérurgie), notamment
depuis le milieu des années 90.
Source Chiffres clés 2012 – ADEME
Déterminants des évolutions à venir
L’évolution de l’outil industriel en capacité ou en performance énergétique est

essentiellement orientée par les demandes du marché, le prix des ressources énergie,
matières premières et des externalités et par l’âge des installations.
Les demandes du marché ont été esquissées pour la part relevant des visions
transport, bâtiment, agriculture intégrant des considérations liées à une vision plus
transversale dite de consommation durable.
L’accès à l’énergie à un coût compétitif est un facteur important de localisation des

industries les plus énergivores, mais le cas de l’Allemagne (prix de l’électricité deux fois plus
élevé et part de l’industrie dans le PIB deux fois supérieur à la France en résumé) montre
qu’il peut être surmonté. Toutefois, le coût actuel moindre du gaz naturel aux Etats pourrait
induire des délocalisations de sites de fabrication de matières de base.
Certaines évolutions se font également en intégrant des éléments liés à la diminution

d’autres impacts. On peut citer l’exemple de la transformation des installations de chlore
pour supprimer les technologies à électrode à mercure – attendue pour fin 2019 - qui
permettra la mise en place de solutions énergétiquement plus performantes, mais qui
pourrait induire des restructurations de la capacité de production nationale pour conserver
les capacités les plus compétitives.
Concernant l’âge des installations, en 1998 déjà, une enquête du ministère de

l’Industrie situait l’âge moyen des machines-outils à 17 ans et en 2010, le rapport final des
Etats Généraux de l’Industrie estimait le déficit en investissement industriel à 100 milliards
d’euros. Aussi à horizon 2030, en plus d’intégrer l’évolution des activités industrielles, on
108 / 297
peut penser que nombreuses industries arriveront en phase de renouvellement de leurs
équipements. A cette occasion, l’investissement doit être renforcé dans des équipements ou
des procédés énergétiquement performants. Le scénario de production industrielle, dont
l’évolution globale est – dans ce premier exercice - intimement liée à la croissance du PIB,
impose d’amplifier la mise en œuvre de mesures de réductions des consommations unitaires
d’énergie et des émissions de CO2.
La croissance de la production physique dans le scénario, principalement tirée par la

croissance du PIB, est la suivante :
Production physique des IGCE, Mt 1990 2010 2030

éthylène 2,25 2,34 2,9
chlore 1,34 1,16 1
ammoniac 1,59 0,81 1,2
clinker 20,9 14,9 16,5
papier-
pâtes 7,05 8,83 13,4
verre 4,94 4,63 6,35
aluminium 0,55 0,51 0,94
sucre 4,74 3,87 4,2
Production d'acier, Mt 19,02 15,41 21
dont four électrique, Mt 5,4 5,59 8
Ce tableau de production physique ne fait pas à proprement parler partie des « hypothèses
retenues par l’ADEME », le champ de compétences de l’Agence n’étant pas sur le niveau de
production physique mais sur l’efficacité énergétique pour produire une tonne de produits.
2.4.2. Vision de l’ADEME pour la production industrielle

La courbe de consommation énergétique suit la courbe de production industrielle : la
production industrielle est donc un paramètre de premier ordre pour diminuer ou augmenter
la consommation d’énergie en industrie.
Ainsi, un scénario qui promeut la délocalisation des activités industrielles pourra

généralement se prévaloir d’une baisse importante de ses consommations énergétiques et
émissions de CO2. Cette démarche n’a pas été adoptée dans notre vision, la vision
proposée ayant maintenu le lien entre croissance du PIB et production physique de
l’industrie, tout en appliquant aux consommations unitaires des gains ambitieux mais
réalistes d’efficacité énergétique.
Aussi cinq typologies d’actions ont été déterminées dont les conditions d’applications
par secteurs sont détaillées ci-après:
1. efficacité énergétique : installation de matériels énergétiquement plus

performants et optimisation énergétique de la conduite des procédés
industriels ;
2. recyclage de matières premières permettant la mise en œuvre de procédés

moins énergivores que ceux utilisant les matières première vierges ;
109 / 297
3. valorisation énergétique ou matière des déchets : permettant via la
méthanisation ou l’incinération d’auto-produire de l’énergie ou de substituer
une parte combustible fossiles ;
4. intégration des EnR dans les procédés industriels ;
5. substitution de matériaux fossiles par des produits biosourcés : par le

développement de la chimie du végétal permettant de réduire la
consommation de matières premières fossiles non énergétiques ;
Une mesure complémentaire prise en compte dans le scénario proposé porte sur la
contribution de sites industriels à la production globale d’énergie thermique (généralement
pour des sites utilisateurs proches) ou électrique : il s’agit de la récupération externe
d’énergie fatale produite par les sites industriels par d’autres entités utilisatrices. Elle inclut la
valorisation thermique vers des réseaux de chaleur ou la valorisation électrique vers le
réseau, mais également la valorisation entre sites industriels.
Le captage et stockage de CO2 sur des installations industrielles permettant de

diminuer les émissions de CO2 a également été évalué.
2.4.2.a. Hypothèses retenues concernant les gains d’efficacité énergétique par

secteur industriel
Les grands secteurs et sous-secteurs industriels pour lesquels les gisements ont
identifiés permettant de couvrir 80 % des consommations énergétiques de l’industrie sont les
suivants :
Huit Industries Grandes Consommatrice d’Energie (IGCE) ont également été isolées
(aluminium, ammoniaque, chlore, éthylène, clinker, verre, sucre, papier-pâtes).
110 / 297
Le principe des gisements d’économie d’énergie théoriques et techniques
La méthodologie générale de détermination des gisements « théoriques et techniques »

établie par le CEREN8 repose sur la définition de solutions technologiques existantes
d’efficacité énergétique (ou Meilleures Techniques Disponibles) et l’application de chaque
solution à 100% du potentiel encore disponible. Cette analyse croise des solutions
d’efficacité énergétique et des secteurs d’application.
Ces actions d’efficacité énergétique peuvent être définies selon 3 catégories :
1. Les actions organisationnelles, visant à intégrer dans la gestion de la production,

l’optimisation des consommations d’énergie et en particulier la chasse au gaspillage
« au quotidien ». Sont attendues la réalisation d’audits énergie, la mise en œuvre et le
suivi de plan de comptage, la mise en place de Système de Management de l’Energie
(ISO 50001),... Ces mesures permettent aussi de pérenniser les économies d’énergie
et d’éviter toute dérive.
2. Les actions technologiques par l’investissement dans des solutions éprouvées pour
lesquelles il existe de nombreuses offres technologiques d’équipements industriels
permettant une réduction des consommations d’énergie (ex : moteurs performants,
variation électronique de vitesse, récupérateur de chaleur, échangeur plus
performant…) qui ne sont pas systématiquement adoptés par les industriels.
3. Les actions technologique par l’investissement dans des solutions innovantes qui au-
delà des solutions éprouvées précitées, doivent être développées et adoptées, ces
nouvelles solutions apportant un gain supplémentaire en matière de réduction des
consommations d’énergie. On y retrouve également les projets de nouvelles
installations industrielles.
Par exemple, pour les secteurs de l’industrie lourde, qui représentent 58% des
consommations de l’Industrie, si l’on cumule ces 3 catégories de gisements provenant de
l’optimisation des utilités (motorisation électrique, chauffage des locaux, éclairage, etc.) et
ceux des procédés, on obtient un gisement théorique et technique compris entre 14 et 26%.
Accessibilité des gisements théoriques et techniques définis
En complément de l’analyse théorique et technique élaborée par le CEREN, le

scénario de l’ADEME est complété par d’autres sources9 et par la détermination d’un niveau
d’accessibilité de ces gisements en fonction notamment de critères économiques.
8
Etude gisements CEREN pour les utilités industrielles
Etude gisements CEREN pour les procédés et utilités de l’Industrie lourde
Etude gisements CEREN pour les procédés et utilités de l’Industrie de 2de transformation (en cours).
9
Meilleures Technologies Disponibles et Technologies Emergentes dans les documents sectoriels BREF de la directive IED
Directives ERP (ex : EuP) sur les performances énergétiques des équipements industriels et travaux préparatoires pour y
intégrer de nouveaux équipements
Réglementation particulière : par exemple, l’interdiction du procédé avec des cellules de mercure pour l’industrie du chlore en
2019.
111 / 297
En effet, ces solutions performantes ne sont pas encore généralisées, en grande
partie parce ce que la facture énergétique n’est pas forcément si significative dans les
comptes des industriels, bien que cela reste à moduler selon les secteurs. De plus, l’objectif
premier des industriels est d’investir pour produire des biens et pas pour faire de l’efficacité
énergétique.
Autre élément important : les investissements en efficacité énergétique se font en

suivant le calendrier des renouvellements d’équipements ou de mise en œuvre de nouvelles
lignes de fabrication. En phase de programmes d’investissement, les industriels sont
beaucoup plus réceptifs à intégrer du matériel énergétiquement performant.
Pour ce qui est des solutions innovantes, il est toujours difficile d’adopter une
nouvelle technologie, même si elle est énergiquement plus efficace, si son efficacité au
regard des contraintes de production n’est pas avérée, démontrée.
Il faut également noter la perte de compétence interne en matière de gestion de

l’énergie dans les industries depuis les années 80, lié à un prix de l’énergie bas entre autres,
qui pénalise le positionnement central du sujet énergie dans les décisions des industriels.
Les gisements théoriques et techniques précédemment évoqués ont donc fait l’objet
d’un filtre « économique », notamment basé sur l’analyse d’un temps de retour sur
investissement (TRI) évalué sur le surcoût par rapport à la solution de référence plus
énergivore.
On a ainsi distingué les gisements à TRI à surcoût faible (< 1,5 ans), moyen (< 3 ans)
et élevé (> 3 ans). Par exemple pour les postes de consommation concernant la production
d’utilités industrielles, on obtient que 21 % du gisement théorique et technique a un TRI
faible et 47 % un TRI faible ou moyen. C’est à partir de tels éléments économiques que les
gisements atteignables ont été définis.
Aussi, sous condition de la mise en place de mécanismes réglementaires, fiscaux, et

financiers incitatifs, l’Agence a déterminé des potentiels atteignables d’ici 2030 selon les 3
catégories de gisements (organisationnel, éprouvé, innovant). Cette évaluation prospective
tient donc compte de considérations économiques en termes de rentabilité des
investissements et de critères différenciant selon le caractère énergivore des activités
industrielles. Les pourcentages indiqués par la suite s’appliquent sur les consommations
d’électricité et combustibles hors matières premières.
Les critères d’accessibilité suivants ont été appliqués aux gisements théoriques et
techniques :
Pour les actions organisationnelles appliquées à l’ensemble des établissements

industriels (environ 42 000 sur les 160 000 existants, et qui rassemblent plus de 97% de la
consommation énergétique),
- 10 % de gain pour les établissements consommateurs de moins de 5 GWh par an.

Des opérations pilotes sont en cours, et les premiers retours montrent des gains de l’ordre
de 10% dans les PME.
- 0,5% pour les établissements de plus 1 TWh par an (avec une facture de 36 M€
d'énergie par an, car ces sites – soumis à la Directive Européenne ETS sur les quotas de
CO2 ont forcément déjà mis en place une organisation pour maîtriser l’énergie)
112 / 297
- entre les 2 situations, et pour tenir compte des différences d’échelle, le gisement est
calculé selon une loi logarithmique (voir courbe ci-dessous)
On obtient un gain potentiel en solutions organisationnelles pour l'industrie de 2,4 % avec

des écarts importants selon le secteur industriel : 0,6% pour la sidérurgie fortement
concentrée et pour lequel l’enjeu énergétique est relativement plus important ou 6,0 % pour
la plasturgie qui a plus de petits établissements. En terme de taille, les sites faiblement
consommateurs représentent environ ¼ de l’effort et les grands consommateurs environ
1/20.
Cette simulation suppose une forte mobilisation de l’ensemble des sites. Par exemple, on
peut envisager des règles de qualité et de réalisation (SME ISO 50001, plan de comptage,
audits) obligatoires à 100% pour les gros consommateurs (> 1 TWh/an - ~ 50 sites), à 50%
pour les consommateurs moyens (5 à 50 GWh/an – ~ 5 600 sites) et des actions de diffusion
de masse des bonnes pratiques sectorielles auprès des petits consommateurs
Pour les actions technologiques par l’investissement dans des solutions éprouvées :
le gisement accessible correspond au cumul de :
- 100% des gisements théoriques et techniques (utilités et procédés) à TRI faible ou

moyen, soit 9,6 % des consommations d’énergie totale.
- 100 % des gisements à TRI élevé mais correspondant à des actions imposées sur
les nouveaux investissements par la réglementation actuelle d’ici 2030, (ex : moteurs
performants IE2 puis IE3 avec le règlement 640/2009) ou par anticipation des nouvelles
règlementations d’ici 2030 – calculé en tenant compte d’un renouvellement du parc de 5 %
par an, soit 2,2 % des consommations d’énergie totale
- 20 % des gisements à TRI élevé mais qui deviendraient plus rentables avec des
conditions économiques ou règlementaires plus incitatives (augmentation du coût de
l’énergie, diminution des coûts d’investissement y compris via les CEE), soit 1,0% des
consommations d’énergie totale
113 / 297
On obtient un gain potentiel en solutions éprouvées pour l'industrie de d’environ 13 %.
A titre de comparaison, le gisement d’économies d’énergie déterminé par l’ADEME dans le

cadre de l’exercice « Objectifs 3ème période CEE – industrie – 2014 - 2017» correspondrait à
0,8 % de la consommation d’énergie (hors matière première) de l’industrie sur 4 ans. Si on
applique le même objectif jusqu’à 2030, on obtiendrait de l’ordre de 3 à 4 % de la
consommation d’énergie (hors matière première) de l’industrie. Le périmètre de l’exercice
prospectif est plus large que les fiches CEE et dépend d’autres actions incitatives. Les 3 à 4
% d’extrapolation des gisements CEE sont donc à comparer à environ une dizaine de
pourcents de mesures d’efficacité énergétique décrites précédemment.
Pour les actions technologiques par l’investissement dans des solutions innovantes,
le chiffrage du gisement est basé sur les mesures dites « de rupture » décrites dans les
études CEREN. Ces études n’ayant pas d’objectif prospectif, elles n’avaient pas pour
ambition d’identifier des solutions innovantes à un horizon 2030. Par contre, elles ont
l’avantage d’avoir chiffré un objectif de réduction des consommations d’énergie, élément plus
difficile à acquérir dans le cadre de solutions encore au stade laboratoire.
Aussi, sur la base de cette estimation et en considérant que d’autres innovations

technologiques émergeront d’ici 2030, le gisement en solutions innovantes à 2030
correspond à 50 % du chiffrage du potentiel « de rupture » des études CEREN.
On obtient un gain potentiel en solutions innovantes pour l'industrie de l’ordre de 5 % avec

également des répartitions sectorielles non homogènes.
Au final, le cumul des 3 catégories de actions d’efficacité énergétique aboutit à une

diminution de l’intensité énergétique de l’industrie qui se répartit pour ¼ en solutions
innovantes et pour ¾ en solutions éprouvées et organisationnelles.
Pour connaître l’impact de ces gains sur la vision 2030, il faut appliquer la déclinaison
sectorielle des différents gisements – secteur par secteur – à chaque consommation
d’énergie spécifique actuelle multipliée par la production industrielle définie pour 2030.
Rapportée à la production industrielle de 2010, ces actions permettraient des gains
d’efficacité énergétique de l’ordre de 20%.
Le niveau de production absolue étant en croissance, selon les hypothèses exogènes

rappelées en introduction, le gain énergétique absolu n’apparaît plus que de 10%.
114 / 297
Le détail par secteur industriel est indiqué ci-dessous :
Gains d’efficacité énergétique

Répartition par type
Secteur Industriel en 2030 par rapport à 2010
d’EE
par tonne produite
Organisationnelle : 0,6%
Sidérurgie -7.5% Eprouvée : 3,7%
Innovation : 3,2%
Organisationnelle : 1.4%
Métaux primaires -12.7% Eprouvée : 11.5%
Innovation : 0%
Organisationnelle : 1,7%
Chimie -18,0% Eprouvée : 10.5%
Innovation : 6.1%
Minéraux non métalliques -19,4% Eprouvée : 9.4%
Innovation : 3.0%
Industrie agro-alimentaire -29.4% Eprouvée : 20.8%
Innovation : 5.8%
Equipement -27.7% Eprouvée : 20.0%
Innovation : 4.1%
Autres -25.2% Eprouvée : 17.2%
Innovation : 5.5%
Les gains indiqués sont des
gains unitaires. Une fois
multipliés par le facteur
d’activité, ils donnent la
Total -19.6% consommation énergétique de
chaque branche.
Les pourcentages de droite ne
sont pas additifs.
115 / 297
2.4.2.b. Hypothèses retenues sur le recyclage
Le recyclage est un mode de mise en circulation des ressources qui permet de diminuer
l’intensité en ressources au même titre que le réemploi, la réparation, ou la « re-fabrication »
à partir de pièces détachées issues de produits usagés et par conséquent qui permet de
maximiser le rendement des ressources mobilisées au travers des produits. L’intensité
ressources est une mesure de l’usage efficace de ses ressources par une économie. Elle est
calculée comme le rapport de la consommation de ressources et de la production, mesurée
par le PIB.
L’économie des matières premières vierges est un enjeu majeur partagé au niveau mondial.
Les matières premières de recyclage contribuent positivement à l’économie de matières
premières vierges. Notre économie est aujourd’hui fortement dépendante
d’approvisionnements en matières premières dont l’augmentation de la volatilité des cours
témoigne de l’épuisement des ressources et de tensions géopolitiques.
Dans ce scénario, on entend par gisements d’économies d’énergie mobilisables par

le recyclage, les économies d’énergie générées par l’utilisation de matières premières de
recyclage en place de matières premières vierges.
Plusieurs leviers contribuent à l’économie et à la sécurité d’approvisionnement de matières

premières vierges. Aussi au même titre que la mobilisation des gisements ; la maîtrise de la
qualité et de la circulation des matières ; la durabilité des produits, le remanufacturing, la
réutilisation ; l’amélioration de la qualité de la chaîne de recyclage et des performances de tri
et l’existence d’un marché des matières premières de recyclage à un prix acceptable,
l’optimisation des procédés industriels pour utiliser des matières premières de recyclage est
un levier très important.
En France en 2008, la part des matières premières de recyclage (28 Mt collectées) dans la
production de produits est contrastée selon les matières avec 41 % pour l’acier, 46% pour
les métaux non ferreux, 60 % pour les papiers-cartons, 5 % pour les plastiques et 49 % pour
le verre [Bilan du recyclage 2001-2010 - ADEME]. Toutes matières confondues (hors
organiques et inertes du BTP), le recyclage a ainsi permis d’éviter l’émission de 19 Mt eq
CO2, soit environ 3,6 % des émissions brutes (hors puits de carbone) de gaz à effet de serre.
Concernant les granulats (matières minérales destinées au secteur de la construction), sur

438 Mt commercialisés en 2008, 15 Mt étaient issus du recyclage de bétons de démolition et
8 Mt de sources industrielles (laitiers sidérurgiques, mâchefers d’incinération, schistes
houillers). Par ailleurs, près de 115 Mt de déchets provenant d’excédents de chantiers
étaient utilisés à des fins de construction d’ouvrage, limitant ainsi les prélèvements en
matériaux de carrière (source : UNPG). C’est sans compter les 6,5 Mt d’agrégats d’enrobés
récupérés annuellement et recyclés à 80% dans la fabrication de nouveaux produits
bitumineux (à hauteur de 25% Source USIRF) ou valorisés pour d’autres usages routiers (à
hauteur de 55%, Source FNTP-ADEME).
Ces données nationales sont à mettre en perspective avec les gains maximaux estimés au
niveau mondial à 500 Mt CO2 évités par le recyclage des métaux (dont 427 évités par
métaux ferreux et 57 par l’aluminium) et des papiers cartons (5 Mt CO2 évités).
116 / 297
Quantité de MPR utilisée en
France en vue du recyclage
par rapport à la production

Variation de la quantité de
Taux d'utilisation de MPR
(ou taux d’incorporation)

MPR utilisée par rapport
par rapport à la quantité
par rapport à la quantité

Collecte (estimation)
% des importations
% des exportations
de MPR récupérée
de MPR utilisée
Production (kt)
à 2009
kt %
Métaux ferreux (a) 15 418 12 467 6 312 +10,6% 40,9% 33,6% 50,7%
Métaux non ferreux (b) 1 221 1 318 746 +21,7% 61,1% 55,0% 74,5%
- aluminium 856 637 499 +22,3% 58,3% 56,3% 65,8%
- cuivre 111 332 111 +24,7% 100/% 65,1% 88,3%
- plomb 91 248 91 +28,2% 100% 53,3% 82,8%
- zinc 163 101 45 0% 27,6% 18,7% 63,8%
Papier carton 8 830 7 021 5 276 +5,6% 59,8% 16,6% 37,4%
- Papiers industriels et
426 nd 81 -3,6% 19,0% nd nd
spéciaux
- Papiers d’hygiène 728 nd 291 0,0% 40,0% nd nd
- PPO (Papiers pour

3 120 nd 2 987 +4,8% 95,7% nd nd
ondulé)
- Emballages souples 220 nd 39 -4,9% 17,7% nd nd
- Cartons plats 704 nd 619 +5,1% 88,0% nd nd
- IE (Impression Ecriture) 2 146 nd 241 +23,0% 11,2% nd nd
- Papiers de Presse 1 486 nd 1 018 +7,5% 68,5% nd nd
Verre 4 739 2 292 2 346 +3,3% 49,5% 6,7% 4,5%
- Verre d'emballage 3 265 1 916 2 059 +0,8% 63,1% 7,6% 5,4%
Plastiques (données
5 063 796 251 nd 5,0% 32,6% 49,3%
2008)
TOTAL 35 271 23 895 14 931 +7,9% 42,3% 24,5% 43,6%
450 /
3,7% /
Bois (c) 11 750 4 100 nd nd nd
8,3%
1 000
Granulats recyclés issus

365 000 nd 17 000 -3% 4,7% nd nd
du BTP (d)
Bilan du recyclage ADEME

117 / 297
Freins au développement du recyclage
Deux verrous technologiques liés aux étapes de préparation de la matière et de recyclage

concernent directement le secteur industriel et en particulier l’industrie du recyclage.
Le premier verrou réside dans la capacité des équipements, procédés et techniques :
- à détecter et séparer les matières avec une cadence élevée ;
- à être flexible et s’adapter au rythme de l’apparition de nouveaux produits et

nouvelles matières ;
- à fabriquer des matières premières de recyclage de qualité et selon un optimum

technico-économique.
Ces procédés et techniques sont déterminants pour orienter les flux vers les filières les plus
pertinentes, garantir dans le temps la régularité, la qualité des gisements de matières
premières de recyclage, préserver la valeur de la matière première et atteindre des
prescriptions techniques de plus en plus sévères.
Le deuxième verrou réside dans la capacité des équipements, procédés et techniques de

production à substituer des matières vierges par des matières recyclées. Certains procédés
et équipements industriels sont en effet conçus pour fonctionner exclusivement avec de la
matière première vierge et ne permettent pas encore d’utiliser des matières premières de
recyclage.
D’autres contraintes organisationnelles constituent autant de difficultés supplémentaires, par

exemple ceux liés à la caractérisation des gisements de déchets et des matières, à la
logistique et à la traçabilité mais également des verrous économiques, politiques,
réglementaires, sociologiques et liés à l’organisation des acteurs.
A court terme, un verrou au développement du recyclage est la disponibilité des capacités

des installations de stockage de déchets conjuguée à l’absence de demande significative de
matière première de recyclage. A long terme, la pression exercée par la faible disponibilité
des matières premières vierges devrait favoriser le développement des matières premières
de recyclage.
Evaluation des taux de recyclage à horizon 2030
Sur la base de l’analyse de ces différents verrous, et en gardant à l’esprit que les
évolutions des taux de recyclage sont très directement liées à l’évolution de la
consommation de matière recyclée dans les produits tant en domestique qu'en exportation, à
la capacité de positionnement de notre industrie pour intégrer des processus de recyclage
dans un contexte compétitif international fluctuant et à la forte amélioration de la capacité
technologique du recyclage, les hypothèses suivantes sont proposées :
Pour l’acier, la substitution d’acier oxygène par de l’acier électrique n’est pas retenue
notamment pour des raisons techniques (nuance, propriété, etc.) (à noter d’ailleurs que la
proportion entre les 2 filières est stable depuis une dizaine d’année). Le scénario tient
néanmoins compte de l’introduction d’une plus grande part de ferraille dans les
convertisseurs en substitution de fonte, dans la limite d’un seuil technique (160 kg pour
118 / 297
1 tonne de fonte pour produire 1,14 tonne d’acier). Les économies d’énergie ont ensuite été
calculées à partir des consommations spécifiques fournies par les études CEREN en
industrie selon les filières.
Pour l’aluminium, le bilan du recyclage de l’ADEME montre que les quantités

produites sont supérieures aux quantités collectées. Ce qui veut dire qu’il est nécessaire de
maintenir une activité de 1ère fusion pour répondre à la demande. Nous avons considéré le
taux « fabrication 2nd fusion » / quantité collectée. Ce taux est actuellement de l’ordre 75% et
dépend des imports / exports de matières recyclées (1,5 fois plus d’aluminium collecté
exportée qu’importée). En limitant les exportations, l’aluminium de 2nd fusion pourrait se
substituer à celle de 1ère fusion, et ainsi engendrer des économies d’énergie.
Pour les autres métaux non-ferreux (exemple du zinc), il est difficile d’estimer le
gisement de matière encore récupérable (d’autant que cela dépend des durées de vies des
équipements finaux). Mais la tendance actuelle de hausse des coûts de matière première
tend à démontrer que peu de métaux non-ferreux en fin de vie ne soient pas collectés.
Pour le verre creux, à la vue de l’état de l’art technique actuel, le scénario prend
uniquement en compte la récupération de calcin pour le secteur du verre creux (environ 2/3
de la consommation d’énergie du secteur verrier)
Pour le papier, le gisement n’a pas d’impact direct sur les consommations d’énergie,
par contre son impact sur la ressource est important.
Taux de
2010 2030 Commentaires
réincorporation
114 ~150
Acier filière Seuil maximum : 160
kg/tonne kg/tonne
oxygène kg/tonne de fonte
de fonte de fonte
Acier filière Uniquement constituée
100% 100%
électrique de ferraille
Limitation des
Aluminium 78,3 90,0 %
exportations
Zinc 44,5% 60,0%
Limitation par le taux
Verre creux 63,1% 70%
de collecte
2.4.2.c Hypothèses retenues pour la valorisation énergétique et l’intégration

des ENR
Dans l’industrie et l’agriculture, le potentiel global accessible à la chaleur renouvelable
biomasse, géothermie et solaire est égal à 14,8 Mtep dont 14,3 pour l’industrie.
L’accessibilité de cette chaleur renouvelable se situe au niveau des procédés industriels
et/ou au niveau du chauffage des bâtiments.
Les secteurs avec un usage industriel de la chaleur accessibles à la chaleur

renouvelable sont les suivants : Bois / Papier / Carton, Sucreries, Laiteries, Plâtre / Chaux /
Ciment, Alimentation animale, Travail du grain / Amidon, Distilleries / Brasseries,
Biocarburants, Chimie organique, Traitement de surface.
119 / 297
Ils représentent un potentiel global de plus de 12,6 Mtep de consommation accessible à la
chaleur biomasse et géothermie profonde (pour les régions Alsace, Aquitaine et Ile de
France). Parmi ces secteurs, les cibles prioritaires et plus à même de passer à la chaleur
renouvelable sont les sites soumis au système communautaire d'échange de quotas
d'émission de gaz à effet de serre (SCEQE) avec plus de 3,3 Mtep accessibles.
Quatre secteurs sont d’autre part prépondérants en termes de marché potentiel :
- la chimie minérale et organique qui constitue 26% du marché potentiel,
- l’industrie du papier, carton avec 19% du marché potentiel
- les industries agro-alimentaires avec17% du marché potentiel
- le secteur plâtre/chaux/ciment avec 8% du marché potentiel
La chaleur renouvelable biomasse, géothermie et solaire est également accessible

dans l’industrie via le chauffage des bâtiments. Outre les secteurs industriels avec un usage
industriel de la chaleur cités précédemment, les secteurs suivants sont accessibles:
habillement, cuir, édition, imprimerie et reproduction, pharmacie, parfumerie et entretien,
équipements du foyer, automobile, construction navale, aéronautique et ferroviaire,
équipements mécaniques, équipements électriques et électroniques, autres industries des
produits minéraux, textile, autre chimie, caoutchouc, plastiques, métallurgie, Composants
électriques et électroniques, autres IAA
Ces secteurs représentent un potentiel global de plus de 1.6 Mtep dont 60% sont affectés en
priorité à la biomasse, 30% pour la géothermie et 10% pour le solaire. Les secteurs
prioritaires sont les secteurs soumis au SCEQE avec un potentiel de plus de 35 000 tep pour
le chauffage des bâtiments.
On distingue 5 types de verrous à la réalisation de projet biomasse énergie:
Technologiques :
Aujourd’hui une seule technologie est réellement mature pour la valorisation de combustible
solide : chambre de combustion + chaudière (à grille / spreader stocker / lit fluidisé). Les
principales évolutions portent sur le rendement global de ces systèmes et leur réactivité.
Cette technologie ne peut pas être utilisée dans le cas de process industriels où le produit
est en contact avec le combustible (ex : verrerie – impact des résidus de combustion sur le
produit) ou de process demandant des températures très élevées (>1000°C). De plus, cette
technologie demande l’utilisation d’un des fluides caloporteurs suivants entre la source
chaude et le process : air, eau, huile thermique, vapeur.
D’autres technologies (plus ou moins matures), telles que la gazéification de la biomasse ou

l’utilisation de biogaz, permettraient de répondre aux contraires de ces procédés industriels
particuliers.
On distingue l’usage vapeur process (issue de chaudières) et chaleur process (issue de

fours et séchoirs). Pour le 2ème, des verrous technologiques existent : ex : vapo craquage ;
exigences sur la qualité du produit (ex : pollution de céramiques par des particules de
fumées) (étude Blézat, p 41)
120 / 297
Ressources : La multiplication des projets biomasse énergie demande une structuration /
professionnalisation de la filière d’approvisionnement, en particulier pour accéder
massivement à la ressources sylvicole. Ce potentiel n’est pas extensible et doit donc être
exploité intelligemment.
Réglementation / cogénération : le développement de la cogénération biomasse est

étroitement lié aux tarifs d’achat d’électricité produite, aujourd’hui fixés entre 5 et 12MW et
l’appel d’offre de la CRE (>12MW). L’absence de tarif d’achat en dessous de 5 MW
électriques, alors que les technologies existent (ORC, petite turbine) est un frein au
développement de la cogénération à haute valeur ajoutée en France. En effet, pour qu’un
projet soit viable sur le plan énergétique, il doit être dimensionné sur les besoins de chaleur
de l’industriel, et non sur la production électrique attendue. Or, les industriels proposant plus
de 10 MWth de débouchés thermiques sont en nombre limité.
Economiques et financiers : La mise en place d’un projet biomasse énergie est étroitement
lié à sa rentabilité économique à court et moyen terme en particulier dans le secteur de
l’industrie, et donc au coût de la solution énergétique de référence (GN, FOL…).
Par ailleurs le développement de tels projets, impliquant des montant d’investissement

conséquents, demande un soutien et une prise de risque des organismes financeurs
(banque, crédit bailleur…).
Par ailleurs, l’évolution du marché du CO2 et la mise en place du SCEQE III auront un
impact certain sur le développement des projets.
Ainsi, le prix des énergies fossiles (le GN étant le principal concurrent de la biomasse) et le
marché du CO2 auront un impact significatif sur l’essor ou le ralentissement de la filière
biomasse énergie.
Environnemental : L’utilisation de combustible solide tel que la biomasse implique la

formation de polluants (NOx, POPs, SOx dans le cas de sous produits agricoles et
industriels) et de résidus de combustion (cendres, poussières de différente granulométrie).
Ces contraintes sont de mieux en mieux maîtrisées avec l’optimisation des équipements de
combustion et des rendements et la mise en place de systèmes de traitement des fumées
(filtres / déNOx).
Cependant, et compte tenu du contexte qualité de l’air français (dépassement des seuils
européens), les exigences sont de plus en plus fortes, ce qui peut avoir deux effets
limitants pour les installations existantes :
- impossibilité de se mettre en conformité pour des raisons purement technologiques (rétrofit

impossible)
- rétrofit possible, mais renchérissement du coût (investissement supplémentaire, ou

exploitation plus onéreuse) qui déséquilibrerait la position de ces installations vs les énergies
fossiles.
Quant aux nouvelles installations, elles subiront elles aussi un surcoût, mais leur vulnérabilité
est moindre.
En complément de l’optimisation énergétique des procédés industriels – y compris par

l’intégration de processus de recyclage matière – trois points restent à traiter :
121 / 297
- l’intégration des énergies renouvelables (par exemple le solaire thermique pour
l’industrie agroalimentaires, qui a d’importants besoins à basse température, mais
aussi géothermie, la valorisation énergétique de la biomasse et de déchets
industriels…). Ces chiffres de production sont indiqués dans la partie offre
énergétique, l’autoconsommation n’étant pas considérée directement.
- La production d’énergie renouvelable vers d’autres secteurs, notamment à partir de

chaleur fatale – également développée dans la partie offre énergétique. La
valorisation énergétique et plus particulièrement la valorisation énergétique des CSR
(combustibles solides de récupération) dans le secteur des ciments et chaux qui
consomme 92% des combustibles spéciaux de l’industrie. Seul ce secteur est donc
considéré pour 2030.
L’étude CEREN sur les gisements d’économie d’énergie en industrie lourde donne (après les
opérations d’économies d’énergie) un gisement de substitution de ~ 7,8 TWh (6,0 TWh pour
le ciment et 1,8 TWh pour la chaux). Ce chiffre est à comparer au 500 000 tep (5,8 TWh)
disponible par les CSR qui peuvent donc être entièrement consommés par l’industrie
cimentière.
Cette augmentation d’utilisation de déchets en cimenterie est susceptible de se faire sans

évolutions significatives des impacts sur l’air (dioxines, NOx, poussières) par rapport à la
situation actuelle.
D’autres actions spécifiques peuvent être mises en place. Par exemple, pour l’utilisation de
pneus comme agent réducteur dans les fours à arc en sidérurgie, l’étude CEREN sur les
gisements d’économie d’énergie en industrie lourde a été utilisée.
L’industrie peut, par ces valorisations directes ajoutées à celles détaillées dans la partie
Offre énergétique, diminuer sa consommation de matière combustible (coke, gaz, fuel, etc)
hors matière première de l’ordre de 6 %.
2.4.2.d. Hypothèses retenues pour la chimie du végétal

En 2009, l’industrie chimique a consommé 12,3 Mtep de ressources énergétiques fossiles,
dont 28% comme matières premières non énergétiques, transformées en produits
(plastiques, engrais, etc.).
L’industrie chimique utilise également une part non négligeable de ressources végétales
comme matières premières. Ces ressources représentent environ 8% de l’ensemble des
ressources carbonées utilisées par la filière en France.
La répartition actuelle des ressources carbonées, végétales et fossiles, consommées comme

matières premières non énergétiques par l’industrie chimique est présentée dans le tableau
suivant.
122 / 297
Energie contenue dans les combustibles à usage MP
non énergétiques
En Mtep En pourcentage
Ressources carbonées
3,7 100%
totales
Dont ressources fossiles

3,4 92%
(gaz, pétrole, charbon)
Dont ressources végétales 0,3 8%
A horizon 2030 et dans une vision volontariste, le croisement de données bibliographiques et

de dires d’experts laisse envisager dans une première approche que les ressources
carbonées végétales représenteront environ 20% de la totalité des ressources carbonées
utilisées par l’industrie chimique et destinées à une utilisation en tant que matières
premières non énergétiques.
Cet essor des produits biosourcés serait permis par un contexte économique, sociétal et
réglementaire favorable et par un soutien à la R&D fort, permettant de lever les verrous
techniques de cette filière encore jeune.
Les ressources végétales mobilisées par l’industrie chimique entrent dans la composition de
biens intermédiaires et finaux très divers : tensioactifs, lubrifiants, encres, peintures,
polymères, matériaux composites, etc.
En 2007, l’ADEME a piloté une étude Marché actuel des bioproduits et biocarburants et
évolutions prévisibles à échéance 2015 / 2030, réalisée par Alcimed. Dans cette étude, deux
grandes catégories de produits dont les parts de marché seront significatives en 2030 ont
été identifiées (hors biocarburants) :
- Polymères, matériaux composites, lubrifiants et intermédiaires chimiques : ces

produits s’installeront visiblement sur les marchés avec une progression forte en
termes de parts de marché.
- Encres & peintures, solvants, tensioactifs : parts de marché déjà significatives
aujourd’hui et dont la présence sera augmentée à horizon 2030.
Un certain nombre de verrous, organisationnels, réglementaires et techniques, devront être

surmontés afin de permettre un développement significatif de la filière d’ici 2030.
Verrous organisationnels
La filière « chimie du végétal » est une filière encore jeune. Sa structuration a été
accompagnée par la création de différentes structures de soutien à la filière et par le
financement de projets collaboratifs par les pouvoirs publics. Cependant, afin de permettre
un développement et une intégration plus poussée de la filière, certains verrous
organisationnels doivent encore être levés. Notamment, on observe un cloisonnement
encore important entre les organismes de recherche spécialisés en chimie et ceux
spécialisés en sciences du vivant, compétences nécessaires au développement de la filière.
123 / 297
Ce cloisonnement se retrouve également au niveau de l’industrie (chimistes et
agroindustriels), peu d’acteurs présentant aujourd’hui une double compétence.
Verrous réglementaires
- Absence de réglementation incitative : il n’existe pas de politique de soutien

spécifique aux produits biosourcés, comme il existe pour les biocarburants (objectifs
de développement imposés, défiscalisation…)
- Valorisation des produits en fin de vie : l’absence de filière de collecte / tri pour
certaines catégories de produits biosourcés ne permet pas de réduire les impacts en
fin de vie.
- Valorisation des moûts de fermentation, parfois OGM, issus des procédés de

biotechnologies industrielles : la seule valorisation actuellement autorisée est
l’incinération. D’autres valorisations à plus haute valeur ajoutée seraient
envisageables pour certaines souches microbiennes dont l’innocuité a été prouvée :
épandage, recyclage, valorisation en alimentation animale… Certains pays autorisent
déjà ces valorisations (pays asiatiques).
Verrous techniques communs à l’ensemble de la filière
- Procédés :
Actuellement, les procédés de première transformation de la biomasse (fractionnement,

extraction, traitements thermiques…) ne permettent pas d’obtenir des premiers
intermédiaires suffisamment homogènes.
Les procédés chimiques classiques (catalyse, milieux réactionnels, voies d’activation…)

doivent encore être adaptés à la valorisation des matières premières renouvelables, le
verrou principal étant la présence de nombreux atomes d’oxygène dans les molécules
extraites des bioressources, en opposition avec les hydrocarbures fossiles utilisés
habituellement.
Les verrous relatifs aux biotechnologies industrielles, procédés dont l’usage dans l’industrie
chimique est très récent, sont encore nombreux : coût de production élevé des nouvelles
enzymes et micro-organismes, rendements encore insuffisants de certaines transformations,
technologies classiques de purification des mélanges peu adaptées aux procédés
biologiques.
Le changement d’échelle des procédés (génie des procédés industriels) : le passage de

l’échelle laboratoire à l’échelle industrielle est un verrou important.
- Filière de production de matériaux biosourcés (matériaux plastiques et composites) :
Les coûts de production des plastiques végétaux, 2 à 6 fois plus élevés que ceux de leurs
homologues fossiles, sont un frein majeur à leur développement.
Les matériaux biosourcés (plastiques et composites) développés jusqu’à maintenant ne

présentent pas toujours des performances équivalentes à celles de leurs homologues
fossiles.
124 / 297
Des actions globales vers l’industrie doivent être envisagées pour inciter les acteurs
économiques à s’engager dans ces évolutions de pratique et de marché. Ces actions visent
à soutenir la demande industrielle en matière d’efficacité énergétique mais également l’offre
industrielle permettant à terme d’en réduire les surcoûts. On peut en particulier citer :
- la fiscalité sur l’énergie et/ ou les évolutions de la directive ETS avec une
amélioration des TRI des investissements permettant une optimisation énergétique,
par exemple en redistribuant au moins partiellement aux acteurs industriels les plus
éco-efficaces les recettes générées par la mise aux enchères des droits à émettre.
- La mise en place de critères d’éco conditionnalité des aides financières y compris

des prêts bancaires – cela passe par un travail d’identification des critères d’éco
conditionnalité avec les acteurs de la banque et de la finance et de formation de leurs
opérateurs
- La mise en place d’un crédit d’impôts Entreprises pour, à l’instar du CIDD des
particuliers, favoriser l’investissement sur des équipements énergétiquement
performants « classiques » et le renforcement des CEE.
- La généralisation des audits obligatoires (directives IED et ESD)
- La formation à l’efficacité énergétique des Inspecteurs des Installations Classées

pour leur permettre de fixer des objectifs réalistes et ambitieux de performance
énergétique des installations industrielles.
- L’amplification du financement de programmes d’innovation, notamment avec les

modalités spécifiques à la réalisation de démonstrateurs industriels et de 1ère
industrialisation. Le Crédit Impôt Recherche pourrait être pour partie orienté ou
bonifié (éco conditionnalité) pour les programmes d’efficacité énergétique.
- Un renforcement de la réglementation sur les rendements globaux minimaux des

installations de combustion : chaudières, fours ainsi que des prescriptions énergie
dans le cadre de la Directive IED peuvent également être envisagés.
- Le renforcement de la formation initiale des opérateurs des sites industriels sur les
aspects énergie (par exemple les programmes Post-Bac à conduire avec le ministère
en charge de l’Enseignement Supérieur). L’efficacité énergétique doit devenir un
programme prioritaire pour la formation continue, notamment en passant par une
mise à plat des référentiels de compétences avec les organisations professionnelles.
Dans le cas spécifique du recyclage envisagé, il s’agit de mettre en place une

politique volontariste avec notamment les éléments suivants :
- Augmentation de la TGAP sur la mise en décharge
- Optimisation des filières REP avec un renforcement des objectifs de recyclage

boucle fermée…
- Mise en œuvre d’outils financiers avec notamment la création d’un marché des
certificats de recyclage négociables
125 / 297
- Renforcement de la réglementation sur la conception des produits pour augmenter
la durée de vie, faciliter le recyclage, inciter à utiliser des matières de recyclage.
Conditions de réalisation au regard du soutien à la filière chimie du végétal
Plusieurs actions de soutien à la filière chimie du végétal sont envisageables pour permettre
d’atteindre la vision volontariste de développement des produits biosourcés :
(1) Composante économique
- Maintien d’un prix élevé des matières d’origine fossile car il conditionne le seuil de
rentabilité des produits biosourcés,
- Instauration d’incitations fiscales permettant de soutenir le développement des
produits biosourcés,
(2) Composante environnementale
Les produits biosourcés représentent une solution envisageable pour la substitution de

produits actuellement utilisés qui sont contraints d’un point de vue réglementaire. La santé
des consommateurs ou des utilisateurs de produits issus de divers domaines industriels
constitue donc un levier important pour le développement des produits biosourcés, par
exemple dans le domaine de la détergence. Cette composante regroupe quatre facteurs
d’évolution :
- Les aspects réglementaires/incitatifs environnementaux,

- Les aspects réglementaires/incitatifs sur la santé : le respect des Directives sur les
Composés Organiques Volatils (COV) ou le Règlement REACH, incitent de
nombreux secteurs industriels à rechercher des solutions de remplacement pour des
produits d’origine pétrochimique, jusqu’alors classiquement et abondamment utilisés.
- La demande sociétale environnementale,
- La mobilisation des acteurs de la filière pour répondre à la demande sociétale de
produits à impact environnemental réduit.
(3) Composante technologique
Le maintien et le renforcement des efforts de R&D publics et privés sont fondamentaux pour
dépasser l’ensemble des verrous techniques existants et pour permettre aux produits
biosourcés de trouver de nouveaux débouchés industriels ou de remplir des cahiers des
charges des produits d’origine pétrochimique auxquels ils peuvent potentiellement se
substituer.
126 / 297
2.4.4. Bilan global du scénario de l’ADEME pour le secteur de la production industrielle
Chaque secteur a été détaillé afin de tenir compte des spécificités sectorielles sur les
différents types d’énergie consommée et leur usage (par exemple, l’utilisation de déchets en
cimenterie, ou l’utilisation de chaleur basse température en IAA).
Ainsi, le scénario de l’ADEME a identifié, secteur par secteur, les gains possibles d’efficacité
énergétique par type de gain (innovations technologiques, innovations organisationnelles,
innovations éprouvées) et les gains liés à l’augmentation du recyclage. Ces éléments ont
permis d’évaluer les gains énergétiques bruts entre un scénario tendanciel en 2030 et le
scénario ADEME 2030.
Mtep 2010 2030
Consommation totale 36,5 33,2
Evolution de la consommation énergétique (hors matières premières) de l’industrie par

secteurs industriels :
Mtep 2010 2030
Métaux primaires 6,22 6,9
Chimie 9,11 8
Matériaux non
métalliques 4,56 4,6
Industrie
agroalimentaire (IAA) 5,21 2,9
Equipement 4,00 3,4
Mines et
construction 2,35 2,6
Autres 5,05 4,8
TOTAL 36,5 33,2
Evolution de la consommation énergétique de l’industrie par vecteur (pour 2010, les chiffres
varient selon les sources) :
2010 2030
Usages Biogaz direct 0,0 0,3
127 / 297
directs Bois énergie 1,7 2,6
Calories PAC Aérothermiques 0,0 0,0
Biocarburants 0,0 0,0
Autres PP 7,1 5,7
Déchets 0,5 0,9
Charbon 5,1 5,0
36,5 33,2
Les données pour 2010 diffèrent selon les sources (CEREN, SOeS, etc.). Ces tableaux
n’incluent pas par ailleurs les « spéciaux non renouvelables (pneus, etc) », chiffrés à environ
0,38 Mtep en 2010 qui vont augmenter en 2030 (cf la partie ci-avant consacrée aux
déchets). Le potentiel d’offre énergétique supplémentaire liée à la valorisation hors industrie
de la chaleur fatale issue de l’industrie est également intégré à l’offre énerégtqiue » et
consolidé dans le bilan énérgétique total, tout comme la part d’autoconsommation et
d’intégration des ENR.
128 / 297
2.5. Le scénario ADEME 2030 : bilan total de la consommation
énergétique
Bilan total de la consommation énergétique :
2010 2030
TOTAL 151 123
Par secteur :
Mtep 2010 2030
Transport 44,0 35,8
Résidentiel 44,3 32,6
Tertiaire 22,1 18,6
Industrie 36,5 33,2
Agriculture 4 3,0
TOTAL 151 123
Par vecteur :
Total par énergie 2010 2030

1,0
Autres PP 19,5 7,9
Déchets 0,5 0,9
Charbon 5,5 5,1
Total 151 123
129 / 297
130 / 297
3. Une offre énergétique diversifiée et durable
3.1 Méthodologie
Alors que la partie B.2 était exclusivement consacrée à la maitrise de la demande
énergétique, il s’agit à présent d’étudier les potentiels d’énergie renouvelable potentiellement
mobilisables à l’horizon 2030.
Les potentiels indiqués ont été estimés en recoupant plusieurs contraintes :
- un potentiel théorique maximum
- un rythme annuel d’installation possible
- les dynamiques et contraintes propres à chaque filière (environnementales,

sociales, etc.)
Neuf grandes classes d’énergies renouvelables ont été étudiées. Pour chaque EnR, le
potentiel de déploiement a été établi en fonction des différentes contraintes spécifiques à
chaque énergie.
Les énergies étant abordées une par une avec un potentiel calculé indépendamment les
unes des autres, la valeur indiquée dans la partie « potentiel de déploiement » sera, dans
certains cas, supérieure à celle retenue dans le scénario complet, ce dernier mettant en
cohérence l’évolution du système énergétique dans son ensemble.
3.2. Le potentiel de développement des énergies renvouvelables par

filière
En application de la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 en faveur des énergies

renouvelables et dans le cadre du Grenelle de l’environnement, la France s’est fixée un
objectif d’atteindre 23% d’énergies renouvelables dans la consommation totale d’énergie
finale, ce qui correspond à environ un doublement de la production des énergies
renouvelables d’ici 2020.
3.2.1. La biomasse
3.2.1.a. Contexte de la ressource biomasse

La biomasse, valorisée sous forme d’électricité et de chaleur, a été identifiée comme la
principale source d’énergie renouvelable permettant à la France d’atteindre ces objectifs et
représente ainsi plus d’un tiers de l’objectif 2020.
131 / 297
Situation actuelle et estimation des besoins en biomasse à l’horizon 2020
Objectifs révisés par l’ADEME
objectif
objectif
supplémentaire Facteur
Secteur biomasse – proposition 2020
2005 à atteindre en de objectifs 2020 (ktep)
d’objectifs 2020 révisés par (ktep)
(ktep) 2020 par rapport conversio Energie primaire
l’ADEME (Energie
à 2005 n EF/EP
finale)
(Energie finale)
chauffage domestique 6549 6549 0 1 6549

Bâtiments 100 800 700 1 800
réseau de chaleur 100 3500 3400 0,85 4118
Industrie 1200 3200 2000 1 3200
cogénération (chaleur) 0 107 107 0,5
électricité à partir de 1580
biomasse* 240 316 76 0,2
chaleur UIOM et bois DIB 400 900 500 1 900
Biocarburants** 400 2890*** 2490*** 0,5 5780
Biogaz 86 2400 2314 2900
Total 9075 20572 11497 25 827
Total hors biocarburants 17772 9097 20047
* N’est pas abordée la valorisation matière par exemple au travers de la production de produits
biosourcés
** : recouvre les biocarburants liquides
*** la consommation énergétique affichée ici correspond bien à la valeur énergétique réelle des
biocarburants consommés. Elle ne prend pas en compte de multiple comptage (comme prévu dans la
directive EnR pour certaines catégories de biocarburants).
Elle se développe aujourd’hui principalement au niveau des particuliers, avec le

développement d’appareils individuels de chauffage au bois par exemple, mais également au
niveau industriel et tertiaire.
Depuis plusieurs années, la production de chaleur à partir de la biomasse bénéficie d’un
contexte politique, législatif et réglementaire favorable (combustibles solides biosourcés).
Ce contexte est moins favorable pour son utilisation pour la production d’électricité et pour le
biogaz (méthanisation).
Le contexte de développement des biocarburants est aujourd’hui relativement conflictuel.
3.2.1.b. Vision de l’ADEME pour la biomasse

Afin d’atteindre les objectifs, et dans un souci d’économie globale du prélèvement de la
ressource, la vision de l’ADEME donne la priorité à l’usage chaleur de la biomasse au
détriment de son utilisation pour la production d’électricité.
Le scénario de l’ADEME s’attache à ne pas produire d’énergie à partir de terres cultivées.

