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Carburants alternatifs d’origine biomassique et fossile > Contexte


La production de pétrole conventionnel semble avoir atteint un plateau alors que la demande en produits, spécialement carburants diesel et kérosène, est en forte croissance du fait des économies émergentes. Cela conduit à une tendance à la hausse des prix du baril qui justifie la mise en exploitation de ressources alternatives. La biomasse, le gaz naturel et le charbon font partie de ces ressources. Un tableau des substitutions possibles entre carburants conventionnels et leurs alternatives d’origine biomassique et/ou fossile est proposé ci-dessous.



Principales filières de production de carburants alternatifs ou conventionnel d’origine biomassique et fossile
Principales filières de production de carburants alternatifs ou conventionnel d’origine biomassique et fossile


Les carburants alternatifs d’origine biomassique (« biocarburants »)


La directive 2009/28/CE fixe à 10 %, sur la base de la teneur énergétique, la part des énergies renouvelables, y compris sous forme non liquide, dans la consommation finale d’énergie dans le secteur des transports d’ici à 2020. Selon le Comité opérationnel n° 10 du Grenelle de l’environnement, cet objectif se traduirait par un accroissement de la consommation de biocarburants de 3,3 Mtep par rapport aux 0,68 Mtep produits en 2006, soit 2,5 à 3 millions d’hectares supplémentaires par rapport aux 0,67 million d’hectares dédiés aux cultures compatibles avec la production de biocarburants de première génération en 2006. En 2010, la part des biocarburants dans les carburants français devrait approcher 6,8 % pour l’ensemble des deux filières essence et diesel (6 % estimé pour les essences et presque 7 % pour le gazole). Selon les scénarios de l’Agence internationale de l’énergie, les approvisionnements en biocarburants devraient tripler d’ici à 2035 et dépasser les 200 Mtep à l’échelle de la planète.

Gisements de biomasse mobilisable pour la production de biocarburants de deuxième génération


Selon la feuille de route de l’ADEME sur les biocarburants avancés, la biomasse mobilisable pour les biocarburants de deuxième génération, essentiellement constituée de résidus agricoles (notamment la paille) et de produits forestiers (bois, résidus de l’industrie du bois et bois en fin de vie) s’élève entre 4,1 et 8,4 Mtep à l’horizon 2020. Suivant une hypothèse pessimiste de 15 % du rendement matière d’une installation BTL, la production de biocarburant de deuxième génération à partir de cette quantité de biomasse disponible s’élèverait entre 1,47 et 3 Mtep/an, et entre 2,9 et 5,9 Mtep dans une hypothèse optimiste.

En plus de ce gisement, l’ADEME considère que le gisement de production lignocellulosique (taillis à courte rotation, triticale) pourrait s’élever entre 1 et 5 Mtep/an pour une surface estimée entre 0,23 et 1,2 million d’hectares, ce qui pose un problème de concurrence d’usage des sols. Cette ressource correspondrait, dans une hypothèse pessimiste (rendement de 15 %), à une production de biocarburant entre 1,8 et 4,8 Mtep, et dans une hypothèse optimiste (rendement de 30 %), entre 3,6 et 9,5 Mtep par an.


=> Les trois générations de biocarburants : les ressources utilisées
Trois générations de biocarburants sont usuellement citées dans la littérature avec, souvent, des définitions différentes. Ici, un biocarburant est attribué à l’une ou l’autre des générations en fonction de la biomasse utilisée et de la maturité des technologies employées.

La première génération est produite à partir de sucre, d’amidon ou d’huile issus des organes de réserve de plantes vivrières tels que les racines de betterave, la canne à sucre, les grains de maïs, de blé, les graines de colza, de tournesol. Elle se caractérise aussi par des technologies de conversion (estérification ou hydrogénation des huiles et fermentation des sucres) globalement matures et déjà commercialisées. En 2010, 32 unités de production d’esters méthyliques d’acide gras (EMAG, biodiesel de première génération) et 20 unités de production de bioéthanol ont bénéficié d’un agrément français pour une capacité de production de plus de 3 millions de tonnes d’EMAG et de 867 000 tonnes de bioéthanol.

La deuxième génération se différencie de la première par l’utilisation de la ressource lignocellulosique (plantes entières, ligneuses ou herbacées, résidus agricoles ou sylvicoles, déchets verts), ce qui étend considérablement le gisement de biomasse. Lorsqu’elle mobilise des résidus agricoles ou sylvicoles, ou des déchets verts, la deuxième génération présente l’avantage de ne pas être en compétition directe avec les autres usages des cultures, en premier lieu les usages alimentaires. Toutefois, les technologies de conversion de la biomasse lignocellulosique nécessitent quelques années de recherche et développement avant d’atteindre le stade industriel. Cette génération ne produit pas encore de biocarburant à échelle industrielle.

