Captage et stockage du CO2 des combustibles fossiles

Le captage et le stockage géologique du CO2 consistent à capter le CO2 produit par les installations industrielles avant son rejet à l’atmosphère et à le réinjecter dans des structures géologiques adéquates pour l’y stocker sur des longues périodes de temps.

Il concerne :

• Les sites de production d’énergie à partir de combustibles fossiles (centrales électriques).
• L’industrie lourde (cimenteries, raffineries).

Il ne concerne pas :

• Les transports.

Pour réduire le volume de CO2 produit par ces grosses installations industrielles, responsables de plus de 30 % des émissions de gaz à effet de serre, la voie dite de captage et de stockage est la plus prometteuse.

Il existe trois axes de recherche sur le captage du CO2 :

• La post-combustion : on ne change pas le procédé de conversion énergétique et où on capte le CO2 dilué dans les fumées de combustion.
• L’oxycombustion : qui consiste à réaliser une combustion à l’oxygène pur et non pas à l’air pour obtenir des fumées concentrées en CO2 à 90 %.
• La pré-combustion qui vise à extraire le CO2 à la source en transformant le combustible fossile avant usage en un gaz de synthèse.

Le transport

Une fois le CO2 capturé par l’une de ces trois voies, on le comprime où on le liquéfie selon le mode de transport : par pipeline ou par bateau, pour l’envoyer vers un site de stockage où il est injecté.

Trois types de stockage géologique font l’objet d’études :

• L’ injection dans les aquifères salins profonds.
• L’injection dans des réservoirs d’hydrocarbures – pétrole ou gaz – dits déplétés, avec la possibilité de faire de la récupération assistée de pétrole par injection de CO2, ce que pratiquent déjà des pétroliers en utilisant du C02 provenant surtout de gisements naturels.
• L’injection dans les veines de charbon en profitant du fait que le charbon a une affinité encore plus grande pour le gaz carbonique que pour le méthane.

Les aquifères salins profonds représentent la solution la plus prometteuse à long terme. Situées à grandes profondeurs, ces nappes souterraines d’eau salée ne constituent ni une ressource en eau potable, ni en eau d’irrigation. Leur intérêt est double : elles offrent de plus grandes capacités de stockage que les gisements d’hydrocarbures et sont relativement mieux réparties à la surface du globe.
Les capacités mondiales de stockage du CO2 dans ces aquifères profonds seraient de 1 000 à 10 000 milliards de tonnes. Ces structures géologiques sont pour l’heure encore mal connues (d’où l’ampleur de la fourchette) et beaucoup restent à explorer pour en maîtriser le contexte.

Le coût

L’industrialisation de ces différentes technologies plus ou moins matures est une affaire de réduction des coûts. Dans la mesure où aujourd’hui, on estime qu’elle double le coût d’investissement, et qu’elle augmente au moins de 30 % les coûts de production.
Les technologies sont relativement bien maîtrisées, mais elles sont fortement consommatrices d’énergie. Les recherches actuellement en cours portent notamment sur l’amélioration de l’efficacité énergétique des procédés. De nouveaux procédés en rupture technologique sont aussi étudiés, car c’est la seule façon de réduire de façon très importante le coût de cette étape.

La date probable de mise en service à une échelle industrielle

Différents projet sont en cours :

• Sur le site de Sleipner en Mer du Nord, du CO2 est injecté depuis 10 ans dans une formation souterraine.
• En Allemagne, Vatenfall, EON et RWE ont des projets pilotes de centrales sans émissions de CO2.
• En France, Total met en œuvre un projet à Lacq qui intègre le captage et le stockage. Veolia Environnement a lancé un projet de captage/stockage en Seine et Marne.
• Au Royaume-Uni, BP se lance aussi dans une première expérimentation industrielle dans ce domaine.

D’autres projets existent dans le monde.

En fonction des études et expérimentations en cours, le captage et le stockage du CO2 pourraient se développer, à une échelle industrielle, d’ici 10 à 15 ans.

Sources :
energethique.com
IFP
GDF