Décarbonation des transports : l'urgence de choisir - Développer les filières de carburants et d'hydrogène durables

II. UN PANORAMA DE TECHNOLOGIES ET DE FILIÈRES TRÈS CONTRASTÉ

A. DES TECHNOLOGIES PLUS CHÈRES QUE LA BASE FOSSILE, DE MATURITÉ ET DE RENDEMENT VARIABLES

1. Les biocarburants de première génération, une technologie mature, mais discutée

Les biocarburants consistent en des carburants, liquides ou gazeux, produits à partir de la biomasse, végétale ou animale. Ils sont généralement incorporés aux carburants d'origine fossile, l'essence ou le gazole, pour être utilisés dans le secteur des transports^34(*).

Les biocarburants dits de « première génération » (1G) correspondent à ceux actuels, produits à partir de la biomasse agricole. On distingue généralement deux filières industrielles : celle du bioéthanol et celle du biogazole. À leurs côtés, on peut citer le biogaz.

a) Les procédés et usages du bioéthanol et du biogazole

En l'état actuel des technologies, les procédés de fabrication du bioéthanol et du biogazole sont bien établis.

Le bioéthanol^35(*) consiste en l'incorporation dans l'essence d'un alcool issu de la fermentation de sucres contenus dans les végétaux (betteraves, cannes à sucre, céréales, résidus vinicoles notamment).

En France, le bioéthanol est commercialisé à des niveaux de 5 % (SP95-E5 et SP98-E5), 10 % (SP95-E10), entre 65 et 85 % (Superéthanol E85) et jusqu'à 95 % (ED95). Les véhicules à motorisation essence peuvent utiliser de l'E5 et ceux commercialisés après 2 000 peuvent utiliser l'E10 ; en revanche, l'E85 est réservé aux véhicules dits « Flexfuel », c'est-à-dire disposant d'un dispositif de conversion^36(*), et l'ED95 aux flottes captives.

L'éthyl tertio butyl éther (ETBE) est un dérivé de l'éthanol, d'origine renouvelable, produit à partir d'isobutène, d'origine fossile. Procédé le plus ancien d'incorporation de l'éthanol dans l'essence, sa part renouvelable n'est cependant que de 47 % en 2020^37(*). Il est incorporé avec des niveaux atteignant 15 % pour le SP95-E5, 16 % pour le SP98-E5 et 22 % pour le SP95-E10.

Le biogazole consiste en l'incorporation dans le gazole d'un ester^38(*) issu de la trans-estérification^39(*) d'huiles d'origine végétale (colza, soja, tournesol, huile de palme) ou animale (graisses) ; ces huiles d'origine végétale peuvent être brutes ou usagées^40(*).

En France, le biogazole est commercialisé à des niveaux allant de 7 à 10 % (B7 et B10) et de 30 à 100 % (B30 et B100). Les véhicules à motorisation gazole peuvent utiliser le B7 et ceux compatibles peuvent utiliser le B10^41(*) ; pour autant les B30 et B100 sont réservés à des flottes captives.

Selon l'alcool utilisé - méthanol ou éthanol -, on parle d'ester méthylique (EMAG) ou éthylique d'acide gras (EEAG). Le premier procédé est le plus courant ; on parle d'ester méthylique d'huile végétale (EMHV), animale (EMHA) ou usagée (EMHU), ou d'ester éthylique d'huile végétale (EEHV), animale (EEHA) ou usagée (EEHU), selon l'huile mobilisée.

Tant en matière de bioéthanol que de biogazole, des carburants de synthèse peuvent être obtenus par hydrotraitement de l'hydrogène : il s'agit des huiles végétales hydrotraitées essence (HVHTE) et gazole (HVHTG).

b) Un encadrement européen étoffé et évolutif

Le cadre européen définit strictement les conditions de production et d'utilisation des biocarburants.

La directive « EnR2 », du 11 décembre 2018^42(*), comporte ainsi plusieurs définitions (article 2) :

- les biocarburants, soit les carburants liquides utilisés pour le transport et produits à partir de la biomasse ;

- les biocarburants avancés, soit les biocarburants produits à partir des matières premières énumérées à la partie A de l'annexe IX^43(*), issus notamment de déchets ménagers, agricoles, forestiers ou industriels.

La directive fixe un objectif de 14 % d'énergie renouvelable dans la consommation finale d'énergie de l'Union européenne dans le secteur des transports en 2030 (article 25).

Elle limite la part des biocarburants, bioliquides et biocombustibles produits à partir de cultures destinées à l'alimentation humaine ou animale à 7 % de la consommation d'énergie des transports routiers et ferroviaires. La part de ceux induisant un risque élevé de CASI ne peut excéder leur niveau de 2019 et doit s'établir à 0 % entre le 31 décembre 2023 et le 31 décembre 2030 (article 26).

À l'inverse, la directive fixe la contribution des biocarburants avancés et du biogaz à l'intégration de l'énergie renouvelable dans ce secteur à 0,2 % en 2022, 1 % en 2025 et 3,5 % en 2030 au moins (article 25).

En outre, la directive impose des critères de durabilité et de réduction des émissions de GES. Les biocarburants, bioliquides et biocombustibles doivent permettre une réduction de 50 %, pour ceux produits dans des installations mises en service au plus tard le 5 octobre 2015, 60 % pour celles mises en service entre le 6 octobre 2015 et le 31 décembre 2020 et 65 % pour celles mises en service à partir du 1^er janvier 2021. Ils doivent, de surcroît, respecter la légalité des opérations de récolte ainsi que la régénération de la forêt, les zones de protection de la nature ou la préservation de la qualité des sols et de la biodiversité (article 29)^44(*).

Parmi les biocarburants ainsi définis à l'échelon européen, deux catégories spécifiques doivent être rappelées (article 2) :

- les biocarburants dont la comptabilisation est double pour l'atteinte des objectifs des biocarburants, énumérés à la partie A de l'annexe IX, soit les biocarburants avancés précités, ou à la partie B de cette même annexe, soit les biocarburants issus d'huiles de cuisson et de graisses animales de catégories 1 et 2 ;

- les biocarburants présentant un risque élevé d'induire des CASI et dont la zone de production gagne nettement sur les terres présentant un important stock de culture, relevant d'un acte délégué^45(*), essentiellement l'huile de palme.

Dans le cadre du paquet « Ajustement à l'objectif 55 », la directive « EnR 2 » doit être remplacée par celle « EnR 3 ».

À date, le projet de révision^46(*) de la directive précitée^47(*) fixerait l'objectif d'énergie renouvelable dans les transports à 29 % et la part des biocarburants avancés et des carburants renouvelables d'origine non biologique à 5,5 %, au total, et 1 %, pour ces seconds carburants (article 25). De plus, il introduirait des objectifs sur les carburants renouvelables d'origine non biologique de 42 % dans l'industrie en 2030 et 60 % en 2035 (articles 22 bis). Il appliquerait un objectif de 14,5 % de réduction des émissions de GES au secteur des transports d'ici 2030 (article 13). Enfin, il ne permettrait de prendre en compte ces carburants renouvelables d'origine non biologique que si leurs réductions d'émissions sont au moins de 70 % (article 29 bis).

Pour le secteur aérien, le Plan ReFuelEU Aviation^48(*) fixerait un objectif de carburants aéronautiques durables de 2 % en 2025, 6 % en 2030 et 70 % en 2050 ; de leur côté, les carburants synthétiques durables représenteraient 1,2 % en 2030 et 35 % en 2050. Quant au plan FuelEU Maritime^49(*), il proposerait un objectif de réduction des émissions de GES de 2 % en 2025, 6 % en 2030 et 80 % en 2050, les carburants renouvelables d'origine non biologique pouvant compter double dans cet objectif, entre 2025 et 2034, et un objectif d'incorporation de 2 % pouvant s'appliquer en 2034^50(*). Dans les deux cas, et contrairement à ce qui est prévu aux États-Unis, les biocarburants de première génération issus de cultures destinées à l'alimentation humaine ou animale ne pourraient être pris en compte.

c) Des filières françaises structurées et pourvoyeuses d'emplois, grâce à un soutien continu de l'État

(1) Un fort soutien au développement des biocarburants

Depuis deux décennies, l'État soutient l'essor des biocarburants, via notamment des taux d'incorporation fixés dans la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP), instituée par « LFI pour 2005 »^51(*), devenue la taxe incitative relative à l'incorporation de biocarburants (TIRIB), avec la « LFI pour 2019 »^52(*), puis la TIRUERT, avec la « LFI pour 2021 »^53(*) (article 266 quindecies du code des douanes).

Ces taux sont de 9,5 et 9,9 % pour l'essence en 2023 et 2024 et de 8,6 et 9 % pour le gazole. Des taux de 1 et 1,5 % aux mêmes échéances ont été ajoutés en 2022 pour les carburéacteurs, pour promouvoir les biocarburants aéronautiques durables. De plus, l'État applique des taux réduits de taxe intérieure sur la consommation de produits pétroliers (TICPE)^54(*) (article 312-79 du code des impositions sur les biens et les services - CIBS).

Les objectifs ainsi fixés ont été globalement atteints ces dernières années, ainsi que l'illustre le graphique ci-après^55(*).

Résultat tangible de cette politique de soutien, les biocarburants mis à la consommation ont atteint 4,1 milliards de litres (Mdl) en 2020, dont 1,08 Mdl pour le bioéthanol et 2,98 pour le biogazole. Ces volumes ont été tirés par l'éthanol (18,65 %) et l'EMHV (61,08 %). Cependant, ils ont diminué de 15,4 % de 2019 à 2020, compte tenu de la chute de la consommation totale de carburants, due aux mesures de confinement liées à la crise de la Covid- 19.

Biocarburants^56(*)	Volume 2020	Pourcentage 2020	Évolution 2019-2020
EMHA	15 Ml	0,37 %	- 14,8 %
EMHU	105 Ml	2,58 %	- 46 %
EMHV	2 481,7 Ml	61,08 %	- 9,5 %
EMAG	5,2 Ml	0,13 %	-
HVHTG	371 Ml	9,13 %	- 36,6 %
ETBE	278 Ml	6,84 %	- 29,6 %
Éthanol	757,7 Ml	18,65 %	- 2 %
HVHTE	48,76 Ml	1,20 %	- 48 %
Total	4 063 Ml	100,00 %	- 15,4 %

En 2022, les biocarburants mis à la consommation sont restés très dynamiques, avec 5,2 Mdl au total, dont 3,5 Mdl pour la filière biogazole et 1,7 Mdl pour la filière bioéthanol. Ces mises à la consommation ont été tirées par l'éthanol (24,50 %) et l'EMHV (55 %)^57(*).

(2) Une contribution réelle des biocarburants à la transition énergétique

Aujourd'hui, les biocarburants participent à la transition énergétique. Les biocarburants y contribuent utilement, en substituant des EnR à des énergies fossiles et en diversifiant notre mix énergétique. Entre 2 000 et 2021, leur volume de consommation finale est passé de moins de 5 TWh à plus de 35 TWh, avec une prédominance de la filière biogazole (77 %) sur celle bioéthanol (23 %)^58(*). En 2021, ils ont représenté en 1,3 % de la consommation d'énergie primaire^59(*), dont 7 % pour le secteur des transports, contre des parts de respectivement 0,9 et 4,8 % en 2011^60(*). Pour autant, leur impact est limité, au regard de l'important volume de consommation de l'énergie (2 769 TWh) et des transports (501 TWh)^61(*). Au sein des EnR, les biocarburants ont atteint 6 % de la consommation d'énergie primaire et 10 % de la production d'énergie primaire en 2021. Cependant, ils ne se situent qu'à la 5^e place des EnR en termes de consommation et de production en 2021 ; ce sont des filières moyennes, qui n'y représentent que 4 % de l'emploi et 0,4 % de l'investissement en 2019. En revanche, la biomasse^62(*) se situe à la 2^e place des EnR en matière de dépenses de R&D en 2020, avec 34 %, juste après le solaire (41 %)^63(*). Enfin, les coûts de production sont de 700 à 950 € par m³ pour l'éthanol et 800 à 1 100 € par m³ pour l'ester méthylique^64(*). Cela justifie une politique fiscale incitative, dont le manque à gagner pour l'État a été évalué à 299,76 M€ pour les taux réduits de TICPE et à 4,2 Mds € pour la TIRIB en 2019^65(*).

(3) Des filières compétitives représentant près de 30 000 emplois

Grâce au soutien apporté par l'État au développement de la première génération de biocarburants, les filières françaises se sont structurées et ont développé une industrie mature et largement pourvoyeuses d'emplois.

D'après les données recueillies auprès des représentants de fédérations agricoles, du Syndicat national des producteurs d'alcool agricole (SNPAA) et d'EsteriFrance, la filière représenterait près de 29 000 emplois directs, indirects et induits : 20 000 pour le biogazole et 9 000 pour le bioéthanol.

Plus précisément, selon FranceAgriMer, la filière bioéthanol représenterait ainsi 4 500 emplois directs et 4 400 indirects, contre 12 000 emplois directs et 7 800 indirects pour le biogazole^66(*). L'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), citée par la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), évoque un total de 2 700 emplois industriels et 20 700 emplois agricoles pour ces deux filières. De plus, leurs capacités de production sont importantes, avec une moyenne de 208 000 hl de bioéthanol en 2021 et 230 000 tonnes de biogazole en 2019, selon FranceAgriMer. En 2021, la France est donc un acteur important du marché : le 1^er en Europe et le 6^e dans le monde, pour le bioéthanol ; le 2^e en Europe et le 5^e dans le monde, pour le biogazole, selon FranceAgriMer.

Ainsi que l'a relevé le président-directeur général (PDG) de l'Institut national pour l'agriculture, l'alimentation et l'environnement (Inrae), M. Philippe Mauguin, « la façon dont la filière s'est développée en ester de colza, en éthanol ou en ETBE a été finalement assez raisonnable et pragmatique, à un moment où l'on était en difficulté et où il fallait se diversifier. Cette première génération a sa logique ».

d) De nombreux débats sur les filières bioéthanol et biogazole

En dépit de cette longue histoire et de cette structuration forte, les biocarburants de première génération font l'objet de plusieurs débats importants.

(1) L'intérêt pour la souveraineté énergétique et la part d'importations

Le premier débat porte ainsi sur l'intérêt des biocarburants de première génération du point de vue de la souveraineté énergétique.

La mission d'information a, à cet égard, reçu plusieurs évaluations divergentes concernant le taux de couverture des besoins.

En dépit de la structuration des filières françaises et de leur compétitivité, la production nationale de bioéthanol, de 11 Mhl en 2021, ne couvre pas la consommation nationale, de 13 Mhl ; les importations s'élèvent à 6,1 Mhl et les exportations à 6,7 Mhl ; il en résulte un solde disponible à l'export déficitaire, de 220 000 hl, et un taux d'autosuffisance de 83 %. Dans le même ordre d'idées, la production nationale de biogazole, de 1,9 Mt, ne couvre pas la consommation nationale, de 2,8 Mt ; ici aussi, on constate des importations de 1,7 Mt et des exportations de 500 000 hl ; on observe un solde déficitaire d'1,2 Mt et un taux d'autosuffisance de 68 %. Pour autant, la France a connu des années plus favorables : ainsi, ces dernières années, le taux d'autosuffisance a dépassé les 100 % pour la filière bioéthanol, en 2018 et 2020, et les 80 % pour celle biogazole, en 2018 et 2019^67(*),68(*).

Production de biogazole (en milliers de tonnes)

Production de bioéthanol (en milliers hl)

Dans l'étude qu'il a présentée à la mission d'information lors de son audition, Jean-Philippe Hermine, coordinateur de l'initiative « Mobilité en transition » de l'Iddri, avait fait état, en 2019, d'un déficit total de plus de 400 M€, avec un excédent d'environ 200 M€ pour la filière bioéthanol et un déficit d'environ 600 M€ pour la filière biogazole. La Cour des comptes avait également mis en lumière le déséquilibre croissant de la balance commerciale, en particulier pour le biodiesel, le solde extérieur des échanges en biocarburants étant déficitaire à partir de 2016^69(*). Même si la situation réglementaire a évolué, la France ayant banni depuis lors l'utilisation de la palme et du soja pour produire des biocarburants, le secrétariat général à la planification écologique (SGPE) met également l'accent sur cet enjeu des importations de biocarburants de première génération^70(*) : selon lui, 10 TWh de biocarburants de première génération et une part de biocarburants avancés sont actuellement importés.

