Le réchauffement climatique impacte l’Afrique de manière disproportionnée, bien que le continent n’ait contribué qu’à environ 7% des émissions mondiales de gaz à effet de serre depuis le milieu du XIXᵉ siècle, contre 45% pour les pays développés. L’agriculture étant le pilier des économies africaines ainsi le changement climatique met en péril la sécurité alimentaire de millions de personnes. L’adoption de technologies agricoles résilientes est essentielle pour en atténuer l’impact.

L’Afrique fait partie des régions les plus vulnérables au changement climatique. La température moyenne du continent a augmenté de 1,4°C depuis l’ère préindustrielle, dépassant la moyenne mondiale de 1,1°C. Avec des climats variés, allant du Sahara aride aux tropiques humides, l’Afrique subit des modifications majeures des températures et des précipitations.

Selon les scénarios climatiques du GIEC SSP2-4.5 et SSP5-8.5, Le réchauffement climatique en Afrique devraient continuer d’augmenter, avec un risque accru pour l’Afrique du Nord et l’Afrique de l’Ouest. Dans le pire scénario (SSP5-8.5), les températures moyennes annuelles pourraient augmenter de plus de +5°C dans certaines régions. (voir fig. 1 et 2).

De plus l’Afrique de l’Ouest a déjà connu une augmentation des températures moyennes annuelles de 1 à 3°C depuis les années 1970, avec des vagues de chaleur devenant plus fréquentes et plus intenses. Dans la région, le nombre de jours de chaleur potentiellement mortelle pourrait atteindre :

• 50 à 150 jours par an pour un réchauffement de 1,6°C.

• 100 à 250 jours par an pour un réchauffement de 2,5°C.

Concernant les températures maximales durant les mois les plus chauds, certaines régions, notamment dans le Sahara et le Sahel, pourraient dépasser les 47°C. (voir fig. 3 et 4).

Les régimes de précipitations devraient changer considérablement. (voir fig. 5). En Afrique de l’Ouest, les sécheresses vont probablement s’aggraver. Les précipitations pourraient diminuer de 2,8% à 18,6% dans les scénarios les plus pessimistes, comme le montrent les projections pour le Ghana. (voir fig. 6). Parallèlement, les épisodes de pluies extrêmes, déjà plus fréquents, devraient s’intensifier davantage. (voir fig. 8).

Des régions comme l’Afrique de l’Est et le Sahel oriental pourraient observer une augmentation des précipitations annuelles moyennes allant jusqu’à 1000 mm. (voir fig. 5). Les mois les plus pluvieux pourraient connaître des augmentations de pluie de 20% à 50% dans certaines zones. Cela accroîtra le risque de grandes inondations, comme celles observées en Éthiopie. (voir fig. 7).

L’agriculture africaine dépend fortement des précipitations, avec environ 90% des cultures étant irriguées par la pluie. Cela rend les systèmes agricoles vulnérables aux risques liés au climat. Les effets du réchauffement climatique sur les rendements varieront à travers l’Afrique. En Afrique de l’Est et australe, la saison de culture pourrait raccourcir de 8 à 18 jours d’ici 2050 et de 19 à 34 jours d’ici 2090. En Afrique de l’Ouest, la réduction serait de 2 à 8 jours d’ici 2050 et de 2 à 17 jours d’ici 2090.

Les rendements agricoles devraient diminuer. Les cultures de base comme le maïs, le millet et le sorgho seront les plus touchées. D’ici 2050, les rendements du maïs en Afrique de l’Est et en Afrique australe pourraient diminuer de 6%, ceux du millet de 27%, et du sorgho de 16%. Cependant, le blé pourrait bénéficier du réchauffement, avec une augmentation des rendements. D’ici la fin du siècle, 31% de la production potentielle irriguée par la pluie dans ces régions souffrira à la fois de rendements plus faibles et d’une réduction de la stabilité.

En Afrique de l’Ouest, les rendements des céréales devraient diminuer de -3% d’ici 2050 et de -24% d’ici 2090. Le réchauffement climatique varie en fonction des cultures et des régions. En Niger et au Nigeria, le millet et le sorgho pourraient bénéficier de l’augmentation des précipitations, compensant les pertes au Ghana et au Mali. D’ici 2090, 41% de la production céréalière irriguée par la pluie en Afrique de l’Ouest connaîtra à la fois des rendements plus faibles et une réduction de la stabilité par rapport aux conditions de référence.

En plus des changements de température et de précipitations, les sols africains sont déjà pauvres en fertilité. Ils se dégraderont davantage en raison de l’érosion et de la sécheresse. Ces facteurs aggraveront l’insécurité alimentaire. À mesure que la population de l’Afrique augmente, la demande alimentaire devrait augmenter de 160% d’ici 2050. Cela exercera une pression supplémentaire sur des systèmes agricoles déjà fragiles.

Les précipitations sont cruciales pour l’agriculture africaine, car environ 90% des récoltes en dépendent. Cela rend les systèmes agricoles vulnérables aux risques liés au changement climatique. Les effets du réchauffement climatique sur les rendements varieront à travers l’Afrique. En Afrique de l’Est et du Sud, la saison de croissance pourrait raccourcir de 8 à 18 jours d’ici 2050 et de 19 à 34 jours d’ici 2090. En revanche, l’Afrique de l’Ouest connaîtra une réduction moins marquée, avec un raccourcissement de 2 à 8 jours d’ici 2050et de 2 à 17 jours d’ici 2090.

Les rendements agricoles devraient diminuer. Les cultures de base comme le maïs, le millet et le sorgho seront les plus touchées. D’ici 2050, les rendements du maïs en Afrique de l’Est et du Sud pourraient chuter de 6%, ceux du millet de 27%, et du sorgho de 16%. En revanche, le blé pourrait bénéficier d’une augmentation des rendements. D’ici la fin du siècle, 31% de la production potentielle irriguée dans ces régions souffrira de rendements plus bas et d’une stabilité réduite.

En Afrique de l’Ouest, les rendements des céréales diminueront de -3% d’ici 2050 et de -24% d’ici 2090. L’impact du changement climatique varie selon les cultures et les régions. Au Niger et au Nigeria, le millet et le sorgho pourraient profiter d’une hausse des précipitations, compensant les pertes au Ghana et au Mali. D’ici 2090, 41% de la production de céréales irriguées en Afrique de l’Ouest connaîtra des rendements plus faibles et moins de stabilité.

En plus des changements de température et de précipitations, les sols africains sont déjà pauvres en fertilité. Ils se dégraderont davantage à cause de l’érosion et de la sécheresse. Ces facteurs aggraveront l’insécurité alimentaire. Avec la croissance de la population africaine, la demande alimentaire augmentera de 160% d’ici 2050, mettant une pression supplémentaire sur des systèmes agricoles déjà fragiles.

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L’initiative du “Passeport Batterie” de l’Union Européenne (nouveau règlement sur les batteries) vise à renforcer la durabilité de la production et de l’utilisation des batteries à travers l’UE. Cette initiative se concentre sur l’amélioration de la traçabilité des matériaux utilisés dans les batteries et encourage le recyclage de composants tels que le nickel et le cobalt. D’ici 2027, toutes les batteries pour véhicules électriques (VE) et batteries industrielles sur le marché européen devront être dotées d’un passeport batterie unique, identifié par un QR code. Ce passeport fournira des informations détaillées sur l’origine et le cycle de vie des matériaux, favorisant ainsi les pratiques d’économie circulaire.

La production de nickel est l’une des étapes les plus émettrices de gaz à effet de serre (GES) dans la fabrication des batteries, représentant en moyenne un tiers des émissions totales pour les batteries riches en nickel. Le rôle de l’Indonésie, en tant que premier pays producteur et raffineur au monde, avec un processus de production hautement polluant, sera central dans la décarbonation des batteries.

