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L’énergie dans le développement de la Nouvelle-Calédonie

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Yves Le Bars
, 
Elsa Faugère
, 
Philippe Menanteau
, 
et al.

Les émissions et les réductions d’émissions de gaz à effet de serre en Nouvelle-Calédonie

Le captage et le stockage géologique du gaz carbonique

Texte intégral

1Le captage et le stockage durable du gaz carbonique (Carbone dioxide Capture and Storage ou, CCS) peuvent être obtenus par la voie géologique, une approche qui se distingue à bien des égards de la capture et du stockage de CO2 par et dans la végétation. D'abord parce que celle-ci ne peut le stocker que temporairement - moins d'un an dans les plantes annuelles ou plusieurs siècles dans les phytomasses des arbres. Ensuite, parce que la capture du CO2 s'accompagne d'une bioconversion de l'énergie solaire qui est alors stockée sous forme biochimique dans les phytomasses.

2Tant que les arbres croissent, les stocks de carbone dans leurs phytomasses augmentent, de façon rapide quand les arbres et les peuplements sont jeunes, mais de moins en moins vite lorsqu'ils vieillissent. D'où une limite à la fonction « puits » de la végétation. Enfin, quand les phytomasses se décomposent, elles libèrent à nouveau le CO2 qu'elles avaient prélevé dans l'atmosphère durant leur croissance.

3Autre différence : alors que la bioconversion de l'énergie solaire et du CO2 par la végétation (ou les algues) demande essentiellement de l'énergie solaire (qui est renouvelable), la capture et le stockage géologique de CO2 demandent quant à eux un supplément d'énergie fossile. Le CO2 stocké géologiquement ne peut plus fournir d'énergie, alors que l'accroissement du stock de carbone dans les phytomasses (ou la production de glycérides par les algues) donne des matières végétales dont la décomposition thermique (y compris comme biocarburant) ou biologique fournit à nouveau de l'énergie utilisable.

4Ces options ne sont cependant pas exclusives l'une par rapport à l'autre ; le captage (suivi d'une séquestration géologique) d'une partie du CO2 provenant de combustibles fossiles peut être combiné avec le captage du CO2 provenant des biomasses végétales également brûlées dans ces chaufferies. Le stockage géologique du CO2 d'origine biologique conduit cependant à un prélèvement net de CO2 dans l'atmosphère, alors que celui de la totalité du CO2 provenant des combustibles fossiles ne conduirait qu'à des productions d'énergies sans émissions nettes de CO2, (tout comme les productions de biomasses végétales renouvelées non combinées avec une séquestration géologique du CO2 émis lors des conversions en énergie utile). Pour plus de détails, le lecteur est invité à se reporter aux schémas dans « Les émissions et les réductions d'émissions de gaz à effet de serre en Nouvelle-Calédonie » du CD-ROM. Le stockage géologique s'affirme cependant comme une option forte du développement de vecteurs énergétiques et de procédés industriels à moindre contenu en carbone. Selon l'AIE, les potentiels sont de 920 Gt pour les gisements épuisés de gaz ou de pétrole, compris entre 400 et 10 000Gt pour les réservoirs salins profonds et supérieurs à 15 Gt pour les mines de charbon inexploitables. Le potentiel total est à comparer avec les émissions totales de CO2 qui sont de l'ordre de 2 000Gt/an, selon une projection du Giec concernant les années 2000 à 2050.

5On estime qu'il est possible de stocker le CO2 capturé à la sortie des centrales dans d'anciens puits de pétrole, de gaz, dans des aquifères salins ou encore par minéralisation du CO2 dans des roches comme les péridotites. Ces dernières sont présentes dans de nombreux bassins du monde, en particulier dans celui d'Oman et en Nouvelle-Calédonie (voir plus loin).

6Actuellement, le captage et le stockage du CO2 ne sont envisagés que pour des sources importantes et localisées, principalement les centrales thermiques et les industries lourdes avec des rejets supérieurs à 100 000 tCO2/an. Autant dire que les émissions diffuses de CO2 par le secteur des transports et du résidentiel ne peuvent pas faire l'objet d'une capture en l'état. Les quantités de CO2 rejetées dans l'atmosphère par les centrales de Nouvelle-Calédonie sont relativement faibles (Prony : 2*40 MWelectrique : 400tCO2/jour soit ~550 000tCO2/an et Doniambo : 3*70 MWelectrique4 0001 CO2/jour soit ~1,4MtCO2/an) ; elles sont cependant faibles par comparaison avec celles rejetées par les centrales de grands pays Industrialisés. Il faudra donc compter sur la mise au point - sans doute d'ici à 2020 - des technologies de capture dans des pays ayant les capacités de R & D requises. Le moment venu, celles-ci pourront faire l'objet d'un transfert vers les centrales de la Nouvelle-Calédonie. En revanche le stockage géologique dans les péridotites nécessitera des études et des mises au point sur place. L'ensemble de ces techniques de captage et de stockage ne deviendra sans doute pas économiquement compétitif avant 2020, et encore seulement sous contrainte climatique forte visant à stabiliser le climat d'ici à 2050, avec un prix de rachat à la tonne de CO2 émise de façon nette avoisinant les 25 €/tCO2 et un coût de stockage compris entre 60 et 80 €/tCO2 !

7Considérant l'intérêt croissant de développer des recherches dans le domaine du CCS, le ministère français de la Recherche a demandé à l'ANR de financer, de 2005 à 2008, un programme sur « le captage et le stockage du CO2 ». Puis, en 2009, un nouveau programme sur « l'efficacité énergétique des systèmes industriels » a été amorcé dont les objectifs sont de valider des solutions technologiques et géologiques permettant de traiter durablement le CO2 à un coût acceptable et de surveiller les stockages souterrains.

