Réponse directe : L’industrie chimique est le premier secteur industriel émetteur en France avec ~20 Mt CO₂eq/an (17-19 % des émissions industrielles), en raison de ses émissions de procédé intrinsèques et de sa dépendance aux feedstocks fossiles. Sa décarbonation repose sur cinq leviers : électrification des procédés thermiques, vapeur bas carbone (biomasse), hydrogène vert pour remplacer l’H₂ gris du vaporeformage, matières premières biosourcées, et CCUS pour les émissions résiduelles. Le tout soutenu par France 2030 (5,6 milliards d’euros jusqu’en 2030) et les aides à la décarbonation industrielle.
Points clés à retenir
- La chimie représente ~20 Mt CO₂eq/an en France, soit le premier secteur industriel émetteur — 40 à 55 % de ces émissions sont des émissions de procédé impossibles à éliminer par la seule substitution énergétique
- Cinq leviers de décarbonation complémentaires : électrification des procédés, vapeur bas carbone (biomasse/électrique), hydrogène vert (PEM/alcalin), feedstocks biosourcés, et CCUS pour les émissions résiduelles
- L’hydrogène vert pour l’ammoniac est le levier le plus impactant : il peut éliminer 9 à 12 kg CO₂/kg H₂ — soit 400 000 à 600 000 tCO₂/an pour une usine de 200 000 t/an d’ammoniac
- France 2030 (fonds décarbonation industrie, 5,6 Md€) cofinance à 30-70 % les projets d’électrification, biomasse, H₂ vert et CCUS dans la chimie
- Objectif SNBC : -35 à -40 % d’émissions d’ici 2030 vs 2015, neutralité carbone 2050 — les trajectoires SBTi de BASF, Arkema et Solvay jalonnent la feuille de route sectorielle
La transformation bas carbone de l’industrie chimique est la plus complexe de toutes les industries lourdes. Contrairement à l’acier (où l’hydrogène direct ironmaking et l’électrification du four électrique à arc dessinent un chemin relativement lisible) ou au ciment (où le CCUS sur les émissions calcination est la voie principale), la chimie cumule trois défis simultanés : des émissions de procédé multiples et hétérogènes, une dépendance aux matières premières fossiles comme molécules de départ, et des besoins thermiques à haute température difficiles à électrifier. Pour autant, la filière chimique française — portée par des acteurs comme Air Liquide, TotalEnergies, Arkema, Solvay, BASF France et Bostik — dispose d’un arsenal technologique croissant et d’un cadre de financement inédit pour amorcer sa transformation. Cet article détaille les leviers, les coûts et les trajectoires qui font de la décarbonation de la chimie un chantier prioritaire et faisable à horizon 2030-2040, en lien avec la dynamique plus large de la décarbonation de l’industrie lourde.
Pourquoi la chimie est-elle le secteur industriel le plus émetteur ?
La primauté de la chimie parmi les secteurs industriels émetteurs tient à une combinaison unique de caractéristiques structurelles. En France, les quelque 1 200 sites chimiques classés SEVESO représentent collectivement 20 Mt CO₂eq/an selon les données du registre IREP (Inspection des Risques et des Entreprises Polluantes). À l’échelle européenne, le secteur chimique (NACE division 20) émet environ 145 Mt CO₂eq/an, devant la sidérurgie (130 Mt) et le ciment (120 Mt).
La structure des émissions chimiques est particulièrement complexe. Les émissions de procédé (liées aux réactions chimiques elles-mêmes, non à la combustion d’énergie) représentent 40 à 55 % du total : CO₂ du vaporeformage du méthane pour produire l’hydrogène, N₂O des synthèses de l’acide nitrique et du caprolactame (chaque tonne de N₂O équivaut à 298 tonnes de CO₂), HFCs et PFCs dans la fabrication des réfrigérants et des polymères fluorés. Les émissions énergétiques liées à la chaleur haute température (150-1 000 °C) pour les distillations, crackages et réacteurs représentent 35 à 45 % du total. Le reste est lié aux utilités (vapeur basse pression, électricité moteur, froid) — leviers plus accessibles à l’électrification.
