A la découverte du premier terminal de CO2 au monde, en Norvège

Øygarden, retenez ce nom. Depuis quelques mois, des délégations du monde entier, de la Malaisie à la Namibie, des États-Unis à l’Allemagne, se pressent dans cette commune du littoral norvégien, à 50 kilomètres de Bergen. «Depuis l’ouverture du centre visiteurs, nous avons accueilli près de 4500 personnes», indique Jean-François Cam, un chef de projet de TotalEnergies, détaché chez Equinor, le pétrolier national norvégien, pour sa coentreprise Northern Lights avec Shell et TotalEnergies. Sur une langue de rochers bordée par la mer du Nord, à la même latitude que les îles Shetland écossaises, finit en effet de se construire le premier terminal de CO2 au monde. Comme un terminal GNL, mais à l’envers, ou presque. À partir de fin 2024, du CO2 liquide à –26°C capté dans un premier temps sur une cimenterie norvégienne, y arrivera par bateau, sous une pression de 15 bars, pour être ensuite injecté via une canalisation de 100 kilomètres, à 2600 mètres sous la mer du Nord dans un aquifère salin. Et y être stocké là définitivement.

Une vitrine des ambitions CCS du pays

Alors que des voix s’élèvent toujours pour expliquer que le captage et le stockage de CO2 (CCS) ne sont pas une technologie mature, L’Usine Nouvelle se devait d’aller vérifier sur le terrain. Et c’est en voiture de location électrique, comme il se doit dans un pays où l’on compte plus de Tesla et de points de charge par habitant que partout au monde, sous un frais soleil de juin, que nous arrivons, nous aussi, à Øygarden. Objectif : comprendre pourquoi et comment les Norvégiens misent autant sur le CCS. Nous ne sommes pas les seuls. Une équipe du ministère de l’Environnement brésilien quitte à peine les lieux. Le 21 septembre 2020, en échange d’une subvention de 1,68 milliard d’euros pour mettre en place la première chaîne de valeur industrielle complète de CCS, le projet Longship et son sous-projet Northern Lights, le gouvernement norvégien n’a demandé qu’une chose aux industriels impliqués : partager leurs données et leur expérience à qui le demande.

Sur le chantier du terminal CO2 d’Øygarden, achevé à 80 % lors de notre visite, Jean-François Cam, ne cache donc rien. Ni les débats sur l’intégration environnementale, finalement assez réussie, du centre de visiteurs sur pilotis de béton inauguré en octobre 2022, vitrine des ambitions commerciales CCS de la Norvège. Ni les ratés du premier forage horizontal d'un tunnel dans la roche de 600 mètres de longueur pour amener le CO2 liquide sous pression sur le fond de la mer qui s’est écroulé, et qu’il a fallu recommencer.

photo Pascal Guittet

Le centre visiteurs,  sur pilotis, a été inauguré en octobre 2022. Photo Pascal Guittet

Résultat, il reste encore plus de 50 kilomètres de canalisation à poser entre Øygarden et le puits d’injection à 110 kilomètres de là. Ce dernier, d’une capacité de 1,5 million de tonnes par an de CO2, est en revanche déjà foré et couvert de son "christmas tree", une structure de métal jaune bien connue des pétroliers, où s'arriment les tuyaux et les câbles de communication de pilotage et de surveillance d’un puits de forage. Il sera opéré depuis la plateforme gazière voisine d’Oseberg A, à 3 km plus à l’Ouest, plutôt qu’à terre. À la surface de la mer du Nord, le puits sera invisible.

Le pays aligne ses atouts

photo Pascal Guittet

Le CO2 n’étant ni inflammable, ni corrosif, de simples soupapes de pression suffisent à sécuriser le site. Photo Pascal Guittet

Jean-François Cam insiste aussi sur le fait que la construction d’un terminal CO2, confié au groupe norvégien Aker Solutions, est «bien plus simple techniquement» que les projets pétroliers ou gaziers dont il avait l’habitude. Le CO2 n’est pas corrosif, ni inflammable. Aucun besoin de le «torcher» en cas de surpression. Des petites soupapes, repérées par des capuchons jaunes, associées aux réservoirs de stockage et à un jeu de pompes fournies par Baker Hugues suffisent à sécuriser le terminal. Or «c’est une réglementation inspirée de l’oil & gas qui s’applique. On pourrait faire plus simple et l’optimiser», nous expliquera le lendemain, au siège d’Equinor à Stavanger la capitale norvégienne du pétrole, Cristel Lambton. Cette Française, diplômée de Centrale Marseille, est la responsable du développement du CCS chez l'énergéticien norvégien. Ce n’est pas pour tout de suite. Et c’est aux normes du GNL que le français Technip Energies a fabriqué dans son usine de Sens (Yonne) les trois bras de déchargement de CO2, d’une étonnante couleur rose qui attendent sagement d'être installés sur la jetée où s’amarreront chaque semaine les deux "carbonniers" de 7 500 m3 et 130 mètres de longueur en construction en Chine, mais qui seront pilotés par l’armateur japonais K Line.

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Les bras de déchargement  du CO2 ont été fabriqués par Technip Energies à Sens (Yonne). Photo Pascal Guittet

Ces navires, les plus grands du secteur, auront une propulsion GNL assistée par un mât éolien et une lubrification de la coque par bulles d’air, afin de réduire de 34 % leur empreinte carbone. À Øygarden, ils seront branchés, via une tour d’alimentation déjà à quai, au réseau électrique décarboné à plus de 95 %.

