Méthodes et limites de la capture du carbone

Philippe Gauthier
21/10/2018




Le terme de capture et de séquestration du carbone désigne tout un éventail de technologies destinées à séparer le CO2 du reste des gaz de combustion qui sont émis lorsque l’on fait brûler des carburants fossiles. C’est un champ de recherche très actif et ce texte décrit les principales techniques actuellement en usage ou à l’essai. Il évoque aussi leurs limites et les difficultés de la séquestration permanente ou de la réutilisation du CO2.
Ce texte a été rédigé dans le cadre d’une recherche plus vaste menée en collaboration avec la Chaire de gestion du secteur de l’énergie de HEC Montréal, pour le compte du gouvernement du Québec. C’est pourquoi il utilise des références de type universitaire.


 

Une partie des installations de capture du carbone de la centrale électrique au charbon de Boudary Dam, en Saskatchewan. Ce projet très médiatisé s’est avéré coûteux et peu concluant.

Là où on ne peut pas se passer de carburants fossiles et où le procédé est lui-même émetteur de CO₂, les technologies de capture et de réutilisation permettent de réduire les émissions en les retirant du flux de gaz à la sortie de la cheminée. Dans l’esprit de ses promoteurs, les gaz peuvent être ensuite être utilisés comme matière première dans une autre application industrielle (ce qui s’insère bien dans une approche d’économie circulaire) ou, si c’est impossible, stockés de manière permanente, de manière à ce que le CO₂ ne retourne pas dans l’atmosphère. Les puits de pétrole et de gaz abandonnés sont souvent évoqués comme lieux de stockage possibles, mais ceux-ci sont rares au Québec.

Séduisante sur le papier, cette approche se heurte toutefois à certaines contraintes pratiques. Al-Mamoori (2017) en identifie trois principales :

• Les technologies de capture sont d’autant plus énergivores que le flux de gaz à traiter est pauvre en CO₂. Elles sont donc peu intéressantes pour les procédés qui produisent des flux à faible teneur en CO₂.
• La production de chaleur à partir de combustibles fossiles, qui est généralisée dans l’industrie, tend à produire des flux pauvres en CO₂, qui se prêtent mal à la capture et dont le traitement exige une consommation d’énergie accrue .
• Les besoins en CO₂ de l’industrie correspondent à moins de 1 % des émissions de CO₂ mondiales. Les possibilités de réutilisation sont donc réduites et cette solution, pour être applicable, exige au préalable une réduction radicale partout où c’est possible.
  
  

Les besoins en chaleur et en électricité des technologies de capture existantes entraînent une baisse de 10 à 40 % de l’efficacité des procédés industriels. La majeure partie de cette perte est liée à la capture du CO₂, mais son transport et son injection dans un site de stockage exigent aussi de l’énergie. Åhman (2012) estime que les méthodes actuelles d’absorption et de régénération chimique entraînent une dépense de 2,7 à 3,3 GJ de chaleur et de 0,06 à 0,11 GJ d’électricité par tonne d’équivalent CO² capturé. La compression du CO₂ à une pression de 110 bars pour son transport entraîne une dépense énergétique supplémentaire de 0,4 GJ par tonne.

La chaleur nécessaire au recyclage des produits absorbants n’a toutefois pas besoin d’être très élevée et peut parfois être récupérée à la sortie des procédés industriels existants. Åhman (2012) cite le cas d’une usine existante de pâtes et papiers où le besoin en chaleur a ainsi pu être réduit à 1,45 GJ par tonne lors de l’ajout d’un système de capture. Une technique récente comme l’oxycombustion présente aussi des besoins énergétiques plus modestes : moins de chaleur et de 200 à 204 kWh d’électricité par tonne – celle-ci est principalement utilisée pour la séparation et la compression de l’oxygène.

La concentration du CO₂ dans les flux de gaz à traiter est une préoccupation majeure. Certains procédés industriels, comme la fabrication d’ammoniac, produisent des flux de CO2 presque purs. Il suffit alors de les filtrer et de les comprimer pour le transport. Pour les flux à faible concentration, les méthodes classiques par absorption exigent plus de travail et ne permettent de récupérer que de 85 à 90 % du CO₂ dilué. Pour s’approcher de 100 % de récupération, il faut privilégier des méthodes produisant des flux de CO2 très concentrés, comme l’oxycombustion (Åhman, 2012).

