Le rôle de la capture et du stockage du carbone dans les opérations des centrales au charbon

Malgré leur fiabilité et leur densité énergétique, ces installations sont parmi les plus importantes sources fixes d'émissions de dioxyde de carbone (CO2), principal moteur des changements climatiques anthropiques. Alors que les pays s'efforcent d'atteindre les objectifs d'émissions nettes nulles, la question n'est pas de savoir s'ils doivent continuer à utiliser le charbon, mais comment en atténuer l'impact environnemental tout en assurant la sécurité énergétique pendant la transition. La capture et le stockage du carbone (CSC) sont devenus une technologie essentielle qui peut réduire les émissions de CO2 des centrales au charbon existantes de 90 %, ce qui permet à ces installations de fonctionner avec une empreinte carbone nettement plus faible.

Comprendre la capture et le stockage du carbone (CCS)

Le CCS est une série de technologies conçues pour capter le CO2 à partir de sources ponctuelles industrielles avant d'entrer dans l'atmosphère, de le compresser et de le transporter, puis de l'injecter dans des formations géologiques profondes pour le stockage permanent. Le concept n'est pas nouveau : l'industrie pétrolière et gazière a injecté du CO2 dans des réservoirs pour améliorer la récupération du pétrole (EOR) depuis les années 1970.

Technologies de capture

L'étape de capture est la phase la plus coûteuse et la plus consommatrice d'énergie du CSC. Trois méthodes primaires sont déployées ou en cours de développement :

  • Capture après combustion[: Après combustion du charbon, le gaz de combustion est traité avec un solvant chimique, habituellement des amines, qui absorbe le CO2. Le solvant est ensuite chauffé pour libérer un flux concentré de CO2. Cette méthode peut être adaptée aux installations existantes sans modifications majeures du système de combustion.
  • Capture de précombustion[: Le charbon est gazéifié pour produire du gaz de synthèse (syngas), un mélange d'hydrogène et de monoxyde de carbone. Le monoxyde de carbone réagit avec la vapeur pour produire du CO2 et plus d'hydrogène. Le CO2 est ensuite séparé avant la combustion de l'hydrogène. Cette approche est souvent utilisée dans les usines de gazéification intégrée à cycle combiné (GICC).
  • Combustion d'oxydes de combustible[: Le charbon est brûlé dans un mélange d'oxygène pur et de gaz de combustion recyclé, produisant un gaz de combustion qui est principalement du CO2 et de la vapeur d'eau. L'eau est condensée, laissant un flux de CO2 hautement concentré prêt à la compression.

Chaque technique a des compromis en matière de pénalité énergétique, de coût en capital et d'échéance. La postcombustion est la plus largement démontrée à l'échelle, avec des unités fonctionnant aux centrales au Canada et aux États-Unis.

Transports et stockage

Une fois capturé, le CO2 doit être comprimé à une phase dense (habituellement supérieure à 1 100 psi) et transporté par pipeline, navire ou camion vers un site de stockage approprié. Les pipelines sont les plus économiques pour les grands volumes sur terre. Le CO2 est ensuite injecté dans des formations géologiques profondes – généralement à des profondeurs supérieures à 800 mètres – où il est piégé par une combinaison de mécanismes structuraux, résiduels, de solubilité et de piégeage des minéraux.

  • Réserves de pétrole et de gaz appauvris : Ces réservoirs ont une intégrité éprouvée des joints et une infrastructure existante, et l'injection peut être combinée à une récupération accrue du pétrole (ROE) pour compenser les coûts.
  • aquifères salins profonds: formations rocheuses poreuses saturées de saumure, offrant la plus grande capacité de stockage au monde.
  • Soudes de charbon in minables: le CO2 peut être adsorbé sur le charbon, en déplaçant le méthane (récupération du méthane dans les couches de charbon).

Le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) a conclu que le CO2 entreposé en toute sécurité dans des sites bien choisis a un taux de rétention de 99 % sur 1 000 ans.