Ainsi, même dans le cadre d'un niveau d'incorporation plafonné se présente un enjeu de couverture des besoins nationaux en biocarburants de première génération.

(2) L'intérêt pour la politique agricole

Le débat porte également sur l'intérêt des biocarburants pour la politique agricole. D'emblée, rappelons que les biocarburants ne représentent qu'une part minime de la surface agricole utile (SAU).

Comme l'a souligné le ministre de l'agriculture et de la souveraineté alimentaire Marc Fesneau devant la mission d'information, « FranceAgriMer a produit des estimations des surfaces nettes correspondant aux cultures destinées à la production de biocarburants de première génération, déduction faite de la surface théorique nécessaire à la production des coproduits issus des biocarburants et destinés à l'alimentation animale. En 2021, la part de surface agricole utile (SAU) nette allouée aux biocarburants était ainsi, en France, de 0,7 % pour la filière bioéthanol et de 2,5 % pour la filière biodiesel. Ces chiffres donnent une juste mesure des enjeux et permettent de rationaliser le débat ».

De plus, les biocarburants permettent aux agriculteurs de diversifier leurs débouchés, leurs cultures et leurs revenus.

En 2020, les matières premières les plus utilisées dans la filière bioéthanol ont été le maïs (39 %), le blé (26,80 %) et la betterave (12,25 %). La même année, les matières premières les plus consommées dans la filière biogazole ont été le colza (64 %), le soja (23 %) et le tournesol (2 %).

Matières premières utilisées dans la filière bioéthanol

Matières premières utilisées dans la filière biogazole

Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants incorporés
en France en 2020, 2021.

En outre, leur production génère des coproduits - les drêches et les pulpes pour le bioéthanol, les tourteaux pour le biogazole -, utiles à l'alimentation animale, ce qui contribue ainsi à la souveraineté protéique de la France. À titre d'illustration, la co-production de drêches s'est établie à 0,7 Mt et celle de pulpes à 0,5 Mt en 2022, selon le SNPAA. Dans le même esprit, pour EsteriFrance, 1 l de biogazole issu d'EMVH permet la coproduction de 1,5 kg de protéines végétales^71(*),72(*).

En 2022, les matières premières les plus utilisées dans la filière bioéthanol ont été le maïs (35,65 %), le blé (19,91 %) et la betterave (10,81 %). La même année, les matières premières les plus consommées dans la filière biogazole ont été le colza (84,61 %), l'huile alimentaire usagée (6,02 %) et le tournesol (3,63 %)^73(*).

(3) L'enjeu de la durabilité et la concurrence des usages agricoles

Un autre débat, exposé avec force lors de son audition par Transport & Environment, porte sur l'intérêt des biocarburants sur le plan de leur durabilité.

Transport & Environment, dans sa réponse écrite à la mission d'information, critique notamment le recours à l'huile de palme et au soja comme élément favorisant la déforestation, considère que le CASI lié au passage aux biocarburants a en réalité un impact climatique supérieur au gain en émissions de CO₂ de par leur utilisation et qu'il serait plus efficace de créer des puits de carbone ou, pour d'autres finalités, d'augmenter la part des cultures alimentaires ou de recréer des habitats naturels pour les espèces menacées afin de faire à la crise de la biodiversité.

La Cour des comptes a également porté un jugement sévère sur le bilan environnemental des biocarburants de première génération, le considérant décevant dans la mesure où la combustion des biocarburants entraîne des émissions de polluants atmosphériques comparables à celles des carburants fossiles et la production brute de GES est la même que celle de ces derniers. La Cour considère que la production nette de ces GES est plus faible, mais que les évaluations faites sur ce plan sont perfectibles et qu'en outre, les dispositifs de soutien fondés sur la seule part d'énergie renouvelable incorporée font fuir vers d'autres pays européens les biocarburants ayant les meilleures performances en termes de réduction de GES. Surtout, elle avance que les évaluations des économies de GES fondées sur les forfaits retenus par la réglementation européenne sont peu cohérentes.

La mission d'information observe que la critique principale concernant le recours à la palme ou au soja n'a plus lieu d'être.

En effet, conformément à la directive « EnR 2 », les biocarburants présentant un risque élevé d'induire des CASI sont interdits, à l'image en France de l'huile de palme - en 2020 - et du soja - depuis 2022 -. Concernant les émissions de GES, les biocarburants doivent respecter les réductions, entre 50 et 65 %, prévues par cette même directive.

Selon l'Ademe, ces réductions se sont établies entre 24 et 72 % pour le bioéthanol et 59 et 91 % pour le biogazole en 2010^74(*),75(*). Des données plus récentes de la DGEC font apparaître des émissions moyennes inférieures à celles d'un carburant fossile, qui émet quant à lui 94 grammes d'équivalent de CO₂ par mégajoule (gCO₂eq/MJ) ; les performances sont plus élevées pour les biocarburants issus de déchets et de résidus que pour ceux issus de cultures alimentaires. Ces données agrégées sont corroborées par celles déclarées par des producteurs, qui justifient de réductions de 58 à 88 % pour la filière biogazole et de 66 à 81 % pour celle bioéthanol^76(*).

Émissions moyennes de CO₂ des biocarburants

Émissions moyennes des biocarburants (gCO2eq/MJ)^77(*)	Issus de cultures alimentaires	Issus de déchets et de résidus
Biogazole
Culture	22,68	0
Production	9,1	15,95
Transport	1,8	1,9
Bioéthanol
Culture	18,16	0
Production	13,27	17,51
Transport	2,44	4,13

Source : Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants
incorporés en France en 2020, 2021

Réductions de gaz à effet de serre liées à l'utilisation des biocarburants

Biocarburants	Réduction de GES déclarée par les producteurs
Biogazole
EMHA	-83 %
EMHU	-88 %
EMHV	-58 %
EMAG	-82 %
HVHTG	-78 %
Bioéthanol
ETBE	-67 %
Éthanol	-66 %
ED95	-77 %
HVHTE	- 81 %

Source : Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des
biocarburants incorporés en France en 2020, 2021

En 2022, 10,6 MtCO₂ ont été évités grâce à la consommation des biocarburants, dont 5,77 Mt pour le colza et 1,25 pour le maïs et 0,73 pour les huiles usagées^78(*).

Enfin, s'agissant des matières premières, les biocarburants mobilisent largement des matières locales, au niveau de l'Union, en particulier pour la filière bioéthanol. En 2020, ces matières sont françaises, à hauteur de 64,8 %, et européennes, à hauteur de 97 %, pour le bioéthanol. Le niveau est moindre pour le colza utilisé pour le biogazole, qui est européen à hauteur de 50 % pour l'EMVH et de 44 % pour l'ensemble^79(*).

Origine des biocarburants

Biocarburants^80(*)	Origine française	Origine européenne
EMHA	43 à 60,4 %^81(*)	100 à 99,2 %^82(*)
EMHU	12 %	53,44 %
EMHV	-	52 %
EMAG	-	52,5 %
HVHTG	-	65 %
ETBE	37,4 %	96,6 %
Éthanol	78 %	99,2 %
HVHTE	22 %	52,98 %

Source : Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants
incorporés en France en 2020, 2021

e) Le cas du biogaz et de son usage pour la mobilité

Aux côtés des filières du bioéthanol et du biogazole, celle du biogaz concourt aussi à la décarbonation des transports. Ayant déjà fait l'objet d'une mission d'information^83(*), récente et complète, elle ne sera que mentionnée par le présent rapport.

Produit à partir la méthanisation, c'est-à-dire par la digestion anaérobie d'une biomasse fermentescible, ou d'autres procédés^84(*), le biogaz peut être utilisé pour plusieurs usages : la production d'électricité renouvelable, l'injection dans les réseaux de gaz naturel, mais aussi la décarbonation de la mobilité, terrestre ou maritime.

En effet, le biogaz peut être employé comme carburant : le biogaz naturel pour véhicules (bio-GNV) existe sous forme gazeuse pour les véhicules légers ou lourds, avec le gaz naturel compressé (GNC), ou sous forme liquéfiée pour les navires, avec le gaz naturel liquéfié (GNL).

Le biogaz, et notamment son usage comme carburant, est intégré à la stratégie énergétique nationale. Tout d'abord, l'article L. 100-4 du code de l'énergie^85(*) prévoit un objectif d'au moins 10 % de biogaz dans la consommation totale d'ici 2030. Plus encore, la PPE^86(*) fixe pour objectifs une production de biogaz allant de 24 à 32 TWh d'ici 2028, de même que l'installation de 330 à 840 stations de GNV d'ici 2028 et le développement de GNL dans tous les grands ports d'ici 2023.

Le biogaz utilisé comme carburant est également soutenu par les pouvoirs publics. D'une part, si la loi « LFI pour 2020 »^87(*) a appliqué un taux normal de l'accise sur le gaz naturel, de 5,23 € / MWh (article L. 312-35 du CIBS), il existe des réductions^88(*) ou des exonérations^89(*) (articles L. 312-61, L. 312-67 et 132-69 du même code). D'autre part, depuis la loi « LOM »^90(*), de 2019, les producteurs de biogaz dont la production est majoritairement destinée à la mobilité peuvent bénéficier d'un complément de rémunération attribué par appels d'offres (articles L. 446-7 à L. 446-11 du code de l'énergie). Selon les cas de figure, les producteurs de biogaz peuvent disposer des autres soutiens prévus pour la filière : les tarifs d'achat ou compléments de rémunération sur l'injection ou l'électricité (articles L. 314-1, L. 314-18, L. 446-4 et L. 446-5 du même code), les taux réduits pour l'accès aux réseaux de distribution et de transport de gaz naturel (article L. 452-1 et L. 452-1-1 du même code), les garanties d'origine ou les certificats de production (articles L 446-18 à L 446-22- 1 du même code). Preuve de cet appui public à la filière biogaz, les charges de service public de l'énergie ayant financé l'injection de biogaz se sont élevées à 383,3 M€ en 2021 ; elles pourraient être de - 112,2 M€ en 2022 compte tenu de la crise des prix des énergies, selon la CRE^91(*).

Bénéficiant ainsi d'une stratégie et de soutiens, la filière du biogaz est en plein essor.

En 2021, le biogaz a représenté une production d'énergie de 11 TWh, dont 4,3 TWh pour l'injection dans les réseaux de gaz naturel. Cela lui a permis d'atteindre 4,4 % de la consommation primaire d'énergies renouvelables et 5 % de la production^92(*).

La filière est bien étoffée puisqu'elle recouvre 1 705 installations en 2022 et bénéficie de 10 300 emplois directs et indirects et de 860 M€ de valeur ajoutée en 2019^93(*). Au total, elle a concentré 5 % des emplois et 6 % des investissements dans les EnR en 2019^94(*).

En son sein, l'utilisation du biogaz comme carburant se diffuse largement au sein des mobilités routière et maritime lourdes.

En 2022, la production représente 4 118 GWh de GNV, dont 1 903 TWh de GNC (46,2 %), 1 150 de GNL (27,9 %) et 1 065 de bio-GNC (25,9 %)^95(*).

S'agissant des stations, leur nombre s'établit à 470, dont 224 pour le GNC (47,7 %), 169 pour le bio-GNC (36,0 %) et 77 pour le GNL (16,4 %).

Quant aux véhicules, le parc en comporte 32 243, dont 9 818 véhicules utilitaires (30,4 %), 9 634 poids-lourds (30 %), 5 764 bus (17,9 %), 2 019 autocars (6,3 %) et 4 286 bennes à ordures (13,3 %)^96(*).

Production de biogaz comme carburant en 2022

Nombre de véhicules utilisant le biogaz comme carburant

2. Les nouvelles générations de biocarburants : des difficultés variables, entre·enjeux de mobilisation de la biomasse et défi de passage à l'étape industrielle

a) La 1 G+ : huiles usagées et graisses animales

(1) Une filière en croissance, qui fait l'objet d'importants investissements

Les biocarburants dits « 1G+ » sont les biocarburants de première génération issus d'huiles usagées ou de graisses animales. Ils relèvent de la technologie, en anglais, des Hydrotreated Vegetable Oils (HVO), c'est-à-dire de carburants synthétiques obtenus par hydrotraitement d'huiles par de l'hydrogène^97(*). Matures sur le plan technologique, ils sont l'objet de projets industriels.

Le groupe TotalEnergies a précisé développer plusieurs projets dans ce domaine. Il a ainsi investi 290 M€ dans la reconversion de l'usine de La Mède, inaugurée en 2019, que la mission a pu visiter à l'occasion d'un déplacement dans les Bouches-du-Rhône. Employant actuellement des huiles végétales brutes, des graisses animales et des huiles alimentaires usagées ou résiduelles, elle dispose d'une capacité de production de 500 000 t par an. En 2024, les huiles usagées et les graisses animales représenteront 75 % des intrants, contre 25 % pour les huiles végétales brutes. Le groupe construit également à Grandpuits, pour un montant équivalent, une usine, prévue pour 2025 qui mobilisant des huiles usagées et des graisses animales. Cette usine devrait avoir une capacité de production de 410 000 t par an, dont 210 000 de biocarburants aériens et 50 000 de biogazole.

La plateforme de La Mède : d'une raffinerie à une bioraffinerie

Source : TotalEnergies

Plus largement, EsteriFrance a indiqué représenter, avec ses quatre adhérents, un potentiel de valorisation de 250 000 t de déchets/an. Selon lui, le bilan moyen de réduction des émissions de GES du biogazole issu d'EMHA et d'EMHU est de 89 %, par rapport au gazole fossile.

Ce type de biocarburant est intéressant à plusieurs points de vue : d'une part, il est mature sur le plan industriel ; d'autre part, il est en principe exempt de conflits d'usage avec la biomasse agricole et forestière ; enfin, il peut être utilisé pour la fabrication des biocarburants aériens.

Pour la DGEC, c'est même le seul moyen actuellement disponible pour produire de tels carburants, même si d'autres technologies sont en développement : « Aujourd'hui, seule la technologie du HVO [...] est disponible pour produire les carburants répondant aux spécifications techniques du secteur. D'autres carburants pourront être utilisés par le secteur lorsque les filières respectives se développeront, le procédé Alcool-to-Jet ou les carburéacteurs de synthèse. »

Compte tenu de l'état des capacités technologiques, le PDG de TotalEnergies a justifié devant la mission ses investissements dans la filière dite du « 1G+ » : « Les premières générations de biocarburants, " 1G ", fabriqués à partir de matières agricoles comme le bioéthanol ou les esters à base " huiles végétales "soulèvent des questions de concurrence d'usage entre l'alimentation et l'énergie ainsi que de déforestation. On s'est donc orienté vers une économie plus circulaire, en utilisant des huiles usagées ou des graisses animales, ce qui permet de produire des biocarburants qu'on peut appeler " 1G + ". Enfin, la dernière catégorie de biocarburants, " 2G ", produits à partir de déchets forestiers et végétaux, reste immature. »

Ce type de biocarburants est déjà une réalité, puisque les HVHTG représentent 371 Ml et les HVHTE 48,76 Ml en 2020, soit respectivement 9,13 et 1,2 % du total^98(*).

(2) Deux difficultés subsistantes

Si ce type de biocarburants progresse, deux difficultés subsistent.

La première est l'accès à la biomasse, car les ressources en huiles usagées ou graisses animales sont limitées et dispersées.

C'est pourquoi TotalEnergies a indiqué développer des contrats d'approvisionnement de long-terme, avec nos partenaires européens et à l'exclusion de la Chine, tel que celui conclu avec le groupe SARIA pour l'usine de Grandpuits : aussi son PDG a-t-il appelé à « [prendre en compte] le gisement européen dans son ensemble, car ces produits peuvent circuler assez facilement en Europe ».