Au-delà des diverses techniques utilisées et dont il sera question un peu plus bas, il existe trois grandes approches pour capturer le CO₂ (Brown 2010 ) :

• La capture postcombustion, la plus connue, consiste à retirer le CO₂ à la sortie d’un flux de gaz généré par la combustion d’un combustible carboné, le plus souvent à l’aide d’une technique par absorption.
• La précombustion repose sur l’oxydation partielle au préalable d’un combustible carboné, suivi d’un reformage visant à obtenir de l’hydrogène et du CO₂ fortement concentrés. L’hydrogène est alors utilisé comme carburant propre, ce qui ne laisse qu’un flux de CO₂.
• L’oxycombustion repose sur la combustion d’un combustible carboné avec de l’oxygène pur plutôt qu’avec de l’air. Ceci produit un flux sans azote, composé seulement de CO₂ et de vapeur d’eau que l’on sépare par condensation.

Que faire avec le CO₂ récupéré? En plus des deux usages déjà évoqués (enfouissement et réutilisation industrielle) une autre approche possible consiste à créer des carburants de synthèse en combinant le CO₂ obtenu à de l’hydrogène. Il est possible, selon le procédé, d’obtenir de l’éthanol, du méthanol ou du diesel. Ces carburants de synthèse sont considérés comme neutres en carbone parce que la quantité de CO₂ émise lors de leur combustion correspond à la quantité retirée du flux lors de leur capture. La combustion émet toutefois une petite quantité d’oxyde d’azote et la fabrication de l’hydrogène utilisé dans leur assemblage doit être effectuée par des procédés sans émission – probablement par électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable. Des carburants de synthèse sont déjà produits à l’échelle du pilote industriel, mais on ne pense pas que leur production sera rentable avant 2030 (Fasihi, 2016).

Principales technologies de capture

Bien que l’on évoque souvent la capture et la séquestration comme une approche unique, elle repose en réalité sur un vaste éventail de techniques, qui se répartissent en six familles. Ces techniques ont des domaines d’application distincts et un degré de maturité variable. Sans entrer dans le détail, on peut établir la liste suivante :

Absorption : Cette approche, utilisée à la fois en précombustion et en postcombustion, consiste à absorber le CO2 à l’aide de solvants chimiques ou physiques, qui seront ensuite régénérés pour un nouveau cycle d’absorption. C’est une technologie qui est arrivée à maturité et qui est utilisée dans de nombreuses industries, dont celles du ciment, de l’acier et du raffinage de pétrole (Al-Mamoori, 2017). Les solvants les plus utilisés les amines. Il s’agit d’une vaste famille de solvants organiques, utilisés seuls ou en combinaison. Cette méthode émet cependant une petite quantité d’ammoniaque dans l’environnement, ainsi que des traces de nitrosamines et de nitramines, des substances potentiellement cancérigènes. Selon García-Gutiérrez (2016), en plus de ces émissions, les principaux inconvénients de la méthode sont ses coûts énergétiques élevés et la corrosion des équipements qu’elle peut provoquer.

Membranes : La méthode consiste à faire passer le flux à travers une membrane pour séparer le CO₂ des autres gaz. Le processus de percolation est alimenté par la simple différence de pression entre les deux faces de la membrane, ce qui le rend très sobre en énergie. Il existe plusieurs sortes de membranes avec des caractéristiques différentes. La faible pression du flux complique toutefois son usage en postcombustion. La technique est mieux adaptée aux techniques de précombustion, qui produisent un flux plus fortement pressurisé. La séparation du CO2 par des membranes est complexe et nécessite souvent plusieurs étapes et la séparation des gaz en divers flux (Al-Mamoori, 2017). Selon García-Gutiérrez (2016), les gaz de combustion utilisés doivent être très purs, ce qui augmente les coûts d’exploitation.

