e-Fuels

E-fuels est l'un des nombreux noms donnés à la même idée. On rencontre aussi Power-to-X (PtX), Power-to-Liquid (PtL), Power-to-Gas (PtG), electrofuels, carburants de synthèse, et, dans la réglementation européenne, Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO). Ces termes se recoupent et se contredisent en partie. Les cadres politiques et les organismes sectoriels les emploient de manière légèrement différente selon les cas.

Le trait déterminant, commun à toutes ces appellations, est l'origine de l'énergie et du carbone. Les e-fuels sont fabriqués à partir d'électricité renouvelable et d'une source de carbone non fossile. L'électricité fournit l'énergie. Le carbone (ou, dans le cas de l'ammoniac, l'azote) fournit le squelette moléculaire. Le produit obtenu est un carburant chimiquement similaire, voire identique, à son équivalent fossile, conçu pour fonctionner dans les moteurs, pipelines, navires, aéronefs et installations chimiques existants.

Ce dernier point compte. Les e-fuels existent non pas parce que la synthèse d'hydrocarbures à partir de H₂ et de CO₂ est une nouveauté (la chimie a des décennies, parfois un siècle), mais parce que le monde a construit des milliers de milliards d'euros d'infrastructures fonctionnant aux hydrocarbures, et que remplacer entièrement ces infrastructures est plus lent et plus coûteux que de les alimenter avec des molécules renouvelables chimiquement équivalentes. Les e-fuels sont, fondamentalement, une technologie de transition conçue pour utiliser l'infrastructure existante pendant la période où celle-ci ne peut pas encore être remplacée. Ce n'est pas une solution idéale à long terme. C'est une réponse d'ingénierie pragmatique à l'inertie du système énergétique.

Il vaut la peine de préciser ce que les e-fuels ne sont pas. Ce ne sont pas des biocarburants. Les biocarburants utilisent du carbone fixé de l'atmosphère par des processus biologiques, puis converti en carburant par des procédés biologiques ou thermochimiques. Les e-fuels utilisent du carbone capté dans l'atmosphère ou à une source ponctuelle par des procédés industriels, puis converti par catalyse chimique. Les deux sont parfois combinés (un e-fuel produit à partir de CO₂ biogénique a la comptabilité climatique pratique d'un biocarburant, mais l'économie de production d'un e-fuel), mais ils sont conceptuellement distincts. Ce ne sont pas non plus des carburants synthétiques au sens historique. Les carburants synthétiques des années 1940 et 1980, fabriqués à partir de charbon via le procédé Fischer-Tropsch en Allemagne et en Afrique du Sud, utilisaient du carbone fossile. Ils étaient chimiquement identiques aux e-fuels actuels au niveau moléculaire, mais très différents sur toutes les dimensions qui comptent pour le climat.

Tout projet d'e-fuels crédible répond à quatre questions, dans cet ordre. Se tromper dans l'ordre est l'une des raisons les plus fréquentes de sous-performance des projets en phase précoce par rapport à leurs annonces. Chaque question conditionne la suivante. Les premières questions sont stratégiques ; les suivantes sont techniques. Passer directement aux questions techniques, plus concrètes et plus familières, en escamotant les questions stratégiques, est un mode d'échec récurrent dans ce secteur.

La question la plus lourde de conséquences, et celle que l'on saute le plus souvent. L'électrification directe est plus efficace énergétiquement que les e-fuels d'un facteur trois à cinq dans presque toutes les applications où les deux sont techniquement réalisables. Un véhicule électrique à batterie convertit environ 75 à 80 % de l'électricité renouvelable à son point de raccordement en énergie cinétique aux roues. Un véhicule roulant à l'e-diesel produit à partir de la même électricité en convertit environ 13 à 16 %. Cet écart d'un facteur cinq n'est pas marginal. Il est structurel. Cela signifie que déplacer une tonne de carburant fossile par un e-fuel exige environ cinq fois plus de capacité électrique renouvelable que déplacer la même tonne via l'électrification directe.

