L’illusion des e-carburants : le miroir aux alouettes énergétique

Les e-carburants, présentés comme une alternative durable aux énergies fossiles pour décarboner des secteurs difficiles à électrifier, présentent des problèmes majeurs qui rendent impossible leur production à grande échelle.

Les e-fuels, aussi appelés e-carburants ou carburants de synthèse, sont reconstitués à partir d’eau, d’électricité décarbonée (nucléaire, hydraulique, éolien et solaire…) et de gaz carbonique (CO₂).

Ils pourraient représenter une remarquable solution durable de substitution au pétrole (et à ses dérivés), ainsi qu’au gaz, dans les secteurs les plus difficiles à décarboner en « électrifiant » indirectement les transports aériens, maritimes, les camions et les voitures, tout en créant de l’activité en France et des emplois industriels.

Euréka ! Extraordinaire ! Révolutionnaire ! Miraculeux !

Hélas, il y a des obstacles rédhibitoires et des désillusions sur la route qui mène au Graal d’un monde sans combustibles fossiles…

La mariée est belle !

L’idée lumineuse est de faire croire qu’il sera possible de remplacer les énergies fossiles (notamment gaz et pétrole) par ces e-fuels constitués d’hydrogène issu d’électrolyse, et de carbone issu de monoxyde de carbone (CO), ou de dioxyde de carbone (CO₂) récupéré de l’industrie (à la sortie d’une usine de ciment par exemple), ou dans l’air ambiant.

Ces e-fuels liquides ou gazeux ont un atout de taille : ils ont l’avantage de pouvoir être utilisés directement dans les moteurs à combustion interne existants sans modifications majeures, puisqu’ils sont quasiment identiques aux carburants fossiles.

Et le CO₂ émis dans l’atmosphère lors de leur combustion est équivalent au CO₂ capturé qui, sans cette capture, serait directement diffusé dans l’air.

Ces e-fuels, « vecteurs d’énergie électrique », pourraient aussi fournir les réactifs pour l’industrie chimique (plastiques, etc.) et recycler le CO₂ non évitable émis par certaines industries comme les cimenteries.

Certains e-fuels sont déjà certifiés et incorporés en faibles quantités dans l’industrie et les transports aériens, maritimes et terrestres.

La localisation en France de la chaîne de valeur de production de carburants et combustibles réduirait les risques d’approvisionnement (en se substituant aux énergies fossiles importées), et améliorerait aussi la balance commerciale, ainsi que la souveraineté énergétique.

Ces avantages pourraient compenser leur coût de revient industriel qui serait environ deux fois plus élevé que leurs équivalents fossiles.

Le modèle financier est encore incertain. Les e-fuels devront faire face à la concurrence commerciale mondiale fondée sur des énergies fossiles relativement bon marché. Ces dernières doivent être extraites et raffinées mais existent déjà « gratuitement » dans le sous-sol de la Terre (il suffit de les récupérer) alors que les e-fuels sont coûteux à fabriquer.

Hélas, la fabrication industrielle de ce « fabuleux » e-fuel nécessite beaucoup trop d’électricité et de CO₂ pour répondre aux besoins de la France (et encore plus à ceux de l’Europe et du monde).

Un énorme besoin d’électricité et de CO₂

Aujourd’hui, les 24 projets identifiés par SIA Partners de production d’e-fuels en France (dont le coût prévisionnel s’élève déjà à 3,6 milliards d’euros) représentent seulement environ 0,5 million de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep) par an à l’horizon 2030 (environ 0,25 Mtep d’e-méthanol et 0,25 Mtep d’e-kérosène).

Pourtant, cette quantité minime (0,5 Mtep, soit un centième des 50 Mtep consommées uniquement par les transports) nécessiteront 14 térawattheures (TWh) d’électricité bas carbone par an du mix électrique français, soit presque deux EPR (le procédé d’électrolyse de l’eau représente 85 % de la consommation, et la synthèse des e-fuels 15 %), et 1,7 million de tonnes (Mt) de CO₂ par an.