Ainsi, il sera essentiel de trouver un équilibre entre une nouvelle production durable et des stratégies solides de recyclage, y compris des initiatives comme le Passeport Batterie, pour naviguer dans les complexités du marché en évolution du nickel et soutenir la transition vers une énergie propre.

Le nickel améliore les performances des batteries mais fait grimper leurs émissions de carbone

La croissance exponentielle de la production de véhicules électriques (VE) dans le monde redessine l’économie mondiale, notamment en ce qui concerne les besoins en matières premières. Au cœur de ce changement se trouve l’explosion de la demande de nickel, un composant clé des batteries de VE. En 2023, les ventes mondiales de VE ont frôlé les 14 millions d’unités, soit 18 % de toutes les voitures vendues, marquant une augmentation de 35 % par rapport à l’année précédente, et cette tendance ne montre aucun signe de ralentissement. Selon différents scénarios, l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) prévoit qu’en 2030, les ventes de VE représenteront entre 40 et plus de 60 % de toutes les ventes de voitures neuves dans le monde. Cette augmentation est directement liée à un besoin croissant de nickel dans la production de batteries, en raison de son rôle dans les batteries à haute densité énergétique qui alimentent ces véhicules.

Le nickel est en effet un élément clé des batteries modernes de véhicules électriques (VE), en particulier dans le développement de chimies de batteries à haute densité énergétique. Parmi les deux types de batteries les plus courants sur le marché des VE, les batteries au phosphate de fer lithium (LFP) (part de marché de 40%) et les batteries au nickel manganèse cobalt (NMC) (part de marché de 57%)4, ces dernières dominent en raison de leur densité énergétique supérieure et de leur capacité de stockage. Les batteries NMC sont privilégiées en Europe et en Amérique du Nord, où la demande pour des VE à grande autonomie est plus forte. L’évolution des batteries NMC, de NMC 111 (contenant des proportions égales de nickel, manganèse et cobalt) à NMC 811 (avec huit parties de nickel pour une partie de manganèse et de cobalt), souligne l’importance croissante du nickel. Ce changement est motivé par la nécessité de réduire la dépendance au cobalt coûteux tout en améliorant les capacités de stockage d’énergie.

L’utilisation du nickel dans les batteries améliore considérablement la densité énergétique, en faisant un composant crucial pour augmenter l’autonomie des VE, réduire les coûts par kilowatt-heure et améliorer les performances globales des batteries5. Les batteries riches en nickel ont une densité énergétique d’environ 150 à 220 Wh/kg, soit presque le double des batteries LFP, qui ont une densité énergétique de 90 à 120 Wh/kg6.

Pour la production de batteries, seul le nickel de haute pureté est adapté. Ce type de nickel provient principalement de deux types de minerais : les sulfures et les latérites. Les minerais sulfures, bien qu’ils soient plus faciles à traiter, sont relativement rares et leur disponibilité est en diminution. En revanche, les minerais latérites sont plus abondants, notamment dans des régions comme l’Indonésie, mais nécessitent un processus d’extraction énergivore et environnementalement difficile, appelé High-Pressure Acid Leaching (HPAL). Le Nickel Pig Iron (NPI) peut être transformé en nickel matte pour produire du nickel de haute pureté, bien que son utilisation reste limitée, car le NPI est généralement un produit flexible entre les applications acier inoxydable et batterie. Par conséquent, la principale matière première pour la production de nickel de haute pureté passe progressivement des minerais sulfureux aux minerais latéritiques.

Cependant, à mesure que l’industrie cherche à réduire l’impact environnemental des batteries lithium-ion, l’attention se porte souvent sur le nickel en raison de sa contribution significative aux émissions de gaz à effet de serre (GES). Par exemple, dans une batterie NMC811, qui utilise une proportion élevée de nickel, les émissions totales de GES associées à sa production sont estimées à environ 77 kg CO2eq par kWh de capacité de stockage. Ce chiffre inclut les émissions provenant des étapes minières, de traitement des matériauxet de fabrication. De manière cruciale, de ce total, 25 kg CO2eq par kWh — soit environ un tiers — provient directement de la production de sulfate de nickel. Cela fait de la production de nickel un point de levier important pour réduire les émissions globales liées aux batteries.

Un rôle central pour l’Indonésie, qui continuera de croître, malgré un processus de production deux fois plus polluant que la moyenne de l’industrie

En 2022, la demande mondiale de nickel a atteint 3 millions de tonnes métriques, avec plus de 60% de la consommation destinée à la production de acier inoxydable9, tandis que la demande pour les batteries représentait environ 16% de la consommation totale de nickel. Cependant, la croissance rapide du secteur des véhicules électriques (VE) a entraîné une augmentation sans précédent de la demande de nickel de qualité batterie : le segment des batteries est passé de 4% en 2010 à plus de 15% ces dernières années.

La production de nickel est concentrée dans quelques régions clés, l’Indonésie et la Chine étant les principaux producteurs. L’Indonésie, qui détient les plus grandes réserves de minerai de nickel latéritique, a connu un afflux massif d’investissements ces dernières années dans le cadre de sa stratégie nationale pour devenir un hub mondial de production de nickel. En 2022 seulement, l’Indonésie a produit 1,6 million de tonnes métriques de nickel, représentant plus de 49% de la production mondiale10. Le raffinage est, pour l’instant, plus diversifié, avec l’Indonésie représentant 38,4% de la part mondiale, la Chine 27,4% et la Russie **4,7%**11. Cependant, les coûts environnementaux sont considérables. Les processus de raffinage du nickel en Indonésie figurent parmi les plus intensifs en carbone au monde. Le pays dépend largement de l’électricité provenant du charbon, ce qui augmente considérablement l’empreinte carbone de la production de nickel. Une comparaison de six routes de production de sulfate de nickel révèle que les niveaux d’émissions des installations les plus performantes, situées au Canada et en Finlande, sont respectivement 70% et 63% inférieurs à la moyenne de l’industrie de 18 kg CO₂ par kg de nickel dans le sulfate de nickel12. En revanche, la route de l’acide à haute pression (HPAL), de plus en plus populaire en Indonésie, produit presque deux fois plus d’émissions que la moyenne de l’industrie, avec 36,8 kg CO₂-eq par kg de nickel. Le traitement des minerais latéritiques en Nickel Pig Iron (NPI), puis sa conversion en matte et enfin en sulfate de nickel, produit des émissions cinq fois supérieures à la moyenne de l’industrie13. Cela représente un défi environnemental majeur à mesure que la demande de nickel continue de croître.

Le rôle de l’Indonésie dans la production de nickel devrait continuer à se développer considérablement d’ici 2030, grâce à ses vastes réserves de minerai latéritique et à l’augmentation de sa capacité de raffinage. L’Indonésie devrait représenter environ 60% de l’extraction mondiale de nickel et 45% de la capacité de raffinage de nickel d’ici 203014. Depuis la réimposition d’un interdiction des exportations de nickel brut en 2020, le pays s’est concentré sur le développement d’une industrie de raffinage nationale, attirant des milliards de dollars d’investissements de la part d’entreprises chinoises et occidentales15. L’impact environnemental élevé de l’extraction du nickel latéritique a conduit à des appels en faveur de régulations environnementales plus strictes et du développement de technologies plus propres. Actuellement, l’Indonésie présente également le taux de déforestation lié à l’exploitation minière le plus élevé au monde16 : L’exploitation minière du nickel en Indonésie a entraîné la déforestation de jusqu’à 153 364 hectares de forêts dans les limites des concessions de nickel de l’Indonésie depuis 2000. À Sulawesi, 36% des terres forestières sont occupées par des concessions de nickel, menaçant la biodiversité et réduisant la capacité de puits de carbone des forêts17.