Cela compte pour la justification d'un projet. Le bon moment pour produire un e-fuel est celui où l'électrification directe n'est pas techniquement réalisable (l'aviation à grande échelle, le transport maritime au long cours, certains procédés industriels à haute température), où la molécule elle-même est le produit plutôt que l'énergie (engrais, produits chimiques), ou lorsque l'infrastructure existante peut être décarbonée plus vite en l'alimentant avec une molécule verte qu'en la remplaçant (réseaux de gaz naturel dans certaines régions, industrie chimique existante). Le mauvais moment est celui où l'électrification directe est simple et où quelqu'un propose malgré tout un e-fuel, en général parce qu'il détient des actifs échoués dans une infrastructure fossile qu'il préférerait conserver.

Une manière utile d'aborder la question consiste à se demander, pour toute application d'e-fuel proposée, quelle est l'alternative réaliste. Si l'alternative est l'électrification directe, la barre pour choisir les e-fuels doit être haute et précise. Si l'alternative est le biocarburant avec une disponibilité limitée de matière première, la barre est plus basse. Si l'alternative est « aucune décarbonation », comme c'est essentiellement le cas de l'aviation aujourd'hui, la barre est la plus basse possible, et les e-fuels deviennent essentiels plutôt que facultatifs. Un cadrage de projet honnête répond à cette question avant tout choix technologique.

La molécule finale est principalement déterminée par l'application d'usage final. L'aviation a besoin d'hydrocarbures de la gamme kérosène. Le transport maritime longue distance converge vers l'e-méthanol, avec l'e-ammoniac comme candidat secondaire. L'industrie chimique existante consomme déjà du méthanol et de l'ammoniac à grande échelle. Les réseaux de gaz naturel veulent du méthane. Le transport routier lourd peut fonctionner à l'e-diesel, à l'e-méthanol ou à l'e-DME selon l'infrastructure régionale.

Le choix de la molécule se répercute en cascade sur chaque décision suivante du projet. La voie de synthèse découle de la molécule. La conception du réacteur découle de la voie de synthèse. La valorisation en aval découle des spécifications de la molécule. La stratégie de certification et d'enlèvement découle du marché d'usage final. Un projet qui choisit la mauvaise molécule pour son marché cible s'expose soit à une reconception coûteuse en fin de parcours, soit à un produit sans acheteur.

C'est la question où l'ingénierie et la stratégie commerciale doivent s'aligner tôt. Un producteur d'hydrogène vert avec un contrat d'enlèvement d'e-méthanol pour carburant marin est structurellement différent d'un producteur ciblant l'e-kérosène pour l'aviation, même si les approvisionnements amont en H₂ et en CO₂ sont identiques. Le choix de la molécule n'est pas un détail en aval. C'est l'ancrage stratégique précoce du projet.

Trois sources, avec un coût, une comptabilité climatique et un traitement réglementaire très différents.

Le CO₂ industriel de source ponctuelle est le moins cher en 2025, avec des coûts de captage typiquement compris entre 30 et 150 € par tonne selon la source (usines d'ammoniac, fermentation de l'éthanol, cimenteries, raffineries). C'est aussi le plus disponible à grande échelle aujourd'hui. La complication vient de la source sous-jacente : si le CO₂ provient d'un procédé fossile non atténué, produire un e-fuel à partir de ce CO₂ revient, au mieux, à retarder l'émission plutôt qu'à l'éviter. Le carbone est capté, incorporé dans le carburant, puis réémis lors de sa combustion. Selon les règles européennes RED III, le CO₂ fossile de source ponctuelle ne reste admissible comme source pour les e-fuels RFNBO que jusqu'en 2041, et sous des restrictions importantes.

Le CO₂ biogénique provient de sources où le carbone a été récemment fixé de l'atmosphère par des processus biologiques : valorisation du biogaz, fermentation de l'éthanol, combustion de biomasse. Le coût est comparable à celui du CO₂ de source ponctuelle (30 à 100 € par tonne), et la comptabilité climatique est véritablement circulaire : brûler un carburant issu de CO₂ biogénique renvoie à l'atmosphère un carbone qui en provenait dans le cadre du cycle biologique récent. La contrainte est l'approvisionnement. Le CO₂ biogénique globalement disponible à partir de sources concentrées se compte en centaines de millions de tonnes par an, ce qui semble important jusqu'à ce qu'on le compare aux gigatonnes de CO₂ qu'exigeraient une aviation, un transport maritime et une industrie chimique décarbonés.