Quant à EsteriFrance, il a précisé que la biomasse est insuffisante au regard des objectifs européens, en ces termes : « Aujourd'hui, les quantités d'huiles alimentaires usagées et de graisse animale sont insuffisantes pour répondre aux ambitions européennes. » Il a également mis en garde contre la concurrence déloyale venant des importations depuis quelques années d'huiles usagées ou de biocarburants à base d'huiles usagées en provenance de Chine, ce qui ne laisse à ses yeux « aucun doute sur la nature frauduleuse d'une bonne partie de ces imports. Ainsi de faux déchets viennent artificiellement remplir les objectifs d'incorporation d'énergie renouvelable ou de réduction de GES. Ces biocarburants ont d'ailleurs souvent une valeur énergétique doublée comme le permet la RED, ce qui conduit in fine en pratique à augmenter l'utilisation d'énergie fossile dans certains pays ».

Dans ce contexte, mû par la recherche de biomasse, les acteurs auditionnés par la mission d'information n'ont pas eu le même point de vue sur le devenir des graisses animales issues de l'équarrissage : TotalEnergies a ainsi plaidé pour que les graisses animales de catégorie 3, au sens de la directive « EnR 2 », puissent être utilisées pour la production des biocarburants et Cooperl, qui n'utilise pas cette catégorie de graisses animales dans ses propres process, pour que les acteurs agricoles aient accès à toutes les biomasses animales, en ouvrant le secteur de l'équarrissage à la concurrence ; la Chambre syndicale des fabricants d'aliments pour chiens, chats, oiseaux et autres animaux familiers (Facco) a au contraire appelé à ce que les graisses animales de catégorie 3 demeurent exclues de la production de biocarburants.

L'activité de Cooperl en Bretagne : une coopérative produisant des biocarburants
issus de graisses de flottation

La Cooperl est une coopérative dont l'activité porte sur les productions animales, et notamment porcines, et leur valorisation. Elle comporte 2 950 éleveurs, 7 700 salariés et 600 métiers^99(*).

Depuis 2008, Cooperl Environnement a développé un procédé de production de biocarburants à partir de graisses de flottation, c'est-à-dire de résidus graisseux issus d'industries agroalimentaires et de stations d'épuration. Selon elle, ces biocarburants n'entrent pas en concurrence avec l'alimentation et sont substituables au gazole, sans modification de moteur.

Depuis 2012, un site pilote est capable de produire 200 l de biocarburants ; à partir de 2025, une usine de production à Lamballe devrait en produire 20 Ml par an. Au total, le gisement de graisses de flottation dans le « Grand Ouest » représente, pour la coopérative, 250 Ml.

La seconde difficulté est le coût de la technologie. Pour TotalEnergies, le procédé HVO représente un coût de 1 700  à 2000 $ / t et une capacité de 200 à 1 000 kt, contre 500 à 750 $ et 1 000 à 5 000 kt pour un procédé fossile : il est donc 3 à 4 fois plus onéreux.

b) La 2G : « un monde industriel inconnu »

(1) Une filière qui n'est pas encore mature

Les biocarburants dits de « deuxième génération » (2G) sont les biocarburants issus de la biomasse ligno-cellulosique, c'est-à-dire du bois et de la paille ; en règle générale, le bioéthanol ainsi produit est issu d'un procédé biochimique, fondé sur la fermentation, et le biogazole d'un procédé thermochimique, reposant sur la gazéification^{100(*),101(*)}. Encore peu matures sur le plan technologique, ils sont l'objet de projets de démonstrateur.

La maturité de ces biocarburants a été critiquée devant la mission par le PDG de TotalEnergies : « J'attire ici votre attention sur le fait que quand on adopte des normes fixant un pourcentage obligatoire et croissant d'incorporation de biocarburants " 2G ", on se projette dans un monde inconnu, car on ne sait pas aujourd'hui les fabriquer à l'échelle industrielle et leur coût est extrêmement élevé. »

Ce constat d'une faible maturité est partagé par l'Ademe, pour qui « la production de biocarburants liquides avancés (aussi appelés " 2G ", car provenant de la biomasse lignocellulosique) est au stade de démonstrateur », et par l'Inrae, selon lequel « le développement des technologies pour améliorer la production de biocarburants de " 2G " (pailles, résidus de bois, taillis à courte rotation) est à l'état de démonstrateur en France ». Pour ce dernier, il existe tout au plus 5 unités de production et 10 projets dans le monde, indiqués sur la carte suivante^102(*) :

(2) Un fort soutien public, notamment via des appels à projets

Si les biocarburants de deuxième génération ne sont donc pas matures sur le plan industriel, un grand nombre de démonstrateurs existent en France, dont beaucoup sont soutenus par la puissance publique.

Plusieurs opérateurs publics attribuent des aides à la R&D dans ce domaine, dont : l'Ademe, l'Inrae, IFP Énergies nouvelles (IFPEN), le Commissariat général à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), l'Agence nationale de la recherche (ANR) ou le Centre national de la recherche scientifique (CNRS)^103(*).

De plus, un grand nombre de stratégies ont été établies avec : la Feuille de route sur les biocarburants avancés de l'Ademe, en 2011 ; une Feuille de route pour le développement des filières biocarburants aéronautiques en France de l'Association nationale de coordination de la recherche pour l'énergie (ANCRE), en 2018 ; la Feuille de route française pour le déploiement des biocarburants aéronautiques durables, du Gouvernement, en 2020 et sa Stratégie d'accélération « Produits biosourcés et carburants durables », en 2021 ; la Feuille de route technologique pour la recherche aéronautique civile du Conseil pour la recherche aéronautique civile (CORAC), de 2018 et 2021.

Dans le cadre du plan d'investissement « France 2030 », de 2021, le programme et équipement prioritaire de recherche (PEPR) Biomasse, biotechnologies, biotechnologies pour la chimie verte et les énergies renouvelables (B-BEST), porte notamment sur les produits biosourcés et les carburants durables. Piloté par l'IFPEN et l'Inrae, il est doté d'un montant de 70 M€.

De plus, l'Inrae coordonne les 5 Instituts Carnot dont certains travaux de recherche (3BCAR, Plant2Pro, Qualiment) abordent les problématiques liées aux biocarburants avancés, telles que la valorisation des coproduits et déchets agroalimentaires ou des cultures intermédiaires.

Le plan d'investissement finance également des appels à projets (AAP) mis en place en application de la Stratégie d'accélération « Produits biosourcés et carburants durables », de 2011, dont l'Ademe assure le pilotage. Un total de 420 M€ ont été alloués à cette stratégie, selon la DGEC.

Un AAP Carburants durables pour l'aérien (CarbAero) a été lancé de 2021 à 2022, pour soutenir des projets de démonstration et de pré-ingénierie et un nouveau dispositif est programmé pour 2023 pour aider la construction d'unités de production. 200 M€ ont été prévus, pour 5 projets, avec 16,2 M€ d'aides pour les études d'ingénierie et 1,5 M€ pour les démonstrateurs, selon l'Ademe ; dans ce cadre, le projet BioTJet par exemple vise une capacité de production de 500 kt et englobe un prochain investissement de 500 M€, avec une ouverture prévue en 2026.

Un AAP Produits biosourcés et biotechnologies industrielles - Carburants durables, dont l'appel à candidatures est ouvert du 31 mai 2022 au 15 janvier 2024, doit soutenir des projets permettant d'élargir les gisements de biomasse et d'industrialiser ses procédés de transformation.

Le pilotage d'AAP liés aux biocarburants avancés n'est pas nouveau pour l'Ademe, qui a déjà soutenu ce type de carburants via d'autres programmes (Gérer, produire et valoriser les biomasses - Graine et Énergie durable : production, gestion et utilisation efficaces - Apred).

Dans ce contexte, foisonnant et évolutif, il conviendra d'apprécier l'impact concret, sur ces AAP, de la récente annonce, faite par le Président de la République, au Salon du Bourget, le 16 juin 2023, visant à allouer 200 M€ en faveur de la massification de la production de carburants aériens durables^104(*).

Outre l'IFPEN et l'Ademe, l'ARN a indiqué à la mission avoir financé 115 projets de recherche sur les bioénergies depuis 2005, pour un montant de 74 M€. Sur ce total, une majorité concerne la production de biocarburants ; il en existe jusqu'à 87, selon la méthodologie retenue. Ils relèvent depuis 2022 des axes « énergie » de l'agence (Sciences de base pour l'énergie et Une énergie durable, propre, sûre et efficace) ».

Traduction concrète de cet effort de R&D en faveur des biocarburants de deuxième génération, plusieurs démonstrateurs ont ainsi été soutenus par la puissance publique, dont les suivants^105(*) :

- historiquement, TotalEnergies a ainsi bénéficié du procédé Vegan pour développer, dès 2015, puis mettre en production, en 2019, sa production de biogazole et de biocarburants aériens par HVO, sur le site de La Mède ;

- doté d'un budget de 90 M€, dont 30 M€ de subvention, le projet Futurol, qui a réuni 11 partenaires, a proposé de produire de l'éthanol à partir de la fermentation de la biomasse ligno-cellulosique. Ce projet a été développé, de 2008 à 2018, et est commercialisé depuis lors, une usine d'une capacité de 35 kt étant envisagée sur le site de Lacq ;

- le projet BioTfuel, qui a réuni 6 partenaires, a entendu produire du kérosène et du gazole à partir de la gazéification de la biomasse ligno-cellulosique. Il a bénéficié d'un budget de 200 M€, dont 33 M€ de subvention, de 2010 à 2021 ;

- le projet est Gaya, qui a regroupé 11 partenaires, a proposé de produire du biométhane à partir de la biomasse ligno-cellulosique. Il a disposé d'un budget de 60 M€, dont 18,7 M€ de subvention, de 2010 à 2020 ;

- le projet ISOPROD, qui a été porté par 2 partenaires, a envisagé de produire de l'isobutène par voie biotechnologique à partir de cultures de betteraves. Pour ce faire, son budget s'est établi à 30 M€, dont 9 M€ de subvention, de 2016 à 2020 ;

- avec 2,2 M€ de subvention, de 2011 à 2017, le projet Biorare a proposé de produire du bio-hydrogène et du biogaz à partir de déchets organiques, par électrosynthèse microbienne. Il a mobilisé 5 partenaires ;

- enfin, le projet ProBio3 a bénéficié de 24,6 M€, dont 8 M€ de subvention, dans le but de produire du biokérosène à partir de matières renouvelables et de coproduits industriels. Lancé en 2012, il s'est arrêté en 2016, du fait du désengagement d'acteurs^106(*).

(3) Une marche encore importante pour aller vers une industrialisation massive et un enjeu fort de collecte de biomasse

Si les initiatives se multiplient et les démonstrateurs se développent en direction des biocarburants de deuxième génération, beaucoup reste à faire pour passer de la R&D à l'industrialisation.

Une première difficulté est liée à la densité et la collecte de la biomasse, ainsi que l'a indiqué le PDG de TotalEnergies : « Nos compagnies pétrolières ont historiquement beaucoup investi dans les carburants 2G parce que la filière biomasse apparaissait comme une piste évidente. [...] Or cela fonctionne en laboratoire et en expérience pilote, mais ça ne marche pas à l'échelle industrielle. J'illustre les difficultés par un exemple : nous avons développé à Dunkerque un projet pilote appelé BioTfuel [...] qui consistait à utiliser des déchets forestiers ligneux pour les transformer en fiouls synthétiques. Nous avons réalisé un pilote de très petite dimension et j'ai demandé dans quelles conditions on pourrait atteindre l'équivalent de 100 000 barils par jour, c'est-à-dire l'ordre de grandeur que produit une raffinerie. On m'a répondu qu'il faudrait collecter tous les déchets ligneux de la moitié nord de la France située au-dessus de Paris. On se heurte à un problème de densité et j'ai fait observer que nous ne pouvions pas mettre en place une noria de camions pour transporter tous ces déchets. »

Ce point de vue très tranché n'est pas partagé par un autre groupe, Neste, qui a fait valoir à la mission d'information les moyens qu'elle déploie pour aller chercher de la biomasse, partout dans le monde ; ce groupe entrevoit des perspectives importantes d'évolution des gisements, comme le montre le graphique qui suit.

Perspectives d'évolution des gisements de biomasse selon Neste

Une autre difficulté renvoie aux coûts des technologies. La DGEC a ainsi évalué entre 1 200 et 1 600 € / m³ l'éthanol avancé et entre 2 000 et 2 600 € / m³ l'ester méthylique 2G. Pour TotalEnergies, certains procédés de fabrication de carburants aéronautiques durables, le Fischer-Tropsch (FT)^107(*) ou l'Alcoohol-to-Jet (A-t-J)^108(*), ont un coût 6 à 8 fois plus onéreux qu'un procédé fossile : en effet, le FT et l'A-t-J présentent un coût de 3 000 à 4 000 $ / t et une capacité allant de 30 à 150 kt, contre un coût de 500 à 750 $ / t et une capacité de 1 000 à 5 000 kt pour un procédé fossile.

Parmi les difficultés, on constate également un manque de programmation et de coordination, comme l'a relevé le CEA : « Un effort de programmation systémique est indispensable, car l'ensemble des filières industrielles de l'énergie doit être coordonné pour assurer cette neutralité carbone à moindre coût. »

S'agissant plus spécifiquement des aides à la R&D, elles présentent des atouts, mais aussi des défauts :

- leur montant global est suffisant pour l'ANR, mais celui doit être reconduit dans les années prochaines : « L'augmentation du budget de l'ANR depuis 2017 et surtout depuis 2021 dans le cadre de la loi de programmation de la recherche a clairement permis d'améliorer la situation dans ces domaines [...] Avec la mise en place des PEPR couvrant ces domaines, la France semble aujourd'hui plutôt à un bon niveau en termes d'effort de recherche public consenti, mais il est important que cela perdure dans les prochaines années » ;

- leur montant, projet par projet, n'est pas toujours suffisant pour couvrir les coûts des projets, selon l'IFPEN : « Les trois filières citées sont extrêmement capitalistiques et les montants des appels à projets souvent limités. Les financements alloués dans le cadre des appels à projets ne permettent pas de couvrir le risque inhérent à une première industrielle ni le surcoût lié à l'intégration de technologies innovantes » ;

- leur nature, privilégiant l'aide à l'investissement à celle au fonctionnement, est peu adaptée, pour le CEA : « Concernant les aides nationales ou européennes, le point de vue du CEA est qu'elles portent le plus souvent sur le CAPEX, alors que les aides à l'OPEX, permettant par exemple de garantir des prix de rachat [...] sont souvent attendues. Comparativement, l'Inflation Reduction Act (IRA) joue à la fois sur le CAPEX et sur l'OPEX. On notera en conséquence que malgré le nombre de projets lancés en Europe sur les trois filières, ils concernent essentiellement des démonstrateurs de taille modestes, en décalage avec les scénarios institutionnels et associations qui impliquent des puissances de plusieurs gigawatts (GW) ».

- enfin, l'accès à ces aides est plus aisé pour les industries que pour les start-up, selon l'IFPEN : « Si l'implantation de démonstrateurs ou premières unités industrielles bénéfice également au tissu de PME locales, il est difficile pour les start-up ou les PME de se positionner en porteur de projet ».

Au total, il existe, en France, une vraie difficulté à passer du stade expérimental à celui industriel, en matière de biocarburants avancés, ainsi que l'a indiqué l'IFPEN : « La France très bien positionnée sur la recherche fondamentale et industrielle avec des acteurs de renommée mondiale [...] Néanmoins, la France accuse un certain retard sur le déploiement des technologiques. À titre d'exemple, dans le domaine des biocarburants, aucun projet industriel de biocarburants avancés n'est à ce jour en opération en France »

C'est une vraie difficulté au regard de l'ambition fixée par le paquet « Ajustement à l'objectif 55 ».

