Fin 2025, la France compte 185 501 points de recharge ouverts au public (+20 % en un an)

Le Brent atteint 81 $/baril en moyenne en 2024 et environ 75 $/baril en 2025, confirmant la tendance baissière amorcée après le pic de 2022 (101 $/baril) lié au choc russo-ukrainien. La détente reflète une demande mondiale plus modérée (transition énergétique, ralentissement chinois) et une offre OPEP+ régulée. Au printemps 2026, à la suite de la crise du détroit d’Ormuz, le Brent a pu dépasser 110 $/baril.

Les prix moyens des carburants à la pompe en France sont relevés chaque semaine par la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et publiés par le ministère chargé des Transports. Ils intègrent le prix hors taxes (HT, qui reflète le cours du pétrole et la marge de raffinage et de distribution), la taxe intérieure sur la consommation des produits énergétiques (TICPE) et la TVA (20 %). En France, les taxes représentent typiquement 55 à 60 % du prix à la pompe des carburants conventionnels.

Les prix présentés ici portent sur la fin 2025, avant la crise liée à la fermeture du détroit d’Ormuz (tensions Iran–États-Unis).

Selon le Bilan énergétique 2024 du SDES, le prix moyen des carburants a baissé de 4,8 % en 2024 par rapport à 2023, après le pic de 2022. La tendance s’est poursuivie en 2025 avec une nouvelle baisse, notamment sur la composante gazole. Cette détente – bienvenue pour le pouvoir d’achat des ménages (avant la crise du Détroit d’Ormuz !) – masque un changement structurel plus profond : la part des taxes (TICPE + TVA) dans le prix à la pompe atteint 60 % pour le supercarburant et 56 % pour le gazole, soit l’un des taux les plus élevés d’Europe. Toute fluctuation du prix HT (cours du Brent) se trouve ainsi amortie par le matelas fiscal, mais en contrepartie, l’État perçoit chaque année environ 33 Md€ de TICPE (auxquels s’ajoute la TVA appliquée sur le prix TTC, portant les recettes fiscales totales sur les carburants routiers à environ 50 Md€/an) – recettes qui tendront à s’éroder structurellement avec l’électrification.

Le gazole recule de 12 % entre 2022 (36,2 Md L) et 2025 (32,0 Md L), soit une baisse de 4,2 Md L en trois ans. Cette contraction est la conséquence directe de l’effondrement du diesel dans le parc neuf (PdM diesel VN passée de 8,3 % en 2022 à ~5 % en 2025, cf. chap 10) et de l’électrification progressive du parc roulant. À l’inverse, le supercarburant sans plomb progresse de 19 % sur la même période (13,1 → 15,6 Md L), porté par le succès des hybrides essence non rechargeables (35,5 % du marché VN 2024, cf. chap 10) et par l’effet de substitution des nouvelles motorisations. Cette mutation est plus rapide que les projections de la SNBC établies en 2020 : à ce rythme, la consommation totale de carburants routiers pourrait reculer de 15-20 % d’ici 2030, ce qui améliorerait la trajectoire émissions mais accélèrerait l’érosion des recettes fiscales.

À côté des carburants conventionnels (gazole, supercarburant) et de l’électricité, plusieurs carburants alternatifs occupent une part résiduelle mais croissante du marché français. Cette section donne une vue agrégée des principaux carburants alternatifs en circulation.

Lecture. Les carburants alternatifs représentent collectivement quelques pour cent du volume total de carburants distribués en France. Leur trajectoire est divergente : (1) l’E85, soutenu par un avantage fiscal (TICPE réduite) et l’incorporation obligatoire d’éthanol dans le SP95-E10, connaît une croissance soutenue ; (2) le GPL est en lent retrait après une décennie de stabilité, du fait de la concurrence du SP et des aides à l’électrique ; (3) le GNV (et son équivalent biosourcé bioGNV) se développe sur les segments PL et bus urbains, avec un soutien des collectivités via les flottes captives ; (4) le B100, autorisé pour les flottes captives, reste marginal en volume. Aucun de ces carburants n’a vocation à constituer un substitut massif au gazole ou au supercarburant : la trajectoire de décarbonation passe par l’électrification (VP, VUL) et l’hydrogène (PL longue distance et flottes lourdes, cf. section 11.5).

