Le pétrole a longtemps été un combustible courant des centrales électriques. En 1973, il fournissait environ un quart de l’électricité mondiale (AIE). En 2025, sa part était tombée à environ 2,6 %, soit près de 840 TWh (Ember/OWID). Il survit dans des niches où ses atouts d’autrefois comptent encore : densité énergétique, facilité de stockage et de transport, et moteurs installables presque partout. Pensez aux réseaux insulaires, aux mines et villages isolés, aux groupes de secours, aux moyens de pointe d’urgence et à une poignée de pays riches en pétrole qui brûlent du brut et du fioul en été. Presque partout ailleurs, brûler du pétrole est la façon la plus chère de produire de l’électricité à grande échelle.
Comment ça marche
Le pétrole arrive sur le réseau par trois grandes voies.
Les moteurs alternatifs (groupes diesel). Un moteur à allumage par compression entraîne un alternateur. Les tailles vont du groupe portable de 5 kW à des centrales composées de moteurs semi-rapides de 10 à 20 MW qui brûlent du gazole, du fioul lourd ou, toujours plus souvent, un mélange bicarburant avec du gaz naturel. Les gros moteurs atteignent 42 à 48 % de rendement électrique. Les petits groupes tournent à 30–40 % à pleine charge, et bien moins à charge partielle.
Les centrales vapeur au fioul. Une chaudière brûle du fioul lourd ou du brut et produit de la vapeur pour un cycle de Rankine, à la manière d’une centrale au charbon. Beaucoup ont été construites dans les années 1960 et au début des années 1970, quand le fioul était bon marché. Elles tournent en général à 33–38 % de rendement. De grands parcs sont encore en service en Arabie saoudite, au Koweït, en Irak, en Iran et au Japon. Certaines, au Japon par exemple, sont surtout gardées en réserve.
Les turbines à combustion au combustible liquide. Les turbines à gaz peuvent brûler du gazole ou du brut léger, soit comme combustible principal là où il n’y a pas de gaz, soit en secours quand l’approvisionnement en gaz est interrompu. Le rendement en cycle ouvert est d’environ 30 à 40 %, et les cycles combinés au pétrole peuvent approcher 50 %.
Coût et émissions découlent tous deux de la consommation spécifique de combustible (SFC) :
CO₂ par kWh = SFC (L/kWh) × 2.68 kg CO₂/L (gazole)
SFC ≈ 3.6 MJ ÷ (η × 36 MJ/L) — par ex. η = 38% → 0.26 L/kWh
Exemple : 0.27 L/kWh × $1.00/L = $0.27/kWh de combustible ; 0.27 × 2.68 ≈ 0.72 kg CO₂/kWh
Le gazole a un pouvoir calorifique inférieur d’environ 43 MJ/kg, soit environ 36 MJ par litre. Le fioul lourd tourne autour de 40 MJ/kg, et le pétrole brut d’environ 42 MJ/kg. Le calculateur de contenu énergétique des combustibles convertit litres, barils, tonnes et kWh de produits pétroliers et les compare au gaz et au charbon.
Principales variantes
| Technologie | Combustible | Rendement net | SFC courante | CO₂ direct | Usage courant |
|---|---|---|---|---|---|
| Petit groupe diesel (<500 kW) | Gazole | 30–40 % (pleine charge) | 0,27–0,35 L/kWh | 0,75–0,95 kg/kWh | Sites isolés, secours, télécoms |
| Centrale à moteurs semi-rapides | Gazole / HFO | 42–48 % | ~190–210 g/kWh | 0,60–0,70 kg/kWh | Réseaux insulaires et miniers |
| Chaudière vapeur au fioul | HFO / brut | 33–38 % | ~240–270 g/kWh | 0,75–0,85 kg/kWh | Moyen-Orient, parcs anciens |
| TAC à cycle ouvert au pétrole | Gazole / brut léger | 30–40 % | ~230–290 g/kWh | 0,65–0,85 kg/kWh | Pointe, secours du gaz |
| CCGT au pétrole | Gazole / brut | 45–50 % | ~180–200 g/kWh | 0,55–0,60 kg/kWh | Là où le gaz manque |
Les facteurs d’émission derrière ces chiffres viennent des valeurs par défaut du GIEC (2006) : environ 74,1 kg CO₂/GJ pour le gazole, 77,4 pour le fioul résiduel et 73,3 pour le pétrole brut. Le pétrole se situe ainsi entre le gaz naturel (environ 56) et le charbon (95 à 101).
Le fioul lourd
Le fioul lourd est ce qui reste au fond de la raffinerie. Visqueux, il doit être chauffé vers 100–150 °C pour être pompé et pulvérisé, et il coûte moins cher par GJ que les distillats. Il contient en général 1 à 3,5 % de soufre, ainsi que du vanadium, du nickel et des cendres. Sans désulfuration des fumées ni dépoussiérage, les centrales au fioul lourd comptent parmi les moyens de production les plus polluants par kWh. Le plafond de soufre de l’OMI pour les carburants marins (0,5 %), entré en vigueur en 2020, a réduit la demande de fioul à haute teneur en soufre dans le transport maritime et en a reporté une partie vers les centrales du Moyen-Orient et d’Asie du Sud.
