Énergie en France

Le secteur économique de lénergie en France comprend la production locale et l'importation d'énergie primaire, leur transformation en énergies secondaires et le transport et la distribution d'énergie jusqu'au consommateur final. Le secteur de l'énergie représentait 1,8 % du PIB français en 2019, et la facture énergétique 1,8 % du PIB. Le taux d'indépendance énergétique est de 54,6 % en 2019.

La consommation d'énergie finale (au niveau des consommateurs) de 2019 se répartissait en 64,4 % de combustibles fossiles (charbon 0,8 %, pétrole 43,9 %, gaz naturel 19,6 %), 24,7 % d'électricité, 8,4 % d'énergies renouvelables thermiques (biomasse-déchets 8,2 %, géothermie 3,0 %) et 2,5 % de chaleur de réseau.

L'électricité provenait en 2022 pour 62,7 % du nucléaire, pour 26,3 % de sources d'énergies renouvelables (production hydroélectrique : 11,1 %, éolien : 8,6 %, solaire : 4,2 %, bioénergies : 2,4 %) et pour 11,1 % de centrales thermiques fossiles (surtout gaz : 9,9 %).

En 2019, la France se place au troisième rang mondial des producteurs d'énergie nucléaire après les États-Unis et la Chine, et au premier rang pour la part du nucléaire dans la production d'électricité. Elle se classe au huitième rang mondial pour sa production d'énergie éolienne et au douzième rang pour l'énergie solaire.

Selon Eurostat, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie en France atteignait 19,3 % en 2021, inférieure à la moyenne de l'Union européenne : 21,8 %, mais légèrement supérieure à celle de l'Allemagne : 19,2 %.

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) dues à l'utilisation d'énergie représentaient 70,1 % des émissions totales de la France en 2018 ; elles ont baissé de 18,2 % entre 1990 et 2018. Les émissions de  par habitant s'élevaient à  en 2019, proches de la moyenne mondiale :  et très inférieures à celles de l'Allemagne : , des États-Unis :  et de la Chine : ). Les émissions de GES engendrées par la consommation de produits et services des Français (empreinte carbone), importations incluses, atteignaient  équivalent  par personne en 2019, niveau inférieur de 5 % à celui de 1995 : en , les émissions en France ont diminué de 25 %, mais les émissions associées aux importations se sont accrues de 72 % pour atteindre 54 % de l’empreinte carbone de la consommation de la France en 2019. La répartition de l'empreinte carbone en 2015 est évaluée à 24,1 % dans les transports, 22,4 % dans le logement, 19,5 % dans l'alimentation, 21,7 % dans les biens de consommation et 12,3 % dans les services.

Le secteur de l'énergie français a été ouvert à la concurrence progressivement de 1999 à 2007, à l'initiative de l'Union européenne. Le statut de deux des acteurs principaux, Électricité de France et Engie (ex-GDF Suez), a ainsi évolué au cours des  par l'ouverture de leur capital et leur entrée en bourse. Les principaux autres acteurs du secteur de l'énergie en France sont TotalEnergies, E.ON et Eni.

Vue d'ensemble

Production 
En 2019, la production nationale d'énergie primaire s'est élevée à , en recul de 2,5 %. Cette baisse résulte du repli de 3,4 % de la production nucléaire, à , lié à une moindre disponibilité des centrales, ainsi que du recul de 13 % de la production hydroélectrique, pénalisée par une faible pluviométrie, quasiment compensée par la hausse des productions éolienne (+21 %, à ) et photovoltaïque (+12 %, à ). La production nucléaire retombe à son niveau de 2017, le plus bas depuis la fin des , mais représente encore près de 80 % de la production nationale d'énergie primaire.

Le déficit des échanges physiques d’énergie atteint , en progression de 0,3 %. Les importations nettes de gaz naturel augmentent de 1,7 % à  et le solde importateur en produits raffinés de 24,8 %, à , mais les achats de pétrole brut diminuent de 8,8 %, à  et les importations de charbon chutent de 20,9 %, tombant à leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies ; le taux d'indépendance énergétique s’élève à 54,6 %, en baisse de 0,6 points ; il évolue relativement peu depuis le début des .

L'électricité produite provient pour 69 % du nucléaire ; pour 19 % des sources d'énergie renouvelables : production hydroélectrique : 11 %, éolien : 6 % et énergie solaire : 2 % ; et pour 11 % des centrales thermiques fossiles.

Consommation finale 
En 2019, l'énergie consommée en France, mesurée au niveau de l'utilisateur final, s'élève à , en baisse de 0,7 %. Après correction des variations climatiques, elle diminue de 0,9 %, malgré la croissance du PIB (+1,5 %). Depuis 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de la consommation d’énergie, elle a globalement reculé de 2,9 %, soit −0,4 % en moyenne annuelle. La consommation finale à usage énergétique, corrigée des variations climatiques, baisse de 1,0 % ; cette baisse concerne tous les secteurs, surtout l'industrie (−2,5 %) et le tertiaire (−1,8 %) ; la consommation des transports reste stable ; celle du secteur résidentiel baisse de 0,8 % et celle de l'agriculture de 0,7 %. La consommation non énergétique augmente de 0,9 % à . Les  de consommation finale énergétique réelle (non corrigée) se répartit entre le secteur des transports : , soit 31,6 %, le secteur résidentiel (consommation des ménages dans leurs logements) : , soit 27,9 %, l'industrie : , soit 21,7 %, le secteur tertiaire : , soit 15,7 % et le secteur agricole : , soit 3,1 %.

Tous secteurs confondus, l'électricité nucléaire est la première forme d'énergie primaire consommée : 40 %. Viennent ensuite le pétrole : 29 %, le gaz : 16 %, les énergies renouvelables et déchets : 12 %, le charbon : 3 %. La consommation finale se répartit en 43,1 % de produits pétroliers, 24,3 % d'électricité, 19,3 % de gaz naturel, 10,0 % d'énergies renouvelables thermiques et déchets, 2,4 % de chaleur et 0,8 % de charbon.

En 2022, la consommation de gaz pour la distribution publique et par les industriels baisse de 9,3 % ; la baisse est plus marquée pour les industriels (−11,5 %) que pour la distribution publique (−6,2 %). Cette baisse, plus forte que la tendance habituelle, s'explique notamment par des prix élevés. Elle est en partie compensée par une forte augmentation de la consommation de gaz pour produire de l'électricité (+54,4 %).

L'énergie dans l'économie 

L'industrie de l'énergie en France représente 1,8 % du PIB en 2019, environ , soit 0,5 % de la population active) en 2018 ; sa part dans le PIB, inférieure à 2 % en 1970, a monté jusqu'à 3 % en 1984 du fait du programme nucléaire, puis est retombée à 1,5 % vers 2007-2010 avant de remonter à près de 2 % grâce au développement des énergies renouvelables et à l'augmentation des investissements de maintenance des centrales nucléaires, malgré le déclin de la production des raffineries. Elle représentait 25 % des investissements de l'industrie et 2,7 % des investissements totaux en 2011.

La facture énergétique totale de la France baisse de 3,3 % en 2019 à , du fait surtout de la baisse des cours du gaz, le prix spot à Londres baissant de 42 %. Les fluctuations de la facture énergétique française sont avant tout dues aux variations des prix mondiaux. Au sein de cette facture 2019, le pétrole brut représente près de la moitié du total : , suivi par les produits raffinés :  et le gaz naturel :  ; le charbon tombe à  et les biocarburants montent à . L’excédent commercial dû aux échanges d’électricité passe de  en 2018 à  en 2019.

La facture énergétique est passée, en euros constants 2015, de  environ en 1970 (1,6 % du PIB) à  de 1974 à 1978, après le premier choc pétrolier, puis à  en 1980-84 (deuxième choc pétrolier), atteignant 5 % du PIB en 1981, avant de s'effondrer entre  entre 1985 et 1999 (1 % du PIB en 1995 et en 1998) ; elle est ensuite remontée progressivement jusqu'à  au cours des , atteignant 2,3 % du PIB en 2008, en raison de la forte augmentation des prix du pétrole et du gaz naturel ; après avoir chuté à  en 2009 sous l'effet de la crise, elle remonte rapidement : en 2012, elle dépasse pour la première fois depuis les  le seuil des 3 % du PIB, atteignant  ; elle dépasse alors le déficit commercial total de la France ().

L'efficacité énergétique de la France a plus que doublé en  (de 1970 à 2015), l'intensité énergétique finale passant de  par milliard d'euros de PIB ; la baisse annuelle moyenne depuis 1995 est de 1,4 %, nettement inférieure à l'objectif de 2 % par an inscrit dans la loi de programme de 2005 fixant les orientations de la politique énergétique ; ce résultat décevant peut s'expliquer par la faiblesse de l'activité économique, qui détériore les rendements en abaissant le taux d'utilisation des équipements et en ralentissant les investissements. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) fixe des objectifs moins ambitieux avec un objectif de réduction de 20 % de la consommation énergétique finale d’ici 2030 par rapport à 2012, soit une baisse annuelle moyenne de 1,2 %. Sur la période récente (2002-2015), la baisse est particulièrement forte dans l'industrie : −2,1 % par an, moins prononcée dans les transports : −1,3 % et le tertiaire : −1,2 %, et nulle dans l'agriculture ; dans le résidentiel, elle est mesurée en consommation finale par m : elle recule de 1,8 % par an depuis 2002. Par habitant, la consommation finale énergétique est en baisse de 0,4 % en 2015, à . Quant à la consommation d’énergie primaire par habitant, elle est stable, à . Ces deux indicateurs évoluent peu depuis 1990 ; l'indicateur d'intensité énergétique n'a qu'une signification limitée pour l'industrie, car les gains d'efficacité énergétique sont en grande partie obtenus par la délocalisation des industries les plus énergivores.

Comparaisons internationales 

Selon les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie et celles de l'Energy Institute, la France se classe dans les premiers rangs pour plusieurs indicateurs du domaine de l'énergie :

Le Forum économique mondial classait la France au  mondial en 2014 derrière la Suisse et la Norvège selon son « indice de performance de l'architecture énergétique » fondé sur trois critères : contribution à la croissance économique, impact environnemental de l'approvisionnement et de la consommation énergétique et degré de sécurité, accessibilité et diversité de l'approvisionnement.

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

Ressources énergétiques primaires locales 
Une ressource énergétique primaire, est une matière ou un flux à partir duquel il est possible de produire de l'énergie soit directement, soit après transformation.

La production d'énergie primaire couvre 54,1 % de la consommation intérieure brute d'énergie primaire du pays en 2019 et 54,9 % en 2020.

L'année 2020 est marquée par la crise économique liée à la pandémie de Covid-19 : la production d'énergie primaire chute de 9 %, en particulier celle du nucléaire : −11 %.

Énergies renouvelables 
Les énergies renouvelables représentent 11,7 % de la consommation d’énergie primaire en 2019 ( sur ), contre 7,8 % en 2009 ; la consommation primaire d’énergies renouvelables fluctue d’une année sur l’autre, car la consommation de bois-énergie dépend fortement des besoins de chauffage et la production hydroélectrique de la pluviométrie. La production primaire d’énergies renouvelables en France s’élève à  en 2019 ; elle est un peu inférieure à la consommation du fait du solde importateur des échanges extérieurs de bois-énergie et de biocarburants.

La consommation finale brute d’énergies renouvelables atteint  en 2019, contre  en 2005, soit une augmentation de 72 % ; sa part dans la consommation finale totale du pays atteint 17,2 % alors que l'objectif 2020 est de 23 %.

Les Français ont un sentiment ambivalent vis-à-vis des énergies renouvelables. Tout en étant favorables à leur développement, ils trouvent le nucléaire plus performant, et considèrent que ces dernières ne s'avèrent « pas vraiment écologiques », ou qu’elles présentent « des impacts négatifs sur les paysages et sur la biodiversité ». D'ailleurs, l'État ne privilégie plus le développement de l'éolien terrestre, mais de l'éolien en mer.

Production d'énergies renouvelables 

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

Les deux graphiques ci-contre présentent l'évolution de la production d'énergies renouvelables depuis 1970. On remarque :
 la forte volatilité due aux variations climatiques, en particulier pour l'hydraulique, très sensible aux précipitations, et le bois énergie, très sensible aux températures ;
 la prépondérance des deux grandes EnR « classiques » : bois et hydraulique ; le  permet de mieux voir l'évolution des « petites » EnR et des plus récemment apparues ;
 le développement important de l'énergie produite à partir de l'incinération des déchets urbains, des pompes à chaleur, des biocarburants et de l'éolien.

En 2019, les énergies renouvelables ont fourni  d'énergie primaire, en hausse de 0,5 % par rapport à 2018, le développement de la production éolienne (+21 %), du solaire (+12 %) et des pompes à chaleur (+13 %) ayant été compensé par un recul de la production hydraulique (−13 %) dû à des conditions pluviométriques moins favorables. La production primaire d’énergies renouvelables se compose de 55,3 % de biomasse (35,8 % de bois énergie, 9,6 % de biocarburants, 5 % de déchets renouvelables, 3,6 % de biogaz, 1,3 % de déchets agricoles), 34,2 % d'électricité primaire (18 % d'hydraulique, 10,8 % d'éolien, 3,6 % de solaire photovoltaïque, 1,6 % de géothermie, énergies marines 0,2 %) et 10,6 % d'autres sources : pompes à chaleur (9,9 %), solaire thermique (0,7 %). Rappel : les conventions en usage pour établir les bilans énergétiques minorent fortement la part des énergies renouvelables électriques (hydroélectricité, éolien, solaire, énergies marines) au niveau de l'énergie primaire ; ce biais est moindre au niveau de la consommation finale.

On peut noter que le bois et l'hydraulique représentent encore 56 % de la production d'énergies renouvelables en France en 2017, malgré une forte poussée de l'éolien (+52 % en trois ans) et du photovoltaïque (+68 % en trois ans).

