Les centrales au gaz naturel sont devenues une pierre angulaire du système énergétique mondial, appréciée pour leur flexibilité opérationnelle, leur efficacité élevée et leur intensité de carbone inférieure à celle de la production au charbon.Elles fournissent une puissance de base fiable et peuvent se lever rapidement pour équilibrer les énergies renouvelables intermittentes comme l'éolien et l'énergie solaire. Cependant, la combustion du gaz naturel libère encore des volumes importants de dioxyde de carbone (CO2) dans l'atmosphère – environ 40 à 50 % de moins que le charbon par unité d'électricité, mais elle contribue encore de façon significative au changement climatique.

Les technologies de captage du carbone ne sont pas une solution unique, mais une série d'approches techniques conçues pour séparer le CO[2 des flux de gaz de combustion ou de gaz combustible avant qu'ils ne s'échappent à l'atmosphère. Lorsqu'elles sont appliquées aux centrales au gaz naturel, ces systèmes peuvent capter au moins 90 % du CO[2 généré, réduisant de façon significative l'empreinte carbone globale de l'installation. Le CO[2 capturé est ensuite comprimé, transporté par pipeline ou par navire, et injecté sous terre profonde dans des formations géologiques telles que les réservoirs de pétrole et de gaz épuisés, les aquifères salins ou les formations de basaltes pour le stockage permanent.

Les bases des technologies de captage du carbone

Pendant la capture, le CO2 est séparé des autres gaz, soit avant ou après combustion, soit en modifiant le processus de combustion lui-même. Le CO2 capturé est ensuite purifié, comprimé à une phase dense (habituellement supérieure à 73 bar), et transporté par pipeline ou navire vers un site de stockage. Au site de stockage, le CO2 est injecté dans des formations rocheuses poreuses à des profondeurs de 1 à 3 kilomètres, où il est piégé par une combinaison de mécanismes structuraux, capillaires et géochimiques.

Les centrales au gaz naturel présentent à la fois des avantages et des défis pour le captage du carbone.La concentration de CO[2[ dans le gaz de combustion du gaz naturel est relativement faible — généralement de 3 à 5 % en volume pour une turbine à gaz à cycle combiné (CCGT), comparativement à 12 à 15 % pour les centrales au charbon. Cette concentration plus faible rend la séparation plus difficile et nécessite des volumes plus importants de solvant ou d'sorbant pour atteindre des taux de captage élevés.

Types de captage du carbone pour les usines de gaz naturel

Capture après la combustion

La capture post-combustion est la technologie de captage du carbone la plus mature et la plus largement déployée, applicable à la fois aux nouvelles constructions et aux rénovations des installations de gaz naturel existantes. Dans cette approche, le gaz de combustion provenant des gaz d'échappement des turbines à gaz est refroidi et passé par une colonne d'absorbeur où il contacte un solvant liquide, généralement une solution d'amine comme la monoéthanolamine (MEA) ou des amines de mélange avancées. Le solvant chimiquement lié au CO[2, le capturant tout en permettant à d'autres composants de gaz de combustion (azote, oxygène, vapeur d'eau) de se libérer dans l'atmosphère. Le CO2-riche est ensuite chauffé dans une colonne de régénérateur pour libérer un flux presque pur de CO2, qui est déshydraté, comprimé et envoyé au stockage.

Un exemple industriel notable est l'installation de CCS rapide[ en Alberta, au Canada, qui capture le CO[2[ à partir d'unités de production d'hydrogène d'un perfectionnement de sables bitumineux (mais pas une centrale électrique). De même, le projet Petra Nova au Texas a démontré la capture après combustion d'une unité d'énergie au charbon.

Capture avant combustion

Pour le gaz naturel, il s'agit de réformer le méthane (CH4) avec de la vapeur pour produire des syngas (un mélange d'hydrogène et de monoxyde de carbone), puis d'une réaction de déplacement du gaz d'eau qui convertit le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone et en hydrogène supplémentaire. Le flux résultant contient environ 15 à 20 % de CO2] à haute pression, qui peut être séparé à l'aide de solvants physiques (par exemple, Selexol, Rectisol) ou de systèmes membranaires, ce qui donne finalement un combustible riche en hydrogène. L'hydrogène est ensuite brûlé dans une turbine à gaz conçue pour brûler de l'hydrogène, produisant uniquement des vapeurs d'eau et des oxydes d'azote (qui sont contrôlés par réduction catalytique sélective).

