Les vidéos courtes, avec leurs sources

• Températures, durées et teneurs en carbone — cokerie à 1100 °C pendant 16 à 20 h, vent chaud à 1200 °C, creuset à 1500 °C, fonte à 4,5 % de carbone ramenée à 0,05 % au convertisseur — note de procédés industriels, valeurs d'ingénierie 2025.
• 6,8 Mt d'acier par an à Dunkerque — ArcelorMittal, projet de décarbonation ; 14 Mt de demande intermédiaire française — France Stratégie, « Coûts d'abattement — Acier », octobre 2024.
• Emprise de 482 ha mesurée sur OpenStreetMap, soit 675 terrains FIFA ; ArcelorMittal annonce 550 ha, soit 770. Vue aérienne — orthophoto IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et emprise OpenStreetMap (ODbL).
• Brame de 150 à 350 mm, bande de 1,25 à 13 mm en sortie, bobinage jusqu'à 20 m/s — Techniques de l'Ingénieur, ArcelorMittal Belgique, IspatGuru.
• Le nombre de coulées par jour est le seul chiffre calculé et non cité — 6,8 Mt/an sur trois hauts fourneaux, à 500 t la coulée, donne une dizaine de coulées par jour et par four. Il dépend du nombre de fours en campagne.

Photographies d'atelier issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; onze d'entre elles étant sous CC BY-SA, cette vidéo est elle-même diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• La cascade, en tCO₂ par tonne d'acier brut, périmètre cradle-to-gate, amont du combustible compris — mines et fret 0,25, cokerie 0,20, agglomération 0,15, haut fourneau 1,20, convertisseur 0,20, coulée et laminoir 0,10, soit 2,10.
• Décomposition du total — chimie de réduction 1,30, combustibles 0,55, amont 0,25. « Un quart du problème » porte sur le combustible seul (0,55 / 2,10 = 26 %), pas sur combustible + amont (0,80, soit 38 %).
• Réaction citée — Fe₂O₃ + 3 CO → 2 Fe + 3 CO₂, et 300 à 350 kg de coke par tonne de fonte.
• Le four électrique de Dunkerque — 2 Mt de capacité, mise en service annoncée pour 2029-2030, 0,6 tCO₂/t contre 2,10, arrêt définitif d'un haut fourneau. ArcelorMittal France, communiqué du 10 février 2026.

• Émissions — 0,16 tCO₂/t pour le four à arc sur ferraille et 2,10 pour la route intégrée, avec une électricité sans émissions des deux côtés ; sur le réseau UE-27 à 240 gCO₂/kWh, 0,32 et 2,24. Périmètre cradle-to-gate, amont du combustible compris.
• Production mondiale d'acier brut — 189 Mt en 1950, 719 en 1985, 1 887 en 2024 (worldsteel, World Steel in Figures 2026). Le 38 % est le rapport 719 / 1 887, c'est-à-dire l'acier produit en 1985 rapporté à la demande d'aujourd'hui, donc une borne haute ; le 30 % est le gisement effectivement disponible, plus bas parce qu'une partie de cet acier est encore en service.
• Taux de collecte de 80 à 90 % — ordre de grandeur du secteur, arrondi vers le bas.
• Part du four à arc par pays en 2020 — Chine 9 %, Union européenne 44 %, Inde 56 %, Japon 25 %, États-Unis 71 %, Russie 33 %. JRC d'après World Steel Association, 2021 ; graphique redessiné à partir des valeurs. Ces parts ont bougé depuis, surtout en Chine.
• Le cuivre est un élément résiduel, qu'on ne sait pas retirer du bain une fois qu'il y est, contrairement au carbone, au silicium ou au phosphore que l'oxydation emporte. Ce que la ferraille en porte, en pourcentage de la masse : chutes de l'aciérie 0,021, emballages 0,05, ferraille lourde de démolition 0,234, voitures broyées 0,23 — Olivier, Becker et Nylén, KIMAB, 2006. Ce que le produit tolère : armatures de béton 0,40, barres, tubes et fil 0,10, tôle d'automobile et emboutissage profond 0,06 — Daehn, Cabrera Serrenho et Allwood, Environmental Science & Technology 51(11), 2017, et Schrade et al., 2006. Une voiture broyée porte donc près de quatre fois ce qu'une tôle d'automobile tolère, et seules les armatures acceptent une telle teneur.
• Le gisement, et la part qui grossit : 650 Mt de ferraille refondues chaque année pour faire de l'acier, sur 1 869 Mt d'acier brut, dont environ 400 Mt de fin de vie en 2019 — et 600 attendues en 2030, 900 en 2050. Durée de vie moyenne d'un produit en acier : 40 ans, de quelques semaines pour un emballage à cent ans pour un bâtiment. worldsteel, « Scrap use in the steel industry », mai 2021.
• Cette source dit plus que le reel n'en retient — le cuivre reste gérable à l'échelle mondiale jusque vers 2050, mais à condition d'un commerce de ferraille parfaitement coordonné et d'une dilution massive, stratégie qu'elle juge « increasingly impractical ».

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; la couverture reprend le grappin de Visitor7, CC BY-SA 3.0. Huit des dix étant sous CC BY-SA, cette vidéo est elle-même diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Fer préréduit — 140,8 Mt en 2024, un record, contre 135,7 en 2023 (Midrex). Rapporté aux 1 887 Mt d'acier brut mondial, cela fait 7,5 %. Par pays — Inde 54,7 Mt, Iran 34,7, Russie 8,0, Arabie saoudite 6,6, Égypte 6,4.
• La part au gaz est calculée, et c'est le seul chiffre du reel qui le soit — Midrex publie 76,2 Mt pour ses usines, « 54,1 % du total » et « 80,1 % du fer sorti de fours à cuve », donc 95,1 Mt de cuves, soit 68 % des 140,8. Le tiers restant, environ 46 Mt, est au charbon, et l'Inde en fait presque tout : 54,7 Mt dont environ 80 % en fours rotatifs au charbon.
• Émissions, en tCO₂ par tonne d'acier brut — réduction directe au gaz naturel plus four à arc, 0,90 ; à l'hydrogène, 0,07 avec une électricité sans émissions et 0,91 sur le réseau UE-27 à 240 gCO₂/kWh ; route intégrée, 2,10. Le facteur trente est 2,10 / 0,07.
• Électricité — environ 3,5 MWh par tonne d'acier pour la route hydrogène, dont 2,6 pour l'électrolyse et 0,6 pour le four à arc. Sur le réseau français (56 gCO₂/kWh) la route retombe à 0,27 ; sur la moyenne mondiale (480 g) elle monte à 1,75, soit plus que le gaz naturel. C'est pourquoi le reel dit « bas carbone » et non « électrique ».
• Le mélange progressif — le gaz réducteur d'une cuve au gaz naturel est déjà à 55 mol % d'hydrogène ; jusqu'à 30 % du gaz naturel peut être remplacé sans modifier les équipements, et au-delà les modifications ne touchent ni le four de réduction, ni les scrubbers, ni le reformeur. Midrex Technologies, « MIDREX NG with H2 Addition ». C'est un document d'équipementier, à lire comme des spécifications de procédé et non comme une évaluation économique.

