Bio-coprocessing en raffinerie : une voie de décarbonation sans rupture d’actifs
Le bio-coprocessing en raffinerie place la décarbonation du downstream au cœur de l’outil existant. Dans cette logique, l’intégration de biocarburants dans les schémas de raffinage permet d’injecter des flux renouvelables dans les unités d’hydrotraitement ou de FCC sans bouleverser les schémas de procédés ni les bilans matière, ce qui parle directement à un directeur d’exploitation sous contrainte CAPEX. Cette approche de co-traitement ne remplace pas les unités dédiées de HVO mais les complète, en offrant une marche intermédiaire pour tester les limites techniques, les modèles économiques et la robustesse réglementaire.
Concrètement, le co-traitement de charges bio consiste à incorporer des huiles végétales, des graisses animales ou des pyrolysats issus de déchets résidus dans les unités existantes, en co-alimentation avec les coupes fossiles classiques. Dans la pratique industrielle, les taux d’incorporation démarrent souvent entre 2 et 5 % en masse, avec des sites pionniers qui visent 10 à 15 % sur certaines unités d’hydrotraitement. Cette stratégie de bio-coprocessing en raffinerie s’inscrit dans un contexte où la consommation mondiale de carburants liquides reste supérieure à 90 Mb/j, tandis que la pression sur les émissions de gaz à effet de serre s’intensifie sur l’ensemble de la filière, du puits au réservoir. Pour un opérateur, l’enjeu est clair : réduire le contenu en carbone des carburants et des carburants aviation sans sacrifier la disponibilité des installations ni la marge brute de raffinage.
Le secteur pétrolier et gazier voit ainsi émerger le co-processing comme brique technologique de transition, entre la simple optimisation énergétique et la bascule vers des unités neuves de HVO ou de carburants de synthèse. Dans ce cadre, la décarbonation du secteur repose sur une combinaison de leviers : efficacité énergétique, électrification partielle, captage de carbone et incorporation progressive de biocarburants avancés dans les flux existants. Comme le résume un directeur de raffinerie européenne, « le bio-coprocessing est notre banc d’essai à taille réelle : il nous permet de monter par paliers, de 3 à 5 %, puis 8 à 10 % d’incorporation, sans perdre la main sur la sécurité ni sur les marges ». Le bio-coprocessing en raffinerie devient alors un outil de pilotage fin, permettant d’ajuster les pourcentages d’incorporation en fonction des prix des matières premières, des contraintes de spécifications et des signaux réglementaires.
Arbitrage CAPEX : co-processing versus unités dédiées HVO et carburants de synthèse
Sur le plan économique, le co-traitement de charges bio est d’abord une réponse à la rareté du CAPEX disponible dans le downstream. Là où une unité dédiée de HVO pour biocarburants et carburants de synthèse peut mobiliser plusieurs centaines de millions d’euros, typiquement entre 300 et 800 M€ pour une capacité de 500 à 1 000 kt/an, le bio-coprocessing en raffinerie pour la décarbonation repose surtout sur des adaptations de lignes d’alimentation, de systèmes de dosage et parfois de catalyseurs, avec un ticket d’entrée bien inférieur, souvent limité à quelques dizaines de millions d’euros. Pour un directeur de site, la question n’est pas idéologique mais financière : combien de tonnes de biocarburants et de carburants aviation bas carbone puis-je générer par euro investi, et avec quel impact sur la marge et la disponibilité des unités.
Les unités dédiées de HVO restent incontournables pour des volumes massifs de carburant routier et de carburant aviation, notamment lorsque les politiques publiques imposent des objectifs élevés d’incorporation de biocarburants avancés. Cependant, le co-processing permet de tester à échelle industrielle différentes matières premières, des huiles usagées aux graisses animales, avant d’engager des projets lourds de production de HVO ou de carburants de synthèse. Dans cette optique, la décarbonation du secteur s’appuie sur un portefeuille de projets graduels, où le bio-coprocessing en raffinerie joue le rôle de laboratoire à grande échelle, mais avec des contraintes de sécurité et de fiabilité identiques au raffinage fossile.