La capture de précombustion est particulièrement adaptée aux installations de gazéification intégrée à cycle combiné (GICC), mais pour le gaz naturel, elle s'harmonise avec l'intérêt croissant pour la production d'hydrogène bleu. Les installations qui produisent de l'hydrogène à partir de gaz naturel avec du CSC peuvent fournir à la fois de l'hydrogène industriel et du combustible à faible teneur en carbone pour la production d'électricité. Un exemple important est la centrale de production d'hydrogène de produits atmosphériques à Port Arthur, Texas, qui capte le CO2 pour l'EOR.

Combustion à l'oxygène

La combustion d'oxygène-carburant élimine le ballast d'azote de l'air en brûlant du gaz naturel dans de l'oxygène presque pur (généralement > 95 % de pureté).Le gaz de combustion résultant est principalement constitué de CO2 et de vapeur d'eau, avec des quantités mineures d'oxygène, d'azote et d'argon. Après refroidissement et condensation de l'eau, un flux de CO[2 relativement pur demeure prêt à être comprimé et transporté sans avoir besoin d'un solvant chimique.

Une variante connue sous le nom de Cycle de combustion d'Allam-Fetvedt utilise le CO[2 comme fluide de travail dans une turbine à combustion d'oxyde de carbone en boucle fermée. Ce cycle permet d'obtenir des rendements thermodynamiques élevés (plus de 55 % de LHV net) tout en captant intrinsèquement presque tous les CO2 et d'autres polluants. Une usine de démonstration de La Porte, au Texas, est en exploitation depuis 2018, et une usine commerciale de 300 MW est en cours de développement au Pecos, au Texas. La combustion d'oxygène-carburant offre l'avantage de réduire les émissions de près de zéro, mais le coût en capital de l'USA et le besoin de turbines spécialisées demeurent des obstacles.

Avantages au-delà de la réduction des émissions

L'avantage principal de l'intégration du captage du carbone dans les centrales au gaz naturel est la réduction profonde des émissions de gaz à effet de serre — généralement 90 % ou plus du CO2 généré. Ce gaz est une source d'énergie à faible intensité de carbone qui peut compléter les pénétrations élevées des énergies renouvelables.

Par exemple, les règles proposées par l'Environmental Protection Agency des États-Unis en vertu de l'alinéa 111d) de la Clean Air Act exigent que le charbon et les nouvelles usines de gaz existantes installent des mesures de captage du carbone ou des réductions équivalentes des émissions. Au Canada, le projet de règlement sur l'électricité propre établit une limite d'intensité du carbone qui exige efficacement le CSC pour toute nouvelle production de gaz non diminuée.

De plus, le captage du carbone favorise la transition énergétique plus large en permettant la production d'hydrogène bleu provenant du gaz naturel.L'hydrogène est de plus en plus considéré comme un vecteur d'énergie polyvalent pour la décarbonisation de l'industrie, le transport lourd et le stockage saisonnier de l'énergie.Lorsque le gaz naturel est réformé avec le CSC, l'hydrogène résultant est considéré comme peu carboné et peut être vendu sur des marchés croissants de l'hydrogène.

Défis et incitations économiques

Malgré les avantages environnementaux évidents, le captage du carbone dans les centrales au gaz naturel est confronté à des obstacles économiques considérables.Le coût de la capture du CO[2 provenant des centrales au gaz naturel à cycle combiné est estimé à 40 $–80 $ par tonne de CO[2 évité, selon le taux de captage, la taille de l'installation, le coût du carburant et les facteurs propres au site. La pénalité énergétique — la perte de production nette d'électricité due à l'extraction de vapeur et à la consommation auxiliaire d'électricité — varie de 8 % à 12 % pour le captage après la combustion, ce qui signifie qu'une centrale doit brûler plus de carburant pour fournir la même énergie nette, ce qui compense une partie de la réduction des émissions.