Ainsi, le fort développement de la méthanisation se fait hors culture alimentaire, et la faible
132 / 297
progression de la consommation de biocarburants n’est envisagée que sous la condition
d’une non-progression des terres cultivées dédiées.
i. Hypothèses retenues pour les combustibles solides biosourcés

Les ressources biosourcées sont très diversifiées : biomasse forestière (en forêt et en milieu
urbain), biomasse agricole, et autre biomasse (connexes de scierie, etc.).
1. Les combustibles solides biosourcés d’origine forestière
La valorisation énergétique de la biomasse, et notamment de la biomasse forestière, est un

objectif important à l’horizon 2020 pour l’atteinte des objectifs EnR.
Rappel des principaux chiffres de production et consommation de bois en 2010 :
 Production biologique annuelle (unité volume bois fort tige) : 85Mm3 source IGN 2011
 Estimation ADEME production biologique totale annuelle (intégrant branches et menu bois,
coefficient de 1.5, déduction mortalité 10% y compris hors bois fort) : 115 Mm3
 Récolte commercialisée de l’exploitation forestière en 2010 (volume sur écorce) : 39.9 Mm3
dont Bois industrie : 14.2 Mm3, dont bois d’œuvre : 21.1 Mm3 et dont bois énergie : 4.5Mm3
source mémento FCBA. Rappel : la récolte de bois de feu en forêt est estimée 21 Mm3, une partie des
volumes n’étant pas intégré dans le bois commercialisé
 Taux de collecte actuel du bois forestier de l’ordre de 50% de l’accroissement biologique
annuel total (2010), déduction faite de la mortalité .
Au regard du plan national EnR 2009-2020 et des estimations de ADEME sur la

mobilisation possible des ressources, l’atteinte de l’objectif de 2020 constituerait toutefois
une évolution majeure pour la forêt qui devrait passer d’un prélèvement actuellement
d’environ 50 % de l’accroissement total forestier (bois fort tige, branches et menu bois) à un
prélèvement d’environ 70 %, et ce, en l’espace de 8 ans, ce qui sera difficile à atteindre.
Ce gisement exige la mise en place d’une politique volontariste, car :
- d’une part la ressource est essentiellement située en forêt privée avec une partie de
ses acteurs ne percevant pas la dimension économique de leur bien
- d’autre part la ressource est fortement conditionnée à la mobilisation du bois

d’œuvre. La ressource forestière disponible pour l’énergie dépendra donc
essentiellement de paramètres physiques, économiques et organisationnels.
Si le développement exclusif de maisons à structure bois semble peu probable, la

part de produit biosourcés dans la construction devra cependant aller croissant pour
permettre une valorisation économique de l’ensemble de la filière, et notamment du bois
énergie. Le Décret et Arrêt relatif au contenu et aux conditions d’attribution du label
« bâtiment biosourcé » (JORF n°0299 du 23/12/2012)» donne le nombre de kg par m2 de
surface à atteindre au minimum : 42 en résidentiel, 9 dans l’industriel et 18 pour tout autre
bâtiment.
La consommation actuelle de biomasse d’œuvre étant d’environ 22 millions de m 3,

l’exercice de prospective de l’ADEME envisage un niveau de 30 millions de m3 à horizon
2030 afin de permettre une telle valorisation économique. Le taux de valorisation des
133 / 297
scieries étant de 50%, il y aura donc 50% de résidus à valoriser énergétiquement (connexes
de scierie).
La consommation de biomasse dans l’industrie est 12 millions de m3 par an. Si le gisement

accessible a été chiffré par l’INRA entre 12 et 15 à horizon 2020, l’état actuel de cette
industrie laisse plutôt penser à une baisse de ses besoins en biomasse. L’évolution du PIB
du scénario induisant une hausse de la production physique de papier-pâtes, le gisement
2030 a été pris au même niveau qu’en 2010 sous condition d’une production plus efficace
tant d’un point de vue énergétique que d’un point de vue bilan de matière (recyclage, etc.).
Au regard de cet objectif, et sous réserve d’une politique volontariste d’exploitation

durable de la forêt et de valorisation du bois dans le bâtiment et l’industrie, le gisement
accessible évalué par l’ADEME pour 2030 se situe à environ 50 Mm3.
La ressource physique accessible en 2030 est alors la suivante :
Biomasse forestière 2010 2030
Accroissement annuel (Mm3)

115 122
dont menu bois
Taux de prélèvement forêt ~50% 75%
Prélèvement (Mm3) 56 92
- dont bois œuvre (Mm3) 21 30
- dont bois industrie (Mm3) 14 12
- dont bois énergie (Mm3) 21 50
Total prélevé en Mm3 56 92
La gestion durable de la forêt doit être maintenue et assurée pour d’une part
préserver dans le temps les écosystèmes et d’autre part maintenir l’adhésion et
l’acceptabilité sociale nécessaire au développement du bois énergie. L’augmentation des
prélèvements doit se faire dans le respect de la préservation des écosystèmes (biodiversité,
sol) et des différentes fonctions de la forêt.
Pour calculer le contenu énergétique d’un m3 de bois, l’hypothèse retenue est la

suivante : 1 tonne de matière sèche = 0,435 tep. En forêt, la moyenne pondérée est de
0.519 tonne de matière sèche par m3. Ainsi, 1 m3 de bois en forêt produit environ 0,22 tep.
D’un point de vue énergétique, le bilan est donc le suivant :
Biomasse forestière 2010 2030

BE (compartiments BIBE
et MB et branches)
4,6 11,1
Souches 0,2
134 / 297
Arbres en milieu urbain 0,6
TOTAL Mtep primaire 4,6 11,9
2. Les combustibles solides biosourcés d’origine agricole
Si la biomasse forestière constitue le principal gisement, les autres ressources biomasse à

mobiliser ont également été prises en compte. A l’horizon 2030, le gisement de biomasse
agricole pour les filières de combustion reste faible. Il concerne essentiellement la
valorisation d’une partie des pailles, des résidus de taille ou de coupe des vignes et des
vergers. Concernant les haies, il est supposé un gisement disponible pour l’énergie en 2030
de l’ordre de 0.8 Mtep/an.
Pour les raisons de concurrence d’usage, il n’est pas envisagé de développement de

culture énergétique.
La production de biomasse issue de l’agroforesterie est supposée encore relativement

marginale en 2030, en revanche, elle devient effective en 2050.
Biomasse agricole 2010 2030 Source

Disponibilité totale de 4t Ms/ha, en
Résidus agricoles dont
0 1 intégrant retour au sol et besoin
paille
élevage (0,8tep/ha)
Etude IFN FCBA SOLAGRO 2009
Vignes 0 0,7
(0,8tep/ha)
Etude IFN FCBA SOLAGRO 2009
Arboriculture 0 0,3
(2tep/ha)
Etude IFN FCBA SOLAGRO 2009-
Haies 0 0,8 ratio ADEME (1,12 tep/km et 0,7
Mkm de haie)
Total Mtep primaire 0 2,8
3. Les autres combustibles solides biosourcés
Le dernier gisement mobilisable concerne les déchets de bois : produits connexes de scierie,
produits bois en fin de vie, issus de l’emballage, du bâtiment etc.
Autre biomasse 2010 2030 Source
étude INRA 2008
Connexes de scierie filière bois 1,2 2
étude FCBA ADEME 2009

(bois traités et souillés
Industrie (hors connexes), BTP,
0 1,4 classes B, C et D
déchetteries, emballages
représentent un total de
4,3Mt avec 1t = 0,33 tep)
TOTAL Mtep primaire 1,2 3,4
135 / 297
ii. Hypothèses retenues pour la méthanisation
La méthanisation permet le traitement de déchets organiques issus des activités
agricoles et économiques (industrie, distribution, services d’entretien d’espaces verts,…) ou
liés à la consommation des ménages. Ce mode de traitement est plutôt adapté aux matières
organiques faiblement ligneuses et chargées en eau (effluents d’élevage, déchets
alimentaires, tontes de gazon, papiers, boues d'épuration). Avec certaines technologies
spécifiques, elle peut se pratiquer également sur des déchets plutôt secs (fumiers, déchets
ménagers triés en usine, boues sèches, etc.), qui sont seulement humidifiés: on parle alors
de "méthanisation sèche".
Contrôlée en usine, la méthanisation aboutit à la production d'une part de biogaz

(méthane et gaz carbonique), et d'autre part d'un résidu organique pâteux (ressemblant à
une boue), le digestat. Le biogaz est en effet valorisable soit directement par combustion
dans un moteur de cogénération d’électricité et de chaleur, soit après épuration par injection
dans un réseau de distribution (usage chaleur, vapeur, cogénération ou carburant).
Le secteur de la méthanisation des déchets et effluents agricoles est récent en

France (à noter toutefois la création d’installations dans les années 1980) et connaît une
croissance exponentielle. Il est caractérisé par une atomisation du secteur et des
installations de petite capacité (cas des unités à la ferme) à moyenne capacité (cas des
unités centralisées).
Le secteur de la méthanisation des déchets et effluents industriels est « historique »

et mature. Il est caractérisé par un parc vieillissant et qui valorise peu le biogaz (l’objectif
premier étant le traitement des déchets et des effluents). Des opportunités de
développement se présentent d’une part, pour satisfaire l’obligation faite aux gros
producteurs de trier et valoriser leurs déchets organiques et d’autre part, pour rénover le
parc existant en visant des objectifs de valorisation d’énergie.
Le secteur de la méthanisation des déchets ménagers et assimilés est récent en

France et connaît un certain essor avec des installations de grande capacité. Elle bénéficie
d’un contexte favorable, toutefois les procédés développés, en particulier sur les installations
de méthanisation à la ferme, nécessitent d’être confortés par le retour d’expérience pour en
établir l’optimum technico-économique et les conditions de maîtrise des risques liés au
fonctionnement de ces installations par des opérateurs dont ce n’est pas le cœur de métier.
Le secteur de la méthanisation des boues de station d’épuration est « historique » et

mature. Il est caractérisé par un parc vieillissant et qui valorise peu le biogaz (l’objectif
premier étant le traitement des effluents). Des opportunités de développement se présentent
dans un contexte de fermeture des STEP de petite capacité au profit de plus grandes
installations en visant des objectifs de valorisation d’énergie.
La mobilisation des déchets agricoles et dans une moindre mesure des déchets
industriels et de STEP apparaît prioritaire compte tenu des quantités en jeu et de la nature
de ces déchets bien adaptée au procédé de méthanisation.
A contrario les déchets ménagers représentent un gisement moindre (mais significatif

au regard des déchets stockés/incinérés) et surtout restent complexes à traiter par
136 / 297
méthanisation (notamment en l’absence de collecte séparative) avec des risques techniques
(colmatage, corrosion,…) et économiques (qualité du digestat, rendement énergétique,…).
Mtep Mobilisable 2030 Hypothèse retenues
10% méthanisation, 50% gestion

Déchets organiques des domestique, 22% compostage centralisé,
0,07 17 % stockage et incinération, 1% TMB
ménages
compostage
40% du cheptel - production unitaire de

tep/tête cheptel au niveau actuel. Prise en
Effluents d'élevage 1,7 compte des pratiques actuelles
d'épandage et volonté forte du milieu
agricole de développer cette filière.
Culture dérobées : 25% terres arables

avec cultures dérobées. Rendement de 1
Ms/ha/an, soit 0,22 tep/ha/an (hyp 1t =
Terres arables et surfaces 0,22 tep)
2
toujours en herbe*
Prairies : 5% de surfaces toujours en
herbe récoltées pour la méthanisation,
rendement 7tMs/ha
20% des menues paille et pailles en

Résidus de culture 1 méthanisation
60% - déchets industriels disponibles

aujourd'hui (décharge, incinération,
Déchets et effluents
0,4 épandage et compostage), hors
industriels alimentation animale, le reste allant en
compostage et en valorisation matière
70% : 40 % déjà méthanisées en 2010, 30

STEP urbaines 0,2 % supplémentaire peuvent être
méthanisées
60% - estimation des études gros

producteurs ADEME 2010 2011, les 35 %
Gros producteurs 0,14 restant allant en compostage et 5% en
ISDND
10% des déchets organiques des

ISDND 0,43 ménages, 5% des gros producteurs, ainsi
que décharges déjà mises en place
Total Mtep primaire 6 Mtep
Pour atteindre ce développement de la filière, le rythme de développement serait d’environ

550 unités construites par an de puissance moyenne. Lors des 5 dernières années,
l’industrie allemande s’est développée à un rythme deux fois plus élevé.
137 / 297
iii. Hypothèses retenues pour les biocarburants liquides
Le scénario de l’ADEME concernant les biocarburants liquide repose sur trois axes
principaux :
- Une non-progression de la surface agricole française consacrée à la production de

matières premières agricoles destinées à la production de biocarburants ;
- la limitation des importations de biocarburants liquides par rapport au niveau actuel et

donc des effets indirects potentiellement induits (GES, cultures alimentaires) ;
- une utilisation plus efficace de la ressource primaire, en se tournant notamment vers

la 2ème génération de biocarburants (notamment les huiles usagées et les huiles
animales EMHU/EMHA, les huiles hydrotraitées HVO, et le bois BtL). En effet, une
production de biocarburants optimisée passe à la fois par une amélioration des
rendements matière et énergie des procédés de transformation et par l’utilisation de
nouveaux types de ressources.
En 2030, les hypothèses retenues sont les suivantes :
- les filières 2G se sont développées :
. d’une part avec la production de biodiesel à partir d’huiles alimentaires

usagées et de graisses animales (EMHU/EMHA), d’origine France ;
. d’autre part avec la mise en service d’une unité BtL fonctionnant à partir de
biomasse forestière française ;
- la part d’éthanol (1G+2G) est augmentée, en cohérence avec les évolutions de parc
automobile et notamment la progression des véhicules hybrides essence ;
- une faible proportion d’huiles végétales hydrotraitées (HVO) principalement

importées à partir d’unités déjà existantes en Europe.
Par contre, 2030 semble bien trop proche pour compter sur une contribution des
biocarburants à partir de micro-algues ou microorganismes.
La production de biocarburants dits 2G fait l’objet de démonstrateurs (dont certains sont

financés par l’ADEME), et les perspectives d’industrialisation se situent en général autour de
2020. Les voies envisagées pour les biocarburants 2G sont donc complémentaires, leur
différence de maturité laissant envisager des arrivées de biocarburants 2G sur le marché à
des échelles de temps différentes.
Le bilan primaire est le suivant :
Energie primaire 2010 2030

Ethanol 1G 1,3 0,9
Ethanol 2G 0 1,3
Biodiesel 1G 6,73 2,5
Biodiesel 2G 0 1,6
Total Mtep primaire 8,03 6,3
138 / 297
En Mtep finale, par type de biocarburant :
Type de biocarburant 2010 2030

Ethanol
1G Ethanol 0,39 0,4
2G Ethanol 0,4
Total éthanol 0,39 0,8
Biodiesel
1G EMHV 2,02 1,3
2G EMHU/EMHA 0,4
2G HVO 0,25
2G BtL 0,25
Total biodiesel 2,02 2,2
TOTAL biocarburants
consommés 2,41 3
Par origine de la ressource mobilisée en 2010 et 2030
Origine 2010 2030 Hypothèses retenues

Terres cultivées Pas d’accroissement des surfaces
1,1 1,1
France dédiées aux biocarburants
Ethanol 2G : 0,2Mtep
Production nationale
0 0,85 EMHU/EMHA : 0,4 Mtep
hors terres cultivées
BtL : 0,25 Mtep
Baisse des importations afin de
Importations 1,31 1,05
limiter les effets indirects
Total Mtep finale 2,41 3
Les consommations énergétiques affichées ici correspondent bien à la valeur énergétique

réelle des biocarburants consommés. Elle ne prend pas en compte de multiple comptage
(comme prévu dans la directive EnR pour certaines catégories de biocarburants).
Le cadrage géographique de l’exercice excluant le transport aérien international, aucune

hypothèse n’a été faite sur l’évolution de la part de biokérosène à l’horizon 2030.
3.2.1.c. Principales conditions de réalisation
i. La biomasse forestière
Pour atteindre les chiffres identifiés dans le scénario, la mise en place d’actions fortes à la
fois sur la demande et sur l’offre s’avère nécessaire.
Trois pistes sont notamment à privilégier :
139 / 297
1- Utiliser plus de bois français dans la construction
Le bois, utilisé pour la construction, déclenche par sa valeur économique des coupes de bois
en forêt, dont les résidus, (en forêt ou sur sites industriels) peuvent ensuite être utilisés pour
l’énergie. Le bois d’œuvre constitue le principal « moteur » de la mobilisation de la biomasse.
Il faut donc stimuler la demande. La filière bois française doit toutefois développer une offre
de qualité adaptée au marché du bois construction.
2- Continuer à stimuler la demande de bois énergie en réservant son usage à

des installations de haut rendement
Le fonds chaleur permet un développement important de la filière bois énergie contribuant

ainsi à la valorisation de biomasse. Dans cet objectif, il doit être maintenu et si possible
renforcé. Par ailleurs, la ressource forestière est abondante, pour autant, elle reste limitée. Il
convient donc de l’utiliser au mieux et de ne pas la gaspiller. La production de chaleur dans
des chaufferies automatiques au bois permet de valoriser au minimum 85% du contenu
énergétique de la biomasse. La production d’électricité a un rendement très faible, environ
20%, et, avec les règles administratives actuelles, ne permet de valoriser au mieux 60% du
contenu énergétique de la biomasse lorsque la valorisation électrique est accompagnée de
valorisation de la chaleur (cogénération).
3- Structurer l’offre de biomasse forestière
Une partie de la ressource est inaccessible (3Mha selon l’IGN, soit 20%) ; de plus,
l’ensemble de la forêt française est détenue par 3.5 millions de propriétaires dont 3 millions
possèdent une surface inférieure à 4ha, seuil (au minimum) jugé rentable économiquement
par les professionnels.
Pour différentes raisons d’ordre socio technico-économiques et environnementales, de

nombreuses parcelles forestières ne font l’objet d’aucune valorisation.
Par ailleurs, une évolution rapide de la demande en bois peut générer, en fonction des coûts
de la matière première, des déséquilibres sur les taux de prélèvement en forêt entre les
massifs forestiers, voire le recours de plus en plus souvent aux importations dont le coût
d’approvisionnement du bois est bien souvent plus faible que la biomasse locale.
Il convient donc de mieux structurer l’offre afin de permettre un accompagnement des

producteurs nationaux
ii. Méthanisation
Le développement de technologies de digesteur permettant de traiter des petites quantités

de substrats (« petite » méthanisation) feront probablement face à des coûts de production
et de sécurité importants.
Les nouveaux modes de valorisation que sont l’injection du biométhane au réseau

ou sa valorisation en carburant peuvent donner une nouvelle impulsion à la filière, ceux-ci
nécessitent de lourds investissements. Il convient donc dans doute de développer une
logistique de mobilisation de gisement autour d’installation collective de taille moyenne et
140 / 297
sécuriser les approvisionnements (montage juridique, impacts liés aux transports et aux
ruptures de charge). Compte tenu de l’importance des investissements et de la nouveauté
de cette filière en France, une phase de préparation et de montage des projets est
nécessaire qui implique lisibilité et stabilité dans le temps des dispositifs de soutien
(facilitation des démarches, etc.), notamment financiers (prévisibilité des tarifs d’achat).
Afin d’accélérer fortement le développement de la filière dans les meilleurs

conditions, l’ADEME imagine pour son scénario prospectif les dispositions suivantes :
- des interdictions de mise en décharge de déchets chargés en matière organique ou

à haut pouvoir calorifique ont conduit à réduire drastiquement les quantités stockées et la
possibilité d'interdire le stockage de certains déchets non préalablement triés. Cette mesure
impactant les exutoires est complémentaire et doit être mise en cohérence avec une mesure
visant les producteurs de déchets (comme par exemple l’obligation faite aux « gros »
producteurs de bio-déchets de procéder à leur tri et valorisation) qui fixe des objectifs
quantitatifs et progressifs.
- des aides aux investissements de rénovation et aux nouvelles capacités,

complémentaires aux autres incitations d’Etat et au tarif d’achat de l’électricité et du biogaz
injecté dans le réseau afin d’amener certains projets à l’équilibre économique et permettre
ainsi leur émergence et de les orienter en privilégiant l’approvisionnement de proximité en
déchets non valorisés et en élevant le niveau des exigences qualitatives (qualité de la
valorisation organique du digestat, pertinence du débouché pour le biogaz produit, condition
de performance énergétique, anticipation du contexte réglementaire,…).
- la mise en place de conseillers « méthanisation à la ferme » partagés pour assurer un

suivi technico-économique des installations et apporter un soutien dans la conduite de
l’exploitation en vue d’un fonctionnement optimisé et maîtrisé.
- le développement des systèmes d’assurance qualité pour la production et l’utilisation

des composts et des digestats afin d’apporter aux utilisateurs des garanties quant à la
qualité des composts et des digestats.
3.2.1.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour la ressource biomasse
Bilan biomasse 2030
Combustibles biosourcés 18
Méthanisation 6
Biocarburants * 6,3*
Total Mtep primaire 30,3
*dont 4,2 Mtep primaires d’origine française
3.2.2. L’hydroélectricité
L’hydroélectricité est actuellement la source principale d’énergies renouvelables dans le
bouquet des sources de production électrique français, couvrant environ 8% des besoins de
141 / 297
consommation d’électricité en 2011 (année de faible production hydraulique en outre). On
distinguera les centrales au fil de l’eau, des centrales de lacs et d’éclusée.
Les centrales de lacs, en plus de présenter des coûts de production d’électricité bon marché,
contribuent fortement à l’équilibre du réseau électrique. Néanmoins leur potentiel de
développement reste limité. Les centrales turbinant au fil de l’eau, en particulier la petite
hydroélectricité, présentent des coûts de production plus élevés mais bénéficient d’un plus
important potentiel de développement.
3.2.2.a. Contexte de l’hydroélectricité

D’après le SOeS [1], la puissance hydroélectrique installée fin 2009 se décompose en 23,4
GW pour la grande hydroélectricité et 2,1 GW pour la petite hydroélectricité, répartis comme
suit :
- 7,6 GW d’usines au fil de l’eau donc la capacité de réservoir amont ne permet pas
de stockage ;
- 4,6 GW d’usines types « éclusées », qui disposent d’un réservoir amont de taille
intermédiaire permettant de stocker l’eau en période de faible consommation selon des
cycles journaliers (stockage la nuit, turbinage le jour) ou hebdomadaires ;
- 9,1 GW d’usines de « lac » dont la capacité du réservoir amont permet un stockage

sur une période beaucoup plus longue, offrant sauf circonstances exceptionnelles la garantie
de pouvoir disposer de la puissance de l’usine indépendamment des conditions
hydrologiques du moment ;
- 4,3 GW de STEP (stations de transfert d’énergie par pompage), décrites dans les
moyens de stockage.
Le parc des centrales de petite hydroélectricité a peu évolué de 2000 à 2009 : la puissance
installée a augmenté de 14 % et le nombre d’installations de 20 %.
France métropolitaine 1990 1992 1995 1997 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Production hydraulique (GWh) 58 321 73 099 76 702 68 059 77 640 70 990 78 282 65 577 64 034 64 761 56 291 61 155 63 263 67 990 61 650
Production Petite hydraulique (GWh) 0 0 0 0 0 6 644 6 817 6 692 6 305 6 644 5 802 5 992 6 119 6 987 6 050
Puissance installée Hydraulique (MW) nd nd nd nd nd 25 366 25 497 25 497 25 450 25 334 25 345 25 358 25 369 25 337 25 424
Puissance installée Petite Hydraulique (MW) nd nd nd nd nd 1 834 1 850 1 963 2 032 2 032 2 031 2 043 2 053 2 080 2 083
Nombre installation Hydraulique nd nd nd nd nd 1 828 1 821 2 079 2 098 2 105 2 139 2 108 2 110 2 132 2 139
Nombre installation Petite Hydraulique nd nd nd nd nd 1 546 1 539 1 797 1 817 1 826 1 861 1 830 1 832 1 854 1 861
Evolution de la production énergétique du parc hydroélectrique français de 1990 à 2009

(Source : CGDD, sans correction climatique)
En 2006, le rapport Dambrine mettait en évidence un potentiel de développement des

installations hydroélectriques techniquement exploitable de 28,4 TWh, indépendamment des
contraintes économiques et environnementales ainsi que de celles liées aux autres usages
de l’eau.
Le rapport du COMOP 10 (comité opérationnel du Grenelle) reprenant l’analyse effectuée

dans le rapport Dambrine, donne une perspective moins optimiste, notamment sur le
développement de la filière en site vierge, et propose une augmentation de productible
142 / 297
limitée de 2 TWh/an à 7 TWh/an en partie à cause des contraintes réglementaires issues de
la loi sur l’eau et les milieux aquatiques (LEMA).
Cette réduction de l’ambition du développement de la filière est inscrite dans l’arrêté de la

Programmation Pluriannuelle des Investissements qui fixe un objectif d’augmentation de
3 TWh/an d’ici 2020 pour la petite hydroélectricité, soit environ 0,5% de la consommation
finale d’électricité.
Les efforts de la filière hydroélectrique pour contribuer aux objectifs de qualité de l’eau et de
respect de la biodiversité vont engendrer une baisse du productible de 2 à 4 TWh/an. Par
ailleurs, le renouvellement des concessions hydroélectriques va conduire à une perte de
production du fait de la mise en oeuvre des clauses environnementales associées. Certains
titres de concession existants ne seront pas renouvelés.
L’écart entre les politiques nationales et leur application sur le terrain conduit à des
propositions de classement de cours d’eau au titre de la Loi sur l’Eau et les Milieux
Aquatiques (LEMA) très nombreuses, car souvent fondées sur les seuls avis des experts
d’usage et établies à titre conservatoire. Or ces propositions mettent en péril une grande
part du potentiel hydroélectrique non encore exploité.
En particulier, elles affectent une proportion importante du potentiel de petite hydroélectricité

(installations de puissance < 12 MW) en sites neufs : près de 4 TWh/an qui vont ainsi être
bloqués.
En termes de rentabilité économique, les coûts de production de la filière sont déjà très
faibles et relativement compétitifs. Etant donné la maturité technologique de la filière, il n’est
pas prévu d’évolution significative des coûts. La rentabilité des barrages de type « lac » est
encore accrue du fait que leur flexibilité leur permet de valoriser l’électricité produite aux
heures de pointe.
Le tableau suivant donne les coûts de production typique (LCOE10) pour la filière
hydroélectrique 11 :
10
LCOE : Levelized Cost of Energy.
11
Sources:
- IRENA, « Renewable energy technologies: cost analysis series », juin 2012
- AIE - ETASP , « Technology Brief E19 ETSAP », mai 2010
143 / 297
3.2.2.b. Vision de l’ADEME pour l’hydroélectricité
Comme dit précédemment, malgré un potentiel important identifié dans le rapport Dambrine,
les objectifs fixés par le COMOP10 puis par la PPI ont été bien inférieurs à ce qui pouvait
être attendu. Mais l’hydroélectricité ne nécessite pas ou peu de soutien financier alors qu’elle
fait l’objet d’investissements lourds. Et elle contribue de manière importante aux budgets de
l’Etat et des collectivités, tout en contribuant à une filière industrielle d’excellence mondiale
implantée sur tout le territoire, notamment en montagne. Il semble donc important de
relancer cette filière dans une dynamique de croissance, en accord avec le respect de
l’environnement.
i. Hypothèses retenues pour l’hydroélectricité

L’hydroélectricité ne pourra poursuivre son développement au XXIème siècle qu’en intégrant
pleinement de hautes exigences environnementales ce qui signifie un engagement total pour
innover et tendre vers des installations développées en Haute Qualité Environnementale et
imaginées dans la plus grande concertation avec toutes les parties prenantes.
Globalement sur la filière, l’ADEME estime que la création de nouvelles installations en petite
hydraulique, et la rénovation du parc de grande hydraulique permettront de compenser les
baisses de productible liées au renforcement des contraintes environnementales pour
parvenir à une augmentation de productible annuel de 7 TWh d’ici 2030.
Pour parvenir à ces objectifs, les enjeux pour l’avenir de la filière sont donc :
- La modernisation des centrales de grande puissance pour gagner quelques
pourcents de rendement ;
- La rénovation et le maintien en activité du parc de petite hydroélectricité existant
(financement d’études de faisabilité, optimisation des centrales existantes par le
financement de projets de R&D ichtyocompatibles) ;
- le soutien à l’identification plus fine des potentiels inexploités ;
- la mise en place d’actions visant une meilleure intégration des ouvrages
hydroélectriques dans le milieu.
144 / 297
La vision prospective de l’ADEME en 2030 prévoit la mise en œuvre des engagements de la
Convention pour le développement de l’hydroélectricité12 en assurant la mise en cohérence
des politiques énergétiques et environnementales : dans la mesure où les nouvelles
centrales seront conçues à haute qualité environnementale et ne dégraderont pas l’état du
cours d’eau, les classements des cours d’eau devraient donc être menés avec discernement
et prudence.
Les principales conditions retenues pour soutenir un développement raisonné de

l’hydraulique sont les suivantes :
- favoriser la mise en place de processus d’évaluation des projets qui intègre toutes les
conditions nécessaires à l’atteinte du bon état écologique, et pas seulement la continuité
écologique qui n’en est qu’un des éléments.
- arbitrer et communiquer sur le juste milieu à atteindre entre la préservation de

l’environnement par classement des cours d’eau et la valorisation de l’énergie hydro-
électrique.
- profiter du renouvellement des concessions pour inciter à la rénovation du parc existant ;
- reformer la fiscalité et le TURPE associés aux STEP afin de faciliter le déploiement de

moyens de stockage d’électricité, dont les STEP resteront des acteurs majeurs en 2030 ;
La vision de l’ADEME s’appuie également sur le soutien au développement des moyens de

stockage d’énergie et de puissance de pointe : le signal prix délivré par le marché seul est
insuffisant pour provoquer des investissements de long terme dans les moyens
hydroélectriques de pointe. Il faut aussi préserver les capacités des lacs existants à des fins
de stockage énergétique et encourager la création de nouveaux réservoirs, et les STEP
distribuées indispensables à la gestion du système électrique.
Notons enfin que pour assurer l’équilibre d’un réseau électrique comportant une part
substantielle d’EnR variable, l’utilisation des capacités de stockage que constitue les
centrales de lac ou les STEP devra faire l’objet d’un important changement de paradigme,
afin de les utiliser pleinement au profit de l’intégration des EnR.
3.2.2.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour l’hydroélectricité
Hydroélectricité 2010 2030
Mtep : 5,8 Mtep : 6,4

Métropole
TWh : 67 TWh : 74
3.2.3. L’éolien terrestre
3.2.3.a. Contexte de l’éolien terrestre

12
http://www.developpement-durable.gouv.fr/Signature-d-une-convention-d.html
145 / 297
Premier gisement éolien terrestre d'Europe selon l’Agence Européenne de l’Environnement,
la France développe actuellement l'exploitation de son potentiel éolien à la fois terrestre et
maritime. Sa contribution à l’approvisionnement électrique français en 2030 sera
significative.
Avec de l’ordre de 875 MW installés en 2011, contre plus de 1 300 MW en 2010, la France
est le cinquième marché européen, derrière l’Allemagne (2 086 MW), le Royaume Uni (1 293
MW; dont 752 dans l’offshore), l’Espagne (1 050 MW) et l’Italie (950 MW). Fin 2011, la
puissance totale raccordée au réseau français était de l’ordre de 6 600 MW, au sixième rang
mondial et au troisième rang de l’Union européenne. En 2011, selon les estimations de
l’EWEA, la contribution du secteur éolien à la consommation d’électricité atteignait 6,8% en
Europe, et dépassait les 10% dans cinq pays de l’Union Européenne : Danemark (26%),
Espagne et Portugal (plus de 15%), Irlande (12%) et Allemagne (10,6%) ; avec 2,2% la
France est 18ème sur 27 pays.
Le parc français en production est passé de 4 710 MW fin 2009 à 5 970 MW fin 2010. En
2010, la production brute d’énergie électrique d’origine éolienne était de 9,7 TWh. Au 30 juin
2012, la puissance totale raccordée au réseau français était de l’ordre de 7000 MW.
Le montant des investissements dans l’éolien aura été de 1,1 milliard d’euros en 2011, après
1,7 milliard d’euros en 2010, soit un coût moyen de l’ordre de 1,3 M€ le MW installé.
La complexification ainsi que l’instabilité du cadre réglementaire (une évolution tous les 2
ans depuis 2003) pénalisent fortement le développement de la filière, ce qui se traduit
clairement par l’importante baisse des installations et des demandes de permis de construire
au cours des dernières années.
D’un point de vue environnemental, le contenu carbone de la production électrique d’origine

éolienne est très faible et évalué à 12 gCO2eq/kWh, en prenant en compte l’ensemble du
cycle de vie d’une éolienne. L’éolien subit toutefois une importante contrainte sociétale liée
en particulier à l’empreinte paysagère des éoliennes, qui conduit quasi systématiquement à
des recours. C’est un facteur de ralentissement ou de blocage des projets éoliens, qui risque
de prendre de l’importance avec la densification des capacités éoliennes.
Le tarif d’achat de l’électricité d’origine éolienne est fixé par l’arrêté de décembre 2006. Pour
l’éolien terrestre, il est de 82 €/MWh pendant 10 ans, puis varie entre 28 et 82 €/MWh
pendant 5 ans selon les sites. Le prix d’achat moyen de l’électricité sur la durée de vie d’une
éolienne est donc de l’ordre de 70 €/MWh et se rapproche du prix de gros de l’électricité,
évalué depuis début 2010 en moyenne à 55 €/MWh en base et 70 €/MWh en pointe. L’éolien
terrestre est donc déjà proche du niveau de compétitivité, qui devrait être atteint autour de
2020.
Par ailleurs, le coût de production d’énergie éolienne est par nature plus stable que celui des
sources d’électricité conventionnelles, puisqu’il ne dépend pas de la volatilité du cours des
combustibles. Il restera néanmoins nécessaire d’organiser les conditions favorables de son
accès au marché.
146 / 297
Les coûts de production actuels de l’électricité d’origine éolienne (LCOE) en implantation
terrestre sont donnés dans le tableau suivant13 :
Caractéristiques techniques
Périmètre Europe
Terme 2011
Puissance installée (MW) 2
Durée de fonctionnement (années) 20
Temps de fonctionnement annuel
en pleine puissance (h) 2200
Coûts
Investissement (€/kW) 1000 - 1600
dont raccordement (€/kW) 126 - 256
Exploitation fixe (€/kW/an) 16 - 51
Coût de production total (€/MWh) en fonction du taux d'actualisation
5,10% 42 - 79
8% 50 - 92
10% 56 - 101
3.2.3.b. Vision de l’ADEME pour l’éolien terrestre

En première approche, on peut évaluer le gisement maximal atteignable en se basant sur les
chiffres de l’Agence Européenne de l’Environnement qui a établi ce qui pourrait être une
borne supérieure de la production éolienne terrestre en France, estimant le gisement
technique (sans aucune contrainte) à 5 260 TWh/an. Sur la base des retours des premiers
SRCAE, et en prenant en compte les résultats d’études sociologiques sur l’acceptabilité
sociale des EnR, on obtient un taux d’abattement portant ce gisement technique à un
potentiel prenant en compte les « premières contraintes d’aménagement du territoire », qui
peut être évalué à 474 TWh/an14, soit une capacité installée de 270 GW si l’on considère un
facteur de charge de 20%. On peut noter que ce chiffre est encore très élevé puisqu’il
permettrait à lui seul de couvrir l’ensemble de la demande d’électricité estimée à l’horizon
2030.
13
Sources :
- Mott McDonald, « Cost of low-carbon generation technologies », mai 2011
- IRENA, « Renewable energy technologies : cost analysis series », juin 2012
- AIE, « Technology roadmap », 2009
- EEA, « Europe's onshore and offshore wind energy potential, an assessment of
environmental and economic constraints », 2009
- NREL, « IEA Wind Task 26 - The Pas and Future Cost of Wind Energy », IAE Wind, mai 2012
- Fraunhofer ISE, « Studie Stromgesthungskosten Erneuerbare Energien », mai 2012
- CAS, « Le pari éolien », décembre 2009
- P. Hearps et al. , « Renewable Energy Technology Cost Review », mai 2011
- M. Junginger et al. , « Global experience curves for wind farms », Energy Policy 33(2), pp.133-
150, 2005
- EWEA, , « The Economics of Wind Energy », mars 2009
14
Article de T HUBERT, E VIDALENC, Renewable Potentials in France : a long terme perspective,
Technoport 2012, Renewable Energy research Conférence.
147 / 297
i. Hypothèses retenues pour l’éolien terrestre
A partir de ces bornes supérieures, l’ADEME a retenu un scénario de développement basé
sur des hypothèses de déploiement réalistes, correspondant à des capacités installées par
an sur la période 2012-2030 de +1,5 GW/an, rythme quasiment déjà atteint en 2010 (1,3 GW
installé).
Même si la croissance du secteur sera encore déterminée par les contraintes réglementaires
et de conflit d’usage (radars), ainsi que par les possibilités de connexion au réseau, on peut
noter que ces chiffres ne prennent pas en compte les possibilités d’améliorer le parc existant
par le « retrofit » (remplacement d’une pièce usée ou obsolète d’une éolienne, sans
modification de la configuration de la machine d’origine permettant d’améliorer par exemple
le rendement de conversion ou de corriger des mauvais dimensionnements d’origine) et par
le « repowering » (remplacement des éoliennes anciennes par de nouveaux modèles plus
puissants ou plus performants).
Même si les technologies développées pour l’éolien offshore vont permettre l’émergence de
machines de très forte puissance, on suppose toutefois que pour des questions
d’acceptabilité sociale, les éoliennes terrestres resteront en majorité sur des puissances
nominales de 2 à 3 MW, à horizon 2030.
A l’horizon 2030, le gisement éolien terrestre mobilisable est donc d’environ 34 GW,
soit autour de 12 à 13 000 éoliennes (contre environ 3000 éoliennes aujourd’hui en
France). On suppose la parité réseau atteinte en 2020.
Le facteur de capacité permet de calculer la production électrique de l’éolienne à partir de la

puissance installée.
Facteur de capacité = (facteur de charge) x (taux d’intégration au réseau) x (variation

climatique)
Le facteur de charge est le nombre d’heures équivalent pleine puissance, rapporté à 8760 h.
Il a été estimé à 25% pour l’éolien terrestre.
Le taux d’intégration au réseau est la capacité à utiliser toute l’électricité produite (100%) ou
à devoir faire du lissage avec des capacités conventionnelles (<100%). RTE retient dans son
bilan prévisionnel que le taux d’intégration décroît avec la capacité installée. Cependant le
stockage permettrait de retrouver un taux d’intégration de 100%.
Le coefficient de variation climatique permettrait de tenir compte des variations climatiques

de la ressource. Ce paramètre est largement prospectif et ne sera pas pris en compte dans
une première approche, cependant il pourra être inclus dans un deuxième temps.
Sur cette base, il est supposé que l’amélioration des machines et l’utilisation de stockage
permettront de compenser l’utilisation de sites moins ventés, et de conserver des facteurs de
capacité proches de 20 % pour l’éolien terrestre, ce qui est conservateur.

Pour atteindre ces objectifs, il est primordial de veiller à la bonne intégration technique de
l’éolien sur le réseau électrique. Ainsi des verrous technologiques se situent à différents
niveaux :
148 / 297
- sur les machines, avec une conception permettant la maîtrise des coûts et la
participation à l’équilibre offre-demande même à fort taux de pénétration.
- sur son intégration au système électrique : maîtrise de la prévision à court terme de

la production éolienne ; adaptation du réseau ; optimisation du stockage de masse
existant et développement de nouvelles capacités.
L’utilisation des capacités éoliennes dans le système électrique doit également répondre à
un critère d’adéquation de capacité, c’est-à-dire que le mix de production permette de
satisfaire la demande en maintenant la stabilité et la fiabilité du système. Pour cela, il faut
déterminer quelles sont les spécificités de l’éolien sur la conduite de réseau. Les impacts
majeurs sont à la fois une augmentation de l’aléa de production à un instant t (exprimé en
Watt), et donc des marges requises et du dimensionnement de la réserve tertiaire, une
augmentation du besoin de régulation de fréquence si les turbines ne peuvent pas assurer le
réglage en fréquence, et une augmentation du gradient de prise en charge (ramp rate, en
W/h), c’est-à-dire du taux de variation horaire.
Afin d’accélérer le développement de l’éolien en France, il convient avant tout de mettre en

cohérence et de simplifier les procédures pour l’éolien terrestre : Un cadre juridique et
réglementaire stable et efficace donnera à tous les acteurs une visibilité sur le long terme, et
permettra donc une programmation possible des investissements et du développement
industriel. La nécessité d’une visibilité à long terme concerne aussi l’organisation d’un
marché électrique intégrant une forte part de production variable à coût marginal faible.
Il convient également de mettre en cohérence le discours public et les objectifs affichés pour
2020 en communiquant de manière régulière sur les aspects positifs du
développement de l’éolien (bénéfices environnementaux, compétitivité économique,
développement industriel et entrepreneurial, création d’emplois, innovation,…), tout en
soulignant les avancées sur les éventuels verrous au développement (gestion des impacts
sur les paysages, gestion de la variabilité, impacts sur la faune aviaire…).
L’acceptation ou l’appropriation sociale nécessite de rendre plus efficaces et effectifs les

processus locaux (concertation, éolien participatif) qui permettent d’intégrer dans la filière les
éléments de cultures paysagères et le ressenti local. Afin de résoudre les conflits d’usage, il
est nécessaire de développer des mécanismes de financement adaptés aux projets citoyens
et participatifs de développement local qui permettent une meilleure appropriation sociétale
de l’éolien.
3.2.3.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour l’éolien terrestre
Eolien terrestre 2030
Puissance installée 34 GW
Facteur de capacité 22%
Mtep : 5,6
Productible
TWh : 65
149 / 297
3.2.4. L’éolien en mer
3.2.4.a Contexte de l’éolien en mer

L’éolien en mer présente des performances techniques (volume et régularité de production)
en moyenne supérieures à l’éolien terrestre. De plus, les conflits sur l’impact paysager sont
potentiellement réduits. Même si les coûts des éoliennes maritimes sont plus élevés que
celles sur terre, l’éolien en mer a sa place dans le bouquet énergétique pour la production
d’électricité, d’autant plus que des leaders mondiaux français (Alstom, Areva) pourraient se
positionner dans ce secteur en développement.
Dans le contexte d’une filière moins mature que celle de l’éolien terrestre, le tarif d’achat
préexistant pour l’éolien en mer s’est avéré insuffisant pour faire émerger des projets
jusqu’en 2011. L’Etat a donc décidé de lancer en 2011, un appel d’offres national. Les
consortiums lauréats ont été désignés le 6 avril 2012 et ont annoncé des implantations
industrielles en France. Un deuxième volet de l’appel d’offres a été publié en janvier 2013
pour deux zones supplémentaires. Dans ces conditions, à l’horizon 2015 – 2016 une dizaine
de milliers d’emplois pourraient être générés, dont une grande partie de créations nettes,
posant les fondations d’une filière visant également l’exportation. Les coûts de production
actuels de l’électricité d’origine éolienne en mer sont fortement impactés par le risque sous-
jacent, qui incite les investisseurs à exiger des taux de rentabilité élevés (de l’ordre de 13%).
Périmètre Europe
Terme 2011
Puissance installée (MW) 5
Durée de fonctionnement (années)
20
Temps de fonctionnement annuel en pleine
puissance (h) 3100
Coûts
Investissement (€/kW) 3000 - 3900
dont raccordement (€/kW) 481 - 1170
Exploitation fixe (€/kW/an) 28 - 146
5,10% 84 - 144
8% 100 - 166
10% 112 - 181
13% 131 - 206
Le développement de l’éolien en mer en France aujourd’hui devra en effet faire face aux
risques suivant : le risque géotechnique lié à la nature des sols et aux conséquences sur les
fondations, le risque sur le gisement lié à un certain degré d’incertitude sur les gisements de
vent réel sur chaque site, les risques constructeur, d’industrialisation et de développement
lié au manque d’expérience des acteurs français sur ce secteur.
3.2.4.b. Vision de l’ADEME pour l’éolien en mer

150 / 297
Certes, les coûts de l’éolien en mer sont plus élevés que ceux de l’éolien terrestre, mais ils
sont contrebalancés par un volume et une régularité de production supérieures, ce qui
constitue un avantage indéniable pour son intégration au réseau électrique. En outre les
conflits sur l’impact paysager sont potentiellement réduits. C’est donc une filière en
développement qui a pleinement sa place dans le bouquet énergétique.
L’Agence Européenne de l’Environnement a également établi ce qui pourrait être une borne
supérieure de la production éolienne maritime en France, estimant le gisement technique
(sans aucune contrainte) à 2 000 TWh/an (en prenant en compte un périmètre de 50 km
autour des côtes françaises).
Or d’après l’EEA, on peut considérer en première approximation que 4 % de la zone côtière

entre 0 et 10 km peut accueillir des parcs éoliens, 10 % pour la zone 10–50 km et 25 % au-
delà de 50 km. Le potentiel prenant en compte ces premières contraintes d’aménagement du
territoire est alors ramené à 198 TWh/an, soit 65 GW installés avec un facteur de capacité
de 35%.
Sur cette base, il est nécessaire de prendre en compte les contraintes environnementales et
sociales, telles que l’impact visuel des parcs offshore et les conflits d’usages. Les études sur
la biodiversité marine n’ont pour l’instant pas donné de signes indiquant des futures
contraintes fortes.
i. Hypothèses retenues concernant l’éolien en mer

A l’horizon 2030, l’ADEME retient un gisement d’éolien mobilisable d’environ 12 GW, avec
des machines de forte capacité (>6GW). Le scénario retenu correspond à une croissance
plus faible que celle de l’éolien terrestre, notamment en raison des coûts d’investissement
qui seront encore élevés entre 2020 et 2030. Il est cependant compatible avec les capacités
de productions industrielles françaises prévisionnelles.
Concernant le facteur de capacité, on suppose qu’il pourra atteindre 35% dans le cas de
l’éolien en mer.
A l’horizon 2030, on ne considère pas que l’éolien flottant aura atteint un degré de maturité
suffisant pour prendre une part significative dans le mix électrique.