De plus, la production d’électricité à base de charbon représente encore environ 60% de la part de la production d’énergie18. Le pays prévoit d’augmenter sa capacité de production d’énergie à partir du charbon : à la fin de 2022, l’Indonésie avait 18,8 gigawatts de centrales à charbon en construction. Notamment, 69% (soit 13 GW) de ces nouvelles centrales seront “captives”, dédiées à alimenter des consommateurs industriels et commerciaux plutôt que le réseau électrique19. Cela comprend des installations pour la fusion de l’aluminium et le traitement du nickel et du cobalt. Cette dépendance à des méthodes de production intensives en GES reste un obstacle majeur à l’atteinte des objectifs climatiques mondiaux.

Le chemin à suivre : répondre à la demande croissante de nickel grâce au recyclage, au développement de nouveaux procédés et à l’utilisation des énergies renouvelables

Le développement futur du nickel est alimenté par une augmentation prévue de la demande, avec des estimations indiquant que la demande mondiale de nickel pourrait atteindre 4,2 millions de tonnes métriques d’ici 2030,20 principalement en raison du secteur des VE, si les batteries NMC restent le type dominant, mais aussi en raison de la demande croissante en acier inoxydable. Cette demande nécessite des expansions significatives de la capacité de production. Cependant, la dépendance à l’Indonésie présente des risques géopolitiques liés à la stabilité de l’approvisionnement, notamment en raison de changements réglementaires potentiels, de la lutte contre la corruption et des préoccupations environnementales.21

Pour atténuer ces risques, les acteurs de l’industrie doivent prioriser les efforts de recyclage. Le processus de recyclage des batteries lithium-ion comprend trois étapes principales : prétraitement, extraction des métaux, et séparation des produits. Lors du prétraitement, le boîtier de la batterie est retiré et les matériaux de la cathode sont séparés. Deux méthodes industrielles principales sont utilisées ici : la pyrométallurgie, qui peut traiter diverses chimies en un seul processus, et le traitement mécanique, plus sensible à la contamination et nécessitant un démontage et un tri. Les processus manuels ou semi-automatisés sont courants en raison des coûts élevés de l’automatisation. L’extraction des métaux repose généralement sur la pyrométallurgie, l’hydrométallurgie, ou la biomineralisation, l’hydrométallurgie étant la méthode préférée pour récupérer des métaux comme le lithium et le cobalt via des solutions acides et des agents réducteurs. Enfin, la séparation des produits est réalisée par précipitation sélective, extraction par solvant, ou électrodialyse. Bien que l’hydrométallurgie nécessite moins d’énergie que la pyrométallurgie et ne produise pas de gaz dangereux, elle génère des déchets dangereux, signalant une marge d’amélioration pour le recyclage des LIB. En conséquence, les émissions Scope 1 et Scope 2 combinées sont significativement plus élevées pour une route Mech-Pyrolisis-Hydro (0,8 kg CO2e/kg équivalent module) que pour un processus Mech-Hydro (0,3 kg CO2e/kg équivalent module), mais l’écart se réduit lorsqu’on prend également en compte le Scope 3 (respectivement 2,6 et 2,3 kg CO2e/kg équivalent module).23

Certaines études indiquent que le recyclage des batteries lithium-ion usagées peut récupérer 95% des métaux,24 réduisant ainsi considérablement le besoin de nouvelles extractions minières. Les technologies de recyclage améliorées pourraient garantir que le recyclage annuel du nickel pourrait couvrir entre 67,7 % et 96,6 % de la demande de batteries de VE en Chine en 2050, selon les scénarios.25 C’est plus que nécessaire, étant donné que, selon le “Battery Passport” de l’UE, les batteries doivent contenir un minimum de 16 % de cobalt, 85 % de plomb, 6 % de lithium, et 6 % de nickel provenant de sources non vierges d’ici 2031. Cependant, les batteries sont des produits durables, et le recyclage ne sera pas la principale réponse pour les dix prochaines années d’approvisionnement.

Parmi les diverses stratégies de décarbonisation, passer à des sources d’énergie renouvelables ou faibles en carbone peut réduire les émissions de jusqu’à 40% en moyenne dans la production de nickel.26 D’autres stratégies essentielles pour atténuer les émissions de gaz à effet de serre (GES) incluent l’utilisation de produits chimiques zéro carbone pendant le traitement, le chauffage électrique, la décarbonisation des véhicules miniers, et l’optimisation des logistiques. Pour la production de Nickel Classe 1 à partir de HPAL, le modèle IFC propose les options de la manière suivante27 :

De plus, l’adoption de techniques de traitement des minerais plus énergétiques efficaces est essentielle. Pour les minerais sulfurés, l’extraction bioheap et l’oxydation sous pression peuvent réduire les besoins en énergie, tandis que pour les minerais latéritiques, l’extraction en tas et le traitement hydrométallurgique atmosphérique sont des solutions clés pour réduire l’empreinte carbone globale de l’industrie. Par exemple, la production de nickel par exploitation minière en mer profonde via la collecte de nodules par TMC Miningest censée surpasser non seulement le nickel indonésien, mais également toutes les autres principales méthodes de production terrestre, avec une réduction moyenne des émissions de 70-80%.28 Cependant, les effets indirects et les risques de l’exploitation minière en mer profonde doivent être pris en compte, tels que la déstabilisation des océans, l’extinction des espèces, la destruction des habitats, et les impacts sur la sécurité alimentaire mondiale.29

De la mine à la route : comment le nickel propulse la révolution des VE (Véhicules Électriques)

En conclusion, le chemin vers la décarbonisation des batteries et l’atteinte de la durabilité dans le secteur des véhicules électriques (VE) est complexe et semé d’embûches. Le nickel joue un rôle central dans cette transition, étant essentiel pour les batteries de haute performance, mais sa production est actuellement liée à des émissions importantes de gaz à effet de serre et à une dégrégation environnementale, notamment en Indonésie. L’initiative Passport Batterie de l’UE vise à répondre à ces préoccupations en améliorant la traçabilité des matériaux et en promouvant le recyclage, établissant une norme pour une approvisionnement responsable. Cependant, à mesure que la demande de nickel devrait continuer à augmenter, une approche multifacette est nécessaire—équilibrer la nécessité de nouvelle production avec des stratégies de recyclage robustes et l’adoption de technologies plus propres. Bien que des avancées telles que l’intégration des énergies renouvelables et des techniques innovantes de traitement des minerais offrent des voies prometteuses pour réduire les émissions, le chemin à parcourir reste long. Atteindre une chaîne d’approvisionnement de batteries durable nécessitera une collaboration entre les industries, des cadres réglementaires et des innovations technologiques pour s’assurer que les avantages de la révolution des VE ne se fassent pas au détriment de notre environnement. L’engagement envers la décarbonisation doit être inébranlable alors que nous naviguons dans cette transition essentielle vers un avenir plus propre.

Retrouver d’autres articles ici.

1 European Commission, 2024 

2 PNAS Nexus, “Estimating the environmental impacts of global lithium-ion battery supply chain: A temporal, geographical, and technological perspective”, 2023 

3 IEA, Global EV Outlook 2024, 2024 

4 ibid 

5 Nickel Institute, “How nickel makes electric vehicle batteries better” 2023 

6 Mayfield Energy, 2023 

7 Roskill for the European Commission, “Study on future demand and supply security of nickel for electric vehicle batteries”, 2021 

8 PNAS Nexus, “Estimating the environmental impacts of global lithium-ion battery supply chain: A temporal, geographical, and technological perspective”, 2023 

9 BGR, “The importance of Indonesia for the global nickel market”, 2024 

10 IEA, Global Critical Minerals Outlook 2024 

11 BGR, “The importance of Indonesia for the global nickel market”, 2024 

12 Transport & Environment, Paving the way to cleaner nickel, 2023 

13 Science of the Total Environment, “Cradle to gate life-cycle assessment of battery grade nickel sulphate production through high-pressure acid leaching”, 2024 

