La France s'est engagé à la neutralité carbone d'ici 2050. Il est difficile de faire des projections exactes pour les 30 prochaines années, mais on peut le faire plus facilement pour les 5 années à venir.
En faisant un peu de science-fiction, si en 2050 les avancées technologiques de la fusion (1) (2) (3) parvenaient à mettre au point un réacteur de démonstration à énergie positive, on pourrait envisager l'avenir plus sereinement. Même si le MIT envisage cette perspective d'ici 2025 (4,12min25) (5) le chemin semble encore long. La planète ne disposera de ce type d'énergie décarbonée de manière quasi infinie probablement pas avant 2050 c'est à dire précisément à l'horizon auquel on s'est engagé en France à la neutralité carbone. On ne peut donc prendre le risque de miser sur des avancées technologiques à venir, qui arriveraient de toutes façons "après la bataille".
On est contraint de mettre en œuvre des politiques de décarbonation en prenant en compte les technologies connues au début 2020 et économiquement soutenables à moyen ou long terme.
Il faut préciser qu'il y réellement un saut en termes d'objectifs pour le conformer en moyenne à l'objectif de réduction de 20% en 5 ans d'émissions de GES de loi « Énergie - Climat ». Ce dernier pourcentage doit en effet se comparer avec la moyenne des 10% de diminution des émissions par période de 5 années observée entre 2005 et 2015 (6, p44/92 ). Certains sont assez sceptiques sur la neutralité carbone à l'horizon 2050, dans la mesure où cela impliquerait de de pas utiliser à partir de 2022, les 3/4 des réserves d'énergies fossiles recensées (7,12min30). On peut mesurer l'énorme pression économique que constituent les réserves fossiles (8) par rapport à la demande énergétique en 2023. On peut douter de projections qui envisagent une diminution de 35% de notre consommation globale d'énergie à l'horizon 2050 (9, source RTE). Il y a cependant une réalité physique qui indique qu'environ la moitié des ressources fossiles disponibles en 2024, ne le sera plus vers 2060 (10, graphique, 21 min), ou avant suivant l'évolution de la consommation. Or c'est précisément pourquoi le méthanol est intéressant, car il permet d'envisager néanmoins l'utilisation de ces réserves via l'utilisation des CCus (11) (12) et la fermeture du cycle du carbone, en permettant une transition qui reste soutenable du point de vue économique. D'après l'Aie les capacités de CCus devraient être multipliées par 260 d'ici 2070 (13). En France depuis Juillet 2023, le bureau Français des e-fuels envisage toutefois la production d'ici 2030 de 272ktep à l'horizon 2030 (14, p25/30), ce qui est un premier pas, même s'il reste encore insuffisant. A cet égard le rapport de la ministre de la transition en France (p18), indique que la réglementation européenne devra attendre 2041 pour décompter par exemple les émissions de CO2 provenant de e-fuels, ce qui est est assez incompréhensible: si les e-fuels aboutissent à une diminution des émissions, il n'est pas nécessaire d'attendre prés de 20 ans pour l'inscrire dans la réglementation.. Certains pays européens comme l'Allemagne ou le Danemark sont cependant leader en Europe pour le développement par exemple du e-méthanol (15) (16).
A défaut d'un étude détaillée qui dépasserait le cadre de cet article donnons quelques pistes et points de repères.
Le méthanol est en 2022 quasiment exclusivement produit à partir du méthane et du charbon, alors qu'il peut il peut aussi l'être à partir de la biomasse (bois) (17) et par méthanolisation en devenant alors un vecteur très intéressant de la transition énergétique. Le bilan carbone est alors dans ce dernier cas, 8 fois moins élevé qu'à partir du méthane( 18). En 2012, 85% de ses usages étaient liés à la chimie alors qu'en 2020, 40% de son utilisation allait au secteur énergétique (19,3.2). En 2019, la production de méthanol était quasiment inexistante en France: 100 fois inférieure à celle de l'Allemagne et 5000 fois à celle de la Chine (20), malgré des projets pour une production de 0,4 million de tonnes à l'horizon 2027 (21, p25/48). On peut mesurer le retard Français dans ce domaine alors que 74% du déficit de la balance commerciale en 2022 était du au secteur énergétique (22). Le rapport Pisani, prévoit que d'ici 2030, au niveau mondial, la moitié des investissements faits dans le pétrole se reporteront sur ceux visant au développement de carburants à faible émissions (p115).
Examinons comment le méthanol peut être un élément important de la transition énergétique et les émissions dans quatre grands secteurs émetteurs de GES en 2017: l'industrie manufacturière 18%, l'agriculture 24%,le résidentiel (chauffage) 20% et les transports 29% . Dans quel secteur peut-on techniquement obtenir le plus rapidement des diminutions et par quels moyens?
- Pour l'industrie manufacturière, 91% des gaz à effet de serre sont du CO2, si l'on s'en tient aux effets annoncés, mais très probablement sous-estimés, des émissions de méthane (article "d'où viennent les GES"). La sidérurgie représente par ailleurs 4% des émissions totales de CO2, et les cimenteries 2,9% , (23, p21/91). La décarbonation peut être y être faite d'autant plus facilement que les sites émetteurs sont très concentrés dans le Nord et vers Marseille (2a). Les investissements envisagés par l'État d'ici 2030 dans ce secteur (24, p10/16), ne semblent pas mis en perspective avec d'éventuelles recettes provenant du marché du carbone, car les émissions de l'industrie sont très peu taxées dans l'Ocde en comparaison de celles des transports (25, encadré 6), (26, p79/177).
Si l'on met dans un premier temps de côté le coût de captation du CO2, issu de ces industries on pourrait espérer atteindre une diminution de 0,91*0,18= 16,38% des émissions de CO2.
On voit dans ce dernier chiffre qu'on a le gisement le plus rapidement exploitable pour la diminution des émissions de CO2 . La stratégie bas-carbone 2 (27) prévoit prévoit une diminution de 40% (=30/80) de ces émissions entre 2020 et 2050. Celle-ci n'est cependant pas entièrement conforme aux objectifs de loi « Énergie - Climat », qui envisage une diminution de 100% des émissions dans l'économie d'ici 2050. Contrairement à ce qu'indiquait le ministère de l'écologie en 2020 (28) il est très probablement possible de récupérer 100% des 41 millions de tonnes de CO2 émis par ces industries ("décarbonation") en les transformant en méthanol, ce qui représenterait une production annuelle de 2/3*41=27 Millions (29) de tonnes de e-méthanol (soit 56% de la consommation de carburant), si les capacités électriques le permettaient.
On appelle e-méthanol, le méthanol produit à partir de CO2 et H2 à partir de électrolyse de l'eau. Une usine de transformation de ce type existe par exemple déjà en Allemagne (30) avec une capacité de production de 0,2 Mt/an. Le projet Carbon2chem (31) , prévoit d'extraire 20 Millions de tonnes de CO2 de l'industrie sidérurgique allemande. La comparaison de la carte des projets (32) liés au méthanol en Allemagne et en France, montre le retard de ce dernier pays. Le groupe suédois Liquid Wind et Worley prévoit pour sa part la production de 25 Mt de e-méthanol/an d'ici 2050 (33), tandis que la Chine a inauguré en 2022 une usine produisant 0,11mt de e-méthanol par an (34). Un site de démonstration de ce procédé montre un rendement de 90% (35), de sorte que l'on pourrait produire ainsi à l'horizon de 5 ans, 9 millions de tonnes de méthanol par la captation du CO2 de l'industrie.
Ce premier pas serait une belle illustration d'un slogan publicitaire déjà ancien en France, datant de 1976 (36): "Nous, on a pas de pétrole mais on a des idées". Il n'y aurait a priori pas d'obstacle technique majeur pour arriver dans une étape suivante à annuler les 3/4 des GES provenant des procédés de combustion de ces industries, en les remplaçant par un approvisionnement électrique, si on est capable de fournir l'accroissement de puissance correspondant. En résumé, si l'on est capable de produire la puissance électrique nécessaire, on pourrait diminuer d'environ 12% l'émission de GES, en changeant les modes de production de ce secteur.
