FR 2963017 A1 20120127 FR 1003046 A 20100720 La présente invention concerne un procédé de liquéfaction directe de matière carbonée en lit bouillonnant en présence d'hydrogène incluant une étape de production d'hydrogène issu de ressources non fossiles et produit sans émissions de CO2. Le secteur des transports est très consommateur d'énergie et dépend aujourd'hui essentiellement de la ressource pétrolière, non renouvelable. Sur le plan environnemental, la combustion des carburants contribue fortement aux émissions de gaz à effet de serre (GES), en particulier le CO2. Dans un contexte de changement climatique et de dépendance pétrolière, il est donc nécessaire de diversifier les carburants. Les alternatives à l'utilisation du pétrole sont potentiellement nombreuses : gaz naturel, charbon, biomasse, énergies hydraulique, éolienne, solaire, marine ou nucléaire. Compte tenu des réserves abondantes de charbon, une alternative attractive est la liquéfaction du charbon pour la production de bases carburants. La liquéfaction du charbon plus connue sous le terme anglo-saxon "Coal-To-Liquids" ou "CTL" consiste en la conversion du charbon en hydrocarbures liquides comme les carburants ou des produits de la pétrochimie. La liquéfaction du charbon s'appuie sur deux voies de conception différentes : La voie dite "indirecte", basée sur un brevet BASF de 1913 et les travaux des chimistes Fischer et Tropsch en 1922, consiste, dans un premier temps, à gazéifier le charbon en gaz composé de monoxyde de carbone et d'hydrogène, appelé gaz de synthèse. Ce gaz est ensuite converti en hydrocarbures liquides par le procédé Fischer-Tropsch utilisant des catalyseurs au fer. Ce procédé permet d'utiliser des charbons classiques, de type bitumineux et subbitumineux, et également des charbons peu matures comme les lignites. La voie indirecte, aussi connue sous le terme anglo-saxon "Indirect Coal Liquefaction" ou "ICL", est commercialement utilisée en Afrique du Sud. La voie dite "directe", basée sur les travaux de Bergius en 1913, consiste à faire réagir le charbon dans un solvant en présence d'hydrogène à des températures et pressions élevées pour produire des hydrocarbures liquides. Les produits de la liquéfaction directe sont ensuite traités et purifiés pour amener les produits aux spécifications en vigueur. Ce procédé de liquéfaction se limite souvent aux charbons de types bitumineux et subbitumineux. La voie directe, aussi connue sous le terme anglo-saxon "Direct Coal Liquefaction" ou "DCL", est commercialement utilisée en Chine. Il est important de souligner que la liquéfaction du charbon, quelle soit directe ou indirecte, est avant tout un problème de teneur en hydrogène. La composition du charbon, pauvre en hydrogène (ratio H/C proche de 0.6-0.8), ne permet pas d'obtenir des bases carburants (ration H/C proche de 2) sans un apport massif en hydrogène. L'hydrogène nécessaire à la réaction est généralement fourni à partir de gaz naturel par vaporeformage ou encore, si la seule source d'énergie primaire disponible est le charbon (ce qui est généralement le cas d'une usine installée à proximité immédiate de la mine), par gazéification du charbon. La gazéification du charbon néanmoins produit à côte de l'hydrogène recherché, des quantités non négligeables de CO2, ce qui présente un surcroît de pollution difficilement acceptable dans un contexte international de réduction des gaz à effet de serre. Dans le cas de la liquéfaction indirecte, les émissions de GES lors de la production des bases carburants sont supérieures aux émissions lors de la consommation des bases carburants produites par ce procédé. Bien que ce rapport soit plus avantageux dans le cas de la liquéfaction directe, on estime que 80% des émissions de CO2 proviennent de la gazéification du charbon pour la production d'hydrogène. Les 20% restant proviennent de la combustion du charbon (ou du gaz) dans les fours de chauffe nécessaire à la liquéfaction. Ainsi, la filière de liquéfaction du charbon ne pourra connaître un développement significatif qu'à la condition expresse, soit d'intégrer le captage et le stockage du CO2, soit d'utiliser de l'hydrogène produit à partir de sources n'émettant pas de gaz à effet de serre, ou encore de combiner ses deux voies. Au niveau du bilan CO2, l'utilisation d'hydrogène produit par des ressources n'émettant pas de GES est à favoriser. L'objet de la présente invention est alors de proposer un procédé de liquéfaction de matière carbonée par voie directe limitant les émissions de GES et notamment de CO2. Art antérieur Les procédés de liquéfaction de charbon par voie directe sont connus dans l'état de la technique. Dans les années 60, Hydrocarbon Research, Inc. a développé un procédé de liquéfaction directe du charbon, appelé "H-Coal single stage", qui est décrit dans le brevet US 3,519,553. Ce procédé utilise un réacteur à lit bouillonnant avec un catalyseur d'hydroconversion. Afin d'augmenter les rendements en bases carburants, un procédé utilisant deux réacteurs à lit bouillonnant successifs a été développé par la même société dans les années 70, appelé "H-Coal two stage" ou "H-Coal TSF". Ainsi, le brevet US 4,874,506 décrit un procédé de liquéfaction directe du charbon en deux étapes successives utilisant des réacteurs en lit bouillonnant. Dans ce procédé, le charbon est dans un premier temps broyé et mélangé avec un solvant issu du procédé pour former une suspension qui est ensuite injectée dans le premier réacteur à lit bouillonnant en présence d'un catalyseur d'hydroconversion. L'effluent partiellement hydrogéné est ensuite injecté directement dans un deuxième réacteur à lit bouillonnant opérant sous des conditions opératoires légèrement plus sévères. La source d'hydrogène n'est pas spécifiée. La demande US2008/0103220 décrit l'association d'un procédé de production d'hydrogène non fossile, notamment via la filière nucléaire, avec la voie CTL indirecte. L'hydrogène (et l'oxygène) sont produits par décomposition d'eau (par exemple par électrolyse de l'eau) grâce à de l'énergie nucléaire. L'oxygène est utilisé pour la gazéification du charbon pour produire le gaz de synthèse utilisé dans le procédé Fischer-Tropsch. L'hydrogène est utilisé pour obtenir le bon ratio H2/CO (gaz de synthèse) dans le procédé Fischer-Tropsch.30 Objet de l'invention L'enjeu pour le développement industriel de la liquéfaction directe de matière carbonée est donc de limiter les émissions des gaz à effet de serre produit généralement lors de la production d'hydrogène nécessaire au procédé par gazéification de ressources fossiles. La présente invention vise à améliorer le procédé de liquéfaction directe de charbon connu sous le nom "H-Goal TS" pour limiter les émissions de GES en intégrant une étape de production d'hydrogène issu de ressources non fossiles n'émettant pas de CO2. Bien que l'intégration d'une étape de production d'hydrogène issu de ressources non fossiles ait été développée pour la liquéfaction directe du charbon, elle peut aussi s'appliquer à la liquéfaction indirecte du charbon ainsi qu'à la liquéfaction directe et/ou indirecte de la biomasse, d'algues et/ou de charges issues du pétrole et donc à la liquéfaction de toute matière carbonée. De même, elle peut également être appliquée dans des procédés de liquéfaction en coprocessing de différentes matières carbonées. Par souci de simplification, le terme "H-Goal" ou liquéfaction directe du charbon utilisé par la suite englobe tout procédé de liquéfaction directe de matière carbonée. Dans sa forme la plus large la présente invention se définit comme un procédé 20 de conversion de matière carbonée en bases carburants comprenant les étapes suivantes : a) liquéfaction de ladite matière carbonée en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur contenant un catalyseur supporté en lit bouillonnant, b) liquéfaction d'une partie au moins de l'effluent obtenu dans l'étape a) en 25 présence d'hydrogène dans au moins un réacteur contenant un catalyseur supporté en lit bouillonnant et opérant à une température au moins de 10°C plus élevée que celle de l'étape a), ledit procédé étant caractérisé en ce que qu'il comprend une étape de production d'hydrogène utilisant au moins une ressource non fossile, l'hydrogène ainsi produit étant au moins en partie ou en totalité introduit dans au moins une des étapes de liquéfaction. Les travaux de recherche effectués par le demandeur sur la liquéfaction directe du charbon l'ont conduit à découvrir que ce procédé de liquéfaction directe en deux étapes successives en lit bouillonnant incluant une étape de production d'hydrogène issu de ressources non fossiles permettait d'incorporer plus de carbone contenu dans le charbon dans les bases carburants et donc de baisser considérablement les émissions en CO2 par rapport au procédé conventionnel de liquéfaction directe utilisant de l'hydrogène produit par gazéification du charbon. De même, la conversion du charbon en produits liquides est augmentée de plus de 50%. Par rapport à la liquéfaction directe en une seule étape, la liquéfaction en deux étapes permet d'obtenir des produits de meilleure qualité et avec un meilleur rendement. Ceci se traduit par un besoin en hydrogène plus important dans ce procédé, d'où l'intérêt de produire de l'hydrogène selon la présente invention. De même, les produits de meilleure qualité limitent les besoins d'énergie et d'hydrogène dans des post-traitements éventuels (hydrotraitement, hydrocraquage...) qui peuvent donc être effectués dans des conditions opératoires plus douces. Un autre intérêt de la présente invention est le fait que la liquéfaction directe permet d'obtenir des rendements supérieurs en bases carburants tout en présentant 20 moins d'émission de CO2 par rapport à la liquéfaction indirecte. Un autre intérêt de la présente invention est le fait de pouvoir alimenter l'étape de production d'hydrogène par des énergies non fossiles n'émettant pas de CO2 ou qui sont neutres en émissions CO2, telles que l'énergie nucléaire et/ou les énergies renouvelables. Ainsi, la réduction des émissions peut se faire à deux niveaux : la 25 source d'hydrogène non fossile et l'énergie non fossile nécessaire pour la production d'hydrogène de cette source. Un autre intérêt de la présente invention est la possibilité d'intégrer des procédés de captage et de stockage de CO2 des émissions émis dans le procédé lors de la production d'utilités, telles que la chaleur, la vapeur et/ou l'électricité, et/ou 30 lors de la production d'hydrogène. Les émissions peuvent par exemple provenir des fours de chauffe nécessaires à la liquéfaction, de la gazéification d'une ressource fossile pour compléter la production d'hydrogène, ou de la production d'hydrogène par vaporéformage de gaz naturel ou de coupes hydrocarbonées