Avantages du CSC dans les centrales au charbon

Réductions profondes des émissions

La réduction drastique des émissions de CO2 est l'avantage le plus direct du CSC. Une centrale à charbon supercritique typique émet entre 0,9 et 1,0 tonne de CO2 par MWh. Avec le CSC, elle peut tomber à 0,1 à 0,2 tonne par MWh, selon l'efficacité de capture.

Préserver les infrastructures et les emplois existants

De nombreux pays ont construit de grandes flottes de centrales au charbon pendant des décennies, représentant des milliards de dollars d'investissements et des milliers d'emplois. La modernisation du CSC permet à ces actifs de continuer à fonctionner tout en évitant le choc économique de la retraite prématurée.

Fiabilité du réseau de soutien

Les centrales au charbon fournissent de l'énergie de base et peuvent monter et descendre pour équilibrer les sources renouvelables variables comme l'éolien et l'énergie solaire. Les centrales équipées de CSC peuvent fonctionner de façon flexible, comme le démontre le barrage Boundary au Canada, qui a ajusté la production pour répondre aux besoins du réseau tout en captant le CO2.

Permettre des produits à faible teneur en carbone

Le CO2 capté peut être utilisé à des fins commerciales, notamment pour la récupération accrue du pétrole, la production de combustibles synthétiques, de boissons gazeuses et de matériaux de construction comme le béton.

Défis liés au déploiement du CCS

Pénalités énergétiques et perte d'efficacité

La capture du CO2 nécessite une énergie importante pour la régénération des solvants, la compression et les équipements auxiliaires. Cette pénalité énergétique varie généralement de 20 à 30 % de la production de l'usine, ce qui signifie que plus de charbon doit être brûlé pour produire la même électricité nette.

Coûts élevés en capital et en fonctionnement

Pour les centrales au charbon, les coûts totaux de capture, de transport et d'entreposage sont estimés à 40 à 80 $ la tonne de CO2 évitée. La remise en état d'une usine existante peut coûter des centaines de millions de dollars, et les coûts d'exploitation du maquillage, de l'entretien et du contrôle des solvants ajoutent des dépenses permanentes.

Disponibilité du site de stockage et acceptation publique

Si la capacité mondiale est vaste, la caractérisation et les permis locaux peuvent prendre des années. L'opposition du public aux pipelines de CO2 et aux puits d'injection – alimentés par la crainte de fuites ou de sismicité induite – a bloqué les projets dans certains domaines. Une surveillance rigoureuse et une communication transparente sont essentielles pour bâtir la confiance.

Lacunes en matière de réglementation et de politique générale

Les projets de CSC exigent des cadres juridiques clairs pour la responsabilité à long terme, la propriété des espaces interstitiaux et les obligations de surveillance.

Projets de CSC dans le monde réel dans les centrales au charbon

Dam 3 de la frontière (SaskPower, Canada)

Mise en service en 2014, l'unité de barrage Boundary Dam 3 était le premier projet de CSC à grande échelle après la combustion d'une centrale à charbon. Elle capte environ 1 million de tonnes de CO2 par an (90 % des émissions de l'unité). Le CO2 capturé est vendu pour la ROE dans le champ pétrolier de Weyburn. Le projet a démontré la faisabilité technique du CSC mais a dû faire face à des dépassements de coûts et à des défis opérationnels, fournissant des leçons précieuses pour les projets futurs.

Petra Nova (NRG Energy, États-Unis)

Petra Nova a été une rénovation après la combustion du CSC sur une unité de charbon près de Houston, au Texas, et a capté environ 1,6 million de tonnes de CO2 par an pour l'EOR. C'était le plus grand projet de ce type aux États-Unis et a fonctionné avec succès de 2017 jusqu'à être mis en moto en 2020 en raison de la faiblesse des prix du pétrole pendant la pandémie de COVID-19.

