Les défis du captage, transport et stockage de CO2 (François Giger)

François GIGER (P72/CM75 - DOCT CIG89)

François Giger a passé 40 ans dans secteur de l’énergie, de la prospec­tion minière pour l’uranium à Bornéo à la construction d’une centrale au charbon en Chine en passant par le développement du forage horizontal pour l’exploitation pétrolière ainsi qu’à son financement, à la protection de l’environnement et à la gestion des risques de transport des matières dangereuses.

Il est également Président du Groupe professionnel énergie et développe­ment durable de ParisTech Alumni.

La tenue de la COP21 (Conference of Parties), en décembre 2015 à Paris, fournit l’occasion de faire le point sur le développement du Captage Transport et Stockage du CO2 (CSC ou CCS en anglais). L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) s’attend à ce que cette tech­nologie contribue pour 15 à 20% à l’effort mondial de réduc­tion des émissions de CO2 nécessaire à la réalisation de l’objectif, affiché à Copenhague, de limitation à 2° Celsius du réchauffement climatique à l’horizon 2100. Dans son rapport World Energy Outlook de 2014, elle présente notamment son scénario 2°C où les émissions mondiales seraient ramenées en 2040 de 46 GT, dont 21 GT issues du secteur électrique (Business as usual), à 20 GT, dont 4 GT pour le secteur élec­trique. Ceci nécessiterait la mise en place, en 25 ans, d’une industrie de taille comparable à celle de l’industrie pétrolière.

Attentes, espoirs puis obstacles à surmonter sont rapide­ment présentés avant de visiter les trois maillons de la chaîne complète de captage, transport et stockage de CO2.

Attentes et espoirs

Avec le succès technique obtenu par la compagnie pétroliè­re norvégienne STATOIL sur le site de Sleipner en mer du Nord norvégienne, un développement rapide était présenté en 2000 comme facilement réalisable ; STATOIL a injecté, depuis 1996, près d’un million de tonnes de CO2 par an dans un aquifère salin (le banc UTSIRA) accessible depuis la plate-forme de traitement du gaz naturel, dont la teneur en CO2 (4 à 9%) est trop élevée au regard des exigences de la commer­cialisation (2,5%).

Dans la foulée, le premier ministre britannique, Tony Blair, a déclaré, lors de la réunion du G8 à Gleneagles en 2005, que la Grande-Bretagne nourrissait l’ambition de devenir le fer de lance en Europe du développement de cette technologie, avec quatre projets industriels. Le premier fut annoncé pour un cycle combiné au gaz à Peterhead, en Ecosse, avec réin-jection dans le champ de Miller opéré en mer par la compa­gnie pétrolière BP.

Dans ce contexte, la Commission Européenne, avec ses direc­tions générales respectivement en charge de la R & D, de l’en-vironnement et de l’énergie, a suscité la mise en place d’une plateforme technologique dédiée, la ZEFFPPP (Zero Emission, Fossil Fired Power Plant Platform) rapidement renommée «Zero Emission Platform» (ZEP). La complexité du sujet, avec ses dimensions technologiques, industrielles et sociétales, avait conduit la Commission à faire appel à des représentants des secteurs économiques potentiellement impliqués : pro­duction d’électricité, industrie des gaz industriels, opérateurs pétroliers et gaziers et l’ensemble de leurs fournisseurs.

À titre personnel, je retire une grande satisfaction d’avoir pu participer à ce travail réalisé en commun aux côtés de plus de deux cents experts ou responsables, d’une vingtaine de nationalités, issus d’une large palette de secteurs industriels, chacun avec sa culture spécifique et ses propres enjeux ; ils ont produit en quelques mois une série de documents de grande qualité, dont un plan stratégique de recherche et un plan de développement stratégique de la technologie en Europe. Une analyse de l’ensemble des briques technolo­giques élémentaires nécessaires à la réalisation de chaque filière, évaluant, pour chacune, la maturité technologique et les efforts à réaliser pour la hisser au niveau de la réalisation industrielle, a aussi synthétisé la contribution de tous les sous-groupes d’experts.

