Débats républicains

L'urgence énergétique (VI-2): Scénarios énergétiques

Par Thierry DE LAROCHELAMBERT
Mercredi 11 juillet 2007

article publié dans la lettre 552

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2. Séquestrer le CO2?

2.1. Où en sont les réserves fossiles?

Après avoir initié l'ère du charbon puis celle du pétrole, les sociétés industrialisées s'engouffrent dans celle du gaz naturel (méthane) pour satisfaire leurs appétits énergétiques, en particulier dans le chauffage et le transport, mais aussi pour remplacer le charbon polluant des centrales électriques dans de nombreux pays dans le monde.

Mais cet engouement (triplement de la production électrique par centrales au gaz en 15 ans en Europe) engendre une forte augmentation des prix du gaz, de même que l'épuisement des stocks d'uranium provoque actuellement une flambée des prix de l'uranium et des tensions géopolitiques en Afrique et en Asie.

L'Union Européenne UE25 -et plus particulièrement la France- est dans une situation de dépendance et de vulnérabilité élevées pour son approvisionnement en gaz naturel, renforcées par la dérégulation dogmatique et dangereuse des marchés européens de l'énergie : elle en a importé 296 milliards de m3 en 2005 (principalement 126 Gm3 de Russie, 57 Gm3 d'Algérie, et 80 Gm3 de Norvège qui est hors UE) et produit seulement 13 Gm3 source: BP, de sorte que la diversification des sources d'approvisionnement par gaz naturel liquéfié au lieu de gazoducs est devenue un enjeu géopolitique de premier plan pour l'UE25 1. De 22% actuellement, il devrait représenter 38% des échanges mondiaux de GN en 2020. Cependant, les réserves norvégiennes de GN sont limitées et diminuent (2405 Gm3, soit 28 ans d'exploitation au rythme actuel), et les réserves mondiales prouvées (180 000 Gm3, soit 162 GTEP) seront épuisées dans 59 ans au rythme actuel. Certes, les découvertes régulières de nouveaux gisements et la présence d'immenses quantités d'hydrate de méthane dans les pergélisols peuvent laisser envisager la poursuite de la production méthanière au-delà de ce butoir, mais ces réserves ne sont pas en Europe (26,6% en Russie, 14,9% en Iran, 14,4% au Qatar, 1,3% en Norvège) et la question des rejets de CO2 se pose dès aujourd'hui.

De plus, la production pétrolière mondiale est près de passer le pic de Hubbert, du nom de ce géologue américain qui avait annoncé en 1950 contre tous les productivistes de l'époque la chute inéluctable de la production de pétrole aux USA au-delà de 1970, effectivement constatée 20 ans plus tard, qui contraint aujourd'hui les USA à importer la moitié de leur pétrole et explique toute leur politique étrangère 2, autant que la boulimie énergétique de la Chine explique son expansionnisme actuel. Si l'on écoute donc les géologues spécialistes mondiaux de l'ASPO (Association for the Study of the Peak Oil)3, les réserves mondiales de pétrole sont de l'ordre de 780 milliards de barils (106 GTEP) et le pic de Hubbert sera passé entre 2007 et 2010 (au plus tard en 2016), c'est à dire maintenant, alors que depuis le premier forage en 1859 l'humanité a déjà vidé environ un tiers (le plus léger) et brûle actuellement le 2ème tiers de ce liquide noir que la Terre a lentement élaboré sur des centaines de millions d'années! Au rythme actuel (et rien malheureusement ne semble freiner l'expansion des norias de camions, de 4x4, d'avions de ligne, d'avions-cargo, de navires porte-containers et de voitures autour du globe), nous aurons épuisé les ressources pétrolières accessibles dans 26 ans...4, les schistes bitumineux lourds étant probablement trop coûteux à extraire.