À date^109(*), le projet de révision de la directive « EnR 2 » de 2018^110(*) introduirait un objectif de 5,5 % de biocarburant avancé dans le secteur des transports en 2030 (article 25).

Pour le secteur aérien, le plan ReFuelEU Aviation^111(*) fixerait un objectif de carburants aéronautiques durables de 6 % en 2030.

c) Les microalgues et la 3G : encore au stade de la recherche

Les biocarburants dits de « troisième génération » (3G) sont les biocarburants produits par photosynthèse (microalgues) ou par fermentation (levures, bactéries, microalgues). Non matures sur le plan technologique, ils sont l'objet de projets de recherche.

Ainsi, l'ANR a indiqué à la mission que « l'agence soutient en outre, depuis 2007, le développement de la troisième génération de biocarburants », tout en précisant que « cette filière est celle qui nécessite encore le plus de travaux, et est à ce titre l'objet de l'un des deux projets ciblés du PEPR, précisément consacré au développement de la recherche autour des microalgues ».

Ces précédents soutiens ont visé la production de carburants lipidiques par des microalgues (projet SHAMASH pour 853 938 €), la production d'énergie solaire par des micro-organismes photosynthétiques (projet BIOSOLIS de 746 748 €) et la production de biogazole par des micro-organismes photosynthétiques (projet DIESALG, pour 1 M€).

Actuellement, dans le cadre du Plan d'investissement, de 2021, le PEPR B-Best, piloté par l'IFPEN et l'Inrae, soutient un projet visant à proposer de nouvelles stratégies pour le développement de microalgues comme ressources des biocarburants (projet AlgAdvance, avec 1,92 M€ de subvention). De plus, un projet visant à proposer un démonstrateur utilisant de nouvelles souches sur grandes surfaces pour produire des biocarburants a été retenu parmi les AAP de l'Ademe (projet Savane, en Guyane).

Quant au CEA, il a précisé qu'il « envisage d'être partenaire de plusieurs projets ciblés (par exemple sur les microalgues pour les biocarburants) ».

Plusieurs de ses unités^112(*) sont déjà mobilisées sur des travaux de recherche afférents à la production de biocarburants à partir de la photosynthèse des microalgues : l'Institut de recherche interdisciplinaire de Grenoble (Irig), l'Institut de Biosciences & biotechnologies d'Aix-Marseille (BIAM), avec les équipes duquel la mission a échangé à l'occasion d'un déplacement à Cadarache, et l'implantation locale CEA Tech en Région Sud.

Pour autant, ces expériences ne sauraient masquer, d'une part, la faible maturité des procédés, l'Ademe ayant indiqué que « les biocarburants à base d'algues (appelés aussi “3G") [sont] au stade de la R&D », et, d'autre part, leur faible rendement, l'Inrae ayant précisé que « les carburants de “3G “ (fermentation par micro-algues par exemple) ont des rendements très faibles ».

3. L'hydrogène vert : une solution en devenir

a) Les différentes couleurs de l'hydrogène

(1) Une classification de l'hydrogène devant reposer sur le droit existant et la pratique actuelle

L'hydrogène est le terme courant pour désigner le dihydrogène (H₂), c'est-à-dire un gaz composé de deux atomes d'hydrogène (H). Il s'agit d'un vecteur énergétique d'avenir, qui peut être utilisé pour la décarbonation des secteurs de l'industrie et des transports, ou encore pour le stockage de l'électricité.

Selon le procédé de fabrication, certains^113(*) parlent d'hydrogène : vert, pour celui produit par électrolyse de l'eau, à partir de l'électricité de sources d'énergies renouvelables ; jaune, celui produit par électrolyse de l'eau, à partir de l'électricité de source d'énergie nucléaire ; noir, pour l'hydrogène produit par procédés thermochimiques à partir de charbon ; gris, pour celui produit par procédés thermochimiques à partir du gaz naturel ; bleu, pour l'hydrogène celui par les mêmes procédés fossiles, mais dont le CO₂ fait l'objet d'un dispositif de capture et de stockage ; blanc, pour l'hydrogène natif, soit naturel.

Cette classification de l'hydrogène selon des couleurs, si elle peut avoir un intérêt sur le plan intellectuel, ne correspond pas aux réalités économiques et juridiques.

Sur le plan économique, beaucoup d'acteurs de l'énergie, privés comme publics, ne la reprennent pas. C'est pourquoi France Hydrogène a indiqué : « Nous ne donnons pas de couleurs à l'hydrogène, car cela génère des confusions. Nous parlons uniquement d'hydrogène renouvelable et d'hydrogène bas-carbone. L'ensemble de ces hydrogènes doivent respecter un contenu carbone plafond, qui devrait être établi à 3,38 kg CO₂/H₂ ». Dans le même esprit, la DGEC a rappelé que : « Dans le domaine de l'hydrogène, la France est attachée à ce que la réalité de la contribution de l'atténuation contre le changement climatique soit prise en compte de manière "physique“ par des analyses de cycle de vie étayées. L'hydrogène renouvelable et l'hydrogène bas-carbone ont la même contribution. »

Sur le plan juridique, le code de l'énergie ne reconnaît pas cette classification. Ainsi, l'article L. 811-1 de ce code, dans sa rédaction résultant de l'ordonnance du 17 février 2021^114(*), prise en application de la loi « Énergie-Climat », de 2019^115(*), n'admet que l'hydrogène :

- renouvelable, s'il est produit par électrolyse, à partir des sources d'énergies renouvelables, mentionnées à l'article L. 211-2 du même code, ou toute autre technologie, exempte de conflits d'usages ;

- bas-carbone, si ses émissions sont inférieures ou égales à celles de l'hydrogène renouvelable sans pouvoir, pour autant, recevoir cette dernière qualification, faute d'en remplir les autres critères ;

- carboné, dès qu'il n'est ni renouvelable ni bas-carbone.

Dans la droite ligne de la Stratégie française pour le développement de l'hydrogène décarboné de 2020, qui promeut l'hydrogène « décarboné », les objectifs de 20 à 30 % d'hydrogène, mentionnés à l'article L. 100-4 du code de l'énergie, par la loi « Énergie-Climat », de 2019, sont neutres technologiquement. Par ailleurs, le dispositif de soutien public à la production d'hydrogène ou les garanties d'origine et de traçabilité, prévus aux articles L. 812-1 et L. 821-2 du même code, issues de l'ordonnance précitée, poursuivent une même neutralité technique.

(2) Un vif débat à l'échelle de l'Union et une bataille continue pour faire reconnaître l'hydrogène d'origine nucléaire

À l'échelon européen, un vif débat a lieu sur l'inclusion de l'hydrogène d'origine nucléaire au paquet « Ajustement à l'objectif 55 », dans le cadre des négociations en cours.

Actuellement, la directive « EnR 2 » de 2018^116(*) définit les carburants liquides et gazeux renouvelables, destinés au secteur des transports, d'origine non biologique comme « les carburants liquides ou gazeux qui sont utilisés dans ce secteur, autres que les biocarburants et le biogaz, et dont le contenu énergétique provient de sources renouvelables autres que la biomasse » (article 2).

Cette directive a appliqué à ces carburants un objectif de réduction de leurs émissions de GES d'au moins 70 % à compter du 1^er janvier 2021 (article 25). Elle a prévu des actes délégués, pour préciser la matière dont ces carburants peuvent être pris en compte dans la part d'EnR du secteur des transports (article 27).

Dans ce contexte, le 10 février 2023, la Commission européenne a publié un acte délégué définissant la nature de ces carburants^117(*) et un autre la méthode de calcul de leurs réductions d'émission de GES^118(*).

Par ailleurs, ce cadre applicable à l'hydrogène va évoluer, compte tenu du paquet « Ajustement à l'objectif 55 ».

Le seuil de réduction de 70 %, qui équivaut à un seuil maximal de 3,38 kgCO₂eq / H₂ en analyse du cycle de vie (ACV)^119(*), permet de qualifier pour une large part l'hydrogène produit par électrolyse à partir du mix électrique français, de sources nucléaire comme renouvelable.

Pour la DGEC, ce seuil est donc adapté dans la mesure où « le processus de fabrication émet environ 11 kgCO₂/H₂ pour de l'hydrogène produit par reformage de méthane [mais] est inférieur à 3 kgCO₂/H₂ la très grande majorité des heures de l'année pour l'hydrogène produit par électrolyse à partir du mix électrique français », étant précisé que « ces émissions dépendent de la nature du mix électrique utilisé, mais aussi de l'efficacité des électrolyseurs utilisés ».

Par ailleurs, la possibilité pour les États membres dont le mix électrique émet déjà moins de 18 gCO₂eq / MJ de déroger au principe d'additionnalité, qui oblige à ce que les électrolyseurs soient raccordés à de nouvelles productions d'EnR, est accueillie positivement^120(*).

Pour France Hydrogène, cette dérogation est utile, étant donné que « les électrolyseurs pourront se connecter en PPA (Power Purchase Ageement) sur des actifs d'énergies renouvelables non-additionnels, et ayant été (ou étant soutenus par l'État). Cela ouvre d'une part, un gisement considérable d'EnR pour les électrolyseurs [...] et, d'autre part, la possibilité de se connecter à la production hydroélectrique. ».

À terme, la directive « EnR 3 » doit se substituer à celle « EnR 2 », dans le cadre du paquet « Ajustement à l'objectif 55 » : cette réforme d'ampleur aura nécessairement un impact sur le cadre juridique et, au-delà, les conditions économiques, de l'hydrogène.

À date, le projet de révision^121(*) de la directive précitée^122(*) introduirait des objectifs de carburants renouvelables d'origine non biologique dans l'industrie de 42 % en 2030 et 60 % en 2035 (article 22 bis) ; il fixerait également un tel objectif dans le transport routier de 1 % en 2030 (article 35). Enfin, il ne permettrait de prendre en compte que les carburants renouvelables d'origine non biologique dont les réductions d'émissions sont d'au moins 70 % (article 29 bis).

En outre, le Plan ReFuelEU Aviation^123(*) prévoirait un tel objectif dans le secteur aéronautique, de 1,2 % en 2030 et 35 % en 2050. Enfin, le plan FuelEU Maritime^124(*) prévoirait que ce type de carburants puisse compter double, dans l'atteinte de l'objectif de réduction des émissions de GES, de 2025 à 2034, et bénéficier d'un objectif d'incorporation de 2 % en 2034^125(*).

Ces objectifs étant très ambitieux et peu adaptés, le 30 mars 2023, la France a obtenu une dérogation utile pour celui portant sur l'industrie : les pays produisant de l'hydrogène à partir de source nucléaire pourront réduire l'objectif de 20 %, si l'objectif global d'EnR de 42,5 % est atteint et si la part d'hydrogène fossile est inférieure à 23 %.

Pour autant, les négociations continuent et les préoccupations demeurent. France Hydrogène a ainsi déploré que « le cadre législatif européen est pensé quasi-exclusivement pour l'hydrogène renouvelable, puisque les cibles contraignantes d'utilisation dans divers secteurs sont limitées à ces RFNBOs^126(*) ». De son côté, EDF a indiqué que « compte tenu des quantités d'hydrogène requises pour répondre aux cibles aussi bien nationales qu'européennes, il est absolument nécessaire de mobiliser toutes les sources de production d'électricité décarbonée, aussi bien renouvelable que nucléaire ».

Enfin, en dehors du paquet « Ajustement à l'objectif 55 », d'autres outils de l'Union, tel que la Banque européenne de l'hydrogène, annoncée le 16 mars 2023, pénalisent encore l'hydrogène d'origine nucléaire. C'est la raison pour laquelle la Banque des territoires (BdT) a indiqué : « Sur la question de l'hydrogène vert, il convient de souligner que la future ” Banque de l'hydrogène ”, le nouvel instrument proposé par la Commission européenne visant à soutenir la création d'un marché intérieur de l'hydrogène dans l'UE, couvre exclusivement l'hydrogène renouvelable ». De son côté, Engie a déploré que « l'outil envisagé est dédié à l'hydrogène renouvelable uniquement ».

b) Un hydrogène essentiellement fossile aujourd'hui

(1) Une production majoritairement réalisée par vaporeformage d'énergies fossiles

La production d'hydrogène est majoritairement réalisée par le procédé de vaporeformage d'énergies fossiles, qui nécessite l'exposition du charbon ou du gaz à très haute température.

Ainsi, la Stratégie nationale pour un hydrogène décarboné, de 2020^127(*), rappelle que la consommation française d'hydrogène s'établit à environ 900 000 tonnes par an, avec une utilisation importante dans l'industrie pétrolière (processus de raffinage) et celle chimique (production d'engrais). S'appuyant largement sur des énergies fossiles (charbon, gaz naturel), elle est responsable de 9 Mt de CO₂ par an.

Si l'hydrogène consommé en France est largement fossile, il en est de même de celui consommé dans l'Union européenne, comme le rappelle la Stratégie de l'hydrogène pour une Europe climatique neutre^128(*). À l'échelle européenne, seuls 4 % de la production d'hydrogène est issue d'électrolyseurs ; elle s'appuie encore largement sur des énergies fossiles, ce qui engendre 70 à 100 Mt de CO₂ par an^129(*).

Dans ce contexte la stratégie française précitée prévoit de déployer 6,5 GW d'hydrogène décarboné par électrolyse d'ici 2030, la stratégie européenne 40 GW et 10 Mt de production d'hydrogène renouvelable d'ici 2030^130(*) et le Plan RePowerEU 10 Mt d'importations d'hydrogène renouvelable d'ici 2030 en sus^131(*).

Pour France Hydrogène, les projets prévus en France offriront une capacité de 680 000 t / an d'hydrogène, soit 23 TWh d'électricité, répartis comme suit : 475 000 pourraient être allouées à l'industrie, 160 000 à la mobilité et 45 000 à l'équilibrage du réseau. Quant à la stratégie européenne, elle nécessiterait 125 GW d'électrolyse et 550 TWh d'électricité pour être appliquée. Dans les faits, l'association constate que les projets excédent les objectifs en France : elle a ainsi recensé 1 070 kt de projets d'hydrogène en attente, soit une capacité de 8 GW d'électrolyse et des besoins de 55 TWh d'électricité.

(2) Une filière d'électrolyseurs en plein développement pour décarboner la production d'hydrogène

Pour réussir la décarbonation de l'hydrogène, et l'amorçage de la filière des électrolyseurs, plusieurs outils de financement ont été déployés.

En France, la stratégie est dotée de 9 Mds € d'ici 2030, dont 2 Mds pour le Plan de relance et 2 Mds pour le Plan d'investissement.

Pour appliquer concrètement cette stratégie, le soutien public apporté intervient aussi bien en amont qu'en aval.

En amont, un PEPR Hydrogène décarboné (H₂), confié au CEA et au CNRS^132(*), a été doté de 80 M€, dans le cadre du Plan d'investissement, de 2021. Bénéficiant à 18 projets et 75 laboratoires de recherche publique^133(*), ce PEPR couvre l'ensemble de la chaîne de valeur de l'hydrogène : la production d'hydrogène décarboné (électrolyseurs à basse et haute température) ; le stockage et le transport de l'hydrogène (solide, liquide, gazeux) ; la conversion de l'hydrogène (piles à combustible - PAC - à basse et haute température) ; les approches système (mobilité lourde). Dans ce contexte, le CEA « aborde la R&D de l'hydrogène sur toute la chaîne de valeur en privilégiant [...] les composants et les systèmes pour la production d'hydrogène par électrolyse à haute température [...] le stockage de l'hydrogène dans des réservoirs à haute pression et [...] sous forme liquide [...] et la conversion des piles à combustible [...] à basse température ou [...] à haute température ».

De son côté, l'IFPEN soutient des projets visant à développer le recours à l'hydrogène pour les poids lourds et autocars, camions ou utilitaires (Long Run, MH8 Hymot) ou diminuer les métaux critiques des électrolyseurs (Moshy) ou les fuites de méthane (Hydrogen4EU).