Deux photographies issues de Wikimedia Commons, toutes deux sous CC BY-SA 3.0 ; la couverture reprend l'une d'elles, le four à arc de GMH official. Cette vidéo est donc diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Réaction commune, sans carbone — 2 Fe₂O₃ → 4 Fe + 3 O₂ ; le sous-produit est de l'oxygène. Le 0,07 tCO₂/t résiduel est le carbone de carburation : un acier contient du carbone par définition.
• Les trois routes électriques, en tCO₂ par tonne d'acier brut et en MWh par tonne — électrolyse en oxyde fondu 0,07 et 4,20 MWh (1,08 sur le réseau UE-27) ; électrogagnage alcalin 0,07 et 3,60 MWh (0,93) ; réduction directe à l'hydrogène 0,07 et 3,50 MWh (0,91). Le réseau UE-27 est pris à 240 gCO₂/kWh en 2023, valeur périssable qui baisse.
• Le minimum thermodynamique de la réduction du fer est d'environ 2,6 MWh par tonne. L'oxyde fondu à 4,2 et l'électrogagnage à 3,6 en sont à un facteur 1,4 à 1,6, quand les 3,5 MWh de la route hydrogène incluent déjà les pertes de l'électrolyseur. C'est là que se joue la marge de progrès.
• Boston Metal (Woburn, Massachusetts), électrolyse en oxyde fondu — cellule industrielle mise en service en mars 2025, environ une tonne d'acier sur la plus longue campagne. En mai 2026 la société lève 75 M$ et recentre ses moyens sur les métaux critiques, ce que la vidéo dit : un spectateur qui va vérifier le trouve en trois clics, et il vaut mieux qu'il l'apprenne de nous.
• Volteron (ArcelorMittal et John Cockerill), électrogagnage alcalin, suite industrielle du projet européen SIDERWIN achevé — annoncé le 14 juin 2023, une première usine de 40 000 à 80 000 t/an de plaques de fer visant 2027, puis 300 000 t à 1 Mt/an. Un pilote a été mis en service en avril 2025. Le reel s'arrête au pilote, et pas à la date de 2027 : ni le site ni la décision d'investissement ne sont publics.
• Cinq cents tonnes par coulée de haut fourneau, contre quelques tonnes par jour pour une cellule pilote. Ces routes ne sont pas équivalentes en disponibilité, et c'est tout le propos de la dernière phrase.

Aucune photographie dans la vidéo, seulement une planche dessinée pour la série. La couverture montre une série de cuves d'électrolyse d'aluminium (Albasmelter, CC BY-SA 4.0) : l'acier n'en a pas encore à cette échelle, et c'est l'argument même de l'épisode.

• Les 4 000 TWh par an et l'équivalence avec la production électrique des États-Unis sont les chiffres de l'auteur discuté, repris sans être contestés. Le reel ne discute pas le calcul, il discute ce qu'on met en face.
• La thèse est citée dans ses deux moitiés, et la première compte autant que la seconde : il ne s'agit pas seulement de consommer moins d'acier, mais de ne pas miser sur les technologies de décarbonation et, à la place, d'en consommer moins. C'est ce premier terme que la vidéo discute — renvoyer la décarbonation à la seule sobriété, c'est retarder ce qui marche déjà.
• L'acier — 3,5 GtCO₂ par an, près de 10 % des émissions mondiales, et environ 14 % du charbon consommé dans le monde. La sidérurgie a consommé 1,14 Gt de charbon en 2022 (755 Mt de charbon à coke et 389 Mt de charbon vapeur) sur les 8,5 Gt mondiales. Global Efficiency Intelligence, « Steel and Coal » ; AIE pour le total.
• Le billet de 2024 disait « un quart du charbon consommé dans le monde, plus de 2 Gt par an » : c'était faux des deux côtés, et il est corrigé. L'erreur venait probablement du tonnage d'acier, environ 2 Gt par an, cité plus loin dans le même billet et reporté par mégarde sur le charbon.
• Les deux dénominateurs des graphiques de mise en perspective sont des hypothèses de cadrage et non des valeurs citées — 37 GtCO₂ d'émissions mondiales et 45 000 TWh d'électricité bas carbone en 2050. Ce sont les deux seules valeurs de la série dans ce cas.
• L'acier des éoliennes — entre 15 et 25 Mt par an. L'écart vient de l'intensité matière retenue pour l'éolien terrestre ; la conclusion tient dans les deux cas, puisqu'on compare à 1 900 Mt produites.
• Énergie primaire mondiale depuis 1800 — Our World in Data, méthode de substitution. La biomasse traditionnelle passe de 5 556 TWh en 1800 à 11 111 en 2024, elle a doublé, pendant que le charbon passait de 97 à 45 931, rejoint par le pétrole puis le gaz. Rien n'a remplacé rien.
• Fer préréduit — 140,8 Mt en 2024 (Midrex). Le reel dit « en 2024 » et non « l'an dernier », la statistique de 2025 n'étant pas encore publiée.

Aucune photographie dans la vidéo ; les graphiques sont redessinés aux couleurs de la série à partir des valeurs, et la série Our World in Data est citée sur la figure. La couverture est sous CC0 (Daniel Olah).