Enfin, la question du charbon revient à l'ordre du jour: moins cher que le gaz, mieux réparti géographiquement (27,1% aux USA, 17,3% en Russie, 12,6% en Chine, 3,9% en UE25) mais terriblement polluant, le charbon représente encore 909 milliards de tonnes de réserves (463 GTEP, soit environ 147 ans de production mondiale actuelle) 5. La consommation mondiale de charbon ne fait que croître (+4,7% entre 2005 et 2006; +31 % en dix ans) tout comme la production (+5,6% entre 2005 et 2006; + 34% en dix ans), tirées par la Chine (consommation +8,7% et production +8,3% entre 2006 et 2007) et l'Indonésie (consommation +17,8%; production +32,7%), quand l'Europe ne parvient même pas à réduire sa consommation (+2,4% pour l'UE25 entre 2006 et 2007)! L'Agence Internationale de l'Énergie prévoit même une augmentation de la demande mondiale de charbon de 32% d'ici à 2015 et de 59% d'ici 2030 dans son scénario de référence 6!
D'ores et déjà, le coût mondial total des dégâts environnementaux (réchauffement climatique, pollutions, allergies, maladies respiratoires, cancers, etc.) dûs au charbon s'élève à 3160 G$/an, soit 44% de l'ensemble des énergies fossiles 7.

2.2. Faut-il continuer?

Le débat se pose en ces termes:

• le réchauffement climatique d'origine anthropique est un fait et menace gravement les conditions de vie de l'humanité et la biodiversité bien avant la fin du siècle;
• l'inertie du système climatique terrestre donne moins d'une vingtaine d'années à l'humanité pour agir efficacement sur ses rejets en GES et juguler les risques d'un réchauffement irréversible du climat mondial;
• la consommation énergétique et la production de GES augmente très rapidement dans les pays émergeants et continue d'augmenter dans la plupart des pays industrialisés;
• les réserves fossiles sont limitées à quelques dizaines d'années;
• il faudrait réduire de 60% les émissions mondiales de GES d'ici 2050 (10 GtCO2/an) pour limiter le réchauffement de l'atmosphère à +2°C afin d'éviter une divergence irréversible du climat, ce qui signifie diviser au moins par quatre les émissions des pays industrialisés 8;
• même en triplant la production mondiale d'électricité nucléaire d'ici 2030 (ce qui poserait des problèmes d'approvisionnement en uranium et de coûts d'investissement difficiles à résoudre), on n'économiserait que 8% des émissions annuelles de CO2 9.

Face à ce défi, la question se pose, incontournable: peut-on continuer de brûler toutes les réserves fossiles terrestres jusqu'à épuisement et éviter le réchauffement climatique en séquestrant le CO2?

2.3. Économiser le carbone en même temps que l'énergie

Brûler le carbone du pétrole, du gaz ou du charbon, c'est le dégrader par oxydation et le dévaloriser. Une étude économique récente 10 montre que la valeur de l'énergie de combustion du carbone fossile est moins intéressante économiquement que celle du carbone que l'on peut en récupérer pour les usages industriels par les procédés de décarbonation des combustibles fossiles avec production d'hydrogène: seul l'hydrogène est brûlé. De nombreuses techniques de décarbonation existent déjà, tant pour le méthane que pour le pétrole et le charbon (extraction de l'hydrogène et de carbone solide par métaux liquides ou par catalyseurs 11).
De plus, le volume commercialisable des matériaux utilisant le carbone est suffisant pour absorber tout le carbone ainsi récupéré: bétons de compression renforcés au carbone, remplacement des aciers par les fibres de carbone dans les bétons armés, bétons réfractaires au carbone, matériaux composites au carbone en remplacement de l'aluminium et du magnésium, structures à nanotubes de carbone, etc.
Pour favoriser l'utilisation des réserves fossiles comme source de carbone et d'hydrogène plutôt que de chaleur, il faut imposer dès maintenant une taxation mondiale du carbone conjointement au marché du CO2 mis en place par le Protocole de Kyoto (cf. volet VI-3).
Cette solution, couplée à un plan d'investissement massif dans l'efficacité énergétique généralisée, le recyclage, l'économie de matière première et d'énergie, l'utilisation rationnelle de l'énergie et le développement massif des énergies renouvelables dans le monde, devrait permettre d'éviter ou de limiter la mise en place des techniques de stockage du CO2.

2.4. Les techniques de stockage géologique du CO2 : promesses illusoires?

Les techniques actuelles consisteraient à piéger le CO2 issu des combustibles fossiles et rejeté par des centrales électriques, des aciéries, cimenteries, etc., et à le transporter par pipe-lines vers des installations de stockage pour l'injecter dans des formations géologiques où il devrait rester stocké de manière sûre pendant des millénaires pour que cette solution ait un sens à l'échelle de l'humanité.

