À proximité de Reykjavík (Islande), au pied de montagnes enneigées, des étendues chatoyantes s’étirent à l’infini. C’est là que se dresse l’usine de Climeworks : quatre blocs massifs dotés d’une vingtaine de ventilateurs géants installés sur des pilotis de béton. Ce site emblématique dans le domaine du captage de CO2 brasse depuis l’automne 2021 des quantités d’air astronomiques pour en extraire 4 000 tonnes de CO2 par an. Aux grands maux climatiques, les grands remèdes technologiques ?
Réduire les émissions ne suffit plus. Rares sont désormais les stratégies pour le climat qui n’intègrent pas les usines de captage, stockage et réutilisation de CO2 (CCSU), que ce soit pour aspirer les molécules de dioxyde de carbone directement dans l’atmosphère, comme Climeworks, ou bien – et surtout – pour les éliminer des fumées industrielles. Même le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (Giec) envisage ce type de procédés dans son rapport de 2014 sur l’atténuation du changement climatique, en complément d’une décarbonation profonde et rapide des économies.
Multiplier les capacités de captage par 100
Quant à l’Agence internationale de l’énergie (AIE), sa feuille de route Net Zero by 2050 estime que 4 milliards de tonnes (Gt) de CO2 devront être captées chaque année dès 2035 pour atteindre la neutralité carbone au milieu du siècle. En 2050, cette quantité devra atteindre 7,6 Gt/an selon ce même rapport. Or, à l’heure actuelle, les capacités mondiales de captage de CO2 s’élèvent à peine à 40 millions de tonnes (Mt) par an, d’après le décompte de l’AIE. « L’enjeu est donc de les multiplier par 100 en quinze ans », évalue Florence Delprat-Jannaud, la présidente du Club CO2 et responsable du programme de captage et stockage de CO2 à l’IFP Énergies nouvelles (Ifpen).
La montée en flèche du prix du carbone – qui tourne autour de 90 euros la tonne – encourage la mise en mouvement du secteur industriel. « Les industries lourdes vont perdre leurs quotas gratuits sur le marché du carbone [ETS, ndlr] à partir de 2026 », souligne Florence Delprat-Jannaud, qui précise que les technologies de CCSU approchent de la viabilité économique, avec un coût situé « entre 50 et 150 euros la tonne de CO2 captée, transportée et stockée ». Ce montant varie selon la concentration en CO2 du gaz traité et la pureté du dioxyde de carbone ciblée [voir le graphique].
Les technologies de CCSU se font une place sur les feuilles de route climatiques des industries difficiles à décarboner. « Nous réduirons nos émissions à la source par le recyclage et des modifications de nos procédés. Puis 10 à 20 % de nos émissions résiduelles seront traitées par des programmes de CCSU, comme le projet 3D à Dunkerque, où le CO2 sera stocké en mer du Nord », détaille Emmanuel Deneuville, le directeur du programme de décarbonation d’ArcelorMittal France Nord. « Le CCSU est le troisième pilier bas carbone d’Air liquide. Il décarbonera notre production d’hydrogène par vaporeformage », confirme Guillaume de Smedt, le directeur adjoint au développement durable d’Air liquide.
Objectif climat et environnement
Le respect des objectifs climatiques est donc le but des usines de captage. Mais leur bénéfice réel demande à être examiné. Souvent mis en avant, le taux de captage de CO2 – qui atteint 80 % et plus – offre une vision trop partielle du bilan carbone de ce type d’unités. « Pour capter du CO2, on commence par en émettre, puisque le dispositif de captage consomme de l’énergie. C’est donc le CO2 évité qui compte, pas seulement le CO2 capté », note Patrick Morilhat, le directeur des programmes R&D des technologies de production décarbonée chez EDF.
D’où l’importance d’évaluer avec précision la consommation énergétique du procédé. « C’est le point crucial », insiste Éric Favre, professeur à l’École nationale supérieure des industries chimiques (Ensic) de l’université de Lorraine. La technologie d’absorption chimique aux amines, la plus mature, requiert entre 2 et 3 gigajoules – essentiellement sous forme de chaleur – par tonne de CO2 capté. Autrement dit, « si l’on installe un système de captage de CO2 sur quatre centrales à charbon, une cinquième centrale est requise pour compenser l’énergie consommée », pointe Éric Favre.
L’analyse du cycle de vie (ACV) s’impose. Elle comptabilise les fuites de méthane tout au long de la chaîne de production et de distribution du gaz naturel utilisé pour produire la chaleur nécessaire au captage. L’effet de serre du méthane est si puissant que la prise en compte de ces fuites change la donne. Selon l’ONG Global Witness, le captage de CO2 par absorption chimique mis en place par Shell sur son site de production d’hydrogène fossile en Alberta (Canada) récupère seulement 39 % de ses émissions d’équivalent CO2, loin des 90 % vantés par le pétrolier. Autre point d’attention pour mieux évaluer le bénéfice environnemental d’une unité de captage : ses rejets. Là encore, l’analyse du cycle de vie, parce qu’elle prend en compte une multitude de critères, est bien plus pertinente. Elle considère les effets sur la santé humaine, les sols et les océans des tonnes d’effluents toxiques rejetés chaque jour par la technologie aux amines.