L’hydrogène pour la mobilité – c’est-à-dire l’utilisation de piles à combustible alimentées en H₂ pour produire de l’électricité dans le véhicule – est l’une des options technologiques pour décarboner les segments difficiles à électrifier directement : poids lourds longue distance, autocars, trains régionaux non électrifiés, et certaines flottes captives (taxis, VUL intensifs). Cette section fait le point sur l’état du déploiement en France et en Europe.

1. Retard français vs Allemagne. Avec environ 50 stations H₂ ouvertes au public fin 2024 (vs ~140 en Allemagne, qui dispose du réseau le plus dense d’Europe via H2 Mobility), la France a pris un retard notable sur le déploiement de l’infrastructure. Plusieurs projets régionaux (Auvergne-Rhône-Alpes, Hauts-deFrance, Occitanie, Normandie) tentent de combler ce retard via des « écosystèmes hydrogène » territoriaux.

2. Concentration sur les flottes captives. Les premières applications mobilité hydrogène sont les flottes captives : bus urbains (RATP a commandé plusieurs dizaines de bus H₂), taxis (HysetCo à Paris exploite l’une des plus grandes flottes mondiales de taxis hydrogène), VUL intensifs (La Poste, Engie), et premiers PL en projet pilote. Le volume reste très limité (quelques milliers de véhicules en France à fin 2024) mais le potentiel à 2030-2035 est porté par la norme CO2 PL européenne et par la décarbonation du fret.

3. Stratégie nationale hydrogène. Le plan France 2030 prévoit ~9 Md€ d’investissements publics pour l’écosystème hydrogène (production électrolyse, infrastructures, R&D, soutien à l’usage). La France vise à terme une capacité de production d’hydrogène bas carbone de plusieurs GW d’électrolyse (Air Liquide à Normand’Hy, projets Lhyfe, McPhy, John Cockerill). La trajectoire industrielle a connu plusieurs ajustements de calendrier en 2024-2025 (faillites/restructurations dans la filière européenne). Cf. également chap 4 sur les enjeux industriels.

Les ordres de grandeur sont issus de communications publiques (Mobilité Hydrogène France, France Hydrogène, H2 Mobility Allemagne, plan France 2030) ; les valeurs précises proviennent des baromètres trimestriels France Hydrogène et des annexes au PLF 2026.

L’un des facteurs importants pour le développement des véhicules électriques ou hybrides rechargeables est la capacité à se doter d’une infrastructure de branchement pour la recharge.

Il existe plusieurs types de bornes de recharge :

– la charge normale sur un équipement de 3,7 à 11 KVA au moyen d’un chargeur, embarqué dans le véhicule, conçu pour une charge lente : cette infrastructure répond aux besoins « résidentiels » des ménages, taxis et véhicules de société et la charge est de type longue durée (6 à 8 heures).

– la charge accélérée pour un véhicule muni d’un chargeur embarqué plus puissant (de 11 à 22 KVA) : cette infrastructure répond aux besoins de tous les utilisateurs et est généralement installée en parking public dans les zones commerçantes ; le temps de charge est entre 4 et 6 heures.

– la charge rapide de puissance supérieure à 50 KVA, qui répond à tous les usages pour une recharge d’opportunité ou de nécessité de courte durée (20 à 30 minutes).

– la charge ultra rapide avec une puissance de 150 à 350 KW : le temps visé est d’une dizaine de minutes.

Le déploiement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques (IRVE) ouvertes au public est un facteur clé de l’électrification du parc automobile. Avere-France et le ministère de la Transition écologique publient mensuellement, sur la base des données Gireve, le nombre de points de recharge ouverts au public par région et par typologie.