Mais les problèmes posés sont nombreux et de nature très différente.

a) Toutes les techniques de piégeage du CO2 sont très coûteuses et induisent une baisse importante des rendements des centrales. Elles représentent en moyenne 75% du coût total de la séquestration du CO2, entraînent une baisse moyenne de plus de 50% des rendements électriques, introduisent une consommation d'énergie importante, produisent de nouvelles émissions de CO2 et augmentent fortement les coûts du kWh de l'ordre de 50% 12 :

• procédés de postcombustion: les gaz de combustion émis par les centrales à 1 bar et contenant essentiellement de l'azote, avec 3 à 20% de CO2 et des gaz polluants (SO2, NOx) sont envoyés dans des installations volumineuses d'absorption physique (par méthyléthanolamine MEA, Selexol, méthanol, ammoniac, etc. avec recyclage) ou de précipitation chimique sous forme de carbonates solides (avec des silicates de calcium). Ces procédés sont généralement très chers du fait des grands volumes inutiles à traiter (azote) : ils augmentent le coût du kWh produit de 33,7% (centrales Gaz Naturel à Cycles Combinés turbine à gaz + turbine à vapeur) à 66% (centrales au Charbon Pulvérisé) en baissant les rendements de 14,7% (GNCC) à 23,9% (CP) pour un coût de 49,7 $ (CP) à 62,6 $ (GNCC) par tonne de CO2 évitée du fait d'une pénalité énergétique de +17,3% (GNCC) à +31,4% (CP) 13;
• procédés de précombustion : plus complexe et plus coûteux en investissement, il est plus efficace en capture et rendement. Il consiste à convertir en gaz de synthèse CO + H2 le méthane mélangé à la vapeur d'eau ou le charbon pulvérisé en solution aqueuse (centrales Intégrées à Gazéification et Cycles Combinés) à haute température sur catalyseurs et à réformer le gaz de synthèse à la vapeur d'eau pour le transformer en mélange CO2 + H2 d'où l'on extrait ensuite le CO2 par solvant (Solexol par exemple). L'étude 13 montre que le coût des centrales IGCC est plus faible dans tous les cas (22,6 $/tCO2 évitée pour une réduction du rendement électrique de 13,4%, une pénalité énergétique de +15,5% et et une augmentation du coût du kWh de 29,4%). Une étude récente 14 montre que les centrales IGCC avec réacteurs à membranes catalytiques au palladium seraient plus compactes, moins chères et plus efficaces que celles avec absorption. Par contre, le coût d'absorption du CO2 par carbonatation s'avère beaucoup trop élevé 15. Une étude comparée des coûts et performances de centrales françaises à absorption IGCC au charbon 16 avance une augmentation de 53% des coûts d'investissement par MW électrique, de 39% du coût du kWh et une diminution de 23,7% du rendement pour les centrales IGCC classiques au carbon sec (resp. +49%, +33% et -22% pour les centrales à charbon pulvérisé en solution);
• procédés oxy-combustion: ils consistent à séparer l'oxygène de l'azote en amont de la chaudière de combustion des combustibles fossiles, de sorte que le CO2 en sortie est très concentré facilement séparable de l'eau; que la pollution aux NOx est évitée et que le volume à traiter beaucoup plus faible et les installations beaucoup plus compactes. Ils sont encore au stade d'expérimentation européenne à Lacq avec injection et récupération assistée de gaz naturel RAG en réservoir 17. Une étude économique et écologique allemande très récente 18 évalue à seulement 11% la baisse de rendement de ces procédés pour une centrale au charbon pulvérisé pour un taux de capture de 99,5% du CO2 (85 à 88% pour les autres procédés) en 2020, date à laquelle que l'Agence Internationale de l'Énergie prévoit 8% de baisse de rendement pour 85% de taux de capture dans une centrale GNCC, pour un coût de 49 $/tCO2 évité et de 54 $/MWh (sans intérêts intercalaires!) 19;
• technologies futures: elles reposent sur les trois procédés de capture précédents en introduisant des ruptures technologiques importantes autorisant des taux de capture du CO2 pouvant atteindre 100% à coût plus faible avec cycles combinés {turbine à gaz + turbine à vapeur} et cogénération {électricité + chaleur}. Une étude de l'Institut Français du Pétrole en présente six versions en cours de recherche, dont les procédés à membranes métalliques et la combustion à boucle chimique entre deux réacteurs à lits fluidisés interconnectés 20.