14 IEA, Global Critical Minerals Outlook 2024 

15 Center for Strategic & International Studies, 2021 

16 WWF, Extracted Forests, 2024 

17 Mighty Earth, “Sourcing responsible nickel for Evs” 2023 

18 IESR, Indonesia Energy Transition Outlook 2023, 2023 

19 GEM, 2023 

20 IEA, Global Critical Minerals Outlook 2024 

21 Trytten, Lyle, Will Cheap Asian HPAL Save the EV Industry from its Looming Success? 2020 

22 Resources, Conservation and Recycling, 2022 

23 Umicore’s Calculations 

24 Redwood Materials, 2023 

25 Science of The Total Environment, “Modeling the impact of nickel recycling from batteries on nickel demand during vehicle electrification in China from 2010 to 2050”, 2023 

26 Transport & Environment, Paving the way to cleaner nickel, 2023 

27 IFC, “NET ZERO ROADMAP TO 2050 For Copper & Nickel Mining Value Chains”, 2022 

28 Benchmark Mineral Intelligence, LCA, 2022 

29 African Mining Review, 2024 

Points clés

1. La production d’acier atteint un plateau : La croissance de la production d’acier a ralenti depuis 2020, reflétant le ralentissement économique de la Chine.
2. La décarbonation stimule le changement dans l’industrie : Avec 7 à 9 % des émissions mondiales attribuées à l’acier, l’industrie subit à la fois des pressions économiques et réglementaires pour adopter des pratiques plus écologiques.
3. L’industrie adopte des technologies vertes : La transition des hauts fourneaux vers le DRI (réduction directe du fer), l’augmentation de l’utilisation de l’acier recyclé, et le déploiement massif d’électricité renouvelable sont au cœur de la stratégie de décarbonation de l’industrie.
4. Les dynamiques du commerce mondial changeront probablement : La transition vers l’acier vert pourrait modifier les schémas commerciaux mondiaux, en particulier pour les régions dépendantes des importations, comme l’Union européenne.

L’industrie sidérurgique est l’un des plus grands contributeurs aux émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES), responsable d’environ 7 à 9 % des émissions mondiales totales de carbone. Ce secteur, bien que vital pour diverses industries telles que la construction, l’automobile et la fabrication, est depuis longtemps au centre des préoccupations environnementales en raison de son intensité carbone élevée.

Production d’acier et impact environnemental

À l’échelle mondiale, l’industrie sidérurgique produit environ 1,9 milliard de tonnes d’acier par an, un chiffre qui a augmenté à un taux de croissance annuel composé (CAGR) d’environ 3 % au cours de la décennie 2000-2020, mais qui s’est stabilisé à 0,6 % depuis 2020. Cette croissance est principalement due à la demande dans des secteurs clés tels que la construction et les infrastructures, qui représentent environ 52 % de l’utilisation de l’acier, suivis des équipements mécaniques à 16 % l’industrie automobile à 12 % [10].

Fig. 1 Production mondiale d’acier brut de 2000 à 2020 et pour 2021, 2022, et 2023, montrant le taux de croissance annuel composé (CAGR).

La Chine consomme à elle seule 1 354,2 kg d’acier par habitant et est le plus grand exportateur avec 83,2 Mt, car elle produit bien plus d’acier qu’elle n’en consomme sur le marché intérieur, démontrant ainsi sa capacité de production massive, soutenue par des matières premières abondantes. En comparaison, l’utilisation d’acier par habitant dans l’Union européenne en 2023 était de 284,3 kg. Il est à noter que l’UE est le plus grand importateur net avec 22 Mt. La transition vers l’acier vert est susceptible de modifier la dépendance de l’UE aux importations, réduisant ainsi son empreinte carbone et augmentant potentiellement les coûts de production.

Fig. 2 Comparaison de la consommation actuelle de la Chine et de l’UE, et la disparité marquée dans la direction de leurs dynamiques commerciales de l’acier.

Le secteur du fer et de l’acier émet 2,6 Gt CO2e chaque année, ce qui représente 7 % des émissions mondiales liées à l’utilisation d’énergie et 7 à 9 % des émissions anthropiques mondiales de CO2e, le taux le plus élevé parmi les industries lourdes [18]. L’empreinte carbone moyenne pondérée de l’acier est de 1,85 tonne de CO2 par tonne d’acier produite [19]. Il s’agit de la moyenne pondérée des deux principales méthodes de production d’acier vierge : la filière haut fourneau-convertisseur (BF-BOF) et la réduction directe de fer couplée à un four à arc électrique (DRI-EAF) [10].

Processus BF-BOF : Cette méthode traditionnelle utilise le charbon comme agent réducteur, ce qui entraîne des émissions plus élevées. Ce processus peut intégrer une quantité limitée de ferraille d’acier, généralement jusqu’à 30 %, ce qui aide à réduire légèrement l’intensité carbone [10]. L’intensité carbone pour la filière haut fourneau-convertisseur (BF-BOF) varie de 1,9 à 2,3 tCO2e par tonne d’acier produite [17].

Processus DRI-EAF : Cette méthode est plus flexible, permettant l’utilisation de gaz naturel ou même d’hydrogène comme agents réducteurs, ce qui peut réduire considérablement les émissions. De plus, le processus DRI-EAF peut incorporer jusqu’à 100 % de ferraille d’acier, en faisant une option plus durable [4]. Pour la réduction directe de fer au gaz naturel et le four à arc électrique (DRI-EAF), l’intensité carbone varie de 1,10 à 1,6 tCO2e par tonne. Pour la réduction directe à l’hydrogène vert, cette intensité peut être considérablement réduite à environ 0,7 tCO2e par tonne, voire moins si 100 % d’hydrogène vert est utilisé [17].

L’acier produit à partir de ferraille recyclée dans des fours à arc électrique (EAF) ou des fours à induction peut parfois être de qualité inférieure à celle de l’acier vierge en raison des impuretés telles que le cuivre et l’étain, qui sont difficiles à éliminer et peuvent affecter les propriétés de l’acier. De plus, la composition variée des métaux recyclés rend difficile d’obtenir la consistance des matériaux vierges. Cependant, les avancées dans les technologies de recyclage améliorent la qualité de l’acier recyclé, le rendant de plus en plus compétitif avec l’acier vierge pour diverses applications [5].

Leviers pour la décarbonation de la production d’acier

Décarboner la production d’acier implique plusieurs stratégies, chacune avec ses défis et avantages potentiels :

Changements dans le processus de production :

• Passage du BF-BOF au DRI-EAF : Des projets comme HYBRIT de SSAB en Suède, ArcelorMittal, Voestalpine en Autriche, H2Green Steel et Boston Metal sont des pionniers dans cette approche.
• Électrification et électrolyse : Des technologies comme l’électrolyse des oxydes fondus (MOE) et l’électrolyse alcaline produisent directement de l’acier à l’aide d’un courant électrique, offrant potentiellement une alternative sans carbone si elles sont alimentées par de l’énergie renouvelable.
• Réduction par fusion : Cette méthode combine la réduction du minerai de fer et la fusion dans un réacteur unique, qui peut fonctionner avec des apports de carbone plus faibles par rapport aux méthodes traditionnelles de haut fourneau. Des technologies telles que HIsarna, développées par Tata Steel, permettent de convertir directement le minerai de fer en acier sans avoir besoin de coke, réduisant ainsi significativement les émissions de CO2.

Augmentation de l’utilisation de ferraille d’acier : Maximiser l’utilisation de la ferraille d’acier recyclée dans le processus EAF réduit la demande de production d’acier vierge, réduisant ainsi les émissions. Cependant, la disponibilité et la qualité de la ferraille d’acier peuvent être des facteurs limitants [3].

Transition vers des sources d’énergie à faible teneur en carbone : Passer du charbon au gaz naturel, voire mieux, à l’hydrogène vert, peut réduire drastiquement l’empreinte carbone de la production d’acier. L’hydrogène vert est considéré comme une technologie révolutionnaire, bien qu’elle soit actuellement limitée par ses coûts élevés et les besoins en infrastructure [5].

