Kérosène synthétique pour l’aviation, méthanol vert pour le maritime, diesel de synthèse pour les poids lourds : les e-fuels (carburants électriques de synthèse) s’imposent comme une pièce maîtresse de la décarbonation des transports lourds. Produits à partir d’hydrogène bas carbone et de CO2 capté, ces molécules offrent une alternative crédible aux carburants fossiles dans les secteurs où l’électrification directe reste impossible. Mais leur coût, encore 5 à 10 fois supérieur au kérosène fossile, conditionne leur déploiement à un soutien réglementaire massif.
Qu’est-ce qu’un e-fuel ? Le principe de la synthèse
Un e-fuel est un carburant liquide ou gazeux produit par synthèse chimique à partir de deux ingrédients : de l’hydrogène (H2) et du dioxyde de carbone (CO2). L’hydrogène est obtenu par électrolyse de l’eau, idéalement alimentée par de l’électricité bas carbone (nucléaire, renouvelable). Le CO2 est capté soit dans l’atmosphère (capture directe — DAC), soit à la sortie de cheminées industrielles (capture post-combustion).
La combinaison des deux par le procédé Fischer-Tropsch (pour les hydrocarbures liquides) ou par méthanation (pour le méthane de synthèse) produit des carburants chimiquement identiques à leurs équivalents fossiles. C’est leur principal atout : les e-fuels sont des « drop-in fuels », utilisables sans modification des moteurs, des avions ou des infrastructures de distribution existantes.
Le bilan carbone dépend entièrement de la source d’hydrogène. Un e-fuel produit avec de l’hydrogène vert (électrolyse + renouvelable) ou rose (électrolyse + nucléaire) et du CO2 atmosphérique affiche un bilan quasi neutre en carbone sur l’ensemble de son cycle de vie.
Aviation : le kérosène synthétique, obligation réglementaire
L’aviation est le secteur où les e-fuels sont les plus attendus. Le transport aérien représente 2,5 % des émissions mondiales de CO2 et ne peut pas être électrifié à moyen terme pour les vols long-courriers : les batteries sont trop lourdes, et l’hydrogène liquide nécessite des avions entièrement repensés (horizon 2050 au mieux).
Le règlement européen ReFuelEU Aviation, entré en vigueur en 2024, impose aux compagnies aériennes d’incorporer des carburants d’aviation durables (SAF — Sustainable Aviation Fuels) dans leurs achats. Les quotas sont progressifs : 2 % en 2025, 6 % en 2030, 20 % en 2035, 70 % en 2050. À partir de 2030, une sous-obligation spécifique de 1,2 % de e-kérosène s’appliquera, passant à 35 % en 2050.
En France, plusieurs projets de production de SAF synthétique sont en développement. Elyse Energy, startup toulousaine, prévoit la construction d’une usine de e-méthanol et de e-kérosène à Lacq (Pyrénées-Atlantiques), alimentée par de l’électricité nucléaire et du CO2 capté sur les sites industriels voisins. Capacité visée : 100 000 tonnes de e-fuels par an d’ici 2030.
Maritime : le méthanol vert en plein essor
Le transport maritime, responsable de 3 % des émissions mondiales, se tourne massivement vers le méthanol vert comme carburant de transition. Le géant danois Maersk a commandé 25 porte-conteneurs à propulsion méthanol, dont les premiers sont déjà en service. CMA CGM, premier armateur français, a suivi avec une commande de 12 navires bi-carburant méthanol/fioul.
Le règlement européen FuelEU Maritime, applicable depuis 2025, impose une réduction progressive de l’intensité carbone des carburants maritimes : -2 % en 2025, -6 % en 2030, -80 % en 2050. Le méthanol vert (e-méthanol ou bio-méthanol) et l’ammoniac vert sont les deux principaux candidats pour atteindre ces objectifs.
La France dispose d’atouts pour devenir un hub européen de production de méthanol vert. Son parc nucléaire fournit une électricité bas carbone abondante et pilotable, idéale pour alimenter des électrolyseurs en continu. Ses ports industriels (Dunkerque, Le Havre, Fos-sur-Mer) concentrent des sources de CO2 captable et des infrastructures de stockage. La stratégie nationale hydrogène prévoit explicitement le développement de hubs portuaires hydrogène.
Transport lourd terrestre : diesel de synthèse et DME
Pour les poids lourds, les autocars et les engins de chantier, les e-fuels offrent une alternative aux batteries (autonomie insuffisante pour le long-courrier) et à l’hydrogène (infrastructure de distribution quasi inexistante). Le diesel de synthèse (e-diesel) et le diméthyléther (DME) peuvent alimenter les moteurs diesel existants, moyennant des adaptations mineures.