légères, de préférence issues du procédé de liquéfaction, ou encore de la gazéification de la biomasse dans l'étape de production d'hydrogène issu des ressources non fossiles. Cela présente l'avantage de limiter les émissions de GES d'autant plus : d'un côté on évite intrinsèquement la production du CO2 en intégrant l'étape de production d'hydrogène issu de ressources non fossiles, et de l'autre côte on capte le CO2 produit soit pour des besoins d'utilités, soit pour la production d'hydrogène complémentaire. Si nécessaire, l'hydrogène issu de ressources non fossiles nécessaire à la liquéfaction peut être complété par de l'hydrogène provenant d'une gazéification de ressources fossiles, par exemple d'une gazéification de charbon, d'un résidu pétrolier et/ou, de préférence, d'un résidu issu de la liquéfaction. L'hydrogène peut également provenir d'un vaporéformage de gaz naturel ou de gaz non conventionnels riches en méthane ou encore d'un vaporéformage de coupes hydrocarbonées légères, de préférence issues du procédé de liquéfaction. Dans ce cas, le CO2 produit lors de la gazéification et/ou du vaporéformage est de préférence capté et stocké afin d'abaisser les émissions GES. De même, l'oxygène nécessaire à la gazéification provient de préférence de l'électrolyse de l'eau, utilisée pour la production d'hydrogène de ressources non fossiles. Dans le cas d'une gazéification de biomasse pour la production d'hydrogène issu de ressources non fossiles, le CO2 dégagé pendant la gazéification est compensé par le CO2 qui a été absorbé lors de la photosynthèse durant la croissance des plantes utilisées. Dans ce cas, le bilan CO2 est neutre. De plus, ce CO2 dégagé est de préférence capté et stocké. Dans ce cas, le bilan CO2 est négatif. On peut bien sûr également envisager une co-gazéification biomasse-ressource fossile (charbon, résidu pétrolier et/ou résidu issu de la liquéfaction), et de préférence une co-gazéification biomasse-résidu issu de la liquéfaction.30 Description détaillée La charge La matière carbonée utilisée dans le procédé de liquéfaction directe peut être du charbon, de la biomasse, des algues, des charges issues du pétrole et/ou du raffinage du pétrole, des produits issus de la conversion thermochimique ou hydrothermale de ces charges et/ou des déchets hydrocarbonés. Ces charges peuvent être utilisées seules ou comme mélange de deux ou plusieurs d'entre elles dans des proportions égales ou différentes. Dans le cas du charbon, la charge utilisée est de préférence de type bitumineux ou subbitumineux. Toutefois, des lignites peuvent être aussi utilisés. Dans le cas de la biomasse, la charge utilisée est une charge issue de sources renouvelables comme par exemple les huiles et graisses d'origine végétale ou animale, la biomasse lignocellulosique ou un ou plusieurs constituants de biomasse lignocellulosique choisi dans le groupe formé par la cellulose, l'hémicellulose et/ou la lignine, ou des mélanges de telles charges. Les huiles végétales ou animales contiennent des triglycérides et/ou des acides gras libres et/ou des esters. Les huiles végétales peuvent avantageusement être brutes ou raffinées, totalement ou en partie, et sont par exemple issues des végétaux suivants : colza, tournesol, soja, palme, palmiste, olive, noix de coco, jatropha, cette liste n'étant pas limitative. Les huiles d'algues ou de poisson sont également pertinentes. Les huiles peuvent également être produites à partir d'organismes génétiquement modifiés. Les graisses animales sont avantageusement choisies parmi le lard ou les graisses composées de résidus de l'industrie alimentaire ou issues des industries de la restauration. La biomasse lignocellulosique peut être constituée de bois ou de déchets végétaux. D'autres exemples non limitatifs de matière biomasse lignocellulosique sont les résidus d'exploitation agricole (paille...), les résidus d'exploitation forestière (produits de première éclaircie), les produits d'exploitation forestière, les cultures dédiées (taillis à courte rotation), les résidus de l'industrie agro-alimentaire, les déchets organiques ménagers, les déchets des installations de transformation du bois, les bois usagés de construction, du papier, recyclé ou non. La biomasse 7 lignocellulosique peut aussi provenir de sous-produits de l'industrie papetière comme la lignine Kraft, ou les liqueurs noires issues de la fabrication de pâte à papier. Dans le cas des algues, la charge utilisée peut être des macroalgues et/ou des microalgues. Ainsi, la charge peut être constituée d'organismes procaryotes tels que les algues bleues ou cyanobactéries, ou d'organismes eurocaryotes comme des groupes à espèces unicellulaires (Euglénophytes, Cryptophytes, Haptophytes, Glaucophytes, etc...), des groupes à espèces unicellulaires ou pluricellulaires comme les algues rouges ou Rhodophyta, et Stramenopiles regroupant notamment les Diatomées et les algues brunes ou Phéophycées. Enfin, la charge peut également être constituée de macroalgues comme les algues vertes (provoquant les marées vertes), les laminaires ou le goémon (aussi appeler le varech). Tous produits ou mélange de produits issus de la conversion thermochimique de la biomasse ou des algues, comme par exemple le charbon de bois ou l'huile de pyrolyse de biomasse lignocellulosique, de la lignine pyrolytique (obtenue par extraction de l'huile de pyrolyse) ou encore des produits de la conversion hydrothermale de la biomasse lignocellulosique en présence de forte concentration d'eau et sous forte pression d'eau en conditions subcritiques ou supercritiques de l'eau et en l'absence ou en présence de catalyseurs présentent également des charges utilisables. Dans le cas du pétrole, les charges hydrocarbonées concernées sont des charges telles que des résidus pétroliers, des distillats sous vide d'origine pétrolières, des pétroles bruts, des bruts synthétiques, des pétroles bruts étêtés, des huiles désasphaltées, des résines de désasphaltage, des asphaltes ou brais de désasphaltage, des dérivés de procédés de conversion du pétrole (comme par exemple : le gazole léger de craquage catalytique (aussi appelé "light cycle oil" ou "LCO" selon la terminologie anglo-saxonne), le gazole lourd de craquage catalytique (aussi appelé "heavy cycle oil" ou "HCO" selon la terminologie anglo-saxonne), le résidu de craquage catalytique fluide (aussi appelé "fluid catalytic cracking" ou "FCC" selon la terminologie anglo-saxonne), le gazole lourd ou le gazole sous vide (aussi appelé "vacuum gas oil " ou "VGO" selon la terminologie anglo-saxonne) de cokéfaction, le résidu de viscoréduction ou procédé thermique similaire comme le coke de pétrole, etc. ...), des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, ou des mélanges de telles charges. Plus généralement, on regroupera sous le terme charges hydrocarbonées du pétrole des charges contenant au moins 50% pds de produit distillant au-dessus de 250°C et au moins 25% pds distillant au-dessus de 350°C. D'autres charges concernées sont des charges telles que des déchets hydrocarbonés et/ou polymères industriels comme par exemple les polymères recyclés des pneus usés, des résidus usagés de polymères provenant par exemple de véhicules automobiles recyclés, les déchets organiques ou plastiques ménagers, ou des mélanges de telles charges. Les charges contenant au moins une partie des effluents issus de synthèse Fischer Tropsch, réalisée à partir de gaz de synthèse produits par gazéification de charges de type pétrolières, non pétrolières (charbon, gaz) ou renouvelables (biomasse, algues), peuvent également servir comme charge. Les goudrons et résidus issus de ladite gazéification peuvent aussi être utilisés comme charge, ceux-ci sont généralement non valorisables ou difficilement valorisables. Prétraitement La matière carbonée peut être introduite sous forme liquide ou solide dans le premier réacteur de liquéfaction. Dans le cas de l'introduction de la matière carbonée sous forme liquide, elle peut être introduite sans prétraitement et/ou sans mise en suspension, comme par exemple dans le cas des charges issues du pétrole. Dans le cas de l'introduction de la matière carbonée sous forme solide (par exemple le charbon, la biomasse lignocellulosique...), il convient de préparer avant son introduction une suspension de particules de matière carbonée dans un solvant. La matière carbonée, après les éventuelles étapes de prétraitements décrites ci-dessous, est mélangé avec un solvant, de préférence un solvant donneur d'hydrogène comprenant par exemple de la tétraline et/ou des molécules naphténo- aromatiques. Le solvant peut également comprendre du distillat atmosphérique et/ou du résidu atmosphérique et/ou du distillat sous vide, de préférence du gazole sous vide, et/ou du résidu sous vide. Ledit solvant est de préférence une coupe recyclée issue d'une étape de séparation effectuée après les deux étapes de liquéfaction, le dit solvant étant recyclé en amont des deux étapes de liquéfaction et contient avantageusement une coupe de type gazole sous vide. Dans le cas d'un co- traitement avec d'autres charges, le solvant peut également être constitué partiellement ou totalement d'une co-charge liquide. Le mélange matière carbonée/solvant est une suspension de particules de matière carbonée dispersée dans ledit solvant, ladite suspension de fines particules solides dans un liquide est également parfois appelée "slurry" selon la terminologie anglo-saxonne. Par souci de simplification on utilisera le terme de suspension par la suite. Pour constituer la suspension, la taille des particules de la matière carbonée est inférieure à 5 mm, de préférence inférieure à 1 mm, de préférence inférieure à 600 microns et encore préférentiellement inférieure à 150 microns. Le ratio massique solvant/matière carbonée est généralement de 0,1 à 3, de préférence de 0,5 à 2. Le solvant joue un triple rôle : mise en suspension en "slurry" de la charge en amont de la zone réactionnelle, permettant ainsi son transport vers cette dernière, puis solubilisation partielle des produits primaires de conversions et transfert d'hydrogène vers ces produits primaires pour permettre une conversion en liquide en minimisant la quantité de solides et de gaz formés dans la dite zone réactionnelle. Ce transfert d'hydrogène présente donc une source d'hydrogène supplémentaire pour l'indispensable besoin d'hydrogène dans la transformation de matière carbonée en carburants. Avant la liquéfaction, la matière carbonée peut subir une ou plusieurs étapes de prétraitements. D'une manière générale, la charge subit de préférence un prétraitement réduisant sa teneur en humidité et une étape de réduction de taille des particules jusqu'à atteindre la gamme de taille convenant à la constitution d'une suspension matière carbonée/solvant