Synthèse Fischer-Tropsch

En 1925, deux chimistes de l'Institut Kaiser Wilhelm pour la recherche sur le charbon à Mülheim, en Allemagne, réalisent une expérience avec un catalyseur cobalt-fer, de l'hydrogène et du monoxyde de carbone, et produisent une petite quantité d'hydrocarbures liquides. Ils s'appellent Franz Fischer et Hans Tropsch. Leur procédé accomplit alors quelque chose de presque magique : produire du carburant liquide à partir d'un gaz, sans aucun apport de pétrole brut.

La chimie reste une curiosité pendant une dizaine d'années. Puis elle devient géopolitique.

L'Allemagne nazie, isolée des marchés pétroliers mondiaux et dépendante de son charbon national, déploie le procédé Fischer-Tropsch sur neuf usines et atteint un pic de production d'environ 600 000 tonnes par an de carburants synthétiques durant la Seconde Guerre mondiale. Le charbon est gazéifié pour produire du gaz de synthèse ; ce gaz de synthèse alimente les réacteurs Fischer-Tropsch ; la distribution d'hydrocarbures obtenue est raffinée en essence, diesel et huile lubrifiante. Les usines sont des cibles stratégiques. Plusieurs sont bombardées dans les dernières années de la guerre.

Le procédé aurait dû s'arrêter là. Il n'en a rien été.

En 1955, la South African Coal, Oil and Gas Corporation (Sasol) met en service la première usine de ce qui deviendra la plus grande installation Fischer-Tropsch jamais construite. L'Afrique du Sud de l'apartheid fait face à des sanctions pétrolières de plus en plus strictes durant les années 1960, 1970 et 1980. Sasol répond en construisant une capacité de charbon-liquide à l'échelle industrielle. Sasol Synfuels à Secunda, mis en service en deux phases en 1980 et 1982, reste le plus grand complexe Fischer-Tropsch au monde six décennies après le début de sa construction. Il est toujours en exploitation, toujours rentable, et toujours fondé sur la chimie démontrée par Fischer et Tropsch en 1925.

Dans les années 1990 et 2000, Fischer-Tropsch revient une troisième fois, avec un moteur différent. Le gaz naturel bon marché et isolé, principalement au Moyen-Orient, était torché faute de moyen économique de le valoriser. Shell construit Bintulu en Malaisie (1993) puis le bien plus vaste Pearl GTL au Qatar (2011), chacun convertissant le gaz naturel via un gaz de synthèse en produits liquides de haute qualité. Pearl, avec 140 000 barils par jour, est la plus grande installation gaz-liquide au monde. L'équation économique fonctionne car le gaz en tête de puits ne coûte presque rien.

Et maintenant, au milieu des années 2020, Fischer-Tropsch revient une quatrième fois. Le moteur cette fois est la décarbonation. L'aviation ne peut pas fonctionner sur batteries. Les avions à pile à combustible hydrogène restent expérimentaux. L'industrie aéronautique a besoin d'un carburant liquide chimiquement identique au kérosène actuel mais produit sans carbone fossile. Fischer-Tropsch, alimenté par de l'hydrogène vert et du CO₂ capté, est l'une des voies les plus crédibles pour y parvenir exactement. Plusieurs grands projets Power-to-Liquid, dont HIF Global au Chili, Norsk e-Fuel en Norvège, et d'autres en Allemagne, aux Pays-Bas, aux États-Unis et en Arabie saoudite, convergent vers Fischer-Tropsch comme étape de synthèse centrale.

Une constante se dégage à travers ces quatre ères. Fischer-Tropsch revient chaque fois que le monde a besoin de produire des carburants liquides et que le pétrole brut n'est, pour une raison ou une autre, pas la solution. Dans les années 1940, la raison était l'isolement géopolitique. Dans les années 1980, c'étaient les sanctions. Dans les années 2000, c'était la valorisation du gaz isolé. Aujourd'hui, c'est la décarbonation. Les moteurs changent. La chimie reste.

C'est l'idée centrale à retenir pour la suite de cette page. Fischer-Tropsch n'a rien de nouveau. C'est la voie de synthèse du gaz de synthèse vers les carburants liquides la plus rigoureusement conçue, la plus largement déployée, la plus éprouvée opérationnellement dans l'histoire industrielle. Ce qui est nouveau, c'est le gaz de synthèse. Le défi des projets Fischer-Tropsch modernes n'est pas l'étape Fischer-Tropsch elle-même. C'est la chaîne qui l'alimente.

Deux métaux dominent la synthèse Fischer-Tropsch commerciale. Le fer a été le pilier de l'ère charbon-liquide. Le cobalt a été le pilier de l'ère gaz-liquide. Ce choix n'est pas académique. Il conditionne les paramètres opératoires, la gamme de produits, la conception du réacteur, les besoins de valorisation en aval, et l'intégration avec la source amont de gaz de synthèse. Un projet Fischer-Tropsch vert qui choisit le mauvais catalyseur s'engage, de fait, dans plusieurs milliards d'euros de dépenses d'investissement sous-optimales.