Il semble opportun de définir en droit français le statut juridique de l’éolienne flottante et de
développer une réglementation pour rendre possible l’implantation d’éoliennes en Zone
Economique Exclusive (notamment pour l’éolien flottant). Il faut aussi définir rapidement les
zones de développement socialement et environnementalement acceptables qui permettent
d’atteindre les objectifs.
Il faut également promouvoir les coopérations interprofessionnelles entre utilisateurs de la

mer ou les synergies possibles : par exemple éolien et aquaculture, éolien et culture des
algues, éolien et observation des côtes/trafic maritime ou des écosystèmes ou
météorologique. Des expérimentations sont indispensables sur ces sujets et à intégrer au
développement de la politique de R&D sur l’éolien.
3.2.4.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour l’éolien en mer
151 / 297
Eolien en mer 2030
Puissance
12 GW
installée
Facteur de
35%
capacité
Mtep : 3,2
Productible
TWh : 37
3.2.5. Le photovoltaique
Les technologies photovoltaïques peuvent être utilisées dans une grande variété
d’applications, comprenant les petits systèmes dans le secteur résidentiel, les systèmes de
moyenne puissance sur toitures agricoles15, industrielles ou commerciales, les parcs
photovoltaïques au sol de grande puissance16 et les systèmes de puissance variable, non
connectés au réseau, situés dans des sites isolés. Les systèmes PV peuvent donc être
placés au centre du réseau de production d’énergie ou être déployés de façon décentralisée.
3.2.5.a. Contexte de l’énergie photovoltaïque

La production d’électricité photovoltaïque connaît une croissance importante au niveau
mondial depuis plusieurs années. En 2012 le marché annuel est évalué à 77,5 milliards de
dollars17, soutenant approximativement 900 000 emplois18. La puissance mondiale cumulée
est supérieure à 100 GW19, correspondant à une production d’électricité de 120 TWh chaque
année. Les prévisions d’installation annuelle du marché mondial, selon les scénarios de
développement envisagées, vont de 27 à 47 GW (50-70 milliards d’euros d’investissement)
en 2015 et de 59 à 135 GW (79-129 milliards d’euros d’investissement) en 202020. En
Europe, près de 17GW ont été raccordés au réseau en 2012, pour une puissance cumulée
de l’ordre de 69 GW. Le PV produit plus de 2,5% de la demande en électricité en Europe.
En France, le marché du PV a représenté 3 milliards d’euros d’investissements en 2011 pour

une production de 2 TWh et un total de 18 800 emplois21. Fin décembre 2012, le parc
photovoltaïque français connecté au réseau est estimé à 4 GW environ22, contre 2,9 GW fin
décembre 2011. En Allemagne, il est de plus de 32 GW.
15
Voir avis ADEME serres photovoltaïques
16
Voir avis ADEME des centrales PV au sol
17
Estimation du cabinet américain IHS
18
D’après EPIA, 30 emploi équivalent temps plein sont créés par MW (emplois directs et indirects)
19
Market Report 2012, EPIA
20
Source : Solar 6 generation, EPIA
21
rapport éolien et photovoltaïque du Ministère du Redressement productif et du Ministère de l’Ecologie, du Développement
Durable et de l’Energie, Sept 2012
22
Sources : SOeS (tableau de bord éolien et photovoltaïque)
152 / 297
Par ailleurs, la production de modules ou de cellules représente une opportunité de
diversification ou de relais de croissance pour de nombreuses entreprises françaises
œuvrant dans le développement de technologies de fabrication innovantes (cellule, module
ou électronique de puissance). La capacité française annuelle de production de modules est
de 800 MW environ.
Actuellement, le coût de production de l’électricité photovoltaïque reste supérieur au coût de

production de l’électricité provenant des filières conventionnelles. Mais le prix des systèmes
PV baisse continûment avec une accélération ces dernières années, grâce à la réduction
des coûts de production des divers composants, aux économies d’échelle23, au retour
d’expérience, et à l’innovation. A l’inverse, les coûts de production de l’électricité provenant
des filières conventionnelles augmentent de manière régulière. Dans ce contexte, le coût de
production de l’électricité photovoltaïque devrait être comparable au prix de gros de
l’électricité autour de 2030 et devrait être inférieur au prix de vente entre 2015 et 2020 selon
les marchés24. Les tableaux suivants donnent une estimation des fourchettes de coût actuel
pour une installation photovoltaïque en France (Nord, puis Sud). Le coût de production
s’entend comme le Levelized Cost Of Electricity, calculé avec différents taux d’actualisation.
25
23
Depuis 1976, les prix baissent de 20% à chaque fois que la capacité installée double au niveau mondial. Le prix de gros des modules
photovoltaïques en technologies silicium cristallin et couches minces a encore marqué une baisse importante allant de 35% à 45%, entre
fin 2010 et fin 2011, selon la technologie et le pays de fabrication. Cette baisse régulière des prix et l’évolution à la hausse du prix de
marché de gros de l’électricité permettent d’envisager une électricité photovoltaïque produite à un coût inférieur au prix de vente
résidentiel avant 2020 en France (dès 2015 dans les régions très ensoleillées et marquées par un prix de l’électricité élevé).
24
Solar Generation 6, EPIA, 2011
25
Sources :
- Mott McDonald, « Cost of low-carbon generation technologies », mai 2011

- IRENA, « Renewable energy technologies: cost analysis series », juin 2012
- AIE, « Technology roadmap », 2010
- EPIA, « Solar Photovoltaics competing in the enegy sector », septembre 2011
- AIE - ETSAP, « Technology Brief E11 - Photovoltaic Solar Power », février 2011
- Fraunhofer ISE, « Studie Stromgesthungskosten Erneuerbare Energien », mai 2012
- P. Hearps et al. , « Renewable Energy Technology Cost Review », mai 2011
- PvXchange
- TURPE 3
153 / 297
France - Nord
Résidentiel - Résidentiel IAB Commercial - Industriel Centrales au sol
Terme 2010
Puissance installée (kWc) 2-4 100 - 500 2500
Durée de fonctionnement
(années) 25
Productivité (kWh/kWc) 850
Coûts
Investissement (€/kW) 2200 - 4805 1900 - 4004 1850 - 3204
dont coût fixe de
raccordement (€) 739 - 1408 1612 - 17628
dont coûts variables de
raccordements (€/mètre) - 56,27 - 78,19
Exploitation fixe (€/kW/an) 5 - 48 5 - 40 5 - 32
Coût de production total (€/MWh)
5,10% 182 - 442 158 - 368 154 - 295
8% 230 - 547 200 - 456 195 - 365
10% 265 - 623 230 - 519 224 - 415
France Sud
Résidentiel - Résidentiel IAB Commercial - Industriel Centrales au sol
Terme 2010
Puissance installée (kWc) 2-4 100 - 500 2500
Durée de fonctionnement
(années) 25
Productivité (kWh/kWc) 1450
Coûts
dont coût fixe de
raccordement (€) 739 - 1408 1612 - 17628
dont coûts variables de
raccordements (€/mètre) - 56,27 - 78,19
Exploitation fixe (€/kW/an) 5 - 48 5 - 40 5 - 32
5,10% 107 - 259 93 - 216 90 - 173
8% 135 - 321 117 - 267 114 - 214
10% 155 - 365 135 - 304 131 - 243
Estimation des coûts des systèmes PV en 2012, selon différentes études
Estimation des coûts des systèmes PV en 2012, selon différentes études

* Coût de raccordement hors transformateur pour les installations de puissance supérieure à
36 kVA.
Les impacts environnementaux relatifs aux systèmes PV se limitent principalement à la

phase de fabrication des composants et en particulier des modules PV. Les temps de retour
énergétique se situent désormais entre 1 et 2,5 ans selon les technologies de modules et les
émissions de CO2 équivalent entre 40 et 60 g/kWh selon les technologies avec un
ensoleillement de 1400 kWh/m², pour une centrale au sol de grande puissance.
154 / 297
3.2.5.b. Vision de l’ADEME pour le photovoltaïque
Avec ou sans tarifs d’achat garantis, la demande sera conditionnée par la taille des
sites fournissant l’électricité au réseau (une seule installation photovoltaïque ou des
groupements d’installations) et par le mode d’exploitation de l’électricité produite. Cela peut
aller de l’installation décentralisée (quelques kW) dont la production et la consommation sont
optimisées localement, à l’installation centralisée (du MW à plusieurs centaines de MW) dont
la production et la consommation sont optimisées globalement vis-à-vis du système
électrique. Il en résulte quatre segments principaux :
- les centrales photovoltaïques au sol, installées sur des sites spécifiques non
agricoles ;
- les bâtiments existants munis de grandes toitures et/ou les maisons individuelles où
l’on valorise les toitures (agricoles, commerciales, industrielles, etc...) en y intégrant des
modules photovoltaïques sans préférence notable d’orientation ;
- l’habitat et les bâtiments neufs, que les normes de construction et les modes
d’utilisation de l’énergie rendent autonomes en termes de besoins électriques ou
producteurs, voire vendeurs d’énergie électrique ;
- les quartiers – voire les villes – solaires (0,1 à 10 GWh/an) dont l’objectif est
d’optimiser le bilan électrique annuel de plusieurs milliers d’habitants ou d’occupants de
bureaux.
A partir de la base de données topographique de l’IGN, l’ADEME dispose du gisement

disponible par type de bâtiment, selon leur orientation et les surfaces non accessibles
(cheminées, …).
Ces données, couplées à des coefficients d’abattement permettent d’estimer le gisement

technique maximal mobilisable à l’horizon 2030 selon trois classes de bâtiment considérées :
- BATI_INDUSTRIEL : surface de toits de bâtiments de plus de 20 m2 à caractère

industriel, commercial ou agricole : Bâtiment agricole, Bâtiment commercial, Bâtiment
industriel, Serre, Silo : elle représente 1415 km²
- BATI_REMARQUABLE : surface de toits de bâtiments administratifs, religieux,
sportifs, et relatifs au transport de plus de 20 m2 : elle représente 75 km².
- BATI_INDIFFERENCIE : surface des autres bâtiments de plus de 20 m² ne
possédant pas de fonction particulière: 3913 km²
Parmi ces 5400 km² de toiture, l’ADEME a considéré que seuls 3800 km² pourront accueillir
de systèmes photovoltaïques dû à des règles d’urbanisme :
- La classe BATI_REMARQUABLE peut être exclue car elle comprend les châteaux,
les monuments. dans une première approximation
- En première approximation, la surface des toits des villes ayant plus de 150
monuments historiques a été retranchée.
Des ratios sont ensuite appliqués pour estimer les surfaces de toits pouvant en pratique
produire de l’électricité d’origine photovoltaïque (une fois les effets d’ombrage, d’orientation,
velux … considérés notamment) :
155 / 297
Surface totale Pourcentage de toiture apte à Potentiel maximal (GW)
retenue (km²) la production d’électricité PV correspondant 26
Bâti
3798 6,5%27 34
indifférencié
Bâti industriel 1415 30% 59
Le potentiel maximal de toitures techniquement valorisables pour la production

photovoltaïque est donc de 93 GWc.
i. Hypothèses retenues pour le photovoltaïque décentralisé

Le segment « PV décentralisé » correspond aux installations PV en toiture des bâtiments
résidentiels, de puissance nominale inférieure à 9kW. Ne sont pas prises en compte les
installations PV ayant la fonction d’allège, de mur-rideau, de bardage, de garde-corps ou de
brise soleil.
Evaluation du gisement technique et objectif ADEME
Les données précédentes décrivent le parc de logements en 2012.
En 2030, pour un scénario tendanciel, la croissance annuelle des surfaces

disponibles est environ de 25 km² pour le résidentiel. Avec l’hypothèse de 6,5% des surfaces
exploitables pour le résidentiel, l'accroissement annuel est donc de 1,625 km², ce qui
représente 0,2 GW/an28. En ajoutant à cela des hypothèses de hausse de rendement, un
potentiel technique maximal d’environ 40 GW installés d’ici à 2030 peut être
raisonnablement estimé pour le photovoltaïque décentralisé (pour la classe Bâti
indifférencié).
Face à ce potentiel très élevé et en prenant en compte les capacités industrielles

françaises, notre scénario considère l’installation de 400 MW/an de puissance sur le
segment [0; 9 kW] entre 2012 et 2030 pour une puissance totale de 8 GW en 2030, ce qui
représente seulement 20% du gisement disponible.
Economie du PV et obligation réglementaires
La réglementation thermique RT2012 porte sur les bâtiments neufs, et impose une
obligation de recours aux EnR pour toute maison individuelle neuve. Cependant ce seront
principalement des sources EnR de type chauffe-eau thermodynamique qui seront
déployées dans le cadre de cette réglementation. La RT2012 et la « RT2012 existant » ne
vont ainsi probablement pas contribuer massivement au déploiement du PV dans les
bâtiments. La RT2020 imposera aux bâtiments neufs d’être BePOS et donc de produire de
l’électricité, mais son application se limitera aux bâtiments neufs. La « RT2020 existant »
26
Sur la base d’une moyenne de 140W/m²
27
Bergamasco, L., Asinari, P., 2011. Scalable methodology for the photovoltaic solar energy potential
assessment based on available roof surface area: Application to Piedmont Region (Italy). Solar Energy 85, 1041-
1055. Les valeurs sont celles montrées dans le tableau 1.
28
Croissance annuelle qui ne tient pas compte de l’augmentation des rendements
156 / 297
pourrait en revanche avoir un impact conséquent ne sera probablement appliquée qu’à
certains segments de bâtiments pour ne pas bloquer le marché de la rénovation.
Pour un particulier, lorsque le prix de vente de l’électricité issue du réseau égalera le coût du
kWh PV (parité réseau), il n’est pas certain que le particulier décide immédiatement de poser
un système PV sur son toit. Il y aura probablement une valeur seuil du ratio prix de vente du
kWh issue du réseau/coût du kWh PV qui déclenchera, parmi d’autres facteurs de décisions
(disponibilité installateurs, qualité installation…), la décision de poser un système PV en
toiture.
ii. Hypothèses retenues pour le photovoltaïque centralisé (système PV > 9kW)

Considérons à présent les installations de puissance nominale supérieure à 9 kW qui
correspondent, en première approximation, aux systèmes PV installés sur bâtiments
tertiaires, commerciaux et industriels et aux centrales au sol.
Evaluation du gisement technique et objectif ADEME
Le gisement potentiel des centrales photovoltaïques au sol sans impact sur l’agriculture
(friches) en France a été analysé par Price Water House Coopers : il est estimé à 12 GW
pour des parcs solaires sur des surfaces non agricoles. La surface exploitable des toitures
des bâtiments tertiaires, industriels et commerciaux est estimée à 1415 km². En prenant
comme hypothèse, que 30% de la surface peut-être équipée de modules PV29 et en
supposant une puissance de 140 W/m², le potentiel théorique actuel du secteur industriel est
de 59 GW environ. En conclusion, le gisement technique relatif aux friches et grandes
toitures est de l’ordre de 71 GW.
En supposant une croissance annuelle des surfaces disponibles de 12 km², le potentiel

théorique de ce gisement à l’horizon 2030 peut être estimé à environ 115 GW, en
considérant également les gains de rendement sur les systèmes.
Le scénario finalement retenu par l’ADEME est très en deçà de ces chiffres théoriques,
puisqu’avec environ 1,15 GW/an de systèmes PV centralisés installés par an, la capacité
installée en 2030 serait de 23 GW.
Economie du PV, tarifs d’achat, et obligation réglementaires
Le principal dispositif de soutien de la demande, décrit dans le paragraphe précédent,

est le tarif d’achat de l’électricité produite par le système PV, mis en place à partir de 2000.
Depuis 2011, ce tarif d’achat est établi dans le cadre d’appels d’offre pour les systèmes PV
de puissance nominale supérieure à 100 kW.
La décroissance des prix des composants, liée à l’amélioration de la performance des

systèmes permet au PV d’être déjà compétitif dans certaines régions du globe. Le prix des
systèmes PV qui a connu une baisse significative ces dernières années, entraînés par la
29
Selon l’étude « Scalable methodology for the photovoltaic solar energy potential assessment based on
available roof surface area: Application to Piedmont Region (Italy), Luca Bergamasco, Pietro Asinari (février
2011) » , réalisée dans la région du Piémont en Italie, la surface exploitable des bâtiments industriels a été
évaluée à 30% environ .
157 / 297
baisse du prix des modules PV (5,1 €/W en 2006 contre moins de 0,9 €/W pour les modules
PV classiques en technologie silicium cristallin en 2012), continuera de décroître dans les
prochaines années et après 2020. En France, la production d’un système PV fixe raccordé
au réseau orienté et incliné de façon optimale varie de 850 kWh/kW au nord à 1450 kWh/kW
au sud. Il apparaît donc que, dans le sud de la France, à l’horizon 2030, le prix d’une
centrale PV au sol serait 0,86 EUR/W correspondant à un coût de production de
l’électricité (LCOE) de l’ordre de 79 EUR/MWh environ30.
La réduction du coût des systèmes PV sera portée par des améliorations

technologiques incrémentales (wafers, cellules, modules et BOS), des améliorations liées à
une augmentation de la productivité, une réduction du coût des matériaux actifs (silicium de
qualité solaire pour les technologies en silicium cristallin), les effets d’échelle liés à
l’augmentation des volumes de production et l’optimisation de la conception des systèmes.
iii. Hypothèses retenues concernant l’évolution des rendements

Les transferts technologiques de la recherche vers l’industrie vont avoir pour conséquence
une augmentation des rendements de conversion au cours du temps. Dans nos hypothèses
d’évolution de rendement à l’horizon 2030, les rendements modules figurant dans le tableau
ci-dessous ont été retenus :
2012 2015 2020 2025 2030
Si cristallin 14,0% 15,1% 16,7% 17,8% 20,7%
Couches
minces 11,0% 11,9% 13,5% 14,3% 15,0%
Hypothèse d’évolution des rendements système
Nous avons retranché 1% aux rendements « module » pour obtenir les rendements
systèmes (rendement BoS et câbles de l’ordre de 90%). Pour les systèmes intégrés ou liés
au bâtiment, la technologie silicium cristallin a été considérée comme majoritaire. Pour ce qui
est des centrales au sol, une répartition de 60 % de systèmes en technologie silicium
cristallin et 40% en technologie couches minces a été fixée.
En première approximation, la dégradation continue des modules n’a pas été prise en
compte : l’hypothèse faite est que les systèmes PV sont fiables et ont une performance
comme attendue lors de leur installation.

Afin d’atteindre ces objectifs, on peut mettre en avant les principales conditions suivantes :
→ Continuer à accompagner le déploiement de l’énergie PV vers la parité réseau en

le différenciant progressivement selon la zone géographique afin de limiter la pression
foncière dans le sud de la France.
30
Avec un taux d’actualisation de 8%.
158 / 297
→ Renforcer les critères environnementaux pour bénéficier des dispositifs de soutien
(qu’il s’agisse des tarifs d’achat ou des appels d’offres) afin de favoriser les produits
les moins impactants pour l’environnement.
→ En ce qui concerne le recyclage, les modules photovoltaïques entrent désormais
dans le champ de la Directive Européenne des Déchets d’Equipements Electriques et
Electroniques (DEEE) et les fabricants sont dans l’obligation de recycler les modules
PV. Mais il est important de soutenir la structuration de cette filière à partir de 2020.
→ Pour les grandes installations, favoriser le déploiement sur les grandes toitures,
en rendant ces dernières de nouveau éligibles aux tarifs d’achat. L’utilisation des
grandes toitures permet de minimiser l’impact paysager, la pression foncière et les
coûts de raccordement (car zones urbaines ou semi-urbaines).
→ En préparation de la RT2020, soutenir, par des appels à projets spécifique, le
développement de solutions répondant à des critères renforcés d’intégration au
bâti (éventuellement limitée au cas des bâtiments neufs) afin de permettre
l’émergence de produits se démarquant vraiment de l’intégration simplifiée, avec un
réel objectif de qualité de l’installation, voire de multifonctionnalité (par exemple
couverture et isolation, modules hybrides PV/T).
→ Dans une perspective de forte augmentation de la puissance PV installée, la mise en
place progressive et bien calibrée d’une politique de soutien favorisant
l’autoconsommation permettra de limiter les effets de la pointe de production diurne
sur le réseau et le marché de l’électricité. Les coûts actuels des systèmes PV ne
permettent pas encore d’envisager un développement spontané de
l’autoconsommation. La mise en place, en priorité dans les DOM, d’une rémunération
adéquate des kWh autoconsommés pourrait permettre le développement de ces
solutions tout en diminuant l’impact des tarifs d’achat sur la CSPE.
3.2.5.d. Bilan du scénario de l’ADEME pour le photovoltaique

Nos prévisions sont basées sur le fait que le silicium cristallin restera la technologie de
modules majoritairement utilisée jusqu’en 2030. Par conséquent, il n’est pas considéré de
problème de disponibilité des ressources en matières premières.
A l’horizon 2020, notre scénario prévoit une puissance installée cumulée se situant entre 16
et 17 GW. Cet objectif est en cohérence avec le développement de la filière industrielle
française dont la capacité de production de modules PV à la fin 2012 est estimée à 800 MW
environ31. Il correspondrait à une puissance installée moyenne annuelle de 1,55 GW environ
(2012-2020)32. Cela implique la révision à la hausse de l’objectif Grenelle mais cela reste
soutenable financièrement avec un ajustement des tarifs d’achat à la baisse concernant
l’intégration simplifiée et les centrales au sol.
A l’horizon 2030, l’objectif de puissance installée cumulée se situerait dans une fourchette de
32 à 34 GW.
31
Source : Etude Marchés et Emplois ADEME 2012
32
La puissance PV cumulée installée à la fin 2012 est estimée à environ 4 GW.
159 / 297
40
35 Supérieur à 250kWc
Puissance raccordée (MW) 30 entre 9 et 250kWc
25 entre 0 et 9kWc
20
15
10
5
0
09
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Projections d’évolution de la puissance nominale PV installée en France
La puissance installée annuelle, pour la période 2021-2030 se situerait entre 1,5 et 2

GW avec un objectif de 10-12 GW installé pour les systèmes de moyenne puissance (9-250
kW) et de 13-15 GW pour les systèmes de grande puissance (> 250 kW), dont le potentiel
arriverait relativement rapidement à saturation (centrales au sol). Le démantèlement des
systèmes en fin de vie a été pris en compte dans le calcul de la puissance installée annuelle,
mais son impact ne devient significatif qu’à partir de 2041.
Le tableau ci-dessous présente nos prévisions de puissance installée annuelle par typologie
de systèmes, pour la période 2012 – 2030.
2012-2020 2021-2030
Croissance GW/an
IAB ISB au sol IAB ISB au sol
entre 0 et 9kWc 0,1 0,3 0 0,1 0,3 0
entre 9 et 250kWc 0,1 0,5 0 0,1 0,35 0
Supérieur à 250kWc 0 0,1 0,45 0 0,05 0,75
Croissance annuelle par tranche de puissance et typologie de système PV
Dans notre scénario, les capacités installées par an restent cohérentes avec les capacités
de production de modules qui seraient localisées en France à cet horizon. Une étude récente
menée par l’ADEME montre que les laboratoires et industriels français ont la capacité, grâce
à la mise en œuvre d’un certain nombre d’innovations clés, de réduire drastiquement leur
coût de production dans les prochaines années. Le déploiement de système PV pourra donc
être un levier de création d’emplois en France. En parallèle de cette baisse des coûts des
modules, dont une part relativement importante continuera à être importée à court terme, on
peut toutefois noter que les coûts liés à la pose des systèmes sont amenés à baisser de
façon beaucoup moins forte. Il en résulte que la part relative de la valeur ajoutée en France
du déploiement du photovoltaïque est croissante. A titre d’illustration, on peut constater que
la part de la valeur ajoutée située en aval de la filière (étude, installation, commercialisation)
est passée de 25% en 2006 à 50 % en 2011, par rapport à l’investissement global incluant
les fournitures d’équipements.
Le tableau ci-dessous synthétise les hypothèses retenues dans le cadre de l’étude et

rappelle les prévisions de puissance PV installée.
160 / 297
2012 2030
Rendements moyens système (%)
Technologies Si cristallin 14% 21%
Technologies Couches minces 11% 15%
Puissance potentielle sur bâtiments (GWc)
BATI_INDIFFERENCIE 35 GWc 40 GWc
BATI_INDUSTRIEL 59 GWc 101 GWc
Puissance installée raccordée (GWc)
entre 0 et 9kWc 1 GWc 8 GWc
entre 9 et 250kWc 2 GWc 11 GWc
Supérieur à 250kWc 1 GWc 14 GWc
Total en GWc 4 GWc 33 GWc
Nombre d'installations raccordées
entre 0 et 9kWc 355 043 2 891 066
entre 9 et 250kWc 22 936 154 280
Supérieur à 250kWc 662 6 301
Total installations 378 641 3 051 647
En résumé :
L’estimation du productible est basé sur un nombre d’heure équivalent pleine puissance de
1150 h à 1200h. Le nombre d'heure de fonctionnement à puissance nominale moyen pour le
PV varie en France entre 850 et 1400 du Nord au Sud (et selon la typologie de systèmes).
1150 à 1200h correspondent à une moyenne pondérée, basée sur le fait que les systèmes
photovoltaïques seront plus majoritairement installés dans la partie Sud de la France (dans
des régions ayant un nombre d'heures équivalent pleine puissance compris entre 1050 et
1400).
2030
Puissance installée GW 33
Mtep : 3,4
Productible
TWh : 38,5
161 / 297
3.2.6. Le solaire thermique
3.2.6.a. Contexte du solaire thermique

Le Grenelle de l’environnement prévoit une contribution notable de la filière solaire thermique
au chauffage et à l’eau chaude sanitaire dans l’habitat avec une distinction équipement
individuel / collectif ; les objectifs initiaux, en matière de contribution annuelle à l’horizon
2020, sont respectivement pour l’individuel et le collectif de 817 ktep (17 ktep en 2006) et
110 ktep (10 ktep en 2006). Face à ces objectifs ambitieux, les obstacles principaux à
surmonter sont la diminution des coûts, l’amélioration des performances des systèmes
installés et des besoins importants de formation professionnelle.
Différents dispositifs de soutien ont été mis en place pour favoriser le déploiement du solaire
thermique, notamment le Crédit d’Impôt Développement Durable pour les particuliers, et le
fonds chaleur pour les installations solaires collectives.
Sous cette impulsion, le marché français, en matière de surface de capteurs installés, a

rapidement évolué depuis une petite dizaine d’années. La période 2005-2008 a été
l’occasion d’une croissance marquée pour les différents systèmes proposés (chauffe-eau
solaire individuel CESI, système solaire combiné SSC et collectif). Cependant, depuis 2008,
la tendance s’est inversée : comparativement au scénario de développement prévu dans la
PPI Chaleur33, on observe depuis 2008 un décrochage important entre la courbe
correspondant aux objectifs et la trajectoire réelle, en matière de surface de capteurs
installés. . Un point positif concerne le segment de marché du collectif avec une croissance
constante, atteignant 104 000 m² en 201134.
Avec un marché 2010 en métropole inférieur à 258 000 m², le parc brut installé est supérieur
à 2 millions de m² (1,4 GWth) pour une production associée qui devrait dépasser les 80 ktep.
33
Programmation pluriannuelle des investissements de production de chaleur (période 2009-2020)
34
Source : Uniclima, Enerplan
162 / 297
350 000 245 000
300 000 CESI SSC Collectif 210 000

Surface de capteurs (m²)
250 000 175 000
Collector power (kW)

200 000 140 000
150 000 105 000
100 000 70 000
50 000 35 000
0 0
Graphique : CEA-INES
99
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
d'après chiffres
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
ENERPLAN / UNICLIMA
Figure 1 : Evolutions du marché français (m²/an)
1 0001000000
000
900900000
000
RéelRéel
800800000
000
PPIPPI
Chaleur (croissance
de 27%/ande 27%/an jusqu’en 2012,
Marché annuel (m²/an)
Chaleur (Croissance jusqu'en 2012, puis de

16%/an au delà)
700700000
000 puis de 16%/an au-delà)
Marché annuel (m²/an)
600600000
000
500500000
000
400400000
000
300300000
000
200200000
000
100100000
000
00
1999
1999 2000
2000 2001
2001 2002
2002 2003
2003 2004
2004 2005
2005 2006
2006 2007
2007 2008
2008 2009
2009 2010
2010 2011
2011 2012
2012
Figure 2 : Comparaison trajectoires nationales PPI Chaleur et réelle
Malgré le soutien apporté à cette filière, ces coûts de revient restent très élevés. Avec la
méthode internationale harmonisée d’évaluation du coût de production d’énergie dit
163 / 297
« LCOE » (Levelized Cost of Energy), une durée de vie de 20 ans, et un taux d’actualisation
de 6%, le coût de production d’un kWh solaire est de l’ordre de :
- 170 €/MWh (Sud) à 270 €/MWh (Nord de la France), dans le collectif
- 400 €/MWh (Sud) à 600 €/MWh (Nord de la France), dans l’individuel
- 310 €/MWh (Sud) à 440 €/MWh (Nord de la France), pour les SSC
Les coûts de production actuel de la chaleur solaire thermique sont données dans le tableau
suivant y compris pour les applications résidentielles35.
Périmètre France Nord
Type CESI* SSC** STC***
Terme 2010
Productivité (kWh/m²/an) 200 250 400
Coûts
Investissement (€/m²) 1462 1322 1136
Exploitation fixe (€/m²/an) négligable 10 - 15
5,10% 563 407 244 - 256
8% 689 499 293 - 305
10% 781 565 328 - 341
Périmètre France Sud
Type CESI* SSC** STC***
Terme 2010
Productivité (kWh/m²/an) 300 350 600
Coûts
Investissement (€/m²) 1462 1322 1136
Exploitation fixe (€/m²/an) négligable 10 - 15
5,10% 375 291 162 - 171
8% 460 356 195 - 204
10% 520 403 219 - 227
* CESI = Chauffe-eau solaire individuel
**SSC = Système solaire combiné
***STC = système solaire collectif
35
Sources :
- Observ’ER, « Enquête sur la filière thermique collective - Enquête sur le marché 2010 des
applications individuelles solaires thermiques », 2011
164 / 297
3.2.6.b. Vision de l’ADEME pour le solaire thermique
Les retours d’expérience sur le solaire thermique ainsi que la concurrence forte des chauffe-
eau thermodynamique ont été pris en compte dans cette vision de l’ADEME, qui propose de
répartir et dépasser l’objectif Grenelle en ciblant deux nouveaux usages non explicités dans
le Grenelle : l’industrie et les réseaux de chaleur. Ceci est en cohérence avec la nouvelle
feuille de route stratégique de recherche sur le solaire thermique de l’ADEME, ainsi qu’avec
les travaux de l’European Solar Thermal Technology Platform (ESTTP).
L´étude « Potential of Solar Thermal in Europe » d’ESTIF présente un potentiel de parc

européen installé en 2050 entre 5,3 et 8 m²/habitant d’après le scénario (« Advanced Market
Deployment » ou « Full R&D and Policy Scenario »), conduisant à un potentiel maximal de
de surface installée en France entre 371 et 560 millions de m² (hypothèse 2050 : 70 millions
d’habitants en France).
i. Hypothèses retenues dans les bâtiments

Les systèmes solaires thermiques répondent à un usage et à des besoins pour différentes
applications. Leur conception et leur mise en œuvre doit avant tout tenir compte de cette
donnée côté « demande ». L’ADEME envisage dans cette vision un déploiement moindre
dans le résidentiel que ce qu’avait visé le COMOP 10 du Grenelle. Ceci est principalement
dû, entre 2012 et 2030 à la forte concurrence des systèmes thermodynamique de production
d’eau chaude. Malgré un manque de recul important sur les performances et la durabilité des
Chauffes Eau Thermodynamiques, les systèmes solaires actuels offrent en effet
actuellement des performances environnementales comparables aux systèmes
thermodynamiques pour un coût plus élevé ; ces derniers vont donc concurrencer assez
fortement les CESI à partir de la mise en vigueur de la RT 2012. On pourrait envisager à
l’horizon 2020 un durcissement de la réglementation, favorisant les systèmes avec un COP
très élevé. En effet, les constructeurs commencent à travailler sur des systèmes solaires à
appoint thermodynamique, ce qui en améliorerait notablement le COP, qui pourrait atteindre
en 2030 une valeur de 5.
Toutefois, pour des raisons de prudence par rapport à ces développements technologiques
en cours, l’hypothèse retenue est la couverture grâce au solaire en usage direct de 9% des
besoins d’énergie finale en ECS, soit 350 ktep, répartis entre :
- 200 ktep pour le résidentiel individuel, correspondant à environ 2,5 millions de

logements équipés. Notons, que dans ces visions, le nombre de logements neufs
d’ici 2030, serait d’environ 6 millions, auxquels 4 millions de rénovations lourdes de
maisons sont à ajouter. 25% des logements neufs ou en rénovation lourde seraient
donc équipés de CESI.
- 150 ktep pour le collectif tertiaire.
ii. Hypothèses retenues dans l’industrie

Pour l’industrie, trois technologies sont prises en compte à l’horizon 2030 pour couvrir des
besoins de production de chaleur ou les besoins de froids industriels positif ou négatif :
165 / 297
- production d’eau chaude par des capteurs plans ou sous vides à des niveaux de
température entre 50 et 130°C. On assiste d’ores et déjà à des développements
spécifiques de nouveaux capteurs adaptés aux applications industrielles
permettant de réduire les coûts d’installation. (capteurs plans de grande taille,
capteurs sous vide à assembler sur site…)
- production de vapeur industrielle (environ 250°C) par des capteurs solaires
thermodynamiques à concentration type Fresnel Ce créneau de marché est
dépendant du déploiement de technologies qui ne sont pas encore matures, telles
que les technologies à concentration (concentrateur parabolique et concentrateur
Fresnel), mais il n’est pas à négliger.
- production de froid pour l’industrie par machine à absorption couplée à des
capteurs solaires
Les besoins en températures inférieures à 200°C représentent environ 30% des
besoins de chaleur.
Source :The heat recovery potential in the French Industry : which opportunities for heat
pump systems ? Dupont / EDF - 2009
Comme le montre le tableau précédent, les secteurs IAA, du papier-carton, et du

plastique/plasturgie concentrent 60% des besoins entre 0-100°C et 100-200°C de l’industrie.
Ils représentent en outre 30% de la consommation de combustible (hors matière première)
de l’industrie.
Pour estimer le potentiel dans l’industrie, nous nous appuyons sur les coûts d’investissement
et de production de la chaleur industrielle solaire suivants :
- Coûts d’investissement sur l’installation variant entre 450 et 1100 €/kWth

(Données disponibles pour environ la moitié des usines recensées et uniquement
capteurs plans et sous vides).
- Coût de l’énergie solaire produite de 40 €/MWhth (Valeur basée sur un calcul
théorique de l’INES pour un système de capteurs sous vide fonctionnant en
France – 20 €/MWh en Afrique du nord).
Etant donné ce contexte contraint, l’ADEME considère que le solaire thermique pourra
contribuer à hauteur de 0,5 Mtep au besoin de l’industrie.
166 / 297
Type d’industrie 2010 2030
IAA (NCE 12,13,14) 0,33
Papier-Carton (NCE 35) 0,13
Plastique/plasturgie (NCE 36 et 37) 0,04
Total Mtep 0, 0005 0,5
iii. Hypothèses retenues sur les réseaux de chaleur

L’utilisation du solaire thermique pour alimenter les réseaux de chaleur est déjà actuellement
une pratique courante dans les pays nordiques. Il présente en outre un certain nombre
d’opportunités :
- des procédés continus permettant d’atteindre des taux de couverture importants,

- un potentiel énergétique très important dans la plage de température concernée
(inférieure à 90°C) permettant des baisses de coûts significatifs,
- du personnel possédant sur site un niveau de technicité élevée permettant une
exploitation/maintenance optimale,
- un moyen pour atteindre une plus grande indépendance énergétique pour tous
les abonnés du réseau.
L’intégration du solaire thermique sur un réseau est dimensionnée de façon à couvrir les
besoins d’été du réseau de chaleur, c’est-à-dire principalement la fourniture d’eau chaude
sanitaire. En France ce type d’utilisation de la chaleur solaire commence à apparaître.
En 2030, l’ADEME envisage un fort déploiement sur les réseaux de chaleur, avec
l’installation moyenne de 10 000 m² de panneaux solaires pour 300 réseaux de chaleur.
En supposant une productivité moyenne de 600 kWh/m².an, le gisement accessible à la

chaleur solaire par le biais des réseaux est ainsi d’environ 155 ktep.

Le déploiement de solaire thermique pour l’industrie va se heurter à un certain nombres de
verrous technico-économiques (besoin de foncier au sol ou en toiture, notamment pour les
technologies Fresnel ou parabolique, coût d’investissement au regard de la productivité
solaire et du coût des autres énergies fossiles, nécessité d’un appoint ou de stockage, mais
aussi de verrous organisationnels (comme la mise au point de nouveaux modèles d’affaire
permettant par exemple de vendre des kWh solaires), et surtout un fort verrou sociologique
de l’acceptation du solaire dans un contexte industriel habitué à de l’énergie à la demande,
en quantité et à très faible coût.
Au vu de ces contraintes, il est raisonnable de penser que le solaire sera d’abord considéré
comme un appoint sur des installations existantes venant diminuer la consommation de
combustible fossile.
167 / 297
D’un autre côté, une variable pourrait contribuer à relaxer cette contrainte. En effet, un coût
élevé pour les industries de la tCO2 pourrait faciliter l’intégration des sources d’énergies
renouvelables à leur mix, la réduction des consommations énergétiques et la récupération de
la chaleur fatale.
La compétitivité est l’enjeu majeur pour le solaire thermique. A l’instar de toute technologie
innovante et en gain de croissance, cette question reste centrale et prépondérante pour
favoriser la pénétration de l’énergie solaire thermique et le déploiement massif des solutions
associées.
Pour atteindre un niveau de compétitivité suffisant, de nombreux leviers potentiels existent et

peuvent être actionnés simultanément :
 L’innovation en matière de domaines d’application : élargissement de l’assiette des

applications technologiques tout en s’assurant de la durabilité et de la pertinence des
solutions proposées,
 L’amélioration de l’adaptation des systèmes solaires à l’existant et l’augmentation des
usages : notamment pour la production d’ECS, cette amélioration pour les bâtiments
existants est un enjeu primordial, en considérant non plus un système solaire et un
appoint mais un système global de production de chaleur facile à intégrer dans le
logement, la maison ou le bâtiment,
 Le potentiel d’hybridation des solutions développées ou de mutualisation des
infrastructures nécessaires à la mise en œuvre,
 La baisse des coûts des systèmes installés, notamment grâce à leur simplification
(montage en « kits plug and play », gestion, maintenance) et à leur packaging
(systèmes préassemblés en usine par exemple),
 L’innovation en termes de modèles d’affaire et d’offres de financement pour faciliter
l’accès et l’investissement des usagers pour des systèmes solaires thermiques,
 En lien avec le point précédent, la mise en place de garanties pour les systèmes
proposés ne peut qu’accélérer et encourager l’investissement des usagers, et donc
renforcer la pénétration de l’énergie solaire thermique dans le système énergétique.
Enfin, un durcissement de la réglementation thermique des bâtiments pourrait, à l’horizon

2020, favoriser le déploiement de solaire d’eau chaude sanitaire solaire à très haute
performance (notamment grâce à l’intégration d’appoint thermodynamique).
3.2.6.d. Bilan de la vision de l’ADEME pour le solaire thermique

A l’horizon 2030, la production énergétique issue des installations solaires thermiques
participe majoritairement à l’alimentation (chaud, froid et eau chaude sanitaire) des secteurs
résidentiel/collectif/tertiaire et industriel. Différentes évolutions incrémentales ont permis à la
filière d’atteindre les objectifs, fixés par le Grenelle de l’Environnement
Ces évolutions ont permis de réduire le coût du kWh solaire entre 50% et 80% quel que soit
la zone géographique et le site d’implantation considérés. Toutes les installations sont
équipées d’un système de contrôle-commande et de monitoring afin de permettre un suivi
dans le temps des performances, une réduction drastique des coûts
d’exploitation/maintenance (corrective) et un comptage précis des kWh produits pour des
moyennes et grandes installations spécifiques.
168 / 297
L’installation de systèmes solaires thermiques, compétitifs, efficaces et éventuellement en
association avec d’autres systèmes énergétiques, dans le résidentiel neuf et au cours des
étapes de rénovation des bâtiments sont deux voies qui ont permis d’augmenter
significativement la part du solaire thermique dans la production énergétique renouvelable.
En parallèle, de nouveaux domaines d’applications ont émergés, soit les applications

industrielles (chaud et froid), et d’alimentation de réseaux de chaleur et de froid. Ces
installations étant plus centralisées, leur déploiement sur quelques centaines de sites
pourrait permettre de produire une part importante de la chaleur solaire thermique.
Productible solaire thermique (Mtep) 2030
Alimentation des réseaux de chaleur

par le solaire thermique 0,15
ECS pour les particuliers 0,2
ECS collectif/tertiaire 0,15
Industrie 0,5
Total 1 Mtep
3.2.7. La géothermie
3.2.7.a. Contexte de la géothermie

La ressource géothermique ou assimilée (nappe, sol, eaux usées, eaux de surface ou
eau de mer) permet de produire principalement de la chaleur et/ou du froid mais également
de l’électricité.
Par soucis de simplification, l’estimation des potentiels de production d’origine

géothermique est scindée en deux parties : la production « décentralisée » et la
production « centralisée ».
La production de chaleur, d’ECS et/ou de froid liés aux systèmes « décentralisés »

d’origine géothermique s’applique aux secteurs du résidentiel individuel et du petit collectif
ou petit tertiaire d’une surface de bâtiment inférieure à 1000 m², tels que :
- La géothermie dite superficielle ou Très Basse Energie et impliquant la mise en

œuvre de pompes à chaleur. Celles-ci peuvent être couplées à l’installation de capteurs
enterrés horizontaux ou verticaux, de champs de sondes, d’échangeurs compacts (type
corbeilles géothermiques), ou de géostructures. Elle concerne des horizons géologiques
superficiels (profondeur < 400m, typiquement 100 à 200 m), dans lesquels la
température n’est pas suffisante pour valoriser directement la chaleur présente. On
recourt donc à des pompes à chaleur pour relever le niveau de température. Plusieurs
techniques sont possibles : l’exploitation d’aquifères par doublet de forages (pompage
et réinjection) ou - en l’absence d’aquifères - l’exploitation de la chaleur des terrains
grâce à des capteurs enterrés (verticaux ou horizontaux) dans lesquels circule en
169 / 297
circuit fermé de l’eau glycolée. Ce type de géothermie vise principalement le chauffage et
le refroidissement de bâtiments : maisons individuelles, immeubles de logements
collectifs, bâtiments tertiaires de tous types. Aujourd'hui ces opérations permettent la
valorisation d'environ 200 ktep/an.
- Les puits canadiens et puits provençaux.
- La récupération d’énergie sur eaux usées via une PAC.
Coût de production de la chaleur géothermique décentralisée assistée par PAC en