L’Allemagne, via sa stratégie PtX (Power-to-X), finance activement la production de e-diesel. Le consortium Haru Oni, au Chili, produit depuis 2023 les premiers litres de e-essence en conditions industrielles, en combinant éolien patagonien et capture de CO2. Le projet vise 550 millions de litres par an d’ici 2028.
Le défi du coût : 5 à 10 fois le prix fossile
Le principal frein au déploiement des e-fuels reste leur coût de production. Un litre de e-kérosène revient aujourd’hui entre 3 et 6 euros, contre 0,60 à 0,80 euro pour le kérosène fossile. Cet écart s’explique par trois facteurs cumulatifs.
D’abord, le coût de l’hydrogène, qui représente 60 à 70 % du coût total. L’hydrogène vert par électrolyse coûte entre 4 et 8 euros le kilogramme, contre 1,5 euro pour l’hydrogène gris. Ensuite, le coût de la capture de CO2 : la DAC (capture atmosphérique) revient entre 400 et 800 euros la tonne de CO2, contre 50 à 100 euros pour la capture industrielle. Enfin, les rendements énergétiques sont faibles : entre l’électricité initiale et l’énergie contenue dans le e-fuel, le rendement global ne dépasse pas 40 à 50 %, contre 80 % pour l’électrification directe.
Les projections de France Hydrogène tablent sur une réduction de moitié des coûts d’ici 2030, grâce aux économies d’échelle sur l’électrolyse et à la baisse du coût de l’électricité renouvelable. L’objectif de la filière est d’atteindre un coût de 1,5 à 2 euros le litre de e-kérosène en 2035, rendant les e-fuels compétitifs avec un prix du carbone à 150-200 euros la tonne de CO2.
La France et l’hydrogène nucléaire : un avantage compétitif
La France dispose d’un atout unique dans la course aux e-fuels : son parc nucléaire. L’électricité nucléaire, disponible 24h/24 à un coût marginal de 30 à 40 euros le MWh, permet de faire fonctionner les électrolyseurs en continu, maximisant leur facteur de charge et réduisant le coût de l’hydrogène produit.
C’est tout l’enjeu de la reconnaissance de l’hydrogène nucléaire dans la directive RED III, obtenue de haute lutte par la France en 2023. Comme l’a analysé la SFEN, ce compromis permet à l’hydrogène produit à partir d’électricité nucléaire de bénéficier du statut « bas carbone » et d’être éligible aux quotas d’incorporation de carburants durables.
Cette reconnaissance ouvre un marché considérable pour les e-fuels « roses » produits en France. Avec un facteur de charge de 90 % (contre 20-25 % pour le solaire), un électrolyseur couplé au nucléaire produit 3 à 4 fois plus d’hydrogène qu’un électrolyseur couplé au solaire, pour un investissement initial comparable.
Les projets européens de référence
Plusieurs projets industriels de grande envergure illustrent la montée en puissance des e-fuels en Europe. Au Danemark, le projet Green Fuels for Denmark prévoit 1,3 GW d’électrolyse offshore pour produire du e-kérosène destiné à l’aéroport de Copenhague. En Norvège, Norsk e-Fuel construit une usine de 12 500 tonnes de e-kérosène par an à Mosjoen, alimentée par de l’hydroélectricité.
En Espagne, Repsol investit 200 millions d’euros dans une usine de e-fuels à Bilbao, combinant hydrogène vert et CO2 capté sur sa raffinerie. En Allemagne, Atmosfair exploite depuis 2024 une unité pilote de production de e-kérosène dans le Schleswig-Holstein.
La stratégie française pour l’hydrogène décarboné identifie les e-fuels comme un débouché prioritaire, en cohérence avec l’ambition de faire de la France un hub européen de l’hydrogène bas carbone.
Ce qu’il faut retenir
Les e-fuels sont des carburants synthétiques produits à partir d’hydrogène et de CO2, chimiquement identiques aux carburants fossiles. L’aviation (ReFuelEU : 70 % de SAF en 2050), le maritime (FuelEU Maritime : -80 % d’intensité carbone en 2050) et le transport lourd constituent les marchés cibles. Le coût reste le principal frein : 3 à 6 euros le litre contre 0,60 euro pour le fossile, avec un objectif de 1,5 à 2 euros en 2035. La France dispose d’un avantage compétitif grâce à son nucléaire, qui permet de produire de l’hydrogène bas carbone en continu. La reconnaissance de l’hydrogène nucléaire dans la directive RED III ouvre la voie aux e-fuels « roses » made in France.