En 2022, la question de supprimer les importations de pétrole et de gaz russes a été étudiée en France (37) (38). Les importations de gaz représentent 17% (39) de la consommation de gaz ( 474Twh), soit 5,61Mt; celles de pétrole 9% des 75Mt consommés (40), soit 6,75Mt. Le coût d'investissement pour produire le gaz Russe par méthanation peut-être estimer à 8-10 Milliards d'Euros (hors coût d'investissement d'une capacité additionnelle électrique), en comparaison d'un facture d'importation annuelle voisine de 0.17*20=3.4 Milliards (41). C'est surtout un investissement assez massif dans les ENR d'ici 2027 qui serait assez coûteux, puisque cela nécessiterait 70Twh de production électrique additionnelle par an, pour un coût voisin de 140 Milliards en installations solaires. Cependant la production électrique Française étant exportatrice, on pourrait faire massivement de la méthanation à la sortie des centrales à gaz Françaises (voir article sur la production électrique). L'émission de CO2 provenant des importations de pétrole et de gaz russes en 2022 est par ailleurs inférieure à l'objectif de suppression de la quantité de CO2 provenant des énergies fossiles qui doit être réalisé d'ici 2027, pour respecter les accords de la COP21 en France. Avec les procédés de méthanation et de production de e-méthanol (par méthanolisation), on pourrait installer en 5 ans des systèmes pour récupérer 6,75+5,61=12,36Mt de CO2 sur le total des 50Mt de CO2 émis par les industries manufacturières en France, et supprimer ces importations. D'après une étude Danoise le prix du MegaWh de méthane obtenu par électrolyse alcaline s'élevait en 2020 à 104Eur (42, p27/29) à comparer au tarif réglementé du gaz pour le premier semestre 2022 qui était de 112 Eur (43). Ceci d'autant que d'après l'Ademe, le PowerToGaz ou méthanation est indissociable d'une augmentation de la quantité d'énergies renouvelables dans le mix électrique (44) (45). Ces 17% de la consommation de gaz qui s'élevaient en 2020 à environ 400Twh (46) et représentent environ 70Twh représentent un chiffre inférieur au potentiel de 130Twh de Power-to-gas annoncé en 2018 par l'Ademe (47). Cependant la consommation de gaz en France servant à 60% dans le chauffage résidentiel (48), il serait probablement à court terme moins onéreux de réduire de 0,17/0,60= 28% la consommation de chauffage d'ici 2027 que d'utiliser la méthanation. Alors qu'en moyenne 40% de CO2 est produit dans les unités de méthanisation (49) on obtiendrait un meilleur bilan carbone (valorisation du CO2, moindre fuites de méthane) en substituant la méthanisation par la production de bio-méthanol, d'autant qu'il existe par exemple déjà de meilleurs substituts que le gaz pour le chauffage (réseaux de chaleur, solaire thermique, biomasse, isolation, pompe à chaleur, géothermie..). La transformation du CO2 en méthanol peut se faire à partir de l'hydrogène turquoise (obtenu par pyrolyse du méthane) à un coût moins élevé que l'hydrogène vert, et à petite échelle (50). A défaut le reformage à sec du méthane pour produire de l'hydrogène, sans émission de CO2, est beaucoup plus compatible avec la transition énergétique (51).
Cette question illustre la grande difficulté à financer la transition énergétique à un coût raisonnable. La politique qui a consisté par exemple en Europe à augmenter par 5 depuis 2019 les importations de GNL , en provenance des États-Unis (52, 4min50) (53) est un non sens au regard de la transition énergétique dans la mesure où le GNL émet en moyenne 2,5 fois plus de carbone que le gaz transporté par gazoduc (54). Les États-Unis sont par ailleurs un des points de la planète où il y le plus de fuites de méthane (55) (56) . En effet dans le cas du GNL, 60% des émissions sont produites avant même l'utilisation, ce qui donne un niveau d'émissions de GES pour le GNL à 80 % de celui du charbon (57) (58, p7/11) alors que mi 2022 le charbon était environ 3 moins cher (59) (60) (61) [aux environs de 30$/MegaWh (62) (63) contre plus de 90Eur/MegaWh pour le gaz]. Même d'après les sources du ministère américain de l'énergie (64, p28/54) le GNL importé en Europe émet au moins 70% autant de GES que le charbon, de sorte que son bilan carbone ne présente par exemple en France pas d'intérêt par rapport au fioul (65) (66) pour le transport maritime (67). L'orientation technique prise par exemple par les Chantiers de l'Atlantique (68) en France n'est donc pas la bonne, contrairement aux informations commerciales données qui n'intègrent pas les fuites de méthane et le bilan carbone global du gaz utilisé. Il serait donc nettement plus rentable d'investir au moins annuellement 20-25% du montant de ces importations de GNL en capture du CO2 des centrales à charbon que d'importer du GNL, avec un bilan carbone identique (le coûts annuel des importations de GNL en France est supérieur à 15 Milliards d'euros, en 2022 (69)). Enfin le bilan carbone résultant de l'importation de GNL est nettement supérieur à celui qui pourrait résulter de l'exploitation de gaz de schiste en France qui est techniquement possible(70), ce qui montre une politique peu cohérente. Alors que la France est déjà en 2022 le premier importateur de gaz de schiste au monde (71), que le déficit commercial Français est au plus haut (72), le plan repower-Eu de la commission Européenne envisage d'accroître encore les importations (73). Enfin le gisement gazier de Groningue aux Pays-bas dispose d'assez de réserves pour pallier en Europe à 3 ans de non alimentation en gaz russe, mais il faudrait pour cela utiliser a minima les techniques de CCS, par exemple déjà mises en œuvre en Norvège, ce qui induirait aussi un bilan carbone beaucoup plus faible que le GNL.
Ceci montre aussi qu'il faut revoir le mode de la taxation de l'énergie en France(74) . Ce n'est pas au niveau des consommateurs que devrait s'appliquer la fiscalité sur les énergies (TICGN, TICPE qui représentait en 2018 56% des recettes de la taxation environnementale (75, p32/225)-..) mais au niveau des producteurs car cela permettrait d'appliquer une fiscalité différente suivant leurs modes de production carbonés; ou non carbonés;. Il est par exemple impossible avec le système de taxation actuel du gaz de différencier celui dont le bilan carbone est proche de zéro (obtenu par méthanation) de celui d'importation ou obtenu par méthanisation sans retraitement du CO2. En effet à défaut de ces exemptions les projets de type "power to gas" ne sont par exemple pas aujourd'hui rentables (76). En France à partir d'Octobre 2021 avec un prix du gaz résidentiel qui passe à 0,10c/kwh (77), le coût de production défiscalisé du e-méthane devient inférieur au prix de vente réglementé du gaz résidentiel. Les taxes sur le méthane (TVA, TCA,TICGN) s'élèvent environ à 28% du prix de vente (78). Si le méthane est produit par méthanation sa valeur augmente d'autant le Pib. Si on considère en moyenne que 1% d'augmentation du Pib, correspond à 33% d'augmentation des recettes fiscales (79). Il est alors probable que maintenir une taxation du e-méthane, produit en France, équivalente à celle du méthane (et des e-carburants en général, 80 fig2) est un mauvais calcul fiscal à terme pour l'État. Ceci alors que des exemptions fiscales supérieures à celles des e-carburants sont données par exemple à l'Ethanol dont le bilan carbone est loin d'être neutre. Plus généralement l'affectation des recettes de la taxation environnementale est assez confuse en France, ces dernières n'étant que minoritairement dirigées (22%, en 2018) vers le financement de la transition énergétique (81, p45/225). Si la totalité des recettes de la fiscalité écologique était affectée à la transition énergétique (comme c'est le cas pour les taxes sur les cigarettes dont les recettes sont affectées au ministère de la santé), cela permettrait de lever le doute sur l'intention réelle de l'État de sortir le plus rapidement possible des énergies fossiles, dans la mesure où une part significative de ses recettes fiscales (plus de 60 milliards, (82, p22/225) en est issue. Le montant de ces recettes correspond à peu prés d'après l'institut Rexecode à la part du budget qu'il faudrait consacrer chaque année jusqu'en 2030 pour le respect de la Stratégie nationale Bas carbone (83) . C'est aussi, d'après la cour des comptes européenne, environ le montant annuel (56 Milliards) accordé par l'État Français dans des subventions aux énergies fossiles (84,p28/53), de sorte qu'il n'est par exemple pas abusif de dire, pour simplifier, que la totalité du prix de vente de l'essence revient en réalité au secteur pétrolier par le biais de ces subventions. Ces subventions se manifestent par exemple par le biais de la filiale export de BpiFrance (85,p7/10). La part de la taxation carbone dans les carburants routiers les plus émetteurs (essence,gazole) était en 2021 faible et inférieure à 15% (86). Ainsi, le niveau de taxation des carburants n'est pas en 2022 proportionnel à leur niveau moyen d'émission de C02 (87,p35/35). A titre d'exemple l'éthanol E85 devrait être environ deux fois plus taxé si une règle de proportionnalité (ou l'application d'une taxe carbone exclusive) s'appliquait. Ceci en supposant toutefois que l'éthanol émet 2 fois de Co2 que l'essence, ce qui n'est pas en réalité le cas. En effet, si on intègre les émissions de CO2 pour la fabrication des engrais nécessaires à la production d'éthanol, d'après l'Ademe l'éthanol ne présente qu'une réduction de 35% des émissions de CO2 par rapport à l'essence (en intégrant sa sur-consommation à l'usage de 20%) (88, p40/280) (89, p 58/158). De même le gazole qui à performance de moteur égale émet plus de CO2 que l'essence (90) (91) devrait connaitre une hausse de 25% de sa fiscalité, au lieu de multiplier par ailleurs les exonérations de Ticpe par exemple pour les poids lourds qui n'ont aucun caractère incitatif (92,p5/7). L'application de cette dernière règle permettrait aussi de mettre en cohérence la fiscalité appliquée aux cartes grises avec celle des carburants. De même la suppression de la TICGN pour les consommateurs de biométhane intervenue en Janvier 2021 (92a) n'est pas motivée par le bilan carbone de cette énergie, mais uniquement par la variabilité des différentes lois de finances.