• Coûts d'abattement — France Stratégie, « Les coûts d'abattement — Partie 7 : Acier », rapport de la commission présidée par Alain Quinet, octobre 2024. Réduction directe au gaz naturel 75 à 123 €/tCO₂ évitée pour 40 % d'émissions en moins ; avec capture et stockage 161 € pour 65 % ; hydrogène produit à l'étranger 117 € pour 65 % ; électrolyse directe du minerai 192 €. Horizon 2030.
• La cinquième barre est la seule qui ne vienne pas du tableau 1. Le rapport ne chiffre pas la réduction directe à l'hydrogène produit en France, qu'il dit « fortement dépendante de la mise en œuvre » : son hypothèse centrale est un hydrogène à 5 €/kg, et dans le cas qui lui est le plus favorable — 3 €/kg, gaz à 50 €/MWh — le coût d'abattement ressort à 392 €/tCO₂. C'est cette valeur qui est à l'écran, sans pourcentage de réduction à côté, faute d'être publiée.
• La valeur de référence du carbone est de 295 €/tCO₂ en 2030 (France Stratégie, rapport Quinet actualisé), quand le quota européen s'échange autour de 80 € : c'est l'écart qui explique qu'aucune route ne soit rentable au prix du marché.
• Dunkerque — four électrique confirmé en février 2026, 1,3 Md€, 2 Mt/an, mise en service visée en 2029, ≈ 0,6 tCO₂ par tonne d'acier sur un mix ferraille, fer préréduit et fonte. Le projet de réduction directe à l'hydrogène est suspendu.

Vue aérienne : orthophoto IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et emprise OpenStreetMap (ODbL). Aucune photographie sous CC BY-SA dans cette vidéo, qui est donc diffusée sous licence CC BY 4.0 ; sa couverture reprend la même vue aérienne.

• Les coûts d'abattement et le prix du quota sont ceux de l'épisode précédent — France Stratégie, octobre 2024.
• La RE2020 fixe un seuil de carbone sur le bâtiment fini, pas sur chaque matériau : c'est l'instrument dont le reel compare le principe à ce qui manque pour l'acier.

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; la couverture reprend l'atelier de carrosserie de l'usine BMW de Leipzig (BMW Werk Leipzig, CC BY-SA 2.0 de). Les deux clichés étant sous CC BY-SA, cette vidéo est elle-même diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Calcaire à 80 % de la matière crue, précalcinateur à ≈ 900 °C avec 60 % du combustible, four rotatif de 50 à 70 m, brûleur principal à 1450 °C — note de procédés industriels, valeurs d'ingénierie 2025.
• Les 22 fours à clinker en service en 2023 — registre IndustryForge (Zenodo 10.5281/zenodo.21979417, CC BY 4.0), recoupé avec le Global Cement and Concrete Tracker ; 13,9 Mt de ciment en 2024 et 150 km de livraison en moyenne — France Ciment et SFIC.
• Lumbres — 800 000 t de ciment par an, 135 salariés (L'Usine Nouvelle, 2024) ; emprise de 100 ha mesurée sur OpenStreetMap, soit 140 terrains de football.

Photographies d'atelier issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; carte et vue aérienne IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL). La couverture reprend la vue aérienne de Neubeckum (Dietmar Rabich, CC BY-SA 4.0). Quatre clichés étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• La cascade, en tCO₂ par tonne de clinker — décarbonatation 0,52 (CaCO₃ → CaO + CO₂), combustion 0,31, soit 0,83, dont 62 % sans combustible ; × 0,75 de clinker dans le ciment, 0,62 tCO₂ par tonne de ciment. Valeurs d'ingénierie 2025, émissions directes.
• Un four moderne consomme 3,2 à 3,7 GJ par tonne de clinker, à 15 % de son minimum thermodynamique.
• Lumbres, programme K6 (Eqiom et Air Liquide) — près de 8 Mt de CO₂ à capter sur les dix premières années, Fonds européen d'innovation (150 M€) ; Air Liquide, 1er avril 2022. Le captage était annoncé pour 2028 par Eqiom en 2022 ; l'Autorité environnementale dit « à l'horizon 2027-2028 » (2024).

Photographies d'atelier issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; vue aérienne IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL). La couverture reprend le fond de la carrière de Deuna (ErwinMeier, CC BY-SA 4.0). Plusieurs clichés étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• En kgCO₂ par tonne de ciment, émissions directes — 390 de procédé + 230 de combustion = 620 ; avec 50 % de combustibles alternatifs, 390 + 170 = 560. Valeurs d'ingénierie 2025.
• Intensité et part biogénique des combustibles — WBCSD / CSI, Getting the Numbers Right, 2016, p. 13 ; objectif de la profession, 95 % de substitution dont 45 % de biomasse — ADEME, Plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière, 2021, tableau 4 p. 34.
• Airvault (Heidelberg Materials) — ligne de cuisson neuve mise en service en mai 2026, jusqu'à 90 % de combustibles alternatifs.

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; vue aérienne IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL). La couverture reprend des déchets avant broyage (Fun4life.nl, domaine public). Plusieurs clichés étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• En kgCO₂ par tonne de ciment — 420 sur le seul taux de clinker, 370 cumulé avec les combustibles alternatifs, soit environ − 40 % depuis 620 ; plancher de 260, la décarbonatation seule à 50 % de clinker.
• « Le clinker […] assure la fonction de "colle" » et les freins du chantier et de la commande publique — ADEME, Plan de transition sectoriel de l'industrie cimentière, 2021, p. 13, 15, 31 et 35.
• Xeuilley (Vicat) — argiles calcinées depuis 2024, 15 % des émissions du site ; NF EN 197-5 (2021) ; classes GWR du FD P18-483-2 (mars 2025) ; Bournezeau (Hoffmann Green) — 250 000 t par an sans four sur le site.

Photographies issues de Wikimedia Commons (Lorenzo Bonino, CC BY 3.0 ; Steve Pivnick, U.S. Air Force, domaine public) ; vues aériennes IGN / Géoplateforme et OpenStreetMap ; schémas dessinés pour la série. La couverture reprend les nodules de clinker de Lorenzo Bonino. Aucune photographie sous CC BY-SA : cette vidéo est diffusée sous licence CC BY 4.0.