La France a franchi le cap des 154 000 points de recharge fin 2024 avec un record absolu de 36 685 nouveaux PdC déployés sur l’année (8 046 nouvelles stations). Fin 2025, le réseau atteint 185 501 PdC, soit +20 % en un an. La France dispose désormais du 2e plus grand réseau européen derrière les Pays-Bas, et au coude à coude avec l’Allemagne (qui compte également ~150 000 PdC fin 2024, d’après l’European Alternative Fuels Observatory – EAFO). Mais ce maillage cache des disparités fortes : environ 80 % des PdC sont en zones urbaines (selon le baromètre régional Avere-France), et le ratio PdC/VE varie d’un facteur 1 à 5 selon les régions. La couverture autoroutière (objectif fixé par le règlement européen AFIR – Alternative Fuels Infrastructure Regulation UE 2023/1804 – d’une station de recharge tous les 60 km sur le réseau transeuropéen RTE-T avec une puissance cumulée d’au moins 400 kW fin 2025, portée à 600 kW fin 2027) est désormais atteinte sur les axes principaux, mais le réseau de recharge en zones péri-urbaines et rurales reste sous-développé.

Boom de la recharge rapide. Les points de recharge à puissance ≥ 150 kW sont passés de 19 848 (fin février 2024) à 31 335 (fin février 2025), soit +58 % en un an. Les bornes ≤ 50 kW progressent de 24 % sur la même période. Le déploiement de la recharge ultra-rapide est structurant pour les déplacements longue distance et le transport de marchandises.

Indicateurs de qualité de service. Taux de disponibilité technique 92-93 % en 2025 (contre 81 % fin 2023 sur les bornes AC). Taux d’accès immédiat à la recharge : 95 %, stable. À noter que le crédit d’impôt borne de recharge à domicile (500 € par système de charge installé) a pris fin au 31 décembre 2025 (loi de finances 2026).

L’électrification du parc automobile mobilise progressivement une part croissante de la production et de la distribution électrique françaises. Cette section quantifie cet impact et synthétise les enjeux d’adaptation du réseau électrique (RTE pour le transport, Enedis pour la distribution) et des dispositifs de pilotage (smart grid, V2G, recharge intelligente).

1. Capacité de production. À horizon 2030, l’électrification du parc VP+VUL+PL ajoutera plusieurs dizaines de TWh à la consommation française annuelle (~470 TWh actuels). Pour respecter la trajectoire SNBC sans tension sur le réseau, RTE estime nécessaire un accroissement combiné du parc renouvelable et nucléaire – d’où le programme EPR2 lancé en 2023 (6 réacteurs annoncés) et l’accélération du déploiement éolien et solaire.

2. Distribution et raccordement. Enedis et les autres gestionnaires de distribution doivent renforcer les réseaux locaux pour absorber les pics de recharge, particulièrement sur les bornes rapides autoroutières (350 kW à 1 MW chacune) et sur les sites de flottes (dépôts logistiques, sociétés de transport). Des programmes d’adaptation du réseau et de soutien à l’investissement sont engagés via les TURPE (Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) et les fonds AFITF.

3. Pilotage de la recharge. Le développement de la recharge intelligente (smart charging) est le levier-clé pour éviter que la pointe de demande électrique ne soit aggravée par la recharge des VE. Avec un signal-prix horosaisonnier (heures creuses, tarification dynamique) et un pilotage automatisé via les bornes connectées, l’essentiel de la recharge peut être décalée hors des pointes 18h-21h. Le V2G (Vehicle-to-Grid), qui permettrait au véhicule de réinjecter de l’électricité sur le réseau, est encore en phase d’expérimentation (Renault, Mobilize) et pourrait à terme transformer la flotte VE en stockage distribué.