L'utilisation prospective des courbes d'expérience appliquées aux centrales électriques à capture de CO2 de type CP, IGCC, GNCC et charbon-oxyfuel permet d'évaluer la réduction des coûts d'investissement et de production électrique à partir des coûts actuels grâce à la généralisation des procédés 21: elle n'est que de 3 à 5% par doublement de capacité, ce qui n'est guère prometteur.
Quant au coût de la capture du CO2 dans les aciéries ou dans les cimenteries, il apparaît encore très élevé, entre 50 et 250 $/tCO2 évité d'après 22; mais de nouveaux procédés à cristallisation d'hydrates semblent intéressants pour les hauts-fourneaux, entre 14,5 et 29,6 €/tCO2 évitée 23.

b) Les capacités de stockage souterrain du CO2 sont importantes mais incertaines et insuffisantes. C'est ce qui ressort des recherches géologiques mondiales décrites dans de très nombreuses publications 24, mais ces capacités sont encore sujettes à caution 25:

• stockage en réservoirs d'hydrocarbures: c'est priori le plus économique quand il permet la récupération de pétrole ou de gaz naturel par injection du CO2. Il est déjà largement utilisé au Texas (30 MtCO2/an). La capacité mondiale serait de 675 à 900 GtCO2 26;
• stockage en veines de charbon inexploitables: la capacité mondiale serait de 3 à 200 GtCO2 26 mais le faillage élevé des veines présente des risques élevés de fuites vers la surface;
• stockage en réservoirs aqueux profonds: c'est le plus important en terme de capacité mondiale (de 320 à 10000 GtCO2) mais il présente de grandes incertitudes. Le CO2 doit être injecté sous forte pression (74 à 150 bars à plus de 800 m) pour qu'il soit à l'état de fluide hypercritique très dense (700 kg/m3) pour se mélanger à l'eau salée des réservoirs où il migre au hasard dans des poches dans lesquelles il est sensé se dissoudre jusqu'à saturation puis cristalliser sous forme de carbonates stables. Cependant, les risques de ruptures de roches par surpression, de migration en surface le long de failles ou de puits anciens, de pollution de réservoirs intermédiaires d'eau potable, et l'acidification de réservoirs qui pourraient autrement servir de stockage/chauffage géothermique sont des freins réels à ce type de stockage. Le rythme d'injection y est donc limité par les risques de surpression 27. Le projet de recherche en cours dans le Dogger profond dans le bassin parisien montre que le processus de dissolution-cristallisation-obstruction est beaucoup plus complexe qu'on ne le pensait à présent (50 kgCO2/m3 d'eau à 3% de salinité) 28;
• le stockage dans les océans: il est à exclure totalement pour éviter d'accroître l'acidification des océans (cf. volet VI-1).