En 2022, la biomasse est la principale source d'énergie renouvelable en France ; elle permet de produire 55 % de la production d'énergie finale d'origine renouvelable.

Consommation finale brute d'énergies renouvelables

Énergies renouvelables thermiques 
Les EnR thermiques représentent 63,3 % de la consommation d'énergies renouvelables en 2018 (chaleur : 51,2 %, carburants : 12,1 %). La base de données Pégase du ministère de la Transition écologique et solidaire fournissait jusqu'en 2015 les statistiques de production primaire et de consommations finales par secteur d'énergies renouvelables thermiques :

La consommation primaire d'EnR pour usage de chaleur s'élève à  en 2019, dont 67,2 % de bois-énergie, 20,3 % de pompes à chaleur, 4 % de déchets renouvelables, 2,4 % de biogaz, 2,4 % de géothermie, 2,4 % de résidus agricoles et agroalimentaires et 1,3 % de solaire thermique.

La consommation finale d'EnR thermiques entre 2005 et 2019 a été de  pour les pompes à chaleur,  pour les biocarburants,  pour la biomasse solide (bois et déchets),  pour le biogaz,  pour le solaire thermique et  pour la géothermie.

La part des énergies renouvelables dans la consommation finale de chaleur et de froid s'élève en 2019 à 22,7 %, et à 9,3 % dans les transports. Depuis 2005, ces parts se sont accrues de 11,1 points dans la chaleur et de 7,3 points dans les transports.

Ces évolutions sont cependant en retard sur les objectifs de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), sauf pour les pompes à chaleur qui ont réalisé en un an 31 % de l'accroissement prévu en cinq ans (2018-2023).

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

Bois énergie 

L'ADEME a publié en juillet 2013 un rapport sur le chauffage domestique au bois :
 la consommation de bois en bûches (51 millions de stères) n'a pas évolué depuis 1999 : de  ;
 le nombre de ménages utilisateurs en résidence principale est passé de  en 1999 à  en 2012 ;
 la consommation par ménage est passée de , diminution due surtout à un meilleur rendement des appareils ;
 l'utilisation du bois en énergie principale est passée de 30 à 50 % des utilisateurs, et 23 % se chauffent uniquement au bois ;
 la part des foyers ouverts a fortement baissé, passant de 33 % en 1999 à 17 % en 2012, au profit des poêles à bûches (de 8 % à 23,6 %) ;
 54 % des utilisateurs achètent leur bois de chauffage, 29 % sont en auto-consommation et 17 % en auto-approvisionnement partiel.

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

En 2014, les ventes d'appareils domestiques de chauffage au bois se sont inscrites en net recul en France pour la première fois depuis 2010. Le marché a chuté de 18 %, à  vendues. Les chaudières, à bûches et à granulés, ont été particulièrement touchées, voyant une contraction de 32,4 %, suivies des cuisinières (−20 %), des poêles (−18,9 %) et des foyers fermés et inserts (−13,7 %). Trois facteurs expliquent ce décrochage : la douceur exceptionnelle de l'hiver 2013-14, la chute des prix du fioul et l'incertitude autour du crédit d'impôt, dont le dispositif a été modifié en cours d'année. Malgré le relèvement du crédit d'impôt à 30 %, l' ne s'annonce pas non plus comme une bonne année, car les prix du fioul de fin 2014-début 2015 sont les plus bas constatés depuis quatre ans.

Biogaz 

La France compte au début 2018, selon Gaz réseau distribution France,  de méthanisation et  de méthaniseurs, contre plus de  en Allemagne. Le développement de la filière s'est accéléré à cause des directives nitrates qui imposent de gros investissements en bassins de rétention pour protéger les sols et les rivières : les agriculteurs préfèrent valoriser leur fumier par la méthanisation. Le gaz renouvelable ne représente encore que 1 % de la consommation française de gaz. La loi de transition énergétique visait 10 % en 2030, mais devant l'accélération des projets, GRTgaz et GRDF envisagent d'atteindre 30 % à cette échéance, et l'Ademe estime possible d'atteindre l'indépendance complète en 2050. En 2019, la filière gazière met en avant, pour justifier le soutien public, les bénéfices de la méthanisation pour l'agriculture et l'absence d'intermittence de la production énergétique par biogaz. Elle voit dans le gaz renouvelable une « planche de salut » pour survivre à la sortie des énergies fossiles.

La production de biogaz s'élève à  en 2019, en progression de 11 %, dont  (52 %) est valorisée sous forme d’électricité et  (38 %) pour la production de chaleur ; l'épuration du biogaz en biométhane pour injection dans les réseaux de gaz naturel atteint , soit 10 % de la production totale de biogaz, et progresse très fortement.

Le biogaz était en 2013 une filière en phase de décollage : les premières réalisations ont concerné surtout les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND), qui sont maintenant presque toutes équipés ; les prochains projets seront davantage d'origine agricole ; soit sous forme de méthanisation à la ferme, soit sous forme d'installation centralisée. Le potentiel de la méthanisation est important, que ce soit en termes de cogénération, de production de biométhane à injecter dans le réseau de gaz naturel, ou à valoriser en biométhane carburant. Les « ministères de l'écologie et de l'agriculture » ont publié en mars 2013 le plan « énergie méthanisation autonomie azote » (EMAA) avec un objectif de  à la ferme pour 2020. L'ADEME a recensé de juillet 2011 à juillet 2013 un total de . GrDF compte trois installations d'injection de biométhane en fonctionnement en 2013, et en prévoit 10 à 13 pour 2014 ; par ailleurs,  sont à l'étude.

La station d'épuration de Strasbourg-La Wantzenau, quatrième de France par son débit journalier de  et conçue pour traiter les effluents d'un million d'habitants, valorise désormais plus de la moitié de ses boues pour produire du biogaz et le purifier. Les premiers mètres cubes ont été injectés dans le réseau local GDS (Gaz Distribution Services, anciennement Gaz de Strasbourg), qui dessert plus d'une centaine de communes dans le Bas-Rhin. Au total, la station procurera plus de  de mètres cubes par an de biométhane pur à 98 %, ce qui équivaut à la consommation de  et réduit les rejets de  de  par an. Des projets sont en préparation pour porter la part des boues valorisées à 60 %, voire 75 %, et y ajouter d'autres sources comme des déchets ménagers, agricoles ou industriels. D'autres villes françaises ont des projets similaires, en particulier Grenoble, Élancourt et Valenton. Au ministère de l'Écologie, ces dossiers s'accumulent et l'objectif d'une centaine de stations d'épuration dotées d'un équipement de production de biométhane d'ici 2020 pourrait être revu à la hausse.

Une étude commandée par la profession et réalisée auprès de 54 projets, pour la plupart agricoles, révèle en novembre 2015 que plus de la moitié des projets de méthanisation lancés avant fin 2013 n'atteignent pas la rentabilité prévue. Depuis les débuts de la filière en 2010, la France a mis en service près de  ; 94 % des installations étudiées ont rencontré des aléas, et 65 % ont dégagé des rentabilités plus faibles que prévu (dont 35 % avec un écart élevé) et dans 24 % des cas, les équipements se sont révélés inadaptés.

En réponse à la crise énergétique liée à l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022, le Syndicat des énergies renouvelables affirme : . En 2022, 120 à 130 sites pourraient être raccordés au réseau, ajoutant  supplémentaires à la production actuelle de  (1 % de la consommation) et en 2024 la capacité d'injection supplémentaire pourrait atteindre . Sur les marchés de gros européens, le gaz naturel cote plus de /MWh, alors que le biométhane est acheté en moyenne plus de /MWh, mais il est évidemment impossible de prévoir l'évolution des cours à moyen terme. Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique, annonce plusieurs mesures pour favoriser la filière : l'État prendra à sa charge 60 % des coûts de raccordement au réseau gazier au lieu de 40 % et des appels d'offres seront lancés pour les projets de grande taille, produisant plus de  par an.

Agrocarburants 
La production d'agrocarburants en France s'élevait en 2022 à  (milliers de barils équivalent pétrole par jour), en baisse de 3,5 % en 2022 et de 29 % depuis 2012. Elle représente 1,8 % de la production mondiale, au  mondial, loin derrière les États-Unis (38,1 %), le Brésil (21,4 %) et l'Indonésie (9,1 %) ; en Europe, la France se situe au  derrière l'Allemagne (3,2 % de la production mondiale) et les Pays-Bas (2,0 %).

Solaire thermique

Géothermie 
Selon l'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG), la France se place au  européen des producteurs de chaleur géothermique, atteignant une production annuelle estimée en 2010 à  par an, couvrant les besoins de 1,8 % de la population française. Cette géothermie dite de basse énergie, qui cible des eaux relativement peu chaudes, est notamment mise en œuvre dans le bassin parisien. Il n'existe en revanche qu'une seule opération industrielle « à haute énergie », produisant de l'électricité grâce à des fluides à haute ou très température, la centrale géothermique de Bouillante, en Guadeloupe. La France développe par ailleurs une expertise dans la technologie « haute énergie » émergente de l'EGS (Enhanced Geothermal System), qui cible des fluides géothermaux présents dans des réservoirs naturellement fracturés dans des régions non volcaniques. Le pilote scientifique de Soultz-sous-Forêts, en Alsace, a été le premier site au monde de ce type à avoir été raccordé au réseau électrique. Depuis,  de recherche d'EGS ont été attribués, et la filière a créé en 2014 un groupement appelé « Geodeep », qui inclut des entreprises comme Alstom, EDF, GDF Suez (Engie) ou Eiffage-Clemessy, et ambitionne de fournir des offres « clés en main » sur des projets. L'Association française des professionnels de la géothermie (AFPG) espère que la filière française pourra réaliser, à terme, une vingtaine de projets représentant une puissance cumulée de , dont  d'EGS en France métropolitaine,  volcaniques dans les départements et régions d'outre-mer, et  volcaniques à l'international.

Chaleur fatale 

La chaleur fatale désigne les rejets de chaleur des activités utilisant des procédés thermiques (sites industriels, incinérateurs de déchets ménagers, centres de données). Elle constitue un gisement dont la récupération est comptabilisée dans les objectifs à atteindre par les énergies renouvelables thermiques. Dans l'industrie, ce gisement est énorme : il atteint , dont presque la moitié à une température supérieure à . Les trois régions les plus industrielles, Grand Est, Hauts-de-France et Auvergne-Rhône-Alpes, concentrent, à elles trois, plus de 45 % du potentiel national. L'ADEME, dans les scénarios qu'elle a établis pour la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), propose de faire passer le volume de chaleur recyclée d'origine industrielle de  par an fin 2016 à  en 2028. Celle émise par les incinérateurs d'ordures ménagères, elle, est déjà largement valorisée avec une « puissance installée » de  envoyés dans les réseaux de chaleur ; elle pourrait croître de moitié d'ici à 2028. Le Fonds Chaleur de l'ADEME a déjà soutenu la production de .

Par exemple, à Charleville-Mézières, Dalkia, gestionnaire du réseau de chaleur de l'agglomération, récupère la chaleur des fours de l'usine de PSA pour alimenter le réseau de chaleur, dimensionné pour chauffer  ; ceci permet de porter à 60 % la part des énergies renouvelables dans l'alimentation du réseau, à laquelle contribue également une chaufferie à biomasse.

Un autre exemple est le partenariat signé en janvier 2019 entre Engie et Arcelor permettant d'alimenter le prolongement du réseau de chaleur de Dunkerque (équivalent de ) en utilisant les gaz des hauts-fourneaux d'ArcelorMittal.

Énergies renouvelables dans les DROM 

La production primaire d'énergies renouvelables dans les DROM atteignait  en 2015. La part importante de la biomasse (35 %) est surtout constituée de la valorisation électrique et thermique de la bagasse, résidu fibreux de la canne à sucre, à La Réunion et en Guadeloupe. L'hydraulique (23 %) est surtout présent en Guyane et à La Réunion. Le faible développement de l'éolien s'explique surtout par sa vulnérabilité aux cyclones tropicaux.

La loi sur la transition énergétique adoptée en 2015 fixe pour les départements d'outre-mer l'objectif de produire plus de la moitié de leur électricité à partir d'énergies renouvelables en 2020 contre 28 % en moyenne en 2014, avec de fortes disparités : 6 % à la Martinique, 62 % en Guyane, grâce notamment à l'hydroélectricité, 18 % en Guadeloupe et 38 % à La Réunion. Le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé qu'en métropole, qui bénéficie du nucléaire amorti et de l'interconnexion des réseaux ; selon le dernier rapport de la Commission de régulation de l'énergie, il était compris entre , contre moins de  sur le marché de gros en métropole. Dans les îles, le solaire et l'éolien se comparent au charbon ou au fuel importés. Le remplacement du charbon par de la biomasse (bagasse) dans les centrales d'Albioma devrait contribuer à se rapprocher de l'objectif, mais le développement des énergies intermittentes est plus compliqué :  (Systèmes Energétiques Insulaires) estime qu'au-delà de 30 % de la capacité électrique installée, elles risquent de déstabiliser le réseau ; cette limite imposée est contestée par les producteurs de solaire et d'éolien, et EDF pourrait la revoir sensiblement à la hausse, à 35 % en 2018 et entre 40 et 45 % en 2023, grâce à un système de stockage centralisé en cours de tests et à la baisse des coûts des batteries. La géothermie et l'énergie des mers ont un potentiel important, et les  installés à La Réunion ont permis d'éviter l'installation de deux ou trois turbines à combustion.

Charbon 

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

La Libération en 1945 marque un changement, car auparavant les mines étaient exploitées par des compagnies privées, mais la loi de nationalisation du  organise l'exploitation du charbon en dix EPIC. Cette époque est marquée par la reconstruction du pays et une augmentation des besoins énergétiques liée au développement économique.

