Captage, transport et stockage du CO₂ :
le point sur les techniques

Le 30/08/2010

Le principe du captage et stockage du CO₂ (CSC) s'applique aux plus importants émetteurs industriels de dioxyde de carbone, comme les centrales électriques thermiques, les usines sidérurgiques, pétrochimiques, les raffineries de pétrole, etc.
Il consiste à capter le CO₂ et à le piéger durablement sous terre. Le captage du CO₂ nécessite d'abord de l'isoler des autres composants rejetés dans les fumées. Plusieurs technologies sont employées à cette fin. Il faut ensuite le transporter jusqu'à un site
de stockage permanent. Là-aussi plusieurs options sont possibles. Tour d'horizon.

Le captage ou comment isoler le CO₂

Les fumées des grosses installations industrielles, comme les raffineries ou les centrales électriques, ne sont malheureusement pas composées uniquement de dioxyde de carbone qu’il suffirait d’emprisonner dans un bocal.

Le captage du CO₂ est complexe et particulièrement coûteux puisqu’il faut pouvoir le séparer des autres éléments constitutifs des fumées, comme la vapeur d’eau ou l’azote. Le GIEC estime d’ailleurs que cette étape compte pour les 2/3 du coût global du captage-stockage.

On pourrait imaginer d’éviter cette phase en captant et en stockant l’intégralité des fumées, mais cela poserait d’autres problèmes : les fumées de combustion ne contiennent en moyenne qu’entre 3 et 15 % de CO₂ ; isoler le CO₂ permet d’avoir moins de matière à transporter
et à stocker, ce qui réduit les coûts et optimise l’espace de stockage.

Plusieurs techniques sont aujourd'hui disponibles.
 
   •    La postcombustion

Elle consiste à extraire le CO₂ des fumées de combustion, souvent à l’aide d’un solvant chimique liquide. Celui-ci se lie spécifiquement au CO₂ et le couple solvant-CO₂ est extrait du reste de la fumée. Puis, ils sont séparés à leur tour par un procédé thermique qui permet la régénération du solvant. Cette technique est aujourd’hui bien maîtrisée. Elle présente l’avantage de pouvoir être appliquée aux installations existantes puisqu’elle ne nécessite aucune modification matérielle des usines rejetant les fumées. Elle se révèle cependant gourmande en énergie (il faut traiter d’importants volumes de fumées) et coûteuse. 

   •    La précombustion

L’idée est de décarboner le combustible avant la combustion. Pour ce faire, on traite le combustible de façon à le transformer en un gaz de synthèse composé essentiellement de monoxyde de carbone et d’hydrogène. On introduit alors de la vapeur d’eau qui réagit avec le monoxyde de carbone et le convertit en CO₂. Le CO₂ et l’hydrogène sont ensuite séparés grâce à un solvant. L’hydrogène est utilisé pour produire de l’énergie, sans émission de CO₂. Cette technique est déjà utilisée à échelle industrielle. Elle est moins énergérivore que
la postcombustion. Elle requiert cependant des équipements spécifiques encore en cours de développement et qui doivent être prévus dès la conception du site industriel concerné.

   •    L’oxycombustion

Dans un schéma de combustion classique, on utilise de l’air. Ce procédé génère d’importants volumes de fumées, dans lesquels le CO₂ est très dilué. Son extraction est alors plus coûteuse. L'oxycombustion, encore au stade de démonstration, génère au contraire des fumées contenant essentiellement du CO₂ et de l’eau, faciles à séparer (par condensation de l’eau). Le principe ? L’air habituellement utilisé lors de la combustion est remplacé par de l’oxygène pur. Potentiellement plus avantageuse que les autres technologies en termes de coûts comme d’efficacité énergétique, l’oxycombustion présente, de plus, l’avantage de pouvoir être mise en œuvre sur des installations existantes.

L’inconvénient majeur de cette méthode : en amont du processus, l’extraction de l’oxygène pur de l’air consomme beaucoup d’énergie et occasionne des coûts de captage du CO₂ assez élevés.

