Le Monde de l’Énergie ouvre ses colonnes à Carole Arribes, avocate associée au département Corporate de DWF France, pour évoquer avec elle l’émerge des technologies de CCUS (Captage, stockage et utilisation du carbone).
Le Monde de l’Énergie —Voici des années que les scénarios climatiques, en particulier ceux défendus par le GIEC, accordent une place importante aux procédés de CCUS, malgré un très faible déploiement dans le monde. Ils occupent désormais largement le débat public, et votre cabinet vient de rédiger un rapport sur le sujet. Pour commencer, quelle place peuvent prendre les technologies de CCUS dans la transition énergétique ? Quelle est la part des émissions qu’elles devraient couvrir pour tenir les objectifs de l’accord de Paris ?
Carole Arribes —L’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime que pour atteindre la neutralité carbone en 2050, 7,6 gigatonnes (Gt) de CO2 devraient être capturées chaque année à compter de 2050, soit 20 % des émissions actuelles. Les objectifs intermédiaires annuels aux horizons 2030 et 2035 sont quant à eux estimés respectivement à 1,6 Gt et 4 Gt. Toujours d’après l’AIE, pour limiter la hausse des températures à 2°C, plus de 100 milliards de tonnes de CO2 devraient être stockées et plusieurs milliers d’installations de CCUS déployées d’ici à 2050.
En France, l’objectif annoncé par le Gouvernement est de 4 à 8 MtCO2 captés et séquestrés par an à horizon 2030, entre 15 et 20 à horizon 2050. Les technologies CCUS sont indispensables pour atteindre les objectifs de neutralité carbone et prendront donc une place primordiale dans les toutes prochaines années, et de plus en plus importantes à horizon 2030, 2040 et 2050.
Le Monde de l’Énergie —Où en est actuellement le développement des CCUS dans le monde (en fonctionnement ou en projet) ? Dans quels secteurs leur déploiement devrait être le plus aisé ?
Carole Arribes —Il existe peu de projets dans le monde, environ 40 sites CCUS opérationnels, mais environ 400 projets déjà prévus pour 2030. Le développement des projets s’accélère donc. Leur déploiement est une évidence pour les secteurs industriels les plus émetteurs, qui mettent en œuvre des procédés de réduction de leurs émissions mais qui auront toujours des émissions résiduelles « incompressibles ». Ces émissions devront être traitées par les technologies CCS et CCUS. C’est notamment le cas pour l’industrie du ciment, la sidérurgie, le raffinage, la chimie.
Le Monde de l’Énergie —Vous pointez en particulier trois obstacles au développement des CCUS. Les deux premiers sont le coût et la faisabilité technologique : pouvez-vous nous dresser un panorama de ces deux problématiques ?
Carole Arribes —La faisabilité technologique n’est pas vraiment un obstacle car chacune des composantes du CCS et du CCUS est maîtrisée, tout comme les infrastructures de transport du CO2, qui sont celles utilisées pour le gaz et qui ne posent donc pas de problèmes techniques particuliers. D’autres obstacles sont maintenant à prendre en compte, telles que les contraintes géologiques, géographiques et l’acceptabilité de ces projets. Mais c’est bien le coût des investissements nécessaires qui reste le principal obstacle. Il faut donc instaurer rapidement des mécanismes de soutiens financiers réels.
Le Monde de l’Énergie —Le troisième obstacle est le cadre réglementaire. Comment évolue-t-il dans le monde, en Europe, en France ?
Carole Arribes —La législation va évoluer dans de nombreux pays pour fixer un cadre plus clair, et stable. La Pologne a modifié cette année sa loi Minière et sa loi Energie et prévoit l’adoption de nouvelles dispositions réglementaires visant à faciliter ces projets.
Au Royaume-Uni, l’Autumn Statement (déclaration budgétaire) de Novembre 2023 annonce un soutien pour la croissance des industries vertes de 960 millions de livres sterling, y compris dans le CCUS, qui s’ajoute aux financements existants et de possibles allègements fiscaux pour inciter les sociétés pétrolières et gazières à transformer certains actifs pour le CCUS, au lieu d’être mis hors service.
En France, il est prévu l’adoption d’un régime de soutien par des contrats pour différence (CCfD) qui seront attribués via des procédures d’appel d’offres qui pourraient débuter lors du 1er semestre en 2024.