La production nationale culmine en 1958 à  de tonnes environ, puis décline régulièrement jusqu'au premier choc pétrolier de 1973, atteignant . Après une stabilisation à  jusqu'à 1977, le déclin de la production reprend puis s'accélère à partir de 1984, tombant sous la barre des  en 1994, année où le « pacte charbonnier » est signé par les pouvoirs publics. Il vise l'arrêt progressif de l'extraction du charbon. La Houve, la dernière mine encore en exploitation, ferme en avril 2004. La production se limite désormais aux seuls produits de récupération ( par an depuis 2010) issus des terrils du bassin minier du Nord-Pas-de-Calais et du Gard ainsi que des schlamms du bassin lorrain valorisés dans les centrales thermiques du groupe E.ON ; cette production cesse en 2015, si bien que l'approvisionnement en charbon ne repose plus que sur les importations et le déstockage.

Au cours de la période d'exploitation des gisements français,  de tonnes de charbon ont été extraits, dont  de tonnes dans le Nord-Pas-de-Calais, 693 en Lorraine et  de tonnes dans le Centre-Midi.

Pétrole 

La production française de pétrole a été divisée par quatre depuis la fin des années 1980 ; en 2019,  de pétrole brut ont été extraites du sous-sol français, soit un peu moins de 1 % de la consommation nationale. Au , les réserves de pétrole brut () et d’hydrocarbures extraits du gaz naturel représentent environ 25 ans d’exploitation au rythme actuel.

La production s'élevait à  environ en 1970,  en 1990,  en 2000 et  en 2019. Le pétrole extrait provient pour un tiers du bassin aquitain et deux tiers du bassin parisien. Les réserves présentes dans le sous-sol français au  sont estimés à  de pétrole brut et  d'hydrocarbures extraits du gaz naturel de Lacq ; elles correspondent à près d'un mois et demi de la consommation nationale. Au rythme auquel ces réserves sont exploitées, elles sont estimées à  de production.

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

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

Parallèlement, Total est créé le  sous le nom de la « Compagnie française des pétroles » (CFP) afin de gérer les parts que le gouvernement français s'était vu attribuer comme dommage de guerre dans la gestion de la future compagnie pétrolière irakienne, l'Iraq Petroleum Company. À l'origine, c'est une société mixte associant des capitaux d'État et des capitaux privés.

En 1985, sa dénomination est changée en « Total – Compagnie française des pétroles » (Total CFP), puis en Total le . Elle est privatisée en 1993 par le gouvernement d'Édouard Balladur. À la suite de sa fusion avec la belge Petrofina, la société devient « Total Fina SA » en 1999.

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

Une vingtaine d'associations de défense de l'environnement appellent début octobre 2015 le gouvernement à annuler les autorisations de forages d'hydrocarbures accordées le 21 septembre, à quelques semaines de l'ouverture de la COP21 à Paris ; il s'agit de trois permis exclusifs de recherches d'hydrocarbures liquides ou gazeux conventionnels : Champfolie (Seine-et-Marne), Herbsheim (Bas-Rhin) et Estheria (Marne), et de la prolongation de deux autres jusqu'à fin 2018 : Bleue Lorraine en Moselle et Juan de Nova dans les terres australes et antarctiques françaises. Les associations pointent la contradiction entre ces autorisations de forage et les recommandations des scientifiques qui ont clairement établi qu'il fallait geler 80 % des réserves actuelles prouvées d'hydrocarbures pour avoir une chance raisonnable de ne pas dépasser  de réchauffement climatique d'ici la fin du siècle. La ministre de l'Écologie Ségolène Royal relativise l'impact de ces autorisations, qui concernent « des zones où il y a déjà des forages », ajoutant que, dans le même temps, « quatre autres permis ont été refusés », et concluant : .

Gaz naturel 

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

L'injection de gaz de Lacq dans les réseaux, qui a culminé à la fin des années 1970 à plus de , s'est arrêtée définitivement en  ; l'injection de gaz de mine extrait du bassin du Nord-Pas de Calais ne représente plus en 2019 que  contre  au début des . Depuis 2012 a commencé l'injection de biométhane, qui double chaque année :  en 2019 contre  en 2018. En fin d’,  d’une capacité d’injection de  sont raccordées aux réseaux de gaz naturel, tandis que  supplémentaires, représentant une capacité de , sont en cours de développement.

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

Le , dans un discours, lors de la Conférence environnementale, le président François Hollande annonce . Il précise que « Dans l'état actuel de nos connaissances, personne ne peut affirmer que l'exploitation des gaz et huiles de schiste par fracturation hydraulique, seule technique aujourd'hui connue, est exempte de risques lourds pour la santé et l'environnement. ».

À la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie de 2022, l'arrêt des approvisionnements russes par gazoduc prive l'Europe de  de gaz par an. Pour les remplacer, les seules possibilités sur le marché sont le Qatar et les États-Unis. La position de la France sur le gaz de schiste a donc changé : selon l'ONG Reclaim Finance, . Alors qu'en 2020, Engie s'était retirée du projet Rio Grande LNG sous la pression de l'État, son principal actionnaire, en 2022 elle a pu sécuriser un contrat de quinze ans prévoyant la vente de  de GNL chaque année, à partir de 2026, et en mars 2023, TotalEnergies est en passe de conclure un accord avec NextDecade, opérateur du projet Rio Grande LNG, pour la livraison de  de GNL par an.  dénonce les nuisances de ce projet qui .

Gaz de houille 
Le potentiel du gaz de houille (grisou) est évalué à six fois la consommation annuelle française. La société Française de l'énergie, créée en Lorraine en 2009 pour exploiter ce gisement, prévoit de produire à terme 5 % de la consommation annuelle de gaz en France. Pour financer ce projet, elle a lancé le  son introduction en Bourse. Une étude de février 2016 de l'IFEU (), institut allemand de référence dans la recherche sur l'énergie, l'environnement et l'écologie, a mis en évidence le très faible bilan carbone du projet d'exploitation de gaz de houille lorrain : l'extraction de ce gaz émet en moyenne dix fois moins de  que le gaz naturel importé et consommé en France.

Uranium 

En 1946, la prospection d'uranium a débuté sur le territoire national et en 1948 un gisement, très important, est découvert à La Crouzille. En 1955 d'autres gisements sont localisés dans des granitoïdes dans le Limousin, dans le Forez, en Vendée et dans le Morvan. Par la suite la prospection s'est étendue à des formations issues de l'érosion de massifs cristallins anciens, au nord et au sud du Massif central. La dernière mine d'uranium, à Jouac, a fermé en 2001. Cet arrêt de la production nationale n'est pas dû à un épuisement des gisements, mais à la disponibilité de ressources abondantes en uranium à bas prix du fait de l'arrêt du développement du nucléaire aux États-Unis et surtout du recyclage de l'uranium contenu dans les armes atomiques démantelées en vertu des accords de désarmement (traités SALT I et SALT II et surtout traité START).  d'uranium (tU) ont été extraites du sol français jusqu'en 2008. Les réserves restantes identifiées de la France sont évaluées en 2010 à , ce qui correspond à plus d'une année de consommation du parc nucléaire français ( en 2018,  en 2019, en 2020) ; la France produit cependant une partie de ses besoins grâce au retraitement des combustibles usés : la production d'uranium de retraitement s'est élevée en 2018 à  (équivalent de tonnes d'uranium naturel) et en 2019 à , portant le stock d'uranium de retraitement à  fin 2019 ; la France a également consommé du plutonium issu du retraitement :  en 2018 et  en 2019.

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

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

Pétrole et produits pétroliers 
Les importations de pétrole brut s'élèvent en 2019 à , en recul de 8,7 % en 2019 après −7,8 % en 2018, du fait de la baisse de la demande des raffineries françaises en raison notamment de deux grands arrêts de maintenance et surtout d'une tendance, depuis une dizaine d’années, de contraction de l’activité de raffinage en France : les importations de pétrole brut ont ainsi baissé de plus de 40 % depuis 2008. La facture pétrolière s’établit à  en 2019, en baisse de 14,3 % en raison de la chute des cours et de celle des volumes, après de fortes augmentations en 2017 et 2018 (+26 % et +15 %). Entre 2013 et 2016, cette dépense avait diminué de plus de moitié, principalement du fait de l’effondrement des prix fin 2014. Elle reste depuis bien en dessous de son niveau des années précédant cette chute : plus de  de 2019 par an de 2011 à 2013.

Ce pétrole provient essentiellement de six zones géographiques : les pays de l'ex-URSS (29,4 %) ; le Moyen-Orient (20,9 %) ; l'Afrique du Nord (17,2 %) ; l'Afrique subsaharienne (16,0 %) ; la Mer du Nord (7,7 %) et plus récemment l'Amérique du Nord dont la part atteint 7,7 %. La part des pays de l'OPEP reste légèrement supérieure à la moitié (51,9 %), bien qu'elle baisse de 3 points en 2019 après un bond de +6 points en 2018. L'importation de pétrole se fait par oléoducs et par voies maritimes (notamment par les grands ports pétroliers français : Antifer, Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne…).

La France importe, en plus du pétrole brut, des quantités croissantes de produits pétroliers ; le solde importateur atteint  en 2019, contre  en 2018 ; les importations ont augmenté de 6,4 % et les exportations ont baissé de 14,1 %, alors qu’elles diminuaient déjà, à un rythme régulier, depuis 2016 (−1,5 % par an en moyenne). Le déficit est imputable à 90 % au gazole et au fioul domestique :  ; à l'inverse, la France exporte des supercarburants (), du fait de la diésélisation du parc automobile ainsi que du fioul lourd et du naphta. Les trois principaux fournisseurs de produits raffinés sont la Russie (13 %), l’Arabie saoudite (12 %) et les États-Unis (8 %), et les exportations sont aux trois quarts destinées à l'Europe. En valeur, les importations ont totalisé , les exportations  et le solde commercial , dont  pour le gazole et au fioul domestique.

Charbon 
En 2019, la France a importé  de charbon, en baisse de 22 % par rapport à 2018, leur plus bas niveau depuis plusieurs décennies ; elle comprend le charbon vapeur destiné à la production d'électricité et le charbon à coke pour la sidérurgie ; le solde commercial importateur s'élève à , en baisse de 14 %. Ces importations proviennent principalement de la Russie (28 %, part en baisse), de l'Australie (28 %), de l'Afrique du Sud (11 %), des États-Unis (11 %) et de la Colombie (9 %). Les charbons arrivent en France par voie maritime, essentiellement par les ports de Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre/Rouen et Saint Nazaire/Montoir.

Gaz naturel 

Les importations de gaz sont réalisées, selon la provenance, soit par gazoducs venant de Norvège et de Russie par les points d'entrée de Dunkerque, Taisnières et Obergailbach, soit par voie maritime sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL, transporté par méthaniers), par les ports de Fos-sur-Mer, de Montoir-de-Bretagne et de Dunkerque.

En 2019, la France a importé  de gaz naturel, en progression de 11,4 % en 2019 et de 24,2 % en quatre ans, mais la dépense correspondante recule de 12,1 % en 2019 en euros constants, à , en raison de la chute des prix du gaz. Les entrées brutes par gazoducs reculent de 11,1 % à  et celles de GNL progressent pour la quatrième année consécutive, atteignant une part de 37 % des entrées à  contre 28 % en 2011. 32 % des importations de GNL sont réceptionnées à Fos-sur-Mer, 36 % à Montoir-de-Bretagne et 32 % au terminal de Dunkerque. La part des contrats de court terme (moins de deux ans) dans les approvisionnements s'est élevée à 29,9 % en 2019. Les réexportations par les points d’interconnexion du réseau avec l'Espagne, la Suisse et la Belgique ont bondit de 82 % à , après deux années successives de baisse ; le solde importateur recule de 0,4 % à  pour  ; la facture nette recule de 20,2 % à  du fait de la chute des prix, après deux années de hausse.

La Norvège reste le principal fournisseur de la France en 2019 avec 36 % des entrées brutes, devant la Russie (20 %), le Nigeria (8 %), les Pays-Bas (8 %), l'Algérie (7 %) et le Qatar (4 %). La hausse des importations est portée en partie par celle des achats auprès d’autres pays (+30,8 %), dont le développement traduit une diversification des approvisionnements permise par l’importation de GNL ; les achats de gaz naturel sur les marchés du Nord-Ouest de l’Europe, pour lesquels le lieu de production du gaz n’est pas connu avec précision, représentent 18 % des entrées brutes.

En 2019, en raison de la chute des prix du GNL causée par l'abondance des ressources (Australie, Russie, gaz de schiste américain), les importations de GNL ont bondi de 87 % ; les trois terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne et Dunkerque ont fonctionné à plein régime ; le GNL importé provenait à 21 % du Qatar, à 20 % de Russie et à 15 % des États-Unis. L'afflux de GNL s'est accompagné d'un recul de 10 % des importations de gaz par gazoducs depuis la Norvège, les Pays-Bas et la Russie, qui représentent encore les deux tiers des entrées de gaz sur le territoire français. Les flux de transit ont atteint un niveau record : la France a réexporté des volumes en forte hausse vers l'Espagne (+42 %), la Suisse et l'Italie (+105 %).

Le  a été mis en service le terminal méthanier de Dunkerque dont les actionnaires sont EDF (65 %), Fluxys (25 %) et Total (10 %). Ce projet à  d'euros comprend une jetée capable d'accueillir environ  par an, trois cuves de stockage géantes de  de contenance chacune, ainsi qu'une unité de regazéification. Avec sa capacité de  de  par an, il représente près de 20 % de la consommation française et belge de gaz.

Le principal acteur du secteur gazier français est Engie (ex-GDF Suez).

Les importations de gaz russe ont représenté environ 20 % de la consommation de gaz en France en 2020. Des solutions permettraient de réduire cette dépendance, mais aucune ne peut l'éliminer totalement à court terme.

