Le JRC sur les carburants RFNBO : l’e-méthane progresse et le CO₂ issu de l’épuration du biogaz est la principale source de carbone

Le Centre commun de recherche de la Commission européenne (JRC) a publié le 14 janvier 2026 un rapport sur les carburants renouvelables d’origine non biologique (RFNBO) ; pour la filière du biogaz, le point le plus intéressant est que la plupart des nouveaux projets d’e-méthane prévoient d’utiliser le CO₂ issu de l’épuration du biogaz en biométhane. Le document s’intitule « Renewable Fuels of Non-Biological Origin in the European Union – 2025 Status Report ». L’année dans le titre indique la période couverte par les données, et non la date de publication : dans le dépôt du JRC, le rapport est daté du 2026-01-14.

Ce que sont les RFNBO selon le rapport

Le rapport définit les RFNBO comme de l’hydrogène renouvelable pur ou des carburants synthétiques produits à partir d’hydrogène renouvelable et de CO₂ capté ou d’azote. Il traite principalement de la transformation de l’hydrogène en carburants : e-méthane (réaction de Sabatier), e-ammoniac, e-méthanol ainsi que e-diesel et e-kérosène (e-kerosene). Une distinction est essentielle : l’hydrogène doit provenir de sources renouvelables autres que la biomasse. C’est pourquoi le biométhane et le biohydrogène issus de la fermentation ne sont pas des RFNBO. Les règles de cette classification sont décrites dans l’article Électrolyse et biohydrogène : les RFNBO et pourquoi l’électricité issue du biogaz relève d’une autre catégorie.

Les chiffres clés

• Maturité technologique : les meilleures options de marché, dont l’e-méthanol, l’e-kérosène, l’e-ammoniac et l’e-méthane, ont atteint un TRL 6–8. La méthanation elle-même (e-méthane) a un TRL 8–9.
• E-méthane : env. 35 installations de production dans l’UE, principalement en Allemagne ; capacité de 449 GWh par an (2024) et, d’ici 2027, près de 3 000 GWh par an avec env. 55 installations en fonctionnement ou prévues (estimations d’une association sectorielle).
• E-carburants au total : capacité de l’UE inférieure à 0,5 Mt par an ; 45 projets d’e-kérosène et plusieurs pôles Power-to-X ont été annoncés, censés donner une capacité de l’ordre de plusieurs centaines de milliers de tonnes par an d’ici 2030.
• Objectif réglementaire : selon RED III, dans les transports s’applique un sous-objectif global de 5,5 % pour les biocarburants avancés, les biogaz et les RFNBO (dont au moins 1 % de RFNBO), et dans l’industrie les RFNBO doivent représenter 42 % de la consommation d’hydrogène d’ici 2030 et 60 % d’ici 2035. Deux actes délégués de 2023 précisent quand les carburants à base d’hydrogène sont éligibles comme RFNBO, ainsi que la méthodologie d’émissions sur le cycle de vie, qui exige au moins 70 % de réduction par rapport aux carburants fossiles. Les conséquences de RED III pour la Pologne sont décrites dans l’article RED III est entrée en vigueur le 20 novembre 2023, et celles des actes délégués eux-mêmes — Règlements délégués RFNBO publiés le 20 juin 2023.

Où intervient le biogaz

Le méthane de synthèse a besoin de CO₂. Le rapport cite comme sources les fumées, les gaz de procédé, le CO₂ biogénique (par ex. issu de la fermentation alcoolique et de l’épuration du biogaz en biométhane) ainsi que le captage direct dans l’air. Dans la sous-section consacrée à l’e-méthane, le JRC souligne que la plupart des nouvelles installations et des projets prévoient d’utiliser du CO₂ issu de l’épuration du biogaz en biométhane, et que le captage dans l’air (DAC) est une possibilité à long terme. En 2025, la société Hy2gen a obtenu pour l’installation Atlantis à Werlte une certification en tant que premier producteur allemand d’e-méthane conforme aux RFNBO dans le système RED, et l’installation danoise PowerLBG a été accréditée ISCC pour l’e-LNG. Pour l’exploitant d’une unité de production de biométhane, cela signifie un acheteur potentiel du flux de CO₂, qui est aujourd’hui généralement rejeté dans l’atmosphère ; les techniques qui le séparent sont décrites notamment dans l’article sur le lavage à l’eau du biogaz.

Obstacles et horizon

Le rapport souligne que la compétitivité est limitée par : le prix élevé de l’électricité renouvelable, la faible production d’hydrogène renouvelable, un captage du CO₂ énergivore ainsi que des investissements élevés et de longues procédures d’autorisation. Le JRC rappelle aussi la limitation des sources de carbone : le CO₂ issu de centrales fonctionnant aux combustibles fossiles peut être utilisé jusqu’en 2036, et celui d’autres installations couvertes par le SEQE-UE (EU ETS) jusqu’en 2041 ; ensuite, les principales sources éligibles seront les installations de bioénergie et le DAC. Pour les unités de méthanisation et de production de biométhane, c’est l’annonce d’une importance croissante de leur CO₂, mais aussi d’une concurrence pour ce flux.