À cela s’ajoute la dépendance aux feedstocks fossiles : naphta (issu du pétrole brut), gaz naturel et charbon sont à la fois sources d’énergie et matières premières de 80 % des produits chimiques organiques. Un site chimique « intégré » (cracker + unités aval) peut utiliser 40 à 60 % de ses intrants fossiles comme matière première (et non comme carburant) — ces émissions de scope 3 amont échappent aux outils classiques de maîtrise de l’énergie.
Électrification des procédés et vapeur bas carbone : les leviers immédiats
L’électrification des procédés thermiques est le premier levier à déployer pour les sites chimiques, notamment pour la chaleur basse et moyenne température (jusqu’à 200 °C). Les technologies disponibles dès aujourd’hui comprennent les chaudières électriques à électrodes immergées (rendement 99,5 %, puissances de 500 kW à 50 MW), les pompes à chaleur haute température (PAHT, jusqu’à 160 °C avec les machines actuelles), et les chauffe-eau à induction électromagnétique. Pour la vapeur industrielle (process vapor), la substitution du gaz naturel par la biomasse solide (bois déchiqueté, pellets, résidus agricoles) est la solution la plus économique à court terme — le coût de production de vapeur biomasse est de 12 à 18 €/MWh contre 25 à 45 €/MWh pour le gaz naturel aux prix 2024-2025, avec un facteur d’émission 10 fois inférieur.
Plusieurs sites chimiques français ont déjà engagé cette transition : Arkema à Lacq (Pyrénées-Atlantiques) a converti deux générateurs de vapeur au bois déchiqueté local (200 000 t CO₂/an évités) ; Bostik à Ribécourt (Oise) a installé une chaudière électrique à vapeur pour ses lignes de production d’adhésifs ; Roquette à Lestrem (Hauts-de-France) utilise des PAHT pour valoriser la chaleur fatale de ses fermenteurs. Pour les procédés haute température (>300 °C) — fours de craquage, réacteurs d’oxydation — l’électrification reste un défi technologique. Des solutions émergentes comme les plasmas thermiques non-thermiques, les micro-ondes industrielles à haute puissance (systèmes Metso, Purevibe) et les chauffe-tubes à résistance électrique (Kanthal) permettent d’atteindre 600 à 1 000 °C avec une efficacité de 85 à 92 %.
Sur le plan économique, l’électrification thermique d’un site chimique de taille moyenne (consommant 200 GWh/an de gaz pour la chaleur) représente un investissement de 15 à 40 M€, avec un retour sur investissement de 5 à 10 ans (hors aides) ou 3 à 6 ans (avec les appels à projets France 2030 et les CEE fiches IND-UT). La réduction des émissions est de 35 000 à 45 000 tCO₂/an pour ce cas de référence.
Hydrogène vert : décarboner l’ammoniac, les engrais et les hydrocarbures synthétiques
L’hydrogène est au cœur de la chimie industrielle : il intervient dans la production d’ammoniac (procédé Haber-Bosch), dans l’hydrogénation des huiles (margarines), dans la désulfurisation des carburants (HDS), et dans la synthèse de centaines de molécules organiques. Aujourd’hui, la quasi-totalité de l’hydrogène industriel est « gris » — produit par vaporeformage du méthane (SMR, Steam Methane Reforming) avec une empreinte carbone de 9 à 12 kg CO₂/kg H₂. La France consomme environ 900 000 tonnes d’H₂ par an, dont 95 % de gris — soit 8 à 10 Mt CO₂/an rien que pour l’hydrogène industriel.
