Si le terme "pic pétrolier" ne fait pas consensus, tout le monde convient que de nombreuses difficultés s'amoncellent et entravent la croissance de la demande en hydrocarbures liquides. Or, du fait de leur simplicité d'usage, les carburants liquide reste très prisé, voire indispensables, à certaines activités et en premier lieu pour les transports.



En novembre 2011 l'Agence internationale à l'énergie (AIE) estimait dans son World Energy Outlook⁽¹⁾ que "la production de brut conventionnel s'accroit marginalement pour former un plateau à 69 millions de barils par jour (mb/j), juste en deçà du record historique de 2008 à 70 mb/j, et ensuite décline lentement pour atteindre 68 mb/j en 2035". Par ailleurs, il convient d'ajouter d'ici 2035 quelques 13 mb/j d'hydrocarbure non-conventionnels aux 19 mb/J déjà produits (du gaz liquéfié et des agrocarburants principalement) pour satisfaire une demande en carburant liquide qui devrait passer de 88 mb/j en 2010 à 110 mb/j. La course aux carburants liquides est lancée et le charbon pourrait y prendre une part croissante.

Des procédés anciens

Les technologies permettant la transformation du charbon en hydrocarbure liquide (CTL, selon l'acronyme anglais pour Coal-to-liquids) sont anciennes et bien connues. Deux pays ont notamment utilisé ce procédé pour pallier une pénurie de pétrole du fait d'embargos : l'Allemagne durant la seconde guerre mondiale et l'Afrique du Sud à partir de 1955 (embargo international imposé en opposition à la politique d'apartheid). Aujourd'hui l'opérateur pétrolier et charbonnier sud-africain Sasol dispose de capacités de production relativement importantes. En 2010, la production quotidienne sud-africaine était de 160.000 barils.

La méthode utilisée par Sasol est dite indirecte car elle passe par une phase gazeuse intermédiaire. Dans un premier temps le charbon est partiellement oxydé pour obtenir un gaz de synthèse à base d'hydrogène et de monoxyde de carbone (CO). Une technique ancienne, utilisée par les "usines à gaz" avant que le gaz naturel ne supplante le recours au gaz synthétique. Il est aujourd'hui possible de gazéifier le charbon directement sous terre (UCG, pour underground coal gasification), ce qui abaisse les coûts et permet d'utiliser le charbon trop profond pour être récupéré. La seconde phase de processus consiste à transformer par catalyse le gaz de synthèse pour obtenir des hydrocarbures (principalement des paraffines). Cette seconde étape est basée sur le procédé Fischer-Tropsch qui a vu apparaître de nombreuses variantes depuis son invention dans les années 1920 en Allemagne.

Les méthodes directes, nettement moins courantes, utilisent un procédé d'hydrogénisation du charbon selon la méthode inventée en Allemagne dans les années 1920 par Friedrich Bergius. Il est aussi possible de "cuire" le charbon à des températures comprises entre 360°C et 750°C afin d'obtenir des goudrons de houilles riches en hydrocarbures légers qui sont ensuite raffinés.

Prix du charbon et du pétrole

Mis à part les situations d'embargo, les recherches relatives à ces techniques ont jusqu'à maintenant dépendu du prix du pétrole. C'est plus particulièrement l'écart de prix entre le charbon et le pétrole qui détermine la rentabilité des projets : plus l'écart grandi en faveur du charbon, plus les projets deviennent rentables.

En l'occurrence, étant donné le peu de projets ayant abouti récemment, il est délicat d'avancer des prix précis. Néanmoins, l'AIE estimait en juin 2011 que l'investissement a réalisé était de l'ordre de 80.000 à 120.000 dollars par baril de capacité quotidienne. Ces coûts sont atteints à partir d'un volume quotidien de 50.000 b/j pour les procédés Fischer-Tropsch qui offrent de bonnes économies d'échelles, alors que les voies directes offrent moins d'économie d'échelle. Dans ces conditions, le CTL devient rentable avec un pétrole compris entre 60 et 100 dollars le baril. Reste qu'avec des investissements qui dépassent très rapidement le milliard de dollars, les opérateurs énergétiques ont longtemps hésité à s'engager, un retournement de la tendance des prix du pétrole pouvant remettre en cause l'intérêt économique.

A noter que ces estimations tiennent compte du coût du captage et stockage de CO₂ qui "impacte modestement les coûts et sera probablement obligatoire dans la plupart des cas", c'est à dire de l'ordre de 3 à 5 dollars par baril. En effet, les émissions de CO₂ sont particulièrement élevées, qu'elles soient liées à la transformation en elle-même (pour la méthode indirecte) ou à la production d'hydrogène (pour la méthode directe).

Une vingtaine de projet

Aujourd'hui "le CTL est rentable quel que soit la trajectoire des prix du pétrole dans les trois scénarios [de l'AIE]", prévient l'Agence qui annonce "les usines CTL apparaissent comme un nouveau et important marché pour le charbon". La hausse enregistrée entre 1980 (3 millions de tonnes de charbon étaient converties en hydrocarbures liquides) et 2009 (27 millions de tonnes de charbon) est annonciatrice d'un regain d'intérêt pour le CTL, selon les projection de l'AIE. Celles-ci anticipent une transformation allant de 55 à 60 millions de tonnes en 2020 et de 159 à 226 millions de tonnes pour 2035. La production mondiale passerait alors de 0,2 mb/j en 2009 à environs 0,4 mb/j en 2020 et 1,2 mb/j.

Ainsi, l'Agence fait état d'une vingtaine de projets annoncés durant les cinq dernières années, principalement en Chine et au Etats-Unis. Néanmoins ces projets progressent lentement en raison des incertitudes, en particulier règlementaires, qui entourent la mise en œuvre du CSC associé.

L'exemple chinois est le plus abouti puisque la plus grande usine du monde (24.000 b/j de capacité) a été achevée fin 2008 par le groupe Shenhua en Mongolie Intérieure. Un investissement dont se félicite l'opérateur puisqu'il a annoncé d'importants profits sur ce site en 2011. Cette usine pilote ne fonctionnait pourtant qu'à moitié de sa capacité maximale.

L'intérêt de l'Empire du milieu pour le CTL remonte à 1980 avec les premières recherches sur les deux voies de liquéfaction. Durant les années 1990 le Conseil national a réorienté vers le CTL le programme "charbon en remplacement du pétrole", initialement orienté sur la production électrique. Fin 2010, la Chine disposait de huit unités CTL pour une capacité équivalant à environ 1,68 millions de tonnes de pétrole. En 2020, le pays escompte atteindre une production de 20 millions en tonnes.