Obstacles à sumonter

Les difficultés de six ordres à la réalisation de chaînes com­plètes de captage-transport-stockage de CO2 ont été, pour la plupart, très rapidement identifiées (Giger, F., Di Zanno, P. et al.: “Making Carbon Capture and Storage Happen in Europe: Markets, Policy, Regulation”, WG4 Subgroup on “Markets, Policy and Regulation”, EU Technology Platform Zero Emission Fossil Fired Power Plants, Brussels, 26 Sept. 2006).

Juridique ; Statut du CO2

Un principe généralement admis dans les réglementations de protection de l’environnement interdit toute injection de déchet liquide dans le sol. Comment considérer le stockage géologique de CO2 en phase dense, dans un état dit «super­critique» où les physiciens ne font plus la distinction entre phases liquide et gazeuse ? Il est nécessaire de définir un sta­tut particulier au CO2 pour le sortir de la catégorie de déchet liquide.

Transport transfrontalier

Là encore, le statut potentiel de déchet nécessite des adap­tations, tant pour la traversée de frontières terrestres que pour le transport par canalisation sous la mer ou pour per­mettre la migration dans des structures géologiques situées à cheval sur des frontières maritimes.

Technique

Les difficultés techniques sont celles qui viennent le plus vite à l’esprit des ingénieurs, que ce soit au niveau du captage et de la compression du CO2, de son transport et de son injec­tion dans les structures géologiques appropriées ; elles seront évoquées ultérieurement plus en détail.

Acceptation sociétale

Le thème de l’acceptation par le public a été identifié très tôt, compte tenu des difficultés rencontrées pour le dépôt de longue durée d’autres déchets et de la référence aux remon­tées létales de CO2 dans la configuration très particulière du lac dans le cratère volcanique Nyos en Afrique. C’est dans ce contexte que des organisations non gouvernementales ont été conviées à participer aux travaux de la plateforme ZEP, lors de sa constitution, afin d’y représenter la société civile et faire prendre en compte la perception par l’opinion publique.

Économique

Comme pour d’autres mesures de protection de l’environne-ment, il est attendu que la mise en œuvre du CSC implique un surcoût. Il s’agit d’abord de l’évaluer, une fois la faisabilité du concept établie, puis de définir quels mécanismes per­mettent d’en couvrir la charge.

Organisationnel

La réalisation de la gestion opérationnelle d’une chaîne com­plète de CSC nécessite la mise en œuvre intégrée d’un large éventail de compétences et savoir-faire qui ne sont en princi­pe ni disponibles ni maîtrisés au sein d’une compagnie opé­ratrice unique, ne serait-ce qu’au niveau de la maîtrise d’ou-vrage. Des métiers très variés sont sollicités, dont certains, comme la production d’électricité, sont habitués à de faibles marges, à l’image du laboureur sédentaire, alors que d’autres, plus familiers de la gestion du risque géologique, exigent en retour une rémunération plus rapide et plus importante pour compenser les aléas, comme le chasseur-cueilleur nomade.

Dix ans plus tard, alors que l’usage du charbon souffre d’une très mauvaise presse, en Europe notamment, la perception du concept de CSC reste très différente entre les opérateurs électriques et pétro-gaziers. Les premiers le voient comme une contrainte lourde susceptible de doubler leurs coûts de production, voire de l’interdire si un certain nombre de ver­rous ne sont pas supprimés. À côté des plus optimistes, cer­tains parmi les seconds estiment qu’il y a des incertitudes importantes sur les capacités géologiques de stockage effec­tivement accessibles en un demi-siècle, notamment dans des régions du monde fortement émettrices. Beaucoup s’interro-gent sur la pertinence d’un modèle d’affaires (business model) de la fourniture du service de stockeur de CO2.