Les arbitrages se complexifient encore lorsque l’on intègre la montée en puissance des carburants de synthèse pour l’aviation durable, produits par voie Fischer Tropsch à partir d’hydrogène bas carbone et de CO₂ capté. Ces carburants de synthèse, ou e-fuels, visent directement le secteur aérien et les compagnies aériennes, mais restent coûteux et limités en volumes par la disponibilité d’électricité décarbonée : les projets pilotes actuels se situent souvent sous 100 kt/an, loin des besoins de plusieurs dizaines de millions de tonnes de carburant aérien. Dans ce contexte, le co-processing apparaît comme un pont pragmatique, en attendant que les briques technologiques de synthèse et les infrastructures associées atteignent une échelle compatible avec la consommation mondiale de carburants liquides et les objectifs de décarbonation du secteur.
Le débat sur le gaz naturel comme énergie de transition illustre d’ailleurs la même tension entre solutions incrémentales et ruptures technologiques, que l’on retrouve dans les choix entre co-processing, HVO dédié et carburants de synthèse.
Contraintes techniques : corrosion, catalyse et limites d’incorporation en unités existantes
Sur le terrain, le co-traitement de charges bio ne se résume pas à un simple changement de recette dans le DCS. Les huiles végétales, les graisses animales et certains pyrolysats issus de déchets résidus apportent de l’oxygène, des métaux traces et parfois des composés corrosifs qui bousculent les équilibres établis dans les unités d’hydrotraitement et de FCC. Chaque pourcentage supplémentaire d’incorporation de matières premières renouvelables dans les carburants ou les carburants aviation se paie en complexité opérationnelle, en risques de corrosion et en contraintes sur les catalyseurs.
Les ingénieurs de procédés doivent donc cartographier précisément les fenêtres d’exploitation acceptables pour chaque type de matières premières, qu’il s’agisse d’huiles usagées, d’huiles végétales raffinées ou de graisses animales de différentes catégories. Les limites d’incorporation varient selon les unités, les catalyseurs et les spécifications produits, notamment pour le kérosène et le carburant aviation destinés au secteur aérien, où la sécurité de l’aviation durable ne tolère aucun compromis. Dans certains cas, le co-processing reste cantonné à quelques pourcents de la charge totale, souvent entre 3 et 7 % pour des charges complexes, ce qui limite l’impact immédiat sur la décarbonation du secteur mais permet de sécuriser l’apprentissage industriel.
Les questions de compatibilité catalytique sont tout aussi structurantes, car les catalyseurs conçus pour des coupes fossiles peuvent se désactiver plus vite en présence de charges riches en oxygène ou en contaminants. Les raffineurs doivent alors arbitrer entre l’augmentation de l’incorporation de biocarburants, le coût de renouvellement des catalyseurs et le maintien des rendements en carburants routiers et en carburants aviation. Dans ce contexte, les projets de bio-coprocessing en raffinerie se construisent souvent par paliers, avec des campagnes d’essais progressives et un suivi serré des indicateurs de corrosion, de stabilité des produits et de performance des unités.
Ces contraintes techniques se combinent aux enjeux d’infrastructures, notamment lorsque les sites doivent aussi gérer des flux offshore ou des importations de bruts variés, comme le montre l’évolution de la nouvelle donne énergétique offshore pour la France, qui rebat les cartes de l’approvisionnement et de la flexibilité des raffineries côtières.
Certification, RED III et bilan massique : le nerf réglementaire de la décarbonation
Le principal frein au co-traitement de charges bio n’est pas toujours dans les colonnes de distillation, mais souvent dans les textes réglementaires. La directive RED III encadre la certification des biocarburants et des carburants aviation durables, en imposant des critères stricts sur les matières premières, les réductions d’émissions de gaz à effet de serre et les méthodes de traçabilité. Pour le bio-coprocessing en raffinerie, la question clé est la reconnaissance réglementaire des volumes coproduits via un bilan massique plutôt qu’une ségrégation physique complète.
Le principe du bilan massique consiste à comptabiliser la part de matières premières renouvelables dans la charge globale d’une unité, puis à allouer cette part aux produits finis, qu’il s’agisse de carburants routiers ou de carburants aviation. Cette approche est adaptée au co-processing, où les molécules issues des matières premières renouvelables et fossiles sont intimement mélangées, mais elle reste parfois contestée par certains acteurs qui préfèrent une ségrégation physique pour des raisons de lisibilité. Pour un opérateur, l’enjeu est double : sécuriser la conformité réglementaire et maximiser la valorisation économique des tonnes de biocarburants certifiés, notamment pour le secteur aérien soumis à des obligations croissantes d’incorporation de carburant aviation durable.