Aux États-Unis, le crédit d'impôt de l'article 45Q prévoit jusqu'à 85 $ la tonne de CO[2 stocké dans des formations géologiques (au lieu de 50 $ par la loi de réduction de l'inflation de 2022). Ce crédit est transférable et peut être demandé pendant 12 ans après le début du système de captage. Le niveau de crédit est suffisant pour rendre économiquement viables de nombreux projets de CSC au gaz naturel, surtout lorsqu'il est combiné à d'autres sources de revenus, comme les crédits d'impôt pour la production d'hydrogène ou d'EOR.

En Europe, le Fonds d'innovation[ soutenu par le système d'échange de quotas d'émission de l'UE (SCE) accorde des milliards d'euros à des projets de grande envergure dans le domaine du CSC et de l'hydrogène. Le Programme de séquençage des grappes du Royaume-Uni fournit un soutien financier et un modèle de revenu réglementé pour les premiers groupes de CSC, y compris les applications industrielles et énergétiques. La taxe fédérale sur le carbone du Canada, combinée aux normes provinciales de carburant propre et aux crédits d'impôt à l'investissement pour le CSC (annoncée en 2022), crée un signal fort d'investissement.

Projets de déploiement et de reconnaissance actuels

Bien que le captage du carbone dans les centrales au charbon ait reçu une attention accrue depuis longtemps, les projets de CSC au gaz naturel prennent de l'ampleur. En 2025, plus de 20 projets commerciaux de CSC sont en cours de réalisation ou en cours de construction, qui concernent le traitement du gaz naturel, la production d'hydrogène ou l'énergie au gaz.

  • Projet de feux du Nord (Norvège):[ Un CO[2 réseau de transport et de stockage exploité par Equinor, Shell et TotalEnergies. Il recevra CO[2 capturé de sources industrielles, y compris la cimenterie de Brevik et la centrale de déchets à énergie Fortum Oslo Varme, mais est conçu pour servir plusieurs émetteurs, y compris les centrales à gaz.
  • Gorgon Carbon Dioxide Injection Project (Australie):[ Un des plus grands projets de CCS au monde, captant le CO[2 d'une installation de gaz naturel liquéfié (GNL). Il stocke jusqu'à 4 millions de tonnes par an dans une formation de solution saline profonde.
  • Net Zero Teesside (UK):[ Un groupe de sources d'énergie et industrielles dans la région de Teesside, y compris une nouvelle centrale au gaz avec CCS. Le projet vise à capter jusqu'à 6 millions de tonnes de CO2 par an, transportées par un pipeline partagé vers la mer du Nord. La décision finale d'investissement est attendue en 2024, avec des opérations d'ici 2028.
  • Centrale d'énergie d'ancrage San Juan (USA, proposé) :[ À l'origine, une centrale au charbon prévoit de moderniser le CSC, mais les leçons de la technologie et de l'infrastructure du site s'appliquent aussi aux centrales au gaz.
  • Pecos Allam-Fetvedt Plant (USA): Une centrale au gaz naturel à oxycarburant de 300 MW en cours de développement par 8 Rivers Capital. Si elle était construite, elle serait la première centrale au gaz commercial à capter presque le CO2.

Ces projets font état d'un pipeline croissant de projets de CSC liés au gaz, qui sont axés sur l'appui aux politiques et sur des engagements nets-zéro de l'entreprise. Le rapport Global Status of CCS 2024 fournit une mise à jour annuelle sur l'évolution des projets, avec des données détaillées sur les capacités et les coûts.

Intégration au système énergétique

Contrairement aux centrales à gaz non encombrées, qui dépasseraient les budgets de carbone dans un monde net nul, les centrales équipées de CSC peuvent fonctionner pendant de nombreuses heures chaque année sans émissions prohibitives. Elles peuvent fonctionner en mode de suivi de la charge, s'accélèrent lorsque la production solaire et éolienne diminue et se ralentissent lorsque la production renouvelable est abondante. Cette flexibilité est essentielle pour maintenir la stabilité du réseau à mesure que les centrales au charbon se retirent et que la capacité nucléaire diminue dans certaines régions.