pour le traitement dans le procédé de liquéfaction. Ces étapes sont optionnelles et peuvent être mises en oeuvre dans un ordre indifférent l'une par rapport à l'autre. De préférence, on effectue d'abord un séchage, suivi d'un broyage. Les technologies connues pour le séchage sont par exemple le four tournant, le lit mobile, le lit fluidisé, la vis sans fin chauffée, le contact avec de billes métalliques apportant la chaleur. Ces technologies peuvent éventuellement utiliser un gaz circulant à co ou contre courant comme de l'azote ou tout autre gaz inerte dans les conditions de la réaction. L'étape de séchage est réalisée à une température inférieure à 250°C, de préférence inférieure à 200°C. La matière séchée est ensuite envoyée dans un broyeur qui permet d'atteindre la granulométrie souhaitée en vue de sa liquéfaction. Le broyage préalable à liquéfaction facilite le transport vers la zone réactionnelle et favorise les contacts gaz/liquide/solide. Des prétraitements spécifiques à la charge peuvent être ajoutés et peuvent être mises en oeuvre dans un ordre indifférent aux étapes de prétraitement de séchage et de broyage optionnelles. Le charbon subit optionnellement un prétraitement réduisant sa teneur en cendres avant le séchage et le broyage. Ces technologies sont des technologies connues par l'homme du métier comme les lavages, les extractions et les séparations physiques et/ou mécaniques. Les lavages et les extractions peuvent être réalisés en utilisant l'eau, des solutions aqueuses éventuellement acides ou basiques, des produits organiques éventuellement issus d'un procédé de liquéfaction ou encore des mélanges d'eau et de produits organiques. Ces lavages ou extractions sont généralement associés à des séparations physiques et/ou mécaniques exploitant la différence de flottabilité des particules de charbon et des cendres, ou encore la différence de densité entre le charbon et les cendres qui sont principalement des minéraux plus lourds que le charbon. Ces techniques peuvent nécessiter un broyage préalable et des opérations à des températures différentes au moyen de méthode de chauffage et/ou de refroidissement. Dans le cas de la biomasse lignocellulosique ou d'un ou plusieurs constituants de la biomasse lignocellulosique, un prétraitement de torréfaction peut s'ajouter ou remplacer l'étape de séchage. Le séchage et la torréfaction sont des traitements thermiques différents. Le premier élimine essentiellement l'eau contenue dans la biomasse tandis que le deuxième provoque des modifications de la structure chimique des constituants. La torréfaction peut se définir comme une pyrolyse à température modérée et temps de séjour contrôlé car elle s'accompagne non seulement d'un séchage, mais aussi d'une destruction partielle de la matière lignocellulosique. Les particules de biomasse après torréfaction sont de forme plus sphérique et moins rugueuse créant ainsi moins d'agglomérats lors de la constitution de la suspension. La torréfaction permet ainsi une fluidisation plus homogène dans le lit bouillonnant. L'étape de torréfaction est réalisée à une température comprise entre 200°C et 300°C, de préférence entre 225°C et 275°C, en l'absence d'air. Les algues subissent de préférence préalablement aux étapes de séchage et de broyage optionnelles, une étape de déminéralisation connue par l'homme du métier afin de réduire les sels inorganiques et métaux nocifs aux catalyseurs de liquéfaction. En fonction de la charge et des conditions opératoires, la déminéralisation permet également de valoriser les alginates, produits utilisés comme épaississants, gélifiants et émulsifiants. Cette étape de déminéralisation consiste à faire passer les algues dans plusieurs solutions ou bains, éventuellement de pH différents. Entre chaque bain, il y a généralement une séparation liquide/solide (décantation, filtration ou centrifugation) plus ou moins grossière qui permet de récupérer les algues dans le milieu aqueux. Les étapes de prétraitement peuvent être opérées en mode décentralisé près de la production de la matière carbonée et/ou en mode centralisé alimentant directement la liquéfaction. Après le prétraitement, on obtient des particules de matière carbonée ayant une humidité de 1 à 50 %, de préférence de 1 à 35 % et encore préférentiellement de 1 à 10 %, ainsi qu'une taille de particules inférieure à 600 microns, de préférence inférieure à 150 microns. La matière carbonée est ensuite mélangée avec un solvant pour constituer une suspension pour la liquéfaction. Hydrogène de ressources non fossiles Le procédé selon l'invention comprend une étape de production d'hydrogène. L'hydrogène nécessaire à la réaction est issu de ressources non fossiles telles que l'eau, l'acide chlorhydrique, le chlorure d'hydrogène HCI, l'hydrogène sulfuré H2S et/ou la biomasse. L'étape de production d'hydrogène issu de l'eau comprend des procédés électrolytiques, chimiques et/ou biologiques comme la décomposition de l'eau par 5 électrolyse, par électrolyse à haute température, par des cycles thermochimiques et/ou par des microorganismes. La décomposition de l'eau peut se faire notamment par : - l'électrolyse conventionnelle selon la formule générale : électricité + H20 (liquide) -+ H2 + 02 10 L'électrolyse est le procédé de décomposition chimique de l'eau en oxygène et hydrogène sous l'action d'un courant électrique. L'électrolyse industrielle est réalisée généralement à partir d'une solution aqueuse d'hydroxyde de potassium dont la concentration varie en fonction de la température (typiquement de 25% en masse à 80°C jusqu'à 40% à 160°C). La 15 potasse est préférée à la soude, essentiellement pour des raisons de conductivité supérieure à niveau de température équivalent et de meilleur contrôle des impuretés chlorures et sulfates. - l'électrolyse à haute température (700 à 900°C) et à pression réduite selon la formule générale : 20 électricité + H20 (vapeur) -* H2 + 02 L'électrolyse à haute température est plus efficace que le procédé à température ambiante puisqu'une partie de l'énergie nécessaire à la réaction est apportée via la chaleur, moins chère à obtenir que l'électricité, et les réactions d'électrolyse ont un meilleur rendement à haute température. 25 - des cycles thermochimiques selon la formule générale : chaleur + H20 --* [réactions chimiques cycliques]-> H2 + 02 Les cycles thermochimiques opèrent généralement à des températures entre 800 et 1000°C et utilisent l'eau comme la matière première. Ils comprennent dans l'une de leurs étapes la formation d'hydrogène. Le principe de ces méthodes est d'extraire l'hydrogène formé et de recycler les réactifs chimiques intermédiaires. Comme cycles thermochimiques on peut citer le procédé calcium- bromure (décomposition de l'acide bromhydrique en hydrogène sur catalyseur de fer) ou le procédé acide sulfurique via l'électrolyse du dioxyde de soufre selon SO2 + 2 H2O -p H2SO4 + H2, puis la décomposition de l'acide sulfurique, selon le schéma : H2SO4 -~ SO2+ H2O+1/2 02. Un autre cycle thermochimique est le procédé iode-soufre : la formation d'acide sulfurique selon le schéma : 12 + SO2 + 2 H2O -* 2 HI + H2SO4, puis la dissociation de l'acide iodhydrique, selon 2 HI -* 12 + H2 et la dissociation de l'acide sulfurique, selon H2SO4 -* SO2 + H2O + '/2 02, cette dernière réaction étant endothermique et nécessite une température d'au moins 850°C. Une variante pour la dissociation de l'acide sulfurique est la réaction de Bunsen, H2SO4 + 2 HI -* 12 + SO2 + 2 H2O, qui présente l'avantage d'intervenir à une température de l'ordre de 120°C. - des microorganismes photosynthétiques comme par exemple certaines algues vertes (par exemple Chlamydomonas reinhardtii) et certaines cyanobactéries, qui sous l'effet de la lumière et en absence d'oxygène produisent de l'hydrogène au sein de bioréacteurs. L'étape de production d'hydrogène issu de l'acide chlorhydrique ou du chlorure d'hydrogène comprend des procédés électrolytiques et/ou chimiques. Ainsi, l'hydrogène peut être produit via une électrolyse de l'acide chlorhydrique utilisant du CuCI ou encore des complexes d'hexachloroiridates IrCl63- et IrCl62 Comme procédé chimique, on peut citer la réaction de chlorure d'hydrogène avec le dioxyde de cérium à des températures supérieures à 775°C produisant ainsi du chlore et de l'hydrogène. L'étape de production d'hydrogène issu de l'hydrogène sulfuré comprend des procédés thermiques et/ou chimiques. Ainsi, l'hydrogène sulfuré peut être décomposé thermiquement (1500°C) de manière directe selon la réaction H2S -* H2 + S. Comme procédé chimique on peut citer le procédé "HysulfTM", développé par Marathon Oil Company, qui se base sur un cycle d'oxydation-réduction utilisant des dérivées d'anthraquinone. Un autre procédé chimique, développé par la demanderesse (WO2009/090316), se base sur la réaction d'oxydes métalliques avec l'hydrogène sulfuré produisant de sulfures métalliques, de l'eau et de l'hydrogène. L'étape de production d'hydrogène selon le présent procédé peut également se faire par gazéification de biomasse. Par ce procédé, on produit d'abord du gaz de synthèse CO + H2, puis on augmente la teneur en hydrogène grâce à la réaction de conversion eau-gaz CO + H2O --~ CO2 + H2 . L'intérêt du recours à la biomasse est que le CO2 dégagé par la conversion eau-gaz est compensé par le CO2 qui a été absorbé lors de la photosynthèse durant la croissance des plantes utilisées. De plus, le CO2 dégagé lors de la gazéification est de préférence capté par un procédé d'absorption. Ces procédés sont connus par l'homme du métier, on peut citer les procédés d'absorption par des amines ou par le carbonate de potassium. La gazéification de la biomasse présente donc un bilan neutre, voire négatif (si captage du CO2) en termes de gaz à effet de serre. De même, la dépense énergétique nécessaire à la réalisation des deux réactions (production d'utilités) peut être effectuée en utilisant de la biomasse comme combustible. Selon un autre aspect de la présente invention, l'énergie nécessaire pour la production de l'hydrogène selon les procédés cités ci-dessus est de préférence de l'énergie non fossile n'émettant pas de CO2 ou qui est neutre en émissions CO2. Une source d'énergie non fossile est l'énergie nucléaire des centrales nucléaires produisant de la chaleur qui peut être utilisée directement (pour les cycles thermochimiques) ou être transformée en électricité (pour l'électrolyse). D'autres sources d'énergie sans émissions de GES ou neutre en GES sont les énergies renouvelables telles que l'énergie solaire photovoltaïque, l'énergie solaire thermique basse température (production d'eau chaude), l'énergie solaire thermique haute température (production d'électricité), l'énergie éolienne, l'énergie hydraulique ou hydroélectricité, les énergies