Le captage du CO2

L’usage du charbon pour la production d’électricité couvre, en 2014, 43% des besoins dans le monde ; il constitue la plus importante part des sources anthropiques fixes du CO2. Ceci n’est pas le cas pour la France en raison de la prépondérance historique des parcs de production hydraulique et nucléaire. Néanmoins, ce n’est pas à la sortie des chaudières de cen­trales que le CO2 est le plus facile à capter, en raison d’une teneur de 15% environ dans les fumées. Des flux beaucoup plus concentrés en CO2 sont produits dans les procédés de production d’ammoniac, d’engrais (Reformage catalytique du méthane ou CMR selon l’acronyme en anglais) et d’hydro-gène. Les coûts énergétiques de séparation des autres gaz et de purification y sont beaucoup moins élevés.

L’extraction du CO2 qui rend les gaz naturels, dits acides et qu’il rend impropre à la consommation, est pratiquée indus­triellement depuis des décennies. Elle est réalisée pour autant que la valorisation du gaz en couvre le coût. La trans­position de ces technologies de séparation aux fumées de com­bustion du charbon doit surmonter les écueils résultant de :

• La taille des équipements pour traiter des flux gazeux, plus importants d’un ou plusieurs ordres de grandeur. Elle induirait un doublement des investissements à un horizon de quinze ans car on peut espérer que le coût des installa­tions additionnelles ne dépasse pas, alors, le niveau de celui d’une centrale sans captage.
• La présence d’impuretés résiduelles dans les fumées de charbon. Les moyens de dépollution, requis par les législa­tions sur les grandes installations de dépollution (pous­sières, oxydes de soufre et d’azote, etc.), en extraient une partie mais un complément de traitement de leur acidité résiduelle sera nécessaire (polishing).
• La perte énergétique pour la séparation, la purification et la compression du CO2 en phase dense, à plus de 80 bars, avant son transport. En une quinzaine d’années, pour une centrale au charbon moderne dont le rendement approche 45%, la dépense énergique pour les meilleurs procédés a été évaluée à la baisse de 12 points de rendement à 8 points, notamment grâce à un pilote de recherche en cap­tage de CO2 construit au Havre (F. Giger, F. Chopin, J.F. Lehougre «CCS Pilot Project Le Havre: a stepping stone in EDF Group tackle of the CO2 challenge» VGB PowerTech, Essen N° 3/2015). Ceci réduirait néanmoins le rendement global de la centrale équipée à 37%. Le minimum théorique de perte énergétique, selon la théorie de la thermodynamique, se situe aux alentours de cinq points de rendement. Ainsi, pour la même production d’électricité, une quantité sup­plémentaire de 10 à 35% de charbon devient nécessaire pour faire fonctionner le captage et la compression avant transport, c’est-à-dire diviser par 10 l’émission à l’atmo-sphère.
• La complexification du processus de production, car nombre de procédés de captage relève de domaines de chimie industrielle, discipline moins répandue chez les opérateurs des centrales thermiques et moins bien appré­hendée par leurs structures de management (risque de manipulation des réactifs, évacuation des déchets, éven­tuelles pertes de flexibilité, etc.).

Pilote de recherche de captage de CO2 au Havre photo : ©EDF 2012, all rights reserved

La réduction des coûts d’investissement et de fonctionne­ment du captage doit résulter tant de l’expérience acquise sur des réalisations de taille industrielle que de travaux de recherche plus fondamentaux aboutissant à des ruptures technologiques.

Le rééquipement de la tranche Boundary Dam 3 au Canada (Saskatchewan), de puissance initiale de 139 MW, a été déci­dé en février 2008. L’investissement consenti, de 1,5 milliards de dollars canadiens au total, a permis de porter la puissance 

brute de la tranche à 160 MW, puis le démarrage, en octobre 2014, de l’installation de captage en post combustion aux amines. Le coût de cette dernière atteindrait 6 000 dollars américains / MW installé. La puissance utile de la tranche a été ramenée à 110, puis 120 MW du fait de la pénalité éner­gétique de 50, puis 40 MW. Le coût de la tonne de CO2, dont l’émission est évitée à l’atmosphère depuis la centrale, dépas­serait 100 dollars canadiens.

