Captage de CO2 : Le bilan mitigé du procédé aux amines

Les ami(n)es de l’environnement, vraiment ? Dans le secteur émergent qu’est le captage du dioxyde de carbone, la technologie d’absorption chimique par un solvant aux amines, des molécules dérivées de l’ammoniac, est la plus prisée à l’heure actuelle. « Si nous devions partir dès à présent sur une solution de captage de CO2, il est clair que nous opterions pour la postcombustion aux amines… comme tout le monde, je pense », avance Isabelle Senghor, la directrice déléguée à la stratégie et au développement d’EDF et secrétaire générale du Club CO2.

Ce type de captage, qui appartient à la famille de la postcombustion, vise à retirer le CO2 des fumées issues d’une combustion par le biais d’un solvant organique aminé. Si les coûts restent élevés – entre 50 et 150 euros par tonne de CO2 évitée en prenant en compte le captage, le transport et le stockage, d’après l’Agence de la transition écologique (Ademe) –, la technologie aux amines est moins onéreuse que la précombustion ou l’oxycombustion, qui nécessitent de changer les installations de l’usine.

Une méthode qui a déjà fait ses preuves

Surtout, ce procédé montre une solide maturité technologique. Contrairement aux autres méthodes de captage de CO2, cette voie a déjà fait ses preuves à l’échelle industrielle. « Nous utilisons un lavage par solvant aux amines depuis des décennies pour le traitement du gaz naturel », confirme Claire Weiss, la responsable du département gaz et bas carbone de TotalEnergies, qui donne comme exemple l’exploitation d’un réservoir de gaz naturel par l’entreprise en Papouasie-Nouvelle-Guinée. « Nous y captons 1 million de tonnes de CO2 par an. »

Outre leurs utilisateurs historiques, les amines séduisent l’immense majorité des nouveaux porteurs de projets de captage de CO2 d’ampleur industrielle. Ainsi, en Norvège, le cimentier Norcem et le fournisseur d’énergie Fortum Oslo Varme installent des équipements aux amines afin de capter 0,8 mégatonne (Mt) de dioxyde de carbone par an à partir de 2024.

La technologie aux amines, déjà optimisée, reste toutefois gourmande en énergie. « Si l’on installe un système de captage de CO2 sur quatre centrales à charbon, on estime qu’il en faut une cinquième pour compenser l’énergie consommée », illustre Éric Favre, professeur à l’École nationale supérieure des industries chimiques (Ensic) de l’université de Lorraine. « Les équipements actuels consomment entre 2 et 3 gigajoules d’énergie par tonne de CO2 », précise Louis Fradette, professeur de chimie à Polytechnique Montréal. L’essentiel de la pénalité énergétique est causé par l’étape qui suit l’absorption chimique : la régénération du solvant [voir l’infographie]. Celle-ci requiert un apport de chaleur, alourdissant le bilan énergétique.

Mais avant ce lavage à haute température, la fumée issue de la combustion chemine d’abord à travers différents équipements, eux aussi consommateurs d’énergie. Première étape : le prétraitement. Après élimination des particules en suspension et du soufre, le gaz restant doit être refroidi, « puisqu’il sort de la chambre de combustion », précise Bouchra Belaissaoui, maîtresse de conférences à l’Ensic. Ce qui requiert déjà de l’énergie.

Un solvant épuisable

Démarre ensuite la phase de captage à proprement parler : la fumée est introduite dans une grande colonne à garnissage, qui s’étire jusqu’à 40 mètres de hauteur. « En bas de la colonne, le gaz est alimenté à contre-courant et remonte progressivement. En haut de la colonne, le solvant chimique s’écoule, lui, par gravité, rapporte la chercheuse. Grâce aux garnissages au sein des colonnes, le gaz échange efficacement et localement avec le liquide. » Résultat : le CO2 se combine avec les amines présentes dans le solvant pour former une nouvelle solution aqueuse, riche en dioxyde de carbone. Le gaz, ainsi déchargé des molécules de CO2, est relâché dans l’atmosphère.

