Alors que le monde s'engage dans la décarbonisation de ses systèmes énergétiques, deux technologies qui ont traditionnellement fonctionné dans des domaines distincts sont de plus en plus considérées comme des alliés puissants : l'ingénierie géothermique et le captage du carbone. Bien que l'énergie géothermique offre une source régulière et indépendante des conditions météorologiques d'énergie renouvelable, les technologies de captage du carbone visent à extraire le dioxyde de carbone (CO2) des flux d'échappement industriels ou directement de l'atmosphère. La convergence de ces domaines ouvre de nouvelles voies pour la réduction des émissions et la production d'énergie propre.

Comprendre l'ingénierie géothermique

Les systèmes géothermiques conventionnels visent les réservoirs hydrothermaux — des poches d'eau chaude ou de vapeur naturelles qui sont piégées dans des formations rocheuses perméables. Ces réservoirs sont les plus courants dans les régions tectoniquement actives telles que le Pacific Ring of Fire, le East African Rift, et certaines parties de l'Islande, de la Nouvelle-Zélande et de l'ouest des États-Unis.

L'ingénierie géothermique moderne s'est développée au-delà de ces réservoirs naturels par des systèmes géothermiques améliorés . L'EGS stimule la roche chaude et sèche en injectant du fluide pour créer des fractures artificielles, puis en circulant de l'eau pour extraire de la chaleur.Cette approche augmente considérablement la portée géographique où l'énergie géothermique peut être développée.

La géothermie fournit énergie renouvelable de base[ avec des facteurs de capacité souvent supérieurs à 85 % – bien plus élevés que le vent ou le solaire. Elle a également une petite empreinte terrestre et peut fournir une chaleur à faible teneur en carbone pour les réseaux de chauffage urbain, les serres agricoles et les processus industriels.

Technologies de captage du carbone expliquées

La forme la plus répandue est la capture après combustion [, où le CO2 est séparé des gaz de combustion dans les centrales électriques ou les installations industrielles utilisant des solvants chimiques tels que les amines. Le CO2 capturé est ensuite comprimé et transporté par pipeline pour être entreposé dans des formations géologiques profondes (p. ex., aquifères salins, réservoirs de pétrole et de gaz épuisés).

Le captage préalable à la combustion[ consiste à convertir du combustible en gaz de synthèse (H2 et CO) avant la combustion, puis à déplacer le CO en CO2 et à le séparer. Cette approche est courante dans les usines de production d'hydrogène et de gazéification intégrée à cycle combiné (GICC). Le captage direct d'air (DAC)[ extrait le CO2 directement de l'air ambiant à l'aide de sorbants solides ou de solvants liquides.

Au-delà du stockage, le CO2 capturé peut être utilisé dans diverses sources d'utilisation du carbone[ : récupération accrue du pétrole (ROE), production de combustibles synthétiques, de matériaux de construction gazéifiés et de matières premières chimiques. Toutefois, l'utilisation ne peut consommer qu'une fraction des milliards de tonnes de CO2 qui doivent être éliminées pour atteindre les objectifs climatiques; le volume doit être stocké de façon permanente.

La synergie entre la géothermie et la capture de carbone

L'intersection de l'ingénierie géothermique et du captage du carbone va au-delà de la simple colocalisation de deux installations. Les ingénieurs et les scientifiques développent des systèmes intégrés où les forces de chaque technologie compensent les faiblesses de l'autre.

Séquestration géothermique du carbone (carbonation minérale dans les réservoirs)

L'une des intersections les plus prometteuses est la carbonation minérale in situ . Lorsque le CO2 est injecté dans des formations rocheuses chaudes, mafiques ou ultramafiques (comme le basalte ou la péridotite), il réagit avec du calcium, du magnésium et des silicates de fer pour former des minéraux carbonés stables. Ce processus piège en permanence le CO2 sous forme solide, éliminant le risque de fuite qui affecte le stockage conventionnel dans les aquifères salins. La chaleur et la pression dans les réservoirs géothermiques accélèrent ces réactions, ce qui les rend plus rapides aux ordres de grandeur qu'aux conditions de surface.

Les travaux pionniers du projet Carbfix en Islande ont démontré que le CO2 dissous dans l'eau et injecté dans la roche basaltique peut être minéralisé en moins de deux ans. En combinant ce projet avec la production d'énergie géothermique à l'usine Hellisheidi, le projet capte environ 30 % des émissions de CO2 de l'usine et les injecte dans le même réservoir. L'eau riche en CO2 contribue également à maintenir la pression du réservoir, en améliorant l'extraction de chaleur.