Le captage direct dans l'air (DAC) capte le CO₂ directement dans l'air ambiant. Il est, en principe, infiniment évolutif et sans ambiguïté favorable au climat lorsqu'il est associé à de l'énergie renouvelable. Il est aussi, en 2025, coûteux. Les coûts de captage se situent aujourd'hui entre 200 et 600 € par tonne, avec des trajectoires crédibles de réduction des coûts visant moins de 200 € par tonne d'ici 2030 et 100 € par tonne d'ici 2040. Pour un projet d'e-fuel vert, la différence entre du CO₂ de source ponctuelle à 50 € la tonne et du DAC à 400 € la tonne, c'est la différence entre une tarification compétitive aujourd'hui et une tarification prohibitive aujourd'hui. La trajectoire compte, et les projets conçus pour de longues durées de vie opérationnelles doivent en tenir compte.

La décision sur la source de CO₂ n'est donc pas seulement une question de coût. C'est une question de crédibilité climatique, d'éligibilité réglementaire et d'économie de projet à long terme. La bonne réponse est propre à chaque projet.

Le choix technologique. Il est déterminé par la molécule choisie à la question deux et par les arbitrages d'ingénierie entre les voies disponibles.

Pour l'e-méthanol, la synthèse catalytique conventionnelle du méthanol est la voie dominante, plusieurs fournisseurs proposant des designs commerciaux. La chimie est mature, les réacteurs sont bien maîtrisés, et la synthèse se fait en une seule étape. La principale question d'ingénierie porte sur l'intégration avec un approvisionnement amont variable en H₂, une problématique proche de celle rencontrée pour Haber-Bosch.

Pour l'e-méthane, la réaction de Sabatier est mature et fonctionne à des températures relativement basses (~300 à 400 °C), ce qui offre une flexibilité d'intégration. Compétitive en coût à petite échelle, même si l'écart de prix avec le gaz naturel fossile reste important.

Pour les produits e-Fischer-Tropsch, le choix de la génération de gaz de synthèse en amont (RWGS ou co-électrolyse SOEC) et le choix du catalyseur FT (cobalt ou fer) sont les décisions les plus lourdes de conséquences, traitées en détail sur la page pilier Fischer-Tropsch.

Pour le methanol-to-jet, la séquence de valorisation en plusieurs étapes (methanol-to-olefins, oligomérisation, hydrogénation) est plus complexe que le FT mais utilise des procédés individuellement plus matures. L'arbitrage entre MtJ et FT-PtL pour le SAF est aujourd'hui l'une des questions ouvertes les plus importantes de l'industrie des carburants de synthèse.

Le choix technologique doit découler des décisions stratégiques, et non les précéder. Un projet qui choisit d'abord la voie de synthèse puis cherche ensuite des applications a une structure plus fragile qu'un projet qui choisit d'abord l'application, puis la molécule, puis la source de carbone, puis en quatrième lieu la voie de synthèse.

L'histoire énergétique des e-fuels est la même que celle de l'hydrogène vert, avec des étapes supplémentaires ajoutées au stade de la synthèse. Chaque étape coûte du rendement. La cascade cumulée est suffisamment longue pour que le rendement du puits à la roue des e-fuels dans les applications de mobilité se situe systématiquement dans la fourchette de 10 à 20 %, contre 70 à 80 % pour l'électrification directe par batterie. C'est la raison structurelle pour laquelle l'électrification directe, lorsqu'elle est réalisable, est toujours préférée.

