Le Giec, lui-même, le reconnaît : le captage et stockage du carbone (CCS) est un outil nécessaire pour réduire les émissions provenant des grands systèmes industriels ou énergétiques utilisant des énergies fossiles. C’est-à-dire pour traiter le CO2 fatal restant issu des industries dites « hard-to-abate ». Ces technologies font donc partie des stratégies d’atténuation élaborées par le groupe d’experts, mais aussi de celles de l’AIE.
Néanmoins, à l’heure actuelle, les industriels qui voudraient y avoir recours n’ont à leur disposition qu’une seule technologie assez mature : le procédé de lavage aux amines, qui permet de traiter les gaz issus de la combustion grâce à un solvant organique aminé – le plus courant étant le monoéthanolamine (MEA). Le principe est relativement simple. Les fumées déjà prétraitées (épurées en SOx, NOx, poussières...) sont envoyées dans une colonne à garnissage pour y rencontrer le solvant. Le CO2 se lie alors aux amines. Ne reste plus qu’à régénérer le solvant en le chauffant aux alentours de 120 °C pour récupérer le CO2 sous forme gazeuse, avant qu’il soit comprimé.
L’efficacité du procédé, capable de capter 85 à 95 % du CO2 contenu dans les fumées industrielles, a déjà été démontrée par les pétroliers et gaziers, qui s’en servent depuis plusieurs décennies pour traiter les gaz issus du raffinage du pétrole ou pour séparer le gaz naturel d’autres sous-produits. Mais son déploiement à grande échelle pourrait être freiné par plusieurs facteurs.
Un gouffre énergétique
La première limite est la consommation énergétique induite par un tel procédé (aussi appelée pénalité énergétique), estimée en moyenne à 20 % pour une centrale électrique. « Pour avoir une production d’électricité équivalente à quatre centrales thermiques au charbon conventionnelles sans captage du CO2, il faut cinq centrales thermiques au charbon équipées du dispositif de captage du CO2. Donc une centrale dédiée à la production d’énergie est nécessaire au procédé de captage », indique Daniel Broseta, professeur à l’université de Pau et des Pays de l’Adour et responsable du projet Catalpa du PEPR Spleen, qui vise à diminuer l’empreinte énergétique et carbone des procédés de captage du CO2.
Pour capter une tonne de CO2, le procédé aux amines consomme :
- jusqu’à 3,5 GJ, soit 1 MWh
- de 1,7 à 2,6 m3 d’eau
- 1,5 kg de solvant
Dans le cadre d’un déploiement massif répondant aux objectifs de captage nationaux français compris entre 15 et 30 Mt de CO2 par an en 2050, cela correspondrait, selon les chiffres du Haut Conseil pour le climat (HCC) dans son « Avis sur la stratégie de capture du carbone, son utilisation et son stockage » paru en novembre 2023, à des pénalités énergétiques de 20 à 40 TWh par an (sous forme d’électricité et de chaleur). À titre de comparaison, selon RTE, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français, la consommation électrique nationale s’élevait à 445 TWh en 2023. Un constat cependant nuancé par Daniel Broseta : « Pour obtenir ce chiffre, le HCC estime à 5 GJ la consommation moyenne d’énergie par tonne de CO2, ce qui est assez élevé puisque nous visons moitié moins à l’horizon 2050. » Par ailleurs, cette problématique a été prise en compte dès le début de l’utilisation du captage du CO2, en allant chercher pour la régénération des solvants aux amines la chaleur fatale non utilisée pour faire tourner les unités. Mais aujourd’hui, la possibilité d’avoir recours à cette chaleur se réduit, car « la plupart des sites industriels ont déjà des efficacités énergétiques telles qu’ils vont préférer utiliser des techniques purement électriques, en cours de développement », indique Lionel Dubois, coordinateur de recherche en capture et utilisation du CO2 à l’université de Mons, en Belgique.