2012
 Filière pompes à chaleur géothermiques collectives (coûts de production

France) :36
Périmètre France
Terme 2010
Type Géothermie Géothermie sur
superficielle sur aquifère superficiel
champ de sondes
Puissance (kW) 50 - 300 200 - 600
Temps de fonctionnement annuel en
pleine puissance (h) 1500
Coûts
Investissement (€/kW) 1200 - 1800 500 - 1000
Exploitation fixe (€/kW/an) 85 - 120 80 - 95
5,10% 118 - 172 79 - 115
8% 132 - 193 85 - 126
10% 142 - 208 89 - 135
 Filière pompes à chaleur individuelles (coûts de production France) :37
36
Sources :
- ADEME, « Guide technique / Les pompes à chaleur géothermiques sur champs de sondes »,
2012
- ADEME, « Guide technique / Les pompes à chaleur géothermiques à partir de forage
aquifère », 2012
- ADEME, « Bilan Fonds Chaleur 2011 », 2012
37
Sources :
- Observ'ER, « Enquête sur le marché 2010 des PAC individuelles », 2011
- ADEME, « Les fiches techniques de l’ADEME sur les pompes à chaleur électriques pour
l’habitat individuel », juin 2012
170 / 297
Périmètre France
Terme 2010
eau/eau avec capteurs
Type d'installation air/eau enterrés horizontaux
Puissance (kW) 8 - 12
Temps de fonctionnement annuel en
pleine puissance (h) 1500
Coûts
Exploitation fixe (€/kW/an) 15 0
Exploitation variable* (€/MWh) 21 - 24 19 - 23
5,10% 103 - 120 88 - 107
8% 116 - 135 100 - 122
10% 126 - 146 109 - 133
* Pour un coefficient de performance compris entre 3,3 et 3,8 pour la PAC

aérothermique et entre 3,5 et 4 pour la PAC géothermique
La production centralisée regroupe les autres types d’installations, qui valorisent

directement la chaleur de ressources que l’on rencontre dans des aquifères situés entre 400
et 2 500 m de profondeur. La température des eaux de ces gisements y est typiquement
comprise entre 30 et 90°C. C’est ce type de ressources que l’on rencontre en France dans le
Bassin Parisien ou le Bassin Aquitain. Elles sont couramment utilisées pour le chauffage
urbain, le chauffage des serres, de piscines et d’établissements thermaux, l’aquaculture et le
séchage. C’est en région parisienne que l’on rencontre la plus grande densité au monde de
réseaux de chaleur géothermique avec 36 opérations en fonctionnement alimentant plus de
170 000 équivalents logements. Actuellement environ 150 ktep/an sont valorisés en France
avec ces technologies.
Les coûts de production de la chaleur géothermique « profonde » sont assez faibles, en

2012. On peut considérer que c’est une filière mature: 38
38
Sources :
- ADEME, « Guide technique / La géothermie et les réseaux de chaleur », 2012
- ADEME, Données Fonds chaleur
171 / 297
* L’investissement inclut le coût d’investissement pour le réseau de chaleur.
Enfin, la production d’électricité d’origine géothermique correspond à des installations de

moyenne puissance de quelques MW ou dizaine de MW électrique, connectées au réseau
électrique.
La géothermie sur réservoirs conventionnels (type Bouillante) consiste en l’exploitation de

gisements à haute température présents dans les régions de volcanisme actif ou récent. Sur
le territoire métropolitain, le potentiel est limité aux zones sédimentaires profondes.
Les centrales géothermiques EGS (Enhanced Geothermal Systems) s’adressent à des

réservoirs à faible perméabilité (bassins d’effondrement, zones périphériques des champs
géothermiques de haute énergie,..), fracturés naturellement, profonds de quelques milliers
de mètres, et qu’il est nécessaire de stimuler par voie hydraulique ou chimique pour en
augmenter la perméabilité. Les centrales produisent de l’électricité ou de chaleur ou les deux
(fonctionnement en cogénération).
Pour la production d’électricité, les investissements sont lourds et nécessitent un tarif d’achat
pour soutenir le marché. Des efforts sont à faire pour développer des projets à forte
intégration environnementale (limitation des impacts : rejets, bruit, odeurs). Le contenu
carbone de l’électricité produit est toutefois très faible avec environ 37gCO2eq/kWh
(principalement lié au forage) calculé en analyse de cycle de vie.
172 / 297
Coût de production d’électricité (coûts de production internationaux) :39
Le tableau suivant donne les coûts de l’électricité issue de réservoirs conventionnels, et pas
EGS.
Périmètre international
Terme 2008, 2010, 2011
Type Centrale à cycle binaire Centrale à cycle vapeur
ou ORC
Puissance (MW) 10 - 30 20 - 50
Temps de fonctionnement annuel (h) 7000
Coûts
Exploitation fixe (€/kW/an) 135 - 225 100 - 135
5,10% 49 - 82 36 - 49
8% 56 - 93 41 - 56
10% 60 - 101 45 - 60
39
Sources :
- AIE - ETSAP, « Technology Brief E07 », mai 2010
- NREL, « Cost and Performance Assumptions for Modelling Electricity Generation
Technologies », novembre 2010
- Projet « Géothermie Caraïbe – Programme Européen INTERREG III-B – Espace Caraïbes »,
décembre 2008
- GEA, « Factors Affecting Costs of Geothermal Power Development », août 2005
- California Energy Commission, « Renewable energy cost of generation update », août 2009
173 / 297
3.2.7.b. Vision de l’ADEME pour la géothermie
i. Hypothèses retenues pour la géothermie décentralisée
Le potentiel de géothermie « décentralisée » est très important et bien réparti sur le territoire.
L’atlas des aquifères superficiels existants est connu. La géothermie superficielle sur
capteurs enterrés (verticaux ou horizontaux) est quant à elle a priori réalisable partout
(hormis pour les capteurs verticaux, quelques zones comme les zones de karsts, les zones
gypsifères, ou d’alluvions,...). Les besoins de froid, notamment dans le tertiaire, pourraient
également pousser au développement des systèmes sur aquifères superficiel.
Au regard des ressources géothermales bien réparties sur le territoire, et du coût de revient
complet du kWh qui est déjà proche de la compétitivité, le développement des solutions de
géothermie décentralisée se heurte toutefois à un frein important lié au coût d’investissement
élevé, qui constitue une entrave à la prise de décision. Les constructeurs travaillent
actuellement à la mise au point de solutions packagées pour le particulier (exemple du projet
Micro Geo retenu au FUI), visant un coût inférieur à 10 000€.
L’ADEME estime ainsi qu’à l’horizon 2030, les potentiels suivants sont atteignables pour la
géothermie décentralisée :
174 / 297
- 1 Mtep/an pour les particuliers qui installeront des systèmes avec pompes à chaleur
géothermiques (aquifères, capteurs enterrés), soit environ 1,25 millions de maisons
individuelles40, ce qui correspondrait à l'installation de 62 500 maisons/an.
- 1,1 Mtep/an pour le secteur collectif / tertiaire. Dans ce secteur, on peut supposer la
possibilité de produire simultanément du chaud et du froid (via des thermofrigopompes
connectées à une ressource à faible température (15°C), déjà utilisée à ce jour) sera un
avantage indéniable par rapport aux solutions concurrentes. Sur la base d’une répartition
entre opérations sur aquifères et sur champs de sondes, on aboutirait à un parc d’environ
13 000 opérations, soit 650 opérations par ans.41
Concernant le potentiel de récupération de chaleur sur eaux usées, le potentiel théorique en

France serait de 1784 ktep, avec l’hypothèse de valoriser un écart de température de 5°C
pour 160 litres d’eau utilisée par jour et par personne. Ce potentiel n’est exploitable que dans
les zones urbaines, regroupant 77% de la population, ce qui conduit à un potentiel de
1374ktep. Dans ce document, une hypothèse assez conservatrice de valorisation de moins
de 10% de ce potentiel a été retenue, soit 100 ktep, à l’horizon 2030.
ii. Hypothèses retenues pour la géothermie centralisée productrice de chaleur

L’exploitation des ressources géothermiques profondes passe par le développement des
réseaux de chaleur géothermique principalement en Ile de France pour ce qui est de l’usage
direct de la chaleur (chauffage et ECS) avec une extension de réseaux géothermiques
existants, la création de nouvelles opérations ou la géothermisation de réseaux existants
utilisant des combustibles fossiles. Leur développement est également possible dans
d’autres régions (Aquitaine, Alsace, par exemple) ou sur des opérations sans réseaux pour
des applications diverses (pisciculture, chauffage de serres, utilisation de chaleur dans des
procédés industriels). Sur la base du SRCAE Île de France, on peut estimer un gisement de
600 ktep sur ce segment à l’horizon 2030.
Pour les projets de géothermie profonde assistés par pompe à chaleur, le

développement des PAC haute température pourrait permettre une exploitation plus
importante de ressources entre 30 et 50°C, la « géothermisation » d’un plus grand nombre
de réseaux existants utilisant des combustibles fossiles, et un développement de nouvelles
opérations non seulement en Ile de France mais aussi dans d’autres régions (Aquitaine,
Alsace, Midi Pyrénées, PACA…). Le potentiel est estimé à 100 ktep à l’horizon 2030.
L’utilisation des réservoirs géothermiques pour le stockage de chaleur intersaisonnier

pourrait aussi se développer dans certains cas particuliers (UIOM à proximité d’un réseau,
solaire thermique sur réseau), pour une exploitation commerciale située plutôt entre 2020 et
2030.
iii. Hypothèses retenues pour la géothermie centralisée productrice d’électricité

Concernant la géothermie sur réservoirs conventionnels (type Bouillante), le potentiel à
développer concerne les Antilles. Le projet Dominique pourrait fournir dans les 10-15 ans à
40
sur la base d’un ratio de 0,8 tep géothermique prélevée dans le sol/an pour une maison de 120 m2
41
Hypothèses : Pour le collectif/tertiaire, on peut prendre le ratio de 1,2 tep géothermie/an par m3/h, soit
pour une opération moyenne sur aquifère de 50 m3/h, ce qui donne 60 tep géothermie/an et un ratio de 0,8
tep géothermie/an pour une sonde de 100 m de profondeur, soit pour une opération moyenne sur champ de
sondes de 30 sondes, 24 tep géothermie/an.
175 / 297
venir, 80 MW à la Guadeloupe et la Martinique. Le projet de rénovation de Bouillante prévoit
à terme 25 MW sur le site. Un nouveau projet de 20 à 40 MW est également envisagé pour
2020. La Guadeloupe recèle d'autres potentialités (Vieux Habitants, zone de concession de
Bouillante, secteur de la Soufrière). En Martinique, même si pour l'instant rien n’a été prouvé
en terme de ressources, il n'est pas exclu de pouvoir envisager 10-20 MW voire 30 MW
supplémentaires.
Pour ce qui est de la géothermie EGS, les objectifs de l’AIE montrent un développement
important de la production d’électricité à partir de systèmes EGS à l’horizon 2050. Le
potentiel en France est intéressant avec plusieurs régions présentant en profondeur un
contexte géologique propice à la géothermie EGS (bassin rhénan, Limagnes, Bresse, sillon
rhodanien principalement). Plusieurs opérations pourraient ainsi voir le jour d’ici à 2030
permettant de progresser en maturité et savoir-faire.
Ces deux technologies nous amènent donc à une estimation du potentiel de 220 MW
électriques installés en 2030.

Qu’il s’agisse des systèmes centralisés ou décentralisés, la géothermie demande par nature
un fort apport de capital, compensé sur la durée de vie de l’installation par des coûts
d’exploitation très faibles.
Toutefois, pour permettre un développement plus aisé de la filière, il semble nécessaire de

faciliter l’investissement, notamment par le maintien et le développement des systèmes de
garantie du risque géologique, en métropole sur des projets de productions d’électricité.
3.2.7.d. Bilan du scénario de l’ADEME

Les objectifs de l’ADEME sont donc, pour la production de chaleur :
En Mtep géothermales 2010 2030
Géothermie superficielle pour le

particulier TBE (PAC géothermiques sur
0,144 1
capteurs enterrés horizontaux ou
verticaux)
0,6
Géothermie profonde BE usage direct 0,140 dont réseau de
(Mtep/an) chaleur : 0,6
0,1
Géothermie profonde assistée par PAC 0,003 dont réseau de
(Mtep/an) chaleur : 0,1
Géothermie TBE sur aquifère superficiel

0,05 0,8
(Mtep/an)
Géothermie TBE sur champ de sondes

0,01 0,1
(Mtep/an)
176 / 297
Géothermie TBE sur aquifère superficiel 0,2
avec PAC et boucle d’eau (Mtep/an) 0 dont réseau de
(centralisée ou non) chaleur : 0,2
Récupération de chaleur (ou de froid) 0,1

sur « eau de mer » ou eaux de surface dont réseau de
(rivière) (avec ou sans PAC) chaleur : 0,1
Récupération de chaleur (ou de froid)

0,1
sur « eaux usées » (Mtep/an)
3
Total (Mtep) 0,347 dont réseau de
chaleur : 1
Pour la production d’électricité :
Géothermie « électrique » 2030
Puissance installée électrique,

200 MW
géothermie conventionnelle
Puissance installée électrique, type

20 MW
EGS
Nombre d’heure de fonctionnement 7000 h
Mtep : 0,13
Productible (final)
TWh : 1,54 TWh
3.2.8. Les énergies marines

Quatre énergies marines sont considérées : les énergies hydroliennes, la filière
houlomotrice, l’énergie osmotique, et l’énergie thermique des mers. L’éolien flottant est
abordé dans la section qui concerne l’éolien.
3.2.8.a. Contexte des énergies marines

La France dispose d’une surface maritime sous sa juridiction de onze millions de km2
notamment par sa Zone Economique Exclusive en outre-mer qui représente un potentiel de
valorisation énergétique parmi les plus importants au niveau mondial.
Les différentes technologies envisagées sont très distinctes mais ont le point commun
d’avoir une meilleure prévisibilité que les EnR classiques que sont le PV et l’éolien, un
facteur de charge assez élevé et d’être contraintes à un environnement très agressif
(salinité, corrosion…). Le tableau suivant en donne les principales caractéristiques.
177 / 297
Ressource Ressource Nombre d’heures de
mondiale nationale fonctionnement à pleine
(TWh/an) (TWh/an) puissance (h)
Hydrolien 1200 5 à 14 3 000 - 4 000
Houlomoteur 29 500 40 2 500 – 4 500
Energie 20 000
thermique des 44 000 8 000
mers
Tableau 1 : Principales caractéristiques des filières visées (Sources : Ifremer 2009, IEA-OES
2012, FEM 2012)
Les différentes technologies marines sont toutefois à des stades de maturité assez
différents.
Figure 1: Degré de maturité relatif aux 8 segments des énergies marines (Ernst & Young, 2012).
178 / 297
A ce jour, les coûts de ces technologies sont encore difficiles à estimer car la plupart
d’entre elles n’ont pas atteint un niveau de développement commercial. Les coûts de
production en 2012 sont donnés dans le tableau suivant : 42
Périmétre International
Terme 2012
Type Energie des Barrage
vagues marémoteur Hydroliennes
Puissance (MW) 200 200 - 8600 20 - 200
Durée de fonctionnement (années) 25 80 25
Temps de fonctionnement annuel (h) 2190 2235 2280
Coûts
Exploitation fixe (€/kW/an) 160 92 120
5,10% 215 - 260 130 - 139 172 - 208
8% 253 - 311 174 - 187 205 - 250
10% 281 - 347 204 - 220 228 - 281
Les données présentées dans ce tableau représentent l’évaluation des coûts dans l’état
actuel du développement des technologies des énergies marines qui sont des technologies
dans les phases R&D et lancement de leur cycle de vie. Le faible retour d’expérience au
niveau international ne permet pas de « fiabiliser » l’évaluation de ces coûts de production. Il
est attendu une décroissance des coûts en fonction des courbes d’apprentissage de chaque
technologie.
Pour ces technologies, les verrous technologiques peuvent être classés par groupe
fonctionnel : conception mécanique et fabrication ; conception électrique ; installation en -
milieu marin ; ancrage ; contrôle des machines ou parcs de machines ; convertisseurs de
l’énergie ; raccordement électrique ; transport et installation ; exploitation et maintenance ;
démantèlement.
3.2.8.b. Vision de l’ADEME pour les énergies marines

La figure suivante illustre les courants de surface en Manche. Elle permet d’identifier les
principaux gisements pour l’énergie hydrolienne, qui se situent dans les zones du Raz
Blanchard, du Passage du Fromveur et la Chaussée de Sein.
42
Sources :
- IEA - ETSAP, « Technology Brief E13 », mai 2010
179 / 297
Courants de surface en Manche (en nœuds) issu du modèle TELEMAC 2D [1].
i. Hypothèses retenues pour la filière hydrolienne

Le potentiel français en énergie des courants de marée est estimé entre 5 et 14 TWh/an (soit
entre 2,5 et 3,5 GW de puissance installée). Il est principalement réparti sur 5 zones : le Raz
Blanchard, le Raz de Barfleur, le Passage du Fromveur, la chaussée de Sein et sur les
Héaux de Bréhat.
On considère qu’en 2030, la filière hydrolienne est à maturité avec l’implantation de larges
fermes (> 100 MW) au Raz Blanchard, Passage du Fromveur et Raz de Sein. Des projets de
plus petites envergures (< 1 MW) s’implantent dans les rivières et sur certains ouvrages (ex :
piles de pont).
L’ADEME retient pour 2030 la couverture d’un tiers de ce gisement technique, soit une
capacité installée de 1 GW.
ii. Hypothèses retenues pour la ressource houlomotrice

La figure suivante illustre l’intensité de la ressource houlomotrice en métropole.
180 / 297
Potentiel houlomoteur en kW/m .
La filière houlomotrice est aujourd’hui moins avancée que la filière hydrolienne. Avec
le développement des premières grandes fermes en métropole (> 100 MW) son
développement n’apparaît qu’entre 2025 et 2030. Il est possible que quelques projets de
petites envergures (< 100 kW) s’implantent sur des aménagements portuaires ou digues
(ex : projet de Mutriku).
L’ADEME retient donc un potentiel d’environ 200 MW installé en 2030.
iii. Hypothèses retenues pour le développement du marémoteur

Le développement du marémoteur est nul du fait des impacts des ouvrages.
iv. Hypothèses retenues pour l’énergie osmotique

L’énergie osmotique est toujours en développement avec la mise en place de
démonstrateurs en Europe. Le potentiel national ne permet pas d’envisager son
déploiement, de surcroît dans des zones très contraintes (estuaires).
v. Hypothèses retenues pour l’énergie thermique des mers

L’énergie thermique des mers (ETM) pour la production d’électricité consiste à exploiter une
différence de température d’au moins 20 °C entre l’eau froide captée en profondeur et l’eau
chaude en surface. Cette différence est utilisée dans une machine thermique pour vaporiser
de l’ammoniac en cycle fermé et turbiner cette vapeur pour produire l’électricité. Le principal
avantage de l’ETM serait de produire quasiment en continu de l’électricité. Ce potentiel se
trouve essentiellement en zone tropicale, et est nul en métropole.

L’ADEME imagine avant tout un soutien à la recherche publique au travers de la
consolidation de l’IEED et de l’octroi de bourses de thèses, un renforcement des partenariats
industriels/publics pour réaliser des démonstrateurs (ex : AAP IA, FUI, …) et de l’action des
pôles de compétitivité Polemer Bretagne et PACA.
181 / 297
Il s’agit en effet en premier lieu d’acquérir de la connaissance sur les zones
présentant un fort gisement, et d’imaginer la façon optimale de les équiper par des projets de
fermes pilotes.
Mais la réussite du déploiement de ces filières en France est également liée à la

levée d’autres verrous d’ordre sociétaux, réglementaires et économiques. Il est important de
rappeler qu’indépendamment de la filière et de la technologie choisies, les conditions
d’utilisation et d’exploitation des parcs doivent être acceptées par les populations et les
usagers de la mer, à travers une large concertation préalable. Ainsi les énergies marines
doivent relever les défis suivants:
- Viabilité économique.
- Acceptabilité sociale, afin de réduire les conflits d’usage
- Sécurité.
- Réglementation.
L’impact de ces énergies sur le milieu marin (hydrodynamique, écosystèmes marins)

est encore mal connu et des études scientifiques doivent être menés pour statuer plus
clairement sur leur attrait environnemental.
Une meilleure information du public, des élus, et des décideurs sur l’état de maturité
des différentes filières (veille technologique, participation française à l’AIE, valorisation des
projets cofinancés, mobilisation des services d’intelligence économique des ambassades,
…) est également souhaitable, en impliquant les régions dans la sélection des zones
favorables.
3.2.8.d. Bilan de la vision de l’ADEME pour les énergies marines

En résumé, les puissances installées envisagées sont les suivantes :
GW 2030
Hydrolien 1
Marémoteur 0,250
Houlomoteur 0,212
Energie thermique des mers 0,00
Osmotique
0,00
182 / 297
Les productibles en Mtep et TWh retenus sont les suivants pour la métropole :
Mtep 2010 2030
Mtep : 0,30
Hydrolien 0,00
TWh : 3,48
Mtep : 0,05
Marémoteur 0,05
TWh : 0,58
Mtep : 0,07
Houlomoteur 0,00
TWh : 0,81
Mtep : 0,00
Energie thermique des mers 0,00
TWh : 0,00
Mtep : 0,00
Osmotique 0,00
TWh : 0,00
3.2.9. La récupération de la chaleur fatale des sites industriels

La consommation d’énergie thermique des sites de production industrielle peut être
réduite en installant des équipements plus performants et en suivant les meilleures
techniques disponibles mais une certaine quantité de chaleur non réductible reste
indispensable au fonctionnement des installations de production.
Or différentes solutions existent et se développent pour pouvoir récupérer la chaleur

fatale des équipements dont les caractéristiques sont diverses en termes de fluide contenant
la chaleur fatale : gaz de combustion, condensat, air chaud, eau de refroidissement, etc. La
température du fluide peut aussi varier d’une dizaine de degrés (eaux usées, circuit de
refroidissement d’une centrale nucléaire, traitement thermique dans l’industrie agro-
alimentaire, compresseurs) à plus de 1 000 degrés (incinérateurs).
3.2.9.a Contexte
Une partie non négligeable de cette chaleur perdue peut être valorisée en
interne (séchage sur d’autres lignes de procédés, préchauffage, chauffage de locaux, etc.) –
ces gisements d’économie d’énergie « internes au site industriel » ont été évalués dans la
partie consacré aux gains d’efficacité énergétique de l’industrie.
Toutefois, nombre de sites (secteurs des métaux, verre, ciment, tuile et briques,
chaux, par exemple) ont des excédents de chaleur non directement valorisables en interne
(pas de besoin de chaleur). Aussi, il n’est pas rare de voir des sites ayant recours à des
tours aéroréfrigérantes (consommatrices d’électricité) pour baisser la température de ces
rejets (gazeux ou liquides), soit pour raisons techniques (pour le traitement de fumées) soit
183 / 297
pour des raisons réglementaires (température de l’eau rejetée). Ce qui entraîne des
consommations d’énergie supplémentaires toujours avec absence de valorisation.
3.2.9.b Vision de l’ADEME pour la chaleur fatale et de récupération

Le potentiel de chaleur fatale peut être évalué à partir de différents types de sites – sur un
périmètre plus large que le seul secteur industriel – en particulier :
- les centrales de production électriques : centrales nucléaires, centrales thermiques,

de cogénération ;
- les usines d’incinération d’ordures ménagères (UIOM) ;
- les industries ;
- les réseaux d’eaux usées.
Pour l’industrie, les deux axes de valorisation externe ont été évalués – sur la base
des sites industriels consommant plus de 50 GWh par an.
Pour pallier cela, il est proposé de favoriser la valorisation externe au site selon deux axes :
. Un premier axe de valorisation concerne la valorisation externe de chaleur : utilisation de la

chaleur sur un site voisin ou vers un réseau de chaleur :
- En créant des feeders de raccordement entre la source et les réseaux de chaleur

existant : un croisement des cartographies de gisements identifiés et des cartographies de
réseaux de chaleur existants permettrait d’identifier les injections possibles.
- En créant des nouveaux réseaux de chaleur : Dans ce cas un croisement des

cartographies de gisement et des données cadastre, urbanisme serait nécessaire : le
recouvrement des cartographies dans ce cas permettrait de distinguer «le « gisement
théorique » et le « gisement techniquement et économiquement accessible ».
Dans les deux cas, la pérennité de la source de chaleur fatale à long terme constitue la
principale condition de lancement d’un projet.
. Un deuxième axe intervient lorsqu’il n’est pas possible de réaliser la valorisation externe
thermique du fait de l’éloignement par rapport au réseau de chaleur et/ou des difficultés
d’adéquation entre la production et les besoins en chaleur : niveau de température,
fréquence des usages et problématique de stockage associée. La valorisation ultime de
cette chaleur perdue consiste alors à produire de d’électricité pour être fournie sur le réseau.
L’électricité constitue en effet un vecteur énergétique plus facilement transportable sur de
grandes distances, et donc utilisable par un plus grand nombre.
i. Hypothèses retenues
A partir de l’étude CEREN sur la chaleur fatale en industrie, pour chaque secteur
industriel, n’ont été considérés que les effluents (fumées de fours, chaudières et buées de
séchoirs) disponibles entre 5500 et 8700 h par an (3×8 avec et sans arrêt le week-end) et de
température supérieure à 100°C.
Pour l’horizon 2030, il nous semble en effet difficile pour l’industrie de valoriser à l’externe
des effluents très bas niveaux (< 100°C) ou intermittents (besoin de stockage).
184 / 297
En 2008, l’industrie a rejeté 52,2 TWh d’effluents > 100°C et disponibles entre 5500 et 8700
heures par an, pour une consommation de combustibles (hors MP) de 303 TWh (soit 17%)
et d’énergie totale de 478 TWh. La répartition par niveaux de température est donnée en
figure 1.
500 °C et plus 1,04
400
1,59
à 499°C
350 à 399°C 1,79
Gamme de
température
300 à 349°C 1,16
250 à 299°C 3,02
200 à 249°C 7,63
150 à 199°C 14,55
100 à 149°C 21,40
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00
Chaleur perdue disponible (TWh)
Figure : en 2008 : chaleur perdue > 100°C, disponible en industrie entre 5500 et 8700 h/an
Source : étude Ceren 2012
A partir des valeurs de chaleur fatale disponibles via l’étude CEREN, nous avons déduit un
potentiel de chaleur effectivement récupérée (limite du point de rosée des fumées,
performances des échangeurs, etc.) en fonction des différents niveaux de températures.
Les deux axes de valorisation sont ensuite déclinés à deux périmètres décrits ci-dessous.
→ 1er axe : valorisation externe électrique
Pour cette valorisation, sont considérés :
- les effluents supérieurs à 150°C, car les technologies actuelles ne permettent pas
de valoriser électriquement en industrie des effluents inférieurs à 150°C car les solutions ne
sont pas encore matures (techniques, fiabilité et coût).
- les rendements de conversion énergie thermique/énergie électrique en fonction des

niveaux de températures et des technologies. Le scénario de l’ADEME intègre des niveaux
185 / 297
de rendement légèrement plus élevés (+2 points) en 2030 du fait des travaux de R&D en
cours et à venir.
Il a été alors estimé à environ 1,6 TWhe mis à disposition sur le réseau.
→ 2ième axe : valorisation externe thermique
Pour cette valorisation, sont considérés :
- les effluents supérieurs à 100°C,
- le solde d’énergie thermique non utilisée pour produire de l’électricité. Il est en effet
préférable d’un point de vue énergétique d’utiliser d’abord des effluents à température élevée
(>150°C) pour produire de l’électricité plutôt que d’alimenter directement un réseau de
chaleur à 90°C (c’est le principe de base de la cogénération).

Pour obtenir cette valorisation énergétique, il faut tenir compte des freins de
développement actuels, qui associent des arbitrages entre les deux axes de valorisation
thermique et électrique.
Pour la valorisation thermique externe, le frein actuel est l’éloignement par rapport à
l’utilisateur final et/ou des difficultés techniques et contractuelles d’adéquation entre la
production (arrêt de production non prévu par exemple) et les besoins en chaleur (pas de
besoin en été). On constate actuellement que très peu de réseaux de chaleur à partir des
effluents industriels se créent (moins de 5% du nombre de tep en 2011). Des actions
complémentaires autour des réseaux de chaleur seraient à développer pour inciter à la mise
en place de telles valorisations.
Pour la valorisation électrique est également posé le coût des investissements

comparé au gain attendu par l’autoconsommation d’électricité. L’existence d’un tarif d’achat
permettrait de lancer des investissements d’installation.
Pour autant, la majorité des sollicitations d’industriels vers l’ADEME pour valoriser
leurs rejets thermiques portent surtout sur la production d’électricité. Plusieurs explications
peuvent être avancées :
- l’électricité peut être produite et utilisée toute l’année contrairement à la chaleur

utilisable qu’en période hivernale,
- pérennité du site : le réseau électrique peut pallier l’absence de production suite à

une fermeture d’un établissement industriel. Pour un réseau de chaleur installé, il est plus
difficile de remplacer un producteur défaillant.
- les industriels ne souhaitent pas s’engager sur une garantie d’approvisionnement

(défaut de fourniture de chaleur suite à une panne sur un procédé), il faut souvent prévoir
des moyens de secours (et donc un coût total du projet qui augmente).
- la distance entre le producteur et l’utilisateur qui peut être importante. La chaleur est
un vecteur énergétique qui se véhicule plus difficilement.
186 / 297
Lors des travaux de la TRNEE, l’ADEME avait proposé un tarif d’achat de l’électricité
produite à partir de chaleur fatale. Ce tarif devrait à court terme permettre de valoriser 0,5
TWhe.
3.2.9.d. Bilan de la vision de l’ADEME pour la chaleur fatale et de récupération

Un calcul macroscopique à partir des hypothèses retenues donne environ 5,2 TWht soit 0,44
Mtep.
Pour le scénario 2030, les éléments suivants sont retenus :
- 50 % du gisement théorique évalué pour de la valorisation thermique externe, soit 2,6 TWh
thermiques soit 0,22 Mtep.
- 100% du gisement théorique évalué pour la valorisation électrique externe, soit 1,6 TWh
électriques, en comptant sur la mise en place pérenne du tarif d’achat.
3.3. Le réseau électrique
3.3.1. Enjeux liés au mix électrique

Au regard de l’importance des puissances EnR variables mises en avant dans cette vision
prospective (33+46 , soit 79 GW de puissance fluctuante), il convient de bien étudier les
moyens qui permettront au système électrique d’absorber cette production tout en
conservant la qualité de service actuelle. On évalue dans cette partie les gisements de ces
différents moyens de flexibilité, stockage, effacement, interconnexion qui permettront aux
gestionnaires de réseau d’intégrer ces nouveaux moyens de production.
3.3.1.a. Moyens de flexibilité en production

Parmi les moyens de flexbilité on distingue : les moyens de flexibilité conventionnels
(tels que les centrales thermiques décentralisées et TAC par exemple), les moyens autres
mettant l’accent sur le développement d’une énergie renouvelable et de la maitrise de la
consommation (tels que le stockage d’énergie ou l’effacement), et les moyens de substitution
tels que les interconnexions.
Les moyens conventionnels de flexibilité sont constitués aujourd’hui pas les moyens
thermiques centralisés et décentralisés (charbon, gaz et TAC – fioul - principalement) et par
les réserves hydrauliques flexibles tels que les STEP ou ouvrages hydrauliques « non fil de
l’eau ». Dans le cadre des visions 2030 et 2050 proposées par l’ADEME, l’un des objectifs
est de limiter les appels aux moyens de flexibilité à fort contenu carbone. Par conséquent :
- Les capacités de centrales à charbon passent de 6,9 GW aujourd’hui à 0 GW à

l’horizon 2030 ;
- les capacités en CCG augmentent de 4,5 GW à 6,9 GW (étant les plus efficaces
des moyens thermiques énoncés plus haut), comme prévu dans le bilan
prévisionnel RTE ;
- les capacités de pointe et thermiques non renouvelables décentralisées diminuent
de 7,5 GW à 5 GW et utilisent du gaz en lieu et place du fioul.
187 / 297
Par ailleurs, le stockage d’énergie (électricité ou chaleur) et l’effacement sont deux outils à
disposition du régulateur pour ajuster l’équilibre offre-demande du réseau électrique. Le
stockage d’énergie peut avoir une double fonction : une de « soutirage » sur le réseau lors
des phases de surproduction et une de « d’injection » sur le réseau lors des phases de
défaut de production ; de qui permet de découpler production et consommation.
L’effacement à une fonction principale de report ou décalage de charge. Le premier outil agit
au niveau de la production et le second au niveau de la consommation.
Enfin les interconnexions sont un moyen de flexibilité supplémentaire ainsi qu'une contrainte
pour le gestionnaire de réseau. Elles permettent une régulation en import et en export et
donc un ajustement supplémentaire de la production en adéquation avec la consommation.
Comme précisé dans les chapitres suivants ces visions présentent une modélisation
simplificatrice des interconnexions, qui seront amenées à évoluer à l’horizon 2030 à 2050.
3.3.1.b. Moyens de stockage et potentiels de développement

Les usages des moyens de stockage d’énergie peuvent être résumés par le graphique ci-
dessous, montrant les domaines d’application privilégiés de divers systèmes de stockage
d’électricité. Ces usages sont amenés à évoluer avec l’augmentation des performances des
systèmes de stockage et au vu de l’évolution des mix électriques.
188 / 297
Caractéristiques de divers moyens de stockage de masse d’électricité. (source :
ENEA Consulting)
i. Les STEP
En termes d’usages et besoins, le stockage d’énergie n’est aujourd’hui que très peu voire
pas valorisé en France. En dehors des STEP, son usage n’est aujourd’hui exclusivement
pensé qu’en termes de stockage embarqué ou mobile, et les applications stationnaires sont
rares. Pour autant, dans une perspective de forte pénétration des énergies renouvelables sur
le réseau et de réduction de l’appel aux moyens conventionnels (charbon, TAC au fuel…) le
déploiement de capacités de stockage d’énergie de masse semble nécessaire. Cette
nécessité s’appuie non seulement sur un besoin crucial en réserves d’énergie et de
puissance alternatives, mais aussi sur l’obligation de stabilité du réseau.
189 / 297
Etat actuel des capacités de stockage installées dans le monde
L’un des seuls moyens de stockage matures et déployés sur le territoire français aujourd’hui
sont les STEP (Stations de Transfert d’Energie par Pompage hydraulique). Ce constat est
partagé à l’international. Elles sont adaptées au mix historique français dont les moyens de
production électrique en base reposent principalement sur l’hydraulique et le nucléaire. Les
STEP comptent au total aujourd’hui pour environ 5GW en France, à comparer au total de la
puissance installée pour la production électrique en France de 124,1 GW (parc de production
français en 2012, source RTE).
En 2030, la perspective de forte pénétration des énergies renouvelables sur le réseau et

l’optimisation des moyens de production conventionnels poussent à l’amélioration des STEP
existantes. Elles permettent ainsi d’augmenter les capacités tant en turbinage (30 à 70%)
qu’en pompage (jusqu’à 30%) ainsi que le rendement global des installations (de 1 à 5%).
Les développements permettant d’augmenter la capacité en réglage sont la mise en place
de la vitesse variable sur des installations (neuves ou existantes), du fonctionnement
réversible des installations et de la diminution des temps de réponses et des temps de
changement de régime.
Dès lors, les hypothèses de croissance des capacités de STEP suivantes sont considérées.
En 2011, 5,4 GW de STEP sont installées et représentent un total de 30 groupes
hydrauliques pouvant faire l’objet de rénovations. Le gain potentiel en puissance estimé par
ces rénovations est de 600 MW, soit un total de 6 GW à l’horizon 2030. Par ailleurs, un
rapport du ministère de l'économie et des finances de 2006 estime un potentiel de
développement techniquement exploitable de STEP de 4,3 GW supplémentaires43. De plus,
ce même rapport pointe un potentiel d’ouvrage de pointe sous forme de STEP de 2000 MW.
Selon ces différentes estimations, il apparaît raisonnable de retenir un gisement de nouvelles
STEP de 1 GW à l’horizon 2030.
43
« Rapports sur les perspectives de développement de la production hydroélectrique en France », Mars 2006
190 / 297
Par conséquent, à l’horizon 2030, un potentiel raisonnable réalisable de 7 GW de
capacité de STEP peut être considéré.
Enfin, l’émergence de STEP marines peut être considérée à plus long terme. Il est possible
qu’un démonstrateur voie le jour en France à l’horizon 2030 et, qu’en cas de validation tant
technique qu’économique, il s’en développe de nouvelles à l’horizon 2050. Aujourd’hui sous
forme de prototypes (Okinawa, Japon), elles pourraient jouer un rôle de stockage d’énergie
électrique de masse significatif à terme. Un rapport initié par M. Lempérière en 201044 a
cherché à évaluer le potentiel de capacité de STEP marines dans le Nord de la France. Il en
ressort un potentiel de 8 à 20 GW pour une énergie stockée de près de 220 GWh. Pour
autant, le développement de tels projets est sujet à de fortes contraintes, non seulement
économiques mais aussi et surtout environnementales et d’acceptation. En raison de ces
fortes incertitudes, aucune capacité de STEP marines n’a été prise en compte dans le cadre
de la construction des scénarios présentés ici.
ii. Technologies de stockage autres que les STEP

Afin d’assurer l’équilibre et la stabilité du réseau à l’horizon 2030 dans un contexte de fort
déploiement des énergies renouvelables variables, d’autres moyens de flexibilité en
complément des STEP pourront être mis en œuvre. Ces moyens peuvent être des
technologies de stockage électrochimique, d’air comprimé, de volants d’inertie ou d’autres
pouvant participer à la régulation et la stabilité du réseau. L’arbitrage du choix de telle ou
telle technologie sera principalement économique, mais aussi en partie technique, en
fonction de la qualité du service rendu au réseau, de l’adéquation avec les besoins du
régulateur, des producteurs et des consommateurs et de la maturité de la technologie.
Le stockage électrochimique (ou batteries) constitue le deuxième moyen de stockage

d’électricité le plus répandu dans le monde. Sur le territoire français en 2012, seul un
prototype de taille significative existe : 1 MW de batteries NaS à la Réunion, principalement
pour des applications de stabilisation réseau du fait de la forte composante renouvelable de
l’île. Un autre projet de démonstration est en cours visant l’installation de 500 systèmes
photovoltaïque/stockage (batteries lithium-ion pour un total de 3 MWh et 3,2 MW) dans le
résidentiel et le petit tertiaire, opérés par le gestionnaire de réseau en Corse, à la Réunion et
à la Guadeloupe. Pour autant, l’utilisation du stockage électrochimique en tant que stockage
stationnaire de masse d’électricité n’est pas développée à ce jour en France métropolitaine.
Les technologies les plus matures sont les batteries sodium-souffre (NaS) et plomb-acide
(PbA). De nombreux développements et projets de recherche se concentrent aussi sur
l’utilisation de batteries lithium-ion (ou polymère) et redox flow pour le stockage stationnaire
de masse de l’électricité. L’intérêt principal du stockage électrochimique réside dans sa
réactivité et son potentiel de participation à la stabilité du réseau (notamment services
systèmes tels que réglages de fréquence et tension) de part sa fonction de « stockage de
puissance ». Cependant, pour des besoins limités en énergie, les batteries de type NaS
peuvent aussi bien se prêter au stockage d’énergie de masse de moyenne capacité. Le
stockage électrochimique sera donc préféré en cas de besoin moyen en capacité d’énergie
et moyen à fort en capacité de puissance.
44
« Stockage d’énergie électrique dans le nord de la France », François Lempérière, 12/04/2010 chez
EnergyThic Notes
191 / 297
En ce qui concerne le stockage par air comprimé, il n’existe aujourd’hui, en France,
aucune installation dédiée au stockage de masse de l’énergie électrique. Les seuls outils de
démonstration de CAES (Compressed Air Energy Storage) sont situés en Allemagne et aux
Etats-Unis pour une puissance totale d’environ 480 MW. Aucune démonstration de AA-
CAES (Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage) d’envergure n’existe
aujourd’hui. Des projets de recherche, développement et démonstration de CAES et de AA-
CAES sont actuellement en cours afin de valider l’intérêt tant technique qu’économique du
procédé. Cette technologie ne connaît aujourd’hui encore aucun déploiement industriel et
commercial.
Pour autant, sous couvert de maîtrise technique et économique du procédé, il est

envisageable à l’horizon 2030, dans un mix énergétique à forte composante renouvelable
fluctuante, de voir émerger les premiers projets industriels et commerciaux. Avec des
capacités moins importantes que les STEP, les installations CAES et AA-CAES s’inscrivent
dans le même domaine d’application que celles-ci : stockage d’énergie de masse et
participation occasionnelle aux services systèmes (stabilité réseau). Cependant, les
techniques actuellement utilisées pour la technologie CAES nécessitent de grandes
cavernes souterraines de stockage et contraignent donc géographiquement la technologie. A
contrario, la technologie AA-CAES tend à s’affranchir de cette contrainte. Par ailleurs, la
technologie AA-CAES démontre des performances supérieures à celle de CAES
conventionnels (+30% de rendement) et ne nécessite pas l’apport d’une source externe de
chaleur (gaz principalement) pour comprimer l’air. C’est donc vers cette dernière que
l’ADEME orienterait le secteur du stockage par air comprimé.
Le stockage d’énergie par volant d’inertie est aujourd’hui peu développé en France et très
peu sur le marché international. Au vu des éléments actuels, il est probable que cette
technologie participe, en combinaison de productions renouvelables variables, à la stabilité
du réseau (service système principalement). En effet, l’un des points fort des volants d’inertie
est sa réactivité et son potentiel de réglage en fréquence et en tension des énergies
variables telles que l’éolien.
L’hydrogène est détaillé dans la partie 3.3.2.d.
La méthanation n’est pas retenue dans le cadre du présent exercice (horizon 2030 ou
2050).
iii. Réglementation et vision globale de développement

Dans un contexte de forte pénétration des énergies renouvelables, la mise en place de
réglementations spécifiques au stockage de l’énergie sera nécessaire. En effet, aujourd’hui
la réglementation existante ne permet pas la valorisation du stockage, elle lui est même
défavorable en France, rendant les moyens de stockage actuels peu compétitifs par rapport
à leurs alternatives, pour un même service rendu.
Il en résulte que les opérateurs de stockage vont chercher à multiplier leurs sources de
revenu en cumulant plusieurs services rendus (équilibre en tension, fréquence …).
D’ici 2030, le développement du stockage d’énergie se fera en grande majorité en parallèle

de l’intégration de nouvelles capacités renouvelables sur le réseau. Deux grandes
conceptions du stockage sont intégrées dans ces visions:
192 / 297
 Le développement de capacités décentralisés, « proches » des moyens de
production renouvelable intermittente, avec une composante principalement
« stockage de puissance » (notamment pour l’éolien) et une composante « stockage
d’énergie » (éolien et PV mais aussi solaire thermodynamique et thermique) de
relativement faible capacité (quelques minutes à quelques heures).
 Le développement de capacités de stockage de masse centralisées, proches ou non
des moyens de production, telles que les STEP, permettant le stockage de grande
quantité d’énergie (plusieurs heures à plusieurs jours).
Une troisième vision participant au déploiement du stockage d’électricité, du point de vue du
consommateur, est celle du développement plus massif de l’autoconsommation à l’horizon
2050 avec des premières installations de taille significative se développant à partir de 2030.
Plus spécifiquement, l’autoconsommation concerne des installations particulières de
systèmes photovoltaïques couplés à des batteries, qui pourront progressivement se
développer dès lors que le coût moyen de l’électricité produite par des systèmes PV incluant
du stockage sera inférieur au tarif d’achat de l’électricité.
iv. Les réserves

Actuellement l’incertitude de prévision de la production à J-1 du photovoltaïque est d’environ
5%, et celle de la production éolienne varie entre 12 et 17% (ANEMOS 2006). Il est donc
nécessaire de pouvoir palier un défaut de 5% de la production photovoltaïque et 15% de la
production éolienne en première approximation. En 2030, ces réserves pourront donc
atteindre 6,9 GW pour l’éolien (marin et terrestre, en prenant l’hypothèse contraignante d’un
comportement analogue marin / éolien) et 1,65 GW pour le photovoltaïque. Le stockage
électrochimique de type batteries (Sodium-Souffre, Plomb-Acide, RedOx…) et les volants
d’inertie sont bien adaptés aux applications de réserves primaires et secondaires (fréquence
et tension). Pour autant, il ne semble pas économiquement raisonnable d’envisager
l’installation de près de 8,55 GW de stockage de type autre que STEP (électrochimique,
volants d’inertie, CAES et AA-CAES, hydrogène…) pouvant participer tant au mécanisme
d’ajustement qu’aux services systèmes. Par contre, un arbitrage économique, en regard du
service rendu (ajustement et/ou service système), pourrait justifier l’installation de quelques
GW de batteries et volants d’inertie.
Par ailleurs, au vu du manque de maturité tant technique qu’économique des systèmes de

stockage de type de CAES, AA-CAES ou encore hydrogène, ces systèmes ne sont pas
envisagés comme participant de façon quantitative au mix énergétique à l’horizon 2030.
3.3.1.c. Capacités d’effacement

L’effacement consiste à diminuer temporairement le niveau de la consommation électrique
de manière à soulager le réseau :
 en cas d’écart entre le niveau prévisionnel de production/consommation et le niveau

réel constaté (ajustement),
 lors de pointes de consommation pour éviter de démarrer des centrales de pointe

thermiques polluantes et à coût marginal élevé.
193 / 297
Le principe de l’effacement est schématisé par la figure ci-dessous45 :
Mécanisme d’effacement
Dans l’hypothèse où les systèmes d’effacement sauront lisser leur intervention sur le profil
de charge, il est également théoriquement possible, en dimensionnant correctement les
capacités d’effacement, de limiter certains renforcements de réseau qui pourraient sinon
s’avérer nécessaires pour couvrir des déséquilibres locaux.
Ces capacités d’effacement peuvent être de plusieurs natures :
 Le pilotage de postes de consommations permettant leur coupure. Ce pilotage est

réalisé, à distance, de manière plus ou moins automatisée par un opérateur
d’effacement et avec un impact nul ou consenti par l’utilisateur sur son confort.
 La mise ne place de signaux tarifaires incitant les consommateurs à décaler leur
consommation d’électricité pendant les heures les plus contraintes. C’est par
exemple le cas des tarifs heures pleines/heures creuses également couplés à un
signal de pilotage du remplissage des cumulus.
 L’envoi de messages aux consommateurs lors d’alertes pour leur demander de
chercher à réduire temporairement leur consommation d’électricité (démarche
Ecowatt piloté par RTE en Bretagne et en région PACA)
Le rapport parlementaire Poignant-Sido de 2010 évaluait les capacités d’effacement
mobilisables en 2018 à 2,8GW et les bilans prévisionnels RTE 2011 et 2012 retiennent
l’hypothèse prudente de 3 GW de capacités d’effacement en 2016.
Les gisements de capacités d’effacement sont potentiellement très importants puisqu’avec

des incitations suffisantes il est théoriquement envisageable de réaliser de la modulation de
charge dans l’ensemble des secteurs résidentiels, tertiaires et industriels. Certaines
capacités d’effacement sont plus faciles à mobiliser, car elles n’impactent pas le confort de
l’utilisateur/occupant. D’autres nécessitent une rétribution financière pour être activées
(notamment dans l’industrie dans le cas de consommation d’électricité liée au process).
45
Extrait de l’avis de l’ADEME sur l’effacement diffus, http://www2.ademe.fr/servlet/KBaseShow?sort=-
1&cid=96&m=3&catid=23394
194 / 297
Faute de retour d’expérience suffisamment significatif, il est actuellement difficile d’estimer le
gisement d’effacement total, notamment à 2030 et 2050. Toutefois, en cas d’augmentation
du prix de l’électricité et dans un contexte de besoins supplémentaires de flexibilité, il est
raisonnable d’imaginer le développement d’offres de service d’effacement plus ou moins
rémunérées selon l’impact sur le confort/l’activité économique de l’utilisateur. Par exemple, le
pic de consommation électrique de 2009 (92,4 GW) fut pour plus d’un tiers lié à l’usage du
chauffage électrique (environ 34 GW). Actuellement, la pointe augmente plus vite que la
consommation46 du fait notamment de la pénétration du chauffage électrique. Cette
croissance de la pointe devrait ralentir avec la pénétration des pompes à chaleur, mais en
2030 l’usage chauffage représente toujours une part importante de la puissance appelée
dans les visions ADEME.
Il est également possible d’effacer d’autres usages tels que la climatisation en été, ou encore
des usages potentiellement déplaçables avec un impact réduit sur le confort de l’utilisateur.
Ainsi, les usages remplissage des cumulus, lave-linge, lave-vaisselle ou sèche-linge
pourraient être déplacés aux heures de moins forte contrainte pour le système électrique,
par du pilotage automatique et/ou par des incitations tarifaires.
Enfin, la participation du secteur industriel, qui concerne aujourd’hui essentiellement des

industriels très consommateurs d’électricité et représente environ 1 GW d’effacement47,
pourrait augmenter et inclure à terme, les petits industriels et le secteur tertiaire.
Ces gisements théoriques d’effacement ne seront effectivement exploitables que si les

opérateurs d’effacement y trouvent un intérêt économique. Pour cela, deux stratégies sont
envisageables pour ces opérateurs :
 Installation d’équipements permettant le pilotage à distance ou automatique des

usages chez leurs clients, non ou peu rémunérés mais avec un impact nul ou très
limité sur leur confort/activité économique. L’opérateur, éventuellement un
agrégateur ou un fournisseur d’électricité, se rémunère alors sur le Mécanisme
d’Ajustement, sur le Marché de capacité ou d’autres marchés à inventer.
 Proposition de tarifs horo-différenciés ou horo-saisonniers à leurs clients (modèle
fournisseur) ou éventuellement de bons d’achat ou d’autres types de
rémunération, sans lien a priori avec l’électricité (modèle fournisseur ou acteur
tiers), afin de les inciter, par un certain signal, à décaler leur consommations
d’électricité aux heures les moins contraintes. L’opérateur peut alors se
rémunérer en gagnant éventuellement des nouveaux marchés avec une offre
différenciée par rapport à ses concurrents ou éventuellement, à travers de
nouveaux mécanismes à inventer, en démontrant l’apport de ces tarifications pour
le réseau.
En conclusion, il existe des gisements certainement importants mais encore difficiles à
quantifier de capacités d’effacement, aussi bien chez les « gros » industriels, que de
l’effacement plus « diffus » (« petits » industriels, tertiaires et résidentiels). Le chiffre de
3GW est donc retenu pour 2030. Le développement d’offres d’effacement sera
certainement lié à une évolution de la réglementation et des contraintes économiques et
46
Bilan Prévisionnel de RTE
47
Bilan Prévisionnel 2011, RTE
195 / 297
reste difficilement prévisible. Toutefois, ces offres devraient peu à peu pénétrer le marché et
apporter une flexibilité plus importante qu’actuellement (environ 3 GW aujourd’hui).
3.3.1.d. Interconnexions
La France compte actuellement 14 GW d’d’interconnexions électrique avec ses pays voisins
(Angleterre, Belgique, Allemagne, Suisse, Italie, Espagne). Ces interconnexions sont
utilisées en permanence pour des échanges avec ces pays, en imports ou en exports (sur
l’année le solde des échanges est positif mais en période de pointe hivernale le solde des
échanges est généralement négatif). Lors de la pointe hivernale de février 2012, la France a
par exemple été importatrice nette pendant plus de 10 jours consécutifs avec une pointe à
plus de 9 GW le 09 février à 9h48.
Ainsi, les interconnexions sont un moyen d’ajuster l’équilibre offre/demande, soit en

comblant un déficit en puissance soit en évacuant un surplus de production. L’association
des gestionnaires de réseau de transport européen (ENTSO-E) estime qu’un développement
important des lignes haute tension est nécessaire dans et entre les pays de la plaque
européenne49 notamment du fait de l’insertion massive des énergies renouvelables dans le
système électrique.
Echanges contractuels transfrontaliers en 2012 (Source : RTE, Bilan électrique 2012).