Le Monde de l’Énergie —De nombreuses organisations environnementales craignent que les projets de CCUS ne freinent l’adoption de mesures de sobriété énergétique ou de transition vers des solutions bas-carbone. Partagez-vous ces craintes, et pourquoi ?
Carole Arribes —Je ne partage pas ces craintes sauf pour des situations particulières ou des pays comme la Chine. La position des principales organisations a d’ailleurs évolué de manière importante, à voir les derniers rapports du GIEC et de l’AIE, ou bien en France, le Haut conseil pour le climat qui vient de conclure dans un avis du 30 novembre 2023 que les technologies de capture et de séquestration du carbone (CCS) « peuvent servir de levier dans les projections de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC) de la France et dans sa mise en œuvre opérationnelle, en appui aux réductions d’émissions du secteur de l’industrie ».
Il est toutefois évident que le premier choix des plus gros émetteurs de CO2 doit être de mettre en place de manière prioritaire et importante des solutions d’efficacité énergétique, de décarbonation et de modifications de procédés industriels. Ceci est dû notamment aux coûts extrêmement importants des projets CCS et CCUS, à la nécessité de développer de nouvelles infrastructures de transport dédiées, d’identifier des zones disponibles de stockage – tout ceci avec l’acceptabilité requise des collectivités locales et des citoyens. Cette technologie doit donc servir prioritaiement à gommer les émissions résiduelles et incompressibles.
Rien est indispensable, mais tout est utile pour atteindre le zéro carbone
De nombreux projets de capture du CO2 se sont soldés par des échecs ou des succès très partiels, malgré les fortes subventions injectées dans ces projets.
Mais, sauf exception, il ne s’agissait pas de séquestrer le CO2, mais de l’injecter dans des puits de pétrole pour augmenter la production de ceux-ci.
D’ailleurs, depuis plusieurs dizaines d’années, des gisements de CO2 sont exploités à cette fin aux Etats-Unis. Le CO2 est transporté par pipeline vers les champs de pétrole sur des centaines de kilomètres.
Les infrastructures utilisées pour le transport du CO2 NE SONT PAS celles utilisées pour le gaz naturel, contrairement aux propos de l’auteur. Ce sont des infrastructures spécifiques pour le CO2, comme il en existe de spécifiques pour l’hydrogène pur.
De toute façon, capturer le CO2 issu d’une centrale thermique fossile (théoriquement de 90% mais beaucoup moins dans la réalité), diminue fortement la production pour une même quantité de fossile utilisée. Par ailleurs, le coût de construction et d’utilisation est beaucoup plus élevé.
Cette mythologie du CCS et du CCUS est une façon de subventionner les fossiles et de les prolonger. Les moyens humains et financiers seraient beaucoup mieux employés en développant plus vite les énergies renouvelables (dont le gaz renouvelable) et les diverses technologies de stockage à court, moyen et long terme.
@ marguerite canado
je cite ses propos en les modifiant voire en les complétant
« Cette mythologie du CCS et du CCUS est une façon de subventionner les fossiles et de les prolonger ». Les moyens humains et financiers seraient beaucoup mieux employés en développant plus vite « le nucléaire et la 4 G qui va avec pour boucler le cycle », car ce sont des énergies pilotables qui ne nécessitent pas , d’une part les diverses technologies de stockage « évanescents et polluants » à court, moyen et long terme. D’autre part, ces mêmes énergies pilotables ne demandent pas de back-up (genre Centrales gaz qui tourneront encore pendant des décennies avec du gaz nat) pour passer les pics de conso en périodes hivernales anticycloniques froides que vos chers Renouvelables n’assurent pas ! Les teutons avec leurs 140 GW d’intermittents installés ont une intensité carbone déplorable. D’ailleurs ils ont conservé à jute titre leurs centrales Charbon lignite et gaz car ce sont les seuls « remèdes » qui leur restent afin d’éviter les black-outs (après avoir « saquer » leur nucléaire par pure idéologie) et il vont le payer très cher au sens propre et figuré mais c’est pour la bonne cause et c’est le principal !.
Qui est-ce ? Que viennent faire les fleurs dans cette affaire ?
Pour ceux qui se préoccupent du CO2, mieux vaut investir dans les renouvelables que dans le nucléaire. On entend dire qu’il y aurait urgence. En France, aucun réacteur nucléaire nouveau avant 2037, malgré le forcing gouvernemental.
En 20 ans, de 2002 à 2022, la production d’électricité nucléaire n’a pas progressé dans le monde. En 2023, ce ne semble guère être différent. Pour la puissance nucléaire installée, elle ne semble pas avoir varié en 2023 (solde net).