D'après la cour des comptes européenne: "Les politiques de taxation de l'énergie fossile de l'Ue ne sont pas compatibles avec les objectifs climat" (93) . On peut en effet le deviner quand on constate qu'il n'y a par exemple en 2022 aucune taxe carbone sur le kérosène (celle ci devrait intervenir en 2023 (94) ) , alors que l'avion est le mode de déplacement le plus émetteur de CO2 (95). 30% de émissions de GES de la mobilité des Français venaient en 2020 de l'avion (96, p13) (97, p256). A titre d'exemple, alors que la distance moyenne parcourue par une automobile est en France de 12000 km (98, p2/11) , un trajet en avion AR Paris-New émet donc au moins autant de CO2 qu'un automobiliste en moyenne dans une année (99). La fixation du niveau de taxe carbone associée aux différentes énergies dans l'Ue n'est plus généralement pas , en 2022, basée sur un modèle de proportionnalité à leurs taux d'émission de CO2. A titre d'exemple la composante carbone, , de la Ticpe ne dépasse pas en 2022, 15% (100, p26/109) et le fléchage des sommes collectées à ce titre est opaque, surtout depuis la suppression en 2021 du compte "Transition écologique" dans la compatibilité publique.
Ce nouveau mode de taxation (101) permettrait d'assurer la rentabilité des filières de méthanation et de production de e-méthanol, qui étant très bas carbone et localisées en France pourront légitimement être exemptées de taxes.
Nous proposons de prioriser la diminution des émissions sur les industries manufacturières.
On ne parviendra surement pas à capter même 1/4 des émissions de ces secteurs des 5 ans prochaines années mais il n'est pas hors de portée de d'y arriver à l'issue d'un quinquennat. En 5 ans, on pourrait par exemple annuler la presque totalité des émissions des cimenteries et des aciéries (représentant 7% sur le total des 16,38%). Les industriels se plaignent de la non compétitivité de l'acier produit dans des aciéries électriques, par rapport à l'acier importé. Il faut par exemple que l'état crée un cadre qui permette de subventionner les transformations des procédés de production et ensuite demande dans le cadre de l'Europe le droit de taxer au niveau national l'acier ou le ciment importé non décarboné (en 2020 on importe plus d'acier et de ciment qu'on en exporte). Il faudra en effet se prémunir du fait que la production en France de produits décarbonés ne conduise pas à augmenter les importations de ces mêmes produits pour une qualité équivalente mais fabriqués à l'étranger à moindre coût, avec des méthodes de production plus émettrices.
- Concernant l'Agriculture, le bilan carbone de l'utilisation de l'éthanol en comparaison de l'e-méthanol n'est pas satisfaisant. S'il est indiscutable que l'éthanol dont la production s'est élevé en 2020 à 1,2Mt (102) a permis de diminuer les importations de pétrole de la même quantité, sa production a aussi utilisé 300.000 h de terrain (103) et les bio-carburants en général 800.000h (104,p7/12). Si on suppose que l'éthanol permet une réduction de 50% des émission de CO2, ce qui n'est pas toujours le cas (105,p45/96), alors on peut éviter par rapport à l'essence l'émission de 1,2/2=0,6Mt de CO2. Or un hectare de forêt capte aussi, en prenant une estimation basse, 4,7 tonnes de co2 par hectare (106) (107, p42/92) (108) par an. Donc le remplacement des terres cultivées pour la production d'éthanol par des forêts permettrait aussi de diminuer l'empreinte carbone de 0,3*4,7=1,41Mt de CO2 par an. On voit que destiner l'usage de terrains à l'éthanol n'est pas efficace dans la lutte contre le Ges (1,41 > 0,6), même si cela assure des revenus intéressants aux producteurs agricoles, nettement supérieurs à ceux des revenus forestiers (109), hors production de bio-méthanol (provenant de l'alcool de bois) dont les revenus potentiels sont probablement aussi inférieurs à ceux obtenus avec l'éthanol (110). Une méta-analyse réalisée aux États-Unis sur la réduction des GES liée à la production de bio-éthanol à partir du blé (le plus utilisé dans ce pays) a déduit que la diminution était de 0,23% par rapport à l'essence (111, p43/158), ceci alors que la production d'éthanol s'y est largement développé depuis les années 2000 (112). En comparaison le méthanol produit à partir de la biomasse montre une réduction de 50% des émissions de GES (112, p31/49), tandis que le rendement à l'hectare voisin de 5000 litres (113), est voisin de l'éthanol (3000-9000 litres). Il serait plus légitime en terme de lutte contre l'effet de serre, de réserver la défiscalisation accordée à l'éthanol à celle de la production de méthanol à partir de la biomasse issue des forêts, car le bilan carbone serait nettement meilleur (114) .Le e-méthanol en comparaison de l'éthanol a pour sa part un bilan carbone proche de zéro, et la réduction du Co2 pour le bio-méthanol (70% à 80%) est plus importante que pour l'éthanol (35%, p40/280.). Le terme de "bio-carburant" est donc une appellation en réalité assez trompeuse qui consiste à assimiler l'origine végétale des carburants avec une diminution consécutive de l'émission de Ges. La majorité des Français sera sans doute d'accord avec l'idée que la déforestation de la forêt Amazonienne dans le but d'implanter des cultures destinées à la production d'éthanol se fait dans un but économique et non écologique, mais aura du mal à admettre celle d'une reforestation de certains terrains Français.. En France, en 2022, 0.3 million d'hectares sont destinées à la production de bioethanol pour une production de 1,7 milliards de litres (115). A minima la défiscalisation de l'Ethanol devrait être réservée à la production à partir du Colza qui a le meilleur bilan carbone (116) alors qu'en 2019 celui-ci était produit pour 88% à partir de blé, betteraves et maïs (117), tandis que ces dernières cultures sont de façon assez exclusives très majoritaires (118). Cependant, dans un contexte de stress hydrique (119) lié au réchauffement, les biocarburants ne sont pas du tout adaptés, surtout en comparaison de la solution méthanol/agrivoltaïque, dans la mesure où il faut jusqu'à 14000L d'eau pour produire un litre biodisel (120) contre un consommation quasi-nulle d'eau pour produire un litre de méthanol. Une alternative nécessitant sans doute moins d'investissements est celle des algocarburants (voir article CCus), qui ne consomment pas d'eau douce. En 2012, l'Onu a d'ailleurs appelé à la fin de la commercialisation de l'éthanol en Europe (121).
Il y a aussi des solutions, comme l' Agrivoltaïque, donnant un rendement énergétique par surface cultivée au moins 140 fois supérieur à l'éthanol. La situation est encore pire aux États-Unis ou 15 millions d'hectares sont destinés uniquement à la production d'Ethanol (122, 4min). En effet le rendement à l'hectare produit de bio-ethanol est de 3000l/hectare (7k) c'est à dire en poids 2,4t/éthanol à l'hectare. La production photovoltaïque annuelle est entre 0,5Gw (123) à 1Gwh à l'hectare (124). Le coût en électricité pour produire 1kg de méthanol est de 1,5kwh (125, 3.2) (126, fig4) . Le rendement à l'hectare en e-methanol obtenu par énergie photovoltaïque est donc entre (500/1,5)=333t et (1000/1,5)=666t , c'est à dire en France entre 138 à 666/2,4=277 fois supérieur à celui de l'éthanol. Certains estiment cependant le rendement seulement 25 fois plus important (125a). Cela a un intérêt particulier en France dans la mesure où l'agriculture de certaines comme le Sud-Ouest ou la Beauce seraient particulièrement menacées par les canicules (127,fig5). D'après une étude remplacer 2% des cultures par des solutions agrivoltaïques en France, correspondrait à une production électrique annuelle comparable à celle du nucléaire (7t). Si on faisait le calcul en Californie ou en région Paca, ce dernier facteur serait à multiplier environ par deux compte tenu de l'ensoleillement moyen. Il serait donc légitime dans le cadre de la transition énergétique de diviser par 140 les surfaces destinées à la production d'éthanol et de les remplacer par une surface équivalente en culture agrivoltaïque, située si cela est possible, à proximité d'une centrale à gaz, pour récupérer le C02 émis, ou à défaut en y acheminant la production électrique générée (51min). Il y a dans l'immédiat 1,1Mt de CO2 (128,7min) (129) à récupérer par l'installation de solutions agrivoltaïques et leur transformation par méthanation en méthane, ou à défaut par l'acheminement du C02 vers des centres de méthanation. Ceci d'autant que la légitimité sociale des bio-carburants est contestée par certains (130). Le rendement agricole pour la culture des fruits et légumes a été doublé dans de nombreuses expérimentations en solution agrivoltaïque (1min30), alors que le cout de production des panneaux photovoltaïque est appelé à diminuer assez nettement d'ici 2030 (131) (132) .