L’hydrogène vert (produit par électrolyse de l’eau alimentée par électricité renouvelable) émet 0,5 à 0,9 kg CO₂/kg H₂ — soit 90 à 95 % de moins. La Stratégie nationale pour l’hydrogène (annoncée en septembre 2020, dotée de 9 milliards d’euros) vise 6,5 GW d’électrolyseurs installés en France d’ici 2030, dont une grande part orientée vers la chimie industrielle et l’ammoniac. Des projets structurants sont en cours : Air Liquide Normand’Hy (200 MW d’électrolyse à Rouen, démarrage 2026-2027), H2V Normandie (100 MW à Port-Jérôme-sur-Seine), et le projet Hynovera (Esso/TotalEnergies, raffinerie de Normandie). Le coût de l’H₂ vert devrait atteindre la parité avec l’H₂ gris entre 2030 et 2035, quand les électrolyseurs PEM passeront de 1 200-1 800 €/kW à moins de 500 €/kW — selon les projections de l’IEA (World Energy Outlook 2024) et de Hydrogen Europe.
Au-delà de l’ammoniac, l’H₂ vert ouvre la voie aux hydrocarbures synthétiques (e-fuels, e-methane, e-méthanol) par synthèse Fischer-Tropsch ou par hydrogénation du CO₂ capté — des filières encore coûteuses (2 à 4 €/L d’e-carburant vs 0,8-1,2 €/L de carburant fossile) mais qui pourraient représenter un débouché important pour la chimie décarbonée dans les années 2035-2050.
Tableau comparatif des leviers de décarbonation de la chimie
| Levier | Émissions évitées (tCO₂/an, site moyen) | Coût d’investissement | Maturité technologique | Aides disponibles |
|---|---|---|---|---|
| Électrification chaleur basse temp. (<200 °C) | 10 000 – 30 000 tCO₂/an | 5 – 20 M€ | Disponible (TRL 9) | France 2030 + CEE IND-UT |
| Chaudière vapeur biomasse | 15 000 – 50 000 tCO₂/an | 3 – 15 M€ | Disponible (TRL 9) | France 2030 + CEE + FEADER |
| Hydrogène vert (électrolyse) | 50 000 – 500 000 tCO₂/an | 50 – 500 M€ | Déploiement (TRL 8-9) | IPCEI H₂ + France 2030 |
| Feedstocks biosourcés (naphta bio, bioéthanol) | 5 000 – 40 000 tCO₂/an scope 3 | 2 – 30 M€ | Disponible partiel (TRL 7-9) | France 2030 + investissements privés |
| Recyclage chimique (pyrolyse, dépolymérisation) | 5 000 – 20 000 tCO₂/an scope 3 | 10 – 80 M€ | Déploiement (TRL 7-8) | France 2030 + fonds DEPP |
| CCUS (captage et stockage CO₂) | Émissions résiduelles (100 %) | 50 – 300 M€ | Pilote/démonstration (TRL 6-8) | Fonds innovation EU + France 2030 |
Matières premières biosourcées et recyclage chimique : décarboner à la source
La substitution des matières premières fossiles par des équivalents biosourcés ou recyclés est la dimension la plus transformatrice — et la moins visible — de la décarbonation chimique. Elle s’attaque au scope 3 amont des émissions, là où les leviers énergétiques classiques sont impuissants. Plusieurs filières biosourcées sont en cours de déploiement en France.
Le naphta de pyrolyse est produit par pyrolyse de déchets plastiques non recyclables mécaniquement (films multicouches, polystyrène EPS, mélanges post-consommation). L’huile de pyrolyse résultante est chimiquement équivalente au naphta fossile et peut alimenter les steamcrackers sans modification. TotalEnergies a investi 500 M€ dans son projet Donges pour traiter 100 000 t/an de déchets plastiques à horizon 2030. Plastic Energy (filiale de TotalEnergies) exploite déjà deux usines en Espagne (Almeria et Castellon). Le bioéthanol de seconde génération (issu de déchets lignocellulosiques) est la base de la chimie du bioéthylène, du bioéthylèneglycol (pour le PET recyclé) et de l’acide acétique bio. En France, la raffinerie de biocarburants Total La Mède produit déjà des intermédiaires bio-sourcés, et Cristal Union/Tereos alimentent des synthèses chimiques en bioéthanol de betterave.