Quant à l'ANR, elle a indiqué avoir financé 77 projets d'hydrogène, de 2016 à 2021, pour un montant de 32,7 M€. Parmi les projets ainsi aidés par cette agence, les électrolyseurs sont plus nombreux que les PAC, et les électrolyseurs à basse température sont plus nombreux que ceux à haute température. Avant le PEPR, l'ANR a soutenu des laboratoires (Action, Arcane, Cemam, CheMISyst) et des entreprises (Sylfen, Genvia, H2SYS, Symbio, Bulane) désormais visibles.

En aval, l'ADEME assure le pilotage des AAP prévus dans le cadre du Plan d'investissement, de 2021^134(*).

Un AAP Écosystèmes territoriaux hydrogène (EcosysH2) (325 M€) a permis de sélectionner 46 projets, sur 59 déposés, qui représentent 1,2 Md€ d'investissement, dont 320 M€ de subvention ; ils apporteront une capacité de 80 MW d'électrolyseurs et de 8 000 t / an d'hydrogène. Il est en attente de relance^135(*). Toutefois, le 19 mai 2023, le Gouvernement a fait un pas dans cette direction, en annonçant 175 M€ supplémentaires^136(*).

Un AAP Briques technologiques et démonstrateurs (350 M€), a permis de sélectionner 19 projets, sur 26 déposés, qui représentent 300 M€ d'investissement, dont 70 M€ de subvention ; il s'agit de soutenir les innovations dans les électrolyseurs, les PAC, les réservoirs à haute pression et les autres systèmes complexes^137(*). Il est en attente d'attribution.

Au-delà de la France, plusieurs outils ont été mis en oeuvre à l'échelle de l'Union européenne.

Tout d'abord, une Alliance européenne pour un hydrogène propre a été lancée le 10 mars 2020 ; elle soutient 750 projets. De plus, une entreprise commune Piles à combustibles et hydrogène a été instituée en 2008, puis a été remplacée par le Partenariat pour l'hydrogène propre en 2021. Composante du programme Horizon Europe, il mobilise 1 Md€ sur la période 2021-2027 ; cependant, son montant pour 2024 (117 M€) est inférieur à celui prévu pour 2023 (195 M€)^138(*).

Plus encore, un Projet important d'intérêt européen commun (PIIEC) sur l'hydrogène a été institué le 17 décembre 2020 ; il englobe 23 États membres^139(*). Dans ce cadre, une centaine de demandes de notifications ont été transmises à la Commission européenne, dont 15 pour la France, selon une publication du ministère de l'économie, du 8 mars 2022^{140(*),141(*)}. France Hydrogène a rappelé que 10 projets ont été retenus pour la 1^re vague (sur les technologies), 2 projets pour 2^e (sur les usages), tandis que les 3^e et 4^e vagues (sur les infrastructures et la mobilité) sont en attente.

La DGEC a précisé que les 10 projets retenus sur les technologies consistent en des gigafactories de production d'électrolyseurs (McPhy, Genvia, Elogen, John Cockerill) ou de PAC, de réservoirs à hydrogène et de sous-systèmes pour la mobilité (Symbio, Arkema, Faurecia, Plastic Omnium, Alstom, Hyvia de Renault et Plug Power) ; les 2 autres projets retenus sur les usages visent la production de l'hydrogène en Normandie (Normand'Hy) et Marseille (Masshylia). Au total, ils représentent une aide de 2,37 Mds €, donc 1,3 au titre du Plan de relance et 1,1 au titre du Plan d'investissement « France 2030 ».

(3) Des défis à relever en termes d'accès à l'électricité, de baisse des coûts des technologies et d'application du cadre réglementaire

Si le soutien ainsi apporté en faveur de la décarbonation de l'hydrogène est appréciable, plusieurs difficultés apparaissent.

La première est l'accès à l'électricité, dans la mesure où les électrolyseurs en nécessitent beaucoup. Selon EDF, l'atteinte de l'objectif national de production de 6,5 GW de capacités d'électrolyse décarbonée nécessite 35 TWh d'électricité. Pour France Hydrogène, celle de l'objectif européen de 10 Mt d'hydrogène renouvelable représente 550 TWh.

La deuxième est le coût des technologies, l'hydrogène n'étant pas mûr sans soutien public. Pour la DGEC, le coût de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone s'établit encore entre 2 500 et 10 000 € / tonne, l'objectif étant d'atteindre 2 € / kg d'ici 2030. Selon EDF, le différentiel de coût entre un hydrogène fossile et un hydrogène renouvelable ou bas-carbone est de 2 à 4.

La dernière difficulté tient au cadre de soutien public, qui semble être bien adapté mais mal appliqué. France Hydrogène indique ainsi que « le cadre national prévisionnel est bon, mais exige d'être concrétisé au plus vite », EDF ajoutant qu'« il convient aujourd'hui d'engager les montants de soutien déjà budgétés dans le cadre stratégie ».

En définitive, compte tenu du différentiel de coûts persistant entre l'hydrogène décarboné et celui fossile, un soutien public est pleinement justifié, ainsi que l'a indiqué TotalEnergies : « Concernant la maturité des technologies de production d'hydrogène, à date, la production par électrolyse de l'eau est moins compétitive que la production historique par vaporeformage à partir de gaz naturel. La flotte installée d'électrolyseurs dédiés à la production d'hydrogène est de l'ordre de 1 GW dans le monde. Les premiers projets d'électrolyse appelleront des aides spécifiques comme c'était le cas pour les projets photovoltaïques en Europe. »

c) L'enjeu des électrolyseurs et des piles à combustibles

Les électrolyseurs permettent de produire de l'hydrogène (H₂) et de l'oxygène (O₂), en décomposant une molécule d'eau grâce à l'électricité. Mobilisant le procédé inverse, les piles à combustible (PAC) utilisent de l'hydrogène et de l'oxygène pour générer de l'électricité et de la chaleur. Dans les deux cas, le processus est, en principe, exempt d'émission de GES.

Ces procédés peuvent relever de plusieurs technologies. Il existe des électrolyseurs à basse température, dont la maturité est élevée (TRL^142(*) de 8 à 9), mais le rendement limité (entre 55 et 65 %), dont ceux à membranes échangeuses de protons ou ceux alcalins. On distingue également des électrolyseurs à haute température dont la maturité est faible (TRL de 5 à 6), mais le rendement élevé (entre 75 et 85 %), dont ceux à oxydes solides^143(*). Une typologie similaire peut être appliquée aux PAC.

La Stratégie française pour un hydrogène décarboné de 2020 concerne essentiellement les électrolyseurs, qui sont seuls visés par l'objectif de 6,5 GW de capacités d'ici 2030. Et si l'article L. 100-4 du code de l'énergie englobe bien l'ensemble des usages de l'hydrogène, y compris pour la « mobilité », et la PPE les véhicules et les stations hydrogène, les PAC ne sont pas promues en tant que telles.

Il en va de même de la Stratégie de l'hydrogène pour une Europe climatiquement neutre de 2020, qui fixe un objectif de 40 GW d'électrolyseurs d'hydrogène renouvelable d'ici 2030, repris par le Plan RePowerEU de 2023. Si cette stratégie prévoit « d'encourager davantage l'utilisation des piles à combustible à hydrogène dans les véhicules lourds routiers », elle l'assortit d'une réserve : « lorsque la technologie des piles à combustible aura atteint une maturité suffisante et présentera un bon rapport coût-efficacité. »

Pour autant, les PAC sont bien l'objet d'un soutien public, national comme européen.

Dans le cadre du PIIEC, sur les 12 projets déjà notifiés, la moitié concerne les électrolyseurs et l'autre les PAC, les réservoirs à hydrogène et les sous-systèmes pour la mobilité. De plus, les PAC ont toujours figuré, aux côtés des électrolyseurs, dans le programme Horizon Europe, qu'il s'agisse de la stratégie sur la période 2014-2020 ou de celle sur la période 2021-2027.

S'agissant du PEPR H₂, sur les 18 projets déjà soutenus, 7 concernent la production d'hydrogène, dont les électrolyseurs, 6 la mobilité à l'hydrogène, dont les PAC et 5 le stockage de l'hydrogène^144(*). Pour ce qui est des AAP de l'Ademe, sur les 65 projets déjà soutenus, 19 visent les technologies, dont les électrolyseurs et les PAC, et 46 la distribution^145(*). Ce soutien aux PAC pourrait d'ailleurs s'accroître : d'une part, l'AAP sur les briques technologiques, qui attend d'être appliqué, soutient pêle-mêle les électrolyseurs, les PAC, les réservoirs à haute pression et les autres systèmes complexes ; d'autre part, l'AAP sur les écosystèmes territoriaux, qui porte quant à lui sur les infrastructures de distribution et de transport et les usages pour la mobilité et l'industrie, pourrait être relancé.

Interrogée ses intentions, la DGEC a marqué une préférence pour l'utilisation de l'hydrogène dans l'industrie et pour l'électricité plutôt que dans les transports : « L'hydrogène nécessite d'importantes quantités d'électricité pour être produit. Il peut principalement être utilisé pour décarboner le secteur industriel et le secteur des transports à travers différents usages : raffinerie, bioraffinerie, PAC, production de carburants de synthèse, toute autre industrie consommatrice d'hydrogène (aciérie). Il pourra également apporter des solutions de flexibilité au système électrique à moyen et long terme. À court terme, compte tenu du besoin de lancer la filière et d'identifier les infrastructures réellement adaptées, il semble plus pertinent de l'orienter vers les usages déjà existants de l'hydrogène : raffinerie, bioraffineries, et aux secteurs industriels fortement consommateurs d'hydrogène ».

À l'inverse, France Hydrogène a appelé à ne pas prioriser cette utilisation de l'hydrogène : « Alors même que l'hydrogène va être indispensable à la décarbonation des transports (routier, maritime, aérien) et que nous ne pouvons donc pas le contourner pour atteindre nos objectifs de neutralité cette proposition de prioriser l'allocation de l'hydrogène n'est pas opérante d'un point de vue climatique et industriel. »

Dans ce contexte, France Hydrogène appelle plutôt à instituer une chaîne de valeur de l'hydrogène nationale, massifiée et complète. En matière de mobilité, l'hydrogène lui paraît donc utile pour les véhicules les moins électrifiables ; il peut s'agir de véhicules lourds, en l'espèce la distribution régionale supérieure à 80 000 km par an et la distribution long courrier supérieure à 140 000 km par an, mais aussi de véhicules légers, amenés à parcourir plus de 250 km par jour.

Ce constat est partagé par EDF, qui a indiqué que « pour les transports routiers, l'hydrogène pourrait jouer un rôle si l'intérêt des poids lourds à hydrogène se confirme, en complément de l'électrification directe, pour les trajets de très longue distance (dans le cas où la solution batterie présenterait des limites en termes d'autonomie et de capacité à se recharger) ». Il l'est aussi par Engie, qui a plaidé pour utiliser l'hydrogène « pour la mobilité lourde et/ou intensive (camions, trains sur certaines lignes, taxis éventuellement, chariots élévateurs, aviation court et moyen-courrier, etc.) ».

d) La question de la sécurité de l'usage de l'hydrogène

À mesure que les usages de l'hydrogène se massifient et se diversifient, ce vecteur énergétique pose nécessairement des enjeux de sécurité, qui doivent être identifiés et prévenus.

Dans leur rapport La sécurité du développement de la filière hydrogène^146(*), de novembre 2022, l'Inspection générale de l'environnement et du développement durable (IGEDD) et le Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie et des technologies (CGEIET) ont d'ailleurs insisté sur la nécessaire sécurisation de cette filière.

Compte tenu ses caractéristiques intrinsèques, l'hydrogène est un gaz présentant des risques spécifiques. En effet, il s'agit d'un gaz dont la diffusivité et l'inflammabilité sont élevées.

Il en résulte des risques de fuite, mais également d'incendie et d'explosion, lors de sa production, sa distribution ou son stockage. Ces risques sont particulièrement élevés dans les sites dits « multi-fonctions », regroupant ces différents processus, ainsi que dans les espaces confiés, les parkings et les tunnels.

Si l'évaluation et la prévention des risques liés à l'hydrogène sont bien établies dans l'industrie lourde, ce n'est pas nécessairement le cas parmi les acteurs économiques émergents, pour l'IGEDD et le CGEIET. À ce jour, les enjeux sécuritaires sont d'ailleurs largement omis des appels à projets, nationaux comme européens.

Dans ce contexte, l'IGEDD et le CGEIET ont plaidé pour développer une analyse accidentologique, une réflexion prospective et une doctrine sécuritaire. La prise en compte du risque dans l'accès aux appels à projets est également souhaitée par eux. Ils ont aussi appelé à une formation des acteurs et à une coordination entre administrations.

À l'issue de leur audition par la mission d'information, ils ont réitéré leurs observations et ces préconisations : « Le premier constat fait par la mission est celui d'une extraordinaire vitalité de la filière hydrogène. L'usage de ce vecteur énergétique est l'objet d'initiatives multiples de la part d'entreprises de toutes tailles, souvent très jeunes. [...] Cette vitalité industrielle n'est pas sans risque, et c'est le second constat fait par la mission [...] Elle a noté en effet que la prise en compte du risque dans les nouveaux usages de l'hydrogène n'est que seconde par rapport à la volonté d'innover. Il serait pourtant dommage que les promesses très réelles de ce vecteur énergétique soient balayées par un accident de grande ampleur ».

Pour autant, l'IGEDD et le CGEIET se montrés optimistes sur la prise en compte des enjeux de sécurité par la filière de l'hydrogène : « La mission du CGE et de l'IGEDD estime que moyennant ce travail de structuration de l'action publique et de prise en main de la problématique sécuritaire par les entreprises, avec l'aide de leur fédération France Hydrogène le développement de la filière sera mieux maîtrisé. »

À date, leurs recommandations ont même connu un début d'application, avec l'organisation d'un stage de sensibilisation au risque par France Hydrogène, dès juin 2022.

Cependant, la sécurisation des usages de l'hydrogène reste une préoccupation nécessaire et légitime, en particulier dans les secteurs où ces usages sont encore peu développés.

Il en va ainsi de l'aviation, le Groupement des industries françaises aéronautiques et spatiales (GIFAS) ayant indiqué à la mission d'information « les risques feu et explosion, les risques liés à la suppression d'un réservoir contenant de l'hydrogène l'hydrogène et devenant explosif par un phénomène appelé boil-off les risques thermiques générés par le stockage de l'hydrogène liquide à des températures cryogéniques », de même que « les impacts possibles par divers projectiles sur les équipements hydrogènes et réciproquement les impacts des fuites d'hydrogène sous pression sur des systèmes avions ».

Il en va également ainsi du train, SNCF voyageurs ayant rappelé que « SNCF met tout en oeuvre pour garantir l'exploitation de la technologie hydrogène dans les mêmes conditions de sécurité que les autres solutions », en participant notamment à la préparation d' « un cadre réglementaire sécurisant pour les autorités organisatrices, les exploitants ferroviaires et les voyageurs ».

e) L'enjeu de la distribution et du transport

La stratégie française en matière d'hydrogène élude très largement la question de la distribution et du transport de l'hydrogène.

En effet, cette stratégie vise, d'une part, à instituer une filière de production nationale d'hydrogène par des électrolyseurs, à même de couvrir la consommation sans recourir aux importations et, d'autre part, à localiser ces électrolyseurs dans les grands sites industriels, dont les ports, de manière à mettre en relation directe les moyens de production et les lieux de consommation.

C'est donc une stratégie différente de celle de l'Allemagne, pour qui les importations sont identifiées comme nécessaires. Cela s'explique par le fait que ses besoins sont supérieurs à ceux de la France et ses moyens de production moindres. Par ailleurs, les lieux de production sont plutôt situés dans le Nord du pays et ceux de consommation dans le Sud.

Au reste, les importations sont aussi prévues par la stratégie européenne en matière d'hydrogène.

Tout d'abord, le Plan RePowerEU fixe un objectif de 10 Mt d'importation d'hydrogène renouvelable d'ici 2030.

Plus encore, le « paquet gazier », proposé en marge du paquet « Ajustement à l'objectif 55 », prévoit d'instituer, en matière d'hydrogène, de véritables marché et réseau européens.