La quantité d'électricité à produire par an pour remplacer la consommation annuelle de produits pétroliers par du e-methanol est approximativement de 0,27*138*11,63Gwh*1/0,7 (la densité énergétique du méthanol est de 0,7tep)=619Twh (133). Il faudrait donc environ 619.000 hectares de production en agrivoltaïque pour remplacer l'ensemble des produits pétroliers, soit 619/300=2,06 fois la surface actuelle réservée à la production d'éthanol et moins que les 800.000h déjà consacrés à la production de 'bio-carburants (134,p7/12)". Les solutions agrivoltaïques sont d'autant plus appropriées qu'en France l'implantation d'une centrale solaire est soumise en zone non urbanisée au respect du caractère agricole du terrain utilisé (135, p11/61). La transformation pourrait être aussi bien acceptée que d'après un rapport du sénat (136,p5/12): "L’objectif de l’agrivoltaïsme réside, non pas dans l’optimisation de la production énergétique [..], mais bien dans celle de la production agricole". Une étude montre par ailleurs que toute l'essence utilisée en Indonésie pourrait être remplacée par du méthanol obtenu à partir de la biomasse (137).
De même la pratique qui consiste à utiliser de préférence la culture du mais (138) pour produire par méthanisation du méthane, permet à l'hectare de produire en moyenne 4600m3 de méthane/ha (139, p22/24). La méthanation nécessite pour sa part 11,7kw pour produire 1m3 de méthane (140, p4/13). Sur la base d'un rendement en solutions agrivoltaïques de 1Ga/ha, on peut donc produire par méthanation en solutions agrivoltaïques, 1Ga/11,7kw= 85 500 m3/ha de méthane c'est à dire environ 18,5 fois plus par unité de surface que par méthanisation. De plus dans le cadre des projets de méthanisation il n'y a aucune obligation de valorisation du CO2 émis. En Allemagne, on arrive ainsi à la situation assez absurde du point de vue de la transition énergétique où plus d'un million d'hectares sont consacrés à la culture du maïs pour la production de méthane (141) (142). On peut légitimement s'interroger dans ces conditions sur la quasi absence d'aides liées à l'agrivoltaïque en comparaison d'aides assez importantes en Europe et en France pour la méthanisation. Dans le cadre de la transition énergétique il serait donc légitime de diviser par 18,5 environ les surfaces affectées à la production de méthane en France, et de les remplacer par des solutions de méthanolisation, avec un bilan carbone nettement meilleur. A défaut il vaut mieux produire du méthanol à partir des installations actuelles de méthanisation car d'une part le bilan carbone est meilleur (capture du CO2, diminution des fuites de méthane), d'autre part le méthanol est plus intéressant comme carburant de la mobilité que le méthane (coût moindre de stockage et de transport, moindres fuites) (143, p4). En Allemagne, on pourrait ainsi en convertissant les mêmes surfaces en production solaire et en utilisant la méthanation survenir à la totalité de ses importations de gaz (83Gm3 (144)) car 1million* 85 300 m3= 85,5 G m3. Les 200 millions de tonnes de CO2 produits annuellement par l'industrie en Allemagne (145) seraient suffisants à ces procédés de méthanation, car 1 t CO2 représente 534 m3 (146). Il serait même possible de récupérer le Co2 émis pour produire les 85Twh d'électricité produit à partir du gaz en Allemagne (147), pour que le pays devienne exportateur de méthane: la production électrique à partir du gaz sert en effet surtout à pallier l'intermittence des Enr ou du nucléaire(148).
Si l'on transformait les surfaces actuellement consacrées à la production d'éthanol en solutions agrivoltaïques, on pourrait en envoyant le CO2 par pipeline (149, 14min) depuis les lieux d'émissions les plus importants remplacer 300/619=48% de la totalité des produits pétroliers utilisés en France par du e-méthanol, à condition d'avoir assez de C02 à acheminer. Avec un coût de captation du CO2 dans l'air de 100Eur/t (150), le coût de production du litre de e-méthanol serait de 0,8Eur/l (151,fig8) (152) auquel il faut ajouter 0,08Eur/l=0,10Eur*0,8 (1l de méthanol pèse 0,8kg) pour le coût de captation du Co2. Le coût de production du e-méthanol, intégrant le coût de captation du CO2 est de 0,88Eur/l (153) c'est à dire inférieur au prix de vente de l'essence si l'état acceptait de défiscaliser le e-méthanol. A défaut de capter du CO2 dans l'air on peut produire de l'ammoniac vert (sans émission de Co2) qui peut aussi être utilisé comme carburant pour les transports (154, 3min) . Le coût de production de l'ammoniac vert est aussi inférieur au prix de vente de l'essence en France (155, fig7).
Le coût de construction de ces surfaces peut être évalué en 2021 -en prenant un coût à l'hectare entre 1,5 M (156) et 2,5 M (157) Eur - entre 619.000*1,5= 928 Milliards d'Euros à 1550 Milliards d'Euros. Ce coût pourrait cependant être en partie amorti si on développait une industrie productrice de panneaux voltaïques (158 ) qui est embryonnaire en France (159), d'autant qu'il y a un marché à développer en Afrique et au Moyen-orient. A titre d'exemple la Chine a su acquérir plus de 50% de parts du marché mondial en l'espace de 10 ans (160). Cela représenterait d'ici 2050 un investissement annuel d'environ 2% du Pib, pour le type d'énergie renouvelable qui est la moins chère (161, p17/180) en 2021.Par ailleurs la production de bio méthane en France par méthanisation, permettait en 2020 la production de 0,5% de la consommation de méthane (162) . Cependant on pourrait pour un coût assez modeste de 0,05Eur/kwh rendre obligatoire la capture des 40% de Co2 contenus dans le biogaz soit pour une séquestration (CCS) soit pour une valorisation en méthanol (163), e-méthane (164,p15/25) (7zp) ou vers d'autres usages (165, 6min) (166). En effet que le biogaz soit utilisé en France en priorité pour la production d'électricité ou le chauffage (167, -5-) ces productions s'accompagnent de rejets inutiles de CO2(168, p31/254), qui pourraient être captés avant la fabrication. Ceci alors que le cout le plus faible de captation du CO2 intervient avec l'utilisation du méthane et le charbon (169). Reste à savoir si le développement de la filière de bio-méthane est véritablement intéressant quand on sait qu'un taux de fuite de 4% de méthane des installations suffit à rendre le bilan carbone plus mauvais que celui du méthane (170) et que par exemple un taux moyen de 2,5% a été décelé au Danemak (171).
- La production de chaleur compte pour la moitié de la production d'énergie primaire en France (172, 1m34), et représente donc plus que la production d'électricité (173). Le chauffage (eau chaude comprise) représente l'équivalent d'environ 80% de l'énergie de la production électrique (174). La diminution des émissions dans ce secteur est donc prioritaire, d'autant que dans ce domaine il y a beaucoup de solutions possibles. Il s'agit plutôt de déterminer les solutions les plus rapides à mettre en œuvre et à moindre coût. Pour le secteur du chauffage résidentiel obtenir des diminutions rapides semble compliqué, car les transformations s'envisagent plutôt à l'horizon 2050. Cependant les travaux s'orientent dans deux directions complémentaires: le remplacement des chaudières (aides directes à la baisse des GES) et les gains de consommation par l'isolation (aides indirectes).
La mise en place de nouvelles normes de construction pour l'isolation (par exemple RT2020) ne produira ses effets sur le parc immobilier que dans de nombreuses années. Les émissions de GES du secteur résidentiel sont restées en volume stables depuis les années 2000 (175). Il semble que le ratio (diminution GES/montant des aides de l'État à la transition énergétique) serait meilleur si l'on privilégiait les aides directes plutôt que les aides indirectes. On peut par exemple en 2022 toucher des aides en améliorant son isolation mais en conservant une chaudière à mazout, ce qui donnera un classement en terme d'émission de GES nettement supérieur à celui du changement d'une chaudière seule. Deux diagnostics dont obligatoires lors de la mise en location d'un bien immobilier: l'un portant sur la la consommation énergétique, l'autre sur son taux d'émissions en GES. Il aurait été plus efficace en terme de transition énergétique de faire peser des contraintes sur les bailleurs en fonction de leur diagnostic GES plutôt qu'à partir de celui des performances énergétiques (176).