En mars 2022, les pouvoirs publics demandent à TotalEnergies d'installer un terminal flottant de stockage et de regazéification dans le port du Havre. Raccordé au réseau de gazoducs d'Engie, il permettrait d'augmenter les capacités d'importation de GNL de la France pour réduire sa dépendance envers la Russie.

Le 2 mai 2022, Engie signe avec le producteur de GNL américain NextDecade un contrat d'approvisionnement d'une durée de quinze ans pour l'achat de 1,75 million de tonnes de GNL par an à partir de 2026. Engagé dans des négociations avec NextDecade depuis plusieurs années, le groupe a décidé de mettre fin à ses discussions en , sous la pression notamment des pouvoirs publics français. L'État, qui détient 23,6 % d'Engie, lui a fait part de ses réserves sur l'augmentation de ses importations de gaz issu de la fracturation hydraulique alors que la France s'engageait à ne plus apporter de garanties publiques de crédit à l'export pour des projets de gaz ou de pétrole de schiste. L'ONG Les Amis de la Terre souligne que . Engie a déjà amendé en  le contrat qu'il avait signé en 2021 avec Cheniere Energy, le numéro un américain du GNL, pour prolonger sa durée et en augmenter les volumes de  à  de tonnes de GNL par an pendant vingt ans.

Le russe Gazprom cesse ses livraisons par gazoduc à la France à partir du , dans le cadre des répercussions de l'invasion de l'Ukraine, se plaçant de fait en rupture de contrat. Les flux de gaz en provenance des points d'interconnexion situés à l'Est de la France étaient déjà en baisse de plus de 60 % sur les cinq premiers mois de l'année par rapport à 2021. Les importations de GNL, en particulier des États-Unis, ont en contrepartie augmenté de 66 % sur la même période. La France est aussi devenue le premier importateur de gaz liquide produit en Russie par Novatek et TotalEnergies au cours des mois de mars, avril et mai, devant la Belgique, le Japon et l'Espagne. Les travaux de raccordement au réseau gazier d'un terminal flottant d'importation de gaz naturel liquéfié de TotalEnergies démarrent au début de l'automne 2022 ; il pourra recevoir à lui seul près de 10 % de la consommation française. Des groupes de travail sur la « sobriété énergétique » seront mis en place pour définir des plans d'action dans l'objectif de réduire la consommation d'énergie de 10 % en deux ans. Ce terminal flottant, le « Cape Ann », arrive au Havre en septembre 2023 et commence le 26 octobre 2023 à injecter du gaz en provenance de Norvège dans le réseau de GRTgaz.

Le 11 octobre 2023, TotalEnergies signe avec le Qatar deux contrats d'approvisionnement en GNL portant sur une durée de . La compagnie nationale QatarEnergy doit livrer jusqu'à  de GNL par an à la France à partir de 2026. Ces livraisons d'énergie fossile se doivent donc se poursuivre au-delà de 2050, date à laquelle la France s'est engagée à atteindre la neutralité carbone. La France est le quatrième importateur de GNL au monde après le Japon, la Chine et la Corée du Sud.

Uranium (combustible nucléaire) 
Les besoins en uranium de la France ont été de  en 2018 et  en 2019 ; l'OCDE-AEN les estimait en 2020 à  en 2020 et  en 2025.

Le PDG d'Orano, Philippe Knoche, précise lors de la présentation des résultats semestriels d'Orano à l'été 2023 : .

Les réserves mondiales prouvées d'uranium récupérables à un coût inférieur à  sont estimées en 2019 à , dont 28 % en Australie, 15 % au Kazakhstan, 9 % au Canada, 8 % en Russie, 7 % en Namibie ; les ressources récupérables à un coût inférieur à 260 US$/kgU sont estimées à  Les dépenses d'exploration ont chuté à partir de 2015 ; malgré cela, les réserves ont légèrement augmenté puisque les estimations de 2011 étaient de  à moins de  et  à moins de . Au-delà de ces ressources dites « conventionnelles », des ressources « conjecturales » et ressources « spéculatives » sont évaluées à . Par ailleurs, les sources « secondaires » représentent 5 à 10 % des approvisionnements : prélèvements sur les stocks, y compris sur les stocks militaires issus des accords de désarmement, uranium et plutonium de retraitement, uranium appauvri ré-enrichi Le recyclage des combustibles usés sous forme de MOX atteignait en France  en 2016,  en 2017 et  en 2018.

Trois types de combustibles nucléaires sont utilisés dans le parc nucléaire français :
 de l'oxyde d'uranium (UOX) enrichi obtenu à partir d'uranium naturel pour la plus grande part ;
 du combustible mixte d'oxyde d'uranium et de plutonium (MOX) ;
 de l'oxyde d'uranium réenrichi (URE) obtenu à partir d'uranium de retraitement.

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

Les importations d'uranium naturel de la France de 1995 à 2020 proviennent surtout du Niger (24 %), du Canada (15 %), du Kazakhstan (13 %) et d'Australie (8 %). Ces quatre pays figurent parmi les principaux détenteurs de réserves d'uranium. Le rapport « Redbook » de l’Agence pour l'énergie nucléaire de l’OCDE (AEN) fournit une estimation des besoins en uranium de la France sur la période de 2020 à 2040 : ils représentent seulement 11 % des réserves du Niger, 3 % de celles du Canada et 2 % de celles du Kazakhstan.

Sur la période de 2005 à 2020, les  d'uranium naturel importés par la France provenaient pour 92,5 % de six pays : Kazakhstan (20,1 %), Australie (18,7 %), Niger (17,9 %), Ouzbékistan (16,1 %), Namibie (12,3 %) et Canada (7,4 %).

Le montant des importations françaises d’uranium peut être estimé en 2017 entre 500 millions et un milliard d’euros par an. Le coût de l'uranium naturel constitue seulement 5 % du coût de production du kWh nucléaire.

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

Le 12 octobre 2023, Orano signe un protocole d'accord avec son homologue mongol en présence d'Emmanuel Macron et du président mongol Ukhnaagiin Khürelsükh, actant les principaux éléments du futur accord d'investissement permettant le lancement de l'exploitation opérationnelle du gisement d'uranium de Zuuvch Ovoo, dans le sud-ouest du pays. La production de cette mine pourrait représenter jusqu'à 4 % de l'offre mondiale.

Énergies renouvelables 
L'importation de ressources primaires renouvelables est à l'heure actuelle encore modeste, mais les importations d'agrocarburants posent des problèmes au niveau européen : l'Union européenne a ouvert une enquête antidumping sur les importations de biodiesel d'Argentine et d'Indonésie. En France, selon les données des Douanes, .

Principaux acteurs

TotalEnergies 
TotalEnergies est le principal acteur du secteur pétrolier français, et la première capitalisation boursière française au .

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

Total figure à la  du classement « Fortune Global 500 » de 2013 par chiffre d'affaires ( dans le secteur énergie), et à la  pour ses bénéfices.

Engie 
Engie, ex-GDF Suez est  au classement Fortune  de 2013 par chiffre d'affaires ; c'est la  du CAC 40 au 27 février 2014. Sur son site web, GDF Suez se présente (chiffres au 30 juin 2013) comme :
 dans le secteur électrique :  indépendant d'électricité dans le monde ;  mondial d'électricité non nucléaire ;  de capacités de production électrique installées dans le monde, plus  en construction ;
 dans le gaz naturel :  de gaz naturel en Europe,  de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel en Europe et  de capacités de stockage de gaz en Europe ;  d'exploration et/ou de production dans 16 pays;  de réserves prouvées et probables ;  de GNL en Europe et  dans le monde,  de terminaux méthaniers en Europe ; 17 navires méthaniers.

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

Engie a perdu  de clients en cinq ans (2009-2015) sur un total de  d'abonnés au gaz, n'en conservant que 82 % au 31 mars 2015 ; sur le segment des professionnels, sa part est même tombée à 70 %, et en volume à 42 % contre 75 % en 2009. Sur ses  de clients actuels (dont  de particuliers),  ont souscrit à des offres de marché, soit 23 % du total. Engie développe ses ventes d'électricité pour compenser ses pertes dans le gaz ; il s'est fixé un objectif de  de clients à l'horizon 2018 contre 2,3 millions en mars 2015.

EDF 
EDF : est de loin le premier producteur, transporteur, distributeur et fournisseur d'électricité en France,  en Grande-Bretagne et en Italie ;  du  au 27 février 2014. À l'échelle mondiale, EDF a produit  d'électricité en 2012 (dont 84,7 % sans ) avec un parc de  et desservi  de clients ; son chiffre d'affaires a atteint  d'euros, et ses investissements  d'euros. EDF est en 2012 le  mondial d'infrastructures. EDF étend son activité au gaz, en s'appuyant sur l'expérience de sa filiale italienne Edison ; c'est actuellement le principal concurrent de GDF Suez dans le gaz en France, et GDF Suez est son principal concurrent dans l'électricité.

EDF est le principal concurrent d'Engie sur le marché du gaz, avec plus d'un million de clients (9,5 %) au début 2015.

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

Nouveaux acteurs 
Depuis l'ouverture à la concurrence impulsée par l'Union européenne, quelques acteurs nouveaux, souvent étrangers, ont émergé :

 E.ON
  allemand de l'électricité,  mondiale au classement  de 2013, a racheté en 1995 à Endesa la société SNET qui exploite les anciennes centrales à charbon des ex-Charbonnages de France ; E.ON France prévoit de fermer cinq centrales et de les remplacer par des cycles combinés gaz sur les mêmes sites. Le site web d'E.ON France présente les chiffres clés 2012 d'E.ON en France :  ;
 Eni
 pétrolier et gazier italien,  mondiale au classement Fortune 500 de 2013, déjà présent en France dans la distribution de produits pétroliers (-services AGIP, bitumes, lubrifiants) tente depuis 2004 de se lancer dans la commercialisation de gaz avec la marque Altergaz, qui a été remplacée par la marque ENI au . ENI se présente comme premier fournisseur « nouvel entrant » avec une part de marché d'environ 14 % et un volume vendu en 2011 en France de . ENI a franchi la barre des  gaz en France au début 2015, avec  résidentiels et  professionnels fin mars 2015. En octobre 2015, l'entreprise a annoncé devenir fournisseur d'électricité en France dès 2016. ENI prévoit d'atteindre  en France fin 2015, dont  particuliers, avec un chiffre d'affaires de 1 milliard d'euros ; il se place au  du marché du gaz, derrière Engie ( de clients) et EDF (environ  de clients) ; il compte désormais sur l'électricité pour sa croissance à venir, et table sur environ  d'abonnés en 2018, et sur un chiffre d'affaires de  ; les trois-quarts de cette croissance viendront de l'électricité .
 TotalEnergies
 qui a racheté Poweo le 11 juillet 2012 ; ces deux entreprises de fourniture d'électricité et de gaz étaient apparues en 2002 et 2003, à la suite de l'ouverture de ces marchés à la concurrence. En juin 2009, le fondateur de Poweo, Charles Beigbeder vend sa participation à l'autrichien Verbund, le premier producteur d'électricité d'Autriche ; en juillet 2011 Direct Énergie annonce le rachat de la participation majoritaire de l'autrichien, prélude à la fusion de 2012. Le capital de la société est détenu à 60,8 % (72,6 % des droits de vote) par François  Énergie, société holding détenue en majorité par Financière Lov et dirigée par Stéphane Courbit. Son site web la présente comme . Son chiffre d'affaires 2012 était de  pour  d'énergie livrée. Son parc de production comprend surtout un cycle combiné gaz : Pont-sur-Sambre (), ainsi que des petites centrales hydrauliques et des éoliennes en gérance ; en février 2012, Direct Énergie a remporté, en partenariat avec Siemens, un appel d'offres portant sur la construction d'une centrale à cycle combiné au gaz naturel (CCGN) d'une puissance d'environ  sur la commune de Landivisiau (Finistère) (mise en service prévue fin 2016), projet qui s'inscrit dans le Pacte électrique breton ; Direct Énergie développe un autre projet cycle combiné au gaz à Hambach en Moselle (deux tranches de ), mais le Tribunal Administratif de Strasbourg a prononcé l'annulation du permis de construire et de l'autorisation d'exploiter en février 2012.

Bilan énergétique 

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

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

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

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

Selon les estimations de l'Energy Institute, en 2022, la consommation d'énergie primaire de la France s'est élevée à  (Exajoules), en baisse de 10,8 % en 2022 et de 19 % depuis 2012, répartie en 53,6 % de combustibles fossiles (pétrole : 34,7 %, gaz naturel : 16,4 %, charbon : 2,5 %), 31,6 % de nucléaire et 14,7 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité : 5,0 %, autres : 9,7 %). La consommation d'énergie primaire par habitant de la France s'élevait à , inférieure de 24 % à la moyenne des pays de l'OCDE : , mais supérieure de 72 % à la moyenne mondiale :  et de 16 % à celle de la Chine : , mais inférieure de 12 % à celle de l'Allemagne :  et de 54 % à celle des États-Unis : .

La consommation de pétrole, estimée à  en 2022, a reculé de 0,2 % en 2022, de 7,3 % par rapport à 2019 et de 13 % depuis 2012. Elle représente 1,5 % de la consommation mondiale de pétrole (Allemagne : 2,2 %, Royaume-Uni : 1,4 %). La consommation de gaz naturel, estimée à , a reculé de 10,8 % en 2022, de 12 % par rapport à 2019 et de 14 % depuis 2012. Elle représente 1,0 % de la consommation mondiale de gaz naturel (Allemagne : 2,0 %, Royaume-Uni : 1,8 %, Italie : 1,7 %). La consommation de charbon, estimée à , a reculé de 6,1 % en 2022, de 22 % par rapport à 2019 et de 54 % depuis 2012. Elle représente 0,1 % de la consommation mondiale de charbon (Allemagne : 1,4 %, Pologne : 1,1 %, Royaume-Uni : 0,1 %, Italie : 0,2 %).