Les acides organiques bio-fermentés (acide lactique → PLA par NatureWorks ou Futerro, acide succinique → PBS par BioAmber, acide acrylique bio par Cargill/Novozymes) sont des substituts aux monomères pétrochimiques dans les plastiques biodégradables. Enfin, le recyclage chimique enzymatique du PET, développé en France par Carbios (technologie de dépolymérisation enzymatique à 72 °C), permet de boucler le cycle du plastique sans perte de qualité — une première industrielle mondiale dont la première usine (Longlaville, Meurthe-et-Moselle, 50 000 t/an) démarre en 2026. L’ensemble de ces leviers biosourcés et circulaires s’inscrit dans les trajectoires SBTi des grands groupes chimiques et dans les objectifs européens du règlement sur les emballages (PPWR) et de la chimie durable.
Trajectoires SBTi et engagements des groupes chimiques français
Plusieurs grands groupes chimiques présents en France ont soumis ou validé des trajectoires auprès de la Science Based Targets initiative (SBTi), standard de référence pour les engagements climatiques alignés sur l’Accord de Paris (scénario +1,5 °C). Ces engagements donnent la mesure des transformations industrielles en cours.
Arkema (siège à Colombes, 10 500 salariés en France) s’est fixée l’objectif Net Zero 2050 avec une réduction de -46 % des émissions scopes 1 et 2 d’ici 2030 (vs 2019). Sa feuille de route inclut l’électrification de ses sites de Lacq (chimie du fluor et des thiochimiques), Pierre-Bénite (peroxydes) et Mont-sur-Guesnes (résines acryliques). Air Liquide (groupe mondial de gaz industriels, QG à Paris) a validé une trajectoire SBTi 1,5 °C avec -33 % scopes 1 et 2 d’ici 2030 — principalement via l’expansion de l’H₂ vert (12 GW d’électrolyseurs d’ici 2035) et la décarbonation de ses unités de séparation d’air (ASU). TotalEnergies Polymers et Total Special Fluids sont engagés dans le programme Polymères bas carbone de TotalEnergies, avec un objectif de 20 % de plastiques recyclés ou biosourcés dans les produits vendus d’ici 2030. Solvay (présent à Lyon, Tavaux et Chalampé) vise -25 % de GES d’ici 2030 via l’électrification de sa production de carbonate de soude (procédé Solvay) et la substitution partielle au H₂ vert dans ses synthèses de peroxyde d’hydrogène.
Pour les PME et ETI chimiques, les aides à la définition de trajectoires de décarbonation sont accessibles via le programme Diagnostic Décarbonation de l’ADEME (Bpifrance Transition Écologique), qui finance à 80 % un audit de 3 à 5 jours permettant d’identifier les leviers prioritaires et de chiffrer les investissements. Ce diagnostic est une porte d’entrée vers les appels à projets France 2030 et les aides à la décarbonation industrielle. L’objectif collectif reste la neutralité carbone de la chimie française d’ici 2050 — un chantier qui requiert un investissement cumulé estimé entre 15 et 25 milliards d’euros selon France Chimie, dont une large part mobilisée via les dispositifs publics.
En résumé
La chimie est le premier secteur industriel émetteur en France (~20 Mt CO₂eq/an) en raison de ses émissions de procédé intrinsèques (N₂O, CO₂ de vaporeformage) et de sa dépendance aux feedstocks fossiles. Sa décarbonation mobilise cinq leviers complémentaires : électrification des procédés thermiques (dès aujourd’hui pour la basse température), vapeur bas carbone via biomasse ou chaudières électriques, hydrogène vert pour remplacer l’H₂ gris de l’ammoniac et des raffineries, matières premières biosourcées et recyclage chimique pour décarboner le scope 3 amont, et CCUS pour les émissions résiduelles inévitables. Le cadre de financement — France 2030 (5,6 Md€), IPCEI Hydrogène, CEE industriels, MACF — est sans précédent. Les grands groupes (Arkema, Air Liquide, TotalEnergies, Solvay) ont validé des trajectoires SBTi. L’enjeu est maintenant l’accélération du déploiement, notamment pour les ETI et PME chimiques qui représentent 60 % des sites mais disposent de moins de ressources pour engager ces transformations. Pour approfondir les mécanismes de financement disponibles, consultez notre article sur le panorama des aides à la décarbonation industrielle 2026 et notre analyse de la décarbonation de l’industrie lourde.