L'exemple de la Suède est un modèle à suivre pour l'union européenne (177). En effet le chauffage n'émet quasiment pas de CO2 contrairement aux autres pays (178, 15min02). Or ce très faible bilan carbone vient davantage du mode de chauffage: réseaux de chaleur (179) (pour 60%) et bois (21%) (180, 14min58) que de l'isolation. Les réseaux de chaleur en France sont par Kwh moins émetteurs que le chauffage d'origine électrique (181). De plus les chaudières des réseaux sont par principe beaucoup moins émettrices que les individuelles ou de copropriété, car on peut associer beaucoup plus facilement aux premières la pyrolyse (gaz, bois..) ou la capture du carbone, même si un nombre encore important était alimenté en 2019 par des énergies fossiles (p12). Cependant, en 2017, la part du chauffage par réseaux de chaleur était de 5% en France, contre 47% en Suède, et 60% au Danemark (182) alors qu'il y a des sources de développement très importantes dans les grandes agglomérations comme Paris (183, p86/154) qui bénéficie aussi d'un potentiel de géothermie important. Une étude montre que pour les habitats collectifs et tertiaires, les réseaux de chaleur sont le mode de chauffage le moins cher (184), tandis que la France est parmi les moins avancés en Europe (p12/52) et parmi les moins engagés à l'horizon 2030 (p31/52) alors que l'interdiction des chaudières alimentées par des fossiles est déjà prévue au niveau européen en 2040 (184a). Dans des chaudières plus importantes, couplées à des réseaux de chaleur on peut par exemple développer des chaudières à hydrogène (184b) alimentées par exemple par pyrolyse du méthane, ou plus simplement capter le CO2 issu de la combustion du gaz.
Quelques calculs permettent d'évaluer le coût des rénovations globales en 2023, à l'échelle de la France en comparaison des réseaux de chaleur. D'après l'Insee en 2022, il y avait 77,8% des 37,2 millions de logements, soit 29 millions en milieu urbain, c'est à dire raccordables à un réseau de chaleur (185). 5% de ces logements étant déjà raccordés en 2023, la quantité de logements raccordables est de 0,95*29=27,5 millions. Or sur la base du chiffrage d'un projet particulier (186), on a eu un coût de 10 millions pour raccorder 4000 logements. On peut donc évaluer le coût de raccordement de l'ensemble des logements urbains non encore raccordées à (27,5/0,004)*0,01= 275/4=68,75 Milliards. Un rapport du Sénat évaluait pour sa part à 24 Milliards/ an (187, p102), le coût annuel jusqu'en 2050 des rénovations globales. Le rapport Pisani-Fery évalue pour sa part à 48 Milliards annuel, le cout de la transition dans le bâtiment jusqu'en 2050 (p104). Si on ramène ce coût à celui des logements urbains, le coût annuel serait de 0,778*24=18,7 milliards. Ramené à une période de 26 ans, le cout global serait de 26*18,7= 486 Milliards (estimation sénat) ou 48*26=1248 milliards (estimation Pisany-Fery), c'est à dire représenterait un investissement entre 486/68= 7 à 1248/68=18 fois plus élevé, que les réseaux de chaleur. Ce dernier multiple montre tout l'intérêt qu'on aurait en milieu urbain à développer en priorité les réseaux de chaleur plutôt que les rénovations énergétiques. En 2023, la dotation annuelle de 0,52 milliard du fonds chaleur (188, p185), parait nettement insuffisant au regard d'une politique de la transition cohérente. Pour le région Ile-de-France, où 7 millions d’équivalents-logements ne sont pas raccordés (188a), leur raccordement s'élèverait à 7/37*69=13 milliards d'Euros, qui pourrait venir en remplacement d'un réseau de gaz par ailleurs vétuste (189b), alors que la nappe géothermique du bassin parisien est l'une des meilleures de France (189c). France stratégie a d'ailleurs identifié, en 2024, les rénovations énergétiques comme un domaine de la transition qui est sans soutien public, non rentable (p7/16), a contrario par exemple de la géothermie en Ile-de-France (p46/130) associée aux réseaux de chaleur. Le potentiel de la géothermie est en réalité pratiquement quasiment illimité, sur presque tous les terrains ne présentant pas de risque sismique, car on peut transposer à peu prêt partout, un projet comme celui de Utah Forge (189c) (189d), dont la capacité attendue est de 2Gw, d'ici 2028 (189e), pour un coût estimé à 330 Millions de dollars (189f).
La Chine donne l'exemple dans ce domaine, à l'aide du prestataire Français Veolia, dans un projet de réseau de chaleur pour 9,5 millions d'habitants, et diminuant de 40% la consommation énergétique (189). Une étude montre, par exemple pour la ville de Marseille, que le coût d'utilisation varie d'un facteur 5 suivant la densité de population des quartiers (190, p23). La région Ile de France (et en particulier le Grand-Paris (191)) celle où les réseaux de Chaleur sont les plus vite rentabilisés (192, p47), d'autant que ceux ci peuvent être associés à la géothermie. Il y en moyenne dans les agglomérations Françaises, une grande différence entre les zones à fort potentiel de développement des réseaux de chaleur (193) et l'état de leur développement en 2024 (194). On pourrait aussi récupérer par cogénération une part des 800Twh produits par les centrales Françaises et non exploitées(195) (196). La cogénération dans les centrales électriques à gaz est également peu développé en France: 2% des centrales contre 15% en Allemagne (197). Dans ce dernier cas on réalise une économie d'énergie moyenne d'environ 20%. La France se classe au 20ème rang des pays européens pour l'utilisation des réseaux de chaleur. La marge de progression est énorme, alors que les 2/3 de l'énergie finale consommée en France l'est pour de la chaleur et que 81% de la population vit en milieu urbain (198). A titre de comparaison la place envisagée dans les réseaux de chaleur dans les mix énergétiques des scenarii de l'Ademe (199, p20/23) paraît peu réaliste. On peut en effet, avec la pyrolyse du bois utiliser la biomasse sans aucune émission de CO2 (200) (201), mais cela implique conjointement le développement des réseaux de chaleur (202, p14/273). A contrario, en France, en milieu urbain la politique visant à améliorer l'isolation des logements par le système des classements Dpe, s'avère très coûteuse à court terme et susceptible en 2024 d'aggraver la crise du logement (203). Il est beaucoup plus long et coûteux d'amortir, sur une durée souvent voisine de 30 ans (204) (205, p21/40), une rénovation thermique que de changer son mode de chauffage (205). Ainsi une étude montre par exemple que le frein principal pour engager un rénovation thermique dans le logement sociale est lié au coût des travaux (206, p5/6). Il y par ailleurs une certaine incohérence à établir des diagnostics DPE pour les logements sur la base d'une consommation énergétique et d'un niveau d'émission de GES (207, p26/47) alors que les véhicules ne sont pour leur part classés à travers la vignette Critair qu'à partir d'un niveau d'émission de CO2 et pas par exemple de consommation/kg (208). - La loi RE2020 (209) prévoit l'interdiction de nouvelles chaudières à gaz, ou au fioul . Il y a cependant toujours en 2021 et jusqu'à la fin 2022, des incitations fiscales (maprimerenov) concernant la transformation des chaudières à gaz pour des rénovation vers des modèles consommant moins de gaz, ou d'autres pour l'installation de poêles à granulés. Les pompes à chaleur sont sans doute les dispositifs de chauffage les plus économiques en calories(210) dépensés, mais pas forcément en terme de coût de revient, surtout si le prix de l'électricité est aligné par le jeu de la réglementation sur celui du gaz. La durée de vie moyenne (211) d'une chaudière à gaz est par exemple en 2020 de 20 ans. L'objectif n'est pas mince car il s'agit de supprimer totalement dans les 30 prochaines années la totalité des dispositifs de chauffage résidentiels les plus émetteurs de carbone (fioul, gaz). Compte tenu de la contrainte financière que pourra faire peser sur les ménages, il faut une politique constante dans la durée et incitative.
En 2022, les incitations en matière de transformation des chaudières collectives sont insuffisantes. Ainsi 50% du gaz en France est utilisé pour le chauffage (212, et 2/3 des habitats collectifs sont chauffés au gaz (213, p8/12). Cependant les aides pour la transformation de ces chaudières (maprimerenov, par exemple: 25% maximum et conditionnée à des travaux d'isolation) sont en 2022 faibles et allongent notablement l'amortissement de ce type de travaux (214). Seules 4% des rénovations portant sur les logements chauffés au gaz ont amené une sortie du gaz (enquête Tremi-Adme 2017, p64/246), ce qui montre en partie le mauvais cadrage des aides à la rénovation, insuffisamment centrées sur les moyens de chauffage. Dans le cadre de ce site nous ne nous lancerons pas sur une évaluation de la diminution que l'on peut espérer des émissions à court terme.