Cette étape peut toutefois être encore considérablement améliorée grâce à un nouveau procédé, la "boucle chimique". Cette technologie consiste à  utiliser un oxyde métallique pour fournir l’oxygène nécessaire à la combustion. Concrètement, la "boucle chimique" est composée de deux réacteurs reliés entre eux. Dans le premier, un métal s’oxyde au contact de l’air. Cet oxyde métallique est injecté dans le second, la chambre de combustion, en présence du combustible. Le combustible consomme alors l’oxygène porté par le métal et le transforme en un mélange de CO₂ et d’eau, facilement séparables. Le métal ainsi régénéré est réinjecté dans le premier réacteur et un nouveau cycle peut commencer. Cette solution permet de réduire les dépenses énergétiques et les coûts de captage. Elle est cependant encore à un stade
de recherche et n’a été testée qu’à échelle réduite, en laboratoire.

Toutes ces technologies doivent encore être approfondies pour arriver à diminuer le coût du captage et le rendre applicable à grande échelle.

Le transport du CO₂

Ce n’est pas une étape très compliquée en soi, puisque les techniques de transport des gaz naturels sont maîtrisées et applicables au CO₂ capté. Deux solutions existent :

   •    le transport par canalisation implique que le CO₂ soit comprimé au point d'atteindre un état quasi liquide. Ce type de transport est déjà en place aux États-Unis, où plus de 40 millions de tonnes de CO₂ sont acheminées chaque année grâce à un réseau de conduites de 4 000 kilomètres ;

   •    le transport par bateau ou camion fait voyager le CO₂ sous forme liquide.

Ainsi, en fonction de la distance parcourue et du moyen utilisé, le coût du transport varie de 1 à 10.

Trois lieux de stockage

Selon les travaux du groupe Greenhouse Gas de l’AIE, les capacités mondiales de stockage géologique seraient comprises entre 1 200 et 10 000 Gt de CO₂, pour des émissions annuelles de CO₂ dues à l’activité humaine de 30 Gt… Il y a donc de la place !

Pour piéger durablement le gaz carbonique, il faut un réservoir :

   •    étanche : le gaz doit y rester confiné sur une très longue période, des milliers d’années si possible ;

   •    profond : à plus de 1 000 mètres de profondeur, le CO₂ atteint l’état quasi liquide. Il est plus condensé et on peut donc en stocker davantage dans un même espace.

Selon ces critères, trois lieux de stockage retiennent pour le moment l’intérêt.

   •    Les réservoirs de pétrole ou de gaz naturel en fin de vie

Ces réservoirs de pétrole ou de gaz ont prouvé, des milliers d’années durant, qu’ils étaient capables de stocker des hydrocarbures de façon étanche. L’industrie pétrolière et gazière les connaît bien. Ainsi, les pétroliers savent déjà injecter du CO₂ dans un champ de pétrole pour en diminuer la viscosité, améliorer ainsi sa mobilité et augmenter son taux de récupération. Comme les infrastructures ont déjà été mises en place pour l’exploitation du gaz ou du pétrole, elles pourraient également servir au stockage du CO₂, ce qui permettrait de réduire les coûts. Malheureusement, le volume global rendu ainsi disponible pour le stockage se révèle très insuffisant par rapport aux besoins.

   •    Les veines de charbon trop profondes pour être exploitées

L’injection du CO₂ dans les veines de charbon non exploitables ne consiste pas véritablement en un stockage, mais plutôt en l’absorption du CO₂ par le charbon. Ce procédé permet, à condition que la veine de charbon soit bien recouverte de couches étanches, à la fois de stocker du CO₂ et de récupérer du méthane. Cependant, ce type de stockage demande encore à être mieux connu et évalué.

   •     Les aquifères salins

Le terme "aquifère" désigne une formation géologique constituée d'une roche poreuse et perméable, saturée d’eau. Les aquifères les plus superficiels contiennent de l’eau douce utilisée pour l’alimentation en eau potable. Les aquifères plus profonds sont gorgés d’eau salée impropre à la consommation. L'exploitation des aquifères salins semble une hypothèse de stockage prometteuse, à condition de mener des travaux plus poussés pour réunir toutes les conditions nécessaires à un stockage à long terme. Ils peuvent s’étendre sur plusieurs milliers de kilomètres, ce qui offre de grandes capacités de stockage. Seulement, pour être utilisables, ils doivent être recouverts de couches étanches et être situés à plus de 800 mètres de profondeur.