En 2019, la consommation totale d'énergie primaire réelle s'élève à  (−1,4 %) ; après correction des variations climatiques, elle recule de 1,5 % ; les besoins de chauffage sont un peu plus élevés en 2019 qu'en 2018, du fait d'une légère hausse de la rigueur climatique de la période de chauffe ; cette baisse tendancielle est observée depuis le milieu des . Depuis 2012, année de référence des objectifs nationaux de réduction de consommation d’énergie, la consommation primaire a baissé de 4,1 %, soit 0,6 % en moyenne annuelle, à climat constant.

Cette consommation se répartit en :
 48 % de combustibles fossiles (pétrole 29 %, gaz 16 % et charbon 3 %) ;
 40 % d'électricité primaire nucléaire ;
 12 % d'énergies renouvelables et déchets.

Les conventions utilisées par les statistiques françaises, alignées sur celles de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), contrairement à celles de l'Agence d'information sur l'énergie ou de BP, minorent la part des énergies renouvelables électriques. Ainsi, la production hydroélectrique de la France en 2019 est évaluée par BP à , soit 5,4 % de la consommation d'énergie primaire, contre 2,0 % selon l'AIE ; selon BP, la part des énergies renouvelables électriques en 2019 est de 11,5 % au lieu de 3,9 % pour l'AIE ; en incluant la biomasse, la part totale des énergies renouvelables dans la consommation primaire passe ainsi à 19 %.

Énergie primaire consommée par la branche énergie 
En 2019, la consommation de la branche énergie a représenté 37,7 % de l'énergie primaire consommée ( sur ) ; l'énergie consommée par cette filière est donc équivalente à plus de 60 % de l'énergie consommée par les utilisateurs finaux ; voici les différents postes de consommation de cette filière, par ordre d'importance :
 pertes de conversion : la transformation de l'énergie primaire en énergie secondaire (électricité, produits pétroliers) implique des pertes de rendement : ainsi, on considère que l'énergie nucléaire primaire est la chaleur produite par le réacteur ; le rendement énergétique d'une centrale nucléaire est celui de la transformation de cette chaleur en électricité, soit en moyenne 33 % ; pour comparaison, le rendement d'une centrale thermique au fioul est d'environ 35 % ; en effet la partie aval du processus est identique : ces rendements sont ceux du cycle thermodynamique ;
 pertes de transport et de distribution : pertes des transformateurs électriques, des pertes des lignes électriques, pertes des oléoducs et gazoducs ;
 usages internes : énergie nécessaire à l'enrichissement de l'uranium et à la fabrication des assemblages de combustible nucléaire, de la consommation des centrales hydroélectriques de pompage et des consommations internes des centrales (auxiliaires, transformateurs primaires) ;
 raffinage : pertes lors du raffinage des produits pétroliers ;
 autres transformations : surtout cokéfaction.

Énergie consommée pour les usages non énergétiques 
Cette branche comprend notamment les consommations de :
 goudrons de houille utilisés à des fins non énergétiques ;
 produits pétroliers utilisés dans la pétrochimie comme le GPL, le naphta, le gazole ;
 produits pétroliers utilisés pour le bitume pour les routes, lubrifiants pour les moteurs, white-spirit, essences spéciales, paraffines, cires, coke de pétrole calciné ;
 gaz en tant que matière première dans les industries chimiques et para-chimiques.
En France, la consommation de cette branche correspond à un peu moins de 10 % de l'énergie finale consommée.

Énergie grise associée au commerce international des biens 
L'énergie consommée pour la production des biens importés (moins celle des biens exportés) s'élève en 2020 à environ . L'intégration de cette énergie grise porte la consommation d'énergie primaire de la France de  à .

Conversion en énergies secondaires

Raffinage 

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

Le raffinage en France, comme dans toute l'Europe, est confronté à une baisse de la demande intérieure due aux délocalisations et aux politiques de lutte contre le changement climatique ; il est aussi affecté d'une inadéquation entre la
structure de la demande intérieure, majoritairement tournée vers le gazole, et celle de l’offre. Par ailleurs, la concurrence internationale est intense : les raffineries américaines qui bénéficient d'approvisionnements à bas coût en pétrole et gaz non conventionnels, et les installations géantes du Moyen-Orient et d'Asie, des raffineries modernes situées près des lieux de production du brut ou dans des pays dont la demande est en forte croissance, produisent à moindre coût. Enfin, la réglementation environnementale européenne impose des coûts et des contraintes plus élevés que dans d’autres pays. Le raffinage français se trouvait en surcapacité et ne pouvait répondre à la forte diésélisation du parc automobile national qu'en produisant moins d'essence et plus de gazole, ce qui aurait impliqué des investissements très coûteux dans les installations existantes. Après la fermeture de plusieurs raffineries au début de la décennie, la production des raffineries françaises a baissé d'un quart : moins de  depuis 2012 contre  par an dans les  ; la raffinerie de La Mède, exploitée par Total, a cessé de traiter le pétrole brut fin 2016 et est reconvertie pour produire des agrocarburants. Au total, la France n'a plus que huit raffineries. La raffinerie de Grandpuits en Île-de-France a par ailleurs annoncé la fin de ses activités de raffinage pour 2021, et sa reconversion vers une plateforme sans pétrole, avec une unité de production de biocarburants, une unité de bioplastiques et une unité de recyclage chimique des plastiques. La production nette de produits raffinés s'élève à  en 2019, en recul pour la deuxième année consécutive (−8,6 %, après −6,2 % en 2018).

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

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

Total exploite cinq raffineries en France, qui emploient . Deux sont déficitaires : celle de La Mède, à Châteauneuf-les-Martigues (Bouches-du-Rhône) et celle de Donges (Loire-Atlantique). Le site de La Mède, qui perd entre 150 et 170 millions de dollars par an, va arrêter en 2015 ses activités de raffinage de pétrole brut ( par jour de capacité) et reconvertir ses installations à la production de biocarburants.

Regazéification 

Le gaz naturel liquéfié est retransformé en gaz à son arrivée dans les trois terminaux méthaniers d'Elengy, filiale d'Engie : Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Montoir-de-Bretagne ; le terminal méthanier de Loon-Plage, près de Dunkerque, a été construit par EDF et Total et est entré en service en 2017. EDF et Total ont vendu leurs parts en 2018, laissant le contrôle du terminal au groupe Fluxys.

Production d'électricité

Transport et distribution d'énergie

Oléoducs 

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

L'oléoduc d'Île-de-France achemine du pétrole brut depuis le grand port maritime du Havre jusqu'à la raffinerie de Grandpuits ; long de , il transporte 6 millions de tonnes de pétrole brut et de produits pétroliers chaque année.

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

Gazoducs 

La carte des réseaux de transport de gaz peut être consultée sur le site du ministère de la Transition écologique et solidaire. Les points d'entrée sur le territoire français, en dehors des quatre terminaux méthaniers de Fos-Tonkin, Fos-Cavaou, Montoir-de-Bretagne et Dunkerque, sont à Dunkerque (gaz de Norvège), Alveringem et Taisnières (gaz de Norvège et des Pays-Bas) et Obergailbach (gaz de Russie) ; les points de sortie vers la Suisse à Oltingue et La Cure et vers l'Espagne à Biriatou et Larrau.

En 2019, le réseau de transport de gaz compte  de gazoducs, dont  exploités par Teréga, filiale de Total, dans le Sud-Ouest et  exploités par GRTgaz (filiale d'Engie) ; le réseau de distribution est composé de  de canalisations exploitées par GrDF, filiale d'Engie et 24 autres gestionnaires, parmi lesquels 22 entreprises locales de distribution. Deux opérateurs exploitent les  de stockage souterrain français : Storengy (dix sites en nappes aquifères et trois cavités salines) et Teréga (deux sites en nappes aquifères).

Le projet MidCat-STEP de gazoduc entre la Catalogne et le Midi de la France, à travers les Pyrénées, est définitivement abandonné après l'annonce, le , par l'Espagne, la France et le Portugal, d'un accord sur la construction d'un nouveau gazoduc reliant Barcelone à Marseille en passant sous la mer Méditerranée. Ce gazoduc serait destiné au transport de l'hydrogène vert et d'autres gaz renouvelables, mais le gaz naturel fossile pourra y circuler  (une limite de 15 % est évoquée). Sa mise en service est prévue au plus tôt en 2030. Les opérateurs gaziers espagnol (Enagás), portugais (REN) et français (Teréga et GRTgaz) ont transmis des éléments préliminaires aux trois gouvernements concernés : la longueur du gazoduc posé au fond de la mer varierait entre , selon trois tracés possibles. Les trois pays concernés lancent le  le projet « H2Med », qui englobe deux gazoducs : l'un, court, entre le Portugal et l'Espagne, et l'autre, plus long et plus complexe, le « BarMar », qui reliera par voie sous-marine Barcelone et Marseille pour transporter  d'hydrogène vert produit dans la péninsule ibérique à partir de 2030, soit 20 % du total des objectifs de production européens. Le coût du chantier est estimé à , dont la moitié serait couverte par des fonds européens.

Les compteurs de gaz chez les particuliers vont être remplacés jusqu'en 2022-2023 par le compteur communicant Gazpar ; son déploiement a été annoncé le  par GrDF, après que le gouvernement a donné son feu vert en août ; GRdF investira 1 milliard d'euros dans ce projet. Ce compteur sera relevé à distance grâce à un module radio, permettant la facturation sur la consommation réelle sans relève physique du compteur ; un relevé quotidien sera accessible par internet ; des opérations de vérification et maintenance à distance seront possibles.

L'accès des tiers aux réseaux de transport et de distribution du gaz a été garanti par la loi du  relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie ; la Commission de régulation de l'énergie a été chargée de la régulation de l'ouverture à la concurrence du secteur de l'énergie.

La fourniture de gaz aux particuliers est assurée par une quarantaine de fournisseurs (expéditeurs ou traders) sur environ 190 fournisseurs autorisés en France. L'ouverture totale des marchés est effective en France depuis le .

L'équilibrage entre l'offre et la demande est assuré grâce à onze sites de stockages souterrains, pour une capacité utile de l'ordre de , soit près de 30 % de la consommation nationale.

Énergie finale consommée

Répartition par énergie de l'énergie finale consommée 

L'électricité représentait 24,7 % de la consommation finale d'énergie en France en 2019 ; sa part dans la consommation finale du secteur résidentiel était de 36,7 %, dans celle de l'industrie de 36,1 % et dans celle du secteur tertiaire de 54,6 %.

Le graphique ci-dessus montre les grandes lignes de l'évolution de la consommation finale par énergie :
 la consommation totale a augmenté de 6 % en 29 ans ; elle a connu un pic en 2006 à , puis une chute de 4,1 % en 2009, suivie d'un lent déclin, une remontée en 2015-17 puis un recul de 3,2 % entre 2017 et 2019 ;
 large prédominance du pétrole : cependant, après une progression quasi-continue de 1986 à 2002, il a commencé à décliner, puis a chuté très nettement à partir de la crise de 2008 ;
 forte progression du gaz (+23 % en 29 ans) et de l'électricité (+43 %), mais le gaz, après avoir connu son apogée en 2005, a commencé à reculer et l'électricité elle-même a subi une baisse de 3,4 % en 2009 ;
 déclin du charbon (−81 % en 29 ans), qui n'est quasiment plus utilisé (hors production d'électricité) que dans la sidérurgie, dont l'activité régresse d'année en année ;
 progression de la biomasse et des déchets, surtout à partir de 2006, grâce au décollage des biocarburants.

Selon Eurostat, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie en France atteignait 19,3 % en 2021, inférieure à la moyenne de l'Union européenne : 21,8 %, mais légèrement supérieure à celle de l'Allemagne : 19,2 %.

Répartition par secteur de l'énergie finale consommée 

En 2019, les ménages français ont consommé  d’énergie, dont  dans leurs logements et  pour leurs déplacements. Ils ont consacré  à leurs dépenses d'énergie. Leur facture énergétique a été de  par ménage, dont  pour l’énergie dans le logement et  pour les achats de carburants. Cette facture totale est stable en euros constants entre 2018 et 2019, alors qu’elle avait augmenté les deux années précédentes (+5,6 % en 2018 et +3,7 % en 2017). La hausse de la dépense d’énergie liée au logement (+0,8 %) est compensée par la baisse de celle de carburants (−0,9 %), qui avait augmenté fortement en 2017 (+8,8 %) et en 2018 (+10,2 %). La dépense de produits pétroliers baisse de 5,8 %, celle d'électricité augmente de 1,3 % et celle de gaz de 3,2 %.

L'énergie représente 8,9 % des dépenses réelles des ménages (hors loyers) en 2019 et 5,7 % de leur consommation effective (avec loyers et services sociaux). Cette part est stable après une hausse de 0,4 point entre 2017 et 2018. Elle demeure éloignée de son pic atteint en 1985, à 11,9 %.

Le tableau ci-dessous donne les mix énergétiques (répartition des consommations par énergie) de chaque secteur en 1981 et en 2015, puis les taux de variation des consommations sur 34 ans de chaque énergie dans chaque secteur :

Ce tableau synthétise bien les parts de marché des énergies et leur évolution :
 forte baisse du charbon et du pétrole, sauf dans les transports où ce dernier garde encore une part très prépondérante : 91,9 % (ainsi que dans l'agriculture : 74,4 %) ; certes, sa part s'y effrite quelque peu (98,3 % en 1981), surtout du fait de l'introduction des biocarburants, mais en valeur absolue sa consommation a augmenté de 44 % en 34 ans ;
 forte progression du gaz naturel (sa part passe de 13,6 % à 20,7 %) dans tous les secteurs sauf le transport, où le GNV (gaz naturel véhicule) et le GPL (gaz de pétrole liquéfié) ne représentent encore que 2 % de la consommation ; dans les autres secteurs, le gaz a très largement remplacé le charbon et le pétrole ;
 progression encore plus forte de l'électricité, dont les parts de marché ont presque doublé en 34 ans (24,9 % contre 14,2 %), sauf dans les transports, où sa progression, certes forte en valeur absolue, n'est que modeste en part de marché : le développement du TGV et des tramways a été en partie compensé par le déclin du fret ferroviaire, dont la compétitivité est compromise par les avantages fiscaux massifs accordés aux transporteurs routiers ;
 forte progression des EnR thermiques, grâce au développement du chauffage au bois et des agrocarburants.