Améliorations de l’efficacité énergétique : La mise en œuvre de technologies avancées et l’optimisation des processus peuvent réduire l’énergie nécessaire par tonne d’acier produite, ce qui diminue les émissions [4].

Capture, utilisation et stockage du carbone (CCUS) : Cette technologie consiste à capturer les émissions de CO2 des aciéries et à les stocker sous terre ou à les utiliser dans d’autres processus industriels. Bien qu’elle soit prometteuse, la CCUS en est encore aux premiers stades de viabilité commerciale et nécessite des investissements importants. L’investissement mondial requis dans la CCUS est estimé à 196 milliards de dollars américains d’ici 2024 [13].

Le coût de la transition

Bien que l’utilisation de ces technologies permette d’atteindre des émissions proches de zéro, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) indique que ces technologies sont entre 10 % et 50 % plus coûteuses que leurs équivalents disponibles sur le marché, rendant la transition économiquement peu attrayante.

Prenons l’exemple de l’H2-DRI. L’hydrogène provenant de sources renouvelables coûte actuellement entre 4,5 et 6,5 dollars par kilogramme, tandis que l’hydrogène à base de combustibles fossiles coûte entre 0,5 et 1,7 dollar par kilogramme. D’ici 2030, les coûts de l’hydrogène renouvelable devraient chuter à 2,5 à 4,0 dollars par kilogramme et, dans les régions dotées de sources renouvelables excellentes, à aussi peu que 1 dollar par kilogramme d’ici 2050. Cela pourrait rendre l’acier vert compétitif en termes de coûts. Ce qui est également prometteur, c’est que la base de données de l’AIE sur les projets d’hydrogène montre plus de 1000 nouveaux projets (en phase de concept ou d’étude de faisabilité), ce qui confirme que l’hydrogène issu de l’électricité renouvelable pourrait voir ses coûts diminuer de 30 % d’ici 2030 grâce à l’augmentation de la production d’hydrogène et à la baisse des coûts globaux de l’énergie renouvelable [20, 21].

Pour mettre cela en perspective, considérons le secteur qui utilise le plus d’acier, soit 52 % – la construction et les infrastructures. Transition Asia estime qu’en Chine, avec un coût de l’hydrogène à 5 dollars/kg, la prime verte pour l’acier s’élève à environ 225 dollars par tonne. Cela conduit à une augmentation de 563 dollars pour une unité résidentielle de 50 m² (en supposant 50 kg d’acier par m²), une augmentation minimale du coût global de la construction. Cependant, à mesure que les prix de l’hydrogène devraient chuter à environ 1 dollar/kg, cette prime verte pourrait être pratiquement éliminée [23].

Méthodes : BF-BOF, réduction par fusion et H2-DRI

Initiatives européennes et soutien réglementaire

Un certain nombre d’initiatives réglementaires et de politiques publiques européennes ont été mises en place pour soutenir la décarbonation de l’industrie sidérurgique. En particulier, le Green Deal européen présente une feuille de route pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050, avec des objectifs intermédiaires de réduction des émissions de 55 % d’ici 2030. Le paquet législatif Fit for 55 comprend des révisions des réglementations existantes et introduit de nouvelles mesures, telles que des objectifs annuels contraignants plus ambitieux pour l’utilisation d’énergies renouvelables et l’efficacité énergétique, impactant directement le secteur sidérurgique en favorisant des méthodes de production plus propres [12].

Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (CBAM) : Prévu pour entrer pleinement en vigueur d’ici 2026, le CBAM est conçu pour éviter les fuites de carbone en imposant une taxe carbone sur les importations de biens à forte intensité de carbone, y compris l’acier. Cette réglementation incite les producteurs d’acier de l’UE ainsi que les producteurs étrangers qui exportent vers l’UE à réduire leurs émissions et à adopter des technologies plus vertes, car le coût de la non-conformité augmentera avec le temps [11].

Aides d’État pour les projets d’acier vert : La Commission européenne a approuvé plusieurs mesures d’aides d’État pour soutenir les projets d’acier vert en Europe. Par exemple, une mesure belge de 280 millions d’euros et une mesure espagnole de 460 millions d’euros ont récemment été approuvées pour soutenir le développement de la production d’acier vert. Ces fonds sont destinés à des projets innovants visant à remplacer les combustibles fossiles par de l’hydrogène renouvelable dans les procédés de production d’acier [12].

REPowerEU et la stratégie hydrogène de l’UE : Ces initiatives visent à accélérer l’adoption de l’hydrogène comme source d’énergie clé pour décarboner les industries lourdes telles que l’acier. L’Alliance européenne pour l’hydrogène propre, établie dans le cadre de la stratégie hydrogène de l’UE, a pour objectif de faciliter des projets hydrogène à grande échelle, y compris dans la production d’acier [12].

Plusieurs grands producteurs d’acier à travers le monde, comme ArcelorMittal et H2Green Steel en Europe, HBIS et JSW en Asie, et Nucor en Amérique, sont à la pointe des efforts de décarbonation. Vous trouverez dans le tableau à la fin du document un aperçu de leurs transitions technologiques et des partenariats importants qui les aident à atteindre la décarbonation, ainsi que leurs ambitions audacieuses pour l’utilisation de l’électricité verte, soulignant le rôle clé de l’électricité dans ces efforts [22].

Ces initiatives nécessitent des dépenses d’investissement (CAPEX) significatives. Par exemple, le projet HYBRIT à lui seul est estimé à plus de 2 milliards d’euros [6]. Pour soutenir ces efforts, à la fois des financements publics et des investissements privés sont indispensables [2].

Envie d’en savoir plus sur la décarbonation de l’industrie sidérurgique ? Consultez nos autres articles sur les solutions durables pour l’industrie lourde.

SOURCES 

Les véhicules électriques (VE) étaient considérés comme les symboles de la transition écologique. Mais des critiques récentes concernant les dommages environnementaux liés à l’extraction du lithium, ainsi que le fait que la production de VE émet plus de CO₂ que les véhicules à moteur à combustion interne, ont amené le monde à se demander si les VE sont vraiment écologiques. Si ce n’est pas le cas, comment les rendre plus écologiques ?

Selon certaines estimations, environ 40 à 60 % de l’empreinte carbone d’un VE provient de la production de sa batterie. Cela est donc devenu un point crucial pour réduire l’empreinte carbone des fabricants d’équipement d’origine (OEM) et des fabricants de batteries. De plus, l’article 7 et l’annexe II de la réglementation européenne sur les batteries imposent la disponibilité publique, d’ici février 2025, d’une analyse de cycle de vie (ACV) vérifiée par un tiers révélant l’empreinte carbone de chaque batterie par fabricant. Cela fait partie d’un effort plus large à l’échelle de l’UE pour mettre en place des « passeports pour les batteries » pour toutes les batteries de VE et industrielles vendues dans l’UE d’ici 2027. Idéalement, ce passeport deviendrait le point de données central pour fixer, atteindre et vérifier des objectifs ambitieux afin de rendre les batteries plus écologiques.

Au moment de la rédaction de cet article, seuls 3 des 15 principaux fabricants de batteries de l’UE ont divulgué publiquement leur empreinte carbone – Northvolt : 33 kg CO₂e/kWh (pour leur batterie NMC), Gotion-HighTech : 85 kg CO₂e/kWh (pour l’ensemble de l’entreprise) et Magna Energy Storage : 73,4 kg CO₂e/kWh (du berceau à la tombe pour leur cellule de batterie BTS 1,2 kWh ‘Robusta’). Il existe encore des réserves concernant le type de divulgation, notamment comme le LCA de Gotion qui est pour l’ensemble du groupe plutôt que par type de batterie. Un autre exemple est le plus grand fabricant de batteries au monde, CATL, qui ne divulgue que les émissions des scopes 1 et 2 au lieu d’un LCA total incluant le scope 3.