Sorbant solide, membranes et cryogénie
Si le bilan environnemental de la technologie aux amines en cours de déploiement laisse à désirer, les recherches bouillonnent pour améliorer les procédés et développer les solutions de demain. Des innovations se distinguent d’abord dans la première famille de technologies (dite « en postcombustion »), qui consiste à installer une unité de captage sur un site existant pour attraper les molécules de CO2 des fumées de combustion avant qu’elles ne soient relâchées dans l’atmosphère. Au-delà des optimisations dont bénéficie le procédé par absorption aux amines, l’adsorption par sorbant solide suscite beaucoup d’intérêt. D’autres technologies en postcombustion existent – notamment les membranes et la cryogénie –, parfois hybridées au sein d’une même unité de captage.
À côté de la postcombustion, d’autres approches émergent, mais requièrent de repenser les processus industriels à décarboner. Ainsi, la précombustion vise le combustible fossile en le transformant en un mélange de CO2 et H2. La famille dite d’oxycombustion cherche, quant à elle, en utilisant de l’oxygène à la place de l’air, à obtenir des fumées dont il sera plus simple – et moins coûteux – d’extraire le CO2. Enfin, s’ils reposent sur les mêmes briques technologiques, les procédés de captage dits « à émissions négatives » sont rangés dans une catégorie à part dans les scénarios climatiques. « Il ne s’agit pas seulement de réduire le CO2 dans les fumées, mais aussi de le retirer de l’atmosphère. C’est un système de compensation », explique Florence Delprat-Jannaud. Dans ce champ se trouvent les dispositifs de captage direct dans l’air – comme le propose Climeworks –, mais aussi les centrales à biomasse associées à du CCSU. « La biomasse vient de plantes ayant utilisé le CO2 de l’air pour croître. Lorsque vous la brûlez pour produire de l’électricité et que vous captez le CO2 émis, vous avez globalement retiré du CO2 de l’air », poursuit la présidente du Club CO2.
Les recherches pullulent également dans le domaine du stockage de CO2, un débouché qui concernerait 95 % du dioxyde de carbone capté d’après le scénario Net Zero de l’AIE. Les derniers 5 % seraient réutilisés pour fabriquer des carburants synthétiques. Le plus gros projet de stockage en Europe – Northern Lights, porté par la Norvège – devrait pouvoir accueillir, à partir de 2024, 1,5 Mt de CO2 chaque année en mer du Nord, puis jusqu’à 5 Mt selon la demande. Or, rien qu’en France, la stratégie nationale bas carbone envisage de capter 15 Mt de CO2 par an. « Nous disposons de suffisamment de capacités de stockage, juge Isabelle Czernichowski-Lauriol, ingénieure géologue au Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). Le verrou principal n’est pas technique, il tient à l’acceptabilité sociale. » Nécessaire mais incertaine, la carte joker des scénarios climatiques doit encore faire ses preuves.
« Avant de capter le CO2, il faut actionner les autres leviers de décarbonation », pointe Alix Bouxin, ingénieure en décarbonation à l’Ademe
© Peter Allan
La stratégie nationale bas carbone (SNBC), en cours de révision, table sur un captage et stockage de CO2 (CCS) de l’ordre de 15 millions de tonnes par an (Mt CO2/an). Où se situerait ce captage ?
Nous avons identifié trois zones en France – autour de Dunkerque, du Havre et de Lacq –, qui regroupent suffisamment d’industries concernées par le captage de CO2 pour pouvoir mutualiser la chaîne aval (transport et stockage). Ces trois zones auraient un potentiel de captage en vue d’un stockage géologique d’environ 24 Mt CO2/an.
Quels sont les sites industriels concernés par le CCS ?
L’installation d’un équipement de CCS n’est pertinente que si les volumes d’émissions de l’industriel excèdent 100 000 t/an et que l’usine en question se situe à proximité d’autres émetteurs – pour mutualiser l’usage des infrastructures – et d’un site de stockage. Avant de penser au CCS, il est nécessaire d’actionner les autres leviers de décarbonation (électrification des procédés, efficacité énergétique, changement d’intrants énergétiques ou matière). Toutefois, le CCS est parfois considéré par les industriels comme une solution intermédiaire, le temps que d’autres technologies se développent.
Une solution temporaire ? Mais les coûts d’investissement sont élevés et des infrastructures doivent être mises en place…
Il y a effectivement un fort risque de « lock-in » à mettre en place la solution de CCS. Si les émissions sont captées, moins d’efforts seront fournis pour les réduire ! De plus, le déploiement du CCS comme levier de décarbonation ne nous sèvre pas des ressources fossiles. Or, en amont de la combustion des énergies fossiles, il y a une chaîne (production, transport, compression, liquéfaction…) qui consomme de l’énergie et génère des fuites. Celles de méthane en particulier, liées à l’utilisation du gaz naturel, sont à maîtriser ou elles risquent de consommer notre budget carbone – même en faisant du CCS.