Le dernier domaine est celui des transports. C'est dans ce domaine que le méthanol peut jouer une rôle entre 2020- (et au delà avec la pile à combustible avec récupération de CO2) pour arriver à tenir par exemple l'objectif de réduction des émissions de 70% d'ici 2040. Les transports constituent plus de 80% de la consommation de pétrole en France (215, 8min). Dans une économie complètement décarbonée il n'a pas nécessairement de rôle à jouer, mais ce dernier objectif est-il vraiment atteignable en totalité d'ici 2050? En effet, d'après certains il restera probablement 3 Milliards de véhicules non électriques après 2050 (216). Par ailleurs le pic de production de pétrole sera atteint vers 2025 (217) tandis qu'il est déjà très probable que certaines régions du monde seront loin de pouvoir produire une électricité entièrement non carbonée d'ici 2050 (218). Pour ces régions la production de méthanol à partir du charbon sans émission de CO2 offre par exemple une solution alternative intéressante (219),(220, fig3) avec par exemple 50% de moins d'émission de GES dans le moteur thermique d'une automobile.- On parle beaucoup de véhicules électriques, de véhicules à hydrogène, de véhicules alimentés à l'éthanol. Le méthanol n'est pas à ce jour distribué comme carburant en France, contrairement à l'hydrogène ou à l'éthanol. La directive Fuel Quality Directive (2009/30/EC) and CEN standard (EN 228), fixe à 3 % le maximum de méthanol autorisé dans les carburant (M03) alors que les véhicules flex-fuel support le E85 supportent aussi M55 (55%) de méthanol (221). L'Italie ne respecte pas cette directive puisqu'il a été mis sur le marché en 2019 le carburant A20, contenant 15% de méthanol (222).
Pourtant il y un intérêt majeur à réorienter par exemple le parc automobile Français vers deux types de propulsion prioritaires: le e-méthanol et la propulsion électrique, car ce sont les deux les moins émettrices de CO2 (223, 7min56), l'hydrogène n'étant pas une en réalité un solution réellement viable (page "Quid du plan hydrogène"). Le gouvernement indien a ainsi décidé de remplace 20% de ses importations de pétrole par du méthanol (224). Des prototypes de capture du CO2 sur des véhicules thermiques fonctionnant au méthanol sont relativement avancés (225) (226, 6min) (227).
En 2011, aux États-Unis l'Open Fuel Standard Act prévoyait l'obligation pour les constructeurs que 95% du parc automobile soit constitué de véhicules Flex Fuel d'ici 2017 (228) (229), supportant en particulier le carburant M85. Cependant cette obligation n'a pas été respectée et en 2021, seulement 7% du parc automobile était constitué de voitures Flex Fuel, la commercialisation des carburants alternatifs ayant été freinée sous la pression des compagnies pétrolières (230). On peut capturer 90% (231, table 4) du CO2 émis par une voiture roulant au méthanol à un cout preque nul et le reconvertir à nouveau en methanol.
Le parc automobile Français (232) particulier est par exemple constitué de 33 millions de véhicules. Ces 5 dernières années parmi les nouveaux véhicules immatriculés, on constate une spectaculaire division par deux des diesels, tandis que les hybrides et électriques sont passés d'environ 5% à plus de 30%. Or entre 2010 et 2019 on a une stagnation (233) du volume de CO2 émis par le secteur des transports et certaines études (234) montrent que les véhicules hybrides ne présenteraient pas en pratique une diminution notable des émissions. La modification du parc automobile ces 5 dernières années, à part pour les véhicules éthanol et électriques, n'a pas efficacement contribué à la diminution des émissions. On pourrait réorienter une part beaucoup plus importante de la méthanisation vers la production de méthanol (235). En effet, en moyenne 60% de la consommation de méthane va vers le chauffage résidentiel, pour lequel il existe beaucoup plus d'alternatives (réseaux de chaleur, bois, pile à combustible, isolation..) que pour la décarbonation des transports.
Dans le même temps certains pays comme la Suède, en généralisant l'usage du bio-diesel, ont réussi obtenu une baisse de l'ordre de 10% (236) des émissions de CO2. Même si le méthanol est utilisé sans captation du CO2, il présente aussi l'avantage de ne pas émettre de particules fines. L'émission de ces particules a été reconnue en 2023 comme "la plus grande menace externe pour la santé publique" (237) (238). Pour le transport par camion, on peut faire de la capture du CO2 sur les moteurs thermiques alimentés par du méthanol, qui devient alors un support pour l'utilisation de l'hydrogène dans les moteurs thermiques(238a).
Obtenir une baisse significative des émissions dans ce domaine reste compliqué à cause d'une série de contraintes techniques (page "Quid du plan hydrogène").
Le véhicule électrique est certainement un des moins émetteur de CO2 mais sa généralisation ne peut s'envisager, il nous semble qu'à moyen terme: coût des batteries, mise en place d'une infrastructure de recharge, question de la limitation de l'autonomie des véhicules.. La consommation des voitures électrique augmente beaucoup au delà d'une vitesse de 90km/h (239, p207/336) et son usage prioritaire semble donc être pour les trajets quotidiens d'une distance inférieure à 100km qui concernent 98% des français(240). La voie la plus pérenne de l'usage de la voiture électrique n'est donc probablement d'augmenter l'autonomie de sa batterie au delà de 300km, ce qui alourdit beaucoup le poids du véhicule, mais plutôt de privilégier un usage de type véhicule à pile à combustible sur le modèle de la voiture Nissan e-Bio fuel-cell (241). Les aides pour l'achat d'un VE sont plus faibles à Paris que dans de nombreuses villes chinoises ou américaines (242,p51/140) tandis que par exemple les 36% des ménages disposant plus de deux voitures, n'ont en général pas de dispositif d'aides pour disposer d'au moins un VE. En 2022 le prix de vente brut du méthanol d'importation est moins cher que celui de l'essence(243), ce qui rendrait compétitif une mise sur le marché du carburant M03 (essence contenant 3% de méthanol). La comparaison du volume d'émission de CO2 entre une voiture électrique et une voiture utilisant du bio-méthanol M85 sur leurs cycles de vie n'est pas en faveur de la voiture électrique au Danemark (244, p26/85). Le Danemark produit pourtant à 80% son électricité à partir des énergies renouvelables (245) . On vend en Chine des kits pour utiliser le carburant M100 sur les voitures à essence (246, p81/140) tandis que le pays s'est engagé depuis mars 2019 vers l'utilisation du M100 (247, p28/42).
Utiliser des voitures électriques serait semble-t-il beaucoup moins consommateur de production électrique puisqu'il suffirait dans ce cas de fournir une production supplémentaire de 100Thw/an (248,30 min). Ce dernier chiffre constitue cependant une estimation basse qui n'intègre pas par exemple les questions des longs trajets, des infrastructures de recharge, malgré des perspectives intéressantes comme les batteries aluminium-air (249) ou sodium-ion (250)(250a). Le chiffre de la consommation électrique associée à la substitution des carburants routiers carbonés se situe donc sans doute entre 100Twh et 300Twh, ce qui est plus intéressant que les 617Twh envisagé dans le cas de la substitution totale de l'essence par le e-méthanol. Mais a contrario une substitution des véhicules thermiques par un mix de véhicules électriques/pile à combustible méthanol est sans doute moins émetteur et couteux. Il reste cependant une interrogation, en 2023, sur la capacité de l'Union Européenne, qui a interdit la production des véhicules thermiques à partir de 2035, à fournir la capacité additionnelle de production électrique liée à cet objectif. La programmation annuelle de l'énergie prévoit par exemple à l'horizon 2028 une augmentation en France de de la production électrique de 54 Twh (251, p142/368), alors que la gestion de l'intermittence à l'horizon 2028 est à peine envisagée (252), mais alors que la France a par exemple importé en 2022 pour 7 Milliards d'électricité (253). On observe déjà en 2023 que le coût des recharges sur les bornes publique en France est 3 fois supérieur à celui des recharges domestiques, ce qui les met à égalité avec le coût d'utilisation de l'essence (254) (255) (256). Une intégration complémentaire du bio-methanol ou du méthanol produit à partir des ressources fossiles -par exemple méthanol produit par gazéification du charbon sans émission de Co2 (257)- rendrait le projet d'interdiction des véhicules thermiques plus crédible. La carte d'implantation des projets d'usines de batteries (258, p12/39) montre que la France semble en 2022 assez peu préparée à la production en Europe, tandis que Renault a par exemple déjà décidé de produire le modèle électrique Dacia-Spring en Chine. Le technologie de batterie Lithium-ion pourra semble-t-il difficilement être transposée à grande échelle, à cause de la rareté du métal (259) tandis que des solutions alternatives et plus envisageables comme le sodium-ion sont encore peu développées. Les conditions d'attribution de concessions pour des bornes publiques de recharge en France aboutit le plus souvent à des tarifs de recharge peu compétitifs, avec un coût d'utilisation souvent à peine inférieur à celui des véhicules thermiques (exemple de la concession exclusive Belib-Total-Energies à Paris). Les subventions accordées pour l'installation des bornes n'obéissent pas à une logique économique très cohérente(260). Cependant il paraît très logique d'inciter les 36% de ménages disposant de deux voitures (261) d'en avoir au moins une électrique, et en particulier pour ceux qui vivent en zone périurbaine (262) (263) (264,p102,108/225) ou rurale (265) , pour lesquels une recharge à domicile est possible. La proportion de ménages multi-motorisés, est nettement plus importante dans les communes périurbaines (84%) qu'urbaines (48%), ce qui laisse à penser qu'une grande partie des aides pour la motorisation électrique pourrait aussi être gérée à un échelon local. Ceci alors que près 80% des personnes en emploi parcourent quotidiennement moins de 20 km (266, p28/48) et que 60% des français qui partent en vacances le font en voiture (267) (268). Ce sont en effet prioritairement ceux qui habitent en périphérie des villes de Paris, Rennes, Toulouse, Bordeaux, Nancy qui parcourent quotidiennement le plus de km en voiture (269,p102/225). Ceci montre l'intérêt de déléguer en partie la gestion de la transition énergétique au niveau régional. L'instauration des zone zfe pose des problèmes d'accessibilité financière aux véhicules autorisés des habitants des zones périurbaines (270, 32min).
