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Captage, transport, stockage et valorisation du CO2


Les techniques de captage, transport et stockage du dioxyde de carbone (CCS) sont des procédés visant à séparer le dioxyde de carbone de ses sources d’émission, majoritairement industrielles et énergétiques, et à le transporter après purification et compression vers un lieu de stockage où il sera isolé de l’atmosphère sur le long terme, entravant ainsi sa contribution au réchauffement climatique. Ces techniques concernent non seulement le secteur de la production d’électricité (centrales thermiques fonctionnant au charbon, au gaz naturel, à la biomasse ou au fioul) mais également des procédés industriels fortement émetteurs de CO2 comme la sidérurgie, la cimenterie, la papeterie, le traitement du gaz naturel, la production d’ammoniac et de fertilisants, la production de carburants de synthèse (à partir de biomasse ou de gaz naturel) et d’hydrogène. Les champs d’application sont donc très vastes, de même que le potentiel de réduction des émissions associé à ces techniques, aussi bien au niveau français que mondial. En France, les émissions actuelles combinées de CO2 du secteur de la production d’électricité et de procédés industriels représentent environ 75 millions de tonnes par an (environ 19 % des émissions de CO2 nationales). Les acteurs français de la filière sont regroupés au sein du « Club CO2 », créé en 2002 à l’initiative de l’ADEME. Dans le scénario Blue Map de l’AIE, le CCS, en permettant d’éviter environ 10 GT de CO2 rejetés dans l’atmosphère, contribue à hauteur de 19 % à la réduction des émissions mondiales en 2050. Le CCS est considéré comme une solution majeure pour la réduction des émissions des sites existants (« carbon lockin »). En complément, il faut tenir compte du potentiel de valorisation du CO2, c’est-àdire de son utilisation comme matière première, qui n’est pas négligeable. En effet, le CO2 est d’ores et déjà utilisé soit sans transformation dans des procédés industriels spécifiques, soit après transformation pour obtenir des produits chimiques.

Contribution du CCS


Cette contribution du CCS à la réduction des émissions mondiales de CO2 en 2050 se répartit de la manière suivante : 55 % dans le secteur de la production d’électricité (charbon : 65 % ; gaz naturel : 30 %, biomasse : 5 %) ; 16 % dans l’industrie (sidérurgie, cimenterie, chimie, papeterie) ; 29 % dans le traitement du gaz naturel et production des carburants de synthèse et d’hydrogène.




Le captage du CO2


=> État des lieux
Il existe trois principales méthodes de captage du CO2, à divers stades de maturité, et testées à des échelles différentes : la précombustion, la postcombustion et l’oxycombustion. Le déploiement commercial dans les centrales électriques et les procédés industriels concernés est envisagé à partir de 2020, en fonction de l’évolution des verrous techniques, économiques et sociétaux. Il est difficile aujourd’hui de déterminer laquelle de ces trois techniques deviendra majoritaire ; des améliorations doivent être réalisées sur chacune d’entre elles. Une coexistence des différentes voies avec application des technologies de captage pertinentes au cas par cas n’est pas à exclure.

La technique de postcombustion


La technique de postcombustion, qui consiste à capter le CO2 provenant des fumées de combustion (aujourd’hui à l’aide de solvant de types solution d’amines ou d’ammoniac refroidi) est une technique bien connue et maîtrisée dans les procédés de séparation du CO2 du gaz naturel à la sortie des puits d’extraction. Son application à des centrales thermiques ou des procédés industriels nécessite néanmoins des adaptations importantes des équipements et processus.


=> Éléments de coûts
Le surcoût engendré par la mise en place du CCS est majoritairement dû au captage du CO2, dont la contribution est estimée à plus de deux tiers. Cela s’explique notamment par les coûts d’investissements liés à l’installation des équipements de captage (nécessitant parfois des adaptations importantes du site concerné) et une diminution du rendement de la chaudière de 8 % à 10 % (sites de production d’électricité). Les estimations de coûts disponibles aujourd’hui doivent être validées lors de la mise en place des projets. Elles indiquent une fourchette de 35 à 90 euros par tonne de CO2 évitée. Des projets intégrés de CCS sur centrale à charbon deviendraient ainsi compétitifs à partir d’un prix d’environ 40 euros par tonne de CO2 dans le cadre de l’EU ETS.