Jean-François Cam ne cache pas non plus qu’il va falloir faire exploser encore deux morceaux de rocher pour finir d’araser le sol et loger les neuf réservoirs supplémentaires de la phase II du projet, si la décision d’investissement est prise en septembre 2023. Ils viendront s’ajouter aux impressionnants douze réservoirs tampons de 800 m3 et 35 mètres de hauteur, fournis par l’espagnol Idesa érigés entre mi-mars et fin avril.

Northern Lights

A Oygarden (Norvège) le terrain est prêt, à droite, pour accueillir neuf réservoirs supplémentaires et une nouvelle jetée pour la phase II du "terminal CO2".

La phase II, non subventionnée, prévoit d’étendre à 5,2 tonnes de CO2 par an les capacités de stockage du site. Trois nouveaux puits seront forés. Trois nouveaux "carbonniers", ainsi qu’une nouvelle jetée devront être construits. Un jeu de pompes 10 fois plus puissant remplacera celle de la Phase 1, qui resteront en réserve pour les plus faible debits. «Une phase trois est également déjà à l’étude. Car tout prend beaucoup de temps dans le CCS», nous glisse Alsak Hellestoe, le responsable des affaires publiques de Northern Lights, détaché lui de Shell, lors de notre visite au siège de la joint-venture, située face à la mer à l’entrée du port de Stavanger. Reste à trouver des clients parmi les industriels européens «durs à décarboner», insiste Cristel Lambton. Et si possible, uniquement eux. Sans le dire ouvertement, la Norvège ne souhaite pas accueillir du CO2 capté sur des centrales à charbon. Mais elle mise sur cette technologie pour produire de l’hydrogène bleu, à partir de son gaz naturel et de CCS, pour le vendre notamment à l’Allemagne. Equinor a d’ailleurs un projet de pipe qui relierait la Norvège à l’Allemagne et la Belgique, pour leur apporter de l’hydrogène bleu dans un sens, et remonter leur CO2 dans l’autre. Le marché s’ouvre.

L’Europe a pris conscience qu’elle n’atteindra pas la neutralité carbone en 2050 sans une dose de CCS. N’en déplaise à certains écologistes, qui y voient un permis à polluer, les experts du climat du Giec s'accordent sur ce point. La Norvège, qui a déjà au moins dix ans d’avance dans la transition énergétique, notamment dans l’électrification de ses transports avec une voiture sur cinq en circulation électrique, l’a bien compris. Et veut utiliser ses compétences dans l’oil & gas, pour remettre sous terre le CO2 issu des fossiles qu’elle a elle-même participé à extraire. Si, début mars, le Danemark a été le premier à inaugurer un site de stockage sous-marin en mer du Nord, à 1 800 mètres de profondeur, dans un ancien puits de gaz vide, la Norvège aligne ses atouts. Elle dispose de 78 gigatonnes de potentiel de stockage sous-marin de CO2, selon Equinor, contre 7 au Danemark, sans oublier ses vingt-sept années d’expérience dans le CCS. Depuis 1996, Equinor a déjà injecté, sans fuite, 18 millions de tonnes de CO2 sur le champ gazier Sleipner.

Restait à amorcer la pompe commerciale en démontrant que son savoir-faire s’adapte aux contraintes d’autres industriels. D’où l’investissement de l’État norvégien dans le projet Longship, qui finance la capture chez deux industriels locaux. Le centre d’incinération des déchets d’Oslo de Celsio et la cimenterie Norcem de Brevik, à 150 km au sud d’Oslo et racheté en 2019 par le groupe allemand Heidelberg Materials. Là, malgré le manque de place et la poursuite de la production, les travaux commencés en janvier 2021 avancent bien. L’unité de récupération de chaleur de 46 MW est installée.

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À la cimenterie Norcem, à Brevik, la colonne de captage de CO2 attend son installation. Photo Pascal Guittet

De nombreuses délégations étrangères

Elle fournira l’énergie nécessaire à l’immense colonne de captage de CO2 par amines liquides, qui attend en deux morceaux sur une barge, d’être érigé. Elle s’élèvera à 100 mètres de hauteur et captera 50 % du CO2 émis par la cimenterie, soit environ 400 000 tonnes par an. Ici aussi, les délégations étrangères, thaïlandaises et américaines, se pressent depuis des mois, y compris le ministre vert allemand de l’Industrie pourtant au départ rétif au CCS, comme en atteste sa photo dans les bureaux de la cimenterie.

En revanche, malgré un pilote réussi avec Technip Energies, sur le site de Celsio, les coûts pour passer au stade industriel et capter 400 000 tonnes de CO2 par an se sont avérés plus élevés que prévu dans l’accord Longship. Le projet a pris au moins deux ans de retard, ce qui libère des capacités de stockage pour accueillir pendant dix ans 430 000 tonnes de CO2 par an émanant de deux centrales biomasse depuis le Hub Ørsted Kalundborg au Danemark et 800 000 tonnes de CO2 capté sur l’usine d’engrais de Yara à Sluiskil... aux Pays-Bas. Car l’usine historique de Yara à Porsgrunn en Norvège, qui capte déjà le CO2 sur une unité de production d'ammoniac pour le revendre à l’agroalimentaire, pressentie pour participer à Longship, a elle aussi trouvé trop cher le captage de CO2 sur son unité de production d'hydrogène à partir de gaz. Elle a en revanche décroché des subventions pour installer une unité de 24 MW d’électrolyse pour produire de l’hydrogène vert. Une autre voie de la transition énergétique de la Norvège. 

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À l’usine Yara  de Posgrunn, 24 MW d’électrolyseurs sont en cours d’installation. - Photo Pascal Guittet

Vous lisez un article de L'Usine Nouvelle 3720-3721 - Juillet/août 2023

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