Consommation énergétique des transports 

Le secteur des transports est un des principaux consommateurs d'énergie en France. La dépendance de ce secteur aux produits pétroliers et sa contribution au réchauffement climatique peuvent être réduites grâce à la taxe carbone, dans le cadre de la politique de transition énergétique. D'un point de vue énergétique, le mode de transport le plus efficace est le transport sur rail, aussi bien pour les passagers que pour les marchandises.

L'énergie finale consommée dans les transports s'élève à  en 2021, soit 32 % de l'énergie finale du pays et se décompose comme suit :

Si l'on tient compte des soutes internationales, normalement exclues des statistiques énergétiques des pays, il faut rajouter :

L'électricité consommée par la SNCF représente 7 TWh/an.

Chauffage des bâtiments 
En 2019, le chauffage est marqué par la transition énergétique : les ventes de chaudières classiques au fioul (trois millions de chaudières restantes, sur un parc de  de logements) et au gaz ont chuté de 29 % et celles de chaudières gaz à condensation ont reculé de plus de 5 %, à  installées ; celles de pompes à chaleur air/eau ont progressé de 83 % à , celles de pompes à chaleur réversibles air/air de 27 % à , et celles de chauffe-eau thermodynamiques de 13 % à .

La nouvelle réglementation environnementale des bâtiments neufs en préparation, dite « RE2020 », devrait être indirectement plus favorable que la précédente à l'électricité aux dépens du gaz naturel. Elle prendra en compte l'empreinte carbone des bâtiments sur tout leur cycle de vie, de la construction à la démolition. Le Royaume-Uni a fait un choix plus clair en interdisant le gaz dans les bâtiments neufs à partir de 2025.

La RE2020 entrainera la disparition progressive des logements neufs chauffés au gaz naturel, un mouvement déjà engagé en Suède, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni qui ont adopté des réglementations similaires. En effet, elle imposera aux bâtiments neufs des plafonds de consommation énergétique et d'émission de gaz à effet de serre à partir de l'été 2021 ; le plafond d'émission autorisé sera fixé dès 2021 à  de  par an et par mètre carré pour les maisons, ce qui exclura de facto le gaz naturel ; pour les appartements, ce plafond sera de  par , ce qui laisse encore la possibilité d'installer du chauffage au gaz, à condition que l'isolation des logements soit très performante, mais il passera à  en 2024, excluant de fait le chauffage exclusivement au gaz, mais permettant des solutions hybrides. Ce délai permettra de développer les alternatives : réseaux de chaleur, chauffage à biomasse, pompes à chaleur collectives, solaire thermique. Afin de limiter les risques de voir se multiplier les convecteurs électriques, la réglementation introduit également un plafond de consommation d'énergie primaire non renouvelable.

Un rapport publié fin 2020 par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) et le gestionnaire du réseau haute tension RTE étudie une trajectoire de transition énergétique pour 2035 : le premier prérequis consiste à accélérer les rénovations de logements de  par an actuellement à  par an, et de les rendre plus efficaces (passer de 30 % de réduction des besoins de chauffage à 50 %). Le second prérequis consiste à remplacer des chauffages polluants par des chauffages non polluants : disparition du chauffage au fioul (12 % des logements en 2020), baisse de la part du gaz de 41 % à 31 %, dont un tiers de biogaz, multiplication par trois de la part des réseaux de chaleur urbains (de 4 % à 12 %) et développement massif des pompes à chaleur électriques (de 4 % à 18 %) ; la part des radiateurs électriques baisserait de 34 % à 30 % et le chauffage au bois passerait de 4 % à 9 %. Cette transition nécessite des investissements massifs : au total, RTE et l'Ademe estiment que la tonne de  évitée reviendrait à , ou  avec des effets d'échelle, soit plus de dix fois le prix actuel du carbone en Europe. Le rapport constate que . Il préconise de concentrer les efforts d'abord sur le remplacement du chauffage au fioul et sur la rénovation des passoires thermiques.

Consommation de produits pétroliers 
La consommation finale de pétrole raffiné en France est donnée par le tableau suivant :

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

Le déclin du charbon est général ; il ne reste utilisé que dans la sidérurgie (39 %), le reste de l'industrie (15 %) et surtout la production d'électricité (43 %).

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

En 2022, à la suite de la crise énergétique mondiale, le nombre de foyers chauffés au gaz recule pour la première fois : GRDF évoque un chiffre provisoire de  en moins et un véritable coup d'arrêt sur les nouveaux raccordements. Le nombre de clients utilisant le gaz pour la cuisson baissait déjà depuis plusieurs années.

Marchés de l'électricité et du gaz

Secteur de l'électricité

Production d'électricité 

En 2022, la production nette d'électricité provenait pour 62,7 % du nucléaire, pour 26,3 % de sources d'énergies renouvelables (production hydroélectrique : 11,1 %, éolien : 8,6 %, solaire : 4,2 %, bioénergies : 2,4 %) et pour 11,1 % de centrales thermiques fossiles (surtout gaz : 9,9 %).

Consommation d'électricité 

En , la consommation d'électricité a été multipliée par 3,6, celle du secteur résidentiel-tertiaire par 7,3 et celle de l'agriculture par 3,1 ; celle de l'industrie ne s'est accrue que de 70 % et celle des transports de 99 %. La part de l'industrie (sidérurgie comprise) est passée de près de 60 % en 1970 à 26,8 % en 2015, alors que celle du résidentiel-tertiaire est passée de 34 à 69 %. La désindustrialisation et la tertiarisation de l'économie française se lisent clairement dans ces chiffres.

La consommation française d'électricité par habitant était en 2019 de , supérieure de 116 % à la moyenne mondiale :  et de 7 % à celle de l'Allemagne : , mais inférieure de 45 % à celle des États-Unis : .

Réseaux de chaleur

Production de chaleur 
En 2019,  de chaleur destinés à la vente ont été produits en France. Nets des pertes de distribution,  ont été livrés aux consommateurs, dont plus de la moitié provenant des réseaux de chaleur, le tiers restant étant issu de centrales de cogénération. On dénombre près de  de chaleur, dotés d'une puissance thermique totale d'environ , dont près de  en Île-de-France. Ils ont livré  en 2019, en progression de 0,7 % ; leur consommation d'énergie primaire de  est dominée par le gaz naturel (35 %), suivi de la chaleur issue de l'incinération des déchets urbains (24 %), puis de la biomasse (23 %) ; le fioul et le charbon, dont la part était de 60 % en 1990, ne représentent plus que 4 % du bouquet énergétique des réseaux ; la part des énergies renouvelables a plus que doublé depuis le début de la décennie, pour atteindre 44 % en 2019, en progression de 3 points en un an ; avec les énergies de récupération telles que la part non renouvelable des déchets urbains et la chaleur industrielle récupérée, la part d’énergies renouvelables et de récupération atteint 56 %. Plus du quart des réseaux de chaleur (27 %) possèdent un équipement de cogénération ; la chaleur produite par ces équipements représente environ , soit 17 % du total des livraisons des réseaux.

La production simultanée de chaleur et d'électricité en cogénération permet des rendements énergétiques globaux supérieurs à leur production séparée ; c'est pourquoi les pouvoirs publics, à la fin des , ont soutenu leur développement. C'est également une priorité européenne, une directive sur la cogénération ayant été adoptée en 2004, remplacée et complétée par la directive 2012/27/UE du  relative à l’efficacité énergétique.

En 2019, les installations de production d’électricité avec procédé thermique de cogénération, hors réseaux de chaleur, ont produit  de chaleur, dont  ont été livrés, nets des pertes de distribution, à des utilisateurs tiers, le reste étant auto-consommé par l'entreprise productrice. Ces installations ont brûlé principalement du gaz naturel (39 %), des déchets urbains (15 %), du bois et déchets agricoles (12 %), des produits pétroliers (10 %), des résidus de papeterie (10 %), des produits charbonniers (5 %) et du biogaz (4 %). Les réseaux de chaleur sont généralement utilisés par des collectivités locales pour chauffer, via une chaufferie collective, des bâtiments publics ou privés de leur territoire ; des initiatives privées sont aussi en place. Leur taille varie du petit réseau à biomasse rurale à celui de Paris, alimenté par plusieurs centrales de production et assurant un tiers du chauffage collectif de la capitale.

Ces réseaux de chaleur ont été alimentés de  () en 2019, soit 1,1 % de la production mondiale de chaleur, loin derrière la Chine (, 35,5 %), la Russie (, 34,4 %) et l'Allemagne (, 3,0 %). En 2020, la production de chaleur est estimée à . Cette production de chaleur se répartit entre les centrales de cogénération (57 %) et les chaufferies (43 %).

Le plus gros réseau de chaleur est géré par la Compagnie parisienne de chauffage urbain (CPCU). Il est alimenté par les centrales de cogénération du groupe TIRU, qui brûlent des déchets urbains de Paris et d'une partie de la région parisienne. Metz alimente un réseau de chaleur par l'Usine d'électricité de Metz. Grenoble a aussi un réseau de chaleur et celui de Toulouse, alimenté par l'incinération de déchets, doit en sus récupérer la chaleur des supercalculateurs de l'espace de recherche Clément Ader. À Strasbourg, ES Services Énergétiques (filiale d'Électricité de Strasbourg), issue de la fusion d'Ecotral et de Dalkia Bas-Rhin, gère des réseaux de chaleur dont à Strasbourg, avec trois grandes installations représentant un total de  et alimentant .

Consommation de chaleur 
En 2019, la consommation de chaleur atteignait , dont 43,5 % dans l'industrie, 34,5 % dans le secteur résidentiel, 21,5 % dans le tertiaire et 0,5 % dans l'agriculture. Elle représentait 2,5 % de la consommation finale d'énergie du pays.

Impact environnemental

Émissions de gaz à effet de serre : approche territoire 

Les émissions de gaz à effet de serre en France, qui étaient déjà reparties à la hausse en 2015, après une baisse quasi ininterrompue depuis la fin des , ont à nouveau progressé en 2016, selon les résultats présentés le  par Nicolas Hulot, alors ministre de l'écologie : les émissions nationales ont atteint  (millions de tonnes équivalent ) en 2016, soit 3,6 % de plus que le plafond indicatif fixé par la Stratégie nationale bas carbone (SNBC), de . Ces émissions sont imputables pour l’essentiel aux secteurs des transports (29 %), de l’agriculture (20 %), du bâtiment (19 %) et de l’industrie (18 %) ; la production d’énergie pèse pour 11 % et le traitement des déchets pour 4 %. Le dérapage par rapport à la feuille de route de la SNBC est particulièrement important dans le domaine du bâtiment, où le dépassement atteint +11 %, et dans celui des transports (+6 %) ; il est plus modéré pour l’agriculture (+3 %) et le secteur de l’industrie est à peu près en phase avec les objectifs nationaux ; les émissions de la production d’énergie ont été inférieures de 8 % à l’objectif.

L'Agence européenne pour l'environnement fournit les statistiques d'émissions de gaz à effet de serre dues à l'utilisation d'énergie en France, passées de  (millions de tonnes d'équivalent ) en 1990 à  en 2018, dont  de  (contre  en 1990),  de méthane (contre  en 1990) et  de  ( en 1990) ; en , ces émissions ont baissé de 18,2 %. La part de l'utilisation d'énergie dans les émissions totales de la France est de 70,1 %. Les autres émissions proviennent de l'agriculture (), des procédés industriels () et des déchets () ; elles sont en partie compensées par celles liées à l'utilisation des terres, leurs changement d'affectation et à la forêt (UTCATF) : .

Au niveau de l'Union européenne, selon l'AEE, le recul de ces émissions entre 1990 et 2018 a été de 22,2 %.

Le ministère de la Transition écologique fournit d'autres détails :
 répartition des émissions de GES dues à l'utilisation d'énergie en France en 2018 et dans l'Union européenne :
 transports : 42,3 % (UE : 28,5 %),
 résidentiel-tertiaire : 22,8 % (UE : 15,9 %),
 industrie de l'énergie : 14,7 % (UE : 37,4 %), écart expliqué par l'importance de la production d'électricité nucléaire en France,
 industrie manufacturière et construction : 16,3 % (UE : 15,5 %),
 autre combustion d'énergie (agriculture) : 3,5 % (UE : 2,8 %) ;
 répartition des émissions de GES des transports intérieurs en 2018 en France : 94,4 % proviennent du transport routier, dont 53,0 % des véhicules particuliers, 19,1 % des véhicules utilitaires, 21 % des poids lourds et 1,3 % des deux-roues ; les autres modes de transport se répartissent 5,6 % : transport aérien (vols intérieurs) 4,0 %, transport maritime et fluvial 1,0 %, transport ferroviaire 0,3 %, autres 0,3 % ;
 émissions de GES dans l'industrie manufacturière et la construction en France : −48 % en 28 ans (1990-2018) ; cette baisse est de 40 % dans l'Union européenne ; l'essentiel de la baisse provient de la chimie : −66 %, notamment grâce à une réduction de 96 % des émissions de  ; trois secteurs totalisent 75 % des émissions de l'industrie en 2018 : la métallurgie, la chimie et la fabrication de minéraux non métalliques (ciment, chaux, verre, etc) ;
 émissions de GES dues à l'énergie des secteurs résidentiel et tertiaire en France :
 résidentiel : −28 % de 1990 à 2018, avec des fluctuations en dents de scie, du fait des variations de température qui influencent fortement les consommations de chauffage ; en 2018, les émissions sont dues au chauffage pour 82 %, à l'eau chaude sanitaire pour 12 % et à la cuisson pour 7 % ; le gaz naturel y contribue pour 64 %, le fioul pour 28 %, le butane et le propane pour 5 % et le charbon pour 2 %,
 tertiaire : −6 % de 1990 à 2018, avec les mêmes fluctuations.