Dans le cadre de cet exercice prospectif, au vu de ces développements futurs et de
ces estimations, l’ADEME a retenu l’hypothèse prudente de RTE de 21 GW
d’interconnexions pour la France à l’horizon 2030.
48
Retour d’expérience sur la vague de froid de février 2012, RTE
49
Ten-Years Network Development Plan (TYNDP) 2012, ENTSO-E
196 / 297
Cette hypothèse est volontairement prudente afin de tenir compte des difficultés
d’acceptabilité de plus en plus souvent constatées autour des projets de lignes à haute
tension.
3.3.1.e La gestion du réseau électrique
i. Intérêts des technologies Smartgrids

L’introduction des technologies et services de smartgrids dans le réseau électrique
permet de coupler l’acheminement d’électricité à un transfert d’informations sur l’état du
réseau en temps réel (tension et courant sur les lignes, consommation et production
d’électricité, pertes...) Ces informations, accompagnées d’outils de traitement, d’analyse
ainsi que d’équipements de pilotage, permettent une gestion plus réactive et plus fine des
moyens de productions et des usages électriques.
ii. Flexibilité de la consommation apportée par les technologies smartgrids

Concernant la consommation, les technologies de smartgrids pourront apporter de la
flexibilité au système électrique en permettant le développement des capacités d’effacement
de certains usages mais également en apportant de l’information aux consommateurs. Des
fournisseurs de service (qui pourraient être les fournisseurs d’électricité ou des acteurs tiers)
pourraient ainsi mettre à disposition de leurs clients des données sur leur consommation, en
leur apportant des conseils pour réduire leur consommation d’électricité ou reporter certains
usages en dehors des pics de consommation. Un gain sur la pointe peut donc être
également être attendu.
iii. Insertion des énergies renouvelables accrue avec les technologies smartgrids
Les énergies renouvelables participent activement à l’équilibre du réseau, notamment
grâce à la puissance importante installée en hydro-électricité. RTE souligne également dans
son bilan prévisionnel 2012, que, malgré sa variabilité, l’éolien participe à l’équilibre offre-
demande, et que son déploiement en France jusqu’à 20 GW pourrait se faire sans nécessiter
de nouvelles centrales de réserve.50 Toutefois, on comprend aisément que les systèmes
photovoltaïque et éolien d’aujourd’hui ne disposent pas des mêmes capacités de pilotage
que leurs homologues fossiles.
Le législateur a d’ores-et-déjà fixé une limite au taux de pénétration en énergies

renouvelables pour les DOM, en autorisant le gestionnaire de réseau à déconnecter
temporairement les installations dès lors que la puissance injectée d’EnR variable dépasse
30%.
Actuellement, dans les DOM, les déconnexions ne sont pas compensées par une
rémunération, elles sont effectuées dans l’ordre inverse de la file d’attente. C’est le
producteur qui réalise effectivement la déconnexion et la reconnexion. En mai 2009, EDF
SEI n’avait pas encore d’estimation du nombre d’heure de déconnexion.
Ce seuil de 30% est en partie dû à la non-participation des éoliennes et du PV au

réglage de la fréquence et de la tension, nécessaire au bon fonctionnement du système
électrique. Toutefois, des pays avec des taux de pénétration plus importants d’énergie
50
Contribution au débat public sur le parc éolien des Deux Côtes. Disponible sur http://www.debatpublic-
eolien-en-mer.org.
197 / 297
renouvelable variables font déjà participer ces moyens de production aux services système
au même titre que les moyens conventionnels (c’est le cas en Espagne par exemple). Les
limites et les contraintes associées à un déploiement volontariste d’EnR variable sont très
différentes selon qu’on considère des territoires faiblement interconnectés (voire des
territoires insulaires) ou très interconnectés. Dans un contexte de forte pénétration des
énergies renouvelables variables, il est donc envisageable de faire participer ces énergies
aux services système et ainsi de lever un des freins à leur insertion sur le réseau. On peut
notamment citer l’exemple des onduleurs photovoltaïques, pour lesquels les fabricants
travaillent actuellement sur des solutions pilotables par le gestionnaire de réseau qui
permettront de résoudre ce problème en faisant participer les installations photovoltaïques
au bon maintien du plan de tension.
En apportant de la flexibilité et de la réactivité au système, les smartgrids pourront

également permettre une meilleure intégration des moyens de production renouvelable
variable en limitant leurs contraintes sur le réseau et les coûts de raccordement associés.
L’un des enjeux de ces technologies est notamment de permettre une augmentation du taux
maximal de pénétration de ces moyens de production. La flexibilité sur la consommation
décrite précédemment ainsi que le déploiement des technologies de stockage devront
également permettre une pénétration accrue des énergies renouvelables.
iv. L’information du consommateur

Différentes études montrent l’intérêt des solutions d’information du consommateur sur
sa consommation d’électricité pour l’aider à la maitriser et la réduire. Basée sur un relevé en
temps réel de sa consommation par un compteur communicant, l’information du
consommateur doit permettre de le former et de le sensibiliser sur la question de leur
consommation l’électricité ; on peut également considérer qu’elle permettra indirectement
d’éviter le gaspillage de l’électricité.
Les conclusions convergent sur le fait que la mise à disposition d’information

gratuite sur la consommation en temps réel permet de générer des économies
d’électricité de l’ordre de 5% [2% à 12%]. Toutefois, les ordres de grandeur pouvant
différer d’une étude à l’autre, aucune hypothèse n’a été intégrée au scénario.
v. Technologies smartgrids et pertes sur le réseau

Les pertes électriques ont lieu sur le réseau de transport, qui achemine l’électricité à
haute tension sur de longues distances (hors prélèvements directs par certaines industries
grandes consommatrices), et sur le réseau de distribution, qui délivre l’électricité localement
aux consommateurs.
Sur le réseau de transport, les pertes sont actuellement de l’ordre de 11 TWh par
an pour une production injectée totale de 500 TWh environ. Les pertes instantanées varient
entre 800 et 2 500 MW selon l’heure de la journée et le jour de l’année. Ces pertes annuelles
dépendent de la consommation, des niveaux de transit de l’électricité, et de la distance
moyenne entre lieux de production et consommation.
L’évolution de ces variables est difficile à prévoir à moyen et long termes du fait des
incertitudes sur l’évolution de la topologie du réseau, des plans de production et de
l’évolution de la consommation (nouveaux usages, notamment le véhicule électrique,
pénétration du chauffage électrique,…). Un groupe de travail de la Commission de
Régulation de l’Energie sur les « mécanismes de compensation des pertes » a publié un
198 / 297
rapport de synthèse estimant que les pertes devraient augmenter dans les prochaines
années du fait de l’accroissement des capacités de transit existantes, RTE ayant des
difficultés pour construire de nouvelles lignes (les pertes par effet Joule sont proportionnelles
au carré de l’intensité parcourant la ligne).
Pour des très longues distances ou pour les lignes maritimes et enterrées, le passage
en courant continu permet de limiter les pertes en ligne. Cette technologie est d’ailleurs
privilégiée pour les interconnexions sous-marines par exemple entre la France et
l’Angleterre51 ou entre la France et l’Italie.
Sur le réseau de distribution, les pertes sont d’environ 6% de l’énergie consommée

soit environ 20 TWh par an, réparties en 12 TWh de pertes techniques (par effet Joule
principalement) et 8 TWh de pertes non techniques (imprécision ou défaut du comptage,
fraudes, erreurs humaines, etc.). Les pertes sur le réseau de distribution dépendent de la
puissance injectée au niveau des postes source qui elle-même dépend des plans de
consommation ainsi que des longueurs des lignes avals. Pour réduire les pertes, plusieurs
solutions sont possibles :
 réduire les pertes linéiques sur les nouvelles lignes (nouveaux alliages, section
des câbles réduite)
 modifier les transformateurs pour réduire les « pertes fer »
 optimiser le réseau en modifiant les volumes de charge dans les transformateurs
(seule solution possible pour les lignes existantes)
Les pertes techniques totales s’élèvent donc à environ 23TWh par an, soit environ
5% de la production, et les pertes non techniques à 8TWh par an soit environ 1,5% de la
production.
Les smartgrids devraient également permettre de réduire les pertes en ligne :
 Les pertes non techniques par une meilleure connaissance des consommations
en temps réel (meilleure détection des fraudes et moindres erreurs de comptage)
 Les pertes techniques grâce à une anticipation accrue des flux d’électricité sur le
réseau (meilleure connaissance de l’état du réseau, des consommations et
productions en temps réel) permettant d’adapter les plans de tension de manière
à minimiser les pertes.
A l’horizon 2030, il est difficile d’envisager une réduction des pertes techniques,
fortement dépendantes des plans de production et de la consommation ainsi que des
technologies de réseau mises en place. Il est par contre raisonnable d’envisager une
diminution des pertes non techniques permise par l’essor des technologies smartgrids, mais
celle-ci n’a pas été chiffrée.
51
Pour l’interconnexion France-Angleterre, IFA2000, le courant continu permet également de relier deux
réseaux asynchrones.
199 / 297
3.3.2. Scénario ADEME 2030 : réaliser un ajustement de la consommation et de la
production au pas de temps horaire
L’ADEME a développé un outil informatique en interne afin de valider que les capacités
électriques des différents moyens de production envisagées dans ces visions permettront de
répondre à la consommation d’électricité en 2030. Cet outil a pour objectif de vérifier qu’au
pas horaire le mix de production aux horizons de temps considérés permet de soutenir la
consommation à ces même horizons étant données :
 Une courbe de consommation annuelle pour l’année 2030, issue de la partie

« consommation électrique » du scénario, modulée à partir des fluctuations
horaires constatées sur les « années de base » 2009/20010 et 2011/2012.
 Des hypothèses sur les capacités installées pour les différents moyens de
production d’électricité renouvelable, issues de la partie offre du scénario.
 Des courbes de production EnR variables annuelles au pas horaire pour l’éolien
et le photovoltaïque pour les années récentes, réhaussées pour les capacités
installées 2030.
 Des hypothèses sur les contraintes imposées à certains moyens de production
(facteur de charge minimum et maximum pour le nucléaire, facteur de charge
maximum des CCG – Cycles Combinés Gaz et capacités de pointe et thermiques
non renouvelables décentralisées, facteur de charge maximum pour l’hydraulique,
taille et vitesse de remplissage des stocks hydrauliques etc.)
 Des hypothèses sur les moyens de stockage installés (capacité installée en
puissance et en énergie, contraintes sur ces moyens de stockage)
 Des hypothèses sur les capacités installées d’interconnexions et leur taux
maximal d’utilisation à l’import et à l’export
 Enfin des hypothèses sur l’utilisation du surplus de production d’électricité
(exportations notamment).
3.3.2.a. Caractéristiques de l’outil de modélisation utilisé

L’outil, développé par l’ADEME, n’est pas un modèle d’optimisation technico-économique
des capacités de production étant donné une consommation électrique annuelle. Il présente
une modélisation des contraintes de production et de consommation sous diverses
hypothèses techniques, et intégrant dans la mesure du possible des considérations
économiques.
En d’autres termes, il ne peut pas fournir de mix de production électrique optimal étant
donnés des contraintes physiques, économiques et environnementales. Il permet par contre
de vérifier qu’un mix de production donné est dimensionné en énergie et en puissance selon
les besoins, et qu’à chaque heure de l’année, l’offre et la demande d’électricité sont
équilibrées. Il inclut également un certain nombre de simplifications : non-spatialisation des
moyens de production et des lieux de consommation, non-modélisation de la plaque
européenne, etc. Ces limites ouvrent la possibilité d’un travail ultérieur avec le gestionnaire
du réseau.
i. Structure de l’outil de modélisation utilisé
200 / 297
La structure de l’outil de modélisation a pour base l’estimation, d’un côté, de la
consommation électrique et, de l’autre, de la production (offre électrique).
L’offre électrique est basée sur une modélisation de l’ordre d’utilisation des différents
moyens de production pour répondre à la consommation d’électricité. Celui-ci est fixé et est
une composante dimensionnante et intrinséque de l’outil de modélisation. . En effet, l’outil ne
permet pas de sélectionner les moyens de production en fonction d’un « merit order » basé
sur des critères de coût marginal ni la prise en compte automatique et systèmatique de la
durée d’utilisation des moyens de production. L’ordre d’appel des différents moyens de
production est avant tout basé sur un « merit order » technique et la disponibilité effective de
ces moyens au moment où ils sont appelés.
Pour autant, l’ordre de priorité d’appel des divers moyens de production tente de tenir
compte à posteriori de la réalité économique d’utilisation de ces moyens. En effet, des
ajustements sont effectués afin que des moyens tels que le nucléaire ou les CCG et les
capacités de pointe et thermiques non renouvelables décentralisées fonctionnent un nombre
d’heures suffisant permettant leur rentabilité dans les conditions économiques actuelles.
Dans la modélisation de référence des moyens de production, l’ordre de priorité des

moyens de production52, de la base à la pointe, est le suivant :
1. Moyens de production d’origine renouvelable utilisés en base (biomasse, biogaz,

géothermie, UIOM – Usine d’Incinération des Ordures Ménagères, cogénération de
chaleur fatale industrielle, hydraulique au fil de l’eau, et énergies marines)
2. Moyens de production d’origine renouvelable variables (éolien terrestre, éolien en
mer et photovoltaïque)
3. Nucléaire
4. CCG
5. STEP
6. Hydraulique éclusée
7. Hydraulique barrage hebdomadaire
8. Hydraulique barrage saisonnier
9. Moyens de pointe non renouvelables (ex. TAC), moyens de stockage autres
(stockage de masse et batterie), import.
L’objectif étant l’adéquation entre production et consommation, la base de construction
du modèle est la notion de demande résiduelle53.
La demande résiduelle est estimée à chaque étape et à chaque heure. Le but est de
minimiser (cas d’un défaut de production persistant), d’annuler, voire de rendre négative (cas
du surplus de production) cette demande résiduelle grâce à l’ensemble des moyens de
production et de flexibilité à disposition. Sous contraintes techniques et économiques, il est
alors possible de déterminer un mix de production équilibrant la consommation dans la limite
des capacités installées. Des surplus et défauts de production peuvent être observés selon
que la production soit plus ou moins forte que la consommation.
52
Voir le chapitre précédent pour le détail des hypothèses concernant les différents moyens de production
53
La demande résiduelle est la demande restant à satisfaire après ajout distinct et successif des différents
moyens de production selon l’ordre de priorité défini.
201 / 297
Plus précisément, les étapes de détermination de la demande résiduelle finale sont les
suivantes :
 La demande résiduelle initiale est égale à la consommation électrique heure par

heure à l’horizon considéré (2030).
 Dans un premier temps la production d’origine renouvelable (exceptée la production
hydraulique flexible) est prise en compte ; la demande résiduelle à ce stade est la
différence entre la consommation électrique (demande résiduelle initiale) et le
productible renouvelable estimé.
 Puis, la production nucléaire est prise en compte54 : la demande résiduelle à ce stade
correspond alors à la différence entre la demande résiduelle de l’étape précédente et
le productible nucléaire.
 Le processus est répété jusqu’à minimiser la demande résiduelle finale, au moment
de plus forte consommation en ajoutant les moyens de production suivant l’ordre
défini ci-dessus.
ii. Modélisation de la consommation électrique au pas horaire

Afin d’estimer l’impact des visions ADEME sur l’équilibre du réseau électrique, un travail de
modélisation de la consommation électrique a été réalisé. Ce paragraphe en explique les
principes.
Les deux piliers des visions ADEME, à savoir le déploiement d’EnR et d’importants
investissements en efficacité énergétique ont pour conséquence d’une part de stabiliser,
voire réduire la consommation d’électricité ; d’autre part, la réduction des usages
thermosensibles – chauffage, éclairage - lisse la courbe de charge.
La modélisation de la consommation électrique suit ainsi une démarche bottom-up :
Estimation de la demande d’énergie par vecteur et par secteur annuelle


Demande d’électricité annuelle

Désagrégation par secteur et usage

Application de courbes de charge par secteur et usage

Agrégation des courbes de charges de 12 journées par an

Reconstitution de la courbe de charge annuelle
En entrée du modèle, la saisonnalité sur les 12 mois et sur les 24 heures de chacune de ces
journées mensuelles moyenne est renseignée. Cela est opéré pour chacun des secteurs et
usages suivants 55:
54
Pour le détail de l’estimation de la production nucléaire ainsi que les hypothèses sous-jacentes se référer à la
suite : « Offre : estimation de la production électrique », « Production nucléaire ».
202 / 297
Secteurs et usages dans MEDLOAD
Secteur Usages distingués
Chauffage
ECS
Ménages Cuisson
Eclairage
Electricité spécifique
Usages thermiques
Tertiaire Electricité spécifique
Eclairage public
Industrie grandes consommatrices
Industrie d’énergie
Autres industries
Véhicules électriques
Transport
Fer (métro, tram, train)
Agriculture
Afin de ventiler les consommations annuelles de chacun des secteurs et pour chacun des
usages qui le concernent, deux sources d’information ont été utilisées. Tout d’abord, nous
avons utilisé les bilans prévisionnels de RTE 2009 et 2011 pour estimer la saisonnalité des
usages thermiques, de l’éclairage, du transport (trains et véhicules électriques). Dans le cas
du transport, cela a été couplé avec des données de la SNCF. Pour ce qui est des usages
électriques spécifiques, la base charter® (Energies Demain) a été utilisée pour ventiler les
consommations annuelles. Charter est une estimation des consommations horaires, pour les
8760 heures de l’année, de tous les appareils électriques.
55
Cela fait total de 3600 valeurs à renseigner.
203 / 297
1,00 1,00
Jan Jan
0,90 0,90
Fev Fev
0,80 0,80
Mar Mar
0,70 Avr 0,70 Avr
0,60 Mai 0,60 Mai
0,50 Jun 0,50 Jun
0,40 Jul 0,40 Jul

Aou Aou
0,30 0,30
Sept Sept
0,20 0,20
Oct Oct
0,10 0,10
Nov Nov
0,00 Dec 0,00 Dec
1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22
Usages thermiques Eclairage
Exemples de courbes de charge par usage (taux de fonctionnement en fonction de l’horaire)
Nous avons par ailleurs vérifié que nous pouvions reproduire la consommation électrique
totale en 2010. Le résultat trouvé (437 TWh) est très proches des données CEREN corrigées
du climat (434,5TWh), l’écart étant de moins de 1%.
Par agrégation des courbes de charge de chaque secteur, elle-même étant le produit de
l’agrégation des courbes de charges par usage dudit secteur, la courbe de charge globale
est obtenue. Autrement dit, nous avons la charge, en GW, à chaque heure d’une journée
moyenne de chacun des 12 mois de l’année.
Pour tenir compte de la saisonnalité intra-hebdomadaire, une pondération est appliquée pour
passer d’un jour moyen (pour un mois donné) à un jour semaine, un samedi ou un
dimanche. Cette pondération est calculée en se basant sur la courbe de charge d’une année
de référence (2011, par exemple). La méthode de calcul permettant la construction de la
courbe de consommation à l’horizon de temps considéré est la suivante :
 Construction, pour l’année historique de référence, de la consommation électrique

journalière mensuelle type au pas horaire ;
 Détermination d’un coefficient correcteur évaluant l’écart entre la consommation
effective au pas horaire de l’année de référence et la consommation horaire de la
journée type du même mois ;
 Application de ce facteur correctif à la consommation journalière électrique
mensuelle type à chaque heure sur l’ensemble de l’année.
A ce stade, la courbe de charge pour chacune des 8760 heures de l’année est renseignée.
Après avoir ajouté le secteur de la production d’énergie, les échanges et les pertes, elle peut
être couplée avec la production électrique pour tester la fiabilité horaire du système.
204 / 297
Cette méthode a permis de reconstituer 2 courbes de consommation horaire pour l’année
2030 : un cas fortement contraint en hiver (l’année 2011/2012 ayant connu l’une des vagues
de froid les plus sévères de ces trente dernières années - au mois de février en particulier) et
un cas considéré comme nominal (année 2009/2010). Les consommations historiques sont
issues de données RTE.
Quelques limites et biais possibles :
- Même si les courbes de charge intra-journalière reflètent une baisse de la

thermosensibilité, la méthode utilisée pour passer à une courbe annuelle reproduit les
écarts de thermosensibilité actuels d’un jour au suivant.
- De même, cette dernière étape ne permet pas d’obtenir une courbe de

consommation non corrigée des effacements de type EJP-TEMPO
- Pour plus de représentativité, la simulation d’un faisceau de courbes de

consommation ayant une représentativité statistique pourra être développée par la
suite.
Pour 2030, la figure suivante présente différents profils de consommation électrique

annuelle issus de bases historiques différentes pour la déclinaison au pas horaire.
Courbes de la consommation finale électrique à l’horizon 2030 pour différentes bases

de profil
iii. Modélisation de la production électrique au pas horaire

Production renouvelable variable
205 / 297
Les courbes de charge de l’éolien terrestre et du photovoltaïque sont basées sur les
courbes de charge observées en 2011. La correspondance avec les capacités installées aux
horizons considérés (2030) a été obtenue par modification des volumes de production.
Pour l’éolien en mer, en raison du manque de données sur les courbes de charge actuelles,
une approche différente a été utilisée pour l’estimation du productible éolien marin. La
production éolienne en mer a été calculée à partir de la courbe de charge de l’éolien
terrestre en y ajoutant un bruit de basse fréquence pour décorréler les courbes de production
éolienne terrestre et offshore. Dans un deuxième temps, un filtre « passe-bas » est appliqué
afin de lisser la production éolienne offshore, moins variable que l’éolien terrestre. Cette
modélisation a été calée sur un facteur de charge de 35% pour l’éolien en mer.
Les courbes de production annuelle à l’horizon 2030 pour l’éolien et le PV sont données
dans les figures ci-dessous.
Production renouvelable en base
Les moyens de production renouvelable en base considérés sont : la biomasse, le

biogaz, la géothermie, les UIOM – Usines d’Incinération des Ordures Ménagères, la
cogénération de chaleur fatale industrielle, l’hydraulique au fil de l’eau, et, dans un souci de
simplification, les énergies marines et hydroliennes (avec comme hypothèse un
foisonnement et une régularité de production suffisante pour qu’elles soient considérées
comme participant à la production de base).
La production électrique issue de ces moyens est égale au produit de la capacité

installée par leur facteur de charge calculé à partir de la production annuelle. En première
approximation, elle est considérée comme invariante sur l’année (production en base), sauf
pour l’hydraulique au fil de l’eau pour lequel une variabilité saisonnière (hiver, printemps, été,
automne) est considérée afin de tenir compte de l’évolution des stocks hydrauliques et des
débits des rivières au cours de l’année. A contrario, le productible issu des énergies marines
a été considéré comme invariant sur l’année.
206 / 297
Production nucléaire
Dans le modèle, la production nucléaire est calculée à partir de la demande résiduelle

(consommation électrique annuelle à l’horizon considéré diminuée de la production EnR
variable et EnR en base), en moyenne à J+1. Ce lissage, qui ne correspond pas à la
manière dont les centrales nucléaires sont pilotées en pratique, permet de simuler de
manière simplifiée une variation relativement lente de cette production nucléaire (variation
horaire du facteur de charge toujours en deçà de 5%, ce qui correspond aux variations
observées actuellement), tout en acceptant des différences de production significatives selon
les saisons. Cette production s’ajuste donc à la consommation mais sans suivre ses
fluctuations horaires.
Actuellement, la production d’électricité à partir de centrales nucléaires peut être

ajustée de deux manières :
 les centrales nucléaires peuvent fonctionner à une valeur non nominale de leur
point de fonctionnement (bien qu’habituellement considérées comme des moyens
de production non flexibles, elles comportent une part de flexibilité) ;
 les arrêts de tranches nucléaires, pour effectuer les opérations réglementaires de
maintenance, peuvent être planifiés à l’avance lors des périodes de faible
consommation, notamment en période estivale.
La modélisation retenue pour la production nucléaire, suivi de la demande résiduelle
moyennée à J+1 et facteur de charge contraint entre 50% et 95%56, permet d’obtenir une
courbe de production nucléaire cohérente avec celle observée actuellement sur le parc
français. Dans la période estivale, on considère un taux maximal de disponibilité d’environ
60%, pour tenir compte de la planification des opérations de maintenance.
Ainsi, la capacité nucléaire installée à l’horizon 2030 est obtenue par simulations
successives visant la minimisation de la demande résiduelle aux moments de plus forte
consommation à partir de l’outil de modélisation développé. La capacité finalement
considérée est celle qui permet d’obtenir un facteur de charge moyen annuel cohérent avec
la rentabilité économique du parc nucléaire dans les conditions de rentabilité économique
actuelle. Il est ainsi considéré qu’au-delà de 6 000 heures de fonctionnement pleine
puissance, la rentabilité du parc est assurée. La capacité nucléaire retenue correspond donc
à un fonctionnement à pleine puissance pendant 6 000 heures dans l’année ou plus.
Production Cycle combiné Gaz (CCG) et capacités de pointe et thermiques non

renouvelables décentralisées
La production des CCG participe directement à la minimisation de la demande résiduelle aux

moments de plus forte consommation (après utilisation du nucléaire) ; c'est-à-dire que ces
moyens de production ne sont utilisés que lorsque la demande résiduelle est positive. En
d’autres termes les CCG ne participent pas directement à la production de surplus
d’électricité.
Il en est de même de la production de capacités de pointe et thermiques non renouvelables

décentralisées lorsqu’il y en a (TAC gaz, etc.)
56
Dans « Nuclear energy and renewables » de la NEA/OECD, le facteur de charge minimum pour le nucléaire
est de 50%.
207 / 297
Le facteur de charge de ces moyens de production ne peut dépasser 95%, afin de tenir
compte de pannes éventuelles ou arrêts pour maintenance sur ces moyens de production.
Production hydraulique flexible
Le principe d’appel aux moyens hydrauliques est identique à celui des CCG : ces
moyens sont appelés afin de minimiser la demande résiduelle tant que celle-ci est positive.
Pour autant, étant données les contraintes hydriques sur le fonctionnement des ouvrages
hydrauliques, des limitations supplémentaires, spécifiques au fonctionnement de ces
ouvrages, ont été intégrées, afin de prendre en compte :
 que 100% du parc hydraulique ne peut être mobilisable à un instant donné du fait
des opérations de maintenance, de pannes ou encore de restriction de l’utilisation
des ressources en eau ;
 que les stocks hydrauliques se remplissent en fonction des apports en eau, et
donc des saisons, et se vident lors des périodes de fortes consommations, et
donc également avec des différences marquées entre les saisons ;
 que pour des raisons de sécurité et de sureté le vidage complet des réservoirs
n’est pas envisageable dans le contexte de la production électrique.
Ainsi, en pratique, ces contraintes portent :
 sur la production maximale (50% pour les ouvrages éclusés, hebdomadaire ou

saisonniers ; 90% pour les STEP),
 sur le taux de remplissage des stocks hydrauliques (STEP : stockage aux heures
de surproduction par rapport à la consommation, « Eclusées » environ un
remplissage par semaine, « petits barrages » - ou « hydraulique hebdomadaire »
- environ deux remplissages par mois et « grands barrages » - ou « hydraulique
saisonnier » - environ deux remplissages par an) qui varie suivant les saisons ;
 sur la quantité de stock hydraulique qui ne peut être utilisée (20% pour l’ensemble
des ouvrages hydraulique et 10% pour les STEP), car ces stocks doivent
également être utilisés pour d’autres usages et les vider complètement
fragiliseraient l’écosystème local.
Une représentation de l’évolution des stocks hydraulique et des taux de remplissage annuels
des différents moyens de production hydrauliques « flexibles » est l’objet de la figure ci-
dessous.
208 / 297
Moyens de stockage d’électricité
Le modèle ne considère pas explicitement de capacités de stockage autres que les

STEPs, il n’intègre donc ni stockage électrochimique, CAES ou AA-CAES, ni volants
d’inertie à l’horizon 2030. Comme explicité dans le chapitre précédent, l’incertitude tant au
niveau réglementaire que technico-économique pesant sur le stockage d’énergie ne permet
pas de le considérer finement et explicitement.
On peut noter que le modèle autorise la sollicitation d’import d’électricité (lorsque les
capacités d’import ne sont pas saturées) afin de remplir les STEP. Elles se révèlent ainsi
grandement utiles pour le passage des périodes contraintes.
iv. Modélisation des interconnexions

Les interconnexions sont prises en compte dans le cadre de la modélisation du mix
énergétique aux horizons 2030 et 2050. Ces interconnexions sont un moyen d’ajustement de
la production électrique afin, soit de combler un déficit en puissance ou en énergie, soit
d’évacuer un surplus de production. Notre absence de modélisation du mix européen
constitue toutefois un manque dans l’analyse que nous avons pu mener.
Le fonctionnement de ces interconnexions est simplifié sous la forme suivante : une capacité
physique d’utilisation de 21GW en export et de 16 GW en import à l’horizon 2030 dont 80%
peuvent être utilisés. A titre de comparaison, la capacité physique d’échange avec les pays
voisins est aujourd’hui d’environ 15 GW en export et un peu plus de 9 GW en import dont 8
GW environ garantis57. Au cours de la vague de froid de l’hiver 2012, entre le 2 février et le
14 février, les interconnexions ont été utilisées en moyenne à un peu plus de 30% de la
capacité maximale physique, avec des pointes d’utilisation à près de 90%.
57
Bilan prévisionnel de RTE, pages 124-125 (2012)
209 / 297
v. Modélisation de la production d’hydrogène et méthanation
L’électrolyse de l’eau pour la production d’hydrogène a été implémentée dans l’outil
de modélisation comme contributeur à la consommation du surplus d’énergie. Cependant,
dans les présentes simulations à l’horizon 2030, aucune capacité d’électrolyse n’a été
considérée.
La méthanation de l’hydrogène stocké afin de produire de l’électricité n’a pas été

implémentée dans l’outil de modélisation et aucune capacité n’a été considérée à l’horizon
2030.
3.3.2.b. Résultats de la modélisation pour l’équilibre offre-demande au pas

horaire
En suivant une démarche itérative de vérification des contraintes techniques et
économiques, nous avons pu définir un mix de production équilibrant la consommation dans
la limite des capacités installées. Ce mix respecte les contraintes économiques suivantes :
Moyens de production Durée minimale de

fonctionnement à pleine
puissance
Nucléaire 6000 h
Cycle Combiné Gaz 2500 h
Turbine à Combustion 100 h
Les travaux de modélisation ont permis d’aboutir au mix présenté dans la section suivante.
Les figures suivantes montrent les courbes superposées des différents moyens de
production et de flexibilité et de la consommation pour deux années simulées. Elle montre
une surproduction en été qu'il est possible de traiter en premier lieu par les moyens
d'exportation puis si cela s’avérait nécessaire, par d’autres moyens (électrolyse,
déconnexion de production fatale,...).
210 / 297
Modélisation horaire des différents moyens de production sollicités pour couvrir la
consommation d'électricité en 2030 (équivalent année 2011-2012)
Modélisation horaire des différents moyens de production sollicités pour couvrir la

consommation d'électricité en 2030 (équivalent année 2009/2010)
211 / 297
Modélisation des différents moyens de production sollicités pour couvrir la consommation
d'électricité en hiver 2030 (équivalent année 2009/2010)
212 / 297
Modélisation des différents moyens de production sollicités pour couvrir la consommation
d'électricité en hiver 2030 (équivalent année 2011/2012)
Avec ce mix et ce modèle, Il subsiste cependant des heures de l’année durant lesquelles, au
vu de ces contraintes économiques, aucun moyen de production ou de flexibilité ne serait
rentable pour répondre à la consommation (heures de très forte pointe quelques heures par
an). Lors de ces heures particulièrement contraintes, plusieurs options seraient
envisageables pour répondre à la demande et ainsi équilibrer le système :
 Augmenter la capacité installée des moyens de production au détriment de leur

rentabilité économique (il s’agit de trouver d’autres outils économiques permettant de
compenser cette faible rentabilité)
 Considérer explicitement l’effacement comme variable d’ajustement. Comme
mentionné dans le chapitre précédent, l’effacement contribue aujourd’hui à hauteur
de 3 GW à l’équilibre du système électrique et cette contribution pourrait augmenter à
l’avenir si des incitations nécessaires sont mises en place. L’effacement n’est pas
intégré à notre outil de modélisation.
 Faire appel à des capacités et des technologies de stockage d’énergie (chaleur ou
électrique) de masse, pour lesquels un modèle économique de valorisation est
encore à développer.
Quel que soit le moyen de production ou de flexibilité considéré, il est économiquement
complexe de couvrir tous les risques de surconsommation ou de sous-production : aléas
climatiques, pannes simultanées de plusieurs groupes de production de grande capacité
etc. Ainsi, les derniers GW nécessaires, qui ne seraient peut être utilisés que quelques
heures sur une décennie ne pourront jamais être rentabilisés. C’est pourquoi, même
213 / 297
aujourd’hui, le dimensionnement du système électrique permet de couvrir les aléas
« statistiquement probables », et non pas « tout risque de défaillance » (RTE retient dans
son bilan prévisionnel un critère de défaillance inférieure à 3 heures par an en
espérance).
Ce raisonnement s’applique également pour le surplus de production. Si les interconnexions

ou la demande des pays voisins ne sont pas suffisantes pour évacuer le surplus de
production français, le surplus « résiduel » pourrait être absorbé de la manière suivante :
 Augmenter les capacités d’interconnexions (avec toutes les contraintes que cela
entraîne) et d’électrolyse (qui doivent toutefois fonctionner plus de 1000 heures par
an pour être rentables) ;
 Electrolyser une partie de l’électricité produite pour l’injecter dans le réseau de gaz ;
 Considérer d’autres formes de stockage, tel que le stockage thermique
intersaisonnier, qui pourrait absorber des surplus de production durant l’été et les
restituer sous forme de chaleur durant l’hiver ou encore le stockage thermique dans
les réseaux de chaleur qui représente une capacité de stockage potentiellement
importante ;
 Diminuer la production nucléaire à certains moments (une limite basse du facteur de
charge du parc nucléaire à 50% est considéré dans le modèle, alors qu’aujourd’hui
ce facteur de charge peut descendre à moins de 40% à certaines heures), toutefois il
faut alors s’assurer que la rentabilité du parc est bien conservée ou bien trouver
d’autres mécanismes de rémunération ;
 Délester une partie de la production renouvelable aux heures de pic de production ce
qui pourrait s’accompagner d’une compensation financière si cela s’avérait
nécessaire.
Voilà un exemple d’une journée d’hiver relativement rigoureuse heure par heure avec les
STEP ayant déjà été vidées les jours précédents :
214 / 297
Production un jour de l’hiver 2030
Enfin, il serait nécessaire de mener une étude statistique plus poussée sur un grand nombre
de courbes simulées de consommation, de production éolien ou encore PV, en considérant
plusieurs « scénarios » pour les contraintes sur les autres moyens de production, afin de
consolider les résultats du modèle. Rappelons que les résultats présentés ici ont été obtenus
en simulant des courbes de consommation « calquées » sur les profils de consommation de
trois périodes (1996/1997, 2009/2010 et 2011/2012) et un seul profil de production éolien/PV
(année 2011).
215 / 297
3.3.5. Bilan du scénario de l’ADEME pour le réseau électrique en 2030
Comme présenté au chapitre précédent, la coube de consommation électrique journalière
mensuelle type heure par heure résulte de l’agrégation de l’ensemble de ces scénarios
d’évolution de la consommation pour les différents secteurs. Il en découle une courbe de
consommation annuelle au pas horaire.
Secteurs de consommation 2030 (Mtep)

Résidentiel 10,8
Tertiaire 9,9
Industrie 9
Transport 1,8
Agriculture 0,9
Total consommation énergie finale 32,4 Mtep
+ secteur de la production d’énergie* 1,4
Total consommation intérieure 33,8 Mtep
* La consommation électrique du secteur de la production d’énergie intègre la consommation
électrique des raffineries (0,32Mtep) et des industries « amont » : extraction de pétrole, de gaz et de
charbon (0,18Mtep) et industrie de l’uranium (0,9Mtep).
216 / 297
Par exemple, la production électrique du mix énergétique 2030 pour une année simulée est
la suivante :
Annuel 2030 Annuel 2030

Capacité installée (GW) (base 2009/2010) (base 2011/2012)
en tep en tep
Eolien terrestre 34 5 328 415 5 328 415

Eolien mer 12 3 194 270 3 194 270
PV 33 3 354 395 3 354 395
Cogénération Bois 0,5 310 345 310 345
Géothermie 0,2 100 000 100 000
Biogaz + méthanisation 1,0 662 069 662 069
UIOM 0,43 299 138 299 138
Cogé / chaleur fatale 0,17 129 310 129 310
Energies marines 1,46 426 552 426 552
Hydro - Fil de l'eau 8,4 3 583 090 3 499 048
Moyens de
Hydro - Eclusées 5 190 844 219 517
production
Hydro - Hebdomadaire 5,5 145 914 194 701
Hydro - Saisonnier 4,9 130 505 147 760
Nucléaire 32 18 150 926 18 034 482
CCG 6,9 2 000 813 2 079 020
Therm. décentralisé / TAC 5,0 7 344 17 066
STEP 7 283 974 284 147
Autres stockages - - -
Batteries - - -
Production nationale 157,5 38 330 560 38 320 235
Echanges et Imports 16 184 875 275 862

consommation Exports 21 -1 832 758 -1 885 862
intermédiaire Pompage/stockage 7 -336 207 -359 491
Production électrique disponible pour le réseau national 36 346 470 36 350 744
Pertes -2 544 253 -2 544 552
Production électrique disponible
pour la consommation intérieure
33 802 217 33 806 192
Tant les défauts que les surplus résiduels de production peuvent être traités grâce à divers
moyens de flexibilité supplémentaires non considérés explicitement dans le modèle
(stockage autre que les STEP, effacement, moyens de pointe supplémentaires, arrêt
volontaire de production renouvelable, utilisation des capacités de stockage et de restitution
des batteries des véhicules électriques…). La rentabilité économique de ces moyens doit
être mise en regard de l’ensemble des moyens à disposition permettant soit de combler les
défauts résiduels, soit d’évacuer les surplus.
217 / 297
Sur la base du mix de production électrique présenté ci-dessus et des consommations
données dans le paragraphe précédent, l’ADEME a simulé la consommation et la production
d’électricité heure par heure en 2030, ce qui a notamment permis d’évaluer les besoins
d’imports.
Le contenu CO2 moyen du kWh obtenu avec ce mix électrique est d’environ 22gCO2eq/kWh,
soit une division par plus d’un facteur 3 par rapport à aujourd’hui.
3.4. Le réseau de chaleur
3.4.1. Contexte
Les réseaux de chaleur constituent le seul moyen de mobiliser massivement des sources
d’énergie renouvelable tel que :
- La géothermie profonde : distribution de la chaleur vers les utilisateurs
- La géothermie intermédiaire de grande puissance assistée de pompe à chaleur
- La récupération de chaleur sur eau de mer/eau de lac/rivière et eaux usée pour une
utilisation collective.
- La biomasse de grande puissance : construction des chaufferies en périphérie des

villes pour faciliter l’approvisionnement
- La chaleur de récupération UIOM : les raccordements entre les usines et les

réseaux de chaleur sont réalisés par des feeders de raccordement possédant une
très grande densité.
- La chaleur fatale issue de l’industrie
- La chaleur fatale issue des systèmes de cogénération
- La chaleur solaire thermique issue de champs de capteurs. (Peu utilisé en France à

ce jour) ;
Il existe 3 types de développement distincts des réseaux de chaleur :

218 / 297
- La création de nouveau réseau
- L’extension de réseau existant
-La densification de réseaux existant (raccordement de bâtiment à proximité du

réseau existant).
Le nombre de réseaux en 2010 était de 450 dont 14 réseaux de froid, pour une longueur
totale de 3 625 km, une puissance totale installée de 17 086 MW et un prix au MWh à 61 HT
39% des réseaux utilisent au moins une source d’énergie renouvelable et de récupération
(EnR&R), et 26% des réseaux sont alimentés à 50% au moins par des EnR&R.
Le contenu CO2 moyen des réseaux de chaleur était de 0,195 kg/kWh, avec un bouquet
énergétique des réseaux de chaleur à 61% fossile (dont 44% gaz naturel) et à 31%
renouvelable et de récupération.
Bouquet énergétique global des réseaux de chaleur – Source : Enquête SNCU 2009
La clientèle des réseaux (en % d’énergie livrée) est à 57% résidentielle, à 36%
tertiaire (6% santé, 9% enseignement, 21% autre tertiaire) et à 6% industrielle.
La part du secteur des réseaux de chaleur et de froid dans la consommation finale en France
représente 5 à 6% de la chaleur consommée dans le résidentiel et tertiaire.
Dans certains pays d’Europe, essentiellement au nord et à l’est, les réseaux de chaleur
assurent une part bien plus grande des besoins de chauffage : 60% au Danemark, 95% en
Islande, 52% en Pologne, 50% en Suède et en Norvège par exemple. Ces différences entre
les pays s’expliquent en partie par les conditions climatiques et les ressources énergétiques
locales (comme en Islande, où l’abondance de la ressource géothermique permet aux
réseaux de chaleur d’atteindre un taux de pénétration de 95%), mais aussi et surtout par les
politiques menées par les différents pays en matière d’énergie depuis les années 70-80.
Source : Fiche CETE de l’ouest « réseaux de chaleur en Europe »
Les réseaux de chaleur desservent actuellement environ 2,1 millions d’équivalents

logements, majoritairement dans les zones urbaines denses.
219 / 297
Plus de la moitié des logements raccordés sont des logements sociaux, et 17% des
logements sociaux sont chauffés par des réseaux de chaleurs. Dans le secteur tertiaire, 60%
de la chaleur est consommée par les bâtiments publics hospitaliers, scolaires et militaires.
On pourrait ajouter également les opérations de modification des productions existantes

sans développement du réseau existant permettant de modifier radicalement le bouquet
énergétique des réseaux concernés (et donc les sources énergétique des bâtiments
raccordés). Les réseaux de chaleur ont en effet la capacité de changer rapidement de
source de production, d’où les incitations fiscales indispensables vers les EnR, en mobilisant
les sources d’énergies présentes sur le territoire et en participant ainsi à l’économie locale.
L’expérience du fonds chaleur entre 2009 et 2012 montre le caractère indissociable entre
réseaux de chaleur et chaleur renouvelable : 70% de la chaleur renouvelable en moyenne
(hors industrie, BCIAT) transite par des réseaux de chaleur (Source : bilan interne ADEME
secteur réseaux de chaleur 2009-2011)
Les textes règlementaires et les outils d’aides publiques considèrent comme « vertueux » un
réseau de chaleur (ou une extension de réseau) valorisant au moins 50% d’ENR et de
récupération.
Le réseau de chaleur offre également une stabilité des prix de vente de la chaleur livrée, le
lissage par rapport au prix des énergies fossiles étant d’autant plus important que le bouquet
énergétique EnR est élevé. La chaleur délivrée est directement utilisable par les usagers, et
la maintenance est centralisée.
La ventilation de production concernant les réseaux de chaleur est actuellement la suivante :
Situation 2006 31/12/2012