Installation de captage de CO2 de Boundary Dam

Le transport de CO2

Ce segment ne pose a priori pas de difficultés techniques insurmontables car il est déjà pratiqué à l’échelle industrielle aussi bien par petits caboteurs en mer que par gazoducs sur des centaines de kilomètres en Amérique du Nord.

Les problèmes à résoudre relèveront probablement d’autres types d’obstacles comme :

• L’acceptation sociétale pour la traversée de zones géogra­phiques à forte densité de population et où le kilomètre de canalisation traverse en moyenne une trentaine de pro­priétés ; chaque détenteur d’un terrain à traverser aura son avis sur la chaîne CSC complète et, en particulier, sur le bien fondé du stockage géologique de CO2.
• La taille de l’investissement en réseau de transport à réali­ser, dont l’ordre de grandeur se compare, en Europe, à celui du réseau des gazoducs dont la construction a duré des décennies. Le temps nécessaire sera impacté par la durée des procédures d’autorisation et, éventuellement, d’expro-priation. Les coûts d’infrastructure dépendent de la géo­graphie d’implantation (plaine, montagne et mer), crois­sant proportionnellement à la distance mais bénéficiant d’un effet d’échelle avec les débits transportés.

Le stockage géologique de CO2

Les difficultés inhérentes à ce sujet, du moins en Europe, ont été largement sous-estimées il y a quinze ans et ne font encore aujourd’hui pas l’objet d’un consensus entre experts.

De multiples études à caractère géologique ont couvert une mosaïque de régions en Europe jusqu’à ce que l’on commen­ce à s’apercevoir, au moment de les rassembler, qu’elles avaient été réalisées selon des approches très différentes, voire non compatibles, rendant impossibles des synthèses régionales. Des hypothèses très dimensionnantes, comme la porosité moyenne des réservoirs aquifères, étaient prises avec des valeurs dispersées. Des méthodes assez simplistes d’estimation, comme l’efficacité volumétrique de balayage, ont apporté une dispersion supplémentaire. Les horizons géologiques recherchés pour le stockage, c’est-à-dire à une profondeur de plus de 1 000 m requise pour maintenir le CO2 en phase dense, n’ont pratiquement été traversés que par les puits des opérateurs pétroliers et gaziers. Ces derniers ont focalisé leur attention sur les niveaux à hydrocarbures et n’ont quasiment jamais réalisé des mesures détaillées, d’injectivité¹ en particulier, dans les niveaux purement aquifères, ceux–là mêmes qui sont actuellement recherchés comme cibles pour le stockage du CO2. Quant aux aquifères qui se trouvent avoir été traversés pour les besoins de l’exploitation de niveaux sous-jacents, ils sont maintenant percés de puits. Ces derniers ont initialement été cimentés pour résister au contact de l’eau en place mais, sauf exception, sans anticiper la présence ultérieure de CO2 susceptible de l’acidifier.