marines, la géothermie et/ou la biomasse. Ces énergies non fossiles peuvent être utilisées seules ou en combinaison de deux ou plusieurs d'entre elles dans des proportions égales ou différentes. Selon la présente invention, la ressource non fossile est de préférence de l'eau, l'hydrogène étant de préférence produit par électrolyse classique, l'énergie pour cette électrolyse est de préférence fournie par des énergies renouvelables, de préférence par l'énergie solaire, la géothermie et/ou la biomasse. En effet, ces énergies se distinguent par une abondance quasiment inépuisable, une accessibilité facile et n'engendrent pas ou peu de déchets problématiques. Selon un autre aspect de la présente invention, des procédés de captage et 10 de stockage de CO2 des émissions provenant du procédé peuvent être intégrés afin de réduire d'autant plus les émissions en GES. D'une manière générale, ces émissions sont émises lors de la production d'utilités telles que la chaleur, la vapeur et/ou l'électricité, et/ou lors de la production d'hydrogène complémentaire. Les émissions peuvent par exemple provenir des fours de chauffe nécessaires à la 15 liquéfaction, de la gazéification d'une ressource fossile pour compléter la production d'hydrogène, ou de la production d'hydrogène par vaporéformage de gaz naturel ou de gaz non conventionnels riches en méthane ou de coupes hydrocarbonées légères, de préférence issues du procédé de liquéfaction, ou encore de la gazéification de la biomasse dans l'étape de production d'hydrogène issu des 20 ressources non fossiles. Le CO2 contenu dans les émissions est de préférence capté par un procédé d'absorption. Ces procédés sont connus par l'homme du métier, on peut citer les procédés d'absorption par des amines et/ou par le carbonate de potassium. Si nécessaire, l'hydrogène issu de ressources non fossiles nécessaire à la 25 liquéfaction peut être complété par de l'hydrogène provenant d'une gazéification de ressources fossiles et/ou d'un vaporéformage. Ainsi, le présent procédé peut comprendre une étape de production d'hydrogène par gazéification d'au moins une ressource fossile choisi parmi le charbon, un résidu pétrolier et/ou, de préférence, d'un résidu issu de la liquéfaction, l'hydrogène ainsi produit étant au moins en partie 30 ou en totalité introduit dans au moins une des étapes de liquéfaction. L'hydrogène peut également provenir d'un vaporéformage de gaz naturel ou de gaz non conventionnels riches en méthane (comme par exemple le grisou ou "coal bed methane" ou "CBM" selon la terminologie anglo-saxonne) ou encore d'un vaporéformage de coupes hydrocarbonées légères, de préférence issues du procédé de liquéfaction. Dans ce cas, le CO2 produit lors de la gazéification et/ou du vaporéformage est de préférence capté et stocké. L'unité de gazéification comprend un réacteur de gazéification, une unité d'élimination de gaz acides, une unité de conversion gaz eau, une unité d'absorption de CO2 et une unité de purification d'hydrogène. La gazéification comprend une étape initiale de pyrolyse suivie d'une oxydation partielle produisant un gaz de synthèse comprenant principalement du CO et de l'hydrogène en teneurs variables. L'oxydant nécessaire à la gazéification peut être de l'oxygène provenant d'une unité de séparation d'air et/ou, de préférence, de l'électrolyse de l'eau utilisée dans la production d'hydrogène issu de ressources non fossiles. Le gaz de synthèse est ensuite lavé dans une unité d'élimination de gaz acides, puis introduit dans une unité de conversion gaz eau afin d'augmenter la teneur en hydrogène selon la réaction (CO + H2O -+ CO2 + H2). L'effluent est ensuite envoyé à une unité d'absorption pour enlever le CO2. On utilise généralement un absorbeur qui utilise des solvants tels que le monoéthanolamine (MEA), le diméthyléthanolamine (DMEA) ou le carbonate de potassium (K2CO3). Le CO2 capté dans l'unité d'absorption est ensuite désorbé, comprimé et utilisé pour la récupération assistée du pétrole et/ou séquestré. L'effluent appauvri en CO2 est envoyé à une unité de purification de l'hydrogène qui est typiquement une unité d'adsorption avec régénération par variation de pression de l'adsorbant (aussi appelé "pressure swing adsorption" ou "PSA" selon la terminologie anglo-saxonne) ou une membrane à hydrogène. L'hydrogène ainsi produit peut compléter l'hydrogène issu des ressources non fossiles pour les besoins en liquéfaction et/ou en raffinage ultérieure (hydrotraitement et/ou hydrocraquage). Le couplage de production d'hydrogène issu de ressources non fossiles via par exemple l'électrolyse, et de production d'hydrogène issu de ressources fossiles via la gazéification et/ou le vaporéformage permet de combiner les deux voies possibles pour limiter les émissions de GES dans la liquéfaction du charbon : l'utilisation d'hydrogène produit à partir de sources n'émettant pas de gaz à effet de serre et l'intégration du captage et du stockage du CO2. De plus, ce couplage permet par l'utilisation de l'oxygène produit lors de l'électrolyse, d'économiser l'unité de séparation d'air utilisée classiquement pour alimenter le réacteur de gazéification en oxydant. Ainsi, l'oxygène nécessaire à la gazéification provient de préférence de la décomposition de l'eau par électrolyse. Les procédés de captage et de stockage de CO2 peuvent également être effectués dans l'étape de production d'hydrogène par gazéification de la biomasse et ceci de la même manière telle que décrit ci-dessus dans le cas de la gazéification des ressources fossiles. De même, dans le cas d'une production d'hydrogène par électrolyse et par gazéification de biomasse, l'oxygène de l'électrolyse peut alimenter la gazéification. Les procédés de captage et de stockage de CO2 peuvent également être effectués dans le cas d'une co-gazéification biomasse-ressource non fossile. De même, dans le cas d'une production d'hydrogène par électrolyse et par cogazéification de biomasse-ressource non fossile, l'oxygène de l'électrolyse peut alimenter la gazéification. Liquéfaction Par la suite, le procédé de conversion de matière carbonée par liquéfaction directe est décrit pour le cas du charbon. Il s'applique néanmoins de la même manière aux autres charges carbonées décrites ci-dessus. Dans la présente invention, la liquéfaction du charbon est réalisée par un processus catalytique d'hydroconversion dans deux réacteurs successifs de type lit bouillonnant. La suspension charbon/solvant est introduite en bas du réacteur de liquéfaction contenant un lit bouillonnant fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz et contenant au moins un catalyseur supporté d'hydroconversion. L'apport d'hydrogène nécessaire au fonctionnement se fait par l'hydrogène d'appoint produit dans l'étape de production d'hydrogène issu des ressources non fossiles, complété par l'hydrogène recyclé du procédé et/ou d'un autre procédé de raffinage environnant. L'hydrogène d'appoint peut également être complété par de l'hydrogène issu d'une gazéification et/ou vaporéformage de ressources fossiles incluant de préférence le captage et le stockage du CO2 produit. Lors de la liquéfaction du charbon, les réactions dans le ou les réacteurs sont les suivantes: - les réactions de désoxygénation qui se décomposent en : - la réaction de décarbonylation qui représente l'ensemble des réactions permettant d'enlever un atome d'oxygène et un atome de carbone d'un groupement carboxylique en formant du monoxyde de carbone (CO), - la réaction de décarboxylation qui représente l'ensemble des réactions permettant d'enlever un groupement carboxyle d'un groupement carboxylique en formant du dioxyde de carbone (CO2), - la réaction d'hydrodésoxygénation (HDO) qui correspond aux réactions permettant d'enlever de l'oxygène de la charge et aboutissant à la formation d'eau en présence d'hydrogène, - la réaction d'hydrodésulfuration (HDS), par laquelle on désigne les réactions permettant d'enlever du soufre de la charge avec production d'H2S, - la réaction d'hydrodésazotation (HDN), par laquelle on désigne les réactions permettant d'enlever l'azote de la charge avec production de NH3, - la réaction d'hydrogénation des insaturations et/ou des noyaux aromatiques (HDol, HDA), - plus généralement toutes les réactions d'hydrotraitement (HDT), - les réactions d'hydrocraquage qui conduisent à l'ouverture de cycle naphténique ou le fractionnement de paraffines en plusieurs fragments de plus faibles poids moléculaires (HCK), - les réactions de craquage thermique et de polycondensation (formation de coke) bien que ces dernières ne soient pas désirées, - des réactions de conversion eau gaz : CO + H2O -* CO2 +H2 - des réactions de méthanation : CO + 3 H2 -+ CH4 + H2O. Toutes les réactions utilisant l'hydrogène peuvent être basées sur l'hydrogène moléculaire comme sur des réactions de transfert d'atomes d'hydrogène entre le solvant donneur d'hydrogène ou les produits de conversion (puisque le solvant donneur peut provenir de certaines familles de produits de conversion recyclés) et les réactifs. Le fonctionnement du réacteur catalytique à lit bouillonnant, y compris le recyclage des liquides du réacteur vers le haut au travers du lit de catalyseur agité est généralement bien connu. Les technologies à lits bouillonnants utilisent des catalyseurs supportés, généralement sous forme d'extrudés dont le diamètre est généralement de l'ordre de 1 mm ou inférieur à 1 mm, par exemple supérieure ou égale à 0.7 mm. Les catalyseurs restent à l'intérieur des réacteurs et ne sont pas évacués avec les produits. L'activité catalytique peut être maintenue constante grâce au remplacement (ajout et soutirage) en ligne du catalyseur. II n'est donc pas nécessaire d'arrêter l'unité pour changer le catalyseur usagé, ni d'augmenter les températures de réaction le long du cycle pour compenser la désactivation. De plus, le fait de travailler à des conditions opératoires constantes permet d'obtenir des rendements et des qualités de produits constants le long du cycle. Aussi, du fait que le catalyseur est maintenu en agitation par un recyclage important de liquide, la perte de charge sur le réacteur reste faible et constante, et la chaleur de réaction est rapidement moyennée sur le lit catalytique, qui est donc presque isotherme et ne nécessite pas l'injection de quenches. La mise en oeuvre de la liquéfaction en lit bouillonnant permet de s'affranchir des problèmes de contamination du catalyseur liés aux dépôts d'impuretés présentes naturellement dans le charbon. La technologie du lit bouillonnant permet également d'effectuer la conversion 25 du charbon en co-traitement avec d'autres charges décrit ci-dessus, ces charges étant souvent considérées comme déchets. Le fait d'utiliser deux réacteurs en lit bouillonnant permet d'avoir une opérabilité