Questions fréquentes
Pourquoi l'industrie chimique est-elle le secteur industriel le plus émetteur en France et en Europe ?
L'industrie chimique occupe la première place des émissions industrielles en France avec environ 20 millions de tonnes de CO₂ équivalent par an (hors énergie), soit 17 à 19 % des émissions de l'industrie française hors énergie selon les chiffres du SDES (Service des données et études statistiques du ministère de la Transition écologique). En Europe, la chimie représente environ 17 % des émissions industrielles selon EuroChem et Eurostat. Cette position s'explique par trois facteurs structurels. Premièrement, les émissions de procédé : contrairement à l'acier ou au verre (où les émissions sont principalement liées à la combustion d'énergie fossile), la chimie génère des émissions intrinsèques liées aux réactions chimiques elles-mêmes — le CO₂ libéré lors de la production d'ammoniac (procédé Haber-Bosch), la production d'éthylène par vaporeformage, ou encore les protoxyde d'azote (N₂O, 298× plus puissant que le CO₂) émis dans les synthèses de caprolactame et d'acide nitrique. Ces émissions de procédé représentent 40 à 55 % des émissions totales de la chimie — elles ne peuvent pas être éliminées par une simple substitution énergétique. Deuxièmement, les besoins thermiques à haute température (150 à 1 000 °C) : les distillations, crackings et réactions exothermiques contrôlées requièrent des températures élevées difficiles à électrifier. La chaleur industrielle haute température représente 35 à 45 % des émissions liées à l'énergie de la chimie. Troisièmement, la dépendance aux matières premières fossiles : le naphta, le gaz naturel et le pétrole brut sont non seulement des sources d'énergie mais aussi les molécules de départ (feedstocks) de 80 % des produits chimiques organiques — polyéthylène, PVC, polypropylène, solvants, médicaments. Substituer ces molécules de départ nécessite une transformation radicale de la supply chain. La <a href="https://bureauecologie.fr/decarbonation-industrie-lourde-acier-ciment-verre/">décarbonation de l'industrie lourde</a> (acier, ciment, verre) partage plusieurs leviers avec la chimie mais la dépendance aux feedstocks fossiles est spécifique à la chimie et en fait le défi le plus complexe.
Quels sont les principaux leviers techniques pour décarboner l'industrie chimique ?
La décarbonation de l'industrie chimique s'appuie sur cinq leviers techniques complémentaires, qui doivent être déployés en combinaison pour atteindre la neutralité carbone. Premier levier — l'électrification des procédés thermiques : remplacer les brûleurs gaz des fours et des générateurs de vapeur par des chaudières électriques, des chauffe-eau industriels à pompe à chaleur haute température (jusqu'à 150 °C avec les PAC industrielles actuelles) ou des fours à résistance électrique. L'efficacité énergétique des procédés électriques est 2 à 4 fois supérieure à celle des brûleurs à gaz — un kWh électrique produit 3 à 4 fois plus d'effet utile qu'un kWh thermique via combustion. Pour les procédés haute température (>200 °C), des plasmas thermiques, des micro-ondes industrielles ou des chauffe-eau à électrodes sont en cours de déploiement. Deuxième levier — la vapeur bas carbone : la vapeur industrielle (nécessaire aux distillations, aux réactions et aux nettoyages CIP) peut être produite via des chaudières biomasse, des chaudières électriques, ou via la récupération de chaleur fatale de procédés exothermiques. La biomasse forestière certifiée (bois déchiqueté, granulés) est la solution la plus immédiatement déployable — facteur d'émission 0,018 tCO₂/MWh vs 0,205 tCO₂/MWh pour le gaz naturel. Troisième levier — l'hydrogène vert : l'hydrogène est un réducteur et un matériau de synthèse essentiel dans la chimie (production d'ammoniac, d'aniline, d'hydrocarbures synthétiques). L'hydrogène gris (vaporeformage du méthane) représente 6 à 9 tCO₂ par tonne d'H₂ — le remplacer par de l'hydrogène vert (électrolyse PEM ou alcaline alimentée par électricité renouvelable) permet d'éliminer 100 % de ces émissions de procédé. Quatrième levier — les matières premières biosourcées : naphta bio (issu de l'huile de pyrolyse de plastiques ou de la biomasse), bioéthanol pour les polyesters, acides organiques bio-fermentés. Cinquième levier — le captage et stockage de CO₂ (CCUS) : pour les émissions résiduelles de procédé inévitables, le CCUS est la solution de dernier recours — coût actuel 80 à 200 €/tCO₂ capté.