Les autorités nationales et européennes affinent progressivement les règles de certification, en distinguant les matières premières avancées, comme certains déchets résidus ou graisses animales, des huiles végétales conventionnelles plus controversées. RED III fixe par exemple des objectifs d’incorporation de carburants renouvelables dans le transport, avec des réductions d’émissions de gaz à effet de serre pouvant dépasser 70 % par rapport aux carburants fossiles de référence pour les biocarburants avancés. Cette hiérarchisation des matières premières influence directement les projets de bio-coprocessing en raffinerie, car elle conditionne les facteurs d’émission retenus et donc la valeur carbone des produits. Pour un directeur de raffinerie, la vraie métrique n’est pas le communiqué ESG, mais le facteur d’émission réel au puits, tel qu’il sera reconnu par les régulateurs et intégré dans les schémas de quotas ou de taxes carbone.
SAF, aviation durable et rôle pivot du co-processing dans le secteur aérien
Le secteur aérien concentre aujourd’hui une grande partie de la pression politique et médiatique sur la décarbonation, avec un focus croissant sur les carburants d’aviation durables, ou SAF. Les compagnies aériennes et les grandes lignes aériennes voient se multiplier les obligations d’incorporation de carburant aviation durable, tandis que les aéroports et les autorités de l’aviation civile adaptent leurs cadres opérationnels. Dans ce contexte, la production de SAF par bio-coprocessing en raffinerie devient un levier immédiat, même si les volumes restent modestes face à la consommation mondiale de carburant aérien.
Les voies technologiques pour le SAF sont multiples, de l’hydrotraitement de HVO à la synthèse Fischer Tropsch pour les carburants de synthèse, en passant par d’autres briques technologiques émergentes. TotalEnergies, par exemple, a engagé plusieurs projets de conversion partielle de raffineries pour produire des biocarburants et des carburants aviation durables, en combinant co-processing et unités dédiées de HVO, afin de servir le transport aérien européen. Dans ces schémas, le kérosène durable issu de matières premières renouvelables, comme les huiles usagées ou certaines graisses animales, est certifié pour l’aviation durable, puis mélangé au kérosène fossile dans des proportions compatibles avec les spécifications de sécurité, généralement jusqu’à 50 % de SAF dans le mélange final selon les normes ASTM actuelles.
Le co-processing permet ainsi de générer des volumes initiaux de production de SAF, ou production de SAF au pluriel, sans attendre la mise en service de grandes unités de carburants de synthèse ou d’e-fuels. Pour les compagnies aériennes, ces premiers volumes de carburants aviation durables offrent une trajectoire crédible de réduction des émissions de gaz à effet de serre, avec des gains d’émissions pouvant atteindre 60 à 80 % pour certains SAF avancés par rapport au kérosène fossile. Même si la décarbonation complète du secteur aérien nécessitera à terme une combinaison de biocarburants avancés, de carburants de synthèse et d’optimisation opérationnelle, le bio-coprocessing en raffinerie agit déjà comme un multiplicateur d’options, en reliant l’infrastructure existante du raffinage aux besoins spécifiques du transport aérien et de l’aviation durable.
Les enjeux sont similaires pour d’autres segments énergétiques, où l’intégration de nouvelles briques technologiques dans des actifs existants, comme les FPSO de nouvelle génération en deep offshore, montre que la transition passe souvent par l’hybridation plutôt que par la table rase.
Stratégie opérationnelle : piloter la décarbonation du downstream sans perdre la main sur les marges
Pour un dirigeant d’exploitation, le co-traitement de charges bio n’est pas un exercice académique, mais un arbitrage permanent entre marge, disponibilité et trajectoire carbone. La décarbonation du secteur downstream doit se traduire en décisions concrètes sur les taux d’incorporation de biocarburants, le choix des matières premières, la planification des arrêts et la gestion des risques de corrosion ou de dérive de spécifications. Dans ce cadre, le bio-coprocessing en raffinerie devient un outil de flexibilité, permettant d’ajuster rapidement les volumes de carburants bas carbone en fonction des signaux de prix et des contraintes réglementaires.