Or, en France, la production annuelle d’électricité est d’environ 500 TWh, et le gisement de CO₂ industriel non évitable produit principalement par des industries lourdes comme le ciment (dont les réductions d’émissions induisent des coûts prohibitifs) est estimé par SIA Partners à 12 Mt.

Mais d’où proviendraient alors les énormes quantités d’électricité et de CO₂ nécessaires si les e-fuels avaient vocation à remplacer les énergies fossiles (carburants pour les véhicules et combustibles pour le chauffage) ?

Des problèmes insolubles à l’horizon 2030…

À longue échéance, une production significative d’e-fuels multipliée par environ… 50 (!) pour commencer à répondre aux besoins de la France fera émerger des problèmes insolubles d’approvisionnement en électricité et en CO₂.

Par exemple, remplacer par des e-fuels les 50 Mtep de carburants fossiles consommés actuellement dans nos seuls véhicules en France supposerait de construire… une centaine de réacteurs nucléaires EPR pour produire l’électricité nécessaire à leur synthèse.

Il serait également nécessaire d’extraire 165 Mt de CO₂ par an d’une production nationale de 240 Mt de ciment en France pour capter une telle quantité de CO₂ (voir explications en annexe).

Or, la production totale française de CO₂ est actuellement de moins de… 17 Mt (en 2017), soit 7 % du besoin en CO₂.

Une autre source est parfois évoquée : le captage directe de CO₂ dans l’air (DAC). Mais elle nécessite des moyens gigantesques techniquement et financièrement impossibles au niveau requis pour la France. Elle ne présente donc aucun intérêt, même lorsque le CO₂ industriel ou biogénique est peu disponible localement (explications en annexe).

Pour faire bonne mesure, il faudrait aussi remplacer les combustibles (gaz et fuel) nécessaires pour le chauffage des logements dont encore plus de la moitié (54 %) sont chauffés au gaz et au fuel (27 Mtep, soit 330 TWh) et représente environ la moitié de la consommation d’énergies fossiles des transports. Ce chauffage pourrait être avantageusement directement électrifié pour éviter les pertes (50 %) de transformations en e-fuels.

Le développement de la filière est donc impossible à cause des ressources insuffisantes en électricité et en CO₂ qui représentent un insurmontable goulot d’étranglement au moins pour un siècle.

Un rêve ruineux assis sur des subventions

Les e-fuels, aujourd’hui poudre de perlimpinpin, deviendront peut-être un jour un petit complément coûteux à la consommation d’énergies fossiles au-delà de ce siècle.

Mais produire des e-fuels pour remplacer majoritairement les énergies fossiles restera ruineux et industriellement utopique au cours de ce siècle. Personne ne sait encore comment trouver les énormes quantités d’électricité et de CO₂ nécessaires à la fabrication de ces e-fuels pour remplacer seulement un quart de la consommation de carburant du transport en France.

Cependant, cet idéal merveilleux du recyclage perpétuel du CO₂ en e-fuel grâce à de l’eau, du nucléaire, du vent et du soleil, permettra à quelques-uns de rêver longtemps (mais attention aux désillusions…).

Quelques autres (commerciaux, ingénieurs, producteurs de e-fuels) qui cherchent aujourd’hui des « soutiens » (subventions) par des mécanismes liés au développement de l’industrie verte, pourront peut-être vivre de recherches subventionnées pendant des décennies…

L’e-fuel, ça sonne bien, c’est beau, et c’est politiquement correct pour faire croire que l’humanité pourra s’extraire de la consommation des énergies fossiles. Mais c’est, hélas, inefficace et idiot pour encore au moins un siècle !

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Annexe

Quelques chiffres à placer en face des mots…

La physique et la chimie (CO₂ + 3H₂ à CH₃OH + H₂O) indiquent que la production d’une tonne de méthanol (CH₃OH) nécessite environ 1,4 tonne de gaz carbonique (CO₂) et 0,2 tonne d’hydrogène (H₂), lui-même fabriqué industriellement avec au moins 11 MWh d’électricité et de l’eau (H₂O).