Les ordres de grandeur (~12,5 TWh pour 5 M de VE en 2030, soit ~2,5 % de la consommation électrique française) sont cohérents avec les scénarios RTE ; les valeurs précises 2030 et 2050 proviennent du rapport RTE « Futurs énergétiques 2050 ».

En 2025 (données provisoires), la consommation d’énergie finale à usage énergétique s’établit à 1 495 TWh (≈ 128,5 Mtep), en léger repli (-0,3 %) par rapport à 2024 (1 499 TWh, ≈ 128,9 Mtep). Sur l’ensemble de la période 2014-2025, la consommation finale énergétique recule d’environ 7 % (de 138,4 à 128,5 Mtep en données réelles), avec une rupture marquée en 2020 (-8 % vs 2019, effet Covid-19), un rebond partiel en 2021, puis une nouvelle phase de baisse à partir de 2022 sous l’effet de la crise énergétique. À climat corrigé, la consommation 2024 progresse légèrement de 0,4 % par rapport à 2023. Cette quasi-stabilisation en 2024-2025 est un signal ambivalent : d’un côté, elle interrompt la trajectoire de sobriété qui devait permettre de tenir les objectifs européens Fit-for-55 ; de l’autre, elle traduit la fin de l’effet conjoncturel de la crise énergétique 2022-2023 qui avait imposé une sobriété subie aux ménages et aux entreprises. La part des transports dans la consommation finale s’établit à 34,3 % en 2024-2025, en hausse de 2 points environ par rapport à la décennie 2014-2019 (32-33 %), traduisant la résistance relative du secteur aux baisses de consommation par rapport à l’industrie et au bâtiment.

Bouquet énergétique des transports (2024). Les produits pétroliers (gazole, essence, carburéacteurs) dominent à 89,1 %, complétés par 7,5 % de biocarburants incorporés, 2,6 % d’électricité (essentiellement transport ferroviaire) et 0,8 % de gaz naturel. La part du pétrole dans la consommation finale globale française recule lentement, mais le secteur des transports reste le secteur le plus carboné de l’économie française. La trajectoire 2030 implique un basculement majeur – passage à 70-75 % de pétrole et apparition significative de l’électricité (>10 %) – qui ne se fera pas sans tension fiscale (érosion de la TICPE), industrielle (reconfiguration du raffinage français) et sociale (fracture ZFE/ruralité).

Part des fossiles dans la consommation finale d’énergie : 59,6 % en 2024, soit -6,8 points par rapport à 2011 (66,4 %). Sur la base primaire retenue dans le tableau ci-dessus, les énergies fossiles représentent environ 42 % de la consommation primaire d’énergie en 2024 (SDES). La baisse est portée principalement par le charbon (-9 % en 2024 vs 2023, -44 % en 5 ans) et le gaz naturel (-27 % en 5 ans), sous l’effet conjugué de la sobriété énergétique et du remplacement progressif des chaudières fossiles.

Dépense nationale en énergie 2024 : 217,5 Md€ (-5,9 % vs 2023 en euros constants), dans un contexte de reflux des prix après la flambée de 2022. Cette dépense reste néanmoins +13 % supérieure à son niveau de 2019 (en euros constants). Les produits pétroliers représentent 45 % de cette dépense, l’électricité 38 %, le gaz et les autres énergies se partageant le solde.

Les grandes compagnies pétrolières et énergétiques (TotalEnergies, Shell, BP, Engie, EDF) sont confrontées à une mutation profonde de leur portefeuille mobilité : recul progressif des volumes carburants, montée des recharges électriques, diversification vers l’hydrogène et les biocarburants. Cette section fait le point sur les principales stratégies en cours.

1. Conversion progressive des stations-service. Les majors transforment progressivement leurs stations en hubs multi-énergie : maintien des pompes carburants conventionnels, ajout de bornes de recharge rapide (souvent 150 à 350 kW), parfois pompes E85 / GNV / H₂. Le processus est plus avancé sur les axes autoroutiers que dans le réseau urbain, où la transformation se heurte à des contraintes de surface, de raccordement électrique et de rentabilité.