(en ktep) (en ktep)
Biomasse dont réseaux de

100 300
chaleur collectif/tertiaire
Biomasse chaleur cogénération 0 540
Géothermie 130 195
Part ENR des UIOM et bois DIB 400 470
Biogaz 55 60
Total chaleur renouvelable 685 1 565
Source : Programmation pluriannuelle des investissements de production de chaleur
3.4.2. Vision de l’ADEME pour le réseau de chaleur

Le rythme des projets d’extension et de création de réseaux de chaleur vertueux du
fonds chaleur actuel implique une croissance potentielle du parc de réseaux de chaleur
(historique enquête SNCU) de 3500km en 2009 à 4100 km en 2011 soit une croissance
potentielle de plus de 5% du parc par an en moyenne.
L’ADEME envisage une montée des taux d’EnR de 50% à 75% pour les seuils d’incitations
fiscales existants (TVA, classement..) entre 2020 et 2030.
220 / 297
Il est inutile voire économiquement non viable d’envisager des productions 100% EnR sur
l’intégralité des réseaux de chaleur dès 2030, les solutions d’appoint hors EnR resteront
moins chères et permettront de diminuer considérablement l’investissement initial, qui reste
le principal frein au développement massif des projets.
De plus, un taux de 75 d’EnR permet de limiter un surdimensionnement de la production

EnR (conduisant à des mauvais taux de charges et rendement) qu’engendrera la baisse de
la consommation du réseau à plus long terme, liée à l’isolation massive de bâtiments.
Mtep Situation 2006 31/12/2012 2030
Biomasse dont réseaux de

0,1 0,8 4
chaleur collectif/tertiaire
UIOM 0,4 0,5 0,77
Géothermie 0,13 0,195 1
Solaire thermique 0,155
Chaleur fatale 0,4
Biogaz 0,055 0,06 0,4
Total chaleur renouvelable 0,685 Mtep 1,5 Mtep 6,7 Mtep

La principale difficulté pour la création et l’extension des réseaux de chaleur vertueux
reste le montant lourd de l’investissement initial, ce qui oblige une approche pertinente en
coût global sur 15 à 25 ans pour le lancement d’un projet.
Les réseaux de chaleur supportent souvent des travaux induits (revêtement de sols) qui
relèvent de l’aménagement urbain. Une solution serait de mutualiser en amont les coûts de
voirie avec les autres réseaux de distribution. Ceci suppose donc :
- que la pertinence de la solution réseaux de chaleur soit systématiquement étudiée

en amont des opérations de rénovation urbaine, dans le cadre des divers plans
amont d’aménagement.
- que le contexte règlementaire et juridique soit suffisamment stable et adapté à la

spécificité des réseaux de chaleur pour permettre à un projet de se développer sur le
long terme.
Le rythme de densification des réseaux existant est difficile à évaluer, il n’existe pas d’études
précises à ce sujet hormis l’enquête de branche. Cette densification reste cependant
inférieure au rythme de création et d’extension impulsé par le fonds chaleur mais devrait
monter en puissance si l’arrêté de classement est massivement utilisé par les collectivités : il
faudra donc accompagner cet arrêté et observer finement les demandes de classement.
221 / 297
3.4.4. Bilan du scénario de l’ADEME pour le réseau de chaleur en 2030
L’objectif pour le bouquet énergétique des réseaux de chaleur 2030 pourrait être un
taux de recouvrement moyen de 75 % par les EnR et R (des réseaux existants et à venir)
Rendement, pertes
Mtep Energie injectée Energie finale
et soutirages
Biogaz 0,4
UIOM 0,77
Chaleur fatale 0,4
Bois énergie 4,0

-2,6 6,3
Géothermie 1,0
Réseau de gaz 2,20
Total 8,9
Atteindre de tels taux permettrait d’avoir une baisse drastique du contenu CO2 des différents
puisqu’en moyenne ce dernier se situerait à moins de 50g CO2/kWh.
3.5 Le réseau de gaz

L’intégration de production renouvelable, à partir de méthanisation, correspondant à environ
14% de l’énergie circulant dans le réseau de gaz, permettra de réduire le contenu CO2 du
kWh de gaz d’environ 205gCO2/kWh actuellement à environ 175gCO2/kWh.
Rendements, pertes
et soutirages
Biogaz 3,9
Gaz naturel 23,7 -6 21,5
Total 27,5
222 / 297
4. Scénario ADEME 2030 : bilan énergétique total
4.1 Bilan primaire

Source énergétiques primaires
hors usages non énergétiques
Combustible solide
biosourcé 16,0
Eolien 8,6
Biogaz 5,8
Géothermie 3,5
Hydroélectricité 4,1
EnR PV 3,4
Matières biocarburants hors
bois 6,3
Calories air 1,8
Déchets 1,4
Energie marines 0,4
Nucléaire 56,1
Gaz naturel 23,7
Non
Pétrole 42,2
renouvelable
Charbon 5,1
Déchets 1,4
Total en Mtep 181
223 / 297
4.2 Bilan primaire par vecteur
Eolien 8,6
Hydroélectricité 4,1
PV 3,4
Nucléaire 56,1
Méthanisation 1,23
Réseau électrique UIOM 1,1 77,2
Bois énergie 1,19
Géothermie 1,0
Energies marines 0,4
Chaleur fatale* 0,5
Réseau de gaz* 3,6
Biogaz 3,9
Réseau de gaz 27,6
Gaz naturel 23,7
Méthanisation 0,4
UIOM 0,8
Chaleur fatale* 0,4
Réseau de chaleur Bois énergie 4,0 6,3
Géothermie 1,0
Réseau de gaz* 2,2
Biogaz 0,3
Bois énergie 10,1
Calories PAC
Géothermiques 1,5
Calories PAC
Usages directs 68,9
Aérothermiques 1,8
Biocarburants liquides 6,3
Ess/Dies/Jet 33,6
Autres PP 8,5
Déchets 0,9
Charbon 5,1
*non primaires, donc nom comptabilisés dans les sommes à droite
224 / 297
4.3 Consommation finale par vecteur et par secteur
Bilan
Industrie Résidentiel Tertiaire Transports Agriculture par
énergie
Réseau électrique 9,0 10,8 9,9 1,8 0,9 32,4
Réseau de gaz 8,9 8,2 3,4 0,0 1,0 21,5
Réseau de chaleur 0,3 3,4 2,7 0,0 0,0 6,3
Biogaz direct 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3
Bois énergie 2,6 6,5 1,1 0,0 0,0 10,1
Solaire thermique 0,5 0,2 0,1 0,0 0,0 0,8
Calories PAC
0,0 0,8 0,8 0,0 0,0
Géothermiques 1,5
Calories PAC
Usages 0,0 1,8 0,0 0,0 0,0
Aérothermiques 1,8
directs
Biocarburants 0,0 0,0 0,0 3,0 0,0 3,0
Ess/Dies/Jet 0,0 0,0 0,0 31,0 0,3 31,3
Autres PP 5,7 0,8 0,6 0,0 0,8 7,9
Déchets 0,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,9
Charbon 5,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,1
Bilan par secteur 33,2 32,6 18,6 35,8 3,0 123
225 / 297
5. Scénario ADEME 2030 : émissions de gaz à effets de serre
1990 2030
Industrie
Combustion 79,9 79,9 49,3 49,3
Process 25,2 23,6 48,8 21,2 2,6 23,8
Résidentiel principal
Combustion 67,2 67,2 18,5 18,5
Autres 4,3 0,9 5,2 5,5 1,0 6,5
Tertiaire
Combustion 28,7 28,7 8,1 8,1
Autres 0,0 0,0
Transports
Combustion 113,3 113,3 96,8 96,8
Autres 0,0 1,0 1,0
Agriculture
Combustion 8,7 8,7 5,5 5,5
Autres 51,6 36,6 88,2 33,8 30,3 64,1
Production d'énergie 62,1 6,8 68,8 19,4 0,1181 0,5254 20,0
Déchets 1,7 11,3 1,4 14,4 1,4 12,5 1,2 15,2
Solvants 1,8 1,8 1,0 1,0
Total 388,7 73,9 62,6 525,1 221,3 51,9 36,7 309,9
Le scénario de l’ADEME permet donc une réduction de 40% des émissions de GES entre
1990 et 2030.
226 / 297
Partie C.
Vision 2050 : une approche normative

compatible avec l’objectif Facteur 4
227 / 297
1. Méthodologie
1.1. Contexte de l’exercice de prospective à l’horizon 2050
1.1.1. Qu’est ce qu’une approche normative ?

Contrairement à la première partie de l’exercice Vision 2030, où il s’agissait de mettre en
œuvre des technologies et pratiques connues, à temps de retour sur investissement
raisonnable et/ou co-bénéfices importants, l’horizon 2050 a été traité via une approche non
plus exploratoire mais normative, dite de « backcasting ».
L’objectif à atteindre en 2050 est ainsi fixé d’entrée : la division par quatre des émissions de
gaz à effet de serre sur le périmètre France. Des premiers impacts du changement
climatique sont pris en compte : les consommations de climatisation vont croissant, tout
comme les besoins en irrigation pour les cultures.
Un ensemble de solutions technologiques et organisationnelles sont mises en œuvre pour

atteindre l’objectif du Facteur 4 en fonction de critères de performance technique et de
maturité des technologies.
Le levier « social » ou « mode de vie » a également été mobilisé dans la mesure où, au vu
des expertises internes à l’ADEME, sur les sujets socio-économiques notamment, des
signaux faibles permettent de poser des hypothèses « normatives » raisonnables ou
audibles. C’est notamment dans les transports que ces changements de comportement sont
sûrement les plus significatifs. Aucune rupture technologique majeure n’est prise en compte.
Si certaines ruptures dans le domaine énergétique venaient à être disponibles à des

horizons plus proches, et ce sera sans doute le cas, cela constituerait un levier
complémentaire et donnerait d’autant plus de souplesse aux visions proposées.
La présentation des résultats est faite secteur par secteur comme sur 2030. Le contexte
n’est pas rappelé cependant (se référer aux chapitres correspondants dans la partie 2030
pour cela), ensuite la cible à atteindre est définie sur la base de la quantification des besoins
en services énergétiques à technologie donnée (par exemple surfaces de bureaux
climatisées par salarié) et le gain énergétique associé est précisé.
1.1.2. La mise en commun des connaissances

De la même manière que pour l’exercice 2030, des ateliers sectoriels ont été tenus au début
de l’exercice visant à discuter et expliciter avec les équipes les horizons souhaitables, en
termes énergétiques. Ils ont été suivis par une série d’ateliers transversaux visant à discuter
et intégrer des solutions polyvalentes, ou grappes technologiques cohérentes (ex : potentiel
de véhicules électriques à l’horizon 2050 pour injection de puissance sur le réseau
électrique…) Ces réflexions internes se sont également appuyées sur les visions à l’horizon
2050 réalisées dans le cadre des « feuilles de route stratégiques » conduites par l’ADEME
entre 2009 et 2012 dans le cadre des Investissements d’Avenir.
Ces exercices de prospectives ont rassemblé plus de 200 experts issus principalement des
entreprises et des laboratoires des différents domaines afin de partager des « visions »
communes sur ce que pourrait être le déploiement de différentes technologies ou options
organisationnelles dans les différents secteurs. Plus de 20 feuilles de route ont ainsi été
228 / 297
réalisées afin d’identifier des scénarios de déploiement et les barrières qu’il convient de lever
au travers d’expérimentations soutenues par les IA.
1.2. Cadrage macroéconomique et démographique

Concernant les hypothèses de cadrage, des hypothèses exogènes ont été prises en compte
pour les domaines ne relevant pas de la compétence de l’ADEME (démographiques et
macroéconomiques notamment).
Selon l’INSEE, d’ici 2050 la population métropolitaine devrait se stabiliser à 74 millions

d’habitants, alors que la part des seniors de 60 ans aura plus que doublé par rapport à 2005,
passant ainsi à plus d’1/3 de la population. En somme, les 9 millions d’habitants
supplémentaires sont 9 millions de seniors. Cela signifie que la population en âge de
travailler se réduit de 7%.
La croissance démographique se poursuit donc mais son taux se ralentit sensiblement.
En % 0-19 ans 20-59 ans 60-64 ans 65 ans et +
Structure de
la population 24,8 / 24,1 53,8 / 45,9 4,9 / 5,3 16,6 / 24,7
2010/2050
La taille des ménages, paramètre important dans le besoin de logement, se réduit à 2,05
pers/ménages contre 2,31 aujourd’hui. Les tendances de décohabitation et de vieillissement
de la population ont été prises comme des évolutions de la société sur lesquelles il nous
semblait hasardeux de poser des hypothèses normatives.
2010 2050
Nombre de personnes
2,31 2,05
par ménage
En termes macroéconomiques, un taux de croissance du PIB exogène (1,8%/an) a été

conservé pour calculer certains effets de structures, comme par exemple le volume de la
production industrielle. Au sein du PIB, le secteur industriel voit sa part se stabiliser à 13%,
l’agriculture à 1,6%, la construction à 6,5% et le tertiaire restant prédominants à quelques
79%.
Il est utile de préciser que la plupart des variables qui apparaissaient corrélées au PIB sur
l’horizon 2030 sont considérées ici avec plus de latitude. Le « découplage » est ainsi plus
systématiquement envisagé. A des horizons aussi lointains, continuer à lier certaines
variables au PIB ne fait plus sens. Le transport de marchandises par voie routière ou encore
la croissance des surfaces tertiaires sont deux exemples sur lesquels des hypothèses plus
en rupture ont été prises.
229 / 297
2. Une énergie moins gaspillée et mieux valorisée
2.1. Evolution du secteur du bâtiment et de l’organisation urbaine
- Constructions neuves : 300 000 en moyenne par an
- Organisation urbaine : 40% de Maisons individuelles / 60% de Logements collectifs en

2050 en flux de construction annuelle (développement de l’habitat intermédiaire)
- Rénovation
2 types de parc
.parc « ancien rénové » d’environ 27 millions de logements, qui consomme en moyenne 130
kWhep par m² et par an tous usages.
. parc « neuf » d’environ 9 millions de logements consommant en moyenne 100 kWhep par
m² et par an tous usages.
- Chauffage et climatisation : Pénétration importante des PAC (50% du parc), systèmes

hybrides et microcogénération, augmentation des consommations de climatisation
(multipliées par 6 par rapport à 2010). Progression de la climatisation.
- ECS : Chauffe-eau thermodynamique, Chauffe-eau solaire (20% du parc).
- Usages spécifiques : 50 kWhep/m² (environ le niveau actuel).
- Baisse de 20% des surfaces par employé dans le tertiaire et progression de la part des
employés dans des locaux climatisés.
- Baisse de près de 50% de la consommation du secteur du bâtiment.
Dans l’approche normative choisie pour 2050, il s’agit de définir à quel rythme
construire pour loger la population considérée (plus nombreuse et plus vieille qu’en 2010
pour résumer), et cela en tenant compte de paramètres de localisation, du choix de types de
logements (maisons individuelles, appartements) et des vecteurs énergétiques utilisés dans
ces logements.
Supprimer la précarité énergétique, via la baisse drastique de la demande

énergétique thermique des logements est la priorité ; la majeure partie de l’effort de
réduction des consommations se faisant via l’amélioration du parc de bâtiments existants.
Les outils à mobiliser seront multiple car la précarité énergétique touche des
ménages habitants dans des logements très hétérogènes. Pour les autres ménages, il s’agit
d’améliorer la qualité du bâti avec des filières professionnelles compétentes pour mobiliser
un savoir-faire nouveau.
Si l’organisation urbaine peut sembler très inerte, même à long terme (l’infrastructure de
bâtiment qui sera présente en 2050 est déjà construire au 2/3), c’est pourtant un des leviers
sur lesquels il faudra jouer pour permettre d’aboutir à des villes plus efficaces
énergétiquement et plus durables.
230 / 297
2.1.1. Les évolutions possibles de l’organisation de l’espace urbain
2.1.1.a. Le contexte actuel est structurant pour l’espace urbain à 2050
L’urbain d’aujourd’hui est à la fois marqué par un zoning fonctionnel et par une
ségrégation sociale, qui renvoie aux problèmes de répartition spatiale des groupes et des
individus.
Il n’y a pas de situation urbaine dans le monde où le fait ségrégatif n’apparaît pas,
jusqu’à parfois constituer un mode prégnant d’organisation. La ségrégation n’exclut pas que
les résidents s’intègrent dans des logiques de type réseau, via la mobilité : les habitants
vivent alors en même temps la ségrégation et la mobilité. Cette situation s’avère la plus
courante : la mobilité est d’ailleurs aujourd’hui principe de base de l’urbain (en même temps
que comme valeur sociale, politique, culturelle même).
L’urbain est à la fois marqué par l’accumulation, la surabondance mais aussi et

surtout par la systématisation de la connexion (tous les espaces sont liés à tous les espaces
comme on passe d’un site internet à un autre via un hyperlien). Cette hyperconnectivité est
en cours dans tous les compartiments de la vie urbaine : l’urbain est désormais numérique,
autant que matériel.
Pour autant, beaucoup prennent conscience que le monde urbain est en passe de
changer, compte tenu de l’urgence environnementale. Ainsi, on voit poindre les premiers
impacts de la prise de conscience d’un impératif catégorique : agir en n’oubliant pas que
chaque acte est facteur d’un état de nature urbaine, dont la qualité ou l’indignité pèsera sur
l’habitabilité générale des lieux et des places.
2.1.1.b. Quelles évolutions possibles et souhaitables ?
Les choix arrêtés aujourd’hui en matière d’urbanisme conditionnent le fonctionnement

et la vulnérabilité des territoires jusqu’à la fin du siècle, et même au-delà. La production de la
ville se doit d’être par essence responsable, en incorporant systématiquement ce fait comme
étant un pré-requis déterminant et guidant les choix.
L’aménagement de l’espace ayant un impact premier sur les consommations

d’énergie, et par conséquent les émissions de polluants et de GES, il s’agit de l’organiser de
façon à ce que les usagers puissent minimiser leurs consommations, tant en terme
d’infrastructures que de mise à disposition de services.
À l’heure actuelle, la modélisation des évolutions de population et d’emploi au niveau

français montre que la croissance de l’emploi local induit nettement plus de croissance
démographique locale que l’inverse (Blanc et Schmitt, 2007), mais une méta-analyse de 300
résultats de recherche (Hoogstra et al., 2005) révèle que dans la majorité des cas, dès à
présent, les emplois suivent les mouvements de population.
Il y a des synergies possibles (ex : agora végétales), mais aussi des concurrences de
besoin d'espace (ex : toitures pour nature et/ou énergie). Plus d'espace doit être prévu pour
certaines fonctions dans un contexte de contraction de l'espace : il faut donc travailler sur
231 / 297
une réorganisation et une articulation entre ces fonctions au moins, et intégrer également
des réponses ou solutions technologiques et techniques.
Il s’agit également intégrer les principes du bioclimatisme en neuf comme en

rénovation pour bâtiments et ilots : à considérer que les enjeux principaux sont la lutte contre
les mobilités contraintes et la rénovation des bâtiments existants, en faire un déterminant de
l’urbanisme dans les choix de développement, intégrant la reprise de friches urbaines. La
conception même de la rénovation ou de la construction neuve de bâtiment devrait intégrer
notamment 3 paramètres : son insertion dans un fonctionnement qui dépasse sa limite
spatiale et temporelle, sa capacité à muter et à changer de fonction, sa participation à la
production d’énergie ou à être support de nature.
Au-delà du bâtiment lui-même, la mise en place de technologies performantes peut s’opérer

à l’échelle d’un quartier ou d’un îlot, de façon à optimiser la gestion de l’énergie entre
plusieurs bâtiments (mutualisation énergétique, systèmes de contrôle et de commande
basés sur les NTIC…)
L’utilisation de l’espace de façon à permettre des productions locales, par la

protection du foncier agricole par exemple ou la pris en compte de la qualité des sols, permet
l’instauration de circuits courts de distribution, aussi bien en matière alimentaire qu’en
matière de produits manufacturés ou d’énergie. Rappelons qu’au delà du levier de la
planification, les collectivités ont aussi celui de la commande publique pour favoriser les
débouchés locaux, par l’usage de critères de développement durable comme l’impose le
code des marchés publics, notamment dans son article 5.
L’urbanisme concours également à cette finalité en participant à l’organisation de la gestion

des déchets ou à leur moindre production, aussi bien pour ceux d’origine ménagère que pour
ceux issus du Bâtiment et des Travaux Publics. Que ce soit par l’aide à la prévention, par
l’accompagnement de la réduction à la source, par la gestion et l’implantation de nouveaux
équipements corrélés au niveau de développement urbain, par le développement des
collectes sélectives et de nouvelles filières de récupération et de traitement, par la maîtrise
des impacts liés à leur transport ou encore par la prise en considération de la propreté
urbaine dès l’amont des projets urbains, le sujet se doit d’être intégré à la réflexion globale
de façon à participer à l’action responsable de l’urbanisme.
Travailler à l’équilibre territorial des activités économiques et la localisation des emplois, à la

réduction des besoins de mobilité contrainte comme à l’essor de modes actifs ou collectif et
nouveaux services à la mobilité, participe à cette finalité par la réunion des conditions de
réalisation d’une consommation responsable des usagers, et favorise ainsi l’efficacité
énergétique des territoires.
2.1.2. Bâtiments résidentiels
2.1.2.a. Vision de l’ADEME pour le bâtiment résidentiel
i. Hypothèses retenues pour la construction neuve

Au regard des besoins démographiques et des conditions de spatialisation des
logements, le rythme de constructions neuves est pris à 300 000 en moyenne par an, et la
répartition entre individuel et collectif s’inverse, après 60%/40% en 2010 atteint 40%/60% en
rythme de construction en faveur du collectif en 2050.
232 / 297
ii. Hypothèses retenues performance énergétique des bâtiments résidentiels
Le fioul et le GPL sortent des mix de chauffage.
Le vecteur électrique répond à 1/3 des besoins de chauffage, uniquement via des
technolgies PAC performantes.
Le reste des besoins de chaleur est comblé avec les réseaux de chaleur qui se
développent fortement en part (à 10%) et la biomasse (15%). Dans la construction neuve,
l’électricité et le gaz restent les deux vecteurs principaux avec une part respective de 37%.
En termes de performance énergétique, les niveaux de consommation atteints grâce aux

règlementations thermiques et par les rénovations massives entreprises sont de 100 kWh
énergie primaire par m² et par an tous usages dans le neuf et 130 kWh énergie primaire par
m² et par an tous usages dans l’ancien.
Les améliorations de rendement des systèmes de chauffage permettent encore de

réduire les besoins de chaleur (+50% pour biomasse, +30% pour le chauffage urbain). Les
consommations en volume d’eau chaude sanitaire par personne reviennent au niveau de
1990, via des technologies d’économie d’eau, soit une économie de 18%. Elle est produite à
20% par du solaire thermique, 50% de l’électrique (PAC là encore avec une amélioration du
rendement d’un facteur 3) et gaz pour le reste (amélioration du rendement de 50%). Au
global, les consommations d’énergie pour l’ECS sont divisées par 2.
Les systèmes multifonctions
Les faibles besoins de chauffage des logements neufs peuvent être couverts en utilisant le
vecteur air comme vecteur de distribution à la place d'un réseau de chauffage central
utilisant le vecteur eau. Il devient alors pertinent de coupler le chauffage par vecteur air et les
besoins de renouvellement de l'air hygiénique du logement.
Avec ce constat, une offre nouvelle de systèmes assurant simultanément la production de

chauffage et la ventilation du logement apparaît sur le marché des logements neufs.
Ces systèmes dits "multifonctions" ou "systèmes 3 en 1" ou "systèmes 4 en 1" ou "double

flux thermodynamique" assurent à minima les 2 premières fonctions essentielles :
- Chauffage ou préchauffage (sous forme vecteur air le plus souvent, mais également
sous vecteur eau)
- Ventilation : assure le renouvellement de l'air hygiénique, avec le cas échéant, une

récupération de l'énergie sur l'air extrait avec un circuit thermodynamique.
- Production d'eau chaude sanitaire (ECS) (avec stockage le plus souvent)
- Rafraîchissement (par simple free cooling) ou la climatisation (sous forme vecteur

air le plus souvent).
La mutualisation de la production de chauffage avec la ventilation permet des économies sur

les auxiliaires électriques.
233 / 297
Les consommations d’éclairage sont réduites drastiquement (-75%) à partir de l’usage de
meilleurs technologies disponibles et cela malgré une augmentation des points lumineux.
La cuisson est le seul usage thermique qui voit sa consommation globale croître pour des
raisons démographiques largement.
Toute projection d’évolution de la consommation d’électricité spécifique à un tel horizon peut

se révéler très hasardeuse au vu des dynamiques. La consommation d’électricité spécifique
est donc prise au même niveau que celui atteint en 2030.
Enfin, la part des logements équipés de climatisation augmente fortement (la consommation
globale de climatisation étant multipliée par 6), afin de prendre en compte les effets du
changement climatique.
2.1.2.b. Bilan de la vision de l’ADEME pour le bâtiment résidentiel

La consommation totale des bâtiments résidentiels baisse ainsi de plus 50%.
Il est rappelé qu’aucune technologie « indisponible » à ce jour n’est considérée à travers les
hypothèses précédentes.
2010 2030 2050

Total
bâtiments 44,3 32,6 21,9
résidentiels
Evolution de la consommation énergétiques totale dans les bâtiments résidentiels par

usage :
En Mtep 2010 2030 2050
Chauffage 31,0 21,6 9,9
ECS 4,4 3,2 2,9
Cuisson 2,1 2,2 2,7
Eclairage 0,9 0,5 0,3
Climatisation 0,05 0,14 0,4
Spécifique 5,9 5,0 5,8
Total58 44,3 32,6 21,9
58
Les données utilisées pour les années observées sont issues du CEREN ; celles-ci peuvent différer des
données SOeS (périmétres différents, méthodologie différente, etc.)
234 / 297
Evolution de la consommation énergétique totale dans les bâtiments résidentiels par
vecteur :
2010 2030 2050

Réseau électrique 13,7 10,8 9,1
Réseau de gaz 13,9 8,2 3,9
Réseau de chaleur 1,6 3,4 3,2
Biogaz direct 0,0 0,0 0,0
Bois énergie 6,6 6,5 2,1
Solaire thermique 0,0 0,2 0,5
Calories PAC Géothermiques 1,0 0,8 0,8
Usages Calories PAC Aérothermiques 0,0 1,8 2,4
directs Biocarburants 0,0 0,0 0,0
Ess/Dies/Jet 0,0 0,0 0,0
Autres PP 7,3 0,8 0,0
Déchets 0,0 0,0 0,0
Charbon 0,2 0,0 0,0
44,3 32,6 21,9
2.1.3. Bâtiments tertiaires
2.1.3.a. Vision de l’ADEME pour le bâtiment tertiaire
i. Hypothèses retenues pour la construction neuve

La baisse de 20% des surfaces par employé est une hypothèse pouvant être considérée
comme en rupture, mais les évolutions de métiers (remplacement des grandes surfaces
périphériques par des moyennes et petites surfaces de centre ville, mutualisation d’espace
de bureau, augmentation des services à la personne et à domicile…), les évolutions de
pratiques, ainsi que la diffusion du télétravail permettent de réduire ce besoin..
Une telle rupture repose toutefois sur des rythmes de construction qui restent importants,
notamment pour les bâtiments-hangars qui, tant pour leur performance énergétique que pour
leur qualité paysagère et environnementale, ont vocation à être démolis et reconstruits d’ici
2050.
i. Hypothèses retenues pour la performance énergétique des bâtiments

La climatisation se développe fortement, et la part des employés travaillant dans des locaux
climatisés double à cet horizon.
La rénovation thermique permet des gains de 30%. Les gains sur les équipements thermique
et la mutualisation de certains équipements électroniques permettent des baisses de
consommation du même ordre de grandeur par employé.
2.1.3.b. Bilan de la vision de l’ADEME pour le bâtiment tertiaire

235 / 297
Mtep 2010 2030 2050
Consommation
22,1 18,6 15,6
Par vecteur :
2010 2030 2050

Réseau de gaz 6,2 3,4 1
Réseau de chaleur 1,2 2,7 2
Biogaz direct 0,0 0,0 0
0,8 1,1
Autres PP 2,7 0,6 0,0
Déchets 0,0 0,0 0,0
Charbon 0,1 0,0 0,0
22,1 18,6 15,6
La consommation totale du tertiaire diminue de plus de 40% en 2050 par rapport à 2010.
2.1.4. Bilan du scénario de l’ADEME pour le secteur du bâtiment et de l’organisation urbaine

Au total, le secteur du bâtiment en 2050 pourrait consommer près de deux fois moins
d’énergie qu’en 2010 avec des ambitions importantes mais atteignables avec un ensemble
de moyens bien connus et appréhendés dès à présent.
2010 2030 2050

Total 66,5 51,1 37,5
bâtiments
236 / 297
2.2. Evolution du secteur des transports et de la mobilité
- Mobilité totale constante par rapport à 2010, ce qui implique une baisse de l’ordre de 20%
de la mobilité individuelle. Les raisons de cette baisse sont multiples : télétravail, structure de
la population, urbanisme et infrastructure permettant d’optimiser les besoins en mobilité, etc.
- Changement de paradigme vis-à-vis de la mobilité individuelle : l’usage du moyen de

transport prend le dessus sur sa possession. Pénétration importante des services de mobilité
(30% urbain avec véhicules mieux adaptés) et report vers les transports collectifs
(doublement) et les modes actifs. Réduction du parc de véhicules en conséquence.
- Indépendance vis-à-vis du pétrole possible en passant au mélange biogaz/GNV dans les

véhicules thermiques (avec un réseau de gaz pour moitié décarboné), à l’électricité, ainsi
qu’aux biocarburants 2G.
- Marchandise : Retour au niveau des Gtkm de 2010 par d’importants efforts logistiques.
Le secteur des transports, et plus particulièrement le parc automobile, se renouvelle

en un peu moins d’une quinzaine d’année.
Si cela peut sembler suffisant pour améliorer significativement les technologies des
véhicules via deux renouvellements d’ici à 2050, nous faisons, dans notre scénario,
l’hypothèse que les technologies les plus prometteuses ne peuvent pas se développer
« toutes choses égales par ailleurs ».
Pour faire simple et caricatural, il ne suffit pas d’électrifier tout le parc automobile d’ici
2050 car pour remplacer le 1er véhicule du ménage, l’autonomie du véhicule électrique n’est
pas suffisante, et pour remplacer le 2ème véhicule, son prix d’achat est trop important.
Dès lors le changement d’attitude du particulier vis-à-vis de sa mobilité (véhicule

serviciel, usage, etc.) permettra de dépasser ces blocages dans des logiques gagnant-
gagnant (amélioration de l’accessibilité, baisse des coûts des transports, réduction
consommation d’énergie et de pollution locale…).
Cette dynamique, déjà longuement évoquée dans la partie 2030, est supposée être à
plein régime en 2050, avec un rôle déterminant sur le parc de véhicules et les types de
motorisations.
2.2.1 Le transport de passagers

Le scénario de l’ADEME met l’accent sur la mobilité dans sa globalité, et non pas sur la
voiture en particulier. En effet, il s’agit d’aller vers un système basé sur une intermodalité
fluide, largement aidée par le déploiement des TIC (smartphone, applications dédiées,…), où
la voiture, possédée ou servicielle, trouve sa place parmi un ensemble de solutions.
2.2.1.a. Vision de l’ADEME pour le transport de passagers
i. Hypothèses retenues pour l’évolution du besoin de mobilité
237 / 297
Dans un contexte où la population sera vieillissante, la ville promue par l’ADEME est une
ville des proximités, plus dense mais surtout plus accessible.
Les opportunités sont plus proches, tant pour l’emploi et le logement que les loisirs ; les
services de livraison et d’e-commerce sont pleinement opérationnels, largement utilisés et
présentent des alternatives environnementales intéressantes. Les solutions techniques (TIC,
vidéoconférence…) permettant de réduire les déplacements subis sont nombreuses et
disponibles.
Des gains importants sont également attendus grâce à une approche systémique de la
mobilité et de l’organisation de la ville : diminution des volumes de déplacements subis
(notamment domicile-travail) grâce à un urbanisme limitant la trop grande dispersion de
l’habitat, au développement des « éco-centre » permettant le télétravail de proximité…
Il est rappelé à titre illustratif qu’une journée de télétravail par semaine représente près 20%
de déplacement domicile-travail en moins, et une congestion diminuée d’autant sur les axes
routiers et aux heures de pointes de transports collectifs. Ce constat est certes valable sur
les trajets domicile-travail seulement, mais ces trajets sont structurants pour les
déplacements individuels subis.
L’ensemble des ces éléments conduisent à une hypothèse de baisse de la mobilité par
personne de 20%.
Dans la vision développée, l’hypothèse d’une réduction de la mobilité individuelle (pour des
raisons d’évolution de la structure démographique, du développement du télétravail, d’une
organisation urbaine plus fluide, etc.) n’est donc pas une contrainte qui vient peser sur les
citoyens mais une maîtrise des déplacements retrouvée par les usagers et, surtout, une
diminution des déplacements subis.
ii. Hypothèses retenues concernant les différents types de mobilité

Dans un environnement urbain beaucoup plus favorable (voiries réservées, vitesse
réduite, politique de stationnement favorable…), se développent sensiblement avec un
double intérêt : gain de temps et activité physique profitable d’un point de vue sanitaire.
L’exercice de prospective de l’ADEME développe de manière important l’utilisation

des modes actifs et des transports collectifs et serviciels.
Ainsi, à partir de ces besoins de mobilité déterminés à l’aune des hypothèses

précédentes, le parc de véhicules nécessaire en 2050 est de 22 millions de véhicules :
environ 12 millions de véhicules particuliers, 5 millions de véhicules serviciels et 5 millions de
véhicules utilitaires.
L’hypothèse retenue est qu’un véhicule serviciel « remplace » environ trois véhicules
individuels.
A l’horizon 2050 on peut espérer une sensible réduction des consommations énergétiques
unitaires des véhicules grâce aux progrès technologiques et à une meilleure adaptation des
véhicules à leur usage : optimisation du rendement des moteurs (injection rapide,
238 / 297
amélioration des batteries…), optimisation de la gestion de l’énergie à bord du véhicule,
allègement des structures par l’utilisation de matériaux composites.
Evolution de la consommation moyenne du parc de véhicules par type de véhicule

2010 2030 2050
Véhicule électrique - 15 kWh / 100km 12,75 kWh/ 100km
Véhicule électrique - 10 kWh / 100km 8,5 kWh / 100km
serviciel
C’est la synergie de ces solutions technologiques qui pourra permettre une évolution radicale
de la performance du système de transports.
Cette adaptation du véhicule à l’usage conduira à l’amélioration de ses performances

énergétiques : une berline classique électrifiée consomme de l’ordre de 30 kWh aux 100 kms
alors qu’un véhicule électrique spécifiquement urbain peut consommer de 6 à 7 kWh aux
100kms. Le juste dimensionnement du véhicule pour son usage est crucial pour obtenir une
baisse importante des émissions de CO2, même dans un mix électrique décarboné au
niveau du mix français d’aujourd’hui.
Longue
Urbain Périurbain
distance

Véhicule serviciel 30% 20% 15%
Transport Collectif
13% 12% 15%
(bus, car)
Transport collectif
12% 12% 40%
(fer, tram)
Vélo 15% 7% 0%
2RM 6% 7% 0%
2RM serviciel 4% 3% 0%
Le mix technologique est équilibré et diversifié notamment par rapport à la situation

actuelle : en somme, 1/3 thermique, 1/3 hybride, 1/3 électrique. Les services de mobilité
permettent d’aller vers des véhicules beaucoup plus adaptés à chaque usage et donc
favorisent les technologies les plus pertinentes.
Ventes Ventes Ventes Parc Parc

Parc 2030
2010 2030 2050 2010 2050
Thermique 100% 64% 34% 100% 89% 34%
Hybride 38% 38%

0% 22% 0% 7%
rechargeable
Electrique 0% 10% 28% 0% 4% 28%
239 / 297
2,2 1,2 millions 35 22
Total Parc 2 millions 35 millions
millions millions millions
Le champ d’innovation technique est large et porte à la fois sur les véhicules
(catégorie, carburant), les infrastructures (partage et aménagement de la voirie), le système
d’information (géolocalisation, information en temps réel et bases de données d’informations
sur les différents modes de transport), la tarification (billettique adaptée à l’ensemble des
modes de transport), etc.
Dans le secteur ferroviaire, le remplacement du parc roulant permet des gains de

consommation de 30%.
Il est nécessaire de renouveler une fois l’ensemble du parc complet d’ici 2050 pour
atteindre une telle performance, ce qui apparaît en phase avec les durées de renouvellement
observées.
2.2.2 Le transport de marchandises
2.2.2.a. Vision de l’ADEME pour le transport de marchandises
i. Hypothèses retenues pour l’évolution du nombre de tonnes transportées

Les systèmes logistiques complexes mis en œuvre au niveau mondial pour
acheminer les produits conduisent à des émissions de CO2 et consommations d’énergies
essentiellement fossiles, et nécessitent des espaces et des infrastructures publiques et
privées.
Sur grandes distances, le volume de marchandises transporté par la route pourra se réduire
fortement, d’une part grâce à la croissance des autres modes, mais également en menant
une politique volontariste concernant :
- l’écoconception des produits afin de transporter moins d’emballages (en tonnes et en

volumes) ;
- le retour à vide afin de le diminuer drastiquement ;
- le basculement des logiques à l’œuvre dans la logistique, du juste à temps et du

toujours plus flexible.
Gtkm 2010 Gtkm 2030 Gtkm 2050
Tonnes transportées 382 459 382
Là encore, réduction des consommations énergétiques, du bruit, et des pollutions locales

pourront être favorisés par ces développements concertés. Le numérique, comme sur les
flux de voyageurs, sera un des éléments clés de ces évolutions logistiques permettant une
amélioration significative du système.
Mode de transport Gtkm 2010 Gtkm 2030 Gtkm 2050
240 / 297
Route 340 397 262
Ferré 34 50 100
Fluvial 8 12 20
Total 382 459 382
2.2.3. Vers une indépendance vis-à-vis du pétrole dans les transports ?

Les gains énergétiques effectués dans le secteur du bâtiment permettent de « libérer » le
réseau de gaz pour d’autres usages.
Il est donc possible de sortir du pétrole dans le secteur des transports en profitant du vecteur
gaz, qui se décarbone progressivement (via l’introduction de biogaz et d’hydrogène
notamment, dans des proportions limitées mais déjà significatives).
En effet, si une telle évolution nécessite un investissement en infrastructure, il ne nécessite

aucune rupture technologique majeure. Notre indépendance énergétique dans le secteur des
transports progresserait à près 70% en 2050.
En ville, le véhicule urbain adapté aux livraisons, en porte à porte, dans un environnement
avec une grande densité pourra laisser une large place aux vecteurs électriques et gaziers.
L’option hydrogène est probablement à conserver dans le panel des technologies possibles
pour 2050. Sa part de marché n’est pas directement chiffrée dans l’exercice de prospective.
2.2.4. Bilan du scénario de l’ADEME pour le secteur « Transports et mobilité »
Mtep 2010 2030 2050
Consommation
44,0 35,8** 15,0**
totale
Par vecteur :
2010 2030 2050

Usages
directs
Calories PAC Aérothermiques 0,0 0,0 0,0
241 / 297
Biocarburants* 2,4 3,0 27
Ess/Dies/Jet 40,5 31,0 0,0
Autres PP 0,0 0,0 0,0
Déchets 0,0 0,0 0,0
Charbon 0,0 0,0 0,0
44,0 35,8** 15,0**
* : il est exclusivement question de biocarburants liquides
** : la consommation énergétique affichée ici comptabilise la valeur énergétique consommée et ne
prend pas en compte de multiples comptages (comme prévu dans la directive EnR pour certaines
catégories de biocarburants par exemple).
242 / 297
2.3. Evolution du secteur de l’alimentation, de l’agriculture et de
Synthèse des principales hypothèses
Assiette alimentaire modifiée vers recommandations santé (sans les atteindre),
Poursuite de la réduction des pertes évitables (-60%)
Évolution des pratiques agricoles vers des systèmes agro-écologiques
- Agriculture conventionnelle : 10%
- Production intégrée ou agriculture agro-écologique : 60%
- Agriculture biologique : 30%
Réduction des engrais azotés (-37%)
Maintien du solde import-export en énergie
Besoins croissants en irrigation en raison du changement climatique : +30% (ce qui est
moins que les besoins tendanciels attendus)
Arrêt de l’artificialisation des sols en 2030
Si la notion de plaisir, et les questions culturelles sont évidemment centrales dans

l’alimentation, il semble légitime de penser que les régimes alimentaires évolueront
progressivement vers des recommandations de santé dans une société toujours plus
attentive aux questions sanitaires.
Réduire les gaspillages et les surconsommations alimentaires constituent des leviers

considérables si l’on souhaite collectivement les actionner et ils permettent en amont de
réduire d’autant la production physique nécessaire mais jetée (pertes évitables) et donc les
apports externes sources de nombreux désagréments et pollutions locales. Il s’agit amener
le système production-consommation alimentaire vers moins de quantité pour plus de
qualité. Là encore, c’est dans une perspective de gagnant-gagnant, ou en tout cas de
convergences de plusieurs intérêts, que sont retenues ces hypothèses : réduction des
risques sanitaires pour les consommateurs, amélioration de la qualité (technique,
gustative…) des biens alimentaires, réduction des apports azotés, pesticides, fongicides, etc.
dans les cultures, amélioration des conditions de production et d’élevage pour une meilleure
valorisation et rémunération des productions agricoles.
2.3.1 Méthodologie
En 2011, une étude59 a été conduite par l’ADEME et le MAAF pour identifier des trajectoires
envisageables afin d’atteindre le facteur 4 d’ici à 2050 sur le secteur agricole, en lien avec la
forêt.
59
« Agriculture et facteur 4 », étude ADEME-MAAF, juillet 2012, réalisée par Solagro-ISL et Oréade-Brèche
243 / 297
Trois trajectoires contrastées, présentant des ruptures fortes par rapport aux systèmes
actuels et choisies pour leur intérêt pédagogique, ont été étudiées au travers d’un modèle
physique. Une analyse des résultats sur les possibilités de réduction des émissions de GES
a été réalisée, suivie d’une analyse qualitative des autres impacts environnementaux et
socio-économiques potentiels. L’enjeu de cette étude n’était pas de prévoir des évolutions
mais d’analyser différents scénarios, dans le but d'analyser les liens entre des variables et
de fournir des évolutions possibles du secteur.
Sur la base de ces travaux préparatoires et des réflexions associées, l’ADEME a élaboré un
scénario qui lui est propre pour l’agriculture et la forêt, à l’horizon 2050. Le modèle physique
MOSUT60 de Solagro, décrit ci-après, a été utilisé pour l’équilibre des flux matières, à partir
des hypothèses du scénario. Les différentes entrées et sorties ont été mises en cohérences,
de manière itérative, avec les autres secteurs économiques de façon à obtenir un scénario
général cohérent.
Fonctionnement général du modèle MoSUT
Le modèle utilisé est basé sur des flux matières et n’inclut pas de données socio-
économiques. L’agriculture est considérée comme un système où un équilibre doit s’établir
entre : la consommation nationale et l’exportation et l’offre (i.e. la production nationale et
l’import). Dans le modèle, la consommation alimentaire nationale détermine le volume de
production végétale et animale nécessaire pour nourrir la population française (estimée à 72
millions d'habitants en 2050, contre 67 millions en 2010). A ces besoins viennent s’ajouter
les exportations de produits agricoles et se déduire les importations pour estimer le volume à
produire par la « ferme France ». La production agricole nationale est caractérisée par des
modes de production. Par ailleurs, le volume à produire par le secteur agricole français
permet d’estimer l’assolement nécessaire à la couverture de ces besoins (alimentaire et
solde import/export) et le potentiel de terres pouvant être affecté à d’autres usages, en
particulier à la production d’énergie renouvelable. La forêt est également modélisée, mais de
manière simplifiée par rapport à la production agricole, pour estimer la production de bois et
son rôle de puits de carbone. Ainsi, la dynamique des surfaces forestières et des modes de
production sylvicoles n’est pas appréhendée en détails.
L’assolement de la ferme France (avec les pratiques agricoles liées) et les peuplements
forestiers sont paramétrés dans l’outil CLIMAGRI® pour calculer les consommations
d’énergie, les émissions de GES, le stock et les variations de stock de carbone.
60
MOSUT : Modèle Simplifié d’Utilisation des Terres agricoles, développé par Solagro et également utilisé pour
la modélisation du scénario Afterres 2050 de Solagro.
244 / 297
Figure 1 : Fonctionnement du modèle
Consommation alimentaire Import / export
Hypothèses sur les régimes alimentaires Hypothèses sur les volumes
Volume à produire pour nourrir la

population française et couvrir
l’exportation nette
Systèmes de production : Utilisation des terres

Forêts/cultures/élevage
Hypothèses sur l’affectation des
Hypothèses sur les modes de production terres et l’artificialisation
Indicateurs
environnementaux
Emissions GES
L’hypothèse est faite d’une évolution probable et simultanée des régimes alimentaires
nationaux et européens, ainsi que de la demande mondiale, susceptibles d’influer fortement
sur la demande en produits agricoles originaires de France, en fonction également de la
capacité ou non des pays à répondre à leur propre demande intérieure. Par ailleurs, les
hypothèses du niveau de consommation interne en biomasse (à visée énergétique
notamment) sont également structurantes.
Lien entre le scénario 2030 et le scénario 2050
Si les deux exercices (2030 et 2050) ont été conduits séparément, l’ensemble des
hypothèses structurantes détaillées sur la vision 2030 sur l’agriculture et la forêt sont
reprises et amplifiées à l’horizon 2050 (mais ne sont pas détaillées dans cette partie du
rapport). Certains leviers, non évoqués à cette première échéance car encore marginaux ou
faiblement développés, deviennent des axes structurants de la vision 2050.
2.3.2 Besoins et productions agricoles

Si les enjeux GES et santé ne sont pas systématiquement concordants, ils sont en
phase dès lors qu’il s’agit :
- De limiter les surconsommations (baisse de l’obésité et des maladies associées /

baisse de la consommation alimentaire à population équivalente)
- De rééquilibrer les apports protéines animales/végétales, dès lors que l’apport
énergétique est compensé par des aliments adéquats (céréales principalement)
245 / 297
2.3.2.a. Vision de l’ADEME sur l’évolution des besoins alimentaires
De ce fait, le scénario envisagé mise sur la prépondérance de politiques visant à améliorer la
santé des français (notamment : lutte contre l’obésité et maladies cardio-vasculaires), sans
dégrader leur qualité de vie et notamment les aspects gastronomiques de l’alimentation :
qualité et diversité des aliments consommés, en misant sur la sobriété dans la
consommation de certains aliments (mais pas leur suppression).
i. Hypothèses retenues pour les enjeux en terme de santé