En dehors de la consommation énergétique, la consommation en eau, utilisée notamment pour refroidir les fumées et laver les amines, est également un facteur limitant. Selon un article paru en mars 2021 dans Renewable and sustainable energy reviews, 1,73 m3 d’eau par tonne de CO2 est nécessaire dans le cas d’une centrale thermique alimentée au charbon avec captage de CO2 en postcombustion, et 2,59 m3 pour une centrale alimentée au gaz naturel. Ainsi, le déploiement à grande échelle du CCS pour atteindre l’objectif de limiter le réchauffement climatique à 1,5 °C pourrait au total doubler l’empreinte en eau de l’humanité et créer ou augmenter le risque de sa raréfaction dans différentes régions du monde. À cela s’ajoute la consommation de solvant. Le besoin de renouvellement, évalué à environ 1,5 kg de solvant par tonne de CO2 capturée, est constant et génère des déchets toxiques qu’il faut traiter. « C’est un point d’attention dont on a conscience, concède Lionel Dubois. Mais comme c’est une technique mature, on peut essayer de concevoir le procédé pour limiter au maximum ces phénomènes. »
Priorité aux gros émetteurs de CO2
Toutes ces contraintes, qui se cumulent à la contrainte ultime, le coût du procédé, estimé entre 60 et 150 euros la tonne et d’autant plus élevé que les volumes d’émissions sont faibles, viennent rappeler une chose : le procédé aux amines, tout efficace qu’il soit, n’est pas destiné à être déployé à grande échelle. Son cœur de cible reste les gros émetteurs, les premiers projets de captage de CO2 s’étant faits avec les cimentiers, les aciéristes ou les centrales thermiques au charbon, au bilan carbone très lourd. L’Ademe dans son « Avis technique sur le captage et le stockage géologique du CO2 en France », paru en 2020, estimait d’ailleurs, « au vu de la complexité et du coût du CCS », qu’il était « fort probable [qu’il] sera appliqué dès lors que de “très grands émetteurs” seront concernés ». Si le seuil d’émissions de CO2 est fixé par le Giec à 100 000 tonnes par an, l’Ademe le situe plutôt au-dessus de 900 000 tonnes, soit 13 sites sur le territoire français pour 36 millions de tonnes de CO2 (plus de la moitié du gisement initial de 65 Mt).
Reste alors à développer des solutions pour tous les autres : les petits émetteurs, mais aussi ceux qui ont des fumées moins concentrées, dans l’industrie du verre, de l’aluminium ou pour les turbines à gaz (autour de 5 % de CO2, contre 20 % pour les cimentiers). Car, pour une même quantité de CO2, si le CO2 est plus dilué, la colonne à garnissage doit, elle aussi, être plus grande. Le coût peut alors être multiplié par deux ou trois, en raison non seulement de plus gros équipements, mais aussi de solvants plus réactifs. Un vaste champ d’innovations s’ouvre donc et fait fleurir les start-up et les projets de recherche. « Ces projets reflètent, selon Daniel Broseta, l’effervescence qui règne dans le domaine de la recherche : une douzaine de laboratoires y sont engagés. »
Le BECCS, une solution toute relative
Derrière la bioénergie avec captage et séquestration du carbone (BECCS) se cache une version plus « verte » du captage et stockage de CO2 (CCS). Au lieu d’être installé sur des industries émettant du CO2 dit « fossile », le captage a lieu dans des sites brûlant de la biomasse, telles que certaines centrales thermiques. L’intérêt est de générer des émissions « négatives » puisque cela permet de produire de l’énergie et de capter et stocker du CO2 issu de l’atmosphère. À l’horizon 2050, selon le Giec, 5,9 Gt de CO2 par an pourraient être retirées de l’atmosphère grâce au BECCS. Sur le papier, l’option semble donc séduisante.
En réalité, on est pourtant bien loin d’atteindre ces chiffres puisqu’il n’y a que dix projets de BECCS captant plus de 0,1 million de tonnes de CO2 par an opérationnels dans le monde, et représentant au total 2 millions de tonnes de CO2 stockées par an. Et ce n’est pas la seule ombre au tableau, comme le souligne Jean-Pierre Deflandre, ancien professeur à l’IFP School, où il était cotitulaire de la chaire CarMa (Carbon management and negative CO2 emissions technologies toward a low carbon future), et président du comité CO2 de l’association Evolen. « Le déploiement à grande échelle du BECCS, ou de son alternative visant à valoriser et utiliser le CO2, n’est pas exempt de tout problème ou questionnement du fait des ressources nécessaires en biomasse, analyse-t-il. En effet, à l’horizon 2050, la production de biomasse au profit de la production d’énergie viendra concurrencer les besoins alimentaires dès lors que la population mondiale aura augmenté significativement, comme attendu. »
Dans son rapport, le Haut Conseil pour le climat évalue ainsi les besoins additionnels en terres pour la biomasse de 20 à 30 % des aires cultivées. Le risque, pour les pays n’ayant pas assez de terres disponibles, est de se retrouver dans une situation nécessitant l’import de biomasse pour la brûler. Avec à la clé un non-sens écologique consistant à faire venir, par exemple, par bateau du bois provenant des régions tropicales, des pays nordiques ou du Canada. « C’est d’ailleurs déjà le cas pour la centrale thermique de Drax (2 600 MWe) au Royaume Uni, qui s’approvisionne au Canada à défaut de pouvoir le faire localement », indique le spécialiste.
Quel débouché alors pour le BECCS ? L’idéal, selon Jean-Pierre Deflandre, serait de limiter cette option aux zones géographiques où les ressources en biomasse le permettent, avec un impact minimal sur l’environnement et la biodiversité, et d’installer ces dispositifs pour capter les émissions issues d’autres usages de la biomasse comme les incinérateurs de déchets ou les unités de méthanisation. « Mais pour ces derniers, cela ne concernera que des volumes très limités et disséminés sur le territoire ce qui ne simplifiera pas la collecte du CO2, sans même parler de rentabilité. Il faut trouver des solutions viables à l’échelle locale », prévient-il.