=> Verrous technico-économiques
- Réduction de la pénalité énergétique (optimisation énergétique des procédés de captage et de leur intégration dans les sites de production). Ce verrou a également une importante dimension sociétale : une installation engendrant une surconsommation de combustibles fossiles est perçue de façon négative ;
- flexibilité des procédés ;
- intégration du captage dans des procédés industriels tels que la production d’acier (l’application du captage pouvant améliorer le rendement de l’installation sous réserve de réussir les adaptations à apporter au procédé de production lui-même).

=> Principaux axes de recherche et d’innovation
- Développement de nouvelles méthodes de séparation du CO2 moins énergivores tels que des procédés cryogéniques ou la combustion en boucle chimique ;
- adaptation des procédés de captage à la variation de charge de la centrale électrique ;
- développement et déploiement de procédés de captage spécifiques pour les procédés industriels ;
- amélioration de l’efficacité énergétique de la compression du CO2 ;
- amélioration du rendement des centrales en l’absence de CCS (les rendements PCI d’une centrale au charbon pulvérisé et d’un cycle combiné gaz naturel pourraient ainsi dépasser respectivement 50 % et 65 % à l’horizon 2030).

=> Acteurs et projets
En France, les efforts de recherche, développement et déploiement des technologies de CSCV menés par les acteurs publics et privés sont soutenus notamment par l’Agence nationale de la recherche (ANR), l’ADEME (fonds démonstrateurs de recherche, programmes R & D) et les investissements d’avenir. Les pôles de compétitivité (principalement Avenia, Risques, Axelera) jouent également un rôle important.
CSCV : captage, stockage et valorisation du CO2.
Dans le cadre des appels à projets (AAP) de l’ANR (2005–2008), de nombreux projets portent sur le captage du CO2, dont le développement de nouveaux matériaux et procédés (« Gascogne », « Cicadi », etc.).

Parmi les trois lauréats de l’AAP CCS du fonds démonstrateur de l’ADEME (2010, aide totale de 38 millions d’euros), deux portent sur le captage : par amines avancées (postcombustion énergie) sur une centrale à charbon au Havre (« C2A2 », porté par EDF et Alstom) et appliqué à la sidérurgie (postcombustion industrie, projet intégré « Ulcos » porté par ArcelorMittal en Lorraine). Il est à noter que ce dernier candidate également au fonds européen « NER 300 » pour un déploiement à échelle commerciale, ce qui représenterait une première mondiale dans ce domaine.

Dans le cadre des investissements d’avenir, le CSCV est éligible à la mise en place d’Instituts d’excellence en matière d’énergies décarbonées (IEED) et à la mise en place de démonstrateurs et de plateformes technologiques (appel à projets clôturé le 15 novembre 2011).

À noter également que Total mène à Lacq/Rousse en Aquitaine un projet intégré de CCS avec captage du CO2 sur une chaudière en oxycombustion.

Ainsi, les acteurs-émetteurs tels que les énergéticiens ou industriels se positionnent en tant qu’intégrateurs pour décarboner leur production. Ils ont recours en matière de captage de CO2 à des équipementiers et ingénieries comme Alstom (fourniture de centrales CCS clés en main), et des fournisseurs de technologies comme Air Liquide. Des acteurs de petite taille (PME/ETI) interviennent sur le captage (comme sur les autres maillons de la chaîne de valeur) en apportant des compétences ciblées concernant les matériaux et équipements utilisés.

Les acteurs se positionnent sur le marché domestique (pour lequel l’application à des procédés industriels semble particulièrement pertinente) et à l’export (exemple d’Alstom en Chine).

À l’échelle européenne, le captage de CO2 fait partie des priorités de recherche soutenues par le PCRD1. En matière de déploiement à échelle industrielle, le captage est développé dans le cadre de projets intégrés de CCS, notamment ceux qui candidatent au premier appel à projets du fonds européen NER 300 : parmi les huit projets en attente de décision finale, deux ont recours à la postcombustion, un à l’oxycombustion, trois à la précombustion et deux au captage du CO2 de procédés industriels.

Le transport du CO2


=> État des lieux
Les solutions couramment envisagées pour transporter le CO2 - principalement sous forme supercritique ou liquide - du lieu de captage au lieu de stockage sont le transport par canalisation ou par bateau, les canalisations étant privilégiées pour le transport de grandes quantités de CO2 sur des distances allant jusqu’à un millier de kilomètres environ. Ces techniques sont déjà utilisées aujourd’hui : dans le monde, plus de 3 000 km de canalisations (principalement aux États-Unis) transportent quotidiennement 50 millions de tonnes de CO2 par jour pour la récupération assistée de pétrole. Le transport de CO2 par bateau existe également mais à plus faible échelle : en Europe, des bateaux sont utilisés pour transporter environ 1 000 tonnes de CO2 de qualité alimentaire.