La combinaison de la sensibilisation accrue à l’empreinte carbone des batteries des VE et des réglementations fait de 2024 une année difficile et passionnante pour les OEM et les fabricants de batteries. En plus des prix compétitifs, les OEM devront désormais également examiner l’empreinte carbone de leurs fournisseurs de batteries pour garder leur chaîne de valeur sous contrôle.

Toutes les batteries ne sont pas égales…

Vous avez peut-être entendu parler de différents types de batteries lithium-ion comme NMC-811, NMC-622 et LFP ou même des batteries au sel (sodium). Chacune de ces batteries a une chimie de cathode différente qui définit son nom, comme NMC qui signifie oxyde de nickel, manganèse et cobalt de lithium. Les chiffres représentent les proportions molaires des matériaux respectifs dans la cathode – une NMC 811 contient 80 % de nickel, 10 % de manganèse et 10 % d’oxyde de cobalt, pour chaque part de lithium.

La cathode des batteries contient des « matériaux actifs » qui sont rares dans la nature et difficiles à trouver et à traiter. Cela rend la production de cathodes l’un des processus les plus intensifs en carbone dans la production de batteries. La chimie de la cathode est donc l’un des principaux facteurs de l’empreinte carbone d’une batterie.

En 2023, environ 60 % des batteries de voitures électriques produites étaient des batteries NMC (oxyde de nickel, manganèse et cobalt de lithium), dont 54 % de variantes à haute teneur en nickel et 6 % de variantes à faible teneur en nickel. Bien que les batteries NMC aient une densité énergétique plus élevée (et donc une meilleure autonomie de conduite) et des cycles de charge plus rapides, l’extraction du cobalt et du nickel (ayant une intensité carbone plus élevée) est très polluante pour l’environnement. En moyenne, les batteries NMC ont une empreinte carbone de 79 kg CO₂eq/kWh, dont la production de cathodes contribue à environ 59 % (46,6 kg CO₂eq/kWh).

Les batteries LFP (phosphate de fer et de lithium) présentent un cas fort avec leur approvisionnement abondant, leur composition non toxique et donc leur coût inférieur. Mais le compromis ici est que les batteries LFP ont actuellement une densité énergétique légèrement inférieure à celle des batteries NMC. En moyenne, les batteries LFP ont une empreinte carbone de 54,7 kg CO₂eq/kWh (environ 70 % de l’empreinte carbone des batteries NMC), dont la production de cathodes ne contribue qu’à 31 % (17 kg CO₂eq/kWh). Cet effet de réduction est dû à l’intensité des GES liée à la forte consommation d’électricité lors de l’extraction et du raffinage du nickel.

En 2023, 40 % des batteries de voitures électriques étaient des LFP. Plus de 95 % d’entre elles sont présentes en Chine et le reste aux États-Unis. ElevenEs a démarré sa première usine de batteries LFP en Europe (Serbie) qui est devenue opérationnelle au troisième trimestre 2023.

Une autre alternative aux batteries lithium-ion comme LFP et NMC sont les batteries sodium-ion. Le sodium est plus de 1000 fois plus abondant que le lithium et largement disponible dans le monde entier, contrairement au lithium qui est concentré dans des pays comme la Chine et l’Australie, ce qui rend la production des batteries sodium-ion beaucoup moins chère. Mais la densité énergétique plus faible les rend plus appropriées pour le stockage stationnaire que pour les VE. Certaines études ont révélé que les batteries sodium-ion émettent plus de GES lors de la production que les batteries lithium-ion, car plus de matériaux nécessitent un traitement. Mais avec les avancées technologiques et les économies d’échelle, on s’attend à ce que les batteries sodium-ion deviennent plus écologiques que les batteries au lithium.

Alors que les batteries LFP et NMC mentionnées ci-dessus ont une cathode à base de liquide/gel, il y a l’émergence de nouvelles batteries avec une cathode solide appelée batteries à électrolyte solide (SSB). Le passage des cathodes liquides aux cathodes solides n’est pas un simple changement de matériau, mais un changement fondamental dans l’architecture interne d’une batterie. Les SSB ont une densité énergétique plus élevée, des possibilités de recharge plus rapides et une durée de vie plus longue par rapport à leurs homologues à base de liquide/gel. Mais les défis liés à l’extraction et au traitement des matières premières ainsi qu’à la production des batteries maintiennent l’empreinte carbone des SSB à des niveaux similaires ou supérieurs à ceux de leurs homologues à base de liquide/gel lors de la phase de production. Cependant, la durée de vie plus longue et la densité énergétique plus élevée réduiront considérablement leur empreinte carbone pendant la phase d’utilisation. La question de savoir si les émissions réduites de la phase d’utilisation inciteront les fabricants de batteries et les OEM à se tourner vers les SSB est un point de débat crucial.

Facteurs contribuant à l’intensité carbone des batteries de VE –

Bien qu’il soit clair que les chimies des cathodes affectent l’intensité environnementale de chaque batterie, cela ne signifie pas que toutes les batteries de la même chimie ont des émissions de GES similaires. Pour une chimie donnée, il y a deux facteurs majeurs contribuant à l’empreinte carbone dans la production de batteries de VE : a) le processus d’approvisionnement/extraction des métaux et des matériaux ; b) l’électricité utilisée (provenant de sources non carbonées, comme le vent et le solaire ou dépendant des combustibles fossiles, comme le charbon et la lignite).

Approvisionnement : fait référence au choix du fournisseur pour un matériau donné, divers fournisseurs utilisant différentes méthodes d’extraction, exploitant des gisements de nature géologique différente, avec le matériau actif de la batterie trouvé à différentes concentrations. Ces trois critères posent les bases des émissions de GES de l’approvisionnement.

Par exemple, le lithium extrait en Australie génère 15-20 tonnes de GES par tonne de lithium produite. En revanche, le lithium extrait de la plaine saline d’Atacama au Chili n’émet que 4 tonnes de GES. Cela est en partie dû au fait que le lithium australien est produit par extraction de roche dure, tandis que le lithium chilien se trouve sous forme de saumures (lacs salins souterrains), ces différentes formes nécessitant des méthodes d’extraction et de purification différentes. De plus, le délai entre les décisions d’investissement et la première production pour l’extraction de saumures peut être aussi long que 7 ans, mais ne prendrait que 4 ans pour le lithium de roche dure.

Même pour les minerais métalliques de même forme, la méthode d’extraction a un impact sur l’intensité carbone du métal. Le nickel, un métal qui représente 15 à 25 % de la masse d’une batterie NMC, lorsqu’il se trouve sous sa forme latéritique, peut être traité de deux manières, HPAL (lixiviation acide à haute pression) et NPI (nickel pig iron). Alors que le traitement avec la méthode HPAL émet 19 tonnes de GES, le NPI émet un étonnant 59 tonnes de GES par tonne de nickel produite, selon les estimations de l’IEA.

De plus, prenons l’Atacama en Argentine et au Chili, qui ont tous deux des réserves de lithium dans les saumures, mais la concentration de lithium dans les saumures brutes est de 0,05 % et 0,15 % respectivement. La concentration plus faible de Li en Argentine nécessite des temps de traitement plus longs, ce qui entraîne des émissions de 7 à 8 tonnes de GES par tonne de lithium produite.

À mesure que nous avançons dans la transition écologique et que la demande de lithium explose, nous nous tournons vers les réserves restantes sur Terre qui ont une concentration de seulement 50 % à 33 % par rapport aux réserves actuelles que nous utilisons, rendant beaucoup plus intensif en carbone le traitement et la purification de ces matériaux.

