Captage et stockage de CO2 : qui sont les pionniers français ?

Par Rédaction L'Usine Nouvelle - Publié le 03 juin 2009, à 17h 38

Siemens

Le marché est des plus stratégiques à six mois du sommet de Copenhague. L'Ademe a jeté son dévolu sur cinq projets français, dans le cadre de son fonds de démonstrateurs de recherche.

Le captage et le stockage du C02 ont le vent en poupe : cette technologie est au cœur des négociations sur le climat, en vue du sommet de Copenhague en décembre 2009. Couplée au le système de mise en bourse des quotas d'émissions, cette technologie est considérée comme le moyen clé d'atteindre les objectifs chiffrés de réductions d'émissions de C02 d'ici 2020. Elle est l'objet principal pour ne pas dire unique du transfert de technologies voulu par l'Inde et la Chine dans le cadre de ces négociations, en contrepartie d'un engagement des pays du Sud à participer à l'effort.

Quels seront les grands gagnants industriels de ce nouveau marché ? Comment se positionne la France vis-à-vis de ce secteur de recherche de pointe ? L'Usine Nouvelle.com fait le point avec François Moisan, directeur de la stratégie et de la recherche de l'Ademe, alors que l''Agence vient de dévoiler les cinq projets qu'elle pourrait soutenir dans le cadre de son fonds de démonstrateurs de recherche de 400 millions d'euros.

Les 5 dossiers captage et stockage de CO2

Cinq dossiers ont été réceptionnés dans le cadre de l'Appel à manifestation d'intérêt (AMI) lancé par l'Ademe. Parmi ces projets, un projet a déjà été accepté par le comité de pilotage : le projet Pil-Ansu. Les quatre autres sont en cours d'instruction.

Alstom, EdF, GdF Suez et Armines avec « Pil Ansu »
Le projet « Pil Ansu » a pour objectif la réalisation d'un démonstrateur de captage du CO2 par antisublimation (givrage/dégivrage des gaz) sur les fumées d'une centrale à charbon. Une recherche conduite par l'Ecole des Mines de Paris avec le soutien de l'Ademe, il y a quelques années, avait démontré l'intérêt de ce procédé très innovant de séparation du CO2 dans les gaz de combustion. Suite à cette première opération, Alstom, EdF, GdF Suez et Armines se sont associés pour présenter un projet visant à démontrer la faisabilité de ce procédé à une échelle industrielle. Ce démonstrateur sera expérimenté sur une centrale de production d'électricité à charbon existante. L'objectif est de valider cette technologie à une échelle 1/100ème ce qui permettra de la qualifier pour une échelle supérieure. Il s'agit d'une première mondiale sur cette technologie.

Alstom et EdF avec les amines
En cours d'instruction, ce projet de captage en post-combustion avec des solvants avancés met en jeu Alstom, spécialiste des amines, et EdF.

Véolia à Claye-Souilly
En partenariat avec Geogreen, ce projet de Véolia de captage et stockage du CO2 émis par ses incinérateurs de déchets annoncé à Claye-Souilly (Seine-et-Marne) par est le troisième en France, derrière celui de Lacq (Pyrénées-Atlantiques) et du Bassin parisien. Le CO2 sera produit par des unités de valorisation énergétique de biogaz déjà existantes et sera injecté dans un aquifère salin situé à plus de 1 500 mètres sous terre pendant plusieurs années.

Arcelor Mittal à Florange
En partenariat avec Paul Wurth, Geogreen, et sûrement Air Liquide, le projet d'Arcelor Mittal basé à Florange en Moselle vise à expérimenter la « sidérurgie propre ».

Total dans le bassin parisien
Ce projet uniquement focalisé sur le stockage vise à évaluer le potentiel d'utilisation du bassin parisien pour séquestrer le carbone en aquifère salin.

Le calendrier du démonstrateur
Il se déploie selon un phasage en trois temps, avec une période charnière en 2020, début de l'entrée sur le marché des installations ainsi équipées.

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Un démonstrateur à l'échelle 1/10e

Pour ces technologies qui visent des marchés à l'horizon 2015-2020, les coûts varient selon les volumes impliqués. Les budgets des projets sont « soit inférieurs à 10 millions d'euros, soit de 10 à 20 millions d'euros, soit carrément supérieurs à 100 millions d'euros », précise François Moisan. En moyenne, « l'aide du fonds de l'Ademe prendra en charge 40% du coût des projets », ajoute-t-il. Une aide qui vient à point nommé se glisser entre le labo de recherche et le démonstrateur à taille réelle.

L'Union européenne compte quant à elle financer 12 projets à l'échelle 1 pour une éclosion prévue en 2020. « Un projet de CSC d'une centrale à charbon de 600 MW coûte un milliard de dollars » précise François Moisan. Le fonds de l'Ademe permettra aux heureux élus de valider la marche juste en-dessous, à l'échelle 1/10e, pour des coûts bien moindres. Une fois au point, le projet Pil Ansu (voir encadré) est par exemple facilement développable à grande échelle : « on multipliera les modules en les juxtaposant ».