Adsorption : Ces procédés ont en commun de faire passer le flux à travers divers matériaux poreux qui absorbent le CO₂. Certains de ces matériaux sont déjà en usage à petite échelle, tandis que d’autres en sont encore au stade expérimental. Certains matériaux fonctionnent à haute température (oxydes de calcium, zirconates…) tandis que d’autres (carbone activé, nanotubes de carbone, graphène…) se contentent de températures modérées. La technologie exacte se choisit en fonction de la mature du procédé industriel à décarboner. Les applications industrielles exigent des matériaux sélectifs (qui n’absorbent que le CO₂), capables de traiter rapidement de bons débits, stables, peu coûteux et ayant de faibles exigences en matière de régénération. Les critères relatifs au nombre de cycles et étapes de traitement, aux pressions et aux températures de fonctionnement et au nombre de lits de matériaux nécessaires entrent aussi en ligne de compte. Ces méthodes fonctionnent autant en précombustion qu’en postcombustion, mais conviennent mal aux flux chargés en vapeur, qui est souvent absorbée par le matériau filtrant de préférence au CO₂. L’humidité peut aussi dégrader la structure chimique ou physique du lit de matériau absorbant. Les études existantes se concentrent souvent sur la capacité d’absorption et négligent le rendement énergétique final du procédé (Al-Mamoori, 2017). Dans l’ensemble, cette technologie en est encore au stade expérimental (García-Gutiérrez, 2016).

Combustion en boucle chimique : Cette technique proche de l’oxycombustion consiste à brûler un combustible – le plus souvent du gaz naturel – sur un lit fluidisé et généralement catalysé d’oxydes métalliques. Cet lit fournit l’oxygène nécessaire à la combustion, après quoi les particules métalliques réduites sont transférées dans un second lit où elles se rechargent en oxygène au contact de l’air. Le carburant brûlé sans contact direct avec de l’air produit un flux ne contenant pratiquement que du CO₂ et de la vapeur d’eau (facilement séparée par condensation). Cette technologie offre la possibilité de capturer jusqu’à 98 % du CO₂ émis à un coût énergétique très faible, mais elle n’est actuellement utilisée qu’à l’échelle de l’usine-pilote pour ce qui est de la capture du CO₂ (Lyngfelt, 2014). Les carburants solides posent des problèmes de cendres qui nuisent à l’efficacité et à la durée de vie du lit d’oxydes métalliques. La recherche se concentre sur l’optimisation de la chambre de combustion, afin de favoriser la combustion complète du carburant.

Stockage par minéralisation : Ce procédé consiste à faire réagir le flux de CO₂ avec des minéraux contenant du calcium ou du magnésium, notamment l’olivine et la serpentine, pour produire des carbonates de calcium ou de magnésium. La séparation et le stockage permanent du CO₂ sont donc assurés en une seule étape. Ceci peut se faire sur des matériaux broyés et transportés au site industriel à décarboner ou directement par injection du flux dans une formation géologique qui assurera son stockage permanent, un processus appelé minéralisation du carbone in situ. Une variante de cette approche consiste à utiliser des résidus industriels alcalins (cendres, poussières de cimenterie, scories d’acier…) pour créer des carbonates (García-Gutiérrez, 2016). Ces procédés demeurent relativement immatures et reposent sur des réactions chimiques qui surviennent à haute température (150 à 600 °C) et qui sont donc énergivores. De plus, elles sont lentes (de 6 à 24 heures) et la recherche vise à les accélérer (Al-Mamoori, 2017).

Distillation cryogénique : Il s’agit d’un ensemble de procédés permettant de séparer les composants du flux en jouant sur leur point de rosée et de sublimation. Ces méthodes sont utilisées depuis longtemps pour séparer l’air en ses divers constituants, sont bien maîtrisées et ne nécessitent aucun réactif chimique. Par contre, leur application se limite aux flux contenant au moins 70% de CO₂ (García-Gutiérrez, 2016).

Coûts et limites

Il y a peu de recherche sur le coût possible de ces technologies une fois qu’elles seront parvenues à maturité. Åhman (2012) évoque des coûts de 50 à 150 dollars par tonne de CO₂ extraite à l’horizon 2025-2030, pour les techniques de postcombustion. Les coûts de l’essai suédois CCS-Skagerack- Kattegatt, en 2012, ont été évalués de 67 à 86 euros par tonne. Cette facture s’explique non seulement par les coûts de fonctionnement des procédés, mais aussi par les frais associés aux modifications substantielles apportées aux installations industrielles. Pour ces raisons, les coûts de la capture sont considérés plus élevés en contexte industriel qu’en contexte de production énergétique, où il suffit essentiellement d’ajouter un équipement à la cheminée. Les procédés industriels produisant des flux extrêmement concentrés de CO₂ constituent sans doute une exception à cette règle générale.