• En kgCO₂ par tonne de ciment — 370 avant capture, dont 260 de décarbonatation ; 90 % captés, 37 restent (four à flamme) ; four électrique, 270 avant capture et 27 après (calculé). Valeurs d'ingénierie 2025.
• Le 8 kilos et le passage sous zéro sont calculés — substitut à 85 kgCO₂/GJ dont 47 % de carbone biogénique, 90 % captés biogénique compris, CO₂ biogénique enfoui compté en négatif. Un ordre de grandeur, qui repose sur une convention.
• Brevik (Heidelberg Materials) — inauguré le 18 juin 2025, conçu pour 400 000 t par an soit 50 % des émissions de l'usine, taux limité par la chaleur perdue disponible ; 58 408 t captées en 2025 (rapport annuel 2025, p. 121).
• Pilote d'oxycombustion catch4climate, Mergelstetten, inauguré le 8 juillet 2026 ; maturité — IEA, Clean Energy Technology Guide, 2026 (amines à captage partiel TRL 9, oxycombustion TRL 7).

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; carte Sentinel-2 cloudless 2016 (EOX IT Services, CC BY 4.0) ; schémas dessinés pour la série. La couverture reprend l'unité de captage de Brevik (PutTheKettleOn, CC BY 4.0). Deux clichés étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Northern Lights — bateau de Brevik vers le terminal d'Øygarden depuis juin 2025 ; première injection en août 2025 dans le réservoir Aurora, 2 600 m sous le fond, au bout d'une conduite de 100 km (Equinor, 25/08/2025). CO₂ dense au-delà d'environ 800 m (GIEC, 2005, ch. 5) ; Sleipner, environ 1 Mt par an depuis 1996.
• France — aucun site de stockage prêt (Autorité environnementale, avis 2024-75) ; Lacq abandonné en octobre 2024 (AFP) ; lauréats de février 2026 aidés 15 ans : Montalieu 1,2 Mt/an (Vicat), Airvault 950 kt/an à partir de 2031, dont environ 20 % biogénique pour du carburant (dossier de presse du gouvernement).
• Coût — « doubler le coût du ciment » à Lumbres (Eqiom) ; les 2 000 € par maison neuve, environ 1 % de son prix, sont un ordre de grandeur calculé (environ 15 t de ciment, 90 à 140 €/t, doublé). Carburant de synthèse : retour à l'air en moins d'un an (AIE, 2019).

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; carte et vues aériennes IGN (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL) ; schémas dessinés pour la série. La couverture reprend le terminal de Northern Lights à Øygarden (Zypres, CC BY-SA 4.0). Les clichés étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Reprise du CO₂ — 21,3 Gt repris de 1928 à 2023, soit environ 46 % du CO₂ de procédé (la pierre) émis sur la période, combustibles non compris ; le mortier fait 48 % de la reprise, le béton 41,5 % (Niu, Andrew, Xi et al., Earth System Science Data 17, 2231, 2025 ; Xi et al., Nature Geoscience, 2016, donnaient 43 % sur 1930-2013).
• Vitesse — la profondeur carbonatée croît comme la racine du temps ; béton courant, dehors à l'abri de la pluie, environ 4 mm par racine d'année, soit 12,6 mm à 10 ans et 28 mm à 50 ans (Lagerblad, CBI 2005, repris dans la norme NF EN 16757).
• Injection dans le béton frais — 0,1 à 0,4 % du poids de ciment, dont environ 90 % se minéralise, soit moins de 1 % des 620 kg de CO₂ émis par tonne de ciment ; 4 à 5 % de ciment en moins selon le fabricant (CarbonCure), chiffre non vérifié indépendamment.
• FastCarb (recommandations d'avril 2024) — démonstrateurs chez Vicat à Créchy et LafargeHolcim à Val d'Azergues, fumées à environ 15 % de CO₂ ; sable recyclé 31 à 39 kg de CO₂ par tonne, gravillon 5 à 12 ; un béton de granulats recyclés carbonatés économise jusqu'à 17,4 kg de CO₂ par m³, environ 10 % de son impact.
• Gennevilliers — procédé Neustark chez Lafarge Granulats, CO₂ biogénique d'unités de biogaz, plus de 1 000 t par an (communiqué du 10/12/2024), annoncé pour 2025, sans mise en service publiée. Le « dixième » est un plafond calculé : environ 10 kg de CO₂ par tonne de granulat × 1,85 t/m³, rapportés à environ 175 kg de CO₂ par m³ de béton.

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; cartes et vues aériennes IGN (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL) ; schémas dessinés pour la série. La couverture reprend la Cité radieuse à Marseille (Gatotienesueño, CC0). Deux des photos étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Usages et sources — AIE, Global Hydrogen Review 2024, année 2023 : 97 Mt produits pour un usage ; raffinage 43 Mt (44 %), ammoniac environ 32 Mt (33 %), méthanol environ 16 Mt (17 %), acier par réduction directe environ 5 Mt (6 %), transport routier 60 kt. Gaz naturel environ deux tiers, charbon 20 %, sous-produit plus de 15 % ; bas carbone moins de 1 %.
• Port-Jérôme — environ 50 000 Nm³/h d'hydrogène envoyés à la raffinerie voisine pour désulfurer les carburants (Air Liquide). « Une centaine de tonnes par jour » est calculé : 50 000 × 0,0899 kg/Nm³ ≈ 4,5 t/h, soit environ 108 t/jour à pleine charge.
• Procédé — tubes catalytiques à environ 900 °C (CH₄ + H₂O → CO + 3 H₂), conversion du CO à 200–400 °C (CO + H₂O → CO₂ + H₂), purification par tamis moléculaire à 99,9 %. Environ 60 % de l'hydrogène mondial par vaporeformage : ordre de grandeur de nos notes de procédés.