En résumé, 1 tonne de e-méthanol nécessite 1,4 t CO₂ + 11 MWhe

Pour information :

• 1 t de e-méthane nécessite 2,9 t CO₂ + 33 MWhe
• 1 t de e-kérosène nécessite 3,7 t CO₂, 28 MWhe

Production d’électricité

La production d’un kilogramme (kg) d’hydrogène par électrolyse (qui contient 33 kWh d’énergie et occupe un volume de 11 m³ à la pression atmosphérique) nécessite, en pratique industrielle, entre 55 à 66 kWh d’électricité.

Le coût de production de l’hydrogène ainsi obtenu serait de 4 €/kg à 7 €/kg selon le coût initial de l’électrolyseur et le temps de fonctionnement sur une année.

Le coût moyen serait d’environ 5 €/kg pour un coût d’électrolyseur de 1,2 million d’euros par mégawatt installé, 7000 heures de fonctionnement par an (80 % du temps), et un coût d’électricité à 70 €/MWh.

Un kg de méthanol (qui ne contient que 5,5 kWh d’énergie) mais qui a nécessité plus de 11 kWh d’électricité, comprend donc au minimum 0,77 € d’électricité.

La cimenterie Vicat de Montalieu-Vercieu vise la production optimiste de 125 000 tonnes par an d’e-méthanol dès 2025 grâce à un électrolyseur d’une puissance de 180 MW, soit une consommation de 1,6 TWh/an, dans l’hypothèse d’un fonctionnement continu (facteur de charge égal à 100 %).

Utiliser uniquement les surplus des pics de production des énergies renouvelables intermittentes (EnRI) quand il y a du vent et du soleil pour profiter de prix faibles influence grandement le temps de fonctionnement annuel des électrolyseurs et leur rentabilité.

De plus, si l’alimentation en électricité est fournie par des EnRI, l’effet d’un fonctionnement variable et intermittent sur la durée de vie des électrolyseurs n’est pas connu. Les quelques unités actuelles fonctionnent industriellement en régime permanent.

Produire de l’hydrogène seulement lorsque les prix de l’électricité sont bas pendant les périodes de surproduction des énergies renouvelables serait techniquement coûteux, voire impossible, même avec un stockage tampon d’hydrogène comprimé à chaque électrolyseur (qui a aussi un coût) pour fonctionner un ou plusieurs jours en autonomie.

Par MW installé, les électrolyseurs alcalins industriels produisent environ 180 tonnes d’hydrogène par an (soit 0,5 tonne par jour (t/j) et par MW) qui permettent théoriquement de produire 960 tonnes de méthanol.

En tenant compte du rendement global (environ 80 %) et des arrêts pour entretien, la production annuelle des électrolyseurs serait de 760 tonnes de méthanol par MW installé, soit une moyenne d’environ 2 t/j d’éthanol par MW d’électrolyseur.

Extraction du CO₂

Il faudra aussi ajouter le coût d’achat ou d’extraction du CO₂ encore inconnu (qui ne sera certainement pas gratuit), l’amortissement des unités de synthèse, et le coût de fonctionnement de l’ensemble (personnel, entretien…).

Le CO₂ biogénique issu de procédés mettant en jeu de la biomasse (biogaz, biocarburants, pâte à papier, déchets organiques, bois-énergie, cogénération, etc) ne représente que 2 % (1 Mt), et les 76 % restants (40 Mt) proviendraient de CO₂ industriel évitable.

Afin de minimiser les coûts et les émissions liés au processus de captage de CO₂, les principaux projets d’e-fuels sont aujourd’hui situés à proximité de complexes industriels fortement émetteurs de CO₂.

La région des Hauts-de-France concentre le plus gros gisement captable de CO₂ (15 Mt par an), notamment du fait de sa production industrielle d’acier, devant la région de Provence-Alpes-Côte- d’Azur et son hub industriel avec 11 Mt.

