C’est une voie prometteuse pour combattre le réchauffement climatique: récupérer le gaz carbonique produit par l’industrie et l’enfouir en profondeur. Des processus complexes sur le plan technique… et encore coûteux. Revue de détail.

Pour lutter contre son accumulation dans l’atmosphère, le captage et le stockage géologique du CO2 offrent une possible alternative en attendant la généralisation d’énergies non émettrices. Sont concernées en priorité les sources fixes et massives, qui font l’objet d’expérimentations en vraie grandeur pour piéger le CO2 avec des technologies disponibles et à des coûts acceptables.

Les technologies de récupération sont encore très coûteuses

Piéger le CO2 à sa source nécessite de le séparer des autres constituants (vapeur d’eau, azote, soufre) issus des processus de combustion industriels d’hydrocarbures, de charbon, de gaz naturel ou de biomasse. Trois technologies paraissent, à l’heure actuelle, les plus propices pour y parvenir. Elles sont développées principalement dans les régions où se déroulent également les expérimentations de stockage géologique: États-Unis, Japon et Europe.

• Le captage postcombustion par lavage des fumées en sortie, le plus couramment au moyen de solvants aminés. Cette technologie s’adapte facilement aux installations existantes, mais elle s’applique à des volumes de fumées importants à basse pression et à faible concentration de CO2. C’est aujourd’hui la solution la plus mature, mais elle génère un surcoût de 50 à 70 % du kilowattheure électrique.
• L’oxycombustion qui consiste à remplacer l’air par de l’oxygène pur. La concentration du CO2 dans les fumées peut alors atteindre 90 %, facilitant ainsi son captage par un système cryogénique en sortie. Cette voie est également coûteuse, et surtout gourmande en énergie… Elle convient en priorité aux installations nouvelles.

• Le captage en « précombustion » , où l’on transforme avant usage le combustible fossile en un gaz de synthèse, mélange de monoxyde de carbone (CO) et d’hydrogène. En réagissant avec de l’eau (étape dite « de shiftconversion »), le CO se transforme en CO2 et il y a production d’hydrogène. L’hydrogène seul est ainsi utilisé comme combustible « propre » (n’émettant pas de CO2) pour produire de l’électricité ou de la chaleur. Une fois capté, le CO2 peut alors être transporté vers les sites de stockage, par gazoduc sous haute pression pour la voie terrestre ou par méthanier pour la voie maritime, comme le GNL, c’est-à-dire à pression modérée et en phase liquide pour en réduire le volume. Les États-Unis disposent du plus grand réseau de canalisations terrestres pour le transport de quelque 50 millions de tonnes de CO2 par an, issues de la récupération assistée du pétrole ou d’émissions d’origine industrielle. Mais la dimension totale du réseau mondial affecté à cette tâche, inférieur à 3000 km, témoigne de l’insuffisance des infrastructures.

Trois types de réservoirs souterrains sont aujourd’hui testés

Pour le stockage géologique profond du CO2, trois options prédominent. Dans tous les cas, le CO2 est injecté au-delà de 800 mètres de profondeur, dans un état « supercritique » (plus de 31°C et 74 bars de pression), où il se densifie et diminue de volume.

• Les aquifères salins profonds – Le stockage dans ces nappes phréatiques contenant de l’eau saumâtre offre le plus grand potentiel en volume (jusqu’à 10000 milliards de tonnes, l’équivalent de plusieurs siècles d’émissions mondiales de CO2), ainsi que la meilleure répartition sur le globe. Ce potentiel et cette répartition facilitent leur recherche à proximité des sites d’émission. Ainsi, en mer du Nord, sur le site de production de gaz naturel de Sleipner, le CO2 extrait du méthane (où il est présent en proportion de 4 à 10 %) est directement réinjecté sous le plancher sous-marin, à plus de 1000 m de profondeur. Chaque année, un million de tonnes est ainsi enfoui dans le sous-sol des eaux norvégiennes, au lieu d’être dissipé dans l’atmosphère. Il faut en revanche mieux caractériser et étudier le comportement de ces aquifères à long terme avant de les qualifier de manière sûre.