Ernsting (2015) rapporte qu’un projet gouvernemental de capture en Norvège a connu des problèmes de fuites d’amines dans l’atmosphère en 2011. Bien que ces substances ne soient pas toxiques par elles-mêmes, elles réagissent avec l’environnement pour former divers composés, dont certains sont considérés comme très cancérigènes. Le problème a été reconnu comme assez sérieux pour que la Norvège suspende l’essai, qui a ensuite été annulé pour des raisons budgétaires.

Au Canada, le projet très médiatisé de capture par postcombustion à amines de Boundary Dam, en Saskatchewan, se heurte à des coûts de régénération des amines plus élevés que prévu. L’exploitant, SaskPower, prévoyait dépenser 17 millions $ à ce chapitre en 2015 et 2016, mais la facture réelle s’est élevée à 32 millions. On prévoyait une facture supplémentaire de 15 millions $ en 2017 (Leo, 2018). La moitié des 800 000 tonnes de CO₂ capturées en 2014-2015 ont été revendues à Cenovus Energy à un coût de 25 $ la tonne et injectées dans des puits de pétrole pour en augmenter la pression et stimuler le débit de production. Les reste semble ne pas avoir été séquestré du tout. Un rapport parlementaire publié en 2016 concluait que la capture et séquestration doublait le coût de production de l’électricité à Boundary Dam.

Stockage et utilisation

Le stockage et l’utilisation demeurent l’aspect le plus difficile de ces technologies. Le stockage géologique dans d’anciens puits de pétrole ou de gaz est souvent évoqué, mais l’étanchéité de ces formations demeure incertaine et les sites propices sont relativement rares au Québec. Le stockage dans d’autres sortes de formations géologiques est une possibilité qui reste à étudier. Le transport du CO₂ par pipeline vers les sites d’enfouissement est également envisageable, mais à un coût probablement prohibitif. Le stockage non géologique dans divers minerais a aussi été évoqué, mais l’accumulation de grandes quantités de minerais carbonés pose des problèmes d’espace.

Parmi les solutions semi-permanentes, la polymérisation semble prometteuse. La transformation du CO2 en plastique fait l’objet d’une recherche intensive. On travaille actuellement à la mise au point de plastiques contenant 50% de CO₂. Le plastique étant une matière durable, le CO₂ utilisé pour sa fabrication y serait séquestré pour une longue période de temps. La firme allemande Bayer Material Science produit actuellement un précurseur de la mousse de polyuréthane à partir de CO₂ capturé à l’aide d’une absorption par amines. L’analyse du cycle de vie de ce matériau montre qu’il émet 9 % moins de GES que le polyuréthane classique, synthétisé de sources fossiles. L’entreprise a annoncé son intention de construire une usine pilote produisant plusieurs milliers de tonnes par année (García-Gutiérrez, 2016).

L’autre option reste d’utiliser le CO₂ dans des produits ayant une durée de vie éphémère, comme des carburants ou des engrais agricoles. Les GES ainsi utilisés rejoignent l’atmosphère au terme de leur utilisation, mais cette pratique demeure utile si elle permet de réduire la consommation des carburants fossiles qui serviraient autrement de matière première.

La fabrication de méthanol est l’une des méthodes les plus simples. Le CO₂ capturé est réformé à la vapeur pour former du monoxyde de carbone (CO) qui est ensuite soumis à une simple hydrogénation catalytique qui le transforme en CH₃OH. Le méthanol est l’un des produits les plus consommés dans le monde : la demande atteignait 61 millions de tonnes en 2012 (García-Gutiérrez, 2016). La principale difficulté consiste à trouver l’hydrogène nécessaire. La méthode de fabrication courante, par reformage du méthane, est fortement émettrice de CO₂. Si l’on dispose d’une quantité suffisante d’électricité renouvelable, on peut aussi le produire par électrolyse de l’eau, mais le procédé est énergivore et plus coûteux. Toutefois, selon Al-Mamoori (2017), la production de méthanol à partir de CO₂ récupéré ne permettrait de réduire les émissions de carbone que de 0,1 % dans le monde. Elle exige de plus des catalyseurs à base de cuivre dont l’usage est difficile à maîtriser.