L’approvisionnement en matières premières à faible teneur en carbone devient important pour les fabricants de batteries afin de contrôler les émissions. La majorité des fabricants de batteries ont déjà signé des accords/partenariats pour s’approvisionner en matériaux à faible teneur en carbone pour la production de nouvelles générations de batteries affectant les productions en amont. Par exemple, Panasonic Energy a signé un accord d’achat avec Redwood Materials pour des matériaux cathodiques recyclés et des feuilles de cuivre pour leur nouvelle usine. CATL a conclu un partenariat avec Volvo pour se procurer des matériaux recyclés auprès de recycleurs certifiés par Volvo à réutiliser dans la production de nouvelles batteries.

Électricité utilisée : Largement affectée par la localisation géographique de l’usine, l’empreinte carbone des batteries produites dans des pays dotés de réseaux décarbonés comme la Suède, la France, la Suisse est estimée à environ 60 % de moins que celles produites en Chine. Cela représente une économie estimée à 133 Mt de CO₂e si l’Europe peut produire des batteries localement pour répondre à la demande de 2024 à 2030.

À titre d’exemple, un autre facteur de l’empreinte carbone considérablement élevée de l’extraction de lithium en Australie est l’utilisation de combustibles à forte intensité de carbone comme le diesel dans l’extraction et presque tout le lithium est traité en Chine qui repose fortement sur le charbon et la lignite.

Avec la future augmentation de la demande de lithium et nous tournons vers les réserves restantes qui n’ont que 50 % à 33 % de pureté par rapport à nos réserves actuelles, il devient très important de déplacer la production vers une électricité plus verte pour maintenir l’empreinte carbone des batteries de VE au niveau le plus bas possible.

Il est à noter que les entreprises peuvent générer leur propre électricité et/ou s’approvisionner exclusivement en sources vertes, donc leur géographie bien qu’ayant un impact sur le type d’électricité pourrait ne pas être complètement représentative. Par exemple, InoBat a signé un partenariat stratégique avec ScottishPower, une filiale d’Iberdrola, pour leur projet d’usine au Royaume-Uni qui est en attente de finalisation de l’emplacement ou la nouvelle usine NorthVolt en construction à Heide, dans le nord de l’Allemagne, qui sera alimentée par l’énergie éolienne générée localement.

Conclusion

D’ici au deuxième trimestre 2025, nous devrions assister à une large disponibilité des ACV des batteries rendues publiques par les entreprises de l’UE. Cela pourrait inciter les fabricants de batteries et les OEM à pousser leurs fournisseurs, dans un premier temps, à disposer de mécanismes de suivi des GES (en particulier les fournisseurs non européens) et à aller plus loin pour réduire ces émissions. Un aspect intéressant à surveiller est la différence de prix des matériaux plus écologiques sur le marché. Coûteront-ils le même prix ? Y aura-t-il une « prime verte » ? Quelle sera la réaction des clients face aux coûts qui leur seront répercutés ?

Mais l’histoire ne s’arrête pas là ; l’intensité carbone via les émissions de GES n’est pas le seul impact environnemental que la production de batteries de VE (ou de tout bien manufacturé) a. Il existe encore une multitude de perturbations pour l’environnement telles que le travail des enfants et les conditions de travail désastreuses pour l’extraction de cobalt en République démocratique du Congo, les déversements de produits chimiques dans les cours d’eau provenant de l’extraction du cuivre étant fatals pour les oiseaux au Chili ou la contamination chimique de l’eau due à l’extraction de nickel affectant les communautés de pêcheurs et les récifs coralliens en Indonésie. Bien que ceux-ci ne relèvent pas du champ d’application des émissions de GES, ce sont des préoccupations majeures qui seront probablement (au moins) suivies avec le nouveau passeport des batteries de VE de l’UE en tant que référence croisée à un lieu de production.

Avertissement : Il est à noter que les ACV des entreprises mentionnées dans cet article sont auto-déclarées et ne font pas partie de la directive européenne, imposant des ACV publiquement disponibles. Celle-ci doit entrer en vigueur d’ici le deuxième trimestre 2025. De plus, les chiffres des émissions de GES de chaque batterie, comme le NMC, sont des moyennes sur différentes chimies de cathode, sur différentes méthodes d’extraction et différents types de purification. Les émissions de GES font référence aux émissions de CO₂e sauf mention explicite contraire.

La fibre de carbone, souvent qualifiée de « matériau miracle », est plus résistante que l’acier, l’aluminium et même le titane, tout en étant plus légère. Grâce à leur légèreté et à leur grande résistance, les fibres de carbone sont utilisées comme matériaux à haute performance dans les voitures de Formule 1 modernes, les turbines éoliennes et les avions.

En 2021, 114 000 tonnes de fibres de carbone ont été vendues, avec l’éolien et l’aérospatial représentant environ 25 % et 15 % des ventes respectivement. La demande mondiale devrait atteindre 180 000 tonnes d’ici 2026, avec un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 9,6 %, dépassant ainsi une offre de 125 000 tonnes. Le marché des fibres de carbone est évalué à environ 4,5 milliards de dollars en 2021 et devrait croître jusqu’à environ 7 milliards de dollars d’ici 2030, principalement en raison de l’augmentation des prix et d’une légère augmentation de la production.

Cependant, ce matériau miracle est assez énergivore à produire. Selon les estimations de la North American Forest Foundation, la production de plastique nécessite en moyenne 87,5 MJ/kg, la production d’acier à partir de fer nécessite 37,5 MJ/kg, tandis que la fibre de carbone nécessite environ 240 MJ/kg !

Par conséquent, la combinaison de l’intensité énergétique élevée requise pour produire la fibre de carbone et de la demande excédentaire créera un vide sur le marché pour un remplacement de la fibre de carbone vierge (vCF). Bien qu’il n’y ait pas de matériaux pouvant servir de remplacement direct, l’importante quantité de déchets de fibre de carbone rendra la fibre de carbone recyclée (rCF) un candidat solide, à condition que les propriétés physiques des fibres récupérées ne soient pas endommagées.

Recyclage de la fibre de carbone –

Le recyclage de la fibre de carbone dépend du type de déchets disponibles. Généralement, les déchets de fibre de carbone se présentent sous deux formes principales : a. Chutes de production (découpes de feuilles de fibre de carbone lors de la fabrication) – On estime qu’environ 30 % des fibres de carbone sont perdues lors de la production. En 2021, elles représentaient 45 % (25 000 tonnes) des déchets totaux de fibres de carbone générés.

A. Déchets en fin de vie (EOL) (produits contenant de la fibre de carbone ayant atteint la fin de leur cycle d’utilisation). En général, ces produits contiennent plusieurs matériaux et sont appelés polymères renforcés de fibres de carbone (CFRP). En 2021, ils représentaient les 55 % restants (31 000 tonnes) des déchets totaux de fibres de carbone générés. Cependant, avec la première vague de matériaux composites (structures composites d’il y a 10 à 20 ans) atteignant la fin de leur vie utile dans la prochaine décennie, la part des déchets en fin de vie devrait atteindre 85 % d’ici 2040. En 2021, environ 56 000 tonnes de déchets de fibre de carbone ont été générées, soit près de la moitié de la quantité de fibres de carbone fabriquées cette année-là. En 2024, les déchets de fibres de carbone ont augmenté de 34 % pour atteindre 75 000 tonnes. Il est prévu qu’en 2040, 210 000 tonnes de déchets de fibres de carbone seront produites !

En 2024, on estime qu’environ 10 000 tonnes de fibres de carbone seront recyclées via différentes méthodes de recyclage, avec un TCAC de 115 % par rapport à seulement 1 000 tonnes en 2021. Voici les principaux types de recyclage des fibres de carbone :

B. Recyclage mécanique –
Le recyclage mécanique des fibres de carbone consiste à broyer les déchets de fibres de carbone en morceaux grossiers de moins de 10 mm. Ceux-ci peuvent ensuite être utilisés pour mouler de nouveaux produits. Bien que cette méthode de recyclage soit la moins coûteuse, les propriétés physiques du produit final sont probablement équivalentes à celles de la fibre de verre. Par conséquent, cela est considéré comme un recyclage de moindre qualité. En raison de cela, le prix de ces produits se situe entre 10 et 20 % du prix de la fibre de carbone vierge, soit environ 4 à 8 dollars par kg. Ces fibres sont généralement utilisées comme charges dans des moules pour fabriquer divers produits comme des battes de sport, des planches de surf, des squelettes de vélos, etc.
Environ 60 % des 10 000 tonnes de fibres de carbone qui devraient être recyclées en 2024 le seront par recyclage mécanique.