améliorée au niveau de la flexibilité des conditions opératoires et du système catalytique. Les différentes possibilités du traitement des catalyseurs 30 usagés décrites ci-dessous par régénération et/ou réjuvénation et/ou système de cascade (aussi appelé "cascading" selon la terminologie anglo-saxonne) permettent d'augmenter la durée de vie des catalyseurs ainsi que les durées de cycle de l'ensemble du procédé. On opère habituellement sous une pression de 15 à 25 MPa, de préférence de 16 à 20 MPa, à une température d'environ 300°C à 440°C, de préférence entre 325°C à 420°C pour le premier réacteur (étape a)) et entre 350°C et 470°C, de préférence entre 350°C et 450°C pour le second (étape b)). La vitesse massique horaire est comprise entre 0,1 à 5 h"1 et la quantité d'hydrogène mélangée à la charge (charbon et éventuellement d'autre(s) co-charge(s)) est habituellement d'environ 0,1 à 5 normaux mètres cubes (Nm3) par kg de charge, de préférence d'environ 0,1 à 3 m3/kg, et le plus souvent d'environ 0,1 à environ 2 Nm3/kg dans chaque réacteur. Après la première étape, la conversion de la charge est comprise entre 30 et 100 %, de préférence entre 50 et 99%, la conversion pouvant être définie par rapport aux insolubles au THF par exemple. La conversion du charbon sur base sèche est alors tout ce qui n'est pas insolubles au THF. La suspension est introduite dans le premier réacteur qui est maintenu à des conditions de température et de pression sélectionnées et en présence de particules d'un catalyseur d'hydroconversion. La température du réacteur dans cette première étape de liquéfaction est moins élevée que celle de la deuxième étape de liquéfaction. Le choix des conditions opératoires, et notamment le choix d'une température entre 300°C à 440°C, de préférence entre 325°C à 420°C, permet l'hydrogénation et la liquéfaction du charbon à un niveau de conversion déjà très élevé et permet simultanément l'hydrogénation du solvant. Le niveau de température modéré limite le craquage thermique conduisant à la formation de gaz non désirés et limite la condensation des noyaux aromatiques conduisant à la formation de coke non désiré. Ceci minimise la désactivation du catalyseur et prolonge sensiblement la durée de vie effective du catalyseur. Au moins une partie de l'effluent issu de la première étape de liquéfaction est ensuite injectée dans un deuxième réacteur de liquéfaction contenant un catalyseur supporté en lit bouillonnant et fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz et contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion. L'effluent est mélangé avec de l'hydrogène supplémentaire qui peut être l'hydrogène d'appoint produit par l'étape de production d'hydrogène issu des ressources non fossiles et/ou l'hydrogène recyclé du procédé et/ou d'un autre procédé de raffinage environnant et/ou l'hydrogène issu d'une gazéification et/ou d'un vaporéformage de ressources fossiles incluant de préférence le captage et le stockage du CO2 produit. Ce réacteur, qui fonctionne de façon similaire au réacteur de l'étape a) est utilisé à une température au moins environ 10°C plus élevée que celle du réacteur de l'étape a). L'augmentation de la température dans le deuxième réacteur peut se faire par l'apport d'hydrogène chaud (frais ou recyclé). Généralement, on opère à une température d'environ 350°C à 470°C et de préférence 350°C à 450°C. La pression du réacteur de l'étape b) est de 0,1 à 1 MPa plus faible que pour le réacteur de l'étape a) pour permettre l'écoulement d'au moins une partie de l'effluent issue de l'étape a) sans qu'un pompage soit nécessaire. Le catalyseur utilisé dans l'étape b) peut être identique à celui de l'étape a). Dans le réacteur de l'étape b), la température plus élevée que celle de la première étape, est sélectionnée pour fournir une conversion catalytique et thermique plus complète du charbon non encore converti. L'hydroconversion de produits liquides issus de la première étape et la conversion thermale du charbon en liquides sont accentuées ainsi que les réactions d'hydrocraquage, d'hydrodésoxygénation, de décarboxylation, de décarbonylation, d'hydrodésulfuration et d'hydrodésazotation. Les conditions opératoires sont choisies pour minimiser la formation de gaz ou de formation de solides (généralement appelé coke). Les différentes conditions opératoires en terme de température dans les deux étapes d'hydroconversion sont sélectionnées pour pouvoir contrôler l'hydrogénation et la conversion du charbon en produits souhaités dans chaque réacteur et de convertir simultanément le charbon, le solvant recyclé et les liquides dérivés du charbon lors de la liquéfaction. Les différentes conditions opératoires permettent ainsi l'optimisation de l'utilisation de l'hydrogène. La température plus basse dans le premier réacteur de liquéfaction limite la formation de coke et les réactions de polymérisation tout en favorisant l'hydrogénation du solvant. L'hydrogénation du solvant facilite le transfert d'hydrogène entre le solvant et le charbon et/ou les produits de conversion tout au long de l'hydroconversion. La température plus élevée dans le deuxième réacteur d'hydroconversion permet de convertir le charbon non encore converti. Éventuellement, l'effluent obtenu à l'issue de la première étape de liquéfaction est soumis à une séparation de la fraction légère et au moins une partie, de préférence la totalité, de l'effluent résiduel est traitée dans la deuxième étape d'hydroconversion. Cette séparation est avantageusement faite dans un séparateur inter-étage. La fraction légère contient très majoritairement les composés bouillant au plus à 300°C, voire au plus à 450°C. Cette séparation évite le surcraquage de la fraction légère dans l'étape b). Elle permet aussi de réduire l'investissement économique sur le réacteur de l'étape b) (moins de charge à traiter, moins de catalyseur ...) ou d'amener une charge externe sur le réacteur de l'étape b) ou d'augmenter le temps de séjour dans le réacteur de l'étape b). L'hydrogène de la fraction légère ainsi séparée peut être recyclé dans le procédé après purification. De manière à améliorer la séparation de la fraction légère, le produit de fond du séparateur inter-étage contenant majoritairement la fraction lourde et éventuellement une partie de la fraction légère, peut être traité dans une étape de distillation sous vide ou d'extraction liquide/liquide ou de strippage haute pression avec de l'hydrogène par exemple. Bien que la liquéfaction en deux étapes de liquéfaction produise des rendements en bases carburant élevés, un troisième réacteur de liquéfaction en lit bouillonnant opérant à une température plus élevée que celle du deuxième réacteur peut être envisagé pour certaines charges ou mélanges de charges de matière carbonée. Dans ce cas, la température du troisième réacteur est au moins 10°C plus élevée que celle du deuxième réacteur. La possibilité d'une séparation inter-étage des gaz effluents s'applique de la même manière en amont de ce troisième réacteur. Les catalyseurs utilisés pour la liquéfaction du charbon sont de préférence des catalyseurs connus pour l'hydroconversion des résidus de l'industrie du pétrole. On entend par hydroconversion des réactions d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage. Dans les deux étapes de liquéfaction, on peut utiliser tout catalyseur classique d'hydrotraitement et/ou hydroconversion de charges de haut poids moléculaires, notamment un catalyseur granulaire comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydrodéshydrogénante. Ce catalyseur est avantageusement un catalyseur comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe formé par le nickel et/ou le cobalt, optionnellement au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On emploiera par exemple un catalyseur comprenant de 0,5 à 10 % en poids de nickel et de préférence de 1 à 5 % en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en poids de molybdène, de préférence de 5 à 20 % en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène MoO3) sur un support minéral. Avantageusement, ce support renferme d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe formé par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. La concentration en anhydride phosphorique P2O5 est habituellement comprise entre 0 ou 0.1 % et environ 10% poids. La concentration en trioxyde de bore B2O3 est habituellement comprise entre 0 ou 0.1 % et environ 10 % en poids. L'alumine utilisée est habituellement une alumine y ou 11. Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII est souvent d'environ 5 à environ 40 % en poids et en général d'environ 7 à 30 % en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général d'environ 20 à environ 1 et le plus souvent d'environ 10 à environ 2. Les catalyseurs des étapes de liquéfaction de la présente invention peuvent être identiques ou différents dans les réacteurs. De préférence, les catalyseurs utilisés sont à base de cobalt-molybdène ou de nickel-molybdène sur alumine. Préalablement à l'injection de la charge, les catalyseurs utilisés dans le procédé selon la présente invention sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration permettant de transformer, au moins en partie, les espèces métalliques en sulfure avant leur mise en contact avec la charge à traiter. Ce traitement d'activation par sulfuration est bien connu de l'homme du métier et peut être effectué par toute méthode déjà décrite dans la littérature soit in-situ, c'est-à-dire dans le réacteur, soit ex-situ. Chacun des réacteurs à lit bouillonnant comporte au moins un moyen de soutirage du catalyseur hors dudit réacteur situé à proximité du bas du réacteur et au moins un moyen d'appoint de catalyseur frais dans ledit réacteur situé à proximité du sommet dudit réacteur. L'appoint de catalyseur frais et le soutirage de catalyseur peut éventuellement être réalisé par la même tubulure du moment que ces deux actions ne soient pas simultanées. Le catalyseur usagé est en partie remplacé par du catalyseur frais (neuf ou régénéré) par soutirage en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur de catalyseur frais à intervalle de temps régulier c'est-à-dire par exemple par bouffée ou de façon quasi continue. On peut par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usagé par du catalyseur frais peut être par exemple d'environ 0,05 kilogramme à environ 10 kilogrammes par tonne de charge. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l'aide de dispositifs permettant le fonctionnement continu de l'étape de liquéfaction. L'unité comporte habituellement une pompe de recirculation par réacteur permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré dans la partie supérieure du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est également possible d'envoyer le catalyseur usagé soutiré du réacteur dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme, puis de renvoyer ce catalyseur régénéré à la première ou à la deuxième ou encore à la troisième étape de liquéfaction, éventuellement en complément avec du catalyseur frais. II est également possible d'envoyer le catalyseur usagé soutiré du réacteur dans une zone de réjuvénation dans laquelle on élimine au moins une partie des métaux déposés, avant de régénérer le catalyseur en éliminant le carbone et le soufre qu'il renferme, puis de renvoyer ce catalyseur réjuvéné et régénéré à la première ou à la deuxième ou encore à la troisième étape de liquéfaction éventuellement en complément avec du catalyseur frais. L'étape de régénération ou de réjuvénation peut éventuellement être précédée d'une étape de stripage permettant l'élimination d'au moins une partie des hydrocarbures soutirés avec le catalyseur. L'étape de régénération peut éventuellement être suivie d'une sulfuration avant d'être renvoyé à la première, à la deuxième ou à la troisième étape de liquéfaction. Il est également possible de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de l'étape a), opérant à plus basse température, directement au réacteur de l'étape b), opérant à température plus élevée ou de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de l'étape b) directement au réacteur de l'étape a). Il a été constaté en absence de co-traitement que le catalyseur se désactive moins dans le réacteur opérant à température plus basse que dans le réacteur opérant à température plus élevée, apparemment en raison des températures de fonctionnement plus faibles. Toutefois, dans le cas d'un co-traitement particulier où, la ou les charges ajoutée(s) à l'étape a) en plus de la charge de type charbon introduite à l'étape a), peuvent induire une désactivation plus rapide du catalyseur à l'étape a) travaillant à plus basse température, un transfert en totalité ou en partie du catalyseur usagé soutiré du réacteur de l'étape b), opérant à plus haute température, peut être effectué directement au réacteur de l'étape a). Ce système de cascade du catalyseur permet une durée de vie prolongée du catalyseur. Ce principe est extrapolable au cas de trois réacteurs utilisés en série. L'utilisation de ce principe de cascade de catalyseur (ou "cascading" en anglais) permet une meilleure hydrogénation et liquéfaction du charbon par tonne de catalyseur frais utilisé ou encore une baisse de la quantité de catalyseur frais nécessaire pour chaque tonne de charbon. Dans le cas du "cascading", le catalyseur du premier et du deuxième réacteur, voire du troisième réacteur, est identique. Les étapes de stripage et/ou réjuvénation et/ou régénération et/ou sulfuration du catalyseur soutiré peuvent éventuellement être intégrées à la mise en oeuvre du "cascading" de catalyseur entre deux réacteurs de liquéfaction. Séparation Dans le but de produire des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel), l'effluent obtenu à l'issue de la liquéfaction subit de préférence une étape de séparation permettant de séparer une phase gazeuse, au moins une fraction légère d'hydrocarbures liquides de type naphta, kérosène et/ou diesel, une fraction gazole sous vide, un résidu sous vide et une fraction solide qui peut être dans le résidu sous vide. L'étape de séparation peut avantageusement être mise en oeuvre par toute méthode connue de l'homme du métier telle que par exemple la combinaison d'un ou plusieurs séparateurs haute et/ou basse pression, et/ou d'étapes de distillation et/ou de strippage haute et/ou basse pression, et/ou d'étapes d'extraction liquide/liquide, et/ou des étapes de séparation solide/liquide et/ou d'étapes de centrifugations. De manière préférée, la séparation est effectuée dans une section de fractionnement qui peut d'abord comprendre un séparateur haute pression haute température (HPHT), et éventuellement un séparateur haute pression basse température (HPBT), et/ou une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l'effluent issu de la liquéfaction subit d'abord une étape de séparation gaz/liquide. De préférence, l'effluent du deuxième réacteur est séparé dans un séparateur haute pression haute température (HPHT) à partir duquel on récupère une phase vapeur et une phase liquide. La phase vapeur peut être envoyée à un séparateur haute pression basse température (HPBT) via un équipement d'échange thermique à partir duquel on récupère une phase vapeur contenant les gaz (H2, H2S, NH3, H2O, CO2, CO, hydrocarbures C1-C4, ...) et une phase liquide. Le séparateur haute pression basse température (HPBT) peut également traiter la phase vapeur issue du séparateur inter-étage, via un équipement d'échange thermique qui peut être commun à celui traitant la phase vapeur issue du séparateur HPHT. La phase liquide du séparateur haute pression basse température (HPBT) est avantageusement détendue dans un ou deux séparateurs basse pression basse température (BPBT) de manière à être au moins partiellement dégazée. Les gaz extraits du séparateur HPBT subissent un traitement de purification pour récupérer l'hydrogène et le recycler vers les réacteurs de liquéfaction. Il en est de même pour les effluents gazeux issus des éventuelles unités de traitement ultérieurs tel par exemple l'hydrotraitement et/ou hydrocraquage de coupes hydrocarbonées. On peut également ajouter la phase gazeuse provenant du séparateur inter-étage. Les phases liquides provenant des séparateurs HPHT, HPLT et éventuellement BPBT, sont avantageusement envoyées vers un système de fractionnement. Le système de fractionnement comprend un système de distillation atmosphérique et/ou un système de distillation sous vide pour produire un effluent gazeux, des fractions dites légères issus de la distillation atmosphérique et contenant notamment du naphta, du kérosène et/ou du diesel, une fraction dite lourde issue de la distillation sous vide et contenant du gazole sous vide ("VGO") et une fraction résidu sous vide. Les produits obtenus peuvent être intégrés à des réservoirs carburants (aussi appelé "pools" carburants selon la terminologie anglo-saxonne) ou subir des étapes de raffinage supplémentaires incluant un hydrotraitement et/ou hydrocraquage sous haute pression d'hydrogène. Le(s) fraction(s) naphta, kérosène, gazole et le gazole sous vide peuvent être soumises à un ou plusieurs traitements (hydrotraitement, hydrocraquage, alkylation, isomérisation, reformage catalytique, craquage catalytique ou thermique ou autres) pour les amener aux spécifications requises (teneur en soufre, point de fumée, octane, cétane, etc...) de façon séparée ou en mélange. De préférence, la totalité ou une partie de la fraction gazole sous vide est recyclée dans l'étape a) de la liquéfaction. Le recyclage de cette phase permet une augmentation du rendement en bases carburants car la partie de la coupe gazole sous vide recyclée représente de la matière première pour les réactions d'hydrocraquage dans les deux réacteurs de liquéfaction. Le recyclage de cette phase, agissant en tant que solvant donneur d'hydrogène, permet également de fournir une partie de l'hydrogène nécessaire à la liquéfaction. La coupe riche en gazole sous vide peut également servir de base pour les fiouls lourds ou les fiouls de soute ou être envoyé à des unités de raffinages, tels que des unités d'hydrocraquage ou de craquage catalytique. Pour le résidu de la distillation sous vide contenant de charge(s) non convertie(s), de solides produits par réactions non désirées comme le coke, de solides inorganiques présents comme impuretés ou provenant de fines produites par attrition du catalyseur, le point de coupe est généralement choisi de manière à ce que le point d'ébullition initial de la fraction lourde soit d'environ 450°C à environ 550°C. Cette fraction lourde est de préférence recyclée en partie ou en totalité comme charge dans le cas d'une production d'hydrogène par gazéification de ressource fossile. Cette charge solide peut également être brûlée. De manière alternative, la ou les fraction(s) issue(s) du ou des séparateur(s) HPHT et/ou HPBT et/ou BPBT peuvent être envoyées directement, ou en augmentant la pression de ces flux, séparément ou en mélange, à des étapes de raffinage ultérieure telle que l'hydrotraitement et/ou l'hydrocraquage. Dans le cas où les effluents de la section de liquéfaction sont traités dans un séparateur HPHT et où la phase vapeur du séparateur HPHT est traité directement dans des étapes de raffinage supplémentaires telles que l'hydrotraitement et/ou l'hydrocraquage, cette configuration peut être qualifiée de schéma intégré présentant des avantages technico-économiques étant donnée que les flux à haute pression ne nécessiteront pas d'augmentation de pression en vue de leur raffinage supplémentaire. L'étape de séparation est une étape optionnelle. L'effluent issu de l'étape de liquéfaction peut aussi ne pas subir une telle étape pour produire un brut synthétique qui sera traité, après une éventuelle étape d'hydrotraitement pour le stabiliser et une élimination des composés les plus légers (C3-), dans une raffinerie existante. L'étape de séparation peut également être simplifiée comme dans le cas du schéma intégré évoqué ci-dessus (sans décompression intermédiaire). Post-traitement La valorisation des différentes coupes de bases carburants n'est pas l'objet de la présente invention et ces méthodes sont bien connues de l'Homme du métier. La(les) fraction(s) légère(s) et/ou la fraction gazole sous vide obtenues après séparation peuvent subir en partie ou en totalité une étape d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage, et ceci avec ou sans décompression intermédiaire. D'une manière générale, le naphta peut subir un hydrotraitement dans une unité dédiée, ou encore être envoyé à une unité d'hydrocraquage où il est amené aux caractéristiques d'une charge acceptable au reformage catalytique et/ou à l'isomérisation. Le kérosène et le gazole produit peuvent subir un hydrotraitement suivi d'un éventuel hydrocraquage pour être amené aux spécifications (teneur en soufre, point de fumée, cétane, teneur en aromatiques, etc...). D'une manière générale, l'hydrotraitement et/ou l'hydrocraquage après la liquéfaction peut se faire soit de façon conventionnelle via une section de séparation classique intermédiaire tel que décrit ci-dessus, soit en intégrant directement la section d'hydrotraitement/hydrocraquage à la section hydroliquéfaction avec ou sans séparation préalable des effluents et sans décompression intermédiaire entre les deux étapes. Description des figures La figure 1 illustre d'une manière schématique la liquéfaction du charbon en présence d'hydrogène produit par gazéification du charbon (voie classique). La