La troisième génération mobilise des ressources végétales d’origine aquatique (maritime ou autre) et exploite les sucres, amidon, huiles ou cellulose qui en sont extraits. Ici, les technologies de conversion de la ressource primaire sont matures (principalement l’estérification ou l’hydrogénation des huiles algales) mais les moyens de production de la ressource ne sont pas prêts – même à moyen terme. Cette génération ne produit donc pas non plus de biocarburant à échelle industrielle.

=> Utilisation actuelle des biocarburants dans les transports
En France, le bioéthanol de première génération est actuellement utilisé en mélange dans les essences commerciales :
  • soit de manière systématique jusqu’à 5 % en volume dans les supercarburants sans plomb SP95 et SP98 ou jusqu’à 10 % en volume dans le SP95-E10. L’usage du SP95 et du SP98 ne nécessite aucune adaptation du moteur et du véhicule. Le supercarburant SP95-E10 est compatible avec 70 % des véhicules à essence actuellement en circulation et avec la très grande majorité des véhicules neufs ;
  • soit à haute teneur dans le carburant Superéthanol E85, qui contient entre 65 % et 85 % en volume d’éthanol selon les saisons. Ce carburant est destiné à des véhicules pourvus d’une motorisation adaptée, appelés véhicules Flex Fuel.
Le bioéthanol peut toutefois conduire à un accroissement de la volatilité des essences lorsqu’il est incorporé directement et à des phénomènes de démixtion (en présence d’eau). Une solution est alors de le transformer en ETBE (Éthyl tertio butyl éther), ce produit étant beaucoup plus stable. Il résulte de la synthèse de l’éthanol avec une base pétrolière issue des raffineries (isobutène). Il contient 49,75 % en masse (47 % en volume) d’éthanol combiné sous forme chimique. L’ETBE peut être incorporé jusqu’à 22 % en volume dans toutes les essences distribuées en France.

Les moteurs diesel modernes (à injection directe, notamment à haute pression) ne sont pas compatibles avec les huiles végétales pures. Celles-ci sont en effet instables à haute température et ont une viscosité élevée à température ambiante, à basse température (augmente les risques de bouchage des filtres), mais aussi à plus haute température, ce qui modifie les conditions de pulvérisation du carburant. C’est donc pour rendre ces huiles compatibles avec les moteurs de voitures, de poids lourds mais aussi des tracteurs agricoles modernes, qu’elles sont transformées en biodiesel par transestérification. Le produit obtenu (ester méthylique d’huile végétal-EMVH, biodiésel de première génération) peut être utilisé en mélange avec le gazole sur la plupart des moteurs à des taux de 7 % à 30 % en volume.

Il convient, par ailleurs, de remarquer que le contenu énergétique volumique (ou massique) des biocarburants, c’est-à-dire leur capacité à libérer de la chaleur à volume constant (ou à masse constante) et par conséquent à effectuer des kilomètres à volume constant (ou à masse constante), est très variable d’un produit à l’autre (voir tableau) : on parle également de pouvoir calorifique inférieur ou PCI.

Pouvoir calorifique inférieur (PCI) des carburants conventionnels et des biocarburants de première génération
Pouvoir calorifique inférieur (PCI) des carburants conventionnels et des biocarburants de première génération
(a) La masse volumique est déduite du ratio (contenu énergétique volumique/contenu énergétique massique).
(b) Les esters méthyliques d’acides gras (EMAG) comprennent les esters méthyliques d’huiles végétales (EMHV), les esters méthyliques de graisses animales (EMHA) et les esters méthyliques d’huiles usagées (végétales ou animales) (EMHU).
(c) Le biogazole de synthèse comprend le gazole filière Ficher-Tropsch (hydrocarbure synthétique ou mélange d’hydrocarbures synthétiques produits à partir de biomasse) et les huiles végétales hydrotraitées (huile végétale ayant subi un traitement thermochimique à l’hydrogène).
Source : Annexe I de l’arrêté du 1er décembre 2011 (JORF n° 0296 du 22 décembre 2011, texte n° 56)


Le carburant à 30 % en volume d’EMAG appelé « B30 » n’est pas commercialisé en stationsservices car il n’est pas compatible avec les moteurs de nombreux véhicules diesel déjà mis en circulation. Le B30 est réservé à une utilisation en « flotte captive », c’est-à-dire pour des flottes de véhicules qui disposent de leur propre logistique d’approvisionnement et de distribution et de conditions de maintenance adaptées.