• Les gisements épuisés ou en déclin d’hydrocarbures (gaz, pétrole) – Outre un milieu géologique bien connu, ces réservoirs naturels, on-shore et off-shore, bénéficient d’une étanchéité prouvée, sous réserve que l’on s’assure de l’intégrité des nombreux puits qui les traversent. Mais leur répartition géographique n’est pas idéale, car ils sont, par définition, éloignés des installations industrielles émettrices de CO2. Leur utilisation nécessite donc des moyens ou des infrastructures onéreux pour y conduire le CO2 (canalisations terrestres ou immergées, méthaniers…). De plus, les volumes disponibles (environ 930 milliards de tonnes estimées) ne sont pas à la hauteur des besoins. L’injection sous pression de CO2, pour la récupération assistée de pétrole (ou de gaz), offre en revanche d’intéressantes possibilités. Les Canadiens l’expérimentent actuellement sur le site pétrolier de Weyburn, dans la Saskatchewan. Du CO2, provenant d’une usine américaine voisine de gazéification du charbon – est injecté sous pression. Il se dissout dans la nappe d’hydrocarbure et en diminue la viscosité, ce qui facilite sa récupération. Le CO2 mélangé au pétrole est ensuite séparé après traitement et réinjecté dans le gisement souterrain.

• Les veines de charbon non exploitées – Celles-ci permettent de profiter de « l’affinité » du charbon pour le CO2 – ce dernier prenant la place du méthane naturellement présent dans le charbon. Le méthane – du gaz naturel par définition – peut alors être extrait et valorisé par les entreprises gazières qui l’injectent dans leurs réseaux de gazoducs vers des utilisateurs industriels et domestiques. Le projet européen RECOPOL, en Pologne, expérimente, depuis 2001, la faisabilité de l’injection de CO2 dans des veines du bassin houiller de Silésie.

Cependant, la faible perméabilité de ces veines nécessite de vérifier la possibilité d’injecter d’importantes quantités de CO2 sans multiplier les puits d’injection, ce qui risquerait d’augmenter d’autant les risques de fuites. Les capacités mondiales de stockage estimées (40 milliards de tonnes) sont par ailleurs largement insuffisantes. Mentionnons enfin deux pistes supplémentaires, même si la première a été écartée en raison des incertitudes de son impact sur l’écosystème marin et sur la durée de rétention du CO2. Il s’agit d’abord du stockage océanique profond, sous forme de « lacs » de CO2, au-delà de 1 500 m minimum. Plus intéressante serait enfin la séquestration minéralogique par réaction avec le calcium et le magnésium présents dans le sous-sol. Autrement dit, la transformation du CO2 en un minéral, une roche carbonatée, comme la roche calcaire qui est insoluble et donc parfaitement stable à long terme.

Le captage représente 70 % du coût de l’ensemble du processus

Le processus de la filière – captage, compression, transport, stockage – peut actuellement se chiffrer jusqu’à 42 €(environ 63 $) la tonne de CO2. Un coût supérieur au prix plancher des 30€ (environ 45 $), auquel se négocie actuellement la tonne de CO2 sur le marché des quotas d’émission. Ce sont les technologies du captage qui nécessitent le plus d’optimisation de ce point de vue. En cours d’expérimentation dans le cadre de projets nationaux et européens, elles constituent en effet un enjeu économique considérable, car elles représentent 70 % du processus complet de captage-transport-stockage du CO2. La sécurisation du stockage géologique à long terme est un critère décisif au regard de la densité et des volumes enfouis. L’existence de nombreux gisements naturels de CO2 et le retour d’expérience sur des sites de stockage pionniers permettent de préciser les règles à respecter pour stocker sur plus de mille ans en toute sécurité. Un projet de directive européenne a été publié en janvier 2008 par la Commission européenne et va être débattu dans les prochains mois au Conseil et au Parlement européens. Il fixe les conditions d’attribution de permis de stockage de CO2, sur la base de bonnes caractérisation et évaluation du site et d’un plan de surveillance adapté faisant appel à des techniques géophysiques, géochimiques et biologiques. Se posera enfin, sans nul doute, l’acceptabilité par les opinions publiques de la présence de ces réservoirs souterrains appelés à durer et sur lesquels certains commencent à s’interroger…