Utilisation de la chaleur géothermique pour alimenter les systèmes de captage du carbone

La récupération du carbone après combustion à l'aide de solvants amine nécessite une énergie thermique importante pour régénérer le solvant et libérer le CO2 capturé. Généralement, cette chaleur provient de vapeur saignée par la turbine de la centrale, réduisant la production d'électricité nette de 20 à 30% (la « pénalité énergétique »). La chaleur géothermique, surtout à partir de réservoirs à basse température qui ne conviennent pas à la production d'électricité, peut alimenter cette charge thermique sans perte parasite.

Plusieurs études de faisabilité ont évalué l'intégration de la capture de carbone assistée par géothermie[ dans les centrales au charbon et au gaz. En déplaçant l'extraction de vapeur, l'usine hôte conserve une plus grande partie de sa production électrique tout en captant 90 % de son CO2. Dans les régions à la fois riches en combustibles fossiles et en ressources géothermiques (par exemple, la côte du Golfe des États-Unis, Indonésie), cette approche hybride pourrait fournir une voie de modernisation rentable.

CO2 en tant que fluide de travail dans les systèmes géothermiques améliorés

Le CO2 supercritique (au-dessus de 31 °C et de 7,4 MPa) a des propriétés avantageuses : faible viscosité, densité élevée et excellentes caractéristiques de transfert de chaleur. Le CO2-EGS pourrait atteindre une efficacité thermique plus élevée que les systèmes à base d'eau, en particulier à des températures modérées du réservoir. De plus, la circulation du CO2 dans le réservoir permettrait de séquestrer une partie du fluide, certains CO2 étant piégés dans des fractures ou réagiraient avec des minéraux, ce qui permettrait un stockage simultané du carbone.

La modélisation numérique par le Los Alamos National Laboratory et d'autres suggèrent qu'une usine de CO2-EGS pourrait séquestrer plusieurs centaines de milliers de tonnes de CO2 par année tout en produisant 10 à 50 MW d'énergie. Le seuil économique exige un prix du carbone de 50 à 100 $ la tonne, ce qui se situe dans la gamme des politiques actuelles dans plusieurs pays.

Avantages de l'intégration

Le déploiement combiné de l'ingénierie géothermique et du captage du carbone offre de multiples avantages que ni l'une ni l'autre technologie ne peut réaliser seule :

  • Le stockage permanent de CO2 avec un risque de fuite proche de zéro : La carbonation minérale dans les formations rocheuses réactives offre un stockage beaucoup plus durable que les aquifères salins conventionnels, qui dépendent du piégeage structurel.
  • Amélioration des performances du réservoir géothermique :[ L'injection de CO2 peut augmenter la pression du réservoir et le transfert de chaleur, prolongeant ainsi la durée de vie productive des champs géothermiques.
  • Pénalité énergétique réduite pour le captage du carbone:[ La chaleur géothermique compense la charge thermique de régénération des solvants, permettant aux centrales d'accueil de maintenir une production nette plus élevée.
  • Puissance renouvelable de charge de base avec émissions négatives:[ Si la bioénergie est utilisée, ou si le DAC tire du CO2 de l'air, le système combiné peut produire de l'électricité tout en retirant du CO2 de l'atmosphère.
  • L'utilisation de l'infrastructure existante: On peut tirer parti des puits géothermiques, des pipelines et de l'expertise en injection pour le stockage du carbone, réduisant ainsi le besoin de nouveaux bâtiments.
  • La flexibilité de la localisation:[ L'EGS peut être développée dans de nombreux endroits, et non pas seulement dans les points chauds hydrothermaux traditionnels, ce qui accroît la portée géographique du stockage du carbone.

Ces avantages correspondent aux objectifs de nombreuses stratégies climatiques nationales qui appellent une augmentation rapide des énergies renouvelables et de l'élimination du carbone. Les projets intégrés peuvent également attirer des financements provenant de multiples sources de revenus : ventes d'électricité, crédits carbone et incitations fiscales comme le crédit d'impôt américain 45Q pour la séquestration du carbone.

Projets en cours et exemples du monde réel

Plusieurs projets novateurs illustrent l'application pratique de ces concepts :

  • Carbfix (Islande):[ Comme nous l'avons noté, ce projet injecte du CO2 dissous dans la roche basaltique près de l'usine géothermique Hellisheidi. Depuis 2014, il a minéralisé plus de 100 000 tonnes de CO2. La société a récemment augmenté avec le projet Coda Terminal, visant à stocker des millions de tonnes par an de sources industrielles expédiées en Islande.
  • Site pilote de Ketzin (Allemagne):[ Un projet de recherche qui a injecté du CO2 dans un aquifère salin à des profondeurs à températures élevées (40-60 °C). Bien que non un réservoir géothermique, des études ont permis de comprendre les effets thermiques sur la migration du CO2 et les réactions minérales.
  • US Department of Energy's Geothermal Technologies Office: Le DOE finance la recherche sur le CO2-EGS et le stockage du carbone dans les formations géothermiques, y compris le projet Geo-Carbon dirigé par l'Université du Texas.
  • Projet CO2-Dissolver (Japon):[ Un projet pilote utilisant le CO2 comme fluide de travail dans une boucle géothermique à petite échelle, démontrant la production d'énergie et la séquestration partielle.
  • Wallula Basalt Pilot (USA):[ Une injection financée par le DOE de 1 000 tonnes de CO2 dans des formations basaltiques dans l'État de Washington pour tester les taux de minéralisation en profondeur.