L'Agence européenne pour l'environnement estime les émissions de gaz à effet de serre pour produire  d'électricité en 2019 :
 moyenne UE-28 :  ( en 1990) ;
 pays où la filière charbon reste dominante :  en Allemagne ( en 1990) et  en Pologne ( en 1990) ;
 pays très largement décarbonés :  en France ( en 1990) et  en Suède ( en 1990).

Émissions de gaz à effet de serre : approche empreinte 
Une approche très différente (au niveau de la consommation finale et non au niveau de la production d'énergie) dénommée approche empreinte ou EClimat comptabilise l'ensemble des émissions de gaz à effet de serre générées par la consommation de produits et services des Français (y compris les services publics), par la construction et la consommation d'énergie de leur habitat, ainsi que par leurs déplacements, que ces émissions aient lieu sur le territoire français ou non. Cette méthode permet d'éliminer l'effet des échanges internationaux et des délocalisations, qui font baisser les émissions en France en les déplaçant à l'étranger. Avec cette approche, les émissions de GES par personne pour la consommation finale se sont élevées en 2012 à  par personne, en moyenne.

En 2019, l'empreinte carbone de la France est estimée à , soit  par habitant. Elle a augmenté de 7 % par rapport à 1995, les émissions intérieures ayant diminué de 25 %, tandis que les émissions associées aux importations se sont accrues de 72 %. Les gaz à effet de serre émis sur le territoire français, nets des importations, sont évalués à , et les émissions associées aux importations de biens et services consommés en France à , soit 54 % du total de l'empreinte carbone. Après une progression de  en 1995 à  en 2005, le niveau de l’empreinte par habitant amorce une décroissance sur la dernière décennie ; en 2019, il est inférieur de 5 % au niveau de 1995.

De 2008 à 2012, l'empreinte carbone des Français a augmenté de 1,3 % à  ; la population française ayant augmenté de 2 % dans le même temps, les émissions par personne ont légèrement diminué, de  à  (−0,7 %). Plus en détail, la consommation moyenne d'énergie par mètre carré des logements a baissé de 5 %, principalement grâce aux travaux de rénovation énergétique (la consommation de fioul a particulièrement décliné sur la période : −18 %) ; mais cette avancée a été compensée par l'augmentation de 40 % des émissions liées à la fabrication des produits électroniques (tablettes, smartphones, TV) achetés par les Français (exemple : la fabrication d'une télévision à écran plat  engendre les émissions de , soit 12 % du bilan carbone annuel d'un Français) ; les voyages en avion (en passager.km) ont augmenté de 18 % ; l'amélioration de l'efficacité énergétique des avions a permis de limiter la hausse des émissions à +7 % ; les émissions liées aux déplacements en voiture ont baissé de 1 %, la consommation unitaire moyenne des véhicules ayant diminué de 4 %, grâce au renouvellement progressif du parc par des véhicules plus performants, mais le parc automobile a continué d'augmenter.

Un calcul similaire, effectué par le ministère de l'Écologie sur une période plus longue, conclut qu'en 2010, l’empreinte carbone par personne est identique à celle de 1990, alors que le niveau moyen par personne des émissions sur le territoire a diminué de 19 %. L’empreinte carbone d’un Français, qui tient compte des échanges extérieurs, s’élève en 2010 à environ  (dont  pour le ), soit 51 % de plus que la quantité émise sur le territoire national : . Au cours de cette période, les émissions associées aux importations se sont accrues de 62 % pour atteindre la moitié de l’empreinte carbone de la consommation de la France en 2010.

Sur la base d’une estimation provisoire, l’empreinte carbone est estimée à  équivalent  en 2016, en baisse de 5,5 % par rapport à 2010. L’empreinte carbone moyenne des Français a augmenté de 1,2 % sur la période 1990-2016. Au cours de la même période, le niveau moyen des émissions par habitant sur le territoire a diminué de 16,4 %.

Un calcul détaillé, présenté dans le journal Les Échos, évalue l'empreinte carbone moyenne des Français en 2015 à  (tonnes équivalent-carbone), dont  (24,1 %) dans les transports (en particulier l'automobile : 16,3 %),  (22,4 %) dans le logement (en particulier le chauffage : gaz 5,4 %, fioul 4,1 %),  (19,5 %) dans l'alimentation (en particulier viande et poisson : 9,5 %),  (21,7 %) dans les biens de consommation (en particulier informatique et électronique : 8,5 %) et  (12,3 %) dans les services.

Émissions de  - approche territoire 

Avec des méthodes d'estimation légèrement différentes de celles de l'Agence européenne pour l'environnement (facteurs d'émissions, périmètre), l'Agence internationale de l'énergie (AIE) arrive à des chiffres un peu plus faibles pour les émissions de  dues à la combustion d'énergie :

Les émissions de  de la France atteignaient  par habitant en 2019, légèrement inférieures à la moyenne mondiale : . Comparée aux autres puissances économiques majeures, la France rejette beaucoup moins de  par habitant que les États-Unis : , l'Allemagne :  et la Chine : .

L'AIE fournit également les émissions de 2019 : , en recul de 3,4 % par rapport à 2018 ; par habitant : .

La baisse des émissions varie fortement en fonction des variations climatiques (températures, précipitations) : ces émissions ont baissé de 8 % en 2011, année chaude, alors que les émissions de 2010 était proches () de celles de 1990.

Autres données :
 émissions de  dues à la production d'électricité et de chaleur (chauffage urbain) en France :  en 2018 (Union européenne : , dont Allemagne : ).

Dépenses pour la lutte contre le changement climatique 
Selon une étude publiée le  par l'I4CE - Institute for Climate Economics, organisme de recherche en économie du climat fondé par la Caisse des dépôts et l'Agence française de développement, les différents agents économiques français ont dépensé en 2013 environ  d'euros pour le climat, montant équivalent à deux tiers de la facture énergétique du pays. Près de la moitié des « investissements climat » sont allés à des dépenses d'efficacité énergétique, soit , dont l'essentiel (15,8 milliards) a été capté par le bâtiment, destination première de tous ces financements () liés au réchauffement, dont 50 % financés par les ménages ;  sont allés aux transport, en particulier au développement des transports collectifs (TGV, bus). Plus de la moitié () des sommes engagées pour le climat en 2013 résultait d'une décision publique, que ce soit pour financer, cofinancer ou seulement subventionner une opération ; mais la part des incitations publiques (taxe carbone, aides et subventions) est modeste : .

Politique énergétique

Transition énergétique 

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

Cette transition énergétique est développée selon les axes suivants :
 Comment aller vers l'efficacité énergétique et la sobriété énergétique ? (par exemple, en changeant les modes de vie, de production, de consommation, de transport) ;
 Quelle trajectoire pour atteindre le mix énergétique en 2025 ? ; question prospective sur les scénarios (2030 et 2050) possibles pour respecter les engagements climatiques du pays (diminuer les émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2030 puis de 60 % en 2040, et encourager les autres pays européens à faire de même).
 Quels choix en matière d'énergies renouvelables ? et quels soutiens aux principales alternatives que sont l'éolien et le solaire (l'intégration du solaire au bâti, devrait être encouragé par une aide de 10 % supplémentaire, selon l'origine des composants photovoltaïques) ;
 Quels coûts et financement pour les alternatives, le conseil, l'aide aux investissements pour l'éolien et le solaire, la recherche, la rénovation et l'extension des réseaux de chaleur, de biomasse et de géothermie (malgré un « fonds Chaleur » prévu en légère baisse en 2013 qui doit évoluer de  en 2012 à  en 2013). Une solution pourrait être une évolution de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), une taxe prélevée sur la facture électrique.

Le projet de loi sur la transition énergétique est adopté par l'Assemblée nationale puis présenté au Sénat en octobre 2014; parmi les mesures marquantes, on peut noter :
 un allègement fiscal de 30 % pour les travaux de rénovation énergétique ;
 une simplification des critères d'éligibilité au crédit d'impôt développement durable : suppression de l'obligation de réaliser un « bouquet » de travaux, qui pourront donc être réalisés un par un ;
 un chèque énergie pour les ménages modestes, qui devrait à terme remplacer les tarifs sociaux existants sur le gaz et l'électricité, en étendant l'aide à tous les modes de chauffage ;
 la promotion du système de tiers-investisseur : les régions pourront prendre en charge les travaux de rénovation d'un logement et se rembourser sur les économies d'énergies réalisées ;
 l'installation de sept millions de points de recharge pour véhicule électrique d'ici à 2030 ;
 la majoration du bonus pour l'achat d'un véhicule électrique jusqu'à  s'il s'accompagne de la mise au rebut d'un véhicule diesel ;
 une dotation spécifique de 5 milliards € pour les projets de transports durables des collectivités, issus des prêts « croissance verte » à 2 % que va mettre en place la Caisse des dépôts ;
 la réduction de 75 % à 50 %, à l'horizon 2025, de la part du nucléaire dans la production d'électricité sera inscrite dans la loi, mais pas la durée de vie des centrales (40 ans) ni la fermeture de Fessenheim ; la programmation pluriannuelle des investissements précisera tous les cinq ans la trajectoire de cette évolution ;
 la montée en charge des énergies renouvelables : 40 % de la production d'électricité d'ici à 2030 (18,6 % en 2013) ; les prêts « croissance verte » encourageront les collectivités locales à développer les énergies renouvelables ;
 afin d'accélérer le développement de la production et la distribution de chaleur issue de sources renouvelables (bois, biomasse, déchets, recyclage d'énergie…), le Fonds Chaleur géré par l'ADEME sera doublé en trois ans ;
 pour développer la production de biogaz à partir de déchets agricoles et le substituer progressivement au gaz fossile,  de méthaniseurs seront lancés dans les territoires ruraux ;
 une série de simplifications de procédures administratives (études préalables, coûts des démarches…) pour l'installation d'éoliennes ou de panneaux solaires ;
 le développement d'une économie circulaire, ayant l'objectif de réduire de 7 % la quantité de déchets ménagers d'ici 2020 et de 50 % les déchets mis en décharge à l'horizon 2025.

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (loi  du 17 août 2015) est adoptée par le législateur le 22 juillet 2015 puis validée le 13 août 2015 par le Conseil constitutionnel, et publiée au Journal officiel le 18 août 2015.

En octobre 2020, lors des discussions autour du projet de loi de finances 2021, le ministère de l'Économie annonce l'inscription dans la loi d'un « plan climat », qui prévoit une sortie progressive du financement public des garanties à l'exportation pour les projets relatifs aux énergies fossiles. L'arrêt du soutien aux nouveaux projets de pétrole de schiste interviendrait dès 2021, celui aux gisements pétroliers en 2025, et celui aux projets gaziers en 2035. En 2019, un premier pas avait été fait avec la fin prévue des garanties à l'exportation pour les projets dans le charbon et la fracturation hydraulique. Les assurances-export accordées pour les projets pétroliers et gaziers correspondent à des encours de 2,7 milliards d'euros.

Stratégie nationale bas carbone 
La ministre de l'Énergie Ségolène Royal, a publié le 13 novembre 2015 la « stratégie nationale bas carbone » comportant des mesures d'application de la loi de transition énergétique, en particulier un projet de PPE (Programmation pluriannuelle de l'énergie) à horizon 2018 et 2023 prévoyant d'accélérer le développement des renouvelables (+60 % d'ici 2018). En particulier, la puissance installée du solaire photovoltaïque et de l'éolien devra passer de  fin 2014 à  en 2018, et de  en 2023. Les procédures seront simplifiées. Un calendrier prévoit plusieurs appels d'offres par an dans le solaire, pour  en 2016, et  sur chacune des deux années suivantes. Des appels d'offres seront organisés pour augmenter de  la production de la petite hydroélectricité et accroître de  les injections de biométhane dans les réseaux. La puissance installée de l'éolien en mer sera de  en 2023, plus  de nouveaux projets.

Rapport de la Cour des comptes sur le soutien aux énergies renouvelables 
Dans un rapport de mars 2018 sur les politiques publiques de soutien au développement des énergies renouvelables, la Cour des comptes note que la stratégie formulée par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) repose sur un double objectif :
 limiter les émissions de gaz à effet de serre d'une part,
 réduire à 50 % en 2025 la part de l'énergie nucléaire dans le mix électrique d'autre part.

Elle met également en avant le fait que les calendriers des deux objectifs n'étaient pas compatibles, ce qu'a confirmé le ministre chargé de l’énergie. Par ailleurs, la Cour des comptes note que,  :
 la balance commerciale des équipements EnR est largement déficitaire du fait des importations d'équipements éoliens et solaires, alors que le solaire thermique et l'hydroélectricité sont les seules filières à présenter un solde constamment positif ;
 les filières EnR les plus pourvoyeuses d’emplois sont le bois énergie, les pompes à chaleur, l’éolien terrestre et l’hydroélectricité ;
 le soutien aux EnR s'est concentré sur les EnR électriques :  d'euros en 2016 contre seulement  d'euros pour les EnR thermiques, alors que les usages thermiques sont très largement supérieurs aux usages électriques et constituent l'essentiel du potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre ;
 les engagements pris jusqu'à fin 2017 vont représenter  d'euros entre 2018 et 2046 ;
 le photovoltaïque et l'éolien en mer ont été particulièrement coûteux ;
 selon l’ADEME, lors de l’appel à projets biomasse du fonds chaleur en 2016, le ratio moyen de soutien était de , alors que le soutien aux centrales solaires photovoltaïques au sol (les plus compétitives) représente aujourd’hui environ .