En 2023, en France, le véhicule électrique a un bilan carbone plus mitigé depuis que le pays est devenu en 2022 importateur d'électricité (271) (272, 17min). En effet, on peut dire qu'un kwh demandé par un nouveau VE entrant sur le marché est produit à 100% à partir du gaz (sauf si le véhicule est branché sur un point de recharge alimentée par un panneau solaire) (273, 17min), ce nouveau besoin ne pouvant être produit par une électricité décarbonée. Il l'est davantage encore dans les autres pays européens (Allemagne, Espagne, Italie..) qui utilisent les énergies fossiles comme paramètres d'ajustement pour satisfaire une nouvelle demande électrique (274, 34min). Des scenarii mixtes entre mobilité électrique et e-fuels sont possibles dans le cadre d'un transport neutre en émissions (275, p41/78).
Enfin, convertir la totalité du parc automobile en véhicules utilisant uniquement des batteries n'est pas aussi simple qu'il n'y parait. En effet, cela impliquerait en France une puissance électrique instantanée assez gigantesque (276, 51min): avec 15gw de puissance additionnelle on ne peut recharger instantanément que 700.000 véhicules à vitesse de recharge semi rapide(22kwh). Alors qu'un jour de grand départ on peut compter dans la même journée jusqu'à 9 millions de véhicules sur les routes Françaises (277), on conçoit difficultés d'usage d'un parc de véhicules alimentés uniquement par des batteries.
Le recours à une part de voitures utilisant des piles à combustible alimentées par des e-fuels ou à des batteries d'appoint, occasionnelles pour les longues distances, de type aluminium-air (278) (279, 5min)(280 1min), pré-chargées parait inévitable. En particulier, même si les piles à combustibles ont de moins bons rendements que les véhicules électrique à batterie (281), elles peuvent se concevoir dans une solution hybride (282) (283) avec un même moteur électrique, où la batterie assure les trajets par exemple inférieurs à 100km (98% des déplacements en moyenne (284)). Si l'on conserve le scenario d'une voiture avec 55Kwh de batterie en moyenne, et de chimie NMC (ou lithium-ion), l'Europe serait en pénurie de matériaux critiques dés 2035 (284d). Ceci alors que le Fmi prévoyait en 2008 une multiplication par 5 du parc automobile mondial (284e) d'ici 2050, de nature à accroitre sensiblement la pénurie en métaux critiques (284f) (1h02). Cela est valable en particulier pour le Lithium, sauf augmentation des taux de recyclage ou du développement d'une autre technologie de batterie comme celle du Sodium-Ion. L'étude de l'Ifri, envisageait ainsi dans un scenario de développement du VE, une pénurie de Lithium en France d'ici 2035 (284g) (p39/71). En effet, en 2024, au niveau mondial, 60% du raffinage du Lithium se faisait en Chine, ce qui a aussi pour effet d'y concentrer la production des batteries LFP. Ceci explique également que la part de marché de la Chine , en 2023, au niveau mondial dans la vente de voitures électriques était déjà de 67% (284h) .
L'électrification du transport par camion par exemple est liée à des difficultés portant sur la sécurité (360a) (360c) et semble plus appropriée pour les trajets réguliers et de courte distance (p3/4) si l'on prend en compte les contraintes des bornes et temps de recharge (360b).
Même pour les plus climatosceptiques, il y aussi une nécessité de développer des e-fuels ou des véhicules électriques comme motorisation alternative, les ressources en pétrole seront en effet divisées par deux à l'horizon 2050 (20 min) (284b) (284c), tandis que le nombre de véhicules appelé à être multiplié par 1,5-2 (284a) (25min) .
A défaut il y a des emplois évidents du méthanol, dans le transport maritime, par exemple avec les bateaux de croisière dont les pollutions à l'oxyde de soufre ou et d'azote sont très importantes (285) (286). Les particules fines constituent ainsi la deuxième cause de mortalité dans le monde (286a). Une étude comparative des carburants de substitution non carbonés pour assurer le transport des tankers montre par ailleurs que la recherche d'un carburant sûr, moins cher, moins encombrant et apportant l'autonomie nécessaire pour les trajets longue distance conduit vers le e-méthanol (287, 17min). Il ne s'agit de projets déjà au point techniquement puisque par exemple, 12 navires de transports utilisent déjà le méthanol (288, 3min50) et par exemple six porte-conteneurs seront mis en service en 2025 (289). Un ferry Allemand a été converti du diesel au méthanol, simplement en changeant le système d'injection et les pompes de carburant (290).
La lutte contre les émission de particules fines issues des transports, qui est un fléau au niveau mondial (291) (292), pourrait être annulée par l'utilisation généralisé du méthanol, tout en obtenant une réduction significative des émissions de CO2 (méthanolisation) (293). L'Espagne envisage ainsi une production de 2 millions de tonnes de méthanol à l'horizon 2030 (294).
Dans le transport aérien le méthanol est une alternative qui n'est pas nouvelle, puisque celui-ci a par exemple déjà été employé pendant la seconde guerre mondiale avec le carburant MW50 dans les moteurs thermiques. On pourrait aussi concevoir des moteurs électriques alimentés par des piles à combustibles au méthanol, ayant une récupération du CO2 émis, en particulier pour les vols long-courrier (295). Une étude de la commission européenne montre aussi que l'on peut diminuer les émissions par l'instauration d'une taxe sur le kérosène (296), alors qu'un accord européen n'a pas été trouvé en 2023 (297). Ceci alors qu'au km parcouru l'avion est le moyen de transport le plus émetteur de Co2 (298).
Le mode de transport le moins émetteur, le moins cher, le plus rapide (299) est cependant le vélo, qui est particulièrement bien adapté pour tous les trajets inférieurs à 5km (300, fig3), même en comparaison des transports en commun (301) (302, 6min30), alors qu'en France en 2019, pour les trajets de moins de 1 km, 58% utilisaient la voiture (303, p103). En environnement urbain et périurbain, pour atteindre la neutralité carbone le plus facilement, il faut développer un réseau de pistes cyclables (304) alors que certaines villes (305) (306) y sont réfractaires et ne respectent pas les directives du plan-vélo 2018 (307), tandis que d'autres s'y efforcent comme la région parisienne avec la mise en place du Rer-V (14lp) ou du vélopolitain (308). Les comparaisons de l'usage des 2 roues suivant les municipalités (309) (310) montrent que ces aménagements (311 p58) (312) ont un effet incitatif (313) sur le mode de transport choisi. Il y a un avantage économique comparatif important en terme d'usage, d'infrastructures et aussi un retour sur investissement en terme de santé publique (314) (315). Cependant, en Mai 2023 est décidé sur 4 ans un investissement de 2 Milliards, avec un objectif de doublement du réseau de pistes cyclables (316). la marge de progression est importante puisque par exemple la distance moyenne parcouru à vélo par un Français était en 202, plus de 10 fois plus faible que celle d'un hollandais (317, p 259).