Quel est l'objectif de décarbonation de l'industrie chimique en France et quelles sont les aides disponibles ?
La France s'est fixée des objectifs ambitieux pour la décarbonation de la chimie dans le cadre de la Stratégie Nationale Bas-Carbone (SNBC) et du Plan Industrie Verte. L'objectif pour l'industrie chimique est une réduction de 35 à 40 % des émissions de gaz à effet de serre d'ici 2030 par rapport à 2015, et la neutralité carbone d'ici 2050. Ces objectifs sont déclinés dans les accords sectoriels conclus entre le gouvernement et la Fédération Française pour les sciences de la Chimie (France Chimie). Sur le plan des aides financières, trois dispositifs principaux soutiennent la décarbonation chimique. Premièrement, France 2030 — volet décarbonation industrielle : le Fonds de décarbonation de l'industrie (doté de 5,6 milliards d'euros jusqu'en 2030) cofinance les investissements de décarbonation via des appels à projets organisés par l'ADEME. Les projets chimiques éligibles incluent l'électrification des fours et chaudières, le passage à la vapeur biomasse, l'intégration d'électrolyseurs pour l'hydrogène vert, et les projets pilotes de captage de CO₂. Le taux d'aide varie de 30 à 70 % des dépenses éligibles selon la taille de l'entreprise et le niveau d'innovation. Deuxièmement, les Certificats d'Économies d'Énergie (CEE) : les fiches IND-UT (utilités industrielles) et les fiches spécifiques à la substitution énergétique permettent de valoriser les économies d'énergie liées à l'électrification ou à la substitution biomasse. Pour les sites chimiques à forte consommation thermique, les montants CEE peuvent représenter 5 à 20 % du coût d'investissement. Troisièmement, le Mécanisme d'Ajustement Carbone aux Frontières (MACF/CBAM) : à partir de 2026, les importateurs de produits chimiques intensifs en carbone (ammoniac, hydrogène, engrais) devront payer le prix du carbone européen. Ce mécanisme avantage les producteurs européens ayant décarbonés leur process. Pour un panorama complet des aides disponibles, consultez notre article sur le <a href="https://bureauecologie.fr/panorama-aides-decarbonation-industrielle-2026/">panorama des aides à la décarbonation industrielle 2026</a>.
Comment l'hydrogène vert va-t-il transformer la production d'ammoniac et d'engrais dans la chimie ?