C’est là qu’intervient la phase la plus critique pour le bilan énergétique. « Tout l’art de la régénération est d’inverser la réaction précédente pour récupérer un CO2 concentré et ainsi libérer l’amine », résume la spécialiste. Pour cela, la solution – dans laquelle est piégé le CO2 – doit entrer en ébullition. La colonne à désorption est chauffée entre 120 et 130 °C par un rebouilleur, lui-même alimenté par de la vapeur à haute température. Le CO2, qui retrouve alors sa forme gazeuse, est récupéré puis comprimé au-delà de 74 bars pour être transporté.

Le solvant, désormais pauvre en dioxyde de carbone, repart dans la colonne d’absorption pour un nouveau cycle… du moins jusqu’à la dégradation des amines. Pour chaque tonne de CO2 capté, environ 1,6 kg de solvant à base de monoéthanolamine (MEA, la première génération) est perdu, d’après les chiffres repris en 2011 dans l’International Journal of Greenhouse Gas Control. « Pour une tranche de centrale à charbon de 500 mégawatts dotée d’un captage aux amines, il faudrait compléter avec 10 tonnes d’amines chaque jour ! », évalue Éric Favre.

Une dégradation problématique

Cette dégradation progressive du solvant pèse lourd dans le bilan environnemental du procédé. D’abord parce qu’elle nécessite de fabriquer une quantité importante d’amines, « qui sont dérivées de l’ammoniac ; or cette chimie est réputée pour être “taxante” d’un point de vue environnemental », souligne Louis Fradette.

Ensuite parce qu’en se détériorant, les amines émettent des effluents nocifs pour la santé humaine. « De l’ammoniac, de l’urée, du formaldéhyde, voire des nitrosamines, sous forme de traces, peuvent être émis dans l’atmosphère », liste Éric Favre. Enfin, parce que les amines sont lavées, pour limiter leur dégradation, ce qui engendre également des déchets dangereux pour l’environnement. « Afin de garder la solution effective, on la fait réagir avec de l’acide sulfurique ou de la soude caustique. Des sous-produits se forment. Ces boues sont éliminées comme les déchets dangereux, par incinération ou enfouissement », complète Louis Fradette.

Des amines étouffantes pour la planète

Les conséquences sont loin d’être négligeables. D’après une analyse du cycle de vie parue dans l’International Journal of Greenhouse Gas Control en 2014, avec l’installation d’un équipement de captage sur une centrale à charbon, le phénomène d’eutrophisation en eau douce est dopé de 136 %, l’écotoxicité terrestre de 114 % et l’écotoxicité humaine de 51 %. « C’est un bilan très décevant ! En un sens, la capture par amines enlève certes du CO2 de l’atmosphère, mais elle étouffe la planète », tranche le spécialiste de Polytechnique Montréal.

La R&D met les bouchées doubles dans le but d’améliorer le bilan énergétique et environnemental du procédé. L’IFP Énergies nouvelles (Ifpen) a développé un processus innovant, appelé DMX, dont un pilote est en cours de lancement sur le site d’ArcelorMittal à Dunkerque. Toujours à base d’amines, « le solvant est démixant, ce qui nous permet de traiter un volume moins important lors de la régénération et de réduire la consommation d’énergie », résume Vania Santos-Moreau, ingénieure et chef de projet à l’Ifpen. « Pour le moment, les meilleures technologies de première génération parviennent à une dépense énergétique d’environ 2 GJ, soit 200 kWh par tonne de CO2 capté, mais ce seuil semble constituer une limite », nuance Éric Favre, qui travaille dans ce domaine depuis déjà vingt-cinq ans.

La substitution des amines par du carbonate de potassium représente une piste intéressante pour réduire l’empreinte environnementale du procédé. « Le principal défi consiste à catalyser l’absorption et la désorption – les réactions sont pour l’instant trop lentes –, en ajoutant des additifs chimiques ou des enzymes, décrit Louis Fradette. On peut parler de deuxième génération de captage par absorption chimique. Ces recherches sont très enthousiasmantes ! »