Même en admettant qu'un tiers des volumes de stockage connus soit utilisable (soit 333 GtCO2 environ) et qu'on arrive à piéger un tiers des 27 GtCO2 rejetées annuellement par la combustion des réserves fossiles, il serait totalement rempli au bout de 37 ans!
Le stockage géologique du CO2 n'est donc pas une solution à long terme et il ne contribuera qu'à la marge à la diminution des rejets mondiaux des gaz à effet de serre, d'autant que les techniques actuelles sont pour la plupart encore à l'état de recherche. Il risque tout simplement d'arriver trop tard: « la majorité des analyses montre qu'en dépit d'une large adoption du PSC d'ici 2050, les systèmes seraient surtout mis en place dans la seconde moitié du siècle » 26.
De plus -et c'est un aspect essentiel à mes yeux-, il rentrera en concurrence avec la nécessité de commencer à disposer de réservoirs de stockage-déstockage d'hydrogène, d'hélium et de chaleur essentiels à l'avenir énergétique de l'humanité dans les 30 ans à venir.
Le coût de la tonne de CO2 évitée semble prohibitif à une échelle mondiale: pour éliminer 9 GtCO2/an, il faudrait dépenser entre 270 et 720 milliards d'euros par an pour éliminer un déchet! Il faut au contraire investir cet argent dans la valorisation du carbone, l'efficacité énergétique et les énergies renouvelables. Seules, la récupération assistée de pétrole et de gaz naturel et la séquestration du CO2 de production pétrolière ou gazière pratiquées dans les gisements de Sleipner (Norvège), In Salah (Algérie) ou Weyburn (Canada) sont immédiatement intéressantes et utiles.
Il faut être conscient que le transport par pipe-line du CO2 capturé dans des centrales ou des usines vers les sites de stockage géologiques potentiellement utilisables mais souvent très éloignés présente des problèmes de réseau, d'investissement et de coût. Actuellement utilisé aux USA, il ajoute environ 8$/tCO2 transportée sous pression 24, mais son coût dépend fortement de la taille des usines 29.
Enfin, la sécurité à long terme du stockage souterrain de milliards de tonnes de CO2 sous pression pose d'énormes problèmes de responsabilité juridique: qui sera responsable d'éventuelles fuites mortelles à plus ou moins grande échelle? La catastrophe du lac Nyos au Cameroun le 21 août 1986 est encore dans toutes les mémoires, quand un immense nuage de plus d'un km3 de dioxyde de carbone a fusé brusquement d'une faille volcanique, tuant plus de 1700 personnes et toute vie animale sur plus de 14 km de rayon 24. Peut-on prendre le risque d'injecter ce gaz potentiellement dangereux dans des zones sujettes à des séismes plus ou moins fréquents et intenses?
On est loin de l'optimisme affiché du commissaire européen à l'énergie: « la Commission Européenne estime que le stockage souterrain du CO2 peut contribuer au progrès technologique qui devrait faire du captage et du stockage du carbone une réalité après 2020 » 30.

2.5. Quelles recherches développer?

En dehors de la préservation des forêts tropicales et équatoriales, du reboisement des régions tempérées, de l'utilisation massive du bois dans la construction et l'habitat, de l'amélioration des procédés de valorisation des combustibles fossiles en carbone et hydrogène évoqués au §2.3, des efforts de recherche importants devraient être poursuivis dans les procédés industriels de transformation des rejets de CO2 en biocarburants par réacteurs à microalgues (sans engrais ni pesticides).
Le projet français SHAMASH (INRIA, CNRS, CEA, Ifremer, Cirad, Universités de Nantes et Aix-en-Provence, Valcobio) vise à étudier et sélectionner les microalgues les plus performantes dans la conversion solaire du CO2 en huiles (jusqu'à 70% de leur poids, 75 m3/ha.an actuellement, rendements 30 fois supérieurs à ceux des agrocarburants actuels)31.

Mais la recherche-développement doit être surtout et très rapidement orientée vers la réduction de la production des gaz à effets de serre par un véritable bond en avant vers l'efficacité énergétique, la réduction des gaspillages, l'utilisation rationnelle de l'énergie et le développement massif des énergies renouvelables, qui seront étudiées dans l'article suivant.