2. Investissement dans la recharge ultra-rapide. TotalEnergies, Shell, BP/Aral ont annoncé des plans de déploiement de bornes ultra-rapides (350 kW et au-delà) sur l’ensemble du Range européen, avec une concentration sur les axes longue distance. La concurrence entre majors et acteurs natifs IRVE (Ionity, Allego, Fastned, Tesla) est vive.

3. Pari hydrogène et biocarburants. TotalEnergies et plusieurs autres majors investissent dans la production d’hydrogène bas carbone et dans les SAF (Sustainable Aviation Fuels) pour le fret aérien. Engie et EDF sont positionnés sur les flottes captives électriques et hydrogène. La rentabilité de ces investissements à 5-10 ans dépendra fortement de la trajectoire des coûts de production et des soutiens publics.

Les ordres de grandeur sont issus des communications publiques des majors et des baromètres Avere-France (par opérateur IRVE) ; les chiffres précis 2024-2025 (nombre de stations-service, parts de marché par opérateur IRVE, investissements annoncés) proviennent des rapports d’activité et des publications sectorielles.

– SDES – Bilan énergétique de la France 2024 (définitif) ; premières données 2025 provisoires (avril 2026) ; Chiffres clés de l’énergie édition 2025 (mars 2026).

– DGEC – Direction générale de l’énergie et du climat ; prix moyens hebdomadaires des carburants.

– UFIP – Union française des industries pétrolières.

– Avere-France et Gireve – Baromètre IRVE mensuel.

– Energy Institute – Statistical Review of World Energy 2024 (succession de la BP Statistical Review).

– Eurostat – Energy statistics ; AIE / EIA – prix internationaux du pétrole.

– RTE – Futurs énergétiques 2050 (mise à jour 2023) pour l’impact sur le réseau.

– France Hydrogène / AFHYPAC ; Mobilité Hydrogène France ; H2 Mobility (Allemagne) – pour l’hydrogène.

– A FGNV, ePure, ePure France – pour les carburants alternatifs.

– Rapports d’activité 2024 des majors énergétiques (TotalEnergies, Shell, BP, Engie, EDF).

La « consommation finale à usage énergétique » exclut les usages non énergétiques (matières premières en pétrochimie principalement) et la consommation propre du secteur de l’énergie. Le périmètre géographique couvre la France métropolitaine et les cinq DROM à partir de 2011.

Le chapitre mêle par nature deux types d’indicateurs, en cohérence avec la convention adoptée pour l’ensemble du rapport

– Flux annuels (cumul observé du 01/01 au 31/12 d’une année) : prix moyens annuels des carburants (tableau 11.1), prix moyen annuel du Brent (tableau 11.2), ventes annuelles de carburants routiers (tableau 11.3), consommations finales d’énergie (tableaux 11.9 et 11.10). Les libellés de colonnes utilisent l’année civile simple (ex. « 2024 »).

– Stocks à un instant t (photographie à une date donnée) : infrastructures de recharge IRVE (tableau 11.6, libellé « Fin AAAA » = au 31/12), stations hydrogène (tableau 11.5, libellé « fin 2024 »), parc BEV de référence (tableau 11.8, libellé « Au 1er janvier 2025 », comme au chap 7).

Cette distinction est centrale pour une lecture rigoureuse du chapitre. Les rapprochements stock/flux (par ex. comparer le parc BEV au 1/1/2025 à la consommation annuelle 2024) nécessitent d’expliciter le décalage temporel.

[→ chap 10] Immatriculations : composition des VN qui détermine l’évolution des ventes de carburants.

[→ chap 7] Parc : composition du parc roulant qui détermine la demande énergétique.

[→ chap 12] Émissions : facteurs d’émissions par carburant et trajectoire SNBC.

[→ chap 4] Industrie : enjeux industriels de la chaîne batterie et de l’hydrogène.