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; vue aérienne IGN (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL). La couverture reprend la raffinerie de Port-Jérôme vue de Quillebeuf (Gérard, CC BY-SA 4.0). Deux des photos étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Bilan, en kgCO₂ par kg d'hydrogène, du puits à la sortie de l'usine (fuites de méthane à 1,5 %, électricité de l'usine sans émissions) — amont du méthane 2,0, brûleurs 3,3, carbone du méthane dans le gaz du procédé 5,7, soit 11,0 (11,19 sur le réseau UE-27 de 2023). Dans l'usine seule, 9,0, dont 63 % de chimie. Bilan CH₄ + 2 H₂O → CO₂ + 4 H₂ : un carbone entré, un CO₂ sorti.
• La cuve de conversion — un seul étage à haute température dans une usine d'hydrogène à tamis moléculaire, et le gaz résiduaire de la purification brûlé sous les tubes (IEAGHG, rapport 2017-02). Pour le méthanol, le gaz a déjà environ 50 % d'hydrogène en trop : on ne convertit pas le CO (Casale, brevet EP 2 116 295).
• Erratum — la planche filmée indique « ≈ 8 % vol » de CO₂ dans les fumées de la cheminée. Sans capture, l'usine de référence n'a qu'une cheminée, à environ 21 % de CO₂ (IEAGHG, 2017-02, p. 4-5).
• Le même partage ailleurs, hors amont du combustible — haut fourneau, 1,30 t de CO₂ de procédé et 0,55 de combustion par tonne d'acier (70 / 30) ; ciment, 0,39 et 0,23 t par tonne (63 / 37). Port-Jérôme : capture par le froid sur le gaz du procédé, jusqu'à 100 000 t de CO₂ par an depuis 2015 (Air Liquide).

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; vue aérienne IGN (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL). La couverture reprend un vaporeformeur en service à Leuna (Hannob, CC0). L'une des photos étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Les voies, en kgCO₂ par kg d'hydrogène, du puits à la sortie de l'usine, électricité sans émissions (réseau UE-27 de 2023 entre parenthèses) — vaporeformage 11,0 (11,19) ; avec capture du gaz du procédé, 5,6 (6,2), soit environ 95 % de ce flux et 60 % du CO₂ émis sur le site ; reformage autotherme avec capture à 94 %, 2,65 (3,47), dont 2,0 d'amont du méthane. Ordres de grandeur de nos notes de procédés.
• L'amont du gaz — 2,0 kgCO₂e par kg d'hydrogène, avec des fuites de méthane supposées à 1,5 %, est une hypothèse plutôt basse : avec l'approvisionnement européen moyen décrit par Bauer et al. (Sustainable Energy & Fuels, 2022) et le même taux de fuites, on trouverait plutôt 3.
• Les sites — Port-Jérôme capte environ 100 000 t de CO₂ par an depuis 2015, vendues et non stockées (ACER, 2025). Quest (Alberta, exploité par Shell) capte plus d'un million de tonnes par an depuis 2015, stockées dans un aquifère salin. HPP1 (Stanlow) : reformage autotherme avec capture, 350 MW, environ 600 000 t de CO₂ par an, décision d'investissement attendue en 2026.
• L'ATR existe — le réacteur autotherme à l'oxygène pur fabrique le gaz de synthèse d'usines de méthanol et de carburants de synthèse, par exemple Oryx GTL au Qatar depuis 2006 (Topsoe). C'est la production d'hydrogène à fort taux de capture qui n'est pas encore démontrée à grande échelle (AIE, Global Hydrogen Review 2026).

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; vue aérienne IGN (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL). La couverture reprend une unité de séparation d'air au Creusot (Pressefoto Westfalen AG, CC BY 3.0). Plusieurs photos étant sous CC BY-SA, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Transparence — le procédé plasma a été développé au centre PERSEE de Mines Paris. Mines Paris, par Armines, détient des parts de Monolith ; l'auteur n'en détient aucune.
• Les chiffres, en kgCO₂ par kg d'hydrogène, du puits à la sortie de l'usine — 2,5 avec une électricité sans émissions (l'amont du gaz du vaporeformage, 2,0, mis à l'échelle des 4 kg de méthane de la pyrolyse) ; 8,5 sur le réseau UE-27 de 2023 (2,5 + 25 kWh × 240 g). Ce sont des calculs, à partir de 25 kWh par kilo : Fulcheri (Annales des Mines, 2022) donne 10 à 30 kWh selon les torches.
• « Un quart de méthane en plus » — 4 kg de méthane au minimum (CH₄ → C + 2 H₂, conversion complète) contre 3,4 kg au vaporeformeur (IEAGHG, 2017), soit + 26 %. « Près de 300 millions de tonnes » : 97 Mt d'hydrogène (AIE, Global Hydrogen Review 2024) × 2,98 ; marché du noir de carbone, 12 à 14 Mt par an. « Jusqu'à 11 kg » : 2,98 kg de carbone × 44/12, brut, avant les émissions du biogaz et de l'électricité.
• « Au moins la moitié des réserves » — la moitié des réserves de gaz pour 2 °C (McGlade et Ekins, Nature, 2015), 56 % pour 1,5 °C (Welsby et al., Nature, 2021, après correction). Pourquoi « trop de gaz » : le billet « Rupture de stock ? » (2024).
• Les sites — Monolith : usine Olive Creek, à Hallam (Nebraska), environ 14 000 t de noir de carbone par an ; en 2026, elle passe du gaz naturel à une charge d'hydrocarbure liquide, et son projet d'ammoniac est remplacé par un centre de données. BASF et ExxonMobil : démonstrateur prévu à Baytown, jusqu'à 2 000 t d'hydrogène et 6 000 t de carbone par an (annonce du 17/11/2025), chauffé à l'électricité, sans plasma. Hazer : démonstrateur sur le biogaz de la station d'épuration de Woodman Point, près de Perth, 100 t d'hydrogène par an de capacité ; mis en veille après plus de 1 500 heures de marche (ARENA, 2025).

