LanzaTech Global (NASDAQ : LNZA) a sélectionné North Sea Port, Gand, Belgique, comme site définitif pour le projet FLITE — la première installation commerciale européenne de carburant d’aviation durable de type Alcohol-to-Jet. L’usine, d’un montant de 500 millions d’euros, produira 79 000 tonnes de SAF et 9 000 tonnes de diesel renouvelable par an, avec le soutien du financement EU Horizon 2020. Le FEED est quasi finalisé. La notification de cadrage de l’évaluation d’impact environnemental est imminente. Le site est adjacent à l’usine d’éthanol Steelanol d’ArcelorMittal — assurant une matière première co-localisée. Il ne s’agit pas d’une étude de faisabilité. Ni d’un pilote. Ni d’une promesse. C’est un site confirmé, un financement sécurisé, une ingénierie achevée et un dépôt réglementaire imminent. Le projet crée environ 50 emplois permanents et 300 ETP durant la construction.

TotalEnergies a annoncé le 22 avril 2025 l’ajout d’une capacité de production de SAF dans sa raffinerie d’Anvers par cotraitement — traitement simultané de biomasse avec des hydrocarbures conventionnels. Capacité initiale : 50 000 tonnes par an de SAF. La production a démarré en 2025. Anvers rejoint les quatre sites SAF français de TotalEnergies (Grandpuits 230 000 t/an à partir de 2026, La Mède, Normandie, Oudalle) en tant que premier site belge de production de SAF de TotalEnergies. Capacité combinée de la Belgique pour ces deux seuls projets : 129 000 t/an — soit environ 6,8 % de l’objectif total du mandat SAF de l’UE pour 2025, dans un seul pays.

Le Port of Antwerp-Bruges, dans le cadre du consortium Antwerp@C, construit un cluster de pipelines CO₂ à Anvers, avec une connexion vers l’Allemagne d’ici 2030 et une autoroute CO₂ sous-marine vers la Norvège pour le stockage géologique permanent. Fluxys détient une participation dans le C Grid. Cette infrastructure a une implication directe pour les e-carburants, souvent négligée : les e-carburants Power-to-Liquid nécessitent du CO₂ comme matière première aux côtés de l’hydrogène vert. L’industrie cimentière belge et la production d’acier émettent des dizaines de millions de tonnes de CO₂ par an. Un pipeline CO₂ reliant ces émetteurs aux futures usines PtL constitue une alternative bien moins coûteuse que la capture directe de l’air (actuellement 400–1 000 €/tonne) — réduisant potentiellement les coûts de production des e-carburants de 0,50 à 1,50 €/litre. L’infrastructure est construite pour le stockage du CO₂ — mais elle est simultanément l’infrastructure qui rend économiquement viable la production belge de PtL à grande échelle.

Le pipeline hydrogène mosaHYc (110 M€, FID avril 2024) va convertir 90 km de pipelines gaziers existants pour transporter de l’hydrogène entre la région Lorraine en France et la Sarre en Allemagne — mise en service prévue en 2027. GRTgaz gère la section française (50 km) ; CREOS Deutschland la section allemande (40 km). Simultanément, Fluxys construit des clusters de pipelines hydrogène à Anvers (travaux démarrés en 2025), avec une connexion vers les Pays-Bas à Zandvliet et des projets d’interconnexion Belgique-Allemagne d’ici 2028. La stratégie nationale hydrogène belge vise 100 à 160 km de pipelines H₂ d’ici 2026 et des interconnexions transfrontalières d’ici 2028.

L’enjeu stratégique : le gisement d’hydrogène blanc de Lorraine (46 Mt estimées, forage REGALOR II en cours à 4 000 m, janvier 2026) se situe au cœur de ce corridor H₂ émergent. S’il est commercialement exploitable, l’hydrogène blanc lorrain transitant via mosaHYc puis les réseaux de pipelines belges vers les usines PtL d’Anvers créerait le corridor de production d’e-carburants le moins coûteux d’Europe. L’infrastructure est construite dès maintenant — indépendamment de l’issue du projet d’hydrogène blanc.

Lors de son Strategy Day de mars 2026, Renault a officiellement annoncé la stratégie futuREady — comprenant une nouvelle plateforme électrique 800 V RGEV medium 2.0 ciblant jusqu’à 1 400 km d’autonomie avec un prolongateur d’autonomie. Le PDG de Renault, Fabrice Cambolive, a confirmé : « Nous pensons également que si l’adoption n’est pas aussi rapide qu’attendu, il est peut-être possible de compléter cela avec des extensions comme le prolongateur d’autonomie ou le plug-in hybride, et c’est ce sur quoi nous travaillons. »

La technologie est déjà prête pour la production. Horse Powertrain — la coentreprise entre Renault et Geely — a présenté le Horse C15 à l’IAA Mobility 2025 : un système de prolongateur d’autonomie ultracompact (50 × 55 × 27,5 cm) intégrant moteur, générateur, refroidissement et onduleur dans un seul bloc. Il peut être installé horizontalement ou verticalement — dans le compartiment avant ou arrière — transformant une plateforme VEB existante en véhicule électrique à autonomie prolongée avec une modification minimale. Le système Horse est explicitement conçu pour fonctionner avec « l’essence, les carburants flex à l’éthanol, le méthanol pur ou les carburants de synthèse modernes » — y compris les e-carburants. Horse Powertrain fournit déjà son moteur HR10 au constructeur brésilien Lecar pour 12 000 unités/an (lancement 2026).

La comparaison habituelle entre VEB et véhicules à e-carburants se concentre sur le coût énergétique par kilomètre — et dans cette comparaison, les VEB l’emportent. Mais l’analyse du coût total de possession (TCO) est plus nuancée :

L’Europe importe environ 85 % de ses matières premières pour les carburants de transport depuis des régions géopolitiquement instables ou ouvertement hostiles. Les tensions persistantes autour de l’Iran — acteur clé du goulet d’étranglement du détroit d’Ormuz, par lequel transitent environ 20 % du commerce mondial de pétrole — rappellent de façon structurelle cette vulnérabilité. Il ne s’agit pas d’une crise passagère : la dépendance européenne aux importations d’énergie est structurellement dangereuse depuis bien avant que la guerre russo-ukrainienne ne démontre concrètement ce qui se produit lorsqu’un grand fournisseur d’énergie européen utilise l’approvisionnement comme arme. La leçon aurait dû être retenue.

Les e-carburants produits à partir d’électricité renouvelable européenne locale, de CO₂ capté auprès de sources industrielles locales et d’hydrogène vert ou naturel sont — par définition — à l’abri des aléas géopolitiques du Moyen-Orient. Un litre d’e-kérosène produit dans la future usine de LanzaTech à Gand ou dans l’installation ERA ONE d’INERATEC à Francfort ne peut faire l’objet d’un embargo pétrolier iranien, d’une fermeture d’Ormuz ou d’une réduction de production d’un État du Golfe. Ce n’est pas un argument climatique. C’est un argument de défense et de sécurité qui devrait faire l’unanimité sur l’ensemble du spectre politique — des partis Verts aux conservateurs traditionnels et aux partisans d’une ligne dure en matière de défense.