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Pas de neutralité carbone sans le recours massif au captage et stockage de CO2

12 Mai. 20

Par Valérie Czop, chef de projet Captage et Stockage de CO2 à EDF pendant 12 ans.
Ancienne secrétaire du Club CO2 et présidente de la Commission miroir française du Comité Technique ISO (International Standardization Organization) de normalisation sur le CCS (CO2 Capture and Storage)

Avertissement : les propos ci-dessous n’engagent que leur auteure.

Après avoir été controversé pendant plusieurs années, le Captage et Stockage de CO2 (CSC ou CCS en anglais) est maintenant unanimement reconnu comme indispensable pour atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050.
En effet, si le secteur électrique, premier émetteur de CO2 dans le monde, peut s’affranchir du CSC en changeant de mode de production (en optant pour un mix Nucléaire+ ENR), en revanche pour des industries comme l’acier ou le ciment, la substitution de la source d’énergie ne permet d’éviter environ qu’une moitié des émissions, l’autre partie venant du procédé lui—même, comme l’illustre la figure ci-dessous, tirée de la publication de l’IEA (International Energy Agency) de 2019 ‘Transforming Industry through CCUS’.
Pour en revenir au secteur électrique, pour certains pays comme les USA, où le gaz de schiste est très compétitif, ou la Chine, dont le parc charbon est très récent, le CSC reste la meilleure solution pour produire un électron neutre en carbone.

En quoi consiste le CSC ?
Il s’agit d’une chaîne complexe mettant en œuvre des compétences diverses que l’on trouve dans plusieurs filières industrielles :
Capter le CO2 est de la compétence des grands équipementiers industriels, associés à des chimistes dans le cas du captage avec un solvant : on construit à proximité de la source de CO2, une installation comportant une colonne dans laquelle on envoie un solvant et les fumées chargées en CO2 et une seconde colonne dans laquelle le solvant chargé en CO2 est chauffé pour libérer le CO2 qui est ensuite comprimé autour de 100 bar.
Le CO2 ‘supercritique’ est ensuite transporté par pipe, barge ou bateau jusqu’à un site de stockage, comme savent le faire les compagnies de transport de gaz.
Enfin, le CO2 est stocké dans des aquifères salins à environ 1000 mètres sous terre ou sous la surface de la mer, selon des techniques maitrisées par les pétro-gaziers.

 

Pourquoi le CSC ne se déploie-t-il pas ?
Les verrous au déploiement à grande échelle du CSC sont de plusieurs natures :

  • Economique d’abord : le coût estimé de la tonne captée, transportée et stockée est d’environ 100 €, très supérieur au prix du marché actuel. Les projets à grande échelle à travers le monde bénéficient pour la plupart d’aides publiques ou trouvent leur rentabilité dans l’EOR (Enhanced Oil Recovery) aux USA où le CO2 est utilisé pour accélérer l’extraction de pétrole afin de prolonger la durée de vie du puits.
  • Social ensuite : même si des puits de stockage existent notamment au large de la Norvège (où Equinor stocke 0,9 Million de tonnes de CO2 par an depuis 1996 à Sleipner et 0,7 Mt CO2 par an à Snohvit depuis 2008), l’opinion publique doit être convaincue de la fiabilité des stockages. Ainsi, il parait difficile voire impossible de stocker d’importantes quantités de CO2 on-shore en Europe. Il en va de même pour le transport terrestre: à moins d’utiliser des parcours de gazoducs existants, il sera difficile (et long) de construire des canalisations.
    Ainsi, les émetteurs situés à proximité d’un port maritime ou fluvial auront une voie d’évacuation pour leur CO2 mais ceux situés au milieu des terres auront des difficultés.

N’est-il pas préférable de réutiliser le CO2 plutôt que le stocker ?
En effet, pour un émetteur ne disposant pas de possibilité de transport du CO2 vers un site d’injection, une alternative au stockage en aquifère consiste à le piéger dans un minéral (en reproduisant en accéléré un phénomène naturel très lent). Cette voie nécessite encore des recherches mais ne concernera que des quantités limitées de CO2.
D’autres voies de réutilisation du CO2 existent notamment la combinaison avec de l’hydrogène pour faire du méthane ou du méthanol. Là encore cette voie ne s’adresse qu’à des émissions réduites, (vu les quantités d’hydrogène nécessaires). De plus, on parle ici de réutilisation et non de stockage, le CO2 étant réémis, lors de la combustion du produit résultant.
Enfin, plusieurs niches de réutilisation du CO2 existent, avec ou sans transformation chimique et les prévisions les plus optimistes indiquent qu’à l’horizon 2050, moins de 10% des émissions mondiales pourront être valorisées (en intégrant la portion utilisée pour l’EOR), laissant la part belle au stockage.
Mais, pour atteindre la neutralité carbone, on ne devra faire l’impasse sur aucune solution.

Réussirons-nous à capter tout le CO2 ?
Etant donnés le coût et la relative complexité du captage et du stockage ou de la valorisation, il est évident qu’il subsistera des émissions que les puits naturels (forêts, océans) ne suffiront pas à capter. Nous devrons donc recourir aux ‘émissions négatives’, c’est-à-dire retirer le CO2 de l’atmosphère. Pour ce faire, 2 voies sont envisagées :
Le captage Direct dans l’air (Direct Air Capture ou DAC en anglais) actuellement étudié par plusieurs start-ups dans le monde mais qui conduit à un coût de la tonne de CO2 très élevé (du fait de la faible concentration de CO2 dans l’air)
Les puits artificiels où le CO2 issu de la combustion de biomasse est capté et stocké. Cette solution ne sera acceptable que si elle fait appel à de la biomasse non utilisable pour d’autres usages prioritaires (comme les bois traités par exemple).

Pour conclure, le CSC aujourd’hui n’est pas encore rentable ; il est difficile de prédire quand il le deviendra, tant l’évolution du prix du CO2 à long terme reste incertain. Les choses peuvent en revanche évoluer très vite : certains acteurs sont moteurs pour faire avancer la filière, comme l’Oil and Gas Climate Initiative (OGCI, qui regroupe les plus grands pétroliers mondiaux) ou la Norvège qui finance un projet d’envergure : Northern Lights.
Les acteurs français ont leur place à prendre dans ce futur en valorisant leurs compétences : Total fort de son expérience à Lacq et acteur du projet Northern Lights, Arcelor-Mittal et l’IFPEN sur le projet 3D, EDF avec un pilote sur la centrale à charbon du Havre. De son côté, le site de Dunkerque dispose incontestablement d’une situation privilégiée pour transporter le CO2 émis vers la mer du Nord.

 

Sources photos : INERIS, IEA, EDF

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