Prochain volet :
L'urgence énergétique (VI-3) : des décisions à prendre_

1 European key issue concerning natural gaz: dependance and vulnerability, Mathias REYMOND (CEA), Energy policy, vol. 35, pp 4169-4176 (2007)
2 Une nouvelle géopolitique du pétrole en Afrique, Aymeric CHAUPRADE, Revue Française de Géopolitique, n° 2, pp 233-244 (2004)
3 http://www.peakoil.net
4 Une géopolitique mondiale de l'énergie et un plan stratégique pour la France, Pascal RENARDET, Revue Française de Géopolitique, n° 2, pp 19-126 (2004)
5 BP statistical review of world energy (juin 2007)
6 World Energy Outlook 2006, IEA, 600p
7 Estimation of environmental damages caused by fossil fuel, Syed Aafar ILYAS, International Journal of Hydrogen Energy, (sous presse 2007).
8 Climate protection strategies for the 21st century. Kyoto and beyond, Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderung, Berlin, 77 p. (2003)
9 Le scénario SUNBURN de relance du nucléaire mondial, Benjamin DESSUS et Philippe GIRARD, Les Cahiers de Global Chance, n°21, pp. 29-39 (mai 2006)
10 Carbon-neutral economy with fossil fuel-based hydrogen energy and carbon materials, John W. HALLORAN, Energy Policy (sous presse 2007)
11 Semi-continous hydrogen production from catalytic methane decomposition using a fluidized-bed reactor, N. SHAH, S. MA, Y. WANG, G. P. HUFFMAN, International Journal of Hydrogen Energy (sous presse 2007)
12 CO2 capture process principles and costs, P. H. M. FERON, C. A. HENDRIKS, Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, vol. 60, n°3, pp. 451-459 (2005)
13 Cost and performance of fossil fuel power plants with CO2 capture and storage, E. S. RUBIN, C. CHEN, A. B. RAO, Energy Policy (sous presse, 2007)
14 Integrated gasification gas combined cycle plant with membrane reactors: technological and economical analysis, M. AMELIO, P. MORRONE, F. GALLUCCI, A. BASILE, Energy Conversion & Management (sous presse 2007)
15 Cost evaluation of CO2 sequestration by aqueous mineral carbonation W.J.J HUIJGEN, R.N.J. COMANS, H-J. WITKAMP, Energy Conversion & Management, Vol. 48, pp. 1923-1935 (2007)
16 CO2 capture study in advanced integrated gasification combined cycle, M. KANICHE, C. BOUALLOU (EDF, CEP), Applied Thermal Engineering (sous presse 2007)
17 Rapport sur les nouvelles technologies de l'énergie et la séquestration du dioxyde de carbone. Aspects scientifiques et techniques, C. BATAILLE, C. BIRRAUX, Office Parlementaire d'Évaluation des Choix Scientifiques et Technologiques (15 mars 2006)
18 Comparison of carbon capture and storage with renewable energy technologies regarding structural, economic and ecological aspects in Germany, P. VIEBAHN and al., International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 1, pp. 121-133 (2007)
19 CO2 capture and storage, IEA Energy Technology Essentials n°1 (décembre 2006)
20 Novel capture processes, L.I. EIDE and al., Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, vol 60 n° 3, pp. 497-508 (2005)
21 Use of experience curves to estimate the future cost of power plants with CO2 capture, E.S. RUBIN and al., International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 1, pp. 188-197 (2007)
22 Carbon dioxyde recovery from industrial processes, J.C.M. FARLA, C.A. HENDRIKS, K. BLOK, Energy Conversion & Management, vol. 36, issue 6-30, pp 827-830 (1995)
23 CO2 capture by hydrate crystallization – A potential solution for gas emission of steelmaking industry, N.H. DUC, F. CHAUVY, J-M. HERRI, Energy Conversion & Management, vol. 48, pp. 1313-1322 (2007)
24 Underground sequestration of carbon dioxide – a viable greenhouse gas mitigation option, S. HOLLOWAY, Energy, Vol. 30, pp. 2318-2333 (2005)
25 CO2 storage capacity estimation: Issues and development of standards, J. BRADSHAW and al., International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 1, pp. 62-68 (2007)
26 Piégeage et stockage du dioxyde de carbone, GIEC-IPPC (2005)
27 Estimating maximum sustainable injection pressure during geological sequestration of CO2 using coupled fluid flow and geomechanical fault-slip analysis, J. RUTQVIST and al., Energy Conversion & Management (sous presse 2007)
28 Numerical modeling of fluid-rock chemical interactions at the supercritical CO2-liquid interface during CO2 injection into a carbonate reservoir, the Dogger aquifer (Paris Basin, France), L. ANDRÉ and al., Energy Conversion & Management, vol. 48, pp. 1782-1797 (2007)
29 Economic evaluation of the geological storage of CO2 considering the scale of economy, K. AKIMOTO, M. TAGAKI, T. TOMADA, International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 1, pp. 271-279 (2007)
30 Première usine pilote de stockage de CO2 en Europe inaugurée, Centre Hélios, Enjeux – Énergie, Vol. 6, n° 6, (juillet 2007)
31 INRIA-Sophia-Antipolis (http://www-sop.inria.fr/comore/shamash/index.html)