Où l’électricité au pétrole tourne encore
Les réseaux insulaires et isolés. Les îles sans gazoduc ni hydraulique dépendent souvent presque entièrement du gazole et du fioul importés. C’est le cas d’une grande partie des Caraïbes, des États insulaires du Pacifique, des Canaries et des Baléares (en partie), de Chypre et de communautés isolées de l’Arctique, d’Australie et d’Alaska. Hawaï produit encore la majorité de son électricité à partir de produits pétroliers (EIA), ce qui lui vaut les prix de l’électricité les plus élevés des États-Unis. Les électriciens locaux ont donc toutes les raisons d’adopter le solaire, le stockage par batterie et l’éolien. Chaque kWh solaire remplace un combustible qui coûte 0,20 à 0,40 $ : même une installation solaire avec stockage modeste se rentabilise vite. Le calculateur de batterie solaire permet de modéliser ce type de système hybride.
Le Moyen-Orient. L’Arabie saoudite, l’Irak, le Koweït et l’Iran brûlent du brut, du fioul et du gazole pour produire de l’électricité, avec une forte pointe estivale due à la climatisation. Les données JODI montrent que la combustion directe de brut en Arabie saoudite augmente de plusieurs centaines de milliers de barils par jour entre le printemps et la pointe de juillet–août la plupart des années récentes. Chaque baril brûlé sur place est un baril qui n’est pas vendu à l’étranger au prix mondial, un arbitrage coûteux. Les projets saoudiens de produire d’ici 2030 environ la moitié de l’électricité au gaz et l’autre moitié avec des renouvelables visent surtout à libérer du brut pour l’export.
La pointe et le secours d’urgence. Les turbines et centrales vapeur au pétrole du nord-est des États-Unis, du Japon et d’une partie de l’Europe ne tournent que lors de vagues de froid extrême ou de crises d’approvisionnement. Lors des pointes hivernales en Nouvelle-Angleterre, le pétrole peut brièvement fournir une grande part de la production quand le gaz de réseau part vers le chauffage. Après l’accident de Fukushima en 2011, le Japon a fortement augmenté sa production au pétrole pour remplacer les réacteurs arrêtés, au prix d’un lourd déficit commercial. Hôpitaux, centres de données et sites de télécommunications entretiennent un immense parc de groupes diesel de secours qui tournent rarement.
Les réseaux fragiles. Dans certaines régions du Nigeria, du Liban, de l’Irak, du Pakistan et d’ailleurs, des réseaux peu fiables ont conduit ménages et entreprises à installer des millions de petits groupes électrogènes diesel et essence. Dans certains pays, leur puissance cumulée rivalise avec celle du réseau national, et leurs gaz d’échappement dégradent encore un air urbain déjà mauvais.
Rendement et facteur de charge
La majeure partie de la capacité au pétrole ne tourne presque pas. Aux États-Unis, les turbines à vapeur et à combustion au pétrole affichent en général des facteurs de charge de quelques pour cent à environ 10 % (EIA). Leurs propriétaires les gardent pour la fiabilité, pas pour l’énergie. Les centrales à moteurs insulaires font exception et tournent jour et nuit, souvent à 40–70 % d’utilisation. Les petits groupes perdent une grande partie de leur rendement à faible charge, une situation fréquente dans les systèmes hybrides où le solaire couvre la demande de la mi-journée. À 25 % de charge, la consommation par kWh peut dépasser de 30 à 60 % celle de la pleine charge. Le calculateur de facteur de charge montre combien les centrales de pointe accumulent peu d’heures à pleine puissance.
Coûts
Les grandes études de LCOE (Lazard, AIE/AEN, NREL ATB) ne modélisent généralement plus de nouvelles centrales au pétrole, puisque presque personne n’en construit. Le combustible fait le coût :
- Avec un brut à 80 $/bbl, le combustible coûte à lui seul environ 13 à 14 $/GJ. Dans une centrale vapeur à 35 % de rendement, cela représente environ 135 à 145 $/MWh rien que pour le combustible.
- Un gazole livré à 0,80–1,30 $ le litre dans un groupe qui en consomme 0,27 L/kWh coûte 0,22 à 0,35 $/kWh en combustible. Les îles et mines isolées ajoutent le transport, le stockage et la manutention.
- Les études de l’IRENA et de la Banque mondiale sur les îles indiquent couramment des coûts de production diesel de 0,25 à 0,50 $/kWh ou davantage, alors que le LCOE des centrales solaires au sol est désormais souvent inférieur à 0,05 $/kWh.