Le projet de directive^147(*) sur l'hydrogène, contenu dans le paquet gaz, propose d'instituer un marché plus intégré^148(*). Les gestionnaires des réseaux de transport, dont les activités doivent être dissociées, verticalement et horizontalement, se voient chargés du développement du réseau, y compris sa planification et son financement.

Le projet de règlement^149(*) sur l'hydrogène, également prévu par le paquet gaz, vise à instituer des infrastructures plus interconnectées^150(*). Un réseau européen doit réunir l'ensemble des gestionnaires des réseaux de transports nationaux.

Dans ce contexte, les Présidents français, espagnol et portugais et la Présidente de la Commission européenne ont lancé le projet « H2Med », le 9 décembre 2022. Il s'agit d'un projet d'interconnexion gazière entre le Portugal et l'Espagne (Celórico-Zamora) ainsi que l'Espagne et la France (Barcelone-Marseille). Le 12 décembre suivant, les gestionnaires des réseaux de transport de gaz français (GRTGaz et Téréga), espagnol (Enagás) et portugais (Ren) ont formalisé un protocole d'accord. D'ici son entrée en fonction en 2030, le projet doit permettre de transporter 2 Mt / an d'hydrogène renouvelable et couvrir 10 % de la consommation européenne. Son coût, estimé à environ 2,5 Mds €, pourrait être pour partie financé par le PIIEC hydrogène sur les infrastructures, une candidature ayant été soumise en ce sens, dès le 15 décembre^151(*).

L'intérêt de développer des infrastructures européennes en matière d'hydrogène, et les interconnexions entre les réseaux nationaux et européens, fait l'objet d'une appréciation différente, selon les acteurs économiques. GRTGaz s'est félicité que le Parlement européen ait « assoupli la proposition de la Commission en proposant 3 modèles de dissociation [...] considérés comme équivalents, à choisir par chacun des États membres [et supprimé] les obligations de séparation légale [...] entre les opérateurs HNO^152(*) [...] et GRT^153(*) ». De son côté, Engie a appelé à « poursuivre l'interconnexion de la France avec le système énergétique européenne [car] le risque d'une politique d'autarcie sur l'hydrogène est d'exposer la France à un contournement par des flux d'imports plus compétitifs [et] la France peut produire localement de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, tout en étant un pays d'import et de transit ». Ce point de vue est partagé par TotalEnergies, qui a indiqué que « des projets d'investissements pour des infrastructures de transport d'hydrogène sont déjà en cours en Europe du Nord pour acheminer cet hydrogène importé, ce qui n'est pas le cas en France, hors projet d'hydrogénoduc entre Barcelone et Marseille récemment annoncé ». À l'inverse, EDF a rappelé que « le développement de ces infrastructures de grande échelle, en partie par reconversion d'infrastructures gazières existantes, fait face à des incertitudes technico-économiques fortes [et] leur horizon de déploiement n'est pas compatible avec les objectifs de décarbonation à l'horizon 2030 ». Quant au Président de France Hydrogène, Philippe Boucly, il s'est montré dubitatif sur la capacité à utiliser à plein régime le réseau H2Med à un horizon rapproché.

L'intérêt de développer des infrastructures d'hydrogène à la maille nationale ou régionale n'est pas non plus partagé par l'ensemble des acteurs économiques. Certes, Engie a estimé « nécessaire de soutenir toute la chaîne de valeur hydrogène, y compris les infrastructures [pour] réaliser l'infrastructure permettant de transporter l'hydrogène à l'intérieur de hubs locaux, puis de relier les hubs industriels entre eux (production, transport, stockage, liquéfaction, stations de recharge ». A contrario, EDF a indiqué que « la stratégie nationale hydrogène a fait le choix de déployer les électrolyseurs au plus près des lieux de consommation et l'hydrogène, dans des écosystèmes et hubs industriels et logistiques [et] à ce stade de maturité de la filière, il est préférable de minimiser les coûts et la dépendance aux infrastructures à l'aval de l'électrolyseur ».

Dans ce contexte, l'évolution des infrastructures d'hydrogène n'a pas été érigée en France en priorité stratégique. La DGEC a ainsi rappelé que : « La stratégie française ne prévoit pas d'importations d'hydrogène pour la décennie à venir. Notre pays est en mesure de produire sur son territoire les quantités d'hydrogène nécessaires pour sa propre consommation (600 kilotonnes par an à l'horizon 2030). D'ici à ce que la consommation et que le développement du marché de l'hydrogène décarboné croissent, nous aurons le temps de développer, soit des unités de production d'énergie décarbonée, soit des infrastructures de transport d'hydrogène, et potentiellement les deux. Ces arbitrages ne sont pas urgentissimes ». Ce manque stratégique est cependant déploré par TotalEnergies, qui a indiqué : « Pour que la France soit au rendez-vous, il serait important que la stratégie nationale soit alignée avec celles de ses voisins européens notamment en termes d'infrastructures et d'importations. »

Pour autant, quelques projets ont d'ores et déjà été déployés, avec l'appui la puissance publique. Ainsi, l'AAP sur les écosystèmes territoriaux de l'Ademe vise à déployer 110 stations, ayant une capacité de 8 500 tonnes d'hydrogène et une puissance de 80 MW d'électricité, pour alimenter 2 400 véhicules utilitaires légers et 840 véhicules lourds. À date, 94 stations, 838 véhicules lourds et 2 373 véhicules légers ont effectivement été installés^154(*), ainsi que l'illustre la carte ci-après^155(*).

f) La question de la neutralité technologique entre les modes de production de l'hydrogène

La stratégie française en matière d'hydrogène ne vise pas à garantir une totale neutralité technique entre les différents modes de production de l'hydrogène.

Au contraire, cette stratégie affiche un tropisme en faveur de l'électrolyse, au détriment des autres procédés de production, et de l'électricité, plutôt que des autres sources d'énergie. Par ailleurs, l'enjeu du recours aux procédés de capture et de valorisation du CO₂ n'est pas vraiment tranché.

C'est donc une stratégie différente des stratégies anglo-saxonnes : tant les États-Unis, dans le cadre de l'Inflaction Reduction Act (IRA), que le Royaume-Uni, avec le Low Carbon Hydrogen Standard (LCHS), mobilisent le seul critère de la réduction des émissions de GES pour l'attribution d'aides publiques aux projets d'hydrogène.

Or, en dehors de l'électrolyse, différentes technologies de production existent en matière d'hydrogène : certaines sont bien avancées, dont le vaporeformage d'énergies fossiles avec un dispositif de capture et de valorisation du CO₂, la pyrogazéification de la biomasse, le Power-to-Gas (P-t-G), tandis que d'autres relèvent de la recherche, comme les cycles thermochimiques, l'activité bactérienne ou le plasma. Il existe aussi de l'hydrogène natif, extractible, dit « blanc », comme le gisement trouvé à Folschviller, en Moselle.

S'agissant du CO₂, les technologies existantes relèvent, en anglais, du Carbon Capture, Utilization & Storage (CCUS) : elles permettent de capter ce CO₂ pour l'utiliser, par exemple pour la fabrication de carburants de synthèse, ou pour le stocker, par exemple via le stockage géologique.

À l'occasion de ses auditions, la mission d'information a pris connaissance de procédés de production d'hydrogène à partir de gazéification de la biomasse, telle que les déchets agricoles et sylvicoles ou les combustibles solides de récupération (CSR). Un tel procédé présente l'intérêt de valoriser la biomasse et de moins dépendre de l'électricité.

Quelques exemples de procédés de production d'hydrogène renouvelable
ne recourant pas à la technologie de l'électrolyse : Haffner Energy et Trifyl

Au cours de ses travaux, la mission d'information a eu connaissance de différents procédés de production d'hydrogène renouvelable ne recourant pas à la technologie de l'électrolyse.

À titre d'illustration, Haffner Energy est une société développant et déployant des solutions technologiques renouvelables pour les entreprises industrielles et les collectivités territoriales, dont le carnet de commandes est de 17,5 M€ en 2023. Elle produit de l'hydrogène renouvelable par thermolyse à partir de biomasses diverses^156(*). La société a précisé : « Les biomasses sont variées (bois de collecte, résidus de l'exploitation forestière et agricole, pailles, déchets organiques, etc.) et toutes renouvelables. »

De son côté, Trifyl est un établissement public traitant et valorisant les déchets ménagers de 358 communes, dans les départements du Tarn, de Haute-Garonne et de l'Hérault. Il produit de l'hydrogène renouvelable par vaporeformage du biogaz à partir de déchets. Une première unité a été inaugurée en 2010 et une seconde en 2014^157(*). L'établissement a indiqué : « Nous ne pouvons que déplorer que le vaporeformage du biogaz ne puisse aujourd'hui prétendre aux aides et subventions nationales. »

Dans ce contexte, certains acteurs économiques ont appelé à élargir la palette des technologies reconnues par la stratégie française. Si France hydrogène appuie la production d'hydrogène par électrolyse, « cela ne signifie pas qu'il faille miser sur cette seule voie de production.  De l'hydrogène renouvelable peut notamment être produit par pyrogaézéfication ou thermolyse de la biomasse, qui permettent de valoriser la biomasse ligno-cellulosique. La production d'hydrogène par vaporeformage du méthane, avec un dispositif performant de captage et de séquestration du carbone, peut également être utile ». Ce constat est partagé par TotalEnergies, qui a loué l'agnosticisme technologique de la stratégie américaine : « TotalEnergies souhaite rappeler l'importance d'une approche agnostique sur les technologies à soutenir en privilégiant l'objectif final de réduction des émissions de GES. [...] L'Inflation Reduction Act (IRA) a introduit un crédit d'impôt pour la production d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone allant jusqu'à 3 $/kgH2 en fonction de son intensité carbone pour une période de 10 ans. [...] Ce mécanisme de soutien a l'avantage, au-delà de son niveau, d'être simple et lisible pour les industriels tout en étant agnostique sur les technologies de production. »

Pour autant, l'évolution de la stratégie nationale est l'objet de discussions pas toujours tranchées à ce stade parmi les acteurs institutionnels. L'Ademe appelle à aller plus loin en explicitant les technologies de production exclues, de manière à « afficher clairement dans la stratégie française [...] les voies de production qui ne sont pas particulièrement soutenues par l'État français (CCUS sur le vaporeformage de gaz naturel, procédés thermolyse / plasmalyse au gaz naturel) ». De son côté, la DGEC estime sa position sur le CCUS suffisante : « La production d'hydrogène fossile par une association du reformage de gaz fossile et de capture du CO₂ [...] ne fait pas l'objet de soutien public en France pour plusieurs raisons. [...] La technologie [...] est coûteuse, entre 90 et 150 € / CO₂ stocké, requiert des capacités de stockage importantes faiblement disponible sur notre territoire et enfin pose des questions d'acceptabilité sociale. Enfin, compte tenu du conflit russo-ukrainien, le Gouvernement est mobilisé pour réduire l'utilisation du gaz fossile ».

4. Les e-carburants

a) Une combinaison d'hydrogène, de CO2 et d'électricité

Les carburants de synthèse sont produits à partir d'une recombinaison d'hydrogène et de carbone, sous forme de monoxyde de carbone (CO) ou de dioxyde de carbone (CO₂).

Compte tenu du « paquet Ajustement 55 », ces carburants seront amenés à croître les prochaines années.

À date^158(*), le projet de révision de la directive « EnR 2 »^159(*) introduirait un objectif de carburants renouvelables non biologiques de 42 % dans l'industrie et de 1 % dans le transport routier en 2030 (articles 22 bis et 25).

En outre, le Plan ReFuelEU Aviation^160(*) fixerait un tel objectif ferme, de 1,2 % en 2030, dans le secteur aéronautique, et le Plan FuelEU Maritime^161(*) un objectif éventuel^162(*), de 2 %, dans le secteur maritime, en 2034.

Si ni la PPE, ni le Plan RePowerEU ne fixe d'objectifs précis et chiffrés pour ces carburants, des soutiens publics existent et des projets privés émergents.

Tout d'abord, le PEPR Décarbonation : Soutenir l'innovation pour développer de nouveaux procédés industriels largement décarbonés (SPLEEN), piloté par l'IFPEN et le CNRS, a reçu 70 M€ dans le cadre du Plan d'investissement, de 2021. Son champ intègre les électro-carburants.

En dehors du PEPR, l'ANR a soutenu 68 projets depuis 2008, pour 25,9 M€, en matière de carburants de synthèse (VITESSE, CHOCHO), de e-carburants (Eclock) ou de carburants solaires (PhotoCarb). De son côté, le CEA et l'Ademe ont aidé le projet Jupiter 1 000, qui vise à produire du méthane de synthèse à partir d'électricité renouvelable et de CO₂ ; ce projet a représenté 27,9 M€, dont 10,6 M€, à compter de 2014^163(*). Enfin, l'IFPEN a contribué à rendre commercialisable un carburant de synthèse, avec le procédé Gasel.

Plus encore, l'AAP CarbAéro, piloté par l'Ademe, soutient 4 projets de production de carburants de synthèse (Reuze, Hynovera, FranceKerEAUzen, Avebio), dont la mise en service est envisagée pour 2026 à 2027. Cet appel à projets comporte 200 M€. Un autre appel d'offres a été lancé pour soutenir l'industrialisation des unités de production de carburants aériens durables en 2023. De plus, en marge du Salon du Bourget, le 16 juin 2023, le Président de la République a annoncé allouer 200 M€ en faveur de la massification de la production de carburants aériens durables.

Dans ce contexte, plusieurs acteurs privés investissent. Pour France hydrogène, si les projets d'hydrogène en attente étaient effectivement réalisés, ils représenteraient une capacité de production de 420 000 tonnes de molécules de synthèses, dont 205 000 pour l'e-méthanol, 165 000 pour les biocarburants aériens ou l'e-kérosène et 55 000 pour les autres besoins. Parmi les acteurs, TotalEnergies a investi dans la production de biocarburants aériens, à partir d'hydrogène et de CO₂ biogénique à Grandpuits (300 M€) et dans un démonstrateur, à l'étranger, pour produire 1 600 t / an de tels carburants avec un électrolyseur de 17 MW. De même, Engie a investi dans la production de carburants aéronautiques durables avec de l'hydrogène et du CO₂ biogénique (Reuze, avec 1,7 M€ de subvention) ou industriel (France KerEAUzen, avec 723 000 € de subvention).

Ce soutien public et cet investissement privés ne permettent pas de lever les incertitudes, encore nombreuses, sur les carburants de synthèse.

La première est l'absence de filière de production nationale. Selon la DGEC, aucune ouverture d'usine n'est prévue d'ici cinq ans : « Il n'y a pas de production industrielle de carburants de synthèse sur le territoire français. L'État investit cependant pour soutenir des projets d'installations, donc les premières retombées devraient permettre l'ouverture d'usines à partir de 2027. » Pire, l'ANR estime que les carburants de synthèse sont les moins avancés des filières étudiées : « La filière des carburants de synthèse, hors hydrogène [...], est probablement la moins mature des trois sur le plan technico-économique. La viabilité économique n'est en général pas assurée ».