Le projet Reuze, situé à proximité de la zone industrielle de Dunkerque, vise à valoriser 300 000 tonnes de CO₂ par an (800 tonnes par jour) à partir des émissions des installations de sidérurgie d’ArcelorMittal, avec un objectif de production de plus de 100 000 tonnes de carburants et de naphta par an.

L’utilisation du CO₂ industriel non évitable, ou biogénique (produit par la décomposition de matières organiques) est considéré comme neutre pour le climat, car il est issu d’un cycle court du carbone.

Les quantités en jeu

La consommation annuelle d’énergie du transport en France atteint 50 Mtep (représentant aussi 600 TWh d’énergie), soit 140 000 tep/jour, (1,65 TWh/j).

Or, il faudrait 110 Mt de méthanol (contenant seulement 5,5 TWh d’énergie) par an pour remplacer uniquement le pétrole importé pour le transport, soit 300 000 t/j nécessitant environ 50 000 t/j d’hydrogène combinées à 450 000 t/j de CO₂… par jour.

Un réacteur nucléaire EPR de 1600 MW couplé à des électrolyseurs permettrait de produire 3200 t/j de méthanol (consommant 40 000 MWh d’électricité par jour).

Remplacer la totalité des carburants fossiles consommés actuellement dans nos seuls véhicules en France par des e-fuels supposerait de construire… une centaine (!) de réacteurs nucléaires EPR pour produire l’électricité nécessaire à la synthèse de ces 300 000 t/j de méthanol… sans compter les combustibles (gaz et fuel) nécessaires pour le chauffage des habitations.

Le captage direct de CO₂ dans l’air (DAC)

L’air ambiant au niveau de la mer pèse 1,3 kg par m³ et contient 0,04 % de CO₂ (0,5 gramme par m³). Des aspirateurs électriques et des filtres gigantesques devraient traiter chaque jour 9000 milliards de m³ (près de 12 milliards de tonnes d’air en supposant que tout le CO₂ soit capté) pour extraire quotidiennement ces 450 000 tonnes de CO₂…

La consommation électrique d’une telle « usine à gaz » devra être gigantesque, sachant qu’un réacteur d’un Airbus A380 à pleine puissance (40 MW) n’aspire « que » 100 000 t/j d’air, il en faudrait donc… 120 000 ! (4800 gigawatts (GW) de puissance, alors que la totalité du parc nucléaire en France ne représente que 63 GW).

Les effluents gazeux de l’industrie du ciment contiennent de 14 à 33 % de CO₂ en masse et produisent entre 630 et 760 kg de CO₂ par tonne de ciment (selon les différentes régions du monde).

En prenant une moyenne de 0,7 tonne de CO₂ émis par tonne de ciment, il faudrait produire 650 000 tonnes de ciment chaque jour en France pour capter.

Or, la production française de ciment est de moins de 50 000 tonnes par jour (17 millions de tonnes en 2017), soit actuellement 7 % du besoin en CO₂.

Les coûts

Une estimation grossière aboutit à environ 1,2 €/kg de méthanol, soit 0,22 €/kWh au minimum à la sortie de l’unité, alors que ce coût est de 0,05 €/kWh pour l’essence ou le diesel.

En effet, ce kg de méthanol contient deux fois moins d’énergie (5,5 kWh) qu’un kg d’essence ou de diesel (12 kWh) dont le coût de production est d’environ 0,6 € à la sortie de la raffinerie.

Le coût de production énergétique du méthanol est donc au moins 4 fois plus élevé que celui de l’essence.

En maintenant les taxes sur les carburants au niveau actuel (presque 1,5 € par litre d’essence contenant 10 kWh, soit 0,1 €/kWh), il faudra payer 3,7 € pour l’équivalent énergétique en méthanol (10 kWh x 0,22 €/kWh + 1,5 € de taxes), contre 2 € aujourd’hui pour un litre d’essence ou de diesel.

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