Carte des réserves de gaz : BP Statistical Review of World Energy 2021, fond Natural Earth. Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; la couverture reprend une pile de pneus (PheobeLongneck, CC0). La photo du méthaniseur étant sous CC BY-SA 4.0, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• Électrolyseur courant (alcalin ou à membrane) : 53 kWh d'électricité par kg d'hydrogène, rendement système moyen de l'AIE (Global Hydrogen Review 2025). Le kilo d'hydrogène contient 33,3 kWh (pouvoir calorifique inférieur) : 33,3 / 53 = 63 % (74 % sur le pouvoir calorifique supérieur, 39,4 kWh).
• Le seuil — 11,19 / 53 ≈ 210 gCO₂/kWh, où 11,19 kg est le vaporeformage compté sur le réseau UE. Trois fois le même électrolyseur : France 2023 à 56 g → 2,97 kg ; UE-27 2023 à 240 g → 12,72 ; monde 2023 à 480 g → 25,44, contre 19,5 pour la gazéification du charbon. Le 240 g européen date de 2023 et baisse vite : ces valeurs sont à redater chaque année.
• Haute température (électrolyse à oxyde solide) : cellule en céramique, typiquement entre 600 et 900 °C (AIE, guide ETP des technologies) ; 38 kWh d'électricité + 9 kWh de chaleur par kg, système (DOE, 2024) ; maturité 8 sur 9, contre 9 pour l'alcalin et la membrane (AIE, GHR 2026). Démonstrateur MultiPLHY (Sunfire) à la raffinerie Neste de Rotterdam : 2,6 MW, plus de 60 kg d'hydrogène par heure, démarré le 6 octobre 2025.
• Les sites — Normand'Hy (Air Liquide, Port-Jérôme-sur-Seine) : 200 MW à membrane, ≈ 28 000 t par an annoncées, raccordé au réseau en juin 2025, production annoncée pour 2026. Holland Hydrogen 1 (Shell, Rotterdam) : 200 MW alcalin, raccordé au réseau d'hydrogène de Rotterdam en mars 2026, démarrage attendu fin 2026. Chifeng (Envision, Mongolie-Intérieure) : 500 MW, en service depuis juillet 2025 (AIE, GHR 2026). Sources consultées entre le 14 septembre et le 1er octobre 2026.

Vue aérienne : orthophoto IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et emprise OpenStreetMap (ODbL). Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image. Le module d'électrolyse (Bubble60) étant sous CC BY-SA 4.0, cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0.

• 513 heures de prix négatif en France en 2025 : RTE, Bilan électrique 2025 (EPEX SPOT). Avec les prix horaires de 2025 et un électrolyseur à 1 350 €/kW, tourner les ≈ 4 300 heures les moins chères donne ≈ 3,5 €/kg contre ≈ 4,6 en continu — un calcul simple, qui dépend du coût de l'électrolyseur. Le stock montré (≈ 80 jours de consommation de l'usine) est calculé sur les mêmes prix, sans coût ni arrêt.
• Le gaz au vaporeformeur plutôt qu'à la centrale : par un cycle combiné (un peu moins de 60 % ; record de 62,22 % à Bouchain, homologué en 2016) puis l'électrolyse (63 %), ≈ 37 % de l'énergie du gaz finit en hydrogène ; directement au vaporeformeur, ≈ 76 %.
• Manosque (projet GeoH2, Géométhane) : deux cavités salines existantes, non exploitées, voisines des cavités de gaz naturel ; ≈ 6 000 t d'hydrogène, à plus de 1 000 m et près de 200 bars ; mise en service visée en 2031 (dossier du débat public, mars 2025 ; décision du maître d'ouvrage, 11/12/2025).
• Canalisations : 1 636 km d'hydrogène en service dans l'UE (ACER, 2025). HY-FEN (NaTran) : plus de 800 km de Fos-sur-Mer à la frontière allemande, ≈ 2 Mt/an, service visé en 2032, décision d'investissement non prise. Volume : 10,8 MJ/Nm³ pour l'hydrogène contre 35,8 pour le méthane (NIST), rapport 3,3 ; à rapport de pression égal, ≈ 3,3 fois le travail de compression par unité d'énergie (Haeseldonckx et D'haeseleer, Int. J. Hydrogen Energy, 2007).
• La valeur de la cavité vient de travaux en cours (MINES Paris – PSL), non encore publiés, sur Fos-sur-Mer et la cavité de Manosque : quand l'hydrogène doit venir de l'électrolyse, la cavité réduit son coût d'environ 11 % dans le cas central, de 5 à 16 % selon l'année météo — un ordre de grandeur. Sources consultées entre le 2 et le 4 octobre 2026.

Vues aériennes : orthophoto IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et Sentinel-2 cloudless 2016 d'EOX (CC BY 4.0). Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; pictogrammes Tabler Icons (MIT). Cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Près de 100 millions de tonnes : 97 Mt en 2023, l'hydrogène produit exprès pour un usage (AIE, Global Hydrogen Review 2024, encadré 2.1). Presque tout fossile : gaz naturel environ deux tiers, charbon 20 %, sous-produit des raffineries plus de 15 % (lui aussi fossile) ; bas carbone, moins de 1 Mt. Raffinage 43 Mt (44 %), ammoniac 32 Mt (un tiers), méthanol 17 %, acier par réduction directe environ 6 % ; transport routier 60 000 t, moins d'un millième (même rapport).
• Trois fois plus de volume : pouvoir calorifique inférieur de 10,8 MJ/Nm³ pour l'hydrogène contre 35,8 pour le méthane (NIST), rapport 3,3.
• 2,5 fois plus d'électricité : 115,1 MJ d'électricité à la prise pour 100 km avec une voiture à hydrogène (électrolyse, compression à 700 bar, pile à combustible) contre 45,66 MJ pour la voiture à batterie du même corpus, même segment (JEC Well-to-Wheels v5 et Tank-to-Wheels v5, Centre commun de recherche de la Commission européenne, 2020) ; rapport 2,52. Aucun chiffre de demande future : les scénarios se contredisent d'un facteur deux et plus.

Figures dessinées pour la vidéo ; pictogrammes Tabler Icons (MIT). Couverture : photo d'épandage d'engrais de Wikideas1 (Wikimedia Commons, CC0). Cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Crookes : discours présidentiel à la British Association, Bristol, septembre 1898, publié dans The Wheat Problem (1899) : « just enough to supply the increase of population among bread-eaters till the year 1931 » ; « it is the chemist who must come to the rescue ». Le salpêtre du Chili : plus de la moitié de l'azote fixé dans le monde en 1913 (Smil, Enriching the Earth, 2001) ; 78 % d'azote dans l'air.
• Haber : démonstration du 2 juillet 1909 à Karlsruhe, lettre du lendemain citée par Smil (Nature, 1999) ; environ 2 cm³ d'ammoniac liquide par minute, soit un verre toutes les deux heures (Tamaru, 1991, d'après Coates, 1939) ; 200 atmosphères, osmium et uranium, circulation du gaz : conférence Nobel de Haber (1920). La raison du catalyseur et de la pression : la réaction dégage de la chaleur, l'équilibre fuit l'ammoniac quand on chauffe et y revient quand on comprime ; le fer permet de casser la triple liaison sans trop chauffer (Ertl, Nobel 2007).
• Bosch : tubes éclatés après 80 heures, acier décarburé par l'hydrogène, réacteur à double paroi (conférence Nobel de Bosch, 1932) ; plus de 2 500 formules de catalyseur en 6 500 essais jusqu'en 1910, puis le fer promu (Appl, 1997). Oppau : 9 septembre 1913, prévue pour 30 t par jour, pleine capacité en 1914 (BASF ; Appl, 1997). « 35 fois plus » : 400 000 t par an au Havre, soit 1 100 t par jour, divisées par 30.
• La guerre : blocus britannique, promesse du salpêtre de Bosch (septembre 1914), première unité d'acide nitrique d'Oppau (mai 1915), Leuna (avril 1917) : Science History Institute ; BASF. Nobel : Haber pour 1918, remis en 1919 ; Bosch pour 1931, avec Bergius (nobelprize.org).