figure 2 illustre d'une manière schématique la liquéfaction du charbon en présence d'hydrogène produit à partir d'une ressource non fossile, selon l'invention. La figure 3 illustre d'une manière schématique la liquéfaction du charbon en présence d'hydrogène produit à partir d'une ressource non fossile, selon l'invention, complétée par de l'hydrogène produit par gazéification d'une ressource fossile. La figure 4 décrit un mode de réalisation préféré de la liquéfaction en deux étapes selon la présente invention. On décrit essentiellement l'installation et le procédé selon l'invention. On ne reprendra pas les conditions opératoires décrites précédemment. Dans la figure 1, une partie du charbon (10) est introduit via la ligne 102 dans l'unité de liquéfaction (A) qui représente schématiquement les deux réacteurs de liquéfaction. Une autre partie est introduite via la ligne 104 dans l'unité de gazéification (D) afin de produire l'hydrogène pour la liquéfaction (200) et éventuellement pour le raffinage C (202), et du CO2 (400). L'effluent de la liquéfaction (106) est soumis à au moins une étape de séparation (B) afin de séparer au moins une fraction légère (110) contenant les gaz, le naphta, le gazole léger, voire le gazole lourd, une fraction lourde (108) gazole sous vide et une fraction résidu sous vide (118). Une partie ou la totalité de la fraction lourde gazole sous vide est recyclée comme solvant (108) dans l'unité de liquéfaction (A). Une partie ou la totalité de la fraction résidu sous vide peut être recyclée dans l'unité de gazéification (D) comme charge (118). La ou les fraction(s) légère(s) (110) obtenue(s) après la séparation peut(vent) subir au moins une étape de raffinage (C), l'objectif étant d'amener les différentes coupes aux spécifications (teneur en soufre, point de fumée, cétane, teneur en aromatiques, etc...). On obtient ainsi une fraction gazeuse (112), au moins une fraction liquide (naphta, kérosène et/ou diesel) (114) et une fraction lourde (116). La fraction lourde (116) peut être recyclée en entrée de l'étape C à l'extinction (120) ou être envoyée à une unité de FCC. Dans la figure 2, la totalité du charbon (10) est introduit via la ligne 102 dans l'unité de liquéfaction (A). L'hydrogène (200) nécessaire à la liquéfaction ou aux étapes de raffinages ultérieures (202) provient par exemple de la décomposition de l'eau (11) et est produit par exemple par un électrolyseur (E) qui produit également de l'oxygène (300). L'hydrogène peut également être produit à partir de l'acide chlorhydrique, du chlorure d'hydrogène HCI, de l'hydrogène sulfuré H2S ou à partir d'une gazéification de biomasse (non-représenté). L'effluent de la liquéfaction (106) est soumis à au moins une étape de séparation (B) afin de séparer au moins une fraction légère (110) contenant les gaz, le naphta, le kérosène, le gazole léger, voire le gazole lourd, une fraction lourde gazole sous vide (108) et une fraction résidu sous vide (118). Une partie ou la totalité de la fraction lourde gazole sous vide est recyclée comme solvant (108) dans l'unité de liquéfaction (A). Une partie ou la totalité de la fraction résidu sous vide (118) peut être brûlée par la suite, peut servir pour partie pour l'élaboration de bitumes ou comme adjuvant pour l'élaboration de bitumes routiers ou peut encore servir comme charge dans une gazéification. La ou les fraction(s) légère(s) (110) obtenue(s) après la séparation peut(vent) subir au moins une étape de raffinage (C). On obtient ainsi une fraction gazeuse (112), au moins une fraction liquide (naphta, kérosène et/ou diesel) (114) et une fraction lourde (116). La fraction lourde (116) peut être recyclée en entrée de l'étape C à l'extinction (120) ou être envoyée à une unité de FCC. Dans la figure 3, la totalité du charbon (10) est introduit via la ligne 102 dans l'unité de liquéfaction (A). L'hydrogène (200) nécessaire à la liquéfaction ou aux étapes de raffinages ultérieures (202) provient d'une étape de production d'hydrogène utilisant une ressource non fossile (par exemple de la décomposition de l'eau (11) et est produit par exemple par un électrolyseur (E) qui produit également de l'oxygène (300)), complété par une production d'hydrogène (204) par gazéification (D) d'une ressource fossile, de préférence du résidu sous vide issu (118) de la liquéfaction après séparation. L'hydrogène peut également être produit à partir de l'acide chlorhydrique, du chlorure d'hydrogène HCI, de l'hydrogène sulfuré H2S ou à partir d'une gazéification de biomasse (non-représenté). L'effluent de la liquéfaction (106) est soumis à au moins une étape de séparation (B) afin de séparer au moins une fraction légère (110) contenant les gaz, le naphta, le kérosène, le gazole léger, voire le gazole lourd, une fraction lourde gazole sous vide (108) et une fraction résidu sous vide (118). Une partie ou la totalité de la fraction lourde gazole sous vide peut être recyclée comme solvant (108) dans l'unité de liquéfaction (A). Une partie ou la totalité de la fraction résidu sous vide peut être recyclée dans l'unité de gazéification (D) comme charge (118). La ou les fraction(s) légère(s) (110) obtenue(s) après la séparation peut(vent) subir au moins une étape de raffinage (C). On obtient ainsi une fraction gazeuse (112), au moins une fraction liquide (naphta, kérosène et/ou diesel) (114) et une fraction lourde (116). La fraction lourde (116) peut être recyclée en entrée de l'étape C à l'extinction (120) ou être envoyée à une unité de FCC. L'unité de gazéification (D) peut être alimentée par l'oxygène (300) produit dans l'électrolyseur (E). L'hydrogène produit dans la gazéification est envoyé, selon les besoins, dans l'unité de liquéfaction (A) via la ligne (204) et/ou dans l'unité de raffinage (C) via la ligne (206). Dans la figure 4, le charbon (10), de préférence préalablement prétraité, et éventuellement pré-broyé de manière à faciliter le prétraitement, pour réduire sa teneur en humidité et sa teneur en cendres, est broyé dans le broyeur (12) afin de produire des particules de taille adaptée pour former une suspension et être plus réactive dans les conditions de liquéfaction. Le charbon est ensuite mis en contact avec le solvant de recyclage (15) issu du procédé dans l'enceinte (14) pour former la suspension. Si besoin, un composé soufré pour maintenir les métaux du catalyseur sous forme sulfures peut être injecté (non représenté) dans la ligne sortant de l'enceinte (14). La suspension est pressurisée par la pompe (16), préchauffée dans l'enceinte (18), mélangée avec de l'hydrogène recyclé (17) chauffée dans l'enceinte (21), et introduite par la conduite (19) en bas du premier réacteur (20). L'apport en hydrogène est complété par de l'hydrogène d'appoint (200) produit par un électrolyseur (23) (ou par une gazéification de biomasse non-représentée) et compressé (25) préalablement à son injection. L'électrolyseur, alimenté par de l'électricité (31) issue d'une centrale nucléaire (24) (ou toute autre énergie non fossile), décompose l'eau (11) en oxygène (300) et hydrogène (200). L'hydrogène peut également être introduit (non représenté) avec la suspension dans le four (18) éliminant ainsi l'enceinte (21) Le réacteur (20) en lit bouillonnant fonctionne à courant ascendant de liquide et de gaz et contient au moins un catalyseur d'hydroconversion. II comporte habituellement une pompe de recirculation (27) permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré dans la partie supérieure du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. L'appoint de catalyseur frais peut se faire par le haut du réacteur (non représenté). Le catalyseur usagé peut être soutiré par le bas du réacteur (non représenté) pour être soit éliminé, soit régénéré pour éliminer le carbone et le soufre et/ou réjuvéné pour éliminer les métaux avant son réinjection par le haut du réacteur. Le catalyseur soutiré par le bas du premier réacteur partiellement usagé peut également être transféré directement dans le haut du le deuxième réacteur d'hydroconversion (30) ("cascading") (non représenté). Éventuellement, l'effluent converti (26) issu du réacteur (20) peut être soumis à une séparation de la fraction légère (71) dans un séparateur inter-étage (70). Tout ou partie de l'effluent issu (26) du premier réacteur d'hydroconversion (20) est avantageusement mélangé avec de l'hydrogène supplémentaire (28), si besoin préalablement préchauffé dans l'enceinte (22). L'hydrogène est de l'hydrogène recyclé et/ou de l'hydrogène d'appoint provenant de l'électrolyseur (23) (ou autre source non fossile). Le mélange hydrogène/effluent (26) est injecté par la conduite (29) dans un deuxième réacteur d'hydroconversion (30) en lit bouillonnant fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion. Les conditions opératoires, notamment la température, dans ce réacteur sont choisies pour atteindre le niveau de conversion recherché, tel que cela a été préalablement décrit. L'appoint éventuel de catalyseur frais peut se faire par le haut du réacteur (non représenté). L'apport en catalyseur peut se faire de manière périodique ou en continu. Le catalyseur usagé peut être soutiré par le bas du réacteur (non représenté) pour être soit éliminé, soit régénéré pour éliminer le carbone et le soufre et/ou réjuvéné pour éliminer les métaux avant son réinjection par le haut du réacteur. Le réacteur (30) comporte habituellement une pompe de recirculation (37) permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré dans la partie supérieure du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. L'effluent traité dans le réacteur (30) est envoyé par la ligne (38) dans un séparateur haute pression haute température (HPHT) (40) à partir duquel on récupère une phase vapeur (41), dite fraction légère, et une phase liquide (44), dite fraction résiduelle. La phase vapeur (41) est envoyé, optionnellement en mélange avec la phase vapeur (71) issu du séparateur inter-étape optionnel (70) entre les deux réacteurs de liquéfaction, généralement via un échangeur (non représenté) ou un aéroréfrigérant (48) pour refroidissement à un séparateur haute pression basse température (HPBT) (72) à partir duquel on récupère une phase vapeur (73) contenant les gaz (H2, H2S, NH3, H2O, CO2, CO, hydrocarbures C1-C4, ...) et une phase liquide (74). La phase vapeur (73) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (72) est traitée dans l'unité de purification d'hydrogène (42) à partir de laquelle on récupère l'hydrogène (43) pour le recycler via le compresseur (45) et la ligne (49) aux réacteurs (20) et/ou (30). Les gaz contenant des composés azotés, soufrés et oxygénés indésirables sont évacués de l'installation (flux (46)). La phase liquide (74) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (72) est