=> Éléments de coûts
Contrairement au captage, le transport du CO2 ne contribue que légèrement aux coûts de la filière du CCS. En fonction de la distance entre sites de captage et de stockage et du moyen de transport utilisé, les coûts du transport du CO2 sont aujourd’hui estimés à moins de 10 euros par tonne (canalisation) et moins de 20 euros par tonne (bateau). La limitation de ces coûts et plus généralement des obstacles à franchir en matière de transport de CO2 nécessiteront d’anticiper la mise en place d’une véritable infrastructure de transport de CO2, reliant sites émetteurs et de stockage et permettant de mutualiser les coûts et risques associés.

=> Verrous technico-économiques / axes de recherche et d’innovation
Le transport de CO2 peut être considéré comme mature. Toutefois, le CO2 transporté aujourd’hui dans le monde est d’une très grande pureté, ce qui ne sera pas forcément le cas du CO2 capté des centrales thermiques ou des procédés industriels. Cela implique une bonne tenue des matériaux des canalisations et des réservoirs (résistance à la corrosion) en présence d’impuretés (eau, oxydes d’azote, oxydes soufrés), une bonne maîtrise de l’écoulement des fluides complexes et des moyens de détection fiables des fuites afin d’assurer la sécurité du transport.

=> Acteurs et projets
Au-delà de la mise en place du transport de CO2 dans le cadre de projets intégrés (voir ci-dessus), des projets ciblés examinent, au niveau territorial, la mise en place d’une infrastructure mutualisée de transport de CO2. À titre d’exemple, la zone industrialo-portuaire du Havre a été choisie comme terrain d’expérimentation dans le cadre du projet « COCATE », piloté par IFP Énergies nouvelles et Le Havre Développement : il s’agit d’étudier la mise en place d’un réseau de transport de CO2 afin de mutualiser le captage et le transport du CO2 entre différents industriels émetteurs. Cofinancé par l’Europe dans le cadre du 7e PCRD, le projet associe sept autres partenaires européens de la recherche et de l’industrie.

Le transport du CO2 fait appel à des compétences de traitement et d’acheminement de gaz naturel et industriel. Des acteurs du secteur pétrolier et gazier tels que Total ou Schlumberger peuvent ainsi de positionner sur ce maillon, en ayant recours à des fournisseurs d’équipements tels que Vallourec.

Le stockage du CO2


=> État des lieux
Une fois capté et acheminé jusqu’au site de stockage, le CO2 est injecté dans un réservoir en profondeur. Le stockage peut se faire dans trois principales formations géologiques : les gisements de charbon inutilisés, les gisements pétrolifères et gaziers anciens ou en cours d’exploitation et les formations salines (aquifères salins profonds). Le stockage océanique semble aujourd’hui exclu par la communauté scientifique. Les sites les plus prometteurs en matière de capacité (théorique) de stockage sont les formations salines. Les technologies utilisées font appel à des compétences relatives à l’exploration et l’exploitation du sous-sol (caractérisation de sites, modélisation du comportement des gaz injectés, procédés d’injection, méthodes de surveillance).

=> Éléments de coûts
Par analogie avec les coûts de stockage souterrain du gaz, le coût du stockage du CO2 pour une installation d’envergure industrielle est estimé entre 1 et 20 euros par tonne de CO2. Il varie selon les caractéristiques du site : gisements d’hydrocarbures ou formations salines ; terrestre ou marin ; capacité de stockage. Ces estimations seront à valider dans le cadre de la mise en place des projets, des incertitudes pesant notamment sur les coûts réels de la surveillance et du suivi des sites à long terme et de la capacité prouvée d’accueillir du CO2. Les seuls projets commerciaux aujourd’hui sont étroitement liés à l’exploitation d’hydrocarbures afin d’assurer leur viabilité économique (stockage dans des gisements en fin de vie avec, pour certains, recours à de la récupération assistée de pétrole ou Enhanced Oil Recovery, EOR).