C. Recyclage thermique –
Le recyclage thermique est le processus de combustion des résines dans les CFRP pour récupérer la fibre de carbone. Les fibres récupérées conservent une résistance à la traction de 50 à 85 % par rapport à la fibre de carbone vierge. Cependant, ce processus peut être énergivore. Selon l’efficacité du processus, la fibre de carbone recyclée thermiquement coûte entre 10 et 13 dollars par kg. Des fibres récupérées de haute qualité ont été utilisées à titre expérimental pour fabriquer des pièces automobiles non critiques, comme des pare-chocs, tandis que des fibres récupérées de basse qualité sont utilisées pour mouler des équipements automobiles comme des tableaux de bord.
Environ 30 % des 10 000 tonnes de fibres de carbone qui devraient être recyclées en 2024 le seront par recyclage thermique.

D. Recyclage chimique –
Le recyclage chimique consiste à dissoudre la résine époxy liant plusieurs couches de fibres de carbone avec des solvants chimiques. C’est la solution de recyclage la plus prometteuse car elle conserve plus de 90 % de la résistance à la traction et d’autres propriétés physiques de la fibre de carbone vierge. Cependant, l’utilisation de produits chimiques nocifs dans le processus de recyclage le rend très coûteux et complique le processus du point de vue de la sécurité. En raison de la haute rétention des propriétés, la fibre de carbone recyclée chimiquement coûte environ 50 % du prix de la fibre de carbone vierge, soit environ 20 dollars par kg. En règle générale, on ne s’attend pas à ce que la fibre de carbone recyclée coûte plus de 50 % du prix de la fibre de carbone vierge.
Environ 10 % des 10 000 tonnes de fibres de carbone qui devraient être recyclées en 2024 le seront par recyclage chimique.

Défis actuels dans le recyclage de la fibre de carbone –
Bien que nous ayons observé une forte augmentation du taux de croissance annuel composé de 115 % dans le recyclage des fibres de carbone au cours des trois dernières années, le paysage du recyclage des fibres de carbone en est encore à ses débuts avec un taux de recyclage de 13 %. Le marché est composé de nombreux petits recycleurs et de certains grands fabricants de fibres de carbone vierge qui se lancent dans le recyclage. Il faudra encore un certain temps avant que la consolidation ne se produise dans ce secteur. Alors que la recherche sur la commercialisation du « vrai recyclage » des fibres de carbone se poursuit, le succès du recyclage des fibres de carbone deviendra une réalité en résolvant les défis suivants :

Collecte : La collecte des déchets de fibres de carbone (principalement les déchets en fin de vie) nécessite la mise en place de réseaux de collecte spécifiques. Bien que les plus grands consommateurs de fibres de carbone aujourd’hui, les pales d’éoliennes et les avions, disposent de réseaux de collecte robustes pour les produits en fin de vie, le défi réside dans la séparation des fibres de carbone des autres matériaux des composites.

Évolutivité des méthodes de recyclage : Le recyclage chimique est la méthode de récupération idéale en raison des propriétés physiques des fibres. Certaines entreprises sont capables de récupérer de longues fibres continues avec plus de 95 % des propriétés physiques des fibres de carbone vierge, mais il n’existe pas d’unités de recyclage chimique à l’échelle industrielle. La création d’usines de recyclage des fibres de carbone capables de s’autofinancer est le défi crucial auquel l’industrie est confrontée. De plus, les produits du recyclage chimique et thermique sont des fibres singulières multiples. La véritable résistance de la fibre de carbone réside dans l’empilement de multiples fibres singulières. Par conséquent, le réalignement unidirectionnel des fibres récupérées, qui peuvent être retissées, est un aspect clé du recyclage des fibres de carbone qui n’a pas été abordé par de nombreux acteurs.

Utilisation finale : Le recyclage des fibres de carbone dépend de la manière dont les fibres de carbone recyclées peuvent être utilisées. Comme les fibres de carbone recyclées ont intrinsèquement la longueur de leur produit d’origine (en tant que déchet en fin de vie) ou de leur découpe (en tant que chute de production), leur longueur est limitée, tandis que la fibre de carbone vierge pourrait théoriquement être « infinie ». Par conséquent, les fibres de carbone recyclées résultantes doivent être adaptées aux nouveaux designs de produits en fonction de la longueur disponible des fibres de carbone recyclées et de la longueur de conception requise, idéalement au cas par cas. Par conséquent, trouver des possibilités de recyclage à valeur ajoutée reste un défi clé. Diverses équipes de Formule 1 ont déjà expérimenté l’utilisation des fibres de carbone recyclées dans leurs voitures. Certaines entreprises ont déjà créé une boucle fermée pour réutiliser la fibre de carbone des réservoirs de stockage d’hydrogène dans la production de nouveaux réservoirs. Bien que cela soit probablement une preuve de concept, la viabilité économique des utilisations finales est un obstacle critique au recyclage réussi des fibres de carbone.

Réglementations : Contrairement aux pneus de véhicules, ou plus récemment aux vêtements, il n’existe pas de mandats spécifiques pour l’élimination des fibres de carbone, ce qui rend difficile l’approvisionnement en déchets en fin de vie. De plus, l’incitation à recycler les fibres de carbone est largement motivée par les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre de l’UE plutôt que par des objectifs spécifiques de recyclage des matériaux.

Eco-design : Une partie essentielle du recyclage est la conception des produits. L’utilisation de motifs et de découpes qui préservent la longueur des fibres et facilitent leur séparation des autres matériaux dans le composite sont les méthodes les plus efficaces pour améliorer la recyclabilité des polymères renforcés de fibres de carbone (CFRP). Une méthode innovante dans l’« éco-conception » est l’utilisation de résines époxy recyclables qui lient ensemble des feuilles de fibres de carbone vierge. Cela a déjà été testé par Siemens Gamesa pour leurs pales d’éoliennes recyclables.

Perspectives futures :
Le recyclage de la fibre de carbone est crucial non seulement pour augmenter la durée de vie de l’un des matériaux les plus énergivores que nous produisons, mais il est également un levier clé pour développer l’énergie hydrogène et rendre l’aviation plus verte.

La popularité croissante de l’hydrogène comme source d’énergie renouvelable est bien établie. Mais il y a un problème critique de stockage, car la plupart des métaux sont lourds (ont beaucoup de poids mort) et ne peuvent pas supporter la haute pression à laquelle l’hydrogène est stocké. De plus, l’acier en particulier a tendance à devenir fragile au contact de l’hydrogène sous pression. La fibre de carbone est le remplacement idéal des métaux et de la fibre de verre dans les conteneurs de stockage (réservoirs d’hydrogène de type 5). Cette dynamique devrait faire du stockage de l’hydrogène le plus grand consommateur de fibres de carbone entre 2040 et 2050.

Dans l’industrie aéronautique, l’utilisation de composites est passée de moins de 10 % dans les années 1990 à environ 50 % dans les avions modernes, principalement pour réduire le poids. La réduction de poids a un impact direct sur l’efficacité énergétique et donc sur les émissions de gaz à effet de serre de l’industrie.

Bien qu’encore à ses débuts, ce secteur est à surveiller de près pour les entreprises de l’aérospatial et des énergies renouvelables au sein de l’UE afin de réduire leur empreinte carbone dans les 20 à 25 prochaines années. Le recyclage de la fibre de carbone pourrait transformer ce matériau miracle en un super matériau miracle, le rendant plus vert et moins coûteux.