La fabrication de carburants de synthèse permet de transformer le méthanol en toute une série de carburants liquides utiles dans le secteur des transports et pour le stockage saisonnier des surplus de la production électrique solaire et éolienne. Le procédé Fischer-Tropsch, par exemple, permet d’obtenir des produits comme le diesel, le carburéacteur et le naphta.

Le CO₂ est déjà largement utilisé dans comme matière première dans l’industrie pharmaceutique, la chimie fine et la production de produits inorganiques comme la mélamine et les résines d’urée. On peut aussi l’utiliser dans la fabrication de produits dont l’industrie fait un grand usage, comme l’urée, les carbonates inorganiques, les polycarbonates, l’acide acrylique et les acrylates. Le plus grand de ces marchés demeure l’urée, utilisée dans la fabrication de fertilisants agricoles (Al-Mamoori, 2017).

Le CO₂ a aussi un usage biologique, notamment lorsqu’on l’injecte en petites quantités dans les serres ou les photoréacteurs destinés à la production d’algues. Cette approche améliore la vitesse de croissance des plantes et raccourcit leur cycle de croissance. Le CO₂ utilisé de la sorte doit toutefois être purifié d’impuretés comme les SO_x, NO_x et métaux lourds, qui sont toxiques pour la végétation (Al-Mamoori, 2017).

Bibliographie

• Åhman, M., Nikoleris, A. et Nilsson, L.J. (2012). Decarbonising industry in Sweden an assessment of possibilities and policy needs. Report No. 77, Lund University, Department of Technology and Society Environmental and Energy Systems Studies, 2012. https://www.naturvardsverket.se/upload/miljoarbete-i-samhallet/miljoarbete-i-sverige/klimat/fardplan-2050/decarbonising-industry-sweden-lunds-univ.pdf
• Al-Mamoori, A., Krishnamurthy, A., Rownaghi, A. A. et Rezaei, F. (2017). « Carbon Capture and Utilization Update », Energy Technol. 2017, 5, 834 – 849. https://onlinelibrary.wiley.com/doi/pdf/10.1002/ente.201600747
• Brown, J. (2010). Global Technology Roadmap for CCS in Industry Sectoral Assessment: Refineries. Report No./DNV Reg No.: / 12P5TPP-9 Draft Rev 3, 2010-08-25. https://www.unido.org/sites/default/files/2010-09/Refineries3_0.pdf
• Ernsting, A. et Munnion O. (2015). Last-ditch climate option or wishful thinking? Bioenergy with Carbon Caputre an Storage. Biofuelwatch, 2015. http://www.biofuelwatch.org.uk/docs/BECCS-report-web.pdf
• Fasihi, M., Bogdanov, D. et Breyer, C. (2016). « Techno-Economic Assessment of Power-to-Liquids (PtL) Fuels Production and Global Trading Based on Hybrid PV-Wind Power Plants ». 10th International Renewable Energy Storage Conference, IRES 2016, 15-17 mars 2016, Düsseldorf, Allemagne. Energy Procedia 99 ( 2016 ) 243 – 268. https://www.researchgate.net/publication/311002904_Techno-Economic_Assessment_of_Power-to-Liquids_PtL_Fuels_Production_and_Global_Trading_Based_on_Hybrid_PV-Wind_Power_Plants
• García-Gutiérrez, P. (2016). Carbon Capture and Utilisation processes: a techno-economic assessment of synthetic fuel production from CO2. Thèse de doctorat, Department of Chemical and Biological Engineering, University of Sheffield, 2016. http://etheses.whiterose.ac.uk/14369/1/Garcia-Gutierrez_PhD_Thesis_final.pdf
• Leo, G. (2018). « SaskPower looking for help to fix ‘high cost’ Boundary Dam carbon capture flaw ». CBC News, 28 mai 2018. https://www.cbc.ca/news/canada/saskatchewan/saskpower-looking-for-help-to-fix-high-cost-boundary-dam-carbon-capture-flaw-1.4680993
  https://sencanada.ca/en/newsroom/enev-decarbonizing-heavy-industry/
• Lyngfelt, A. (2014). « Chemical-looping combustion of solid fuels – status of development ». Applied Energy 113 (2014) 1869-1873. http://publications.lib.chalmers.se/records/fulltext/193743/local_193743.pdf
  
  
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