Les PCI des huiles végétales et des esters méthyliques sont relativement satisfaisants (entre 37 et 38 MJ/kg) mais leurs caractéristiques à froid sont affectées. Celui du bioéthanol (27 MJ/kg) est inférieur d’environ 35 % à celui de l’essence. Le PCI de l’ETBE est quant à lui de l’ordre de 36 MJ/kg.

Enfin, les carburants formulés pour l’aéronautique doivent répondre à un ensemble de spécifications très strictes, notamment en termes de contenu énergétique (voir encadré), de stabilité et de tenue au froid. Or, la constitution du parc aéronautique, associée au taux de renouvellement des avions, conduit à n’envisager de solutions alternatives que sous forme de liquides parfaitement miscibles dans les jet fuels conventionnels : c’est la stratégie « drop in fuel ». En conséquence, les solutions vers lesquelles il faudra s’orienter seront celles conduisant à des hydrocarbures, c’est-à-dire des huiles végétales hydrogénées, ou encore des produits de deuxième génération comme le BTL. La production d’alcanes à partir d’autres bases telles que les alcools est aussi au stade de la recherche.

PCI des carburants dans l’aéronautique


Le pouvoir calorifique inférieur (PCI) est une dimension importante pour les carburants utilisés dans l’aéronautique car il impacte directement le rayon d’action de l’aéronef. Un carburant doit avoir un PCI supérieur à 42,8 MJ/kg pour être considéré comme potentiellement utilisable dans l’aéronautique.

Or les biocarburants de première génération de la filière sucre (bioéthanol) ont un PCI de 27 MJ/kg, soit environ 40 % inférieur à celui du jet fuel. Celui des biocarburants de la filière huile (huiles végétales et EMHV) se situe entre 37 et 38 MJ/kg, ce qui les éloigne moins des cibles du jet fuel mais leurs caractéristiques à froid sont inadaptées. L’hydrogénation des huiles végétales permet, quant à elle, d’accroître leur PCI d’environ 20 % (PCI final de 44 MJ/kg), ce qui les rend équivalentes en termes de pouvoir calorifique au kérosène.

Concernant la deuxième génération, le kérosène Fischer-Tropsch, dont le procédé de production nécessite de l’hydrogène pour ajuster le gaz de synthèse1, a un PCI d’environ 44 MJ/kg, ce qui le rend également intéressant pour l’aéronautique.


La valorisation carburant du biogaz (gaz naturel véhicule) est une voie encore peu exploitée en France, alors que la Suède, l’Allemagne, l’Autriche ou la Suisse ont déjà plusieurs sites de production industriels. Dans les conditions actuelles en France, ce carburant est limité aux flottes captives d’entreprises et de collectivités locales, les infrastructures n’étant pas adaptées à la flotte de véhicules particuliers. Un développement à plus grande échelle avec une offre de distribution pour le grand public passerait par la création d’un réseau de stations suffisamment développé.

=> Les carburants alternatifs d’origine fossile


Selon les scénarios de l’AIE (AIE, 2011), la production de diesel et kérosène issus de charbon (CTL) ou gaz naturel (GTL) pourrait passer de 0,3 à 1,8 million de barils par jour à l’horizon 2035, ce qui ferait un complément significatif en distillats moyens. Les carburants alternatifs d’origine fossile considérés ici couvrent les carburants de synthèse à partir de charbon ou de gaz naturel.

=> La conversion du charbon et du gaz naturel en carburant liquide
À partir de charbon, deux voies de conversion en carburant liquide sont possibles :
  • voie indirecte : gazéification (sur lit fixe mais surtout sur lit fluidisé et flux entraîné) puis conversion du gaz de synthèse en carburant par synthèse Fischer-Tropsch;
  • voie directe : liquéfaction en lit bouillonnant.
Le gaz naturel est en revanche converti en carburant liquide uniquement par voie indirecte : il est d’abord transformé en gaz de synthèse par vaporeformage, ATR (Auto-Thermal Reforming) ou POx (oxydation partielle), ce dernier est ensuite converti en carburant par synthèse Fischer-Tropsch.

Plusieurs réacteurs Fischer-Tropsch sont actuellement utilisés pour produire du gaz de synthèse à partir de charbon, de gaz naturel ou même de biomasse, en carburant, principalement :
  • les réacteurs en lit fixe : ils sont parmi les plus anciens en termes de conception. Ils sont constitués d’un faisceau de tubes parallèles remplis de catalyseur. Les développements technologiques se sont orientés vers des réacteurs multitubulaires pour contrôler le caractère fortement exothermique de la synthèse Fischer-Tropsch ;
  • les réacteurs en lit bouillonnant triphasique : le gaz de synthèse est injecté en fond de colonne et est intimement mélangé aux phases liquide/solide composées des hydrocarbures lourds produits par la réaction Fischer-Tropsch et du catalyseur sous forme de poudre. Le mélange liquide/solide constitue une phase homogène à l’intérieur du réacteur (pas de décantation du solide) appelée « slurry ». Un échangeur interne permet d’éliminer la chaleur produite par la réaction et également de contrôler la température dans le réacteur. En tenant compte des contraintes liées à la réaction et des contraintes mécaniques, la capacité par réacteur est actuellement de l’ordre de 17 000 barils par jour.