La deuxième incertitude est liée aux coûts de ces carburants. Pour la DGEC, celui-ci s'élève entre 2 500 et 4 000 €/m³ pour les carburants de synthèse, contre 600 à 1 000 € pour le diesel et l'essence fossiles. De son côté, l'Ademe estime que les coûts sont de 5 à 10 fois supérieurs, selon les procédés. Pour EDF, le recours au méthanol dans le transport maritime est ainsi 4 fois plus cher, avec un coût de 1 300 à 1 500 €/tonne, et une densité énergétique 2 fois moindre. Pour TotalEnergies, le recours aux e-fuels dans le transport aérien est 8 à 10 fois plus cher, avec un coût de production de 5 000 à 6 000 $ la tonne et des capacités de production limitées à 50 kt. Une bonne part de ces coûts sont liés à celui de l'électricité, selon TotalEnergies : « Le facteur limitant est la disponibilité de l'électricité verte et son coût, qui représente de l'ordre de 70 % du coût de production d'un e-fuel ». Compte tenu de ces surcoûts, Engie estime insuffisants les soutiens publics alloués : « Les montants [...] sont sans commune mesure avec les besoins d'un mécanisme qui permettrait l'émergence de projets industriels concrets pour la production d'e-fuels afin d'avoir un secteur aérien décarboné en 2050. »

Une autre incertitude est liée à la disponibilité de l'électricité. Avec une consommation prévisionnelle évaluée par la DGE entre 2 et 3 TWh, par an et par site, la production de carburants de synthèse est fortement consommatrice d'électricité. Une diffusion massive de ces carburants ne serait donc pas réaliste, ni nationalement ni internationalement, à l'instar du secteur maritime. Ainsi, EDF rappelle que : « 5 Mt de méthanol de synthèse, ce qui représente un besoin en électricité équivalent à la production de 5 réacteurs nucléaires EPR, seraient nécessaires pour se substituer à l'équivalent des 2,4 Mt de mazout lourd actuellement consommés par le secteur maritime. » De même, selon l'Ademe, « la conversion de ces 3 000 TWh d'énergie fossile en-fuel à 100 % des besoins maritimes mondiaux se traduirait par une consommation de 60 000 à 12 000 TWh [...] ce qui est clairement irréaliste. »

La dernière incertitude a trait à la disponibilité et à l'utilisation de l'hydrogène lui-même. EDF a rappelé que l'hydrogène est indispensable à la production des carburants de synthèse, promus notamment à l'échelon européen : « pour l'aviation et le maritime, l'hydrogène est un précurseur à la fabrication de carburants de synthèse (méthanol, ammoniac, e-kérosène), indispensables pour l'accompagnement de ces secteurs dans des trajectoires de décarbonation, désormais actées en Europe ». De son côté, TotalEnergies a estimé que l'hydrogène serait mieux utilisé pour décarboner l'industrie, plutôt que de produire des carburants de synthèse, tant que ceux-ci ne sont pas matures : « La priorité de la compagnie est de décarboner l'hydrogène consommé dans ses raffineries d'ici 2030 (500 kt par an en Europe) ce qui permettra également de développer des filières d'hydrogène décarboné. Pour autant, TotalEnergies souhaite pouvoir répondre à la demande d'hydrogène carburant dès qu'elle décollera, notamment pour aider à la décarbonation de la mobilité lourde. »

b) Des débats sur la quantité et la nature du CO2 disponible

Le monoxyde de carbone (CO) ou le dioxyde de carbone (CO₂) utilisés pour la fabrication des carburants de synthèse peuvent être d'origine biogénique, c'est-à-dire résultant de processus naturels, d'origine anthropogénique, c'est-à-dire résultant d'activités humaines. Ils peuvent aussi être d'origine atmosphérique, lorsqu'ils sont captés dans l'air ambiant au moyen d'un dispositif relevant, en anglais, du Direct Air Capture (DAC).

(1) La question de la valorisation du CO2 fatal

On qualifie les CO ou CO₂ de fatals lorsqu'ils sont issus de la récupération d'énergie, notamment des processus industriels. Les usines de production de biocarburants conventionnels, tels que celles de bioéthanol ou de biogaz, ou avancés, produisent ainsi ces gaz.

Une fois captés, les CO et CO₂ peuvent être, soit valorisés, dans la production de carburants de synthèse notamment, soit stockés, dans des stockages géologiques on shore ou off shore.

Le règlement délégué sur la méthode de calcul des émissions hydrogène, du 10 février 2023^164(*), pris en application de la directive « EnR2 », a pour conséquence de n'admettre que jusqu'en 2041 l'utilisation du CO₂ issu d'activités industrielles pour la fabrication de carburants de synthèse. En conséquence, seul le CO₂ capté dans l'air, produit lors du processus de fabrication de biocarburants ou de carburants de synthèse ou encore issu d'une source géologique pourra être utilisé.

Plusieurs acteurs économiques ont relevé les difficultés posées par cette interdiction. France Hydrogène a ainsi rappelé que « dans ses actes délégués définissant les RFNBOs, la Commission européenne prohibe l'utilisation du CO₂ industrielle (capté en sortie de cheminée) pour la production d'e-fuels à partir du 1^er janvier 2041. En conséquence, seul le CO₂ biogénique ou directement capté dans l'air (DAC) pourra être utilisé ». Engie a ajouté que « pour la production d'e-fuels, les sources de CO₂ de l'industrie ne seront reconnues éligibles que jusqu'au début de l'année 2041 et pas au-delà ».

La directrice générale d'Hynamics a également fait valoir à la mission d'information que « Si les volumes d'électricité requis pour répondre à nos besoins en hydrogène sont très importants, les objectifs européens de décarbonation du secteur maritime et de l'aéronautique entraîneront, de la même façon, une très forte demande en carburant de synthèse, dont la fabrication nécessite également du CO2. Il apparaît alors comme particulièrement pertinent de valoriser les émissions de CO2 dites fatales, comme celles des cimenteries, dont les fumées très concentrées réduisent le coût du captage, mais surtout pour lesquelles il n'existe pas d'autres solutions de décarbonation. En effet, la grande majorité des sites français de cimenterie sont situés dans les terres, à proximité des réserves de calcaire, et n'ont pas forcément accès aux futures infrastructures de transport du CO₂ vers des cavités géologiques afin d'y être stocké de façon permanente ».

La réutilisation du CO₂ biogénique pour la fabrication de carburants de synthèse peut constituer un débouché pour les filières du biogaz et du bioéthanol. Engie estime à « 80 TWh si on récupère tout le CO₂ biogénique des seules centrales de biométhane pour produire du e-méthane ou d'autres carburants de synthèse neutres en carbone. » De son côté, le la DGEC a affirmé que « l'utilisation de CO₂ d'origine biogénique tel que capté dans les éthanoleries ou certaines usines de biocarburants avancés permet d'obtenir un carburant à très faible impact environnemental. »

En revanche, l'interdiction de la réutilisation du CO₂ industriel à compter de 2041 est perçue comme une contraignante par les acteurs économiques. Engie a indiqué que « l'impact de cette règle est doublement contraignant : pour le producteur d'e-fuels, qui doit à présent prévoir une nouvelle source de CO₂ après 2040 [...] pour l'installation industrielle émettrice de CO2 qui doit trouver une solution alternative ». France Hydrogène a ajouté que pour les « industries émettrices de CO₂ dit inévitable [...] ne pouvant se décarboner autrement que par le captage du carbone et ne bénéficiant pas d'une visibilité sur l'implantation à un horizon pertinent d'une infrastructure de transport et de stockage de CO₂ [...] il faut pouvoir réutiliser le CO₂ sur site, ce qui est rendu possible par la production de molécules de synthèse (e-méthanol, e-kérosène...) ».

À l'inverse, d'autres acteurs appellent à préférer le CO₂ biogénique et atmosphérique à celui industriel pour la fabrication des carburants, et insistent sur la faiblesse des gisements, largement diffus. Ainsi, l'Ademe a plaidé pour « restreindre le développement de carburants de synthèse au CO₂ d'origine biogénique ». De plus, elle a précisé que « seulement 35 % du gisement actuel de CO₂ biogénique [...] est concentré sur 15 gros émetteurs (> 200 kt CO₂ / an), le reste étant plus diffus » et que « le potentiel soutien au développement du DAC est à questionner au regard de la très faible concentration de CO₂ dans l'atmosphère (0,4 %) ».

(2) La question du recours au CCUS

Plus largement, la question du recours au CCUS fait l'objet de débats parmi les acteurs économiques.

Certains acteurs plaident pour l'utiliser davantage, y compris pour décarboner la production d'hydrogène issu de vaporeformage du gaz. France Hydrogène estime ainsi que « la production d'hydrogène par vaporeformage peut également être utile pour accélérer la décarbonation de notre industrie lourde. Pour certains procédés industriels très intégrés [...] le captage du carbone peut ainsi s'avérer pertinent ». Dans le même esprit, Air Liquide a indiqué « il faut diversifier les sources d'hydrogène bas-carbone, sans uniquement prescrire un hydrogène renouvelable, mais aussi un hydrogène base nucléaire et base CCS. Si l'objectif commun est de faire partie des nations qui déploieront le plus rapidement possible l'hydrogène à l'échelle, d'ici 2030 et de la manière la plus économique, cela nous semble une condition sine qua non. [...] Il apparaît aussi un corollaire du dernier point, l'hydrogène base CCS. Il nous semble qu'il faille davantage de mécanismes de soutien pour la filière de captage et de stockage du CO₂ en France, avec probablement des mécanismes de type Contracts for Difference (CfD)^165(*) ».

À l'inverse, d'autres appellent à cibler son utilisation, sur la décarbonation de l'industrie plutôt que la production d'hydrogène. Il en va ainsi du groupe EDF : « Concernant la production [...] à partir de vaporeformage de gaz naturel couplé avec de la capture et de la séquestration du carbone (CCS), EDF considère compte tenu des limites des capacités de stockage géologiques disponibles et du temps requis pour déployer les infrastructures de transport de CO₂ que la technologique CCS doit être réservée au CO₂ fatal, c'est-à-dire issu de processus industriels ne pouvant être décarbonés autrement ». C'est aussi l'avis de la DGEC, qui indique que « « la captation de fumées industrielles riches en CO ou CO₂^166(*) permet d'éviter des étapes de concentration/purification du CO2 et de limiter les coûts énergétiques des procédés », mais que « le stockage de CO2 issu du craquage de gaz ne paraît pas opportun, compte tenu des coûts du stockage de la dépendance au gaz naturel importé alors que les alternatives pertinentes existent ».

c) Différents types de e-carburants

Les e-carburants^167(*) sont une catégorie de carburants synthétiques, produits à partir de l'électricité, d'une part, et de dioxyde de carbone (CO₂) ou d'azote (N₂), d'autre part.

Selon les combinaisons utilisées et les usages visés, on parle : d'e-ammoniac, pour ceux produits à partir d'hydrogène et d'azote, destinés notamment aux secteurs du transport et de la chimie ; d'e-méthane, pour ceux produits à partir d'hydrogène et de CO₂, destinés notamment aux secteurs du transport (sous sa forme liquide) ou du chauffage (sous sa forme gazeuse) ; d'e-méthanol, pour ceux produits à partir de l'hydrogène et du CO₂, destinés notamment aux secteurs du transport et de la chimie ; d'e-carburants paraffiniques, pour ceux produits à partir de l'hydrogène et du CO₂, destinés à la décarbonation des carburants routiers (e-essence et e-gazole) et aérien (e-kérosène).

Les carburants gazeux (e-ammoniac, e-méthane) entrent dans la catégorie des Power-to-Gas (PtG) et ceux liquides (e-méthanol et e-carburants paraffiniques) dans la catégorie des Power-to-Liquid (PtL).

Ces différentes technologies présentent un degré de maturité différent. C'est le constat fait par l'IFPEN : « Concernant les carburants de synthèse de type électro-carburants, la maturité technologique des différents procédés permettant la conversion du CO₂ est inégale. Les technologies de captage du CO₂ sur des émissions industrielles et la technologie Fischer-Tropsch permettant de transformer le gaz de synthèse en carburants sont considérées comme matures. La production d'hydrogène par électrolyse de l'eau est également mature, mais nécessite des outils de production de grande capacité pour fournir la demande. La technologie Reverse Water Gas Shit (RWGS) permettant la conversion du CO₂ en CO est, quant, à elle encore à l'échelle du pilote. » C'est également celui fait par l'ANR : « on peut distinguer plusieurs voies [...]. L'une de ces voies repose sur l'électrolyse, permettant de coupler avec la production d'électrique intermittente de certaines énergies renouvelables, comme le photovoltaïque ou l'éolien (e-carburants, P-t-G, P-t-L). Une alternative est de concevoir des dispositifs couplant l'énergie solaire et la production de carburants, ce que l'on appelle les carburants solaires (solar fuels). Cette voie est certainement la moins mature de toutes ».

Dans ce contexte, il est nécessaire de ne pas relâcher l'effort pour développer les technologies et déployer les filières. C'est pourquoi l'Ademe appelle à « poursuivre le soutien à l'émergence des premiers démonstrateurs de carburants de synthèse ». De son côté, l'ANR plaide pour accompagner « la résurgence sensible des projets dédiés aux technologies de l'hydrogène et l'émergence du domaine carburant de synthèse - valorisation du CO₂ - fuel solaires. »

d) Une simplicité d'emploi pour la mobilité terrestre, aérienne et maritime

Les e-carburants^168(*) présentent des propriétés intéressantes pour concourir à la décarbonation de l'économie, et notamment de l'industrie et des transports. Ces propriétés sont identiques (e-ammoniac, e-méthane, e-méthanol) ou proches (e-essence, e-gazole, e-kérosène) de celles des dérivés du pétrole et du gaz. Ils peuvent donc être incorporés aux carburants fossiles et utiliser les mêmes motorisations ou infrastructures.

Liquide ou gazeux, le e-méthane peut être incorporé au GNL, pour le transport maritime, ou au GNV, pour le transport routier. Il peut être utilisé dans l'industrie, le chauffage, l'électricité. De son côté, l'e-méthanol peut être incorporé à l'essence, dans les motorisations des automobiles (classiques ou « Flex-Fuel » selon sa concentration) et celle des navires (« Dual-Fuel »). Il peut aussi être utilisé dans l'industrie, pour décarboner la chimie ou le raffinage. L'e-gazole peut être utilisé par le transport routier, pur (XTL) ou en mélange (B7 et B10) et l'e-kérosène par le transport aérien. Quant à l'e-ammoniac, il peut aussi être utilisé par l'industrie pour décarboner les applications industrielles, notamment chimiques (production d'engrais, de résines, de fibres ou de fluides ; combustion de turbines, de fours ou de moteurs ; transport d'hydrogène). Il peut intéresser le transport maritime. Cependant, de nouveaux risques également, dans la mesure ou l'e-méthanol et l'e-ammoniac présentent une toxicité, ce qui pourrait contrainte leur diffusion, notamment dans les transports.

L'intérêt du e-méthanol, pour le secteur maritime, et du e-kérosène, pour celui aérien, a été relevé par plusieurs acteurs^169(*). L'Ademe a ainsi rappelé que « parmi les produits cibles, le méthanol est étudié, il peut servir d'intermédiaire pour la production de carburants liquides [ou] être utilisé directement comme carburant (notamment dans le maritime) », et que « les différents projets portant sur la production de carburants pour l'aérien étudient essentiellement l'optimisation du procédé pour obtenir en majorité du biojet (kérosène) ». De son côté, la DGEC a indiqué que « les carburants de synthèse, de type méthanol, utilisables dans le secteur maritime et dans une moindre mesure dans le secteur routier, sont particulièrement intéressants du fait de leur rendement de production. Le méthanol est en effet la molécule la plus simple à obtenir par recombinaison de carbone et d'hydrogène. Les carburants de synthèse plus complexes sont particulièrement intéressants pour l'aviation qui dispose de peu de solutions alternatives pour la décarbonation. »

5. Des carburants plus coûteux que la base fossile

Tous les acteurs auditionnés par la mission d'information ont mis en avant le coût élevé de ces technologies par rapport à la base fossile.

La DGEC a communiqué les estimations suivantes, en l'état actuel des données :

- Éthanol 1G : 1350-1600 €/m3

- Éthanol avancé : 1800-2300 €/m3

- Ester méthylique 1G : 1650-2000 €/m3

- Ester méthylique 2G : 2000-2600 €/m3

- Carburant de synthèse : 2000-4000 €/m3

- Hydrogène : 2500-10 000 €/t

L'un des enjeux essentiels du développement de ces filières consiste à réduire les coûts de production de ces carburants avancés et à trouver un équilibre économique satisfaisant au niveau national.

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* ³⁴ Un autre débouché des biocarburants peut être le chauffage.