Ces projets, bien qu'à petite échelle ou à titre expérimental, fournissent des données de preuve de concept qui peuvent guider la commercialisation. Le site Web Carbfix offre de nombreuses publications techniques et des résultats de suivi.

Défis à surmonter

Malgré cette promesse, l'intégration de la géothermie et du captage du carbone est confrontée à des obstacles considérables :

  • Coûts élevés:[ Les technologies de forage géothermique et de captage du carbone demeurent à forte intensité de capital.Les systèmes combinés exigent des investissements à long terme et des cadres stratégiques d'appui (p. ex., tarification du carbone, crédits d'impôt à la production).
  • Utilisation de l'eau: De nombreux systèmes géothermiques consomment des quantités importantes d'eau douce pour le refroidissement et l'injection. L'utilisation du CO2 comme fluide de travail peut réduire la demande d'eau, mais le CO2-EGS lui-même nécessite de grands volumes de CO2, qui peuvent nécessiter d'être importés de sources de captage.
  • Sismicité induite:[ L'injection de fluides dans des réservoirs profonds peut déclencher de petits tremblements de terre. La sélection prudente du site, la gestion de la pression et la surveillance sont essentielles pour maintenir l'acceptation du public.
  • La carbonation minérale nécessite des types de roches réactives (basalte, péridotite, serpentinite) qui ne sont pas présents partout. Dans d'autres contextes, le CO2 peut ne pas se minéraliser rapidement, ce qui nécessite des approches conventionnelles de stockage.
  • Complicité technique: La gestion du débit en deux phases de CO2 et d'eau, les problèmes de corrosion et le besoin d'équipement d'injection à haute température ajoutent des défis techniques.
  • Regulatoire et acceptation publique:[ Les projets de SCC ont fait face à l'opposition du public dans certaines régions en raison de préoccupations concernant les fuites et la sécurité.

Par exemple, le rapport du Groupe de travail III du Comité souligne les obstacles au déploiement et suggère que l'accélération de la collaboration internationale et l'apprentissage par la pratique peuvent réduire les coûts de 30 à 50 % au cours de la prochaine décennie.

Perspectives et orientations de la recherche

En ce qui concerne l'avenir, l'intersection entre la géothermie et le captage du carbone sera probablement plus importante à mesure que les deux champs seront matures.

  • Matériaux avancés pour la carbonation:[ Additifs catalytiques ou nanoparticules conçues pour accélérer les taux de minéralisation du CO2, en particulier dans les roches moins réactives.
  • Machine d'apprentissage pour la caractérisation du réservoir:[ Outils d'IA pour prédire les réseaux de fracture, le transport réactif et les stratégies d'injection optimales en temps réel.
  • Centrales hybrides:[ Conceptions pouvant passer de la production d'électricité à la capture de carbone selon la demande du réseau à la hausse.
  • Capture directe d'air intégrée à la chaleur géothermique :[ Utilisation de la chaleur géothermique pour régénérer les sorbants DAC, ce qui pourrait entraîner des émissions négatives à moindre coût.
  • Normes et protocoles internationaux:[ Comptabilisation claire du carbone stocké par minéralisation, afin de permettre l'octroi de crédits en vertu de l'article 6 de l'Accord de Paris et des marchés volontaires du carbone.

Plusieurs start-up et consortiums de recherche poursuivent déjà ces pistes. L'Institut Global CSC suit les projets dans le monde entier et note un intérêt croissant pour la minéralisation du carbone comme solution de stockage permanente.

Conclusion

La convergence des technologies d'ingénierie géothermique et de captage du carbone offre une voie unique et robuste vers l'énergie propre et le stockage permanent du carbone.En tirant parti de la chaleur de la Terre et de sa réactivité minérale, ces systèmes intégrés peuvent fournir une énergie renouvelable de base tout en éliminant simultanément le CO2 du cycle industriel. Les premiers projets comme Carbfix ont démontré la faisabilité d'une minéralisation in situ, tandis que la recherche sur le CO2-EGS et la régénération géothermique des solvants permet de réaliser de nouveaux gains d'efficacité.