Les verrous technologiques

La France n'était pas leader sur ces expérimentations : son mix énergétique privilégiant à 80% le nucléaire, peu émetteur de CO2, ne l'y poussait pas vraiment. Objectif du fonds de l'Ademe : « faire que les entreprises françaises soient en avance. » L'enjeu est de pouvoir exporter cette technologie, en Chine et en Inde en particulier. « Il n'est pas sûr que d'ici Copenhague les pays entrent dans le détail des différentes techniques de captage et de stockage, il s'agira avant tout d'accords sur les principes », rassure François Moisan. Néanmoins, Paris ne doit pas rater le coche.

Captage : limiter les coûts. L'Ademe s'est concentrée sur la post combustion et l'oxycombustion (la troisième technologie possible étant la pré-combustion). L'enjeu est ici de limiter l'énergie dépensée : le captage du CO2 est une technologie consommatrice d'énergie, ce qui a des répercussions sur ses coûts d'exploitation. Selon le rapport du GIEC en 2005, l'augmentation de la consommation de combustible par kWh produit, par rapport à une centrale sans captage, s'établit entre 11 et 22% dans les centrales au gaz à cycle combiné.

Transport : le plus facile. Le transport terrestre du CO2 est déjà pratiqué à l'échelle industrielle depuis plusieurs années. Mais dans le cadre du CSC, vu l'ampleur que devraient prendre les réseaux de transport de CO2, il va falloir faire une remise à plat de la technologie et voir comment ce réseau de transport de CO2 s'intègrera dans le CSC.

Stockage : éviter les fuites. Trois types de formes géologiques sont envisagés pour stocker le CO2 : les gisements déplétés d'hydrocarbures, les veines de charbon non exploitables et les aquifères salins profonds (onshore et offshore). « Total teste déjà à Lacq un gisement déplété, les injections de carbone devraient y démarrer incessamment sous peu », estime François Moisan. « Mais la Chine et l'Inde, principaux clients de nos technologies in fine, ne disposent pas de beaucoup de gisement déplétés, ils stockeront avant tout en aquifère salin. Nous ne pourrons pas leur vendre notre technologie si nous ne l'avons pas testée, du point de vue technique pour l'étanchéité et du point de vue social pour les processus à mettre en place avec les riverains. C'est pourquoi nous privilégions les démonstrateurs d'aquifères », explique le directeur de l'Ademe.

Passeport anti-délocalisations

Avant tout, outre l'opportunité d'exporter une technologie porteuse, la maîtrise de la capture et du stockage de CO2 constituent un visa important pour la France : celui de maintenir l'activité industrielle sur son territoire. Alors que se profile un accord de Copenhague permettant aux Etats-Unis des dérogations sur les émissions de leur industrie sidérurgique et électrique, les entreprises françaises, soumises quant elles à l'achat de permis d'émettre, devront préparer leur défense. L'avenir des bassins d'emplois de Dunkerque et de Fos sur mer sont concernés au premier plan.

Ana Lutzky

Exemples au niveau international

Au-delà des projets retenus par l'Ademe, les industriels se positionnent tout au long de la chaîne de valeur. Les constructeurs de centrales électriques, notamment Alstom, GE et Siemens, développent des unités adaptées à la mise en place d'un dispositif de capture. Les producteurs de gaz, comme Air Liquide, Linde ou Air Products, travaillent naturellement sur l'oxy-combustion qui constitue un nouveau débouché pour l'oxygène, mais également sur le transport du CO2. Les pétroliers et gaziers sont intéressés par la récupération assistée grâce à l'injection de CO2 dans les gisements en fin de vie. A Lacq, Total compte utiliser le même pipeline qui transportait le méthane mais dans le sens inverse, et stocker le C02 capturé dans le gisement qui contenait du méthane. Ils travaillent également sur l'extraction du CO2 du combustible pour la technique de pré-combustion. Les entreprises spécialisées dans l'étude des gisements de pétrole ou de gaz, comme CGG-Veritas, se positionnent sur les aspects liés au stockage du CO2 et à l'étude des réservoirs.

En Allemagne, un pilote d'oxy-combustion de 30 MWth, piloté par Vattenfall, est en phase d'être opérationnel. Cette opération devrait donner suite à un démonstrateur de plus grande envergure, 300 MWe, d'ici 2015. Pour la même période, un démonstrateur de captage en post-combustion de 300 MWe est prévu en Angleterre et un autre au Danemark. Alstom a annoncé la réalisation de deux démonstrateurs du procédé à l'ammoniaque refroidi, l'un de 5 MW en Suède (avec E.ON), l'autre de 30 MW en Norvège (avec Statoil). Côté pré-combustion, RWE a annoncé pour 2014 la création d'une centrale IGCC qui inclura le captage et stockage du CO2. D'autres projets sont également prévus par E.ON.

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