En partant de 100 unités d'électricité renouvelable au point de raccordement au réseau. Après électrolyse à un rendement de 65 à 70 %, il reste 65 à 70 unités d'énergie sous forme d'hydrogène. La source de carbone apporte environ 5 à 15 unités supplémentaires de consommation (le captage de CO₂ lui-même consomme de l'énergie, en particulier pour le DAC). L'étape de synthèse varie selon la molécule : la synthèse du méthanol est relativement efficace (~85 % de rétention d'énergie), le Fischer-Tropsch est modéré (~75 %), la méthanation est plus faible (~80 % mais avec des pertes de chaleur importantes). Chaque étape de synthèse est exothermique, et la chaleur produite est généralement de bas niveau et difficile à valoriser utilement. La valorisation en aval (hydrocraquage pour les produits FT, oligomérisation pour le MtJ) coûte encore 5 à 10 %.

La combustion à l'usage final constitue ensuite la plus grande perte individuelle. Un moteur à combustion interne roulant à l'e-diesel convertit environ 25 à 30 % de l'énergie du carburant en travail utile. Un moteur marin moderne à l'e-méthanol fait légèrement mieux. Une turbine à gaz à l'e-méthane est comparable. Une pile à combustible à l'e-hydrogène fait sensiblement mieux que la combustion (environ 50 à 60 %), mais les piles à combustible restent rares aujourd'hui dans les applications de mobilité.

L'effet cumulé, du puits à la roue, se situe dans les fourchettes indiquées ci-dessus. Pour un véhicule particulier roulant à l'e-diesel, le rendement cumulé avoisine 13 %. Pour un aéronef fonctionnant à l'e-kérosène, le rendement cumulé jusqu'à la poussée est similaire. Pour un navire à l'e-méthanol, il est modestement meilleur. Ces chiffres ne sont pas des arguments contre les e-fuels dans les applications où ils sont nécessaires. Ce sont des arguments pour être précis sur les applications où les e-fuels sont nécessaires, et pour ne pas les déployer dans des applications où l'électrification est réalisable.

L'écart entre la capacité d'e-fuels annoncée et la capacité d'e-fuels opérationnelle est, en 2025, très important.

ReFuelEU Aviation exige que 1,2 % du carburant d'aviation européen soit du e-fuel de synthèse d'ici 2030. Compte tenu de la consommation actuelle de kérosène, cela implique environ 750 000 tonnes de SAF synthétique par an en 2030. La production de SAF synthétique opérationnelle en Europe en 2025 se compte en dizaines de milliers de tonnes par an, répartie sur une poignée d'installations pilotes et de démonstration. L'écart est d'environ deux ordres de grandeur, à combler en cinq ans.

Des écarts similaires existent ailleurs. La stratégie révisée de l'OMI en matière de gaz à effet de serre implique une demande de plusieurs centaines de millions de tonnes de carburant marin zéro émission d'ici 2050. La production opérationnelle d'ammoniac vert et d'e-méthanol pour le carburant marin en 2025 n'en représente qu'une infime fraction. Plusieurs stratégies nationales de l'hydrogène impliquent une capacité d'électrolyseurs de l'ordre du gigawatt dans cinq ans. La capacité opérationnelle actuelle se situe entre quelques dizaines et quelques centaines de mégawatts.

Ces écarts ne sont pas propres aux e-fuels. Presque toutes les technologies de décarbonation présentent des schémas similaires. Ce qui est spécifique aux e-fuels, c'est la nature intégrée du projet : une installation d'e-fuels a besoin de gigawatts de production renouvelable dédiée, de centaines de mégawatts de capacité d'électrolyseurs, d'un approvisionnement en CO₂, d'une chaîne de synthèse et d'une valorisation en aval, le tout autorisé, construit et mis en service ensemble. L'intégration est la partie difficile, et les calendriers des projets de première génération (FOAK) glissent systématiquement. La plupart des projets phares annoncés en 2022 pour une mise en service en 2026 visent désormais 2028 ou 2029. Certains ont été discrètement annulés.

Le cadrage honnête est que la fin des années 2020 et le début des années 2030 seront la période où l'industrie des e-fuels établira si elle peut livrer à l'échelle, ou si les ambitions politiques doivent être recalibrées au regard de la réalité de l'ingénierie et du financement de projet. Les deux issues restent véritablement possibles. Les prochaines années seront décisives.