Images d'archives de Wikimedia Commons, auteur et licence sur chaque image : champ de blé (W.carter, CC0), Crookes (Fournier d'Albe, 1923, domaine public), exploitation de salpêtre Paposo (Luis Boudat, 1889, domaine public), Haber (gravure d'Emil Orlik, 1922, domaine public), Carl Bosch et le four d'Oppau (BASF Corporate History, CC BY-SA 3.0), Oppau en 1914 (Otto Bollhagen, domaine public). Vue aérienne du Havre : IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte), OpenStreetMap (ODbL). Carte : Sentinel-2 cloudless 2016, EOX, CC BY 4.0. Figures dessinées pour la vidéo. Cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• L'usine du Havre : site Yara de Gonfreville-l'Orcher, emprise de 33 hectares (OpenStreetMap) ; 155 salariés (ICI Normandie, décembre 2023) ; 400 000 t d'ammoniac par an (France 3 Normandie, 2014 ; 390 000 selon L'Usine Nouvelle, 2022) ; trois usines en France depuis l'arrêt de Grandpuits (LAT Nitrogen, mars 2026). L'urée : 320 000 à 330 000 t par an, premier producteur français d'AdBlue.
• Le procédé : second reformeur soufflé à l'air, un azote pour trois hydrogènes (Appl, Ammonia) ; le CO2 qui empoisonnerait le catalyseur (Fertilizers Europe, BAT Booklet 1, Production of Ammonia, 2000, p. 13 ; AIE, Ammonia Technology Roadmap, 2021, p. 30) ; la boucle à 200 bars et 450 degrés, catalyseur au fer, 15 % convertis par passage, stockage liquide à moins 33 degrés ; sept fois sur dix vers les engrais (AIE, 2021).
• Les deux tonnes : 178 kg d'hydrogène par tonne d'ammoniac (3 × 1,008 / 17,03) ; 11 kg de CO2 par kg d'hydrogène, vaporeformage amont compris, le chiffre de la série Hydrogène ; 0,178 × 11 = 1,96, et 2,01 avec la compression. Plus de la moitié sort pure de la colonne de lavage : 1,15 sur 2,01, soit 57 %.

Vue aérienne : orthophoto IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte), emprise OpenStreetMap (ODbL) ; carte de France : IGN. Photos de Wikimedia Commons, auteur et licence sur chaque image : l'usine de Porsgrunn et ses colonnes, un train de compresseurs, le réacteur de 1921 à Ludwigshafen, le réservoir de Linz. Figures dessinées pour la vidéo. Cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Les chiffres, en tCO2/t NH3, réseau électrique UE-27 2023 (240 g/kWh) : 2,01 au vaporeformage, dont 1,15 de chimie stœchiométrique et 0,55 de combustible. Capture du seul flux procédé (≈ 60 %) → 1,04. Réacteur autotherme, capture ≈ 93 % → 0,56.
• Où part le CO2 de procédé : en France, 65 % dans l'air, 20 % à l'urée, 15 % vendu (ADEME, Plan de transition sectoriel de l'ammoniac, synthèse, 2023) ; dans le monde, environ 130 Mt sur 250 Mt vont à l'urée, soit 52 % (AIE, Ammonia Technology Roadmap, 2021).
• Sluiskil : jusqu'à 800 000 t/an captées, transportées par navire jusqu'à Øygarden (Norvège), stockées à environ 2 600 m sous le fond marin (Northern Lights) ; inauguration le 7 septembre 2026 (Yara, communiqué du 7/09/2026).

Photos : l'usine Yara de Sluiskil le jour de l'inauguration de sa capture (Union européenne / Guillaume Cortade, CC BY 4.0), un épandeur d'engrais (Vieve Forward, geograph.org.uk, CC BY-SA 2.0), le réservoir d'AdBlue d'un camion (KaiBorgeest, Wikimedia Commons, CC BY-SA 4.0). Carte : Sentinel-2 cloudless, EOX, CC BY 4.0. Figures dessinées pour la vidéo. Cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Les chiffres, en tCO2/t NH3, réseau UE-27 2023 (240 g/kWh) : vaporeformage 2,01 ; électrolyse 0,00 sans émissions, 2,64 sur le réseau européen moyen, 0,62 sur le réseau français (56 g/kWh). 11 MWh d'électricité par tonne d'ammoniac (≈ 9,5 pour l'hydrogène, ≈ 0,6 pour la séparation d'air et la synthèse). Le Havre : 400 000 t/an × 11 MWh = 4,4 TWh/an ; un réacteur nucléaire français produit en moyenne 6,5 TWh/an (EDF, résultats annuels 2025).
• Les projets : Porsgrunn (Herøya, Norvège), 24 MW, inauguré le 10 juin 2024, ≈ 20 500 t NH3/an (Yara, S&P Global). NEOM (Arabie saoudite) : 2,2 GW d'électrolyse, ≈ 4 GW de solaire et d'éolien, plus d'un million de tonnes par an, exploitation commerciale visée en 2027 (ACWA Power, Air Products). Le Havre : projet Green Horizon de Lhyfe, 100 MW, décision d'investissement attendue début 2027, Yara preneur de plus de la moitié de l'hydrogène (Lhyfe ; ICI / France Bleu Normandie).
• La flexibilité : 80 % de charge minimale aujourd'hui, 40 % promis par les constructeurs (Cédric Philibert, dialogue Zenon, 15/06/2023). L'histoire : vers 1930, près d'un tiers des usines d'ammoniac du monde en capacité électrolytique, surtout en Norvège (Rjukan, Glomfjord) et au Canada (Trail) — IRENA, Innovation Outlook: Renewable Ammonia (2022) ; Rouwenhorst et al. (2022).