=> Les unités de production de carburants de synthèse à partir de charbon et de gaz naturel dans le monde

Le charbon


Les premières unités de production d’hydrocarbures de synthèse à partir de charbon ont été démarrées quelques années avant la Seconde Guerre mondiale en Allemagne. Compte tenu de ses réserves importantes en charbon (8e réserve mondiale) et pour assurer son indépendance énergétique, l’Afrique du Sud a développé sa propre technologie Fischer-Tropsch. De même, l’utilisation du charbon comme ressource énergétique est en fort développement, notamment en Chine (régions de Shenhua et Ningxia) ou en Inde, pays riches en réserves carbonifères. L’accompagnement ou non de tels projets par du captage et du stockage de CO2 influera fortement sur l’empreinte écologique et sur les coûts. Plusieurs modèles économiques sont étudiés. Certains ont plutôt une finalité chimique et dans ce cas utiliseront plutôt un Fischer- Tropsch haute température, voire une synthèse de méthanol plutôt qu’un Fischer- Tropsch ; d’autres ciblent les carburants et utiliseront de préférence le Fischer- Tropsch basse température.

Le gaz naturel


Plusieurs projets industriels de production de carburant à partir de gaz naturel ont été mis en oeuvre dans le monde :
  • le projet Bintulu, en Malaisie, est le premier projet industriel au monde de conversion du gaz naturel en hydrocarbures par la synthèse Fischer-Tropsch (réacteur en lit fixe). Les unités démarrées en 1993 permettaient de convertir 3 millions de mètres cubes de gaz naturel produit en mer de Chine et de fournir initialement 12 500 barils par jour de composés hydrocarbonés (l’unité a été remodelée depuis et sa capacité de production est passée à 14 700 barils par jour). Ce projet développé par la compagnie pétrolière Shell met en avant ses propres technologies ;
  • l’autre projet industriel de Shell au Qatar avec réacteur en lit fixe, Pearl GTL, s’est orienté uniquement vers la production de naphta et distillats moyens. L’extraction de 45 millions de mètres cubes de gaz naturel permettra de produire à terme environ 140 000 barils par jours de naphta, kérosène et diesel grâce au procédé de synthèse Fischer-Tropsch développé par Shell. Deux trains de 12 réacteurs en lit fixe seront nécessaires pour produire cette quantité. Huit unités de séparation d’air (pour produire l’oxygène pur nécessaire aux sections POX de production du gaz de synthèse par gazéification du méthane) ont été construites pour alimenter les deux plus grosses unités au monde de réformage à la vapeur. Les besoins en vapeur du complexe sont gigantesques (8 000 t/h). Le projet Pearl GTL sera alors, de loin, le plus important projet Gas-to-Liquids du monde (l’investissement a été estimé entre 18 et 19 milliards de dollars et a nécessité un chantier d’environ 50 000 personnes sur quatre ans). Le démarrage a eu lieu en 2010 ;
  • le projet Oryx au Qatar fut la première mise en oeuvre d’un procédé en lit bouillonnant pour la synthèse Fischer-Tropsch à partir de gaz naturel. Il produit actuellement 34 000 barils par jour, soit une consommation de 10 millions de mètres cubes par jour de gaz naturel.
Les distillats moyens issus du procédé Fischer-Tropsch sont de très bonnes bases pour les carburants diesel, en raison de leur bon indice de cétane et de leur faible teneur en soufre et en aromatiques. Le diesel ex-Fischer-Tropsch souffre toutefois d’une densité un peu faible qui oblige à l’utiliser en mélange avec les diesels conventionnels (à de rares exceptions près). Sa teneur en polyaromatiques est en revanche nulle, ce qui réduit l’émission de particules dans les gaz d’échappement. Le bilan des émissions de gaz à effet de serre est peu dépendant du procédé mais complètement lié à la ressource primaire. Le CTL a un mauvais bilan GES (doublement des émissions par rapport à des distillats pétroliers) qui peut être amendé grâce à du CCS (capture et séquestration du CO2). Le GTL a un bilan GES proche d’un distillat pétrolier. Le BTL peut atteindre 90 % de réduction de GES sur les distillats.