Les catalyseurs au fer fonctionnent à des températures plus élevées (typiquement 300 à 350 °C) et tolèrent des contaminants dont le soufre et le CO₂. Ils sont peu coûteux. Ils catalysent activement la réaction de gaz à l'eau simultanément avec la réaction Fischer-Tropsch, ce qui leur permet d'accepter un gaz de synthèse à faible ratio H₂/CO (environ 1,7) et d'ajuster ce ratio en interne. Cela en fait un choix naturel pour le gaz de synthèse issu du charbon, pauvre en hydrogène. La gamme de produits du Fischer-Tropsch au fer est décalée vers des hydrocarbures plus légers, davantage d'oléfines et davantage d'oxygénés. Les usines de Sasol fonctionnent au fer.

Les catalyseurs au cobalt fonctionnent à des températures plus basses (typiquement 200 à 240 °C) et sont plus sélectifs vers les paraffines à longue chaîne, avec une très faible formation de sous-produits. Ils sont plus actifs par gramme de catalyseur que le fer, ce qui permet des réacteurs plus petits pour un débit donné. Ils nécessitent un ratio H₂/CO plus élevé dans la charge (environ 2,1) et ne catalysent pas la réaction de gaz à l'eau, ce qui impose de conditionner le gaz de synthèse en amont. Ils sont intolérants au soufre, qui doit être retiré presque totalement avant le réacteur. Ils sont plus coûteux. Les usines GTL de Shell fonctionnent au cobalt.

Le choix du catalyseur est, au plus haut niveau, un choix de gamme de produits. Le Fischer-Tropsch haute température (HTFT) au fer produit une distribution centrée sur les hydrocarbures de gamme essence, avec une fraction significative d'oléfines légères (éthylène, propylène) qui peuvent constituer des intermédiaires chimiques de valeur. Le Fischer-Tropsch basse température (LTFT) au cobalt produit une distribution centrée sur des cires lourdes, ensuite hydrocraquées en aval pour obtenir une gamme propre de distillats moyens (kérosène, diesel et naphta). Pour les projets ciblant le carburant d'aviation durable, le LTFT au cobalt est le choix dominant dans les conceptions Power-to-Liquid modernes, car la voie des cires lourdes fournit une fraction kérosène particulièrement propre après valorisation.

Les deux architectures ne sont pas équivalentes. Elles servent des marchés différents. Les projets modernes font ce choix de catalyseur tôt, et le reste de l'usine en découle.

L'étape Fischer-Tropsch elle-même, dans une usine Power-to-Liquid moderne, est essentiellement identique à l'étape Fischer-Tropsch d'une usine GTL des années 1990 ou d'une usine CTL des années 1980. Les catalyseurs appartiennent aux mêmes familles. Les réacteurs sont similaires. La distribution de produits suit la même mathématique d'Anderson-Schulz-Flory.

Ce qui change, fondamentalement, c'est le début de chaîne de l'usine.

Dans une usine charbon-liquide, le gaz de synthèse provient de la gazéification : le charbon solide réagit avec de l'oxygène et de la vapeur à haute température pour produire un mélange chaud de CO et H₂. Dans une usine gaz-liquide, le gaz de synthèse provient du reformage : le gaz naturel réagit avec de la vapeur, de l'oxygène, ou les deux, pour produire du CO et du H₂. Dans les deux cas, le carbone du gaz de synthèse est du carbone fossile. L'hydrogène provient in fine de la charge (l'hydrogène des molécules de méthane du gaz naturel, ou l'hydrogène libéré de l'eau lors de la réaction de gazéification).

Dans une usine Power-to-Liquid, l'hydrogène et le carbone sont dissociés et produits séparément. L'hydrogène vert provient de l'électrolyse de l'eau alimentée par de l'électricité renouvelable (traité dans la page pilier Hydrogène vert). Le carbone provient du CO₂ capté, idéalement à partir d'une source ponctuelle concentrée (fumées industrielles, valorisation du biogaz, fermentation) ou, plus ambitieusement, par captage direct dans l'air.

Les deux flux doivent ensuite être convertis en gaz de synthèse avant l'étape Fischer-Tropsch, car Fischer-Tropsch veut du CO, pas du CO₂. Cette conversion est le cœur d'ingénierie d'une usine PtL moderne, et c'est là que se prennent les décisions de projet les plus déterminantes. Deux voies principales sont en usage commercial ou quasi commercial :

La réaction inverse de gaz à l'eau (RWGS). Le CO₂ et une partie de l'hydrogène vert réagissent à haute température (typiquement 600 à 900 °C) sur un catalyseur au nickel ou au platine, produisant du CO et de l'eau. L'eau est condensée. Le CO restant est mélangé au reste de l'hydrogène vert pour obtenir le ratio H₂/CO souhaité par Fischer-Tropsch. La RWGS est thermodynamiquement défavorable à température modérée, ce qui oblige le réacteur à fonctionner à haute température, avec des implications pour les matériaux, l'intégration thermique et l'efficacité énergétique. Plusieurs fournisseurs de technologie exploitent ou mettent en service des unités RWGS commerciales.