Options de stockage géologique - Source : BRGM

L’enseignement du projet France-Nord, sur une zone com­prenant le Bassin Parisien et couvrant la moitié a priori la plus propice de la surface de la métropole, a apporté des élé­ments de compréhension complémentaires. Il a été réalisé par un consortium regroupant notamment les principaux industriels et organismes français compétents en géoscience avec le soutien de l’ADEME. L’objectif était de réaliser un pilo­te d’injection, pour autant qu’un espoir raisonnable de pou­voir ultérieurement injecter 200 millions de tonnes de CO2 en 40 ans, puisse être établi. Cette quantité correspond à l’émission d’une tranche au charbon au standard actuel (1000 MW) en base. Les travaux antérieurs laissaient espérer un potentiel de 30 gigatonnes. Les résultats, largement publiés, ont mon­tré que plusieurs sites seraient nécessaires pour approcher l’objectif en volume de pores mais que la perméabilité n’était pas compatible avec le rythme d’injection, fixé pour 40 ans, car les caractéristiques des aquifères (épaisseur, perméabili­té, connexion entre les réservoirs) ne sont pas favorables. Au delà de la volumétrie statique, le facteur dynamique d’injectivité s‘avère rédhibitoire, facteur non évoqué dans la grande majorité des publications mondiales sur le sujet. D’où la question : «Avons-nous surestimé les capacités de stockage de CO2 dans les aquifère salins ?» (Have We Overestimated Saline Aquifer CO2 Storage Capacities? S. Thibeau & V. Mucha, Rev. IFP Energies Nouvelles Vol. 66 (2011) N°1 pp 81-92).

En raison de la diversité d’opinions des experts, il est néces­saire d’établir une méthodologie faisant l’unanimité pour évaluer les potentiels régionaux de stockage. Une améliora­tion de l’appréhension des mécanismes dynamiques dans les aquifères pendant la période d’injection, puis ultérieure­ment, est requise. Elle doit permettre de déterminer de com­bien d’ordres de grandeur le volume des pores en place doit être réduit pour fournir un volume de stockage de CO2 accessible en quelques décennies. Des concepts, comme l’extraction d’eau des gisements aquifères pour y libérer de la place pour le stockage de CO2, méritent d’être évalués, sans oublier que chaque site géologique est un cas particulier à appréhender comme tel.

Des reconnaissances par forage, com­prenant notamment des tests d’injecti-vité, et la réalisation d’installations pilotes d’injection seront nécessaires pour caractériser la plupart des grands aquifères profonds d’eau salée car ils ont assez peu été explorés, ne présen­tant pas d’intérêt économique jusqu’à présent. Si des espoirs raisonnables peuvent être formés pour l’Amérique du Nord, des résultats obtenus à terre en Europe sont plutôt décevants et la situa­tion de la Chine et de l’Inde nécessite des études et des reconnaissances approfondies.

Deux autres thèmes, non techniques, doivent êtres traités pour permettre le stockage géologique du CO2. Il s’agit de l’acceptation par le public, en particulier pour le stockage à terre (onshore), dont force est de constater qu’elle n’a pas progressé en dix ans, et de l’établissement d’un modèle d’af-faires de stockage de CO2. Avant de s’engager dans une telle activité, un opérateur en géoscience aura besoin de couvrir à la fois les risques d’ordre géologique, de marché et opéra­tionnels pour nourrir l’espérance d’une rémunération adé­quate.

En guise de conclusion

Le CSC constitue la seule voie technologique susceptible de concilier la poursuite de l’usage massif du charbon dans le monde et l’atteinte des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Les conditions de son succès sont notamment la réduction des coûts de captage d’un facteur 5 et l’identification précise des ressources de stockage géolo­gique ; dans les zones de consommation du charbon, en par­ticulier en Chine et en Inde, des tests d’injectivité sont à réa­liser au fond de puits de reconnaissance pour prouver l’ac-cessibilité de réservoirs de stockage au rythme requis.

L’effort industriel à déployer sur une vingtaine d’années est considérable ; pour le captage, il convient d’implanter un ensemble d’installations dont la taille cumulée se compare à celle de l’industrie mondiale de raffinage, pour le transport, à celle des réseaux de transport de gaz naturel et, pour le stoc­kage, aux infrastructures d’exploitation des plus grands gise­ments de pétrole et de gaz.

Les pouvoirs publics souhaiteront-ils mettre en place les mécanismes mondiaux de financement de ces efforts et gagner l’acceptation du public ? Au jour de l’ouverture de la COP 21, c’est une question ouverte. ■

1 Capacité à injecter des fluides depuis le puits dans la roche environnante.