Photos de Wikimedia Commons, auteur et licence sur chaque image : une unité de séparation d'air au Creusot (Pressefoto Westfalen AG, CC BY 3.0), une colonne de distillation (CC BY-SA 3.0), l'usine de Porsgrunn (Bitjungle, CC BY-SA 4.0), la centrale de Gravelines (Raimond Spekking, CC BY-SA 4.0), l'usine Norsk Hydro de Rjukan vers 1912 (Magnus Himberg / Oslo Museum, CC BY 3.0). Carte de NEOM : Sentinel-2 cloudless, EOX, CC BY 4.0. Figures dessinées pour la vidéo. Cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Boucle basse pression (Tsubame BHB, catalyseur électride) : 50 à 80 bars et 300 °C à 400 °C, contre ≈ 200 bars et ≈ 450 °C ; première unité commerciale le 6 janvier 2026 au Kashiwazaki Hydrogen Park (INPEX), 500 t/an ; 400 000 / 500 = 800.
• Énergie par tonne d'ammoniac : électrolyse + boucle ≈ 33 GJ ; cellule électrochimique, mesurée, 135 GJ (× 4,1) ; plasma, mesuré, 155 GJ (× 4,7), potentiel 50-65 GJ (Rouwenhorst et al. 2020 et 2021 ; IRENA, Innovation Outlook: Renewable Ammonia, 2022).
• Les faux positifs : Andersen et al., Nature (2019). L'entreprise qui a abandonné le plasma faisait des nitrates, pas de l'ammoniac (AgFunderNews, mars 2025). « Haber-Bosch restera dominant dans les décennies à venir » : IRENA (2022), p. 64.

Schémas et planche dessinés pour la vidéo. Cette vidéo est diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• IRENA (2022), scénario 1,5 °C : 183 Mt en 2020, 688 Mt en 2050 (× 3,8), dont marché existant 334 (engrais 267, industrie 67), navires 197, hydrogène transporté 127, électricité 30 (IRENA et Ammonia Energy Association, Innovation Outlook: Renewable Ammonia, 2022).
• L'Antwerpen (EXMAR), transporteur de gaz à moteur bicarburant WinGD, livré en juin 2026. Craquage : au moins 13 % de l'énergie (IRENA). Transport par bateau presque indépendant de la distance (Royal Society, 2020).
• Hekinan (JERA) : 20 % d'ammoniac dans la tranche 4 (1 GW), avril-juin 2024, exploitation commerciale visée pour 2029. Électricité → électricité : 24 à 31 % par turbine (CSIRO, Giddey et al. 2017).
• Parc : ≈ 250 Mt de capacité pour 185 Mt produits ; âge moyen 12 ans en Chine (85 % au charbon), ≈ 24 dans le monde, ≈ 40 en Europe (AIE, Ammonia Technology Roadmap, 2021).

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image ; la couverture reprend l'Antwerpen (Organisation maritime internationale, photo EXMAR, CC BY 4.0). Deux d'entre elles étant sous CC BY-SA 3.0, cette vidéo est elle-même diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Braconnot, « De la transformation de plusieurs substances végétales en un principe nouveau », Annales de chimie et de physique, t. LII (1833) ; coton-poudre : Schönbein et Böttger (1846) ; collodion photographique : Archer (1851).
• Parkes, « On the properties of Parkesine », Journal of the Society of Arts, 22 décembre 1865 ; Parkésine médaillée à l'Exposition de Londres de 1862.
• Celluloïd : brevets Hyatt 1869-1870 ; bakélite : 1907, brevet de 1909 (Science History Institute). Staudinger, « Über Polymerisation », Berichte (1920) ; Barthes, Mythologies, « Le plastique » (1957).

Photographies et documents issus de Wikimedia Commons et du Metropolitan Museum of Art, auteur et licence crédités sur chaque image. Quatre d'entre elles étant sous CC BY-SA, cette vidéo est elle-même diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Staudinger et Fritschi, Helvetica Chimica Acta, vol. V (1922) ; discours Nobel de Staudinger (1953) ; lettre de Wieland rapportée dans ses souvenirs (1961). Svedberg et Fåhraeus, Journal of the American Chemical Society (1926).
• Carothers : néoprène 1930, nylon 1935 (American Chemical Society) ; polyéthylène : Gibson et Fawcett, ICI, 1933 ; Ziegler 1953, Natta 1954, Nobel 1963.
• Production mondiale : 2 Mt en 1950, 460 Mt en 2019 (Our World in Data, d'après Geyer et al. 2017 et l'OCDE 2022) ; polyéthylène et polypropylène : 45 % en 2024 (Plastics Europe, Fast Facts 2025).

Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image. Cinq d'entre elles étant sous CC BY-SA, cette vidéo est elle-même diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.

• Production mondiale : 460 Mt en 2019, 234 Mt en 2000 (OCDE, Global Plastics Outlook, 2022) ; acier : 1 887 Mt en 2024 (worldsteel).
• Lavéra : 720 000 t/an d'éthylène (Naphtachimie, INEOS) ; cinq vapocraqueurs en service en France, Gravenchon arrêté en juin 2024 (L'Élémentarium, « Vapocraquage des hydrocarbures »).
• Procédé (≈ 850 °C, trempe en moins de 0,1 s, séparation à −100 °C) et 1,95 tCO2 par tonne de produits à haute valeur, du berceau à la sortie d'usine, réseau UE-27 à 240 gCO2/kWh : valeurs d'ingénierie 2025.

Vue aérienne : orthophoto IGN / Géoplateforme (Licence Ouverte) et OpenStreetMap (ODbL). Photographies issues de Wikimedia Commons, auteur et licence crédités sur chaque image. Cinq d'entre elles étant sous CC BY-SA, cette vidéo est elle-même diffusée sous licence CC BY-SA 4.0, comme toute la série.