L’investissement est faible, environ 500 à 1 000 $/kW pour les centrales à moteurs : les groupes au pétrole restent donc la solution la moins chère pour une capacité qui ne tourne que quelques heures par an. Comparez une centrale à combustible cher et faible capex avec le solaire ou l’éolien dans le calculateur de LCOE.
Pourquoi la part du pétrole s’est effondrée
Les chocs pétroliers de 1973–74 et 1979–80 ont multiplié le prix du brut par dix environ en une décennie. Les gouvernements de l’OCDE ont réagi par des politiques publiques. L’AIE, créée en 1974, a poussé à la diversification des combustibles. Le Powerplant and Industrial Fuel Use Act américain de 1978 a restreint l’usage du pétrole et du gaz dans les nouvelles centrales, et la France, le Japon et d’autres ont lancé de grands programmes nucléaires. Les électriciens sont passés au charbon, au nucléaire puis au gaz naturel. Le pétrole valait davantage dans les transports et la pétrochimie, où il était difficile à remplacer : la production d’électricité a donc été le premier usage abandonné.
Terres, eau et matériaux
Les centrales au pétrole occupent peu de place. Les centrales à moteurs ont peu besoin d’eau de refroidissement, souvent remplacée par des radiateurs. Les centrales vapeur ont des besoins en eau comparables à ceux du charbon par MWh. L’empreinte plus large se situe en amont, dans l’extraction, le raffinage et le transport par pétrolier, ainsi que dans le risque de marée noire. Les longues chaînes d’approvisionnement vers les sites isolés coûtent cher et ajoutent du risque : les îles peuvent manquer de combustible quand une tempête retarde les pétroliers.
Émissions de CO2 sur le cycle de vie
L’annexe III du groupe III de l’AR5 du GIEC ne présente pas de catégorie distincte pour le pétrole. La revue de littérature du SRREN du GIEC (2011) donne pour la production au pétrole des émissions sur le cycle de vie d’environ 510 à 1 170 gCO2e/kWh, avec une médiane d’environ 840. C’est proche du charbon et bien au-dessus du cycle combiné gaz (médiane d’environ 490 g). Les émissions amont de l’extraction, du torchage et du raffinage ajoutent peut-être 10 à 25 % aux émissions de combustion, et davantage pour les bruts lourds ou fortement torchés.
Sécurité et effets sur la santé
La combustion du pétrole, surtout du fioul lourd et du brut à forte teneur en soufre, émet du SO₂, des NOx, des particules et des métaux lourds. La synthèse d’Our World in Data, fondée sur Markandya et Wilkinson (Lancet, 2007), attribue au pétrole environ 18,4 décès par TWh, juste derrière le charbon (24,6) et très loin devant le gaz (2,8) et le nucléaire, l’éolien ou le solaire (environ 0,03 à 0,04). Les petits groupes sans filtre installés dans des villes denses exposent fortement la population locale aux gaz d’échappement diesel, classés cancérogènes du groupe 1 par l’OMS.
Perspectives
La part du pétrole dans l’électricité devrait continuer à baisser. Les électriciens insulaires installent des systèmes hybrides solaire-stockage qui réduisent la consommation de gazole de 50 à 90 %. Les pays du Golfe construisent de grandes capacités au gaz, solaires et nucléaires, comme la centrale de Barakah aux Émirats arabes unis. Les pays aux réseaux fragiles voient le solaire en toiture et les mini-réseaux solaires croître rapidement, du Pakistan à l’Afrique subsaharienne. Le pétrole tiendra sans doute le plus longtemps comme secours d’urgence et sur les sites les plus isolés, peut-être remplacé à terme par des dérivés de l’hydrogène vert ou du diesel renouvelable. La carte mondiale de l’énergie montre quels pays dépendent encore du pétrole pour leur électricité, et la comparaison des technologies met ses coûts et ses émissions en regard des autres solutions.
Questions fréquentes
Quelle part de l’électricité mondiale vient du pétrole ?
Quel est le rendement d’un groupe électrogène diesel ?
Pourquoi l’électricité au pétrole coûte-t-elle si cher ?
Pourquoi l’Arabie saoudite brûle-t-elle du pétrole brut pour produire de l’électricité ?
Combien de CO2 émet l’électricité au pétrole ?
Qu’est-ce que le fioul lourd ?
Sources et références
- IEA : Key World Energy Statistics (production d’électricité par source, 1973 et dernière année)
- JODI : Joint Organisations Data Initiative, Oil World Database
- IPCC (2011) SRREN : Annex II: Methodology (GES sur le cycle de vie de la production d’électricité)
- IPCC (2006) Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Vol. 2 Energy, Ch. 2 (facteurs d’émission)
- Our World in Data : What are the safest and cleanest sources of energy?
- EIA : Hawaii State Energy Profile
- Ember et Energy Institute : données électriques via Our World in Data (graphiques et tableaux de cette page)