La co-électrolyse SOEC. Un électrolyseur à oxyde solide, fonctionnant à 700 à 850 °C, dissocie simultanément l'eau et le CO₂ dans une seule cellule électrochimique. La sortie est un flux de gaz de synthèse chaud avec un ratio H₂/CO ajustable, prêt (avec un conditionnement mineur) pour le réacteur Fischer-Tropsch. C'est, en principe, la solution la plus élégante : moins d'unités de procédé, une meilleure intégration avec la chaleur haute qualité du réacteur FT, et un rendement de passage élevé. L'inconvénient est que la technologie SOEC reste moins mature que l'électrolyse alcaline ou PEM, avec une durabilité de stack encore en amélioration et des coûts d'investissement encore élevés. Les premiers déploiements commerciaux de co-électrolyse SOEC dans des projets PtL ont lieu actuellement (Topsoe, Sunfire et d'autres sont des fournisseurs de tête), et la technologie passe de la démonstration au déploiement commercial précoce sur la période 2025-2028.

Le choix entre RWGS et co-électrolyse SOEC est l'une des décisions les plus déterminantes dans la conception d'un projet PtL moderne, et il n'a pas de réponse unique. La RWGS est plus mature et moins risquée pour les projets FOAK. La co-électrolyse SOEC est potentiellement plus élégante et plus efficace à l'échelle, mais comporte un risque technologique plus élevé. Les décisions de structuration de projet, la sélection des fournisseurs et le calendrier du projet par rapport à la maturité commerciale du SOEC entrent tous en compte dans ce choix. C'est précisément le type de décision où une évaluation technologique indépendante, avant la spécification des équipements, peut éviter des corrections coûteuses en fin de projet.

Le SAF Fischer-Tropsch Power-to-Liquid est, en 2025, coûteux. Une usine FT-PtL type produit du SAF à un coût actualisé compris entre 3 000 et 5 000 euros par tonne, selon la localisation, l'échelle et le contrat d'électricité. Le kérosène conventionnel se négocie actuellement entre 600 et 1 000 euros par tonne. La prime est réelle, importante, et c'est la raison principale pour laquelle les quotas e-fuel de ReFuelEU doivent être réglementaires plutôt que dictés par le marché.

La structure de coûts est dominée par la charge d'hydrogène vert, comme pour tout produit vert en aval. Environ 65 à 75 pour cent du LCOA du SAF FT-PtL correspond au coût de l'hydrogène vert lui-même. Le CO₂ capté contribue de manière significative (5 à 15 pour cent selon la source : le CO₂ biogénique est moins cher que le captage direct dans l'air), et la synthèse, la valorisation et les frais généraux constituent le reste. Cela signifie que toute amélioration de l'économie du SAF PtL est, fondamentalement, une question de trajectoire de coût de l'hydrogène vert, c'est-à-dire d'électricité renouvelable dédiée bon marché et de baisse des coûts d'investissement des électrolyseurs.

L'efficacité carbone sur l'ensemble de la chaîne intégrée se situe entre 35 et 50 pour cent, ce qui signifie qu'environ la moitié du carbone entrant dans le système sous forme de CO₂ en ressort comme produit hydrocarboné fini. Le reste ressort sous forme de CO₂ des diverses étapes du procédé (principalement du réacteur FT lui-même et des sections de valorisation), est recapté lorsque possible, et représente une perte d'efficacité. L'amélioration de l'efficacité carbone par une meilleure intégration est l'un des principaux objectifs d'ingénierie des conceptions PtL de nouvelle génération.

L'intensité capitalistique est substantielle. Une usine FT-PtL intégrée produisant 100 000 tonnes de SAF par an (environ 1 400 barils par jour d'équivalent kérosène) nécessite plusieurs gigawatts d'électricité renouvelable, plusieurs centaines de mégawatts de capacité d'électrolyse, un train de réacteurs Fischer-Tropsch, de l'hydrocraquage et du fractionnement, ainsi qu'une chaîne d'approvisionnement en CO₂. Le capital total du projet se situe entre 4 et 8 milliards d'euros pour une usine de cette taille. Les premières usines FOAK en cours de mise en service aujourd'hui (Atmosfair en Allemagne, Norsk e-Fuel en Norvège, des pilotes plus petits ailleurs) sont à une échelle bien plus réduite, avec des coûts d'investissement par tonne de SAF produite supérieurs à ce qui sera réalisable à l'échelle commerciale.

Le modèle économique du FT-PtL repose sur trois piliers : un appel de demande réglementé (ReFuelEU et cadres politiques similaires), la volonté des compagnies aériennes de payer des primes vertes sur une partie de leur carburant, et la trajectoire de coût de l'hydrogène vert. Les trois sont réels. Aucun n'est inconditionnel. Le rythme auquel l'industrie PtL passera à l'échelle dépend de la résolution des trois.