Par contre, tous les renouvelables ont fortement progressé depuis vingt ans. Pour l’instant, ils ont déjà fait baiser les fossiles en pourcentage dans la production d’électricité, de 68% en 2012 à 60,6% en 2022.
En TWh, les fossiles ont très peu progressé depuis quelques années et sont en train de plafonner.
En 2022, le nucléaire français a eu besoin de beaucoup de « back-up », ce qui a conduit l’Allemagne à faire tourner davantage ses centrales thermiques pour pouvoir exporter vers la France plus que les autres années.
Les renouvelables ont déjà fait baisser les fossiles …
On entend dire qu’il y aurait urgence comme vs dites
« L’urgence c’est de ne pas » faire de connerie en investissant à tout va ds les intermittents, car quand ils sont à l’arrêt en période anticyclonique ils ont besoin de fossile pour les suppléer comme en Allemagne (son intensité carbone le prouve et ce n’est pas près de changer)
Zéro par l’infini. Ici le zéro ds notre cas ce sont les renouvelables à l’arrêt avec une patate anticyclonique brumeuse sur l’UE et l’infini c’est des plantations d’éoliens et panneaux solaires jusqu’à 1000 milliards et + de dépenses (les teutons ont dépassé cette moitié) le résultat tendra tjrs vers zéro et compter sur des batteries tentant elles aussi vers l’infini c’est utopique car elles seront tjrs évanescentes et finiront à coup sûr par détruire la planète par la pollution qu’elles auront engendrée.
Ne vous déplaise, cette année la France a été exportatrice au niveau électricité, les loulous(tes) du gouvernement s’en congratulent maintenant après avoir saquer le nucléaire qu’ils voulaient réduire à 50 % il n’y a pas si longtemps.
D’accord pour les importations exceptionnelles de la France en 2022. Mais le contenu carbone de son KWh électrique reste 10 fois plus faible qu’en Allemagne : https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-synthese#:~:text=La%20consommation%20brute%20d'%C3%A9lectricit%C3%A9,2022%20par%20rapport%20aux%20normales.
Cela a déjà été dit à propos du CCUS, mais il est bon de ne pas trop rêver avec les projets et de savoir ce qu’il en est en pratique.
Au Texas, à Petra Nova,une unité d’une centrale au charbon a été équipée d’un système de capture du CO2, pour 37% de sa puissance (240 MW / 654 MW) et pour un coût d’un milliards de dollars. Ce système est supposé capter 90% du CO2 pour la partie équipée. Ce CO2 est injecté dans un champs de pétrole situé à 130 km pour augmenter sa production.
Le procédé consomme beaucoup d’énergie. Pour ne pas réduire la production d’électricité, il a fallu construire une centrale à gaz en cogénération pour produire de la chaleur et de la vapeur, nécessaires au système de captage du CO2.
Lors de la production de 240 MWh (chaque heure), 200 tonnes de CO2 sont sensées être captées. Pour cela, il faut consommer 35 MWh (15%) d’électricité et 225 tonnes de vapeur.
Cependant, selon l’EPA (agence de protection de l’environnement), seulement 65% à 70% du CO2 est capté. Si l’on ajoute le CO2 émis par l’unité au gaz ajoutée, cela ne fait plus que 55% à 58% de CO2 réellement capté par rapport à une même unité sans CCS.
De plus, à cause d’un trop faible prix du pétrole, le gisement qui recevait le CO2 a suspendu son exploitation pendant trois ans. Le captage du CO2 a donc cessé, par absence de débouché.
Un autre exemple aux très mauvais résultats, toujours avec de l’injection pour enrichir des puits de pétrole, se trouve à Boundary Dam entre le Canada et les USA.
Le projet de Kemper au Mississipi a été un échec retentissant. Une unité de production d’électricité au charbon de 580 MW devait être construite et équipée d’un système supposé capter 65% du CO2 émis, pour 2,4 milliards de dollars. CO2 destiné à augmenter la production d’un champs pétrolier.
Lorsque le coût a atteint 7,5 Md$, le captage du CO2 a été abandonné.
Cet article va bien dans le sens du projet « production d’hydrogène bleu par piégeage chimique « , en régie municipale, (qui sera mis en détail sur le site de la SEPRA 81), redonné lors de son dernier exposé participatif : https://youtu.be/E8d3-l-JsTc Avis aux communes intéressées.