De plus, le gaz naturel avec CCS permet la production d'hydrogène bleu à l'échelle, qui peut être utilisé pour la production d'électricité dans les turbines à hydrogène ou les piles à combustible.Dans ce scénario, la centrale à gaz agit comme une source d'électricité flexible à faible teneur en carbone, tandis que l'hydrogène produit ailleurs peut être stocké dans des cavernes de sel ou des champs de gaz appauvris pour l'équilibrage saisonnier.

Une autre voie d'intégration consiste à co-allumer du gaz naturel avec de la biomasse dans une centrale électrique et à capter le CO2, à obtenir bioénergie avec du carbone capté et stocké (BECCS). Cette combinaison entraîne des émissions négatives parce que la biomasse absorbe le CO[2 pendant la croissance, et le processus de captage empêche sa réémission. BECCS est considéré comme essentiel dans de nombreux modèles d'évaluation intégrée pour limiter le réchauffement planétaire à 1,5 °C ou 2 °C. La centrale Drax au Royaume-Uni, qui est transformée du charbon en biomasse, pilote la technologie BECCS avec pour objectif de capter plusieurs millions de tonnes de CO[2 par an d'ici 2030.

Perspectives d'avenir et innovation

La trajectoire du captage du carbone dans les centrales au gaz naturel dépendra de la poursuite des réductions de coûts, de cadres réglementaires favorables et du développement de technologies de captage de la prochaine génération.

  • Les solvants et les sorbants avancés:[ De nouveaux mélanges d'amines, de solvants hydrolèniques et d'sorbants solides (y compris les cadres métal-organiques et la silice fonctionnelle des amines) promettent des pénalités énergétiques plus faibles, une stabilité plus élevée et une dégradation réduite.
  • Séparation de membrane:[ Les membranes en polymères et en céramique qui séparent sélectivement le CO2[ des gaz de combustion pourraient simplifier les processus de captage, réduire les coûts en capital et permettre un déploiement modulaire et évolutif.
  • Capture directe d'air (DAC):[ Bien que ce n'est pas directement appliqué aux centrales électriques, DAC peut être co-implanté avec des centrales au gaz naturel pour capturer le CO[2 de l'air ambiant, en utilisant la chaleur résiduelle du bloc d'énergie.
  • Capture du carbone oxygéné:[ Les procédés qui refroidissent les gaz de combustion à des températures extrêmement basses, qui gèlent le CO2[ en tant que solide sont en cours de développement.Ces systèmes évitent les solvants chimiques et peuvent capturer simultanément de multiples polluants, mais nécessitent une intégration thermique soigneuse pour minimiser la pénalité énergétique.
  • capture électrochimique:[ Utilisation de l'électricité pour produire des cycles de rotation du pH pour la séparation du CO[2[, offrant potentiellement une régénération à basse température et la capacité de produire des produits à valeur ajoutée tels que des carbonates ou des combustibles synthétiques.

Sur le plan politique, l'élargissement de la tarification du carbone, l'émergence de normes de combustible à faible teneur en carbone et l'inclusion du CSC dans les mandats relatifs à l'électricité propre accéléreront le déploiement. Le crédit 45Q de la loi américaine sur la réduction de l'inflation, combiné au nouveau crédit d'impôt pour la production d'hydrogène propre (45V), crée une puissante incitation financière pour la construction de centrales à gaz avec le CSC et les installations d'hydrogène bleu.

Le rôle du gaz naturel dans un système énergétique entièrement décarboné est incertain.Au milieu du siècle, les énergies renouvelables, le stockage et l'expansion des interconnexions de réseaux pourraient répondre à toute la demande d'électricité sans combustibles fossiles. Toutefois, pendant les deux prochaines décennies, le gaz naturel demeurera une partie essentielle de la gamme de production dans de nombreuses régions.Les technologies de captage du carbone offrent la seule voie crédible pour exploiter ces installations en conformité avec les objectifs climatiques.

L'impact du captage du carbone sur les centrales électriques au gaz naturel dépasse de loin la limite de la clôture de l'usine, ce qui permet une transition gérée pour les collectivités tributaires des économies de combustibles fossiles, préserve l'infrastructure énergétique et les réseaux existants et fournit une source souple et expédiable d'électricité à faible émission de carbone qui peut accélérer la croissance des énergies renouvelables variables.