* ³⁵ Les éléments d'explication techniques sur les biocarburants conventionnels sont issus des travaux du ministère de la transition énergétique (MTE) sur les biocarburants, ainsi que de FranceAgriMer sur les filières bioéthanol et biogazole.

* ³⁶ Des conditions d'installation et d'homologation ont été définies par l'arrêté du 30 novembre 2017 relatif aux conditions d'homologation et d'installation des dispositifs de conversion des véhicules à motorisation essence en motorisation à carburant modulable essence - superéthanol E85.

* ³⁷ Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants incorporés en France en 2020, 2021.

* ³⁸ C'est-à-dire un composé chimique formé par un alcool et un acide.

* ³⁹ C'est-à-dire un processus chimique permettant de transformer un ester en un autre.

* ⁴⁰ Huiles alimentaires usées ou résiduelles.

* ⁴¹ Dans des conditions d'identification fixées par la décision du 11 septembre 2018 fixant la liste des véhicules et engins à motorisation Diesel compatibles avec le gazole B10.

* ⁴² Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables (refonte).

* ⁴³ Cette liste comporte les matières suivantes : « a) algues si cultivées à terre dans des bassins ou des photobioréacteurs ; b) fraction de la biomasse correspondant aux déchets municipaux en mélange, mais pas aux déchets ménagers triés relevant des objectifs de recyclage ; c) biodéchets ; d) fraction de la biomasse correspondant aux déchets industriels impropres à un usage dans la chaîne alimentaire humaine ou animale, comprenant les matières provenant du commerce de détail et de gros ainsi que des industries de l'agroalimentaire, de la pêche et de l'aquaculture, et excluant les huiles de cuisson usagées et les graisses animales de catégories 1 et 2 ; e) paille ; f) fumier et boues d'épuration ; g) effluents d'huileries de palme et rafles ; h) brai de tallol ; i) glycérine brute ; j) bagasse ; k) marcs de raisins et lies de vin ; l) coques ; m) balles (enveloppes) ; n) râpes ; o) fraction de la biomasse correspondant aux déchets et résidus provenant de la sylviculture et de la filière bois, c'est-à-dire les écorces, branches, produits des éclaircies précommerciales, feuilles, aiguilles, cimes d'arbres, sciures de bois, éclats de coupe, la liqueur noire, la liqueur brune, les boues de fibre, la lignine et le tallol ; p) autres matières cellulosiques non alimentaires ; q) autres matières ligno-cellulosiques à l'exception des grumes de sciage et de placage. »

* ⁴⁴ Sont exclues les matières premières provenant de terres agricoles de grande valeur en termes de diversité biologique, celles provenant de terres présentant un stock important de carbone et celles obtenues à partir de tourbières.

* ⁴⁵ Règlement délégué (UE) 2019/807 de la Commission du 13 mars 2019 complétant la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil.

* ⁴⁶ Tel que résultant de l'accord provisoire du 30 mars 2023, consultable ci-contre.

* ⁴⁷ Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652.

* ⁴⁸ Tel que résultant de l'accord provisoire du 8 mai 2023.

* ⁴⁹ Tel que résultant de l'accord provisoire du 19 avril 2023.

* ⁵⁰ Si ces carburants n'atteignent pas d'eux-mêmes un niveau de 1 % en 2031.

* ⁵¹ Loi n° 2004-1484 du 30 décembre 2004 de finances pour 2005 (Article 32).

* ⁵² Loi n° 2013-1278 du 29 décembre 2018 de finances pour 2019 (Article 192).

* ⁵³ Loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021 (Article 58).

* ⁵⁴ 74,576 €/MWh sur le SP95-E10, 17,894 €/MWh sur le Superéthanol E85, 12,905 €/MWh sur le B100 et 12,119 €/MWh sur l'ED95 ; quant aux B7, B10 et B30, ils sont assujettis au taux de 59,40 €/MWh prévu pour le gazole.

* ⁵⁵ Source : Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC).

* ⁵⁶ Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants incorporés en France en 2020, 2021.

* ⁵⁷ Selon la base « CarbuRe » du MTE, consultable ci-contre.

* ⁵⁸ MTE, Chiffres clés des énergies renouvelables, Édition 2022, Novembre 2022, pp. 66 et 67.

* ⁵⁹ MTE, Chiffres clés de l'énergie, Édition 2022, Novembre 2022, pp. 29 et 36.

* ⁶⁰ Commissariat général au développement durable (CGEDD), Chiffres clés de l'énergie, Édition 2012, Décembre 2012, p 5.

* ⁶¹ MTE, Chiffres clés de l'énergie, Édition 2022, Novembre 2022, pp. 29 et 36.

* ⁶² Biogaz compris.

* ⁶³ MTE, Chiffres clés des énergies renouvelables, Édition 2022, Novembre 2022, pp. 6, 9, 26, 28 et 30.

* ⁶⁴ Source : Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC).

* ⁶⁵ Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, 2021, pp. 54 et 58.

* ⁶⁶ Fiches de FranceAgriMer sur les filières bioéthanol et biogazole.

* ⁶⁷ Fiches de FranceAgriMer sur les filières bioéthanol et biogazole.

* ⁶⁸ Les graphiques ci-contre sont également issus des fiches de FranceAgriMer.

* ⁶⁹ Cour des comptes, La politique de développement des biocarburants, 2021, p. 33.

* ⁷⁰ La planification écologique dans les transports, document présenté le 31 mai 2023 dans le cadre du Conseil national de la refondation.

* ⁷¹ Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants incorporés en France en 2020, 2021.

* ⁷² Les graphiques ci-contre sont également issus du panorama du MTE.

* ⁷³ Selon la base « CarbuRe » du MTE, consultable ci-contre.

* ⁷⁴ Ademe, Analyses du cycle de vie appliquées aux biocarburants de première génération consommés en France, février 2010.

* ⁷⁵ Selon une analyse en cycle de vie (ACV) et sans prise en compte du changement d'affectation des sols.

* ⁷⁶ Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants incorporés en France en 2020, 2021.

* ⁷⁷ Les données figurant dans les deux tableaux ci-contre sont issues du panorama du MTE précité.

* ⁷⁸ Selon la base « CarbuRe » du MTE, consultable ci-contre.

* ⁷⁹ MTE, Panorama des biocarburants incorporés en France en 2020, 2021.

* ⁸⁰ Les données figurant dans le tableau ci-contre sont issues du panorama du MTE précité.

* ⁸¹ Pour les catégories I et II, d'une part, et III, d'autre part.

* ⁸² Idem.

* ⁸³ Rapport d'information n° 872 (2020-2021), Méthanisations : au-delà des controverses, quelles perspectives ?, déposé le 29 septembre 2021.

* ⁸⁴ Pyrogazéification, gazéification hydrothermale, Power-to-Gas (P-t-G).

* ⁸⁵ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (Article 1^er).

* ⁸⁶ Décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (Article 5).

* ⁸⁷ Loi n°  2019-1479 du 28 décembre 2019 de finances pour 2020 (Article 67).

* ⁸⁸ 0,54 €/MWh pour les secteurs agricoles et forestiers.

* ⁸⁹ Certains procédés ou activités industriels et certains usages des aéronefs et des navires.

* ⁹⁰ Loi n°  2019-1428 du 24 décembre 2019 d'orientation des mobilités (Article 71).

* ⁹¹ Commission de régulation de l'énergie (CRE) Délibération n° 2022-272 du 3 novembre 2022 relative à la réévaluation des charges de service public de l'énergie pour 2023.

* ⁹² Ministère de la transition énergétique (MTE), Chiffres clés des énergies renouvelables, Édition 2022, Novembre 2022, pp. 6, 9, 60 et 63.

* ⁹³ Source : Méthafrance.

* ⁹⁴ MTE, Chiffres clés des énergies renouvelables, Édition 2022, Novembre 2022, pp. 26 et 30.

* ⁹⁵ Association française du gaz naturel véhicules (AFGNV), Panorama BioGNV 2022, 2023.

* ⁹⁶ Les graphiques figurant ci-contre sont tirés du panorama de l'AFGNV.

* ⁹⁷ Les éléments d'explication techniques sur les biocarburants avancés sont issus des travaux du ministère de la transition énergétique (MTE) sur les biocarburants, ainsi que de ceux de l'Ademe sur les biocarburants avancés.

* ⁹⁸ Ministère de la transition énergétique (MTE), Panorama des biocarburants incorporés en France en 2020, 2021.

* ⁹⁹ Source : Cooperl.

* ¹⁰⁰ C'est-à-dire la production d'un gaz de synthèse à partir de la biomasse.

* ¹⁰¹ On parle également de Biomass-to-Liquid (BtL).

* ¹⁰² Source : Institut national de la recherche pour l'agriculture, l'alimentation et l'environnement (Inrae).

* ¹⁰³ La Banque des territoires (BdT) intervient également via des prêts ou des prises de participation au capital.

* ¹⁰⁴ Afin de soutenir la filière aéronautique, 300 M€ par an de 2024 à 2030 en faveur de la R&D, ainsi que 50 M€ de financements publics et 200 M€ d'investissements privés ont aussi été annoncés.

* ¹⁰⁵ Sources : IFP Énergies nouvelles (IFPEN), Agence nationale de la recherche (ANR), Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) et Banque des territoires (BdT).

* ¹⁰⁶ Aussi, seuls 4,3 M€ de crédits ont été effectivement consommés sur les 8 M€ prévus.

* ¹⁰⁷ Qui nécessite de la biomasse ligno-cellulosique.

* ¹⁰⁸ Qui nécessite en outre de l'éthanol.

* ¹⁰⁹ Tel que résultant de l'accord provisoire du 30 mars 2023, consultable ci-contre.

* ¹¹⁰ Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652.

* ¹¹¹ Tel que résultant de l'accord provisoire du 8 Mai 2023.

* ¹¹² En 2017, les chercheurs du BIAM ont découvert une enzyme (Fatty-Acid Photodecarboxylase), qui permet de transformer certains acides gras en hydrocarbures à l'aide de l'énergie lumineuse.

* ¹¹³ Dont certaines publications du Commissariat général à l'énergie au développement durable (CGEDD) et du comité de prospective de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), consultables ici pour la première et ici pour la seconde.

* ¹¹⁴ Ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 relative à l'hydrogène (Article 5).

* ¹¹⁵ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (Article 52).

* ¹¹⁶ Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables.

* ¹¹⁷ Supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council by establishing a Union methodology setting out detailed rules for the production of renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin - disponible en anglais ci-contre.

* ¹¹⁸ Supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council
by establishing a minimum threshold for greenhouse gas emissions savings of recycled
carbon fuels and by specifying a methodology for assessing greenhouse gas emissions
savings from renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin and
from recycled carbon fuels - disponible en anglais ci-contre.

* ¹¹⁹ Source : France Hydrogène et EDF.

* ¹²⁰ Même si elle ne supprime pas toutes les contraintes et ne répond pas à toutes les inquiétudes, notamment d'Engie, quant à l'autre principe, de temporalité horaire.

* ¹²¹ Tel que résultant de l'accord provisoire du 30 mars 2023, consultable ci-contre.

* ¹²² Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652.

* ¹²³ Tel que résultant de l'accord provisoire du 8 mai 2023.

* ¹²⁴ Tel que résultant de l'accord provisoire du 19 avril 2023.

* ¹²⁵ Si ces carburants n'atteignent pas d'eux-mêmes un niveau de 1 % en 2031.

* ¹²⁶ C'est-à-dire les carburants renouvelables d'origine non biologique.

* ¹²⁷ Le document est consultable ci-contre.

* ¹²⁸ Le document est consultable ci-contre.

* ¹²⁹ Selon le groupe EDF, à l'échelle mondiale, la consommation d'hydrogène s'élève à 90 Mt, quasiment exclusivement de source fossile, et émet 3 % des émissions mondiales de GES.

* ¹³⁰Le document est consultable ci-contre.

* ¹³¹ Le document est consultable ci-contre.

* ¹³² En 2020, le CNRS a en outre institué une Fédération de recherche hydrogène, rassemblant 300 chercheurs issus de 30 laboratoires.

* ¹³³ L'ANR a précisé que 7 projets concernent la production d'hydrogène par voie électrolytique voire photo-électro-catalytique (27,7 M€), 5 le stockage de l'hydrogène (12,1 M€) et 6 les usages de l'hydrogène pour le transport lourd via les PAC voire par combustion directe (31,2 M€).

* ¹³⁴ D'autres acteurs publics interviennent, telle que la Banque des territoires (BdT), dont le soutien à l'investissement dans l'hydrogène décarboné et ses dérivés, notamment via des prises de participations minoritaires, représente 160 M€ sur 5 ans.

* ¹³⁵ Source : Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) et Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC).

* ¹³⁶ Le document est consultable ci-contre.

* ¹³⁷ Source : Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) et Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC).

* ¹³⁸ Source : Engie.

* ¹³⁹ Ainsi que la Norvège.

* ¹⁴⁰ Le document est consultable ci-après.

* ¹⁴¹ Pour les identifier, un appel à manifestation d'intérêt « Projets innovants d'envergure européenne ou nationale sur la conception, la production et l'usage de systèmes à l'hydrogène » avait été lancé par le ministère de la transition énergétique (MTE) en 2020.

* ¹⁴² Le niveau de maturité technologique.

* ¹⁴³ Les éléments d'explication techniques sur les électrolyseurs sont issus des travaux de l' IFPEN et de la CRE sur l'hydrogène.

* ¹⁴⁴ Source : Agence nationale de la recherche (ANR).

* ¹⁴⁵ Source : Agence nationale de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe).

* ¹⁴⁶ Le rapport est consultable ci-contre.

* ¹⁴⁷ Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour les marchés intérieurs des gaz naturel et renouvelable et de l'hydrogène - COM (2021) 803 final (15 décembre 2021).

* ¹⁴⁸ À cette fin, il propose de faire évoluer notamment les règles d'accès, les obligations de service public, les procédures d'autorisation, les systèmes de certification, les mesures de protection des consommateurs et les compétences autorités de régulation.

* ¹⁴⁹ Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil sur les marchés intérieurs des gaz

naturel et renouvelable et de l'hydrogène (refonte) - COM (2021) 804 final (15 décembre 2021).

* ¹⁵⁰ Dans cette perspective, il propose de modifier notamment les tarifs d'accès, les exigences de transparence, les modalités de coopération entre les régulateurs et les règles afférentes à la sécurité d'approvisionnement.

* ¹⁵¹ Source : GRTGaz.

* ¹⁵² C'est-à-dire les opérateurs du réseau de transport d'hydrogène.

* ¹⁵³ C'est-à-dire les gestionnaires du réseau de transport de gaz naturel.

* ¹⁵⁴ Source : Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) et Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC).

* ¹⁵⁵ Source : Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe).

* ¹⁵⁶ Source : Haffner Energy.

* ¹⁵⁷ Source : Trifyl.

* ¹⁵⁸ Tel que résultant de l'accord provisoire du 30 mars 2023, consultable ci-contre.

* ¹⁵⁹ Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652.

* ¹⁶⁰ Tel que résultant de l'accord provisoire du 8 Mai 2023.

* ¹⁶¹ Tel que résultant de l'accord provisoire du 19 avril 2023.

* ¹⁶² Si ces carburants n'atteignent pas d'eux-mêmes un niveau de 1 % en 2031.

* ¹⁶³ Source : Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe).

* ¹⁶⁴ Le document est consultable ci-contre.

* ¹⁶⁵ C'est-à-dire de contrats d'achat de long terme, garantis par l'État.

* ¹⁶⁶ Dans le même esprit, la Direction générale des entreprises (DGE) indique qu' « il reste envisageable qu'elle soit déployée sur les sites utilisant de l'hydrogène, en particulier des sites de production d'ammoniac ».

* ¹⁶⁷ Les éléments techniques sont issus des documents de l' IFPEN et d' Evolen.

* ¹⁶⁸ Les éléments techniques sont issus des documents de l' IFPEN et d' Evolen.

* ¹⁶⁹ Dans le même ordre d'idées, Engie a identifié « pour le maritime l'e-méthane / méthanol voire l'ammoniac » et « le kérosène de synthèse pour l'avion ».