Les raffineries qui réussissent cette transition sont celles qui traitent le co-processing comme un sujet de performance industrielle, et non comme un simple projet ESG. Cela implique une intégration fine des données de marché sur les huiles usagées, les graisses animales et autres matières premières renouvelables, une compréhension précise des courbes de rendement en carburants et carburants aviation, ainsi qu’une capacité à moduler les schémas de production en temps quasi réel. Un cas typique est celui d’un site qui démarre avec 3 % d’incorporation en diesel, puis monte à 7 ou 8 % après une campagne d’essais de 12 à 18 mois, tout en maintenant la disponibilité des unités au-dessus de 95 %. Les projets de bio-coprocessing en raffinerie pour la décarbonation doivent ainsi être pilotés avec la même rigueur que les grands projets de conversion ou de désulfuration, car ils engagent la compétitivité à long terme de la filière.
Au final, le co-processing ne résout pas seul l’équation de la décarbonation du secteur, mais il offre une trajectoire réaliste pour réduire progressivement l’intensité carbone des carburants routiers et du carburant aérien. En combinant cette approche avec le développement de HVO dédiés, de carburants de synthèse issus de la synthèse Fischer Tropsch et d’autres briques technologiques, les opérateurs peuvent construire un portefeuille robuste de solutions, adapté à la diversité des marchés et des régulations. La clé reste la même pour tous : pas le communiqué SBTi, mais le facteur d’émission réel au puits, mesuré, audité et intégré dans chaque décision d’investissement.
FAQ sur le co-traitement de charges bio en raffinerie
Le co-processing peut-il remplacer totalement les unités dédiées de HVO ?
Le co-processing ne peut pas remplacer totalement les unités dédiées de HVO, car les volumes de biocarburants restent limités par les contraintes techniques et réglementaires des unités existantes. Il constitue plutôt une étape intermédiaire, permettant de tester les matières premières et les schémas de production avant d’engager des investissements lourds. Les unités dédiées de HVO restent nécessaires pour atteindre des niveaux élevés d’incorporation de biocarburants dans les carburants routiers et les carburants aviation, en particulier au-delà de 20 à 30 % d’incorporation globale.
Quels sont les principaux risques techniques liés au co-traitement de charges bio ?
Les principaux risques techniques concernent la corrosion, la désactivation accélérée des catalyseurs et les dérives de spécifications produits, notamment pour le kérosène et le carburant aviation. Les charges bio, comme les huiles usagées ou les graisses animales, peuvent contenir de l’oxygène, des métaux et d’autres contaminants qui perturbent les équilibres établis dans les unités. Une caractérisation fine des matières premières, des limites d’incorporation clairement définies et un suivi rapproché des indicateurs de procédé sont donc indispensables.
Comment la directive RED III impacte-t-elle les projets de co-processing ?
La directive RED III impacte directement les projets de co-processing en définissant les critères de durabilité des matières premières, les méthodes de calcul des réductions d’émissions de gaz à effet de serre et les règles de traçabilité. Elle conditionne la reconnaissance réglementaire des volumes de biocarburants produits par bilan massique dans les unités de raffinage. Les opérateurs doivent donc aligner leurs schémas de co-processing sur ces exigences pour valoriser pleinement les tonnes de biocarburants certifiés, notamment lorsque les réductions d’émissions exigées dépassent 65 à 70 % par rapport au fossile de référence.
Quel est le rôle du co-processing dans la production de SAF pour l’aviation ?
Le co-processing joue un rôle de levier immédiat pour la production de SAF, en permettant d’intégrer des matières premières renouvelables dans les unités existantes d’hydrotraitement produisant du kérosène. Les volumes restent modestes, mais ils offrent aux compagnies aériennes une première trajectoire de réduction des émissions de gaz à effet de serre. À terme, le co-processing complétera les unités dédiées de HVO et les carburants de synthèse pour répondre aux besoins croissants de l’aviation durable, en particulier dans les hubs où la demande de carburant aviation durable augmente rapidement.
Quelles matières premières sont les plus adaptées au co-traitement en raffinerie ?
Les matières premières les plus adaptées au co-traitement en raffinerie sont généralement les huiles usagées, certaines huiles végétales raffinées et les graisses animales de qualité contrôlée. Ces matières offrent un bon compromis entre disponibilité, performance technique et conformité réglementaire, notamment dans le cadre de la directive RED III. Les déchets résidus plus complexes peuvent aussi être utilisés, mais ils exigent des études plus poussées sur la corrosion, la compatibilité catalytique et les rendements en carburants, ainsi qu’un suivi renforcé des émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble de la chaîne de valeur.