La production d'ammoniac (NH₃) via le procédé Haber-Bosch est l'un des postes d'émission les plus importants de l'industrie chimique mondiale — elle représente à elle seule environ 1,8 % des émissions mondiales de CO₂, soit plus que toute l'aviation commerciale mondiale. En France, les sites de production d'ammoniac (Grande-Paroisse à Rouen, Yara à Montoir-de-Bretagne, TOTAL Fertilizers) consomment collectivement environ 2 milliards de m³ de gaz naturel par an — presque exclusivement pour produire l'hydrogène nécessaire à la synthèse NH₃. Le passage à l'hydrogène vert transformerait fondamentalement ce bilan : un électrolyseur PEM alimenté par de l'éolien offshore émet 0,5 à 0,9 kg CO₂/kg H₂ (contre 9 à 12 kg CO₂/kg H₂ pour le vaporeformage du méthane). Pour une usine produisant 200 000 tonnes d'ammoniac par an (cas de Grandpuits ou Rouen), le passage à l'H₂ vert permettrait d'éviter 400 000 à 600 000 tCO₂/an. Les obstacles actuels sont le coût de l'H₂ vert : en 2024-2025, l'électrolyse coûte 4 à 7 €/kg H₂ contre 1 à 2 €/kg pour le vaporeformage (avec gaz naturel à 40-60 €/MWh). La parité économique est attendue entre 2030 et 2035 dans les scénarios de l'Agence Internationale de l'Énergie et de l'IRENA, quand les électrolyseurs seront descendus à 500 €/kW (vs 1 200-1 800 €/kW actuellement) et que l'électricité renouvelable atteindra 20-30 €/MWh. En attendant, plusieurs producteurs européens (Yara, BASF, Air Liquide) engagent des projets pilotes d'ammoniac vert : Yara Pilbara en Australie, Air Liquide Normand'Hy à Rouen, H2V Normandie. Ces projets préfigurent une transformation profonde de la chimie de base dans la décennie 2030-2040. Pour le contexte sectoriel plus large, voir notre analyse de la <a href="https://bureauecologie.fr/decarbonation-industrie-lourde-acier-ciment-verre/">décarbonation de l'industrie lourde</a>.
Quel est le rôle des matières premières biosourcées et du recyclage chimique dans la décarbonation de la chimie ?
Les matières premières biosourcées et le recyclage chimique constituent les deux piliers de la "décarbonation à la source" de l'industrie chimique — ils permettent de substituer les feedstocks fossiles (naphta, gaz, pétrole) par des équivalents renouvelables ou recyclés, réduisant les émissions de scope 3 amont de 60 à 100 % selon la filière. Les matières premières biosourcées comprennent plusieurs catégories. Le naphta bio issu de la pyrolyse de déchets plastiques (huile de pyrolyse) ou de la liquéfaction hydrothermale de biomasse lignocellulosique : il est chimiquement identique au naphta fossile et peut être intégré sans modification dans les steamcrackers existants. TotalEnergies, Sabic et Borealis ont lancé des projets industriels de craquage de naphta bio en France et en Europe. Le bioéthanol fermenté (issu du sucre de canne ou de betterave) est la base de la chimie du bioéthylène (substitut de l'éthylène fossile) : Braskem au Brésil produit 200 000 t/an de polyéthylène vert à partir de canne à sucre. Les acides organiques fermentés (acide lactique → PLA, acide succinique → PBS, acide acrylique bio) remplacent les équivalents pétrochimiques dans les plastiques et les résines. Le recyclage chimique (dépolymérisation, solvolyse, pyrolyse) ferme la boucle en réintégrant les polymères en fin de vie dans la chaîne chimique. L'objectif européen (règlement sur les plastiques biosourcés et recyclés) est d'atteindre 25 % de contenu recyclé dans les emballages plastiques d'ici 2030 et 35 % d'ici 2035. En France, les projets Paprec/Carbios (dépolymérisation enzymatique du PET), Plastic Energy (pyrolyse de déchets plastiques) et TotalEnergies Donges illustrent cette transition. Les entreprises chimiques engagées dans des trajectoires SBTi (Science Based Targets initiative) — dont BASF, Arkema, Solvay — intègrent ces leviers biosourcés dans leurs feuilles de route Net Zero 2050, en cohérence avec les exigences du <a href="https://bureauecologie.fr/panorama-aides-decarbonation-industrielle-2026/">panorama des aides à la décarbonation</a> et les objectifs de l'Accord de Paris.