Malgré l'amélioration de l'efficacité énergétique des centrales à charbon, les émissions de CO₂ restent rédhibitoires. Le captage et le stockage du CO₂ s'impose donc si le charbon devait rester une source d'énergie primaire privilégiée dans un monde cherchant à limiter les impacts des changements climatiques



"Aujourd'hui, on ne peut pas décemment parler de charbon sans parler de CO₂", constate François Kalaydjian, directeur des technologies de développement durable à l'IFP Energies nouvelles, estimant que cela constitue "la base de la discussion en matière de stratégie énergétique".

750 gCO₂/kWh

En effet, si l'amélioration du rendement des centrales à charbon permet de limiter les émissions de CO₂ par kilowattheure (kWh), cette stratégie est loin d'être suffisante. L'Agence internationale à l'énergie (AIE) estime qu'en 2008 la moyenne des émissions des centrales à charbon des pays industrialisés et émergents restait supérieure à 1.000 grammes de CO₂ par kWh (gCO₂/kWh). Le recours aux technologies offrant actuellement le meilleur rendement permettrait d'abaisser les émissions à un niveau légèrement supérieur à 750 gCO₂/kWh. Des niveaux d'émissions qu'il sera très difficile d'abaisser car on atteint les limites de la thermodynamique.

Le gain est certes sensible, mais il est insuffisant comparé au gaz naturel qui dans les meilleurs conditions offre, selon les chiffres de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), des niveaux de l'ordre de 230 gCO₂/kWh pour la cogénération à 400 gCO₂/kWh pour les centrales à cycle combiné.

Le captage et stockage de CO₂ (CSC ou CCS selon l'acronyme anglais pour carbon capture and storage) devient incontournable dés lors que l'on souhaite continuer à utiliser du charbon tout en limitant l'impact climatique de sa combustion. Cependant, il reste encore à développer à l'échelle industrielle des systèmes complets de captage, de transport et de stockage du CO₂. "Paradoxalement, avec ces technologies, le charbon peut devenir une énergie bas carbone avec des émissions comprises entre 50 et 100 gCO₂/kWh", estime François Kalaydjian, "pour un coût de production du mégawattheure [MWh] inférieur à 100 euros".

Trois méthodes

Concrètement, il existe trois technologies permettant de capter le CO₂ : la postcombustion, l'oxycombustion et la précombustion.

La postcombustion consiste à traiter les fumées après avoir brulé le charbon dans une chaudière. Pour cela, on fait réagir les fumées avec un solvant dans une réaction acido-basique. Le CO₂ est piégé dans le solvant et une distillation permet de récupérer le gaz carbonique. A l'issue de ce processus, le solvant peut être réutilisé pour un nouveau cycle de traitement des fumées. Le CO₂ ainsi capté est très pur, il peut donc être comprimé, transporté et stocké. Cependant, la technique pénalise le rendement énergétique de l'installation car la régénération du solvant est réalisée en ponctionnant une partie de l'énergie produite par la centrale.

Avec l'oxycombustion, l'objectif est de réduire considérablement les volumes d'effluent à traiter en brulant le charbon avec de l'oxygène pur. Les fumées ainsi générées contiennent une concentration très élevée en CO₂. Quant à la séparation du CO₂ des autres effluents, elle se fait par une variation de température qui permet de séparer les gaz selon leurs propriétés physiques sans recourir à des solvants. Il en est de même pour la production de l'oxygène pur qui se fait par cryogénie dans des unités de séparation d'air. Comme dans le cas de la postcombustion l'énergie est prélevée sur la production de la centrale, réduisant le rendement global de la centrale.

Enfin, le procédé en précombustion se base sur la gazéification du charbon. En réalisant une oxydation partiellement du charbon, on obtient un gaz à base d'hydrogène et d'oxyde de carbone (CO). On réalise ensuite un reformage de ce gaz de synthèse pour obtenir un mélange CO₂ et H₂. Enfin, on sépare le CO₂ à l'aide de solvant pour bruler l'hydrogène dans une turbine. On parle de précombustion parce qu'avec ce système on récupère les atomes de carbone en amont et on ne brûle que l'hydrogène.

Pas d'avantage décisif

Chacune des technologies a des avantages et des inconvénients en terme d'investissement, de coûts opérationnels et de pénalité énergétique, mais les performances sont très proches. "Etant données les incertitudes encore présente, il n'est pas encore possible de dire si une technologie va s'imposer", estime François Kalaydjian.

Si les rendements énergétiques de l'oxycombustion et de la précombustion sont meilleurs par rapport à la postcombustion, ces deux technologies sont pénalisées par des surcoûts importants lors de l'investissement initial. Par ailleurs, les trois technologies sont très proches en terme de coût au mégawattheure (MWh).

Par ailleurs, ces trois technologies font l'objet de recherche pour limiter leurs défauts respectifs. C'est le cas par exemple d'une variante de l'oxycombustion qui se base sur une boucle chimique de production de l'oxygène déjà utilisée pour le raffinage du pétrole. On cherche à substituer la production d'oxygène par cryogénisation par des boucles d'oxydoréduction. Il s'agit ici de tirer profit du transfert d'oxygène qui s'opère lorsque qu'un métal oxydé est mis au contact de carbone. Il est donc envisageable d'utiliser cette propriété pour que l'oxygène passe alternativement du métal au charbon. La combustion du charbon entraine une réduction de l'oxyde métallique qui est ensuite ré-oxydé au contact de l'air. De la même manière, les chercheurs travaillent sur de nouveaux solvants plus sélectifs pour les processus en postcombustion.

Retards

En l'état, toutes ces technologies ont fait l'objet de démonstrateurs sur des pilotes d'une puissance de 30 MW. Des projets plus importants, d'environ 300 MW de puissance, doivent être déployés avant un passage à l'échelle industrielle de 1 gigawatt (GW) d'ici 2020.

Cependant, la crise économique et la chute des cours du CO₂ en Europe ont quelque peu ralenti le développement de ces technologies. "Actuellement, les incitations à réduire les émissions de CO₂ sont insuffisantes pour couvrir le surcoût et les risques associés au développement de projet pilote de CSC", déplorait l'Agence internationale à l'énergie (AIE) pointant en particulier"un prix du carbone trop faible". Si quelque 200 projets étaient comptabilisés en 2010, l'AIE n'en comptabilisait plus que 77 en juin 2011, dont les deux tiers concernaient la production énergétique. L'Amérique du Nord et l'Europe regroupaient 68% de ce total avec 31 pilotes en fonctionnement et 21 projets.

L'acceptabilité du public constitue un autre élément critique pour le développement du CSC. Le projet hollandais de Barendrecht a été abandonné fin 2010 faute de soutien de la population et des élus locaux. Le programme avait déjà pris trois ans de retard du fait de cette opposition. De même, le projet de loi allemand sur le CSC a été rejeté en septembre 2010 par la chambre haute du Parlement, où sont représentés les Etats régionaux. Le texte prévoyait pourtant une clause permettant aux Etats régionaux de refuser d'abriter sur leur territoire de telles installations. Malgré tout, les Lander du nord, où se trouvent la plupart des sites potentiels, restent hostiles à cette technologie.

Philippe Collet