Il y a cependant deux mesures simples:
->Assurer la production nécessaire en France pour l'approvisionnement en carburant e-M03 (essence contenant 3% de e-méthanol), qui est autorisé en France (318, p137/148), mais introuvable. Le méthanol est déjà largement utilisé en Chine(319, p20/53). En effet, tout comme 99% du parc automobile peut en 2020 accepter le carburant E10 (10% d'éthanol), ce même parc pourrait accepter sans modification le carburant M03 (320) et même pour ceux de moins de 10 ans le M15 (321, p25/42) (322) (323, p17/23). En 2020 on a consommé 42 Millions de tonnes (324) de carburants dans les transports. Produire 1,5Mt de méthanol par décarbonation des industries manufacturières seraient suffisants pour fournir le e-MO3 qui n'est pas produit en France, sinon à moyenne échéance pour le transport maritime (325). D'ici 2030 10 Milliards d'Euros vont être investis en Espagne pour la production de e-méthanol (326). Le constructeur Porsche s'est engagé à produire environ 1/2 de ce volume d'ici 2026 (327) c'est à dire aussi par comparaison environ 1/2 de la production Française d'éthanol (328). Il est possible de produire du méthanol à partir du charbon sans presque aucune émission de CO2 (329) et le procédé est rentable à partir d'un prix du Kg d'hydrogène vert voisin de 1,4Eur/kg (ou plus suivant le niveau de taxe carbone) qui devrait être atteint en 2030 (330). Le coût de production du méthanol par gazéification du charbon sera alors beaucoup moins cher que celui de l'essence (331). Il est aussi possible de concevoir des véhicule roulant à 100% au méthanol, émettant 50% de moins de CO2 qu'un véhicule à essence, pour un prix de vente analogue (332) (333). Le prix moyen de vente du méthanol est en 2021 de 490Eur/t (14c) , en comparaison du coût de production minimal 640Eur/t (334) pour l'essence. Ces chiffres montrent qu'il serait économiquement rentable de généraliser le carburant M03 (335, p9/23), quitte à importer les 1,5Mt de méthanol nécessaires. Le mode de production majoritaire du méthanol à partir du charbon par le principal pays exportateur, la Chine (336) pourrait par ailleurs devenir peu émetteur de CO2 avec de nouveaux modes de production (337). En 2020, 80% des carburants routiers étaient du diesel et 20% des essences avec au moins 5% d'éthanol (338) (E95-Sp95). Un retour d'expérience d'une compagnie de taxis en Chine utilisant le carburant M-100, montre que le coût brut d'utilisation est deux fois plus faible de que celui de l'essence (339, p5/10) tandis que le bilan carbone est difficile à établir (340) (341). On peut produire au niveau mondial 4,5Milliards de tonnes de bio-méthanol à partir des usines de pâte à papier(342, 18min) dont le bilan carbone est nul. A titre de comparaison cela représentent à peu prés 5% de la consommation annuelle d'essence (343).
En France, le bio carburant G-H3 pourrait être produit comme une alternative à la méthanisation, avec un bilan carbone meilleur que celui de l'éthanol (18g de CO2 par mégajoule contre 34g pour l'éthanol et 86g pour l'essence), pour un coût de production de 1EurHt/l et 30% de surconsommation par rapport à l'essence (344). Les fuites de méthane dans la méthanisation sont aussi sous estimées: il suffit qu'il y a ait 4% de fuites de méthane pour que le bilan carbone global devienne négatif (345). L'adaptation d'une voiture thermique peut se faire pour 2000Eur et donne une diminution de 80% des émissions de CO2 (346).
Le carburant e-M03 présenterait un meilleur bilan carbone que le biodiesel B07 qui est pourtant déjà largement répandu (347, p43/56). D'après une étude les biodiesels émettraient plus de Ges que les diesels (348). L'utilisation du méthanol dans les moteurs émet en effet au moins 50% de moins de CO2 que l'essence. La production de 1,5Mt de e-méthanol induirait une baisse des émissions de 1,5/0,9=1,67 Mt C02 dans l'industrie. On ne pourra augmenter la production d'éthanol en France autant que celle du e-méthanol qui pourrait à terme représenter au moins 25% de la consommation des carburants utilisés dans les transports.
Les voitures fonctionnant au méthanol ont déjà été utilisées en Chine (349, 6 min), et le constructeur Porsche envisage de proposer des modèles à partir de 2022. avec une production estimée à 0,5Mt de e-méthanol en 2024 (350) . Tout comme la Suède a converti une partie importante de son parc automobile en des véhicules flexfuel, on pourrait en 5 ans augmenter significativement la proportion de ces véhicules (mix flexfuel, éthanol ou méthanol), qui en 2021 ne dépassait pas 3% du parc. On peut déjà utiliser du méthanol à hauteur de 55% (M55) sans modification dans les véhicules fluexfuel-ethanol utilisant le carburant E85 (351, 1min06) (fig3).
Généraliser le carburant M03 permettrait d'envisager de tracer une voie pour les 5 années postérieures à 2027, avec une baisse potentielle de 15-20 % des importations de pétrole (remplacées par l'utilisation de 10Mt de e-méthanol) et une diminution consécutive de 10-12,5% au moins des émissions dans le domaine des transports, avec en parallèle de la généralisation des voitures électriques, celle des piles à combustible au méthanol ou des moteurs flex-fuel ethanol/méthanol.
En effet, on constate (352, fig8) (353, p5/8) (354) dés aujourd'hui un prix de vente du méthanol obtenu par captation du CO2 inférieur à celui du prix de vente de l'essence taxes comprises: 1Eur pour le coût de production en 2020 du e-méthanol et 0,6Eur en 2035 comme prévision. Une étude montre que l' objectif fixé par l'état d'augmenter entre 2018-2030 la part modale de 3% de véhicules basse émission est insuffisant (355, p23/48), -alors que cette proportion est de 1% en 2020 (356)- et que dans le même temps la loi oblige à mettre en place des zones à faibles émissions (357) (358, graphique 4) dans toutes les villes de plus de 150.000 h, d'ici 2024.
La rentabilité du e-méthanol est donc assurée si une taxation, en tant que carburant de transport, au plus égale à celle de l'éthanol était adoptée en France.
->Arriver à relancer le transport de marchandises par le train ou la voie fluviale. Il faut dans ce domaine faire preuve d'imagination pour déceler comment améliorer l'intermodalité, supprimer l'obstacle du dernier kilomètre ou les contraintes de coûts ou de délais. Pourquoi ne pas rendre obligatoire le transport par containers en transformant systématiquement les camions (sauf transport de carburant, de produits frigorifiques..) en porte-container? Cela permettrait, en effet, de combiner beaucoup plus facilement le transport routier avec le mode fluvial et le ferroutage, avant la mise au point d'un filtre à Co2 (359). Le transport par camions représente en effet 1/4 des émissions du secteur des transport (360, p107). Dans le cadre des installations individuelles, les chaudières au méthanol (lequel peut être produit par pyrolyse du bois), ne sont réellement utilisées qu'en Chine. Ces chaudières n'émettent avec celles au méthane aucune particule fine contrairement au bois, au charbon et au fioul (361, 13min), mais produisent, sauf captage, du Co2. Le bilan carbone peut toutefois être relativement faible si le méthanol provient de la pyrolyse du bois, du e-méthanol ou de bio-méthanolisation (procédé moins émetteur que la méthanisation). Si on utilise le bois, les granulés émettent nettement moins de particules fines que le bois (362).
Ce qui paraît manifeste est qu'il faut piloter les aides et incitations fiscales existantes par des études très précises, portant à la fois sur l'efficacité sur la diminution des Ges et les coûts des investissements et ceux d'usage. Le méthanol n'a pas a priori un rôle à jouer dans ces domaines, car il semble que sa vocation première est d'être utilisé dans les transports et pour le stockage de l'énergie. Cependant l'utilisation du méthanol dans les chaudières au fioul est une piste assez peu onéreuse pour une division en théorie par deux des émissions de ces chaudières, pour des coûts d'adaptation assez limités et des mises en chantier rapides
- On parle beaucoup de véhicules électriques, de véhicules à hydrogène, de véhicules alimentés à l'éthanol. Le méthanol n'est pas à ce jour distribué comme carburant en France, contrairement à l'hydrogène ou à l'éthanol. La directive Fuel Quality Directive (2009/30/EC) and CEN standard (EN 228), fixe à 3 % le maximum de méthanol autorisé dans les carburant (M03) alors que les véhicules flex-fuel support le E85 supportent aussi M55 (55%) de méthanol (221). L'Italie ne respecte pas cette directive puisqu'il a été mis sur le marché en 2019 le carburant A20, contenant 15% de méthanol (222).
- La production de chaleur compte pour la moitié de la production d'énergie primaire en France (172, 1m34), et représente donc plus que la production d'électricité (173). Le chauffage (eau chaude comprise) représente l'équivalent d'environ 80% de l'énergie de la production électrique (174). La diminution des émissions dans ce secteur est donc prioritaire, d'autant que dans ce domaine il y a beaucoup de solutions possibles. Il s'agit plutôt de déterminer les solutions les plus rapides à mettre en œuvre et à moindre coût. Pour le secteur du chauffage résidentiel obtenir des diminutions rapides semble compliqué, car les transformations s'envisagent plutôt à l'horizon 2050. Cependant les travaux s'orientent dans deux directions complémentaires: le remplacement des chaudières (aides directes à la baisse des GES) et les gains de consommation par l'isolation (aides indirectes).
En conclusion il semble qu'avec les pistes invoquées on pourrait en théorie arriver à tenir en 5 ans l'objectif de réduction de 20% des GES.
Il a cependant des problèmes qui conditionnent la mise en application de celles-ci:
-quel accroissement de la production électrique faut il envisager pour réussir la décarbonation des industries manufacturières? Comment peut-on réussir dans un délai aussi bref à fournir un tel accroissement ?
-comment financer les investissements à la fois de modification des procédés de production, de captation du CO2 , d'accroissement des besoins électriques, de transformation de l'alimentation en chauffage des habitations?
-comment obtenir dans le cadre des accords commerciaux la possibilité de taxer les équivalents non décarbonés de produits importés?
-comment obtenir le plus rapidement possible en Europe une harmonisation (363) des taux de taxe carbone, qui est la garantie d'une concurrence non faussée dans le marche unique.