Pour 2050, l’évolution de l’alimentation vise donc un rapprochement vers les
préconisations du PNNS et de la FAO : répartition protéines animales/végétales à 50/50
(contre 65/35 aujourd’hui), réduction des surconsommations (surconsommation protéique :
30% au lieu de 70%, surconsommation glucidique 20% au lieu de 50%), ce qui permet de
proposer une assiette moyenne plus équilibrée.
ii. Hypothèses retenues pour les pratiques et les pertes

Engagée dès 2013 avec des objectifs ambitieux à l’horizon 2025-2030 (-50%), la réduction
du gaspillage alimentaire se poursuit pour atteindre une baisse de 60% des quantités jetées
en 2050 par rapport à 2010. Cette valeur pourrait correspondre à un pallier compte tenu des
exigences sanitaires et des modes de vie.
Concernant les pratiques alimentaires relatives au nombre de repas pris à l’extérieur, à la

part de produits transformés dans la consommation etc…, il est probable qu’elles s’inscrivent
dans la tendance de celles envisagées pour 2030. Cet aspect n’a cependant pas été intégré
dans les modèles à l’horizon 2050.
Concernant la consommation de produits hors saison et exotiques, elle a été considérée

constante en volume malgré les enjeux énergie / GES pour tenir compte de l’augmentation
de la consommation de fruits et légumes mise en avant par les politiques « santé », mais ce
point pourrait être travaillé davantage. L’augmentation de la consommation de produits
bruts « de saison » nécessiterait de travailler sur son acceptabilité sociale.
L’approvisionnement « de proximité » se développe en 2050, les territoires rééquilibrant

leurs productions en vue d’atteindre de nouveaux équilibres entre les productions animales
et végétales.
iii.Hypothèses retenues pour la composition de l’assiette alimentaire en 2050

L’exercice conduit sur 2050 a permis de descendre au niveau de la composition
détaillée de l’assiette moyenne des français. Les grandes lignes en termes d’apports
caloriques ont été définies plus haut : moins de surconsommations, moins de protéines et
plus d’équilibre entre protéines animales et végétales.
Une étude portant sur les « impacts environnementaux et la qualité nutritionnelle des
consommations alimentaires en France »61, faisant suite à celle sur l’ « impact carbone des
régimes alimentaires », confirme ainsi le poids GES des protéines animales dans la
composition de l’assiette moyenne. Cette étude met également en évidence plusieurs
stratégies de substitution possible d’une partie des protéines animales, en conservant un
61
« impacts environnementaux et la qualité nutritionnelle des consommations alimentaires en
France », étude INRA co-financée par l’ADEME, 2013.
246 / 297
équilibre alimentaire optimal, et identifie des typologies de régimes existants permettant de
concilier santé et environnement.
Par exemple, l’étude met en évidence que si la viande est remplacée par des fruits et
légumes, dès lors que les apports caloriques sont maintenus, le gain GES est proche de
zéro voire négatif. Si la viande est remplacée par des céréales et féculents, le gain GES est
de 4% pour une réduction de 20% de la consommation de viande, et de 8,5 % si la
consommation de viande (hors volaille) est limitée à 50g/j/pers.
Concernant les produits laitiers, des débats existent sur la quantité « optimale » à ingérer, le
facteur limitant étant les besoins en calcium provenant de produits laitiers. Actuellement, le
besoin nutritionnel en calcium est estimé à 900mg/jour pour un adulte, dont 400mg en
provenance de produits laitiers (les autres principaux apports venant des eaux minérales,
des céréales, des légumes). La difficulté d’estimer une valeur cible « basse » pour le calcium
d’origine laitière (200mg selon certains experts) provient du fait que l’assimilation du calcium
est différente selon sa source (ainsi, le calcium laitier est très bien assimilable par
l’organisme), mais aussi fonction des autres aliments ingérés. Au-delà du simple impact GES
du lait dans un régime (par lait on entend l’ensemble des produits laitiers), cette question est
en réalité bien plus structurante. De fait, la consommation de produits laitiers peut devenir le
principal déterminant du besoin de cheptel bovin.
A l’horizon 2050, les évolutions proposées sont donc :
- Limitation à 300mg/j de la quantité de calcium en provenance du lait

- Réduction de la surconsommation protéique et répartition 50/50 des protéines
animales / végétale
- Poursuite de la réduction tendancielle de la consommation de viande bovine au
profit de viande de porc et de volaille, tout en maintenant un cheptel bovin viande
apte à valoriser les prairies permanentes.
L’acceptabilité de ces hypothèses repose entre autres sur le maintien de l’ensemble

des composantes de l’assiette actuelle des français et une réponse aux enjeux de la santé.
La consommation de viande et de laitage sont stabilisées à un niveau plus équilibré.
Simultanément, la production agricole, notamment animale, est réorientée vers des
systèmes privilégiant la qualité et/ou l’environnement (AOC, labels, bio etc…), favorisant la
promotion des valeurs gastronomiques françaises.
L’assiette recomposée pour les français en 2050 est donc la suivante (en g/jour/personne) :
247 / 297
iv. Hypothèses retenues pour le commerce extérieur
Dans une optique de développement durable, plusieurs contraintes complémentaires ont été
proposées en 2050 :
- la capacité de la France à nourrir sa population : la France doit globalement
maintenir sa capacité à se nourrir elle-même, voire l’améliorer, de façon à éviter la
délocalisation des activités de production et de faire porter à d’autres pays le poids
(notamment GES) de notre consommation
- le maintien d’un certain niveau d’export : compte tenu de notre capacité exportatrice
actuelle, liée à des terres favorables à l’agriculture, plusieurs options sont possibles :
- le maintien des quantités produites à l’export
- le maintien d’une capacité nourricière globale à l’export, éventuellement en
hausse pour tenir compte de l’évolution de la population mondiale (en Kcal par
exemple), en recomposant la « ration » au regard des évolutions alimentaires
probables ou souhaitables.
- la limitation de l’export aux terres disponibles une fois la demande interne en
biomasse (à visée énergétique notamment) satisfaite.
Nous avons fait le choix de maintenir la capacité exportatrice de la France en équivalent

énergie partant du principe que les pays limitrophes verraient leur assiette alimentaire
évoluer comme celle des français. Les imports n’ont pas évolué, hormis sur les tourteaux de
soja dont l’importation passe de 75% des besoins en alimentation animale, à 25%.
248 / 297
2.3.3.b. Vision de l’ADEME sur les modes de production agricole et le cheptel
Les systèmes de production agricole évoluent vers des pratiques plus écologiques tout en
restant dans une logique de maintien d’un fort niveau de productivité.
Les modèles agricoles proposés par une plus forte diversité, nécessitent plus de
compétences et de technicité des agriculteurs en agronomie pour valoriser au mieux les
ressources naturelles, l’équilibre des écosystèmes, et les moyens naturels de lutte contre les
nuisibles. Cela constitue, de fait, un changement de modèle important par rapport au
système actuel, qui nécessitera un accompagnement en terme de formation, de gestion du
changement et des risques associés, mais également de l’ensemble des filières qu’il
s’agisse des fournisseurs de matériel, d’intrants ou des transformateurs de matière première.
Les hypothèses techniques des systèmes de production ne sont pas développées dans ce
rapport, mais disponible dans l’étude F4.
i. Hypothèses retenues pour les cultures végétales
Les grands principes des évolutions des productions végétales, ont été décrits dans la vision
2030. Le mouvement initié sur cette première période s’amplifie.
L’agriculture dite conventionnelle diminue progressivement jusqu’à représenter environ 10%

en 2050 au profit de la production intégrée ou agro-écologique (60% des surfaces) et de
l’agriculture biologique (30%). Les principaux déterminants portent sur :
- Une augmentation des légumineuses et une meilleure valorisation des apports

organiques permettant de substituer la consommation d’engrais de synthèse avec la
réduction d’1/3 des consommations d’azote
- Une simplification du travail du sol (gains de carburant, préservation des sols…)
- Un développement des cultures associées (gain en biodiversité, réduction des intrants.)
- L’apparition de l’agroforesterie (15% des surfaces en 2050 comptabilisées dans l’agro-
écologie)
Au-delà des trois grands « types » de culture présentés, la réalité envisagée sur le terrain
serait plutôt une grande diversité de systèmes déclinant l’ensemble des nuances et
combinaisons possibles, pour tenir compte des conditions pédo-climatiques, de la sensibilité
des milieux, des enjeux économiques propres à chaque territoire et des innovations portées
par les agriculteurs.
Pour la production intégrée, on fait par exemple l’hypothèse d’une diminution de rendement
de 10% à 20% selon les cultures, une diminution d’intrants et de consommation de fioul
(50l/ha) et d’une augmentation de stock de carbone dans les sols de 0,2 tC/ha/an, par
rapport aux systèmes conventionnels actuels. Compte tenu de l’évolution probable du climat,
une augmentation des surfaces irriguées a été envisagée en grande culture à hauteur par
exemple de 25% pour les principales céréales.
Pour l’agroforesterie les hypothèses sont d’une densité de 50 arbres/ha. La perte de

rendement de la culture intercalaire est estimée à 12%. La part de bois destinée à l’énergie
est d’environ 50% de la biomasse aérienne.
249 / 297
Concernant les serres, une réduction de 75% des consommations énergétique est proposée,
en raison en première approche des gains d’efficacité énergétiques très importants portant
sur le développement des nouvelles technologies et de l’évolution des systèmes de
production.
ii. Hypothèses retenues pour les productions animales

Les changements proposés sur l’assiette alimentaire déterminent une quantité de viande et
de lait à produire sur le territoire national. Comme présenté plus haut, pour des raisons
d’acceptabilité des consommateurs et de maintien du revenu des agriculteurs il a été
proposé une évolution forte des productions vers des produits labellisés pour le porc et la
volaille : passage de 2% (porc) et 10% (volaille) de produits sous labels à 40% pour chacune
de ces deux filières. Ce choix permet ainsi un maintien des cheptels malgré la baisse
quantitative de la production (en raison d’une durée d’élevage plus élevée).
Concernant la filière bovine, les choix effectués visent à optimiser la valorisation des prairies
en évitant les retournements, notamment dans les zones de montagne, et ce malgré une
légère intensification de la production. De fait, les évolutions de la consommation conduisent
à une division par deux des effectifs bovins. Ce résultat pourrait être amené à évoluer
ultérieurement dans le cadre de l’actualisation de cette étude, en prenant en compte d’autres
déterminants comme l’évolution des connaissances des systèmes de production agricole ou
une prise en compte plus en fine des exportations.
Sur un plan technique, les principaux déterminants portent sur :
- Une nette réduction des consommations d’énergie en bâtiments (-90%)

- Une augmentation massive de la méthanisation (50% des déjections méthanisées)
- Une augmentation de la part des élevages à dominante de pâturage
2.3.3 L’artificialisation des sols et les changements d’usage

A l’horizon 2050, l’afforestation se poursuit en lien avec les besoins de biomasse bois
(matériaux et énergie), le développement des filières et la mise en œuvre de politiques de
mobilisation volontaristes. La part des systèmes agroécologiques (production intégrée,
agroforesterie, agriculture biologique) augmente et devient dominante (90% des systèmes).
Les efforts de diminution de consommation de protéines animales sont renforcés, ainsi que
ceux relatifs aux gaspillages alimentaires (-60%). Au final, bien que les terres cultivées
progressent, la SAU diminue légèrement avec la poursuite de la réduction des surfaces
toujours en herbe et du cheptel bovin au profit de cultures à vocation alimentaire et des
forêts. Cette perte est limitée par l’orientation des élevages bovins vers des systèmes
herbagers. Le rythme croissant d’artificialisation des sols est supposé diminuer sous
l’influence des politiques publiques dès 2015, pour atteindre un niveau d’artificialisation net
nul à partir de 2030.
Conséquence des orientations décrites précédemment, la SAU – principalement les prairies

- baisse très légèrement au profit des espaces urbanisés (+0.8 Mha par rapport à 2010) et
des forêts (+ 0,5 Mha).
L’évolution du stock de carbone est également suivie afin de permettre une cohérence
globale du scénario, un gain significatif des stocks de carbone est observé en raison des
changements de pratiques favorables.
250 / 297
Estimation des gains de carbone annuel dans les sols
Total sols
Surface
Sols agricoles
Gain (MtC/an) agricole
forestiers et
utile
forestiers
ADEME 2050 1,3 0,925 2,225
2.3.4 Bilan du scénario de l’ADEME pour le secteur de l’alimentation, de l’agriculture et de

Les hypothèses donnent un potentiel d’économie d’énergie directe à 2050 d’environ 38%.
Consommation énergétique totale de l’agriculture
Mtep 2010 2030 2050
Consommation
4,0 3,0 3,0
2010 2030 2050

Autres PP 2,3 0,8 0,6
Déchets 0,0 0,0 0,0
Charbon 0,1 0,0 0,0
4,0 3,0 3,0
En résumé, les points positifs du scénario étudié montrent qu’il est possible de maintenir un
haut niveau de production et le solde d’exportation (en bilan énergétique) de l’agriculture
française, tout en réduisant de manière importante la consommation d’énergie (-38%) et les
émissions de GES (-50%). L’orientation des systèmes de production agricoles permet par
ailleurs d’augmenter le stock de carbone dans les sols compatibles avec un objectif de la
préservation de leurs qualités. La production d’énergie se trouve également augmentée
grâce notamment au développement de l’agroforesterie, la plantation de haies et la
généralisation de la méthanisation.
251 / 297
Ce scénario comporte également des limites non résolues qui nécessiteront une révision des
hypothèses. Même si l’augmentation de l’irrigation est contenue par rapport aux hypothèses
tendancielles, la consommation d’eau est estimée en 2050 à +30% en raison principalement
de l’impact du changement climatique qui impose l’irrigation de nouvelles cultures. Ce
résultat semble difficilement compatible avec l’évolution prévisible de la ressource en eau.
Par ailleurs, comme pour les autres secteurs, les hypothèses d’exportation n’ont pas été
abordées finement et en particulier la question des exportations des produits animaux. Si le
scénario souligne que pour des raisons de santé et environnementales, une certaine
évolution des régimes alimentaires de la population française est attendue, l’impact sur les
productions agricoles pourrait être nuancé par l’évolution des exportations.
Rappelons également que les estimations des GES en agriculture sont entachées de fortes
incertitudes sur les facteurs d’émission et que les résultats ne donnent donc que des ordres
de grandeur. Par ailleurs, la diversité des systèmes de production n’a pas pu être abordée
dans sa globalité et des hypothèses plus fines sont envisageables. Le scénario agriculture
est une base de travail permettant de chiffrer une première série d’orientation qu’il faudra par
la suite affiner et voir modifier au regard des nombreux travaux sur le sujet.
252 / 297
2.4. Evolution du secteur de la production industrielle
Il convient tout d’abord de préciser qu’aux horizons qui nous intéressent ici, la distinction
classique industrie/services est surement de moins en moins pertinente. Les processus
d’externalisation des activités de services des industries, l’essor de l’investissement
immatériel en particulier en Ret D et publicité et le déploiement de logiques industrielles dans
des secteurs de services, rend les frontières d’activités entre l’industrie et les services de
plus en plus floues. Autant parler de m2 d’habitations, de kms à parcourir peut être proposé
sur des bases tangibles, autant parler de productions industrielles à si long terme a moins de
sens. Tel que Gilles le Blanc le suggère « La combinaison de plus en plus étroite des offres
de biens et de services, l'évolution des métiers associés, l'extension des logiques
industrielles en dehors des secteurs historiques, imposent aujourd'hui une vision renouvelée,
élargie, cohérente de l'industrie, à la fois pour apprécier son rôle véritable dans notre
économie et pour construire des politiques publiques efficaces, adaptées à un
environnement concurrentiel globalisé »62.
D’autre part, dans la perspective de l’augmentation de la population mondiale (+30% d’ici à

2050 pour atteindre 9 milliards de personnes), les pressions sur l’environnement vont
s’accentuer, et notamment celles sur les ressources qui sont de plus en plus convoitées et
utilisées. Tendre vers la notion d’économie circulaire semble être une voie pour un
développement respectueux de l’environnement. L’économie circulaire est basée sur six
éléments principaux :
1. L’utilisation modérée et la plus efficace possible des ressources non renouvelables

2. Une exploitation des ressources renouvelables respectueuse de leurs conditions de
renouvellement
3. L’écoconception et la production propre
4. Une consommation respectueuse de l’environnement
5. La valorisation des déchets en tant que ressources
6. Le traitement des déchets sans nuisance
L’écoconception, l’écologie industrielle et des modèles d’affaires intégrant la préservation de

l’environnement sont des approches actuellement mises en œuvre qui permettent de tendre
vers la notion d’économie circulaire.
La vision ADEME s’inscrit dans une trajectoire où les deux piliers sur lesquels une industrie
importante peut prendre place en France demain sont :
- les potentiels de production liés aux ressources du territoire, et ceci en termes

de ressources énergétiques renouvelables, de ressources énergétiques minières issues du
recyclage des produits de consommation aujourd’hui utilisé (déchets, parcs de véhicule,
électroménager, …), de ressources matière, eaux et de ressources du territoire en terme de
qualité de l’air, des sols….;
- les marchés nouveaux qui peuvent apparaître sur le territoire autour des questions
des loisirs, de la santé, de l’accès aux biens de première nécessité, du vieillissement, de
l’énergie, de l’environnement et des loisirs. L’approche de la production sera
systématiquement pensée en termes d’écoconception favorisant la réutilisation et le
recyclage des produits.
62
Gilles Le blanc, Constructif 2008, N°20
253 / 297
On se situe dans une perspective où l’âge de la production massive semble devoir être
révolu tant pour des questions de solvabilité de la demande que de durabilité du système en
termes de prélèvements des ressources. En outre, le territoire redevient une notion
centrale, notre vision du futur industriel réside dans une adaptation de la production aux
territoires, à ses spécificités (climatiques, urbanistiques, démographiques, agricoles,
hydrographiques, minières, etc.) et non plus dans la standardisation d’un objet de masse à
l’ensemble de consommateurs.
2.4.1 Méthode de travail

Traduire ces perspectives en termes quantitatifs est par définition compliqué : s’il existe bien
une demande stable de certains produits de base, beaucoup des nouvelles productions sont
à inventer. En outre, le secteur industriel est un des secteurs où les hypothèses de long
terme sont les plus difficiles à poser. Et ce pour plusieurs raisons :
- La dynamique du secteur industriel dépend largement d’éléments exogènes

(globalisation, marchés émergents, compétitivité relative des entreprises française…) ;
- Les effets de structure sont difficiles à appréhender sur des horizons aussi longs ;
2.4.2 Productions physiques

En terme d’évolution de la production industrielle à horizon 2050, différents éléments
peuvent être considérés dans le cadre d’une politique Facteur 4 de réduction des émissions
de GES et de consommations d’énergie du secteur, associés à la nécessité de conserver
des capacités de production industrielle nationale.
Tout comme pour 2030, l’évolution de la production physique prise pour 2050 est très
ambitieuse, afin de montrer qu’il est possible de réaliser un scénario Facteur 4 en préservant
un outil industriel sur le territoire national :
Production physique des IGCE, Mt 1990 2010 2030 2050

éthylène 2,25 2,34 2,9 2,9
chlore 1,34 1,16 1 1
ammoniac 1,59 0,81 1,2 1,2
clinker 20,9 14,9 16,5 16,5
papier-
7,05 8,83 13,4 13,4
pâtes
verre 4,94 4,63 6,35 5,8
aluminium 0,55 0,51 0,94 0,815
sucre 4,74 3,87 4,2 4,2
Production d'acier, Mt 19,02 15,41 21 19
dont four électrique, Mt 5,4 5,59 8 8
2.4.3. Quelques déterminants pour l’évolution de l’outil industriel

La problématique majeure sera celle des productions de matériaux de base qui constituent la
majorité des consommations d’énergie du secteur industriel : ces industries sont fortement
internationalisées, et très sensibles aux prix des énergies et aux conditions
environnementales. La localisation des productions dépend de la proximité des marchés, et
des conditions économiques et environnementales des différents lieux de production, versus
les coûts de transport
254 / 297
En se basant sur la feuille de route des investissements d’avenir « écoconception de
produits, services et procédés & écologie industrielle», un scénario ambitieux doit reposer
sur des schémas où il y aurait plus de recyclage au sens de ré-usage et d’évolution de
l’activité vers de l’économie circulaire. Il y aurait plus d’interactions, de collectif, plus de local
et de proximité, et une sobriété d’ensemble. Au final, on aurait moins de jetable, moins de
surconsommation.
Pour ce faire, aller vers l’économie d’usage (de la fonctionnalité) est une piste intéressante.
L’économie d’usage est plus vertueuse car elle permet de mieux contrôler le recyclage et le
rythme de renouvellement. Les approches fonctionnelles intègrent l’éco-conception de biens
et services plus économes en ressources, moins polluants et contribuant au progrès
sanitaire et social, mais également les modes d’organisation et d’échanges basés sur
l’usage de la fonctionnalité des produits ou des procédés (location, partage, coopération
d’habitation et de manière plus générale toute offre qui privilégie l’usage plutôt que l’acte
d’achat).
Il est également possible, de produire des choses moins complexes (concept de low
technology) et d’optimiser la durée de vie des produits . Des produits ou des matériaux
moins complexes et moins diversifiés permettent un meilleur potentiel de recyclage.
Il est probable également que la fabrication additive (Imprimante 3D) amènera des
ruptures sur les consommations unitaires.
Dans le scénario 2050 imaginé par l’ADEME, on propose pour tendre vers une économie
circulaire de :
. d’amplifier la mise en œuvre des principes d’économie de fonctionnalité, de réusage

et de sobriété de possession en favorisant de nouvelles activités économiques – non
délocalisables – dans les filières de recyclage, de réparation…
. de systématiser les synergies entre sites industriels diminuant les pertes ressources
et énergie dans des dynamiques d’écologie industrielle
. de développer les productions à forte valeur ajoutée – sans nécessairement de

sophistication – en s’appuyant sur l’éco-conception, les principes de fabrication
additive, et en prenant en compte les impératifs de recyclage…
. de favoriser la mise en œuvre de technologies de rupture permettant des gains

significatifs en matière d’économies de ressources (EnR, valorisation des déchets,
mais aussi catalyse, intensification des procédés, bio-technologies,…)
En 2050, l’industrie devrait reposer sur la biomasse, sur ce que l’on a en sous-sol ainsi que
sur le recyclage. Sur ce point il faudra regarder les ressources disponibles ainsi que le
potentiel de recyclage.
2.4.2.a. Hypothèses retenues pour l’évolution des gains d’efficacité

énergétique
Dans le scénario 2050, il n’est pas fait d’hypothèses autres que l’amélioration des process,
sur le même rythme que celui proposé sur la période 2010-2030.
255 / 297
En effet, il nous a semblé très difficile de faire des hypothèses précises sur les gains
d’efficacité énergétique pour l’industrie à l’horizon 2050, les évolutions de structure et de
process à cet horizon pouvant être drastiques.
2.4.4 Bilan du scénario de l’ADEME dans le secteur de l’industrie
Mtep 2010 2030 2050
Consommation 26,7
énergétique totale 36,5 33,2
Evolution de la consommation énergétique (hors matières premières pour usages non

énergétiques) de l’industrie par secteurs industriels :
Mtep 2010 2030 2050
Métaux primaires 6,22 6,9 5,6
Chimie 9,11 8 5,9
Matériaux non
4,56 4,6 4,3
métalliques
Industrie
5,21 2,9 2,1
agroalimentaire (IAA)
Equipement 4,00 3,4 2
Mines et
2,35 2,6 3,1
construction
Autres 5,05 4,8 3,7
TOTAL 36,5 33,2 26,7
256 / 297
Evolution de la consommation énergétique de l’industrie par vecteur (pour 2010, les chiffres
varient selon les sources) :
2010 2030 2050

Autres PP 7,1 5,7 5,5
Déchets 0,5 0,9 0,8
Charbon 5,1 5,0 4,0
36,5 33,2 26,7
257 / 297
2.5. Scénario ADEME 2050 : bilan total de la consommation énergétique
2010 2030 2050
TOTAL 151 123 82
Par secteur :
Mtep 2010 2030 2050
Transport 44,0 35,8 15,0
Résidentiel 44,3 32,6 21,9
Tertiaire 22,1 18,6 15,6
Industrie 36,5 33,2 26,7
Agriculture 4 3,0 3,0
TOTAL 151 123 82
Par vecteur :
Total par énergie 2010 2030 2050

Réseau de gaz 31,5 21,5 19,4
1,0
Ess/Dies/Jet 40,9 31,3 0,0
Autres PP 19,5 7,9 6,1
Déchets 0,5 0,9 0,8
Charbon 5,5 5,1 4,0
Total 151 123 82
Le scénario 2030 est globalement en ligne avec la vision normative 2050 sauf sur le secteur
des transports, où les premières évolutions systémiques (véhicule électrique, autopartage,
etc.) décrites sont attendues au cours de la décennie 2020 et ne produisent donc pas encore
suffisamment d’effets en 2030. D’un point de vue purement comptable, l’effort de 30 Mtep
d’efficacité énergétique réalisé en 2030 devrait être accru d’environ 12% pour réaliser la part
« Maitrise de l’énergie » de l’objectif Facteur 4, la quasi-totalité des gains devant être faits
dans le secteur des transports.
258 / 297
Toutefois, l’objectif Facteur 4 étant un objectif en termes d’émissions de CO2, nous verrons
dans la partie offre énergétique que l’effort réalisé sur la maitrise de la consommation permet
de libérer des marges de manœuvres en termes d’énergies renouvelables, mettant la vision
proposée en première partie sur une ligne cohérente avec le Facteur 4.
Ainsi, l’exercice de prospective complet 2030-2050 illustre la complémentarité entre une

politique ambitieuse réduisant à la fois la consommation énergétique tout en faisant
progresser l’offre d’énergie renouvelable.
259 / 297
3. Ressources énergétiques durables : vers l’indépendance
énergétique et la neutralité environnementale
3.1 Méthodologie
L’enjeu a été rappelé à maintes reprises au cours du document : sortir l’économie française
d’une situation de vulnérabilité où 70,7 milliards d’euros sont consacrés annuellement à
l’achat de combustibles fossiles avec très peu de retombées internes au territoire. Et sortir
d’une situation de vulnérabilité énergétique où l’énergie consommée est aujourd’hui
principalement importée, avec notamment des risques importants sur ces importations de
pétrole et de gaz en termes de rupture d’approvisionnement ou de brutale hausse des prix.
La méthodologie retenue se base sur les gisements techniques encore disponibles en 2030.
Entre 2050 et 2100, le changement climatique peut avoir un impact relativement important
sur certaines ressources (modification des régimes de vents, baisse de la pluviométrie…).
Les scénarios ont cependant des plages d’incertitude assez larges, notamment pour 2050.
Aussi, le changement climatique vient-il la plupart du temps neutraliser des augmentations
de productibles qui seraient liées à l’amélioration des technologies.
3.2. Vision de l’ADEME pour l’offre d’énergie renouvelable

Pour l’estimation des gisements, les rythmes d’installation nouvelles sont poursuivis à partir
de ceux obtenus à 2030 jusqu’en 2050, en prenant en compte le fait que les installations
faites dans les décennies précédentes sont à renouveler ; cela signifie concrètement une
montée en puissance des installations annuelles (une partie étant du renouvellement et
l’autre des moyens additionnels).
3.2.1 Biomasse
Le gisement de biomasse disponible est calculé par bilan des surfaces et productions
disponibles hors consommation alimentaire, et, si besoin, réaffectation de terres libérées.
Type de gisement (Mtep) 2010 2030 2050 Commentaire

Dont 12 Mtep issus de
Biomasse combustion 5,9 18 21
la forêt, 5 Mtep de
biomasse agricole,
haies et agroforesterie
et 4 Mtep issues de
l’industrie.
Biomasse méthanisation - 6 9
Biocarburants liquides 2,2 4,2* 4,4**

* : avec la biomasse origine import, le besoin total s’élèverait à 6,3 Mtep.
** : avec la biomasse origine import, le besoin total s’élèverait à 6,8 Mtep.
Concernant la méthanisation, le gisement peut être détaillé ainsi :

260 / 297
Type de gisement 2030 2050
Déchets organiques des 0,07 0,07
ménages
1,71 1,50
effluents d'élevage
terres arables et surfaces 1,99 3,60

toujours en herbe
1 2,50
Résidus de culture
0,42 0,42
Industriels
0,19 0,20
STEP urbaines
0,14 0,14
Gros producteurs
0,43 0,40
ISDND
6 Mtep 9 Mtep
Total
Méthanisation des microalgues
La culture des microalgues, hétérotrophes ou autotrophes pourraient valoriser certains déchets,

63
effluents industriels (CO2, N, …) ou coproduits des IAA pour la chimie et l’énergie. En 2012, GrDF a
réalisé une estimation prospective du potentiel de biométhane injectable produit à partir de
microalgues valorisant du CO2 et des effluents industriels. La rentabilité des filières énergétiques
seules n’étant pas encore atteignable, outre le biométhane, des co-produits à plus fortes valeurs
ajoutées ont été envisagés (molécules pour la chimie, alimentation pour l’aquaculture…….).
Des secteurs industriels pouvant porter à moyen terme (à partir de 2020) le développement de ces
filières ont été identifiés en croisant leurs intérêts en termes de plan de développement, de surfaces
disponibles à proximité des zones industrielles concernées pour la culture des microalgues en
photobioréacteurs et en bassins ouverts, et la compatibilité potentielle des effluents en quantité et
qualité.
Ces premiers secteurs industriels identifiés sont regroupés en 3 catégories :
- Chimie/Raffinage/Pétrochimie
- Alimentation animale
- Services à l’environnement (Incinération, STEU (Stations de Traitement des Eaux Usées),

ISDND (Installation de Stockage des Déchets Non Dangereux),
GrDF a réalisé une estimation prospective du potentiel de biométhane injectable produit à partir de
microalgues valorisant du CO2 et des effluents industriels. Si en 2020, le potentiel serait relativement
63
Biométhane de microalgues – Evaluation du potentiel de production en France aux horizons 2020 et 2050.
GrDF- Février 2013.
261 / 297
faible (hors mobilisation des surfaces supplémentaires, principalement des terres agricoles en
jachère), ce potentiel pourrait atteindre de l’ordre de 4,4 Mtep en 2050.
3.2.2 Hydroélectricité
A un horizon long terme (2050), les impacts du changement climatique pourraient se
traduire par une modification notable de la ressource hydro-électrique :
- Baisse notable des précipitations et donc des vitesses de remplissage des barrages
ou du débit des cours d’eau (entre 5 et 10%).
- Hausse de la température/modification des quantités de neige et recul des glaciers

pourraient avoir un impact sur le profil de remplissage des grands barrages, à ce jour
principalement effectué à la fin du printemps (production mieux répartie au cours de
l’année, avec notamment plus de remplissage en hiver).
- Besoin accru en irrigation en été, ce qui peut limiter le caractère mobilisable de la

puissance hydro-électrique
On peut toutefois supposer que la modernisation des ouvrages et les augmentations de

rendement des systèmes de conversion permettront de compenser ces pertes.
On considère donc à l’horizon 2050, une production égale à la production actuelle.
Hydroélectricité 2010 2030 2050
Mtep : 5,8 Mtep : 6,4 Mtep : 5,8

Métropole
TWh : 67 TWh : 74 TWh : 67
3.2.3 Eolien
Le gisement technique identifié pour l’éolien est très important : 215 GW terrestre et 56 GW
pour l’éolien offshore posé.
En ce qui concerne l’éolien terrestre, les hypothèses de déploiement prennent en compte la

nécessité de renouveler la quasi-totalité du parc. A partir de 2035, les capacités de
production industrielles sont donc utilisées pour du repowering ou du renouvellement de
parc.
Il est probable que les machines en place soient remplacées par des machines plus hautes
et de plus grande puissance, qui, soumises à des vents plus réguliers produiront plus et de
façon plus lissée.
Concernant l’éolien marin, seule une partie du parc devra être renouvelé d’ici à 2050. Face
aux limites de l’éolien offshore posé (profondeur des fondations limitées à 40-50mètres,
conflits d’usage aux abords des côtes), la technologie de l’éolien flottant devient mature pour
un déploiement commercial à partir de 2030. On considère que 10 GW d’éolien flottant
seront installés, notamment en méditerranée.
262 / 297
En terme de productible, le changement climatique est susceptible de modifier les régimes
de vents. Les nouveaux parcs ne seront donc pas nécessairement installés sur les mêmes
emplacements sur les parcs qui arriveront en fin de vie et seront démantelés. Les facteurs
de capacité retenus sont les mêmes qu’en 2030 (20% pour le terrestre, 35% pour l’offshore).
Type de gisement (GW) 2010 2030 2050
Eolien terrestre 6,6 34 40
Eolien offshore posé & flottant - 12 30
3.2.4 Photovoltaïque
A l’horizon 2030, le gisement relatif aux centrales au sol sera complètement exploité. Le
potentiel restant des grandes toitures sera de l’ordre de 68 GW (101-33).
Il est difficile de prévoir l’évolution des rendements modules et systèmes PV après 2030. A
l’horizon 2040, les technologies classiques silicium cristallin et couches minces auront atteint
leur rendement maximal64. Mais d’autres technologies de modules haut rendement intégrant
des dispositifs avancés (concept multispectral, nanocristaux de Si ou autres, piégeage
optique) seront probablement viables d’un point de vue économique avant 2040 avec des
rendements systèmes supérieurs à 30%.
Le potentiel des grandes toitures à l’horizon 2050 pourrait être supérieur à 85 GW en

considérant uniquement les augmentations de rendement (sans tenir compte des nouvelles
surfaces disponibles).
A partir de 2030, la filière photovoltaïque est compétitive quelque soient les technologies et
les secteurs d’application, en France. Les modules photovoltaïques se seront banalisés
dans le secteur du bâtiment et devenus des composants de construction diffusés à grande
échelle.
2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Si cristallin 14,0% 15,1% 16,7% 17,8% 20,7% 24,0% 24,3% 24,7% 25,0%
Couches
minces 11,0% 11,9% 13,5% 14,3% 15,0% 15,8% 16,8% 17,4% 18,0%
Hypothèse d’évolution des rendements système
Il sera plus intéressant pour un particulier d’autoconsommer l’électricité produite. L'utilisation

de systèmes de stockage de petite et de moyenne taille (2,5 à 7,5 kWh) permettra un taux
d'autoconsommation jusqu’à 40 à 96 %.
64
Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology – Edition 2, 2011.
263 / 297
Le développement des installations PV après 2030 dépendra essentiellement de la capacité
du réseau électrique à intégrer cette source d’énergie fluctuante. Le recours aux
technologies de prédiction de production, le développement des interconnexions, la mise en
œuvre du stockage, et la baisse du prix des systèmes PV devraient permettre d’atteindre à
l’horizon une puissance PV installée cumulée de l’ordre de 65 GW. A compter de 2030, les
systèmes PV de moyenne et forte puissance seront installés en grande majorité sur des
grandes surfaces de toitures.
Type de gisement (GW) 2010 2030 2050
Photovoltaique 3,3 33 65
3.2.5 Solaire thermique

A partir de 2030, le coût du kWh produit par un système solaire est compétitif par rapport aux
autres solutions, ce qui permet un déploiement massif sur le marché de l’habitat individuel et
collectif.
Le déploiement envisagé en 2050 vise principalement l’eau chaude sanitaire.
Mtep 2030 2050

alimentation des réseaux de chaleur 0,155 0,2
par le solaire thermique
ECS pour les particuliers 0,2 0,5
ECS collectif/tertiaire 0,15 0,5
Industrie 0,5 0,5
TOTAL Solaire 1,005 1,7
Le productible total évolue donc de la façon suivante :
Type de gisement (Mtep) 2010 2030 2050
Solaire thermique - 1,005 1,7
3.2.6 Géothermie
A l’horizon 2050, le point marquant concerne la multiplication des opérations de géothermie
pour un usage industriel :
- opérations de forage profond de type EGS dans une optique de valorisation de

chaleur et non pas seulement d’électricité. La taille unitaire de ces opérations est
de l’ordre de 10-15 ktep/an.
- Opérations de froid industriel, offrant des meilleurs COP que les solutions
aérothermiques
- Utilisation de la géothermie pour des process industriels basse – température

(exemple raffinerie)
264 / 297
- Développement des PAC haute température permettant d’atteindre des niveau de
température de l’ordre de 110-120°C.
Mtep 2030 2050

Géothermie superficielle pour le
particulier TBE (PAC géothermiques sur
1 1
capteurs enterrés horizontaux ou
verticaux)
0,7
Géothermie profonde BE usage direct
0,6 dont réseau de
(ktep/an)
chaleur : 0,7
1,5
Géothermie profonde assistée par PAC
0,1 dont réseau de
(ktep/an)
chaleur : 0,2
Géothermie TBE sur aquifère superficiel
0,8 1,4
(ktep/an)
Géothermie TBE sur champ de sondes
0,1 0,3
(ktep/an)
Géothermie TBE sur aquifère superficiel 1
avec PAC et boucle d’eau (ktep/an) 0,2 dont réseau de
(centralisée ou non) chaleur : 1
Récupération de chaleur (ou de froid) 0,2
sur « eau de mer » ou eaux de surface 0,1 dont réseau de
(rivière) (avec ou sans PAC) chaleur : 0,2
0,4
Récupération de chaleur (ou de froid)
0,1 dont réseau de
sur « eaux usées » (ktep/an)
chaleur : 0,2
4,7
TOTAL Mtep 3 dont réseau de
chaleur : 2,3
Concernant la géothermie électrique, on considère également un développement assez

important des centrales de production électrique de type EGS. On peut noter que ces
centrales offriront un potentiel de valorisation de chaleur localement sur le site de production.
On peut imaginer par exemple une valorisation pour des usages agricoles (serres , séchage
…).
Type de gisement (Mtep) 2010 2030 2050
Géothermie chaleur 0,35 3,0 4,7
Géothermie électricité (final) Mtep : 0,1 Mtep :0,4

-
TWh : 1,54 TWh : 4,6
265 / 297
3.2.7 Energies marines
En 2050, le potentiel français hydrolien est intégralement exploité, soit une contribution de 10
TWh/an pour 3 GW de capacité installée, sur les 4 zones du Raz Blanchard, Raz de
Barfleur, Passage du Fromveur et sur les Héaux de Bréhat.
La filière houlomotrice atteint sa maturité commerciale à partir de 2030. En 2050, 10 GW de

fermes houlomotrices sont installées soit une contribution de 35 TWh/an. Leurs implantations
prioritaires se situent en eaux profondes de façon à limiter les conflits d’usage.
Enfin, des fermes offshore hybrides permettent de mutualiser les investissements pour le
raccordement électrique et pour les opérations de maintenance (ex : houlomoteur / éolien ou
houlomoteur / hydrolien).
Type de gisement 2010 2030 2050

(GW)
Hydrolien - 1 3
Houlomoteur - 0,2 10
Total Energies marines 13

NB : - l’éolien flottant est comptabilisé avec l’éolien
L’énergie thermique des mers n’est pas comptabilisée en raison de son implantation
outremer.
3.2.8 Chaleur renouvelable et de récupération
Type de gisement 2010 2030 2050
Déchets 0,5 0,8 0,7
Chaleur fatale - 0,4 0,5
266 / 297
3.3. Bilan de la production d’énergie
3.3.1. Le réseau électrique

Trois mix électriques sont proposés pour 2050.
ADEME 2050 – Production nationale
Source Nuc. Haut Median Nuc. bas
Part (%) Mtep Part (%) Mtep Part (%) Mtep
Eolien
30,0% 12,3
22,2% 9,1 34,0% 13,9
Hydroélectricité
14,0% 5,7
10,5% 4,3 14,2% 5,8
PV
14,7% 6,0
8,8% 3,6 14,8% 6,1
Nucléaire
25,0% 10,2
48,0% 19,6 18,0% 7,4
Méthanisation
1,8% 0,7
1,8% 0,7 1,8% 0,7
UIOM
0,8% 0,3
0,8% 0,3 0,8% 0,3
Bois énergie
0,8% 0,3
0,8% 0,3 0,8% 0,3
Géothermie
0,3% 0,1
0,3% 0,1 0,5% 0,2
Energies
marines 7,0% 2,9
1,1% 0,5 9,5% 3,9
Chaleur fatale
0,3% 0,1
0,3% 0,1 0,3% 0,1
Réseau de gaz
5,3% 2,2
5,3% 2,2 5,3% 2,2
Total
100% 40,9 Mtep 100% 40,9 Mtep 100% 40,9 Mtep
Cette production de 40,9Mtep se répartirait de la manière suivante :

Production nationale 40,9 Mtep
Pertes (réseau et surplus) -3,9 Mtep
Echanges et consommation intermédiaire
-4,2 Mtep
(dont production d’énergie)
Production disponible
32,8 Mtep
pour la consommation finale
Toutefois, une caractéristique importante de tout réseau électrique fortement alimenté par
des EnR variables sera la forte sur-capacité installée. Les deux conséquences majeures sont
les forts surplus de production à certains moments (posant la problématique de leur
valorisation), et les moments de contraintes inverses (pas assez de production).
267 / 297
Dans ce contexte, les éléments qualitatifs suivants peuvent être mentionnés :
 Contribution de l’hydrogène à une production d’électricité décentralisée
performante
Dans un contexte de production d’électricité décentralisée (dans les bâtiments résidentiels et
tertiaires, dans l’industrie), les piles à combustible (gaz naturel, biogaz) joueront
probablement un rôle important. Les rendements électriques (50 à 60%) et la température de
fonctionnement élevés – facilitant sa valorisation – en font une technologie bien adaptée aux
futurs usages.
De manière quantitative, la place des piles à combustible stationnaires dépendra du contexte
d’évolution des bâtiments ainsi que de l’avenir du vecteur gaz naturel. Si à l’horizon 2030, le
parc des appareils installés comprendra peu de piles, on peut néanmoins envisager une
introduction significative des appareils sur le marché à cette échéance, de l’ordre de
quelques dizaines de milliers d’unités installées par an (en 2012, on compte 10 000 unités
installées au Japon et 1 000 unités en Allemagne).
 Contribution de l’effacement et du pilotage de la demande
L’effacement diffus se généralise mais les capacités d'effacement sont moindres, notamment
en raison des progrès faits sur les besoins de chauffage. Toutefois, les solutions de pilotage
de la demande se sont généralisées et permettent de lisser la courbe de charge.
 Développement du stockage et des interconnexions
Une hypothèse assez conservatrice serait de retenir une capacité d’interconnexion de 25
GW, soit la même croissance qu'entre 2016 et 2020. La prise en compte des technologies
supergrids permettrait probablement de donner des chiffres plus ambitieux. L'ENTSOE,
propose par exemple, dans un scénario 80% EnR en 2050, plus de 100 GW d'interconnexion
pour la France, dont 47 GW avec l'Espagne.
3.3.2. Le réseau de chaleur

Les réseaux de chaleur restent en 2050 le seul moyen efficace de pouvoir distribuer la chaleur
renouvelable issue de source relativement centralisée : bois énergie et géothermie alimentent à
plus de 80 % les réseaux de chaleur en 2050, pour une énergie totale livrée équivalente à celle
de 2030.
En 2050, les réseaux de chaleur s’intègrent en synergie avec les autres réseaux énergétiques.
On peut notamment utiliser l’inertie et les capacités de stockage intrinsèques aux réseaux de
chaleur au service de l’équilibre offre-demande du réseau électrique. En cas de surplus
d’électricité sur le réseau, des pompes à chaleur pourraient surchauffer le réseau de chauffage,
ce qui éviterait de recourir par la suite à d’autres moyens de chauffage.
268 / 297
Rendement, pertes
et soutirages
Biogaz 0,4
UIOM 0,7
Chaleur fatale 0,5
Bois énergie 3,8

-2,5 5,4
Géothermie 2,3
Réseau de gaz 0
Total 7,9
3.3.3. Le réseau de gaz

Le mix énergétique de 2050 reposera sur une part importante d’énergies renouvelables,
notamment via la méthanisation.
Dans ce contexte, le vecteur hydrogène pourra jouer un rôle pour optimiser l’intégration des
EnR dans le mix. De manière qualitative, il est donc essentiel de conserver l’option « vecteur
hydrogène » dans une vision 2050, comme un des moyens de stockage / transport /
valorisation de sources intermittentes.
De manière quantitative, le potentiel d’injection d’hydrogène ex-EnR électriques dans le
réseau de gaz naturel peut être retenu : celui-ci s’élève à 20% en volume du contenu du
réseau (7% en énergie). En pratique, il serait nécessaire de considérer cette limite de 7%
aux différents points d’injection sur le réseau de gaz et en temps réel. La présence du
secteur des transports sur le vecteur gaz permet d’avoir à tout moment, et notamment en
été, une quantité de gaz suffisante sur le réseau de gaz pour intégrer de l’hydrogène fatal
produit par les sources EnR électriques.
A l’horizon 2050, la génération de gaz de synthèse, via le process de méthanation
peut également constituer une réponse aux problématiques de stockage long terme
d’électricité (notamment pour couvrir les longues périodes d’hiver durant lequel le productible
en EnR variable pourrait être insuffisant). Rappelons à cet égard que même si les
rendements du process de méthanation est assez faible (notamment le rendement Power to
Power), celui-ci importe peu dans le cas où il s’agit de valoriser une électricité fatale, qui
serait perdue autrement. En outre, le réseau de gaz constitue à lui seul un moyen de
stockage de très forte capacité de 150 TWh.
269 / 297
Rendements, pertes
et soutirages
Biogaz 6,8
BtG 6,3
Hydrogène 2,0 -7,6 19,4
Gaz naturel 11,9
Total 27
270 / 297
4. Bilan énergétique total
A l’horizon 2050, le mix énergétique proposé permet de limiter la part des énergies fossiles à
environ 25%.
Si les technologies à fort risques environnementaux, à incertitude technique élevée ou sans
acceptabilité sociale ne sont pas considérés comme centrales en 2050, ce n’est pas que ces
technologies sont durablement à bannir, mais il s’agit de savoir ce que l’on peut envisager de
faire « sans elles ».
Selon les choix de société (recherche, préservation ressources, environnement, risques…)
qui seront faits, ce seront autant de leviers supplémentaires qui pourront être mobilisés. Leur
intégration massive pourrait bouleverser certaines logiques et cohérences du scénario 2050
proposé mais il s’agit d’abord de les voir comme des leviers complémentaires.
4.1 Bilan primaire

Source énergétiques primaires (Mtep)
hors usages non énergétiques
Combustible solide
biosourcé 17,1
Eolien 9,1 - 13,9
Biogaz 8,8
Géothermie 5,1 - 6
Hydroélectricité 4,3 - 5,8
EnR PV 3,6 – 6,1
Matières biocarburants hors
bois 6,8
Calories air 2,4
Déchets 1,4
Energie marines 0,5 - 3,9
Nucléaire 21,6 – 57,6