La Cour considère que .

La Cour plaide pour une politique étayée par une connaissance claire des coûts constatés de production, sans oublier les coûts induits par les réseaux électriques et le stockage.

Fiscalité 
Une taxe spécifique, la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), s'applique à tous les usages en tant que carburant ou combustible de chauffage.

Depuis le , une taxe carbone existe sous forme d'une « composante carbone » proportionnelle aux émissions de  dans les taxes sur les énergies fossiles. En juillet 2015, le Sénat a voté par amendement au projet de loi sur la transition énergétique une trajectoire d'évolution de la contribution climat-énergie de  la tonne de  en 2016 à  en 2020, puis  en 2030. L'Assemblée Nationale a voté la loi ainsi que cet amendement le lendemain, avec l'appui de la ministre de l'environnement ; les hausses annuelles de la taxe carbone devront cependant être votées chaque année dans le cadre de la loi de finances.

En 2015 (14 octobre), le gouvernement annonce vouloir . L'écart de taxation TTC s'élève à près de  ; en 2016, le gazole voit sa taxation alourdie d'un centime par litre, puis à nouveau d'un centime en 2017, alors que celle de l'essence est réduite symétriquement, de la même somme. Le gouvernement suivant décide d'accélérer ce rattrapage à partir de janvier 2018, afin d'atteindre la parité en 2021. La différence hors TVA doit alors se réduire d'environ  d'euro par an.

Soutien au développement des énergies renouvelables 
Le gouvernement français définit et met à jour un plan climat. Il oblige, notamment, les opérateurs, dont Électricité de France, à acheter l'électricité renouvelable produite par des particuliers ou des entreprises, à des prix plus élevés que ceux du marché (contrat de 15 à ). Une prime supplémentaire peut prendre en compte la contribution de la production des filières à « la réalisation d'objectifs tels que la qualité de l'air, lutte contre l'effet de serre, maîtrise des choix techniques d'avenir ». Finalement, le coût de ces énergies est reporté sur les consommateurs d'électricité, dont la facture intègre la contribution au service public de l'électricité (CSPE), prélèvement fiscal dédommageant les opérateurs des surcoûts engendrés par leurs obligations de service public. Cette CSPE est au  2012 de , mais devrait fortement augmenter puisque la CRE (Commission de régulation de l'énergie) a calculé que son montant devrait être de  pour 2012, dont 59 % au titre du surcoût des EnR.

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

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

Pour atteindre ses objectifs nationaux et remplir sa part des engagements européens, la France lance à partir de 2003-2004 des appels d'offres encourageant la production d'énergie à partir de la biomasse (chaleur, biogaz…) et de l'éolien (dont en mer).

En 2005, ont été retenus  biomasse ( prévus) et un projet biogaz ( prévus).

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

Fin 2006 un nouvel appel d'offres « biomasse » européen est lancé comprenant une tranche de  destinée à des installations d'une puissance supérieure à  et une tranche de  pour des installations de 5 à . Les projets déposés mi-2007 sont examinés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

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

À titre d'exemple, les appels d'offres organisés par la CRE au  2012 concernaient :
 un cycle combiné gaz de  en Bretagne : trois dossiers reçus ;
 la  du programme éolien en mer () ;
 solaire photovoltaïque () :  au  plus  en avril ;
 solaire photovoltaïque (> ) : .

Le , un rapport sur le futur des énergies marines renouvelables atteste du bon positionnement de l'industrie française dans ce domaine ; il propose des mesures pour faciliter leur développement et un calendrier d'appel d'offres : en 2013 pour des fermes pilotes hydroliennes, en 2014-2015 pour des fermes pilotes à l'éolien flottant et en 2015-2016 pour des fermes pilotes au houlomoteur.

Loi POPE (2005) 
La loi  du  fixant les orientations de la politique énergétique, dite loi POPE, a posé deux objectifs :
 maîtriser les consommations énergétiques et encourager les économies d'énergie ;
 développer une offre diversifiée s'appuyant en priorité sur les filières de production d'énergie sans émission de gaz à effet de serre, tout en limitant la dépendance vis-à-vis des approvisionnements en combustible fossile.

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

En 2007, dans le cadre du Grenelle de l'environnement, des objectifs ont été définis, notamment en faveur des énergies renouvelables.

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

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

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

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

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

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte remplace en 2016 les trois documents de programmation préexistants sur les investissements de production d’électricité, de chaleur et ceux du secteur gazier par les programmations pluriannuelles de l’énergie (PPE), qui concernent la métropole continentale et les zones dites non interconnectées (ZNI). La PPE de métropole continentale est élaborée par le Gouvernement tandis que les PPE des ZNI sont co-élaborées avec les autorités locales. La PPE est encadrée par les dispositions des articles L.141-1 à L.141-6 du code de l’énergie, modifiés par la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

Politique énergétique européenne 

La France est partie prenante de la politique énergétique de l'Union européenne, dans le cadre de laquelle elle s'est engagée à respecter des objectifs :
 l'objectif européen des «  en 2020 » ;
 le principe du « Facteur 4 » (division par quatre de ses émissions d'ici à 2050, pour stabiliser les émissions de gaz à effet de serre au niveau de 1990) ;
 l'augmentation de la production d'énergie renouvelable pour atteindre ou dépasser 20 % d'énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie en 2020.

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

Lois sur l'accélération des énergies renouvelables et du nucléaire (2022) 
En octobre 2022, le gouvernement présente deux projets de loi consacrés à l'accélération des procédures préalables au lancement de projets d'énergies renouvelables et de centrales nucléaires. Il explique s'être lancé dans une course contre la montre pour donner des perspectives de sortie de la crise énergétique commencée l'année précédente ainsi que pour tenir les délais imposés par sa feuille de route de sortie des énergies fossiles. Des mesures réglementaires ont également été adoptées : les développeurs dont les projets sont prêts à être construits peuvent vendre leur électricité à titre exceptionnel sur les marchés de gros pendant dix-huit mois avant d'activer les contrats d'achat à prix plafonnés avec l'État ; des directives ont été envoyées aux préfets pour accélérer les délais d'examen des projets.

Prospective et recherche

Prospective 

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

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

Le rapport Énergies 2050, commandé par le ministre chargé de l'Énergie afin de mener une analyse des différents scénarios de politique énergétique pour la France à l'horizon 2050, est publié en 2012. Son but est d'éclairer la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) que le ministre doit présenter devant le Parlement en 2013, afin d'identifier les investissements souhaitables dans le secteur de l'énergie au regard de la sécurité d'approvisionnement. Ses conclusions soulignent : 

Ce rapport passe en revue les scénarios prospectifs élaborés par huit organismes et associations : RTE, l'Union française de l'électricité (UFE, association professionnelle des entreprises électriques), Areva, le CEA, ENERDATA (bureau d'études économiques), Global Chance (association de scientifiques et d'experts pour la sortie du nucléaire), Institut Négawatt (organisme de formation, d'études et de recherches) et Sauvons le climat (association). Ces divers scénarios aboutissent à des prévisions très différentes : à l'horizon 2030 (seuls trois scénarios vont jusqu'à 2050), la demande nationale d'électricité varie de  (scénario « sortie du nucléaire » de Global Chance) à  ( de l'UFE : MDE ciblée, PIB de 2,5 %, transferts d'usages). Le scénario Négawatt (qui comprend une sortie du nucléaire d'ici 2033) prévoit  en 2050.

Pour arriver à des prévisions aussi divergentes, les promoteurs des scénarios ont choisi des hypothèses très différentes :
 RTE, qui a la responsabilité de prévoir quels moyens de production d'électricité supplémentaires seront nécessaires pour couvrir la demande, n'a pas intérêt à sous-estimer la demande : il prend en compte les objectifs fixés par l'Union européenne (les «  »), mais avec un retard dans l'application du fait des contraintes de financement, d'adaptation technique et de recrutement pour le bâtiment ; il prend aussi en compte les objectifs du Grenelle de l'environnement : il prévoit  de logements par an ; mais dans la plupart des domaines, il prévoit simplement une poursuite des tendances récentes ;
 les scénarios établis par des associations militantes sont plus volontaristes : par exemple, le scénario Négawatt prévoit que les nouveaux logements suivront les nouvelles normes BBC (bâtiment basse consommation, moins de ) et que les bâtiments existants seront rénovés également ; le scénario Négawatt prévoit une forte baisse de la proportion de maisons individuelles dans la construction de logements neufs, de 56 % en 2010 à 20 % en 2050, une stabilisation des surfaces unitaires et un freinage de la tendance à la décohabitation, et une diminution de 50 % de la consommation de viande ;
 les gisements d'économies d'énergie exploités dans les divers scénarios vont, par exemple, pour le chauffage, de  d'ici 2030 dans le scénario de référence de RTE à près de  dans le scénario « Sortir du nucléaire » ; les transferts d'usage diffèrent aussi : le scénario Négatep prévoit un fort développement du véhicule électrique ( en 2050, contre 1 à  dans les scénarios RTE) ; le scénario Négawatt imagine un nouvel aménagement du territoire, qui permettrait la réduction de la distance parcourue de 25 % par habitant et par an, avec une densification de l'habitat et des distances de fait plus courtes ;
 le mix énergétique varie beaucoup : les scénarios de sortie du nucléaire privilégient (avec une forte baisse des consommations) les énergies renouvelables ; pour traiter le problème de leur intermittence, le scénario Négawatt mise beaucoup () sur la technique de méthanation (production de méthane à partir de  et d'hydrogène produit par électrolyse de l'eau grâce à l'électricité produite par les éoliennes et le solaire) ;
 les coûts des divers scénarios diffèrent profondément ; certains de leurs promoteurs (Négawatt en particulier) écartent délibérément les critères économiques. Le rapport Énergies 2050 tente une comparaison des coûts des divers scénarios, qui fait apparaître un coût beaucoup plus élevé pour les scénarios qui privilégient la sortie du nucléaire et le développement des énergies renouvelables.

Le rapport « Futurs énergétiques 2050 », présenté par RTE le 25 octobre 2021, étudie six scénarios et trois trajectoires de consommation de l'électricité : une trajectoire dite de « référence », une de « sobriété » et une de « réindustrialisation profonde ». En 2020, l'électricité ne représentait que 25 % de la consommation énergétique finale de la France, soit environ  contre  pour les combustibles fossiles. La SNBC prévoyait qu'en 2050 la consommation énergétique finale serait ramenée à , soit une baisse de 40 %, et que la part de l'électricité sera portée à 55 %. Mais RTE a révisé substantiellement les hypothèses de la SNBC, aboutissant à une consommation d'électricité de , en progression de plus de 35 % du fait d'une électrification massive des usages dans les secteurs des transports ( en 2050 contre  en 2020), de l'industrie ( contre ) et de la production d'hydrogène ( contre 0) ; par contre, la consommation d'électricité du secteur résidentiel baissera de  à . Dans la trajectoire de sobriété, la demande d'électricité est contenue à , tandis que la trajectoire de réindustrialisation profonde la porterait à , permettant des gains très substantiels sur l'empreinte carbone de la France : en limitant le nombre de produits manufacturés importés, elle pourrait éviter environ 900 millions de tonnes de  en trente ans.

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

Recherche dans le secteur des énergies renouvelables 
Trois pôles de recherche existent en France :
 DERBI (Développement des énergies renouvelables pour le bâtiment et l'industrie), en Languedoc-Roussillon ;
 Tenerrdis (Technologies, énergies nouvelles, énergies renouvelables, Rhône-Alpes, Drôme, Isère, Savoie et Haute-Savoie) ;
 CapÉnergies (énergies non émettrices de gaz à effet de serre), en régions Provence-Alpes-Côte d'Azur et Corse.

Biomasse 

La recherche sur les bioénergies, dont les biocarburants, mobilise de nombreux laboratoires français à travers des projets collaboratifs (197 recensés entre 1994 et 2014 pour 450 organisations partenaires), disposant de financements variés. Ils s'organisent principalement en cinq thèmes : ressources, procédés thermochimiques, procédés biochimiques, évaluation économique ou environnementale, essais moteurs (esters).

Parmi ces laboratoires, le LBE de l'Inra à Narbonne est reconnu internationalement pour ses travaux sur la méthanisation. Le projet GAYA vise l'expérimentation du biométhane de «  », un gaz de synthèse obtenu après transformation de biomasse ligneuse (bois, sous-produits agricoles) à proximité des lieux de récolte ; le 24 octobre 2013 a été posée la première pierre de la plateforme R&D de Saint-Fons.

Solaire thermique 

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

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

Notes et références

Notes

Références 
  Key World Energy Statistics 2021 , Agence internationale de l'énergie, septembre 2021.

  Greenhouse Gas Emissions from Energy Highlights , Agence internationale de l'énergie, .

  2023 Statistical Review of World Energy , Energy Institute, 26 juin 2023.

 Datalab - Chiffres clés de l'énergie - édition 2020 , Service des données et études statistiques du ministère de la Transition écologique et solidaire, septembre 2020.

 Bilan énergétique de la France pour 2019, Service des données et études statistiques du ministère de la Transition écologique et solidaire, .

 Datalab - Chiffres clés des énergies renouvelables édition 2020 , Service des données et études statistiques du ministère de la Transition écologique et solidaire, juillet 2020.

  Chiffres clés du climat - France, Europe et Monde - Édition 2021 , Service des données et études statistiques du ministère de la Transition écologique et solidaire, décembre 2020.

Autres références

Voir aussi

Sources et bibliographie 

 Rapport sur les objectifs français de consommation d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelable, 2007, ministère de la Transition écologique et solidaire.
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Articles connexes

Liens externes 
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  Data and statistics : France Electricity 2019, Agence internationale de l'énergie, 12 septembre 2020.