détendue dans le dispositif (76) puis envoyée vers le système de fractionnement (50). Optionnellement, un séparateur moyenne pression (non représenté) après le détendeur (76) peut être installé pour récupérer une phase vapeur qui est envoyé à l'unité de purification (42) et une phase liquide qui est amenée à la section de fractionnement (50). La phase liquide (44) issue de la séparation haute pression haute température (HPHT) (40) est détendue dans le dispositif (47) puis envoyée vers le système de fractionnement (50). Bien évidemment, les fractions (74) et (44) peuvent être envoyées ensemble, après détente, au système (50). Le système de fractionnement (50) comprend un système de distillation atmosphérique pour produire un effluent gazeux (51), une fraction dite légère (52) et contenant notamment du naphta, du kérosène et du diesel et une fraction dite lourde contenant le gazole sous vide (55). Tout ou partie de la fraction lourde (55) est envoyé à une colonne de distillation sous vide (56) pour récupérer une phase (57) contenant le résidu sous vide, le charbon non convertie et les cendres, et une phase liquide (58) contenant du gazole sous vide. Cette fraction solide (57) peut être brûlée par la suite, peut servir pour partie pour l'élaboration de bitumes ou comme adjuvant pour l'élaboration de bitumes routiers ou peut encore servir comme charge dans une gazéification. La phase liquide (58) sert au moins partiellement comme solvant pour la liquéfaction et est recyclée après pressurisation (59) par la conduite (15) à l'enceinte (14) pour être mélangée avec le charbon. Exemples Les exemples suivants illustrent l'invention décrite sans toutefois en limiter la portée. L'exemple 1 (non conforme à l'invention) porte sur la liquéfaction du charbon en deux étapes selon la voie conventionnelle utilisant de l'hydrogène produit par la gazéification du charbon. L'exemple 2 (conforme à l'invention) porte sur la liquéfaction du charbon en deux étapes en utilisant de l'hydrogène produit par une ressource non fossile. Exemple 1 (non conforme à l'invention) Du charbon de type Illinois n°6 a été prétraité présentant alors une teneur en cendres proche de 6% pds charbon sec. Le charbon est ensuite soumis à une liquéfaction à deux étapes, selon le procédé H-Coal TS®. Les conditions opératoires de la liquéfaction figurent dans le tableau I. L'hydrogène nécessaire à la liquéfaction provient d'une gazéification du charbon. Les performances de la chaîne globale de liquéfaction du charbon sont décrites dans le tableau 3. Tableau 1 : Conditions opératoires de la liquéfaction en deux étapes Catalyseur NiMo / Alumine Température réacteur RI (°C) 410 Température réacteur R2 (°C) 440 Pression, MPa 17 WH RI (kg/h charbon sec/kg catalyseur) 1,2 WH R2 (kg/h charbon sec/kg catalyseur) 1,2 H2 entrée (Nm3/kg charbon sec) 2,8 Recycle liquide/charbon 1,1 Selon le tableau 3, le procédé de liquéfaction directe H-Goal TS® produit 3,9 barils d'hydrocarbures liquides (GPL+Naphta+Diesel) par tonne de charbon sec sans cendres. Cette valeur intègre la production d'hydrogène. Pour 100 tonnes de charbon, 68 tonnes sont dédiées à la liquéfaction et 32 tonnes à la production d'hydrogène. Par ailleurs, les produits finaux sont considérés aux spécifications requises. 57,5 % du carbone contenu dans le charbon est incorporé dans les produits SNG+GPL+Naphta+Diesel. La quantité de CO2 émise par kg de bases liquides est calculée à partir de l'expression suivante : CO2 généré (kg/h) kg CO2 émis/ kg bases liquides = SNG + GPL + naphta + diesel (kg/h) 10 dans laquelle SNG signifie "synthetic natural gas" selon la terminologie anglaise pour gaz naturel de synthèse et "GPL" signifie gaz de pétrole liquéfié. Par ailleurs, il est considéré que 80% des émissions de CO2 proviennent de la gazéification du charbon pour la production de l'hydrogène. Afin d'estimer la quantité de CO2 15 produite, il est supposé que tout le carbone injecté en entrée de l'unité et non incorporé dans les produits valorisables (SNG, GPL, naphta, diesel) se retrouvera en sortie de l'unité sous forme CO2. La production d'un kilogramme de produits "SNG+GPL+Naphta+Diesel" émet 2,5 kg de CO2. 20 Exemple 2 (conforme à l'invention) La liquéfaction de l'exemple 1 a été répétée sous les mêmes conditions opératoires (tableau 1). L'hydrogène provient de l'électrolyse de l'eau à l'aide d'électricité issue d'une centrale nucléaire. La coupe 388°C+, obtenue après la séparation de l'effluent de la liquéfaction et représentant environ 12% pds des 25 liquéfiats de charbon (fraction organique + charbon non dissous) n'est pas valorisée en tant que carburant dans cet exemple. Elle est soumise à une combustion (ou oxycombustion en utilisant l'O2 produit par l'électrolyse), produisant alors de la chaleur et du CO2. Les performances de la liquéfaction utilisant de l'hydrogène issu d'une 30 ressource non fossile sont synthétisées dans le tableau 3. Tableau 3 : Performances de la voie directe de liquéfaction du charbon pour la production de carburants - Procédé H-Coal TS® - Apport d'hydrogène fossile et non fossile Exemple 1 Exemple 2 Source d'hydrogène gazéification électrolyseur Charge charbon pour liquéfaction et 100 100 gazéification* (t/h) Rendement (t/h) : 3,79 4,48 C1+C2 (gaz naturel de synthèse ou 3,44 10,5 "SNG") 11,63 18,00 C3+C4 (gaz de pétrole liquéfié, GPL) 30,71 38,00 Naphta (C5-180°C) 43,92 56,1 Diesel (180-388°C) C4-388°C Conversion charbon (bbl/t charbon sec 3,90 5,65 hors cendres) Rendement de bases liquides (% de 57,5 82,2 carbone contenu dans le charbon incorporé dans les produits SNG+GPL+Naphta+Diesel) kg CO2 /kg bases liquides 2,5 0,7 * gazéification uniquement pour exemple 1 Par rapport au schéma conventionnel (exemple 1), la conversion du charbon en produits liquides est augmentée de 43%. 82,2% du carbone contenu dans le charbon est incorporé dans les produits SNG-GPL-Naphta-Diesel contre 57,5% par la voie classique. Il en découle donc une réduction importante des émissions de CO2 malgré la combustion complète de la coupe 400°C+: la production d'un kilogramme de produits "SNG+GPL+Naphta+Diesel" émet 0,7 kg de CO2 contre 2,5 par la voie conventionnelle. A noter que pour la voie indirecte, cette valeur est estimée à 4,3 kg. REVENDICATIONS1. Procédé de conversion de matière carbonée en bases carburants comprenant les étapes suivantes : a) liquéfaction de ladite matière carbonée en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur contenant un catalyseur supporté en lit bouillonnant, b) liquéfaction d'une partie au moins de l'effluent obtenu dans l'étape a) en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur contenant un catalyseur supporté en lit bouillonnant et opérant à une température au moins de 10°C plus élevée que celle de l'étape a), ledit procédé étant caractérisé en ce que qu'il comprend une étape de production d'hydrogène utilisant au moins une ressource non fossile, l'hydrogène ainsi produit étant au moins en partie ou en totalité introduit dans au moins une des étapes de liquéfaction. 2. Procédé selon la revendication précédente, dans lequel ladite ressource non fossile est de l'eau, de l'acide chlorhydrique, du chlorure d'hydrogène, de l'hydrogène sulfuré et/ou de la biomasse. 3. Procédé selon la revendication 2 dans lequel l'étape de production d'hydrogène comprend la décomposition de l'eau par électrolyse, par électrolyse à haute température, par des cycles thermochimiques et/ou par des microorganismes. 4. Procédé selon la revendication 2 dans lequel l'étape de production d'hydrogène comprend l'électrolyse de l'acide chlorhydrique et/ou la réaction de chlorure d'hydrogène avec le dioxyde de cérium. 5. Procédé selon la revendication 2 dans lequel l'étape de production d'hydrogène comprend la décomposition de l'hydrogène sulfuré par traitement thermique et/ou par réaction d'oxydes métalliques. 6. Procédé selon la revendication 2 dans lequel l'étape de production d'hydrogène comprend la gazéification de la biomasse. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'énergie alimentant l'étape de production d'hydrogène est une énergie non fossile choisie parmi le groupe formé par l'énergie nucléaire, l'énergie solaire photovoltaïque, l'énergie solaire thermique basse température, l'énergie solaire thermique haute température, l'énergie éolienne, l'énergie hydraulique ou hydroélectricité, les énergies marines, la géothermie et/ou la biomasse, seule ou en combinaison de deux ou plusieurs d'entre elles dans des proportions égales ou différentes. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel ladite matière carbonée est une charge choisie parmi le groupe formé par le charbon, la biomasse, les algues, des charges issues du pétrole et/ou du raffinage du pétrole, les produits issus de la conversion thermochimique ou hydrothermale de ces charges et/ou les déchets hydrocarbonés, seule ou en mélange de deux ou plusieurs d'entre elles dans des proportions égales ou différentes. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes comprenant une étape de production d'hydrogène par gazéification d'au moins une ressource fossile choisie parmi le charbon, un résidu pétrolier et/ou un résidu issu de la liquéfaction, ou par vaporéformage de gaz naturel, de gaz non conventionnels riches en méthane et/ou de coupes hydrocarbonées légères, l'hydrogène ainsi produit étant au moins en partie ou en totalité introduit dans au moins une des étapes de liquéfaction. 10. Procédé selon la revendication précédente dans lequel l'oxygène nécessaire à la gazéification provient de la décomposition de l'eau par électrolyse. 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes comprenant des procédés de captage et de stockage de CO2 des émissions émis lors de la production d'utilités et/ou lors de la production d'hydrogène. 12. Procédé selon la revendication 11 dans lequel ledit procédé de captage du CO2 comprend un procédé d'absorption par des amines et/ou par le carbonate de potassium. 13. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'effluent obtenu à l'issue des étapes de liquéfaction subit une étape de séparation permettant de séparer une phase gazeuse, au moins une fraction légère d'hydrocarbures liquides de type naphta, kérosène et/ou diesel, une fraction gazole sous vide, un résidu sous vide et une fraction solide qui peut être dans le résidu sous vide. 14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel ladite fraction gazole sous vide est recyclée en partie ou en totalité dans l'étape a). 15. Procédé selon la revendication 13, dans lequel la (les) fraction(s) légère(s) et/ou ladite fraction gazole sous vide subissent ensuite en partie ou en totalité une étape d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage, et ceci avec ou sans décompression intermédiaire. 20 25 30