Gaz naturel 11,9
Non
Pétrole 5,9
renouvelable
Charbon 4,0
Déchets 1,4
Total (Mtep primaires) 117 - 140
271 / 297
4.2 Bilan primaire par vecteur
Eolien 9,1 - 13,9

Hydroélectricité 4,3 - 5,8
PV 3,6 - 6,1
Nucléaire 21,6 - 57,6
Méthanisation 1,3
Réseau électrique UIOM 1,2 56 - 80
Bois énergie 1,3
Géothermie 1,0 – 2,0
Energies marines 0,5 – 3,9
Chaleur fatale* 0,5
Réseau de gaz* 2,2
Biogaz 6,8
BtG 6,4
Réseau de gaz 25,0
Hydrogène* 2,0
Gaz naturel 11,9
Méthanisation 0,4
UIOM 0,7
Chaleur fatale* 0,5
Réseau de chaleur Bois énergie 3,8 7,4
Géothermie 2,3
Réseau de gaz* 0
Biogaz 0,3
Bois énergie 4,6
Calories PAC
Géothermiques 1,8
Usages directs Calories PAC
Aérothermiques 2,4 28,2
Biocarburants
liquides 6,8
Ess/Dies/Jet 0
Autres PP 5,9
Déchets 0,8
Charbon 4,0
*non primaires, donc non comptabilisés dans les sommes à droite.
272 / 297
4.3 Consommation finale par vecteur et par secteur
Bilan
Industrie Résidentiel Tertiaire Transports Agriculture par
énergie
Réseau électrique 7,5 9,1 10,3 5,0 0,9 32,8
Réseau de gaz 5,9 3,9 1,02 7,3 1,2 19,4
Réseau de chaleur 0,2 3,2 2,0 0,0 0,0 5,4
Biogaz direct 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3
Bois énergie 2,0 2,1 0,6 0,0 0,0 4,7
Solaire thermique 0,5 0,5 0,6 0,0 0,0 1,6
Calories PAC
0,0 0,8 1,1 0,0 0,0
Géothermiques 1,8
Usages Calories PAC
0,0 2,4 0,0 0,0 0,0
directs Aérothermiques 2,4
Biocarburants 0,0 0,0 0,0 2,7 0,3 3,0
Ess/Dies/Jet 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Autres PP 5,5 0,0 0,0 0,0 0,6 6,1
Déchets 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,8
Charbon 4,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,0
Bilan par secteur 26,7 21,9 15,6 15,0 3,0 82
273 / 297
5. Emissions de gaz à effet de serre
5.1 La valorisation du CO2
Les technologies développées pour réduire les émissions de CO2 visent en premier lieu les
gisements concentrés en CO2, comme la production d’énergie (centrales thermiques), le
raffinage, la sidérurgie ou les cimenteries. Les mesures prises concernent par exemple la
maîtrise de la consommation énergétique, l’amélioration de l’efficacité énergétique, ou plus
récemment, le captage et stockage du CO2 (CSC) dans le sous-sol. En complément du
CSC, il est également envisagé de valoriser le CO2 comme matière première. Dans ce
contexte, le CO2 n’apparaît plus comme une contrainte mais comme une opportunité
économique.
Le CO2 est déjà utilisé, soit comme réactif dans l’industrie chimique, soit en tant que tel sans
transformation dans des applications industrielles (fluides réfrigérants, solvants, gazéifiants
des boissons, …), ou encore dans la Récupération Assistée des Hydrocarbures (RAH).
Ce CO2 « industriel » est essentiellement produit par l’industrie chimique, comme coproduit
de réactions émettrices de CO2 concentré (production d’ammoniac par exemple) ou est issu
de stockages naturels de CO2.
Il s’agit donc de rechercher de nouvelles applications à une matière première largement
disponible et de la transformer/convertir en un produit à plus forte valeur ajoutée (produits
chimiques, carburants,...).
5.1.1 Les voies déjà industrialisées

Plusieurs voies sont bien connues et déjà déployées à l’échelle industrielle. C’est le cas de la
Récupération Assistée des Hydrocarbures (RAH) qui est largement utilisée avec du CO2
provenant de stockages naturels et un projet utilise du CO2 capté de fumées industrielles à
l’heure actuelle (Projet Weyburn).
La majorité des utilisations industrielles du CO2 dans l’industrie agro-alimentaire (boissons

gazeuses, surgélation,…), dans le traitement des eaux ou dans l’industrie chimique utilise du
CO2 valorisé issu d’émissions industrielles. Le potentiel de croissance de ces applications
est limité et elles devraient continuer de représenter à terme des volumes de CO2 faibles
(une dizaine de millions de tonnes par an dans le monde). Cependant certaines applications
se développent comme l’utilisation plus large du CO2 supercritique ou réfrigérants, avec le
développement des hydrates de carbone. Ces derniers pourraient bénéficier d’un contexte
réglementaire favorable (substitution des réfrigérants à fort pouvoir de réchauffement global).
Certaines synthèses organiques sont déjà industrialisées depuis plusieurs années comme
l’urée ou l’acide salicylique, mais présentent peu de potentiel de croissance. L’intérêt actuel
se porte principalement sur le développement des polycarbonates dont la production à partir
de CO2 et d’époxyde est déjà développée industriellement depuis 4-5 ans. Des efforts de
recherche sont néanmoins encore à fournir pour améliorer les voies de synthèses de
manière générale (polycarbonates linéaires par exemple), ainsi que pour identifier de
nouvelles réactions.
5.1.2 Les voies court terme (première installation industrielle envisageable d’ici 5 ans)
L’hydrogénation du CO2 et la culture de microalgues en bassins ouverts pour la production
de biocarburants disposent toutes deux de quelques unités pilotes dans le monde. Ces
274 / 297
unités prouvent la faisabilité technique de telles installations. Le principal verrou est
aujourd’hui économique. Concernant l’hydrogénation du CO2 permettant d’obtenir du
méthane (ainsi que du méthanol), une unité pilote de production de méthane au Japon
annonce des coûts de production trois fois supérieurs au méthane classique. Pour la culture
de microalgues en bassins ouverts, seul un projet pilote (Israël) revendique être rentable
pour la production de biocarburants avec du CO2 capté de fumées industrielles. Néanmoins,
les experts des microalgues jugent cette rentabilité accessible et justifiable à grande échelle.
L’hydrogénation du CO2 et la culture de microalgues en bassins ouverts pourraient atteindre

un stade industriel d’ici 5 ans.
5.1.3 Les voies moyen terme (première installation industrielle envisageable d’ici 5 à 10 ans)
Certaines voies ont acquis de solides connaissances scientifiques depuis plusieurs années
mais leur déploiement nécessite de lever des verrous clairement identifiés (productivité,
dépense énergétique,…). C’est le cas de la culture de microalgues en photobioréacteurs,
pour produire des biocarburants, qui a acquis de l’expérience grâce aux cultures destinées à
l’industrie pharmaceutique ou aux compléments alimentaires. Cependant, de nombreux défis
sont encore à relever pour réaliser des cultures fermées à grande échelle pour produire des
biocarburants. Ensuite, le reformage sec du méthane est également bien renseigné, mais les
enjeux technologiques liés aux catalyseurs et à la consommation énergétique sont encore
forts.
Etant donné la nature des verrous, ces technologies pourraient être industriellement prêtes à
horizon de 5-10 ans.
5.1.4 Les voies long terme (première installation industrielle non envisageable avant au
moins 10 ans, voire plus de 20 ans)
Les voies suivantes ont des potentiels d’émergence au niveau industriel supérieurs à 10 ans,
pour différentes raisons :
La minéralisation dispose de bonnes connaissances scientifiques, mais son développement

est ralenti par des verrous majeurs, difficiles à lever (consommation énergétique, faibles
débouchés,…). L’échéance de déploiement industriel de cette technologie est considérée à
long terme car peu de sources d’innovation seraient susceptibles de lever ces verrous à
court ou moyen terme.
La technologie utilisée par la voie thermochimique (four solaire) a en premier lieu, été dédiée
à la production d‘hydrogène à partir d’eau et il existe déjà des unités de démonstration pour
cette réaction. En revanche, les travaux sur la thermolyse conjointe de l’eau et du CO2 sont
peu nombreux et relativement récents. Ils nécessitent encore des efforts de recherche
importants.
Enfin, il existe un ensemble de voies où de nombreuses recherches sont encore à mettre en

œuvre, pour bien comprendre les mécanismes des réactions. Il s’agit de l’ensemble des
technologies liées au fait de casser les liaisons de la molécule de CO2 par électrolyse,
photoélectrocatalyse, ou biocatalyse. Ces dernières technologies s’inspirent des réactions
photosynthétiques naturelles et doivent répondre à un certain nombre de défis liés à leur
productivité, à leur robustesse et à leur coût.
275 / 297
5.1.5 Verrous et potentiel de développement
D’un point de vue technologique, l’apport d’énergie nécessaire pour casser la molécule de
CO2 peut être apportée sous forme d’électricité, de chaleur ou de rayonnement lumineux.
Pour donner un sens environnemental à la valorisation du CO2, cette production d’énergie
doit être décarbonée. La production d’énergie décarbonée est un verrou technologique et
économique, mais la limitation de sa capacité de production en est un autre. Il s’agit par
exemple du principal défi de la voie hydrogénation, qui requiert des quantités massives
d’hydrogène produit de manière décarbonée ou à partir de l’électrolyse. Ainsi, une étude doit
être réalisée pour s’assurer que les installations françaises actuelles (et en prévision)
permettront de satisfaire les besoins additionnels en énergie liés à la valorisation du CO2
capté sur le territoire français. L’utilisation de CO2 « non pur » représente un défi pour la
recherche car la présence d’impuretés (composés soufrés, poussières, oxygène, métaux
lourds) gêne le fonctionnement des catalyseurs et impacte la qualité des produits formés.
D’un point de vue environnemental, très peu de bilans environnementaux globaux sont
disponibles pour l’ensemble des voies. Quelques Analyses de Cycles de Vie (ACV) ont été
réalisées pour les voies les plus matures (RAH, microalgues) mais aucun consensus n’a été
établi. La validation des bilans environnementaux est un verrou majeur pour l’ensemble des
voies. En effet, le bilan environnemental des voies fait débat car il n’existe pas de méthode
standardisée pour comparer une voie avec une autre. Pour lever ce verrou, il serait
nécessaire de lancer une réflexion sur les Analyses de Cycle de Vie liées au CO2. Il serait
important d’évaluer de manière plus précise les bilans Carbone et les bilans
environnementaux des différentes voies de valorisation du CO2 par rapport aux voies
classiques de synthèse et par rapport au CSC.
Enfin, les coûts pour lever les verrous technologiques impactent fortement la compétitivité
des voies utilisant le CO2 comme matière première vis-à-vis des voies classiques de
synthèse (issues de la pétrochimie pour les produits à valeur énergétique et pour certains
produits chimiques), compétitivité qui dépendra aussi du prix du baril de pétrole.
Si la France dispose d’atouts majeurs, aussi bien en termes de compétences humaines et
techniques (acteurs industriels et académiques de haut niveau), de ressources territoriales
(ressources naturelles et énergie décarbonée), ou de positionnement des acteurs
économiques, le potentiel de valorisation du CO2 à l’horizon de 2050 n’est pas chiffré.
276 / 297
5.2 Bilan des émissions de GES
1990 2050
Industrie
Combustion 79,9 79,9 35,5 35,5
Process 25,2 23,6 48,8 17,1 1,8 18,8
Résidentiel principal 0,0
Combustion 67,2 67,2 4,7 4,7
Autres 4,3 0,9 5,2 0,1 0,0 0,1
Tertiaire 0,0
Combustion 28,7 28,7 0,7 0,7
Autres 0,0 0,0
Transports 0,0
Combustion 113,3 113,3 8,4 8,4
Autres 0,0 0,0 0,0
Agriculture 0,0
Combustion 8,7 8,7 3,9 3,9
Autres 51,6 36,6 88,2 22,0 24,9 46,9
Production d'énergie 62,1 6,8 68,8 3,1 0,0 3,1
Déchets 1,7 11,3 1,4 14,4 0,7 6,3 0,6 7,6
Solvants 1,8 1,8 0,5 0,5
Total 388,7 73,9 62,6 525,1 74,7 28,4 27,3 130,3
Le scénario de l’ADEME permet ainsi une division par quatre des émissions de GES entre
1990 et 2050.
277 / 297
Partie D.
Evolution de la qualité de l’air
278 / 297
Les liens entre les émissions de polluants par les activités anthropiques et la qualité de l’air
ne sont pas linéaires. A cela plusieurs raisons :
Des polluants primaires et secondaires
Les polluants peuvent être primaires, c’est à dire directement émis dans l’atmosphère, ou
secondaires, c'est-à-dire formés dans l’atmosphère à partir de précurseurs. Les métaux sont
un cas exemplaire de polluants primaires, avec des concentrations plus fortes en proximité
des sources. L’ozone est au contraire un polluant secondaire, c'est-à-dire qu’il se forme dans
l’atmosphère à partir de précurseurs gazeux, les oxydes d’azote (NOx) et les composés
organiques volatils (COV). Les particules sont composées à la fois d’une fraction primaire et
d’une fraction secondaire.
Des polluants réactifs
La plupart des polluants présents dans l’atmosphère ne sont pas inertes sur le plan physico-
chimique. Les processus de formation/transformation du NO2, de l’ozone, des COV ou des
particules sont très dépendants de nombreux facteurs comme par exemple l’ensoleillement
(favorisant les réactions photochimiques et notamment la formation d’ozone) ou la
température (les plus basses températures favorisant la condensation d’espèces semi-
volatiles sous forme de particules).
Des polluants à courte durée de vie
La durée de vie du CO2, de l’ordre de la centaine d’année, implique que sa concentration

dans l’atmosphère est relativement homogène à l’échelle du globe. Ce n’est pas le cas de la
plupart des polluants : leur courte durée de vie (généralement de l’ordre de quelques heures
à quelques jours) implique que leurs concentrations dans l’air sont très variables dans le
temps et l’espace.
In fine, les concentrations de polluants sont dépendantes des conditions météorologiques

(dispersion et transport), des émissions primaires ou de précurseurs, et de leurs interactions
physico-chimiques avec les autres espèces présentes dans l’atmosphère. Ainsi,
l’estimation des concentrations de polluants à partir d’un inventaire d’émissions de
polluants et précurseurs nécessite l’utilisation de modèles de qualité de l’air tenant
compte de tous ces paramètres.
En conséquence, les concentrations les plus fortes en espèces primaires ou se formant

rapidement peuvent être rencontrées en proximité des sources. C’est le cas des particules et
du NO2 en proximité du trafic routier. A contrario, les concentrations d’ozone sont plus faible
en proximité immédiate du trafic routier, bien qu’elles soient fortement dépendantes des
émissions de précurseurs de cette source.
Les impacts de la pollution atmosphérique sur la santé publique sont fortement dépendants
de l’exposition des populations. Tenant compte du caractère hétérogène des concentrations
de polluants dans l’air, les impacts du scénario énergétique sur la qualité de l’air
nécessitent d’être estimés sur les zones où se concentrent les populations c'est-à-dire
dans les territoires urbaines concentrent environ 70% de la population). D’autre part,
des impacts de la pollution atmosphérique sur l’environnement sont fortement
constatés dans les écosystèmes sensibles aux dépôts, notamment azotés. Enfin,
l’exposition aux polluants atmosphériques peut conduire à une altération ou des
salissures à la surface des bâtiments à la fois anciens et récents
279 / 297
Les polluants visés dans ce cadre et leurs émissions
Les Particules PM10 et PM2,5 (particules de taille inférieure à 10 et 2,5 µm) : La

stratégie thématique sur l’air de la Commission européenne (Communication COM(2005)
446 du 21.09.2005) indique que les niveaux ambiants de PM2,5 sont responsables d’une
baisse de l’espérance de vie de près d’une année en moyenne sur le territoire de l’Union
européenne. Plus récemment, cet effet sur l’espérance de vie a été confirmé par l’étude
Aphekom. Ce constat a servi de base au renforcement de la législation européenne sur la
qualité de l’air ambiant en matière de PM2,5 (directive 2008/50/CE). Par ailleurs, l’avis de
l’Anses sur les particules fines du 23/03/2009 conclut qu’on ne peut trouver de seuil de
pollution au-dessous duquel il n’y aurait pas d’impact sanitaire et qu’en France les
expositions fréquentes à des niveaux modérés de pollution ont plus d’impact sanitaire que
les pics. L’Anses recommande donc de donner la priorité à la réduction à la source. L’impact
économique des salissures dues aux dépôts particulaires sur les bâtiments est également
important pour les propriétaires (Etat, collectivités, entreprises, particuliers).
A ce titre, les objectifs Grenelle du PNSE2 concernant les PM2.5 sont de tendre vers des
concentrations dans l’air de 15 µg/m3 (valeur cible), cette valeur devenant obligatoire en
2015. Pour atteindre cet objectif, le Plan Particules de juillet 2010 vise un objectif de
réduction de 30% des émissions de particules primaires PM2,5 d’ici 2015, soit une réduction
de 100 ktonnes. Les objectifs du Plan Particules inséré dans le PNSE2 sont particulièrement
ambitieux et vont au-delà de la réglementation européenne en termes de concentrations à
atteindre et de délais.
Figure XX : Sources d’émissions de particules Figure XX. Sources d’émissions de particules

primaires PM10 dans l’air en France métropolitaine primaires PM10 dans l’air dans la ville Paris
(source : CITEPA, données 2010) (source : AirParif, mars 2012)
280 / 297
Selon l’inventaire du CITEPA (données 2010), les quatre secteurs qui contribuent le plus aux
émissions primaires de PM2,5 à l'échelle nationale sont : le résidentiel tertiaire (34%),
l’industrie manufacturière (29% dont une part importante provenant du BTP),
l’agriculture/sylviculture (21%) et les transports (12%). A l'échelle urbaine, l'impact des
sources primaires liées au trafic routier et au secteur domestique peut être très marqué et
constitue une priorité. Toutefois, il est important de noter que les concentrations de particules
observées dans l’atmosphère sont également dues à la contribution des particules
secondaires, principalement des sels d’ammonium, formés à partir des émissions de NOx,
SOx et NH3, et des aérosols organiques secondaires (AOS) formés notamment à partir des
émissions de COV.
Oxydes d’azote (NOx) : Les oxydes d’azote comprennent le monoxyde d’azote (NO) et le
dioxyde d’azote (NO2). Ils sont à l’origine des concentrations de NO2, polluant nocif pour la
santé humaine, et contribuent aux phénomènes de dépôts acides et d’eutrophisation pour
les sols, les eaux et les écosystèmes (terrestres et aquatiques). Les NOx contribuent
également à la formation de particules secondaires (Nitrates d’ammonium principalement) et
participent à la formation de l’ozone troposphérique sous l’effet du rayonnement solaire.
Selon l’inventaire du CITEPA

(données 2010), les sources
principales des NOx à l’échelle
nationale sont les transports
(55%) puis l’agriculture (14%),
l’industrie manufacturière
(12%), la transformation
d’énergie (8%) et le
résidentiel/tertiaire (8%). La
France rencontre actuellement
des difficultés pour respecter
ses engagements européens
en matière de NOx. D’une part,
en 2010, les émissions sur
l’ensemble du territoire sont
supérieures au plafond fixé par Répartition sectorielle des émissions de NOx en 2010 – source
la directive NEC. D’autre part, CITEPA
les concentrations moyennes
annuelles de NO2 dans l’air
ambiant sont également supérieures à la valeur limite européenne dans de nombreuses
agglomérations françaises, en particulier en proximité du trafic automobile. Enfin, la révision
du Protocole de Göteborg en mai 2012 a conduit à la définition d’un nouveau plafond
d’émission national pour 2020.
Ammoniac (NH3) : Outre son effet à la fois fertilisant et eutrophisant pour les écosystèmes
sous la forme de dépôts en ammonium et sa contribution à la pollution olfactive, l'ammoniac
est un des précurseurs majeurs de particules secondaires (sous la forme de sels
d’ammonium). L’ammoniac est essentiellement émis par le secteur agricole. Les dépôts
azotés (sous forme ammonium) sont très variables spatialement. Si l’ammonium est d’origine
locale (en proximité d’élevages bovins, de zones d’épandage des lisiers, par exemple) il se
dépose pendant les périodes sèches avec les dépôts des aérosols d’ammoniac. Si
l’ammonium est d’origine plus longue distance il se dépose dans l’environnement avec la
pluie enrichie en lessivant l’atmosphère. En France, les valeurs les plus élevées pour les
281 / 297
milieux forestiers sont constatés en général dans le grand Ouest (sous le panache des
régions d’élevage intensif venant de Bretagne et de Normandie) et le Nord-Ouest (les
Ardennes qui reçoivent les masses d’air chargées par des émissions ammoniacales en
provenance de la Belgique et des Pays-bas, des pays d’élevage intensif).
Dioxyde de soufre (SO2) : Le SO2 contribue aux phénomènes de dépôts acides ainsi qu’à
la formation de particules secondaires.
Les oxydes de soufre sont principalement émis lors de la combustion d’énergies fossiles
contenant du soufre. Ces émissions ont baissé de 85% entre 1960 et 2010 grâce à la mise
en place de réglementations. La production d’énergie contribue à 51 % des émissions en
2010, l’industrie manufacturière à 33 %, et le secteur tertiaire résidentiel à 11%. La France
n’a pas rencontré de difficultés pour respecter le plafond national fixé par la directive NEC en
2010. Toutefois, la révision du Protocole de Göteborg en mai 2012 a conduit à la définition
d’un nouveau plafond d’émission national pour 2020.
Composés Organiques volatils (COV) : Ils contribuent à la formation de particules

secondaires (Aérosols Organiques Secondaires, AOS) et participent à la formation de
l’ozone troposphérique dont ils sont l’un des précurseurs sous l’effet du rayonnement solaire.
Certains COV, comme les BTEX (Benzène, Toluène, Éthylbenzène et Xylènes), le
formaldéhyde et les solvants chlorés ont des effets néfastes sur la santé humaine. Le Centre
International de Recherche sur le cancer (CIRC) classe le benzène et le formaldéhyde dans
le groupe 1 (cancérogène certain chez l’homme), et le tétrachloroéthylène dans le groupe 2A
(cancérogène probable chez l’homme).
Les émissions de COV de la France métropolitaine atteignent en 2010 le niveau de 852 kt.
Le résidentiel/tertiaire est le premier secteur avec 39% des émissions totales. L’utilisation de
solvants à usage domestique ou dans le bâtiment (peintures, colles, etc.) est la principale
source de ces émissions, la combustion du bois dans les petits équipements domestiques
contribue également significativement. L’industrie manufacturière occupe la seconde position
avec 35% des émissions en 2010, essentiellement du fait de l’utilisation de peinture. Les
autres secteurs sont les transports (5%) puis la transformation de l’énergie (5%) et enfin
l’agriculture/sylviculture (3%). D’autre part, les sources naturelles d’émissions de COV
(végétation, forêt) sont à ce jour mal quantifiées et peu représentées dans les inventaires
d’émissions. La végétation et la forêt peuvent émettre des COV Biogéniques (COVb),
principalement de l’isoprène et des terpènes, ce qui influence donc la qualité de l’air mais
aussi le climat car en se dégradant dans l’atmosphère les COVb interfèrent dans la
dynamique et la formation de certains polluants (notamment, ozone, azote, méthane et
particules) ce qui peut ainsi modifier la capacité oxydante et le bilan radiatif de l’atmosphère.
La France a atteint l’objectif de 1050kt en 2010 fixé dans le cadre de directive NEC (National
Emission Ceiling) : de nouveaux plafonds seront fixés pour 2020-2025, sur la base des
valeurs retenues lors de la révision du protocole de Göteborg adoptée le 4 mai 2012. Ainsi,
pour les COV, une diminution de 43% devra être obtenue par rapport aux émissions de 2005
(1232 kt), soit un plafond de 702 kt. Les futurs plafonds de la directive NEC seront au moins
aussi ambitieux que ceux du Protocole de Göteborg révisé.
L’ozone : L’ozone peut avoir des effets néfastes sur la santé (irritation des yeux,
inflammation des muqueuses, déclenchement de crises d’asthme et de la toux) et sur la
végétation (nécroses foliaires, pertes de rendement des cultures, par exemple...). Au-delà
des dépassements ponctuels des seuils, les niveaux de fond d’ozone sont en augmentation
régulière en lien direct avec les activités anthropiques. C’est cette pollution de fond qui est la
282 / 297
plus dommageable pour les écosystèmes. D’après la littérature, la pollution de fond en
France pour l’ozone était estimée à 10 ppb en 1850 et indiquée à la fin du 20ème siècle autour
de 40 ppb (équivalent à 80 µg/m3). Ceci a également pour conséquence de modifier les
capacités oxydantes de l’atmosphère, l’ozone étant oxydant très puissant. D’autre part
L’ozone constitue également un puissant gaz à effet de serre. Enfin, une vigilance
particulière doit être apportée à ce polluant, dans la mesure où le réchauffement
climatique pourrait engendrer des canicules estivales fortement favorables à la
formation de l’ozone.
1. Méthodologies d’estimation des impacts du scénario énergétique

2030 ADEME sur les émissions polluantes et la qualité de l’air
L’estimation des impacts sur la qualité de l’air du scénario énergétique de l’ADEME passe
nécessairement par une première étape d’estimation de l’évolution des émissions de
polluants (pour les activités liées et non liées au secteur énergétique), puis de modélisation
des impacts sur la qualité de l’air de ces émissions.
Selon les secteurs d’émission, les ruptures technologiques à l’horizon 2050 vont engendrer
des évolutions de facteurs d’émission de polluants, et donc des émissions des polluants,
difficiles à estimer à ce jour. Le périmètre de cette approche est donc volontairement limité à
l’horizon 2030, sauf pour les émissions du transport routier, pour lequel des projections à
2050 ont été réalisées.
Evolution Modèles de
Scénario énergétique des Emissions qualité de Qualité de
émissions Nationales l’air l’air en zone
Activités non liées aux Polluants primaires et urbaine
secteur énergétique précurseurs : Concentrations
particules primaires, de particules
Facteurs d’émission NOx, NH3, COV, SO2 NO2 et Ozone
Schéma de la méthodologie d’estimation des impacts sur la qualité de l’air du scénario énergétique de l’ADEME
Les délais de mise en place et de réalisation ces estimations n’ont pas permis de réaliser
l’ensemble des travaux à ce jour. Les travaux suivants ont été réalisés :
● L’estimation65 des émissions nationales de polluants atmosphériques dans les différents

secteurs de production et consommation d’énergies. Les résultats sont détaillés dans le
paragraphe 1.1.
● L’impact sur la qualité de l’air urbaine à l’horizon 2030 des projections d’émissions des
principaux polluants du trafic routier en sortie de pots d’échappements (NOx, PM2.5,
COVNM, hydrocarbures HC), avec l’application de deux modèles de qualité de l’air (étude
« Air 2030 »). Ces travaux sont détaillés dans le paragraphe 1.2.
65
Cette estimation, pour l’ensemble des secteurs hors échappement des transports routiers, a été réalisée par le CITEPA, dans
le cadre d’une étude réalisée pour le compte de l’ADEME.
283 / 297
1.1. Impacts du scénario ADEME sur les émissions de polluants en 2030
Les projections ont été réalisées à l’horizon 2030 pour les émissions nationales de NOx,
particules (TSP, PM10 et PM2,5), COVNM et SO2 dans les secteurs suivants liées à la
consommation d’énergie suivants :
- Production d’électricité ;
- Raffinage ;
- Chauffage urbain ;
- Transport routier ;
- Industrie manufacturière ;
- Résidentiel ;
- Tertiaire ;
- Agriculture.
Des hypothèses de facteurs d’émission, taux de pénétration des nouvelles technologies et

évolution des parcs technologiques à l’horizon 2030 ont été élaborées sur la base des
évolutions règlementaires et/ou performances techniques connues ou atteignables en l’état
actuel des connaissances.
Notes importantes :
1- L’évolution des émissions liées au secteur énergétique ne représente pas l’ensemble

des émissions de polluants en France. En particulier, cette estimation ne comprend
pas les émissions liées à des activités anthropiques non liées au secteur
énergétique (par exemple les émissions liées aux procédés industriels, les
émissions fugitives hors raffinage, les émissions liées au transport maritime/fluvial et
aérien, la manutention de matières premières, les émissions issues de l’élevage…),
ainsi que l’évolution des émissions naturelles.
2- Ces estimations concernent les polluants primaires. Les niveaux de polluants de l’air
sont également influencés par la formation de polluants secondaires directement
dans l’atmosphère à partir de polluants primaires, la répartition et la proximité des
sources sur le territoire, ou encore les conditions météorologiques. Il est nécessaire
de considérer ces estimations comme des indications de tendance, sans préjuger
d’un résultat effectif sur la qualité de l’air.
Résultats pour l’ensemble des polluants et des secteurs énergétiques
284 / 297
Les projections d’émissions multi-secteurs ainsi réalisées indiquent une baisse significative
pour tous les polluants considérés : NOx, PM2.5, PM10, TSP, S02 et COVNM (tableau ci-
dessus, pour les particules, seules les PM2,5 sont reportées).
Résultats détaillés pour les COVNM, les NOx, les PM2,5 et le SO2
La baisse des émissions de COVNM dans le secteur du trafic routier et du

résidentiel/tertiaire joue un rôle significatif dans la baisse des émissions totales de COVNM
De la même façon, la baisse des émissions de NOx à l’horizon 2030 dans le secteur du trafic
routier et EMNR66 influence particulièrement la baisse des émissions totales de NOx.
La diminution de 99% des émissions de SO2 dans le secteur de production d’électricité ainsi
que la diminution de plus de 50% dans le secteur indistriel contribuent principalement à la
baisse des émissions totales de SO2 à l’horizon 2030 (figure ci-dessous).
Enfin, la baisse des émissions de PM2.5 dans les secteurs résidentiel et du trafic routier est
également significative en proportion de la baisse globale des émissions de PM2.5 à
l’horizon 2030.
66
Engins Mobiles Non Routiers (secteurs agriculture, industrie et BTP)
285 / 297
Résultats pour les secteurs Chauffage Urbain et Résidentiel / Tertiaire
Les niveaux de particules dans l’air ambiant entrainent des effets sanitaires importants et
placent actuellement la France en situation de contentieux avec la Commission européenne.
Le secteur résidentiel est le principal contributeur parmi les secteurs consommateurs
d’énergie. Il est donc particulièrement intéressant de focaliser sur l’évolution des émissions
de ce secteur.
Les hypothèses prises concernant les facteurs d’émission et le parc d’appareils de chauffage
au bois sont issues des travaux préparatoires aux règlementations européennes sur ce sujet,
286 / 297
et notamment des valeurs limites d’émission envisagées dans le cadre de l’élaboration de la
Directive Ecodesign.
Les estimations réalisées à partir des hypothèses précédentes indiquent une baisse des
émissions dans le secteur résidentiel entre 2010 et 2030 de 36% pour les NOx et de 66%
pour les PM2,5 (figure ci-dessous).
Cette évolution est liée notamment au développement de réseaux de chaleur (secteur

Chauffage Urbain) en remplacement de systèmes de chauffage peu efficaces dans le
résidentiel et le tertiaire. Il est donc intéressant de considérer l’ensemble des émissions
relatives au chauffage des bâtiments, c'est-à-dire la somme des émissions du secteur
résidentiel et tertiaire et du secteur chauffage urbain. Les résultats indiquent une diminution
des émissions totales de polluants issues de la consommation d’énergie dans les secteurs
du chauffage urbain, du résidentiel et du tertiaire (figure ci-dessous).
287 / 297
Pour les polluants PM2,5 et NOx en particulier, le graphique ci-dessous montre que le
développement de réseaux de chaleur (secteur Chauffage Urbain) en remplacement de
systèmes de chauffage dans le résidentiel et le tertiaire pourrait permettre des progrès très
importants sur les émissions de particules, et notamment de PM2,5. Pour les NOx, cette
évolution est également à la baisse dans le cadre de ce scénario volontariste. Toutefois, une
attention spécifique doit être portée à la réduction des émissions de NOx par ces secteurs, et
notamment pour les nouveaux systèmes de chauffage urbain.
288 / 297
1.2. Impacts du scénario énergétique sur la qualité de l’air : application
de modèles de qualité de l’air en zones urbanisées types
En zone urbaine, et particulièrement en proximité du trafic routier, les données et projections
disponibles pour les polluants PM10 et NO2 ne sont pas satisfaisantes au regard des valeurs
limites européennes à respecter. Les concentrations d’ozone sont également trop élevées en
zones périphériques et rurales.
Afin d’examiner l’impact de notre scénario énergétique sur des cas réels représentatifs
d’agglomérations pour lesquelles les enjeux de qualité de l’air sont importants, nous avons
identifié 3 agglomérations types (de tailles respectives supérieures à 250 000, à 500 000 et à
1 000 000 d’habitants). Ces villes ont été choisies en raison de leur représentativité des
enjeux de qualité de l’air des grandes agglomérations françaises, de leur situation
topographique, n’apportant pas de perturbation supplémentaire à l’exercice de modélisation
L’approche que nous avons mise en œuvre repose sur l’utilisation d’outils existants
(inventaires locaux d’émissions et modèles R&D déterministes de la qualité de l’air) à
l’échelle urbaine. Ces outils, mis en œuvre par deux laboratoires de recherche67, permettent
de réaliser des projections pour les particules (PM10, PM2,5), le dioxyde d’azote (NO2) et
l’ozone à partir des projections d’émissions de NOx, PM, HC (ou COV), NH3, SO2 et CO.
67
Projet AIRBOX piloté par l’ADEME avec le CEREA (ENPC) et le LISA (Laboratoire des Universités Paris 12 et Paris 7 et du
CNRS) pour mettre en œuvre les deux meilleurs modèles R&D actuellement disponible en France (« Polyphémus » et
« CHIMERE »).
289 / 297
2. Impacts sur les émissions et la qualité de l’air du transport routier
Les transports contribuent directement et indirectement, par leurs émissions de particules
primaires NOx et COV, sur les concentrations dans l’air des polluants NO2, particules et
ozone :
- le dioxyde d’azote (NO2) est pour partie émis directement en sortie du pot
d’échappement, et pour partie formé indirectement dans l’atmosphère à partir
d’autres composés (comme les NOx, par exemple) ;
- les particules sont issues des émissions primaires à l’échappement, de la remise

en suspension de particules lors du passage des véhicules sur la route, ou
encore formées dans l’atmosphère à partir de précurseurs gazeux (NOx et
COV) ;
- enfin, l’ozone est exclusivement formé dans l’air à partir de précurseurs gazeux
(NOx et COV).
Compte tenu de la part relative des émissions de polluants atmosphérique du secteur des
transports dans la qualité de l’air des zones urbanisées, l’ADEME a souhaité évaluer l’impact
de ses projections « transport et mobilité » sur la qualité de l’air en zone urbaine.
Les travaux suivants ont été réalisés :
- détermination des projections d’émissions primaires de NOx, PM, HC (ou COV) et CO à

l’échappement aux horizons 2030/2050 pour le trafic routier.
- modélisation des impacts sur la qualité de l’air des projections d’émissions à 2030.
2.1. Evolution des émissions par le trafic routier en 2030 et 2050

L’évolution des émissions en sortie d’échappement de l’ensemble des véhicules routiers est
estimée à partir des projections de nombres totaux de km parcourus en 2030 et 2050 par les
différents types de véhicules (cette donnée est appelée « activité »), et des facteurs
d’émission de polluants (en g/km) pour ces différents types de véhicules et les différents
polluants considérés.
2.2. Evolution des activités

Le scénario de l’ADEME prévoit une forte évolution du parc roulant aux horizons 2030/2050.
Si les véhicules thermiques occupent en 2010 presque 99% du parc roulant, leur nombre
diminue progressivement en 2030 puis en 2050 au profit de l’émergence de véhicules
hybrides et électriques. L’activité des véhicules hybrides, quasi-inexistante en 2010,
augmente de manière significative pour atteindre 40% du parc en 2050, soit autant que celle
des véhicules thermiques. De la même façon, si l’activité en 2010 et en 2030 des véhicules
électriques ne s’élève pas à plus de 5%, ceux-ci progressent rapidement aux horizons 2050
(figure 1).
290 / 297
Electrique
Hybride
Thermique
2010 2030 2050
Figure 1. Evolution des activités (milliards de

véhicules.km)
2.3. Evolution des facteurs d’émission

Pour les véhicules thermiques en 2030 et 2050, les projections indiquent des réductions
substantielles des facteurs d’émission de NOx et PM, principalement liées à l’évolution des
technologies au niveau des moteurs et de l’échappement.
Pour les voitures particulières en ville, par exemple, on constate une réduction des facteurs
d’émission de NOx pour les voitures thermiques de 80% entre 2010 et 2050, et de 96% pour
les PM. Les facteurs d’émission pour les voitures particulières hybrides aux horizons
2030/2050 sont constants mais inférieurs de 40% aux voitures thermiques, alors que ceux
des voitures électriques sont nuls (figure 2 et 3).
0,6
0,03
0,4
0,02
0,2 0,01
0 0
2010 2020 2030 2040 2050 2010 2020 2030 2040 2050
Voitures particulières thermiques Voitures particulières thermiques

Voitures particulières hybrides Voitures particulières hybrides
Voitures particulières électriques Voitures particulières électriques
Figure 2. Evolution des facteurs d’émission Figure 3. Evolution des facteurs d’émission de
de NOx pour les voitures particulières en PM pour les voitures particulières en ville
291 / 297
ville (g/km) (g/km)
2.4. Evolution des émissions de polluants

L’évolution d’activité du parc roulant combinée à l’évolution des facteurs d’émission conduit
à des réductions d’émissions primaires en sortie de pot d‘échappement de 78% pour les
NOx et de près de 96% de PM à l’horizon 2030. A l’horizon 2050, ces projections conduisent
à une diminution encore plus marquée de ces réductions primaires : 90% pour les NOx et
98% pour les PM (figures 4 et 5).
450 25
400
350 20
300
Electrique 15 Electrique
250
200 Hybride Hybride
10
150 Thermique Thermique
100 5
50
0 0
2010 2030 2050 2010 2030 2050
Figure 4. Evolution des émissions primaires de Figure 5. Evolution des émissions primaires de
NOx (kT) PM (kT)
3. Estimation des impacts sur la qualité de l’air

A ce stade de l’étude, des modélisations des impacts sur la qualité de l’air ont été réalisées
pour la région IdF, Nantes et Strasbourg, dans le cadre du projet « Air 2030 ». Les impacts
sur la qualité de l’air des projections de réductions d’émissions primaires de polluants en
sortie de pot d’échappement ont été testés en simulant les concentrations de NO2 et
particules PM2,5 en 2009, sur la base des inventaires actuels, et en 2030, sur la base de
l’inventaire 2009 pour lequel les émissions par le transport ont été modifiées selon les
projections ci-dessus. Les modélisations ont été réalisées pour l’ensemble d’un mois d’hiver
de l’année 2009.
Les résultats préliminaires de modélisation montrent que les surfaces exposées aux plus
fortes concentrations de NO2 et PM2,5 sont en nette diminution.
292 / 297
Figure 6. Exemple de cartographie de l’évolution des concentrations moyennes de NO2
sur la région IdF pour les périodes simulées (un mois d’hiver en 2009 et 2030) en ne
tenant compte que de l’évolution des émissions du transport routier sur la région IdF : à
gauche, les concentrations pour 2009 ; à droite, les gains de concentrations en 2030 par
rapport à 2009
Les résultats ci-dessous montrent l’évolution des concentrations horaires de NO2 et

journalières de particules PM2,5 en 2009 et 2030.
Figure 7. Evolution des concentrations moyennes sur la région IdF, pour les valeurs horaires de
NO2 (à gauche) et journalières de PM2,5 à droite sur la période de simulation
L’impact est visible sur cette période, avec en moyenne sur la région considérée les
concentrations suivantes :
 pour le NO2, 32,4 µg/m3 en 2010 et 20,2 µg/m3 en 2030, soit une baisse de 38
%
 pour les PM2,5, 17,3 µg/m3 en 2010 et 15,6 µg/m3 en 2030, soit une baisse de
10 %
293 / 297
4. Bilan sur l’évolution de la qualité de l’air
Ces travaux d’évaluation de l’impact de la prospective énergétique de l’ADEME sur les
émissions atmosphériques (polluants, précurseurs de polluants) et sur la qualité de l’air en
zone urbanisée ont été réalisés, avec la participation du CITEPA68, du CEREA69 et du
LISA70. En complément des projections de consommations énergétiques, des projections de
facteurs d’émission de polluants et d’évolution des parcs technologiques ont été réalisées.
Les travaux réalisés indiquent une baisse systématique et significative des émissions
des polluants à l’horizon 2030 dans le cadre du scénario énergétique de l’ADEME.
Une vigilance est à signaler sur les émissions de NOx dans le secteur du chauffage
urbain, ce qui nécessitera de mettre en œuvre des solutions adaptées à la réduction
des émissions de NOx à la source.
Conclusions sur le volet qualité de l’air :
Afin d’initier l’évaluation des impacts du scénario énergétique de l’ADEME sur la qualité de
l’air, des premiers tests de sensibilité sur la qualité de l’air en 2030 ont été réalisés dans le
cadre du projet « Air 2030 ». Etant donné les problématiques actuelles de qualité de l’air
(centrées sur les particules et NOx en proximité du trafic routier) et les données d’émissions
de polluants disponibles à l’horizon 2030, les tests ont été ciblés sur l’impact du transport
routier sur la qualité de l’air de grandes agglomérations.
68
Centre Interprofessionnel Technique d'Etudes de la Pollution Atmosphérique - http://www.citepa.org
69
Centre d'Enseignement et de Recherche en Environnement Atmosphérique - http://cerea.enpc.fr
70
Laboratoire Interuniversitaire des Systèmes Atmosphériques - http://www.lisa.univ-paris12.fr/
294 / 297
Les résultats montrent que la diminution des émissions de polluants par les transports
routiers a également un effet positif (diminution des concentrations de particules PM2,5 et de
NOx). Cet effet positif est proportionnellement plus limité, compte-tenu des relations
non linéaires entre les émissions de polluants et de précurseurs et la qualité de l’air.
Des travaux complémentaires sont nécessaires pour évaluer l’impact sur la qualité de
l'air des projections d’émissions pour l’ensemble des secteurs énergétiques et hors
énergétiques. Dans le contexte de changement climatique, un axe important concerne
l’extension des travaux à l’ozone, polluant formé sous l’action du rayonnement
solaire.
Une étape complémentaire à l’évaluation des impacts du scénario énergétique 2030 ADEME
pourrait être réalisée dans le but de mieux étudier l’efficacité du scénario préconisé, à savoir
par la modélisation de la réponse des écosystèmes à la qualité de l’air et en particulier leurs
sensibilités à des niveaux critiques de dépôts atmosphériques.
aaa
295 / 297
296 / 297
297 / 297

Environnement Dossier ADEME Vision 2030-2050

Transféré par

Droits d'auteur :

Formats disponibles

Environnement Dossier ADEME Vision 2030-2050

Transféré par

Informations du document

Titre original

Copyright

Formats disponibles

Partager ce document

Partager ou intégrer le document

Options de partage

Avez-vous trouvé ce document utile ?

Ce contenu est-il inapproprié ?

Droits d'auteur :

Formats disponibles

Environnement Dossier ADEME Vision 2030-2050

Transféré par

Droits d'auteur :

Formats disponibles

L’exercice de prospective de l’ADEME

PARTIE A LES ENJEUX D’AUJOURD’HUI ET DE DEMAIN 13

1. Les enjeux énergétiques et environnementaux 14

2. Les enjeux sociaux et territoriaux 21

3. Les enjeux économiques 23

PARTIE B. VISION 2030 : UN SCENARIO VOLONTARISTE DE MAITRISE DE LA

2. Une politique ambitieuse en faveur de la maîtrise de la consommation énergétique 31

3. Une offre énergétique diversifiée et durable 131

4. Scénario ADEME 2030 : bilan énergétique total 223

5. Scénario ADEME 2030 : émissions de gaz à effets de serre 226

PARTIE C. VISION 2050 : UNE APPROCHE NORMATIVE COMPATIBLE AVEC

2. Une énergie moins gaspillée et mieux valorisée 230

3. Ressources énergétiques durables : vers l’indépendance énergétique et la neutralité

4. Bilan énergétique total 271

5. Emissions de gaz à effet de serre 274

2. Impacts sur les émissions et la qualité de l’air du transport routier 290

3. Estimation des impacts sur la qualité de l’air 292

4. Bilan sur l’évolution de la qualité de l’air 294

L’ADEME, Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie, est une agence

Le travail réalisé recouvre le territoire métropolitain uniquement : ainsi, les consommations

Cet exercice s’est attaché à :

- développer une approche transversale de l’ensemble des secteurs de consommation et de

- réduire fortement la dépendance énergétique de la France, importatrice pour près de 71

Le chiffrage économique de ces scénarios a été réalisé à l’aide du modèle ThreeMe

Les enjeux d’aujourd’hui et de demain

1.1. Les questions énergétiques et climatiques

L’apparition, à court terme, de forts déséquilibres entre offre et demande mondiales de

Le XXIème siècle sera donc inévitablement, de manière subie ou choisie, le siècle de la

1.1.1. L’énergie en France

1.1.1.a. Production d’énergie et importations

1.1.1.b. Consommation d’énergie par secteur

Le secteur du bâtiment représente en effet plus de 40% de la consommation d’énergie finale.

1.1.2 L’Europe de l’énergie

1.1.2.a. Les politiques énergétiques

Energies renouvelables - La directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du

Efficacité énergétique - La Commission a présenté, en novembre 2008, une

1.1.2.b Les interconnexions entre pays européens

1.1.3. Le changement climatique

Avec la révolution industrielle, le charbon est devenu le combustible des sociétés

Selon l’Organisation météorologique mondiale, la concentration de CO2 dans l’atmosphère

La production et la consommation d’énergie étant à l’origine de 70 % de nos émissions de

TOTAL 388,7 73,9 62,6 525,1 357,5 59,9 41,3 458,7

Evolution des émissions de GES entre 1990 et 2010 : -12,6%

1.3. La qualité de l’air

- la pollution de l’air diminue l’espérance de vie de 9 mois pour chaque Français

- l’exposition aux particules fines (habitat et véhicule) causerait plusieurs milliers de

- habiter à proximité du trafic routier augmente sensiblement la morbidité attribuable à

- Il existe un lien entre l’exposition à long-terme aux particules PM2,5 et la mortalité

Le dioxyde de soufre n’enregistre aucun dépassement réglementaire en 2011. Les niveaux

Tous les procédés qui impliquent la manipulation et la production d'hydrocarbures à part en

2. Les enjeux sociaux et territoriaux

2.1. Budgets des ménages et précarité énergétique

2.2. Territoire et gouvernance

Pour certains postes de consommations (véhicules routiers, ou équipements

- Des travaux de prospective territoriale, notamment ceux conduits dans le cadre

3. Les enjeux économiques

3.1. Démographie et croissance

3.1.1 Le pacte de stabilité et de croissance

2008 2009 2010 2011