Autres installations à noter

Plusieurs projets en Chine, en Europe et au Moyen-Orient sont à divers stades de développement. La centrale thermique de Huaneng Beijing a démontré une petite unité de capture, tandis que la centrale de Drax UK a réalisé des bioénergies pilotes avec CCS (BECCS).

Politiques et incitations économiques à l'adoption du CSC

Prix et crédits carbone

Dans les pays où la tarification du carbone est robuste, comme le système d'échange de quotas d'émission de l'UE (SEQE) et le programme de plafonnement et d'échange de la Californie, les projets du SCC peuvent obtenir des quotas ou des crédits qui améliorent leur viabilité financière.

Crédit d'impôt pour l'article 45Q (États-Unis)

Le Code des revenus internes des États-Unis prévoit un crédit d'impôt pour chaque tonne de CO2 capturée et entreposée géologiquement (85 $ la tonne pour l'entreposage, 60 $ la tonne pour la ROE en vertu de la loi de réduction de l'inflation de 2022).

Subventions gouvernementales et programmes de démonstration

Les gouvernements nationaux ont financé des projets de démonstration du CSC par le biais de programmes comme le Department of Energy (DOE) Office of Fossil Energy and Carbon Management, le UKS Carbon Capture and Storage Infrastructure Fund et les initiatives d'innovation à faible intensité de carbone en Chine, qui couvrent une partie des coûts d'investissement et des déploiements de premier plan en cas de risque.

Perspectives et développements futurs

Réduction des coûts par l'innovation

Les nouvelles technologies comprennent les solvants avancés (par exemple, les amines léonnées à l'eau, les systèmes à base d'enzymes), la séparation des membranes, la capture cryogénique et la combustion de boucles chimiques. L'objectif de la DOE est de réduire les coûts de capture après combustion à 30 $ par tonne de CO2 d'ici 2035, en baisse par rapport aux niveaux actuels d'environ 50 $ à 70 $.

Intégration avec Bioénergie (BECCS)

Plusieurs centrales charbonnières étudient actuellement la biomasse de co-fraisage et l'installation de CSC, comme Drax au Royaume-Uni. Bien que des préoccupations de durabilité concernant l'offre de biomasse existent, BECCS est inclus dans la plupart des voies du GIEC pour limiter le réchauffement climatique à 1,5 °C.

Capture et stockage directs d'air (DACS)

Bien que n'étant pas directement liée aux centrales au charbon, la technologie DACS élimine le CO2 de l'air ambiant et le stocke. Lorsqu'elle est alimentée par de l'énergie propre, elle peut compenser les émissions résiduelles des centrales au charbon ou d'autres sources.

Rôle dans une grille décarbonée

À mesure que les énergies renouvelables se développent, les centrales au charbon avec le CSC peuvent fonctionner de façon plus flexible, en augmentant le rendement lorsque le solaire et l'éolien sont faibles et en réduisant la production pendant la production de sources d'énergie renouvelables élevées. Ce modèle flexible est mis à l'essai au barrage Boundary et dans le cadre de projets pilotes.

Conclusion

La technologie de captage et de stockage du carbone n'est pas une puce d'argent pour les émissions des centrales au charbon, mais elle est nécessaire pour assurer des voies réalistes vers des émissions nettes nulles à l'échelle mondiale. La technologie est éprouvée à l'échelle, capable de capter 90 % ou plus du CO2 provenant de la combustion du charbon. Elle permet de continuer à utiliser les infrastructures existantes pendant la transition énergétique, soutient la fiabilité du réseau et peut produire des émissions négatives lorsqu'elle est combinée avec la biomasse.

Références externes:[ Pour plus de détails, voir le Global CCS Institute[, le Rapport de l'AIE sur les CCUS, Programme de captage du carbone des États-Unis, et Rapport spécial de l'IPCC sur le réchauffement global de 1,5°C.