=> Verrous technologiques et sociétaux
Pérennité du stockage : une période minimale de stockage de plusieurs siècles est nécessaire si l’on veut lutter efficacement contre le réchauffement climatique. Des l’étanchéité du stockage sur le long terme et de l’inertie chimique du CO2 vis-à-vis du réservoir (problèmes de réactivité du CO2 avec la roche réservoir). Pendant la durée de vie du stockage, les risques de fuite (mêmes faibles) vont imposer des contraintes particulières de surveillance et de monitoring.

Effets sanitaires et environnementaux du stockage : il faudra s’assurer que les nappes d’eau potable ou des micro-organismes se développant en profondeur ne risquent pas d’être atteints.

Faisabilité sociétale : faire accepter aux riverains les pipe-lines, les circulations de camions remplis de gaz carbonique, les stockages profonds, etc., nécessite de les convaincre de l’absence de risque de fuite ou de nuisances d’aucune sorte, dans le cadre d’une démarche de concertation adaptée. L’encadrement réglementaire jouera un rôle essentiel dans ce contexte. Le cadre législatif et réglementaire pour le stockage géologique sûr et pérenne a été instauré en France lors de la transposition de la directive 2009/31/CE.

=> Axes de recherche et d’innovation
- Évaluation fine des capacités de stockage géologique à terre et en mer ;
- techniques de caractérisation et modélisation des sites de stockage ;
- développement de techniques et méthodes de surveillance à long terme à coûts compétitifs.

=> Acteurs et projets
De nombreux projets de recherche soutenus par l’ADEME et l’ANR portent sur le stockage du CO2. Dans le cadre du fonds fémonstrateurs, le projet « France Nord » piloté par Total associé à plusieurs industriels et organismes de recherche français et européens vise à tester sur une petite échelle la capacité des aquifères salins du nord de la France à stocker les émissions industrielles de CO2.

Compte tenu de difficultés techniques et sociétales, une application du stockage à échelle industrielle pourrait être envisagée à partir de 2020 (notamment en ce qui concerne les réservoirs pétroliers et gaziers), après une phase de démonstration et d’apprentissage entre 2010 et 2020.

En France, le potentiel de stockage onshore devra être estimé finement. En complément, des installations pilotes comme celle de Lacq déjà évoquée plus haut pourraient permettre de développer un savoir-faire valorisable à l’étranger.

La valorisation du CO2


L’utilisation industrielle de dioxyde de carbone s’élevait à 153,5 millions de tonnes en 2008 au niveau mondial. En effet, le CO2 est aujourd’hui utilisé soit comme intrant dans l’industrie chimique (100 millions de tonnes de CO2 en 2008 pour l’élaboration de produits chimiques comme l’urée, le méthanol, l’acide salicylique, etc.), soit dans l’industrie pétrolière (40 Mt CO2 utilisés en 2008 pour la récupération assistée des hydrocarbures) ou encore directement dans des applications industrielles (les besoins en 2008 s’élevant à 13,5 Mt CO2 pour la production de fluides réfrigérants, solvants, gazéifiants des boissons, etc.). L’enjeu est de trouver de nouvelles applications afin d’augmenter la part de CO2 actuellement valorisé comme matière première : en fonction des voies de valorisation, le CO2 est stocké définitivement ou pour un temps donné. Le potentiel d’utilisation du dioxyde de carbone pour la production d’intermédiaires chimiques ou de carburants n’est en effet pas négligeable : 0,5 Gt de CO2 pourrait être valorisée pour la production d’intermédiaires chimiques et 1,5 Gt pour la fabrication de produits à valeur énergétique. Les enjeux technologiques concernent la mise au point de procédés de conversion du CO2 en ces produits à plus forte valeur ajoutée, tout en respectant deux critères : la compétitivité économique et un bilan environnemental positif (la molécule de CO2 nécessitant des niveaux d’énergie significatifs pour être transformée). Pour l’instant, ces voies de conversion sont au stade de la recherche industrielle et du pilote. Les études portent principalement sur :
  • la conversion électrochimique, visant à une hydrogénation du CO2 ;
  • la conversion catalytique, visant davantage au couplage du CO2 avec d’autres molécules pour conduire à des carbonates organiques, notamment utilisés dans le marché en plein essor des batteries au lithium, ou encore des polycarbonates ;
  • la conversion biocatalytique et biologique, permettant l’utilisation d’algues, d’enzymes pour la synthèse économique de produits à haute valeur ajoutée.