8D'ores et déjà, des plates-formes sont construites (ou en projet) par les grands groupes industriels dans le monde, mais aucune technologie ne s'impose encore réellement. Pour déployer cette technologie il faudra prendre en compte le contexte économique et énergétique, sans oublier les aspects sécuritaires et d'acceptabilité par les populations. Il devra également comporter une approche systémique globale incluant la ressource énergétique, le procédé industriel de conversion chimique de l'énergie et la gestion des effluents, des particules et aérosols, et du bruit.

LES GRANDES ORIENTATIONS TECHNOLOGIQUES POUR RÉDUIRE LE COÛT DU CAPTAGE DU CO2

9Dans la chaîne de CCS, le coût le plus important est celui du captage du CO2 qui consiste à séparer celui-ci des autres produits de combustion (l'azote pour des combustions à l'air, l'oxygène non consommé, l'eau et les polluants). Un des procédés envisagés consiste à effectuer une combustion dans de l'oxygène pur (oxy-combustion) ou dans de l'air enrichi en oxygène, de façon à obtenir en postcombustion et après séchage des fumées une forte concentration en CO2 qui peut alors être capté plus facilement. Le coût énergétique de la production doit inclure la production d'oxygène. L'applicabilité du procédé est néanmoins soumise à une diminution drastique du coût de capture du gaz carbonique.

LES PROCÉDÉS EN COURS DE DÉVELOPPEMENT POUR LE CAPTAGE DU CO2 DES CENTRALES THERMIQUES

10Parmi les étapes de captage, transport et stockage du CO2, c'est le captage qui déterminera le coût global de la CCS avec une contribution aux alentours de 75  % du coût global. Sachant qu'il pourrait aussi augmenter le coût de production de l'électricité de 50  %, c'est donc sur l'abaissement du coût de la capture que doit porter l'effort majeur pour rendre cette option économiquement acceptable. Trois systèmes de capture du CO2 sont actuellement en cours de développement.

Le captage en postcombustion

11L'opération de captage consiste à extraire le CO2 des autres constituants des fumées au moyen de techniques d'absorption (chimique et physique), d'adsorption, cryogéniques ou membranes.

Figure 7. Technologie de capture du CO2 en postcombustion
Réactions de combustion Charbon : C + Air ® CO2 Gaz naturel CH4 + Air ® CO2 + H2O. Principe : élimination du CO2 des fumées.

12Il s'agit donc d'adjoindre une unité de captage du CO2 à une centrale conventionnelle (chaudière ou turbine à gaz).

13Dans le cas d'une chaudière à LFC, le combustible (lignite ou biomasse) est injecté avec l'air dans le foyer de la chaudière ; les échangeurs thermiques élèvent la température de la vapeur d'eau (700 °C) qui se détend dans une turbine à vapeur pour produire l'électricité grâce à un alternateur couplé. Les cendres sont récupérées dans la partie inférieure de la chaudière et les fumées sont dépoussiérées, désulfurées, refroidies et l'eau de combustion est condensée. Puis, le CO2 est capturé (par absorption) par un solvant aux amines, ammoniac ou autres. Le solvant est ensuite régénéré par chauffage et relâche le CO2 qui est alors compressé puis introduit dans le réseau de transport vers le lieu de stockage.

14Dans le cas d'une TAG avec cycle combiné, le principe est semblable mais c'est une turbine à combustion ou à gaz, fonctionnant au gaz naturel, qui est utilisée et couplée à un alternateur. Pour accroître le rendement du procédé, une turbine à vapeur, couplée à un second alternateur, est utilisée pour valoriser la chaleur des gaz de sortie de la TAG.

15Ce procédé est le seul capable de s'adapter directement sur une installation existante dès que les effluents du procédé de combustion sont suffisamment épurés pour satisfaire les conditions de compression, de liquéfaction, de transport et de stockage géologique du CO2. Il faudra s'assurer de cela pour adapter les centrales de Prony, Doniambo ainsi que l'usine pyrométallurgique à la capture des effluents. Une étude préliminaire pourra imposer d'adjoindre des unités de dénitrification et de désulfurisation des fumées avant de procéder au captage du CO2 ; en raison de l'investissement très important nécessaire, cela augmenterait le coût de la tonne de CO2 évitée.

La capture en précombustion

16L'objectif de ce procédé est de capturer le CO2 en précombustion avec de l'oxygène, avant d'effectuer une combustion à l'air de l'hydrogène produit. Pour cela on effectue une gazéification du combustible (charbon, lignite, biomasse), généralement à la pression atmosphérique ou à haute pression (15 à 40 bars). Les produits de gazéification, appelés gaz de synthèse ou syngas, sont composés majoritairement d'un mélange CO/H2. Ce rapport est ajusté en fonction de l'application, il varie avec le combustible utilisé et la quantité d'eau introduite sous forme de vapeur dans le gazéifieur. Le CO est oxydé en CO2 (réaction de shift) qui va se retrouver en forte concentration (15 à 40  %), et sera séparé de l'hydrogène. L'hydrogène est alors brûlé avec de l'air dans une turbine à gaz.

Figure 8. Technologie de capture du CO2 en précombustion
Réaction de combustion
Charbon C + O2 ® CO et CO + H2O ® CO2 + H2 Gaz naturel CH4 + H2O ® CO2 + H2 Principe : combustion de gaz de synthèse sans carbone.

17L'avantage majeur de cette technique est la production d'hydrogène à grande échelle. Même si le procédé a encore besoin d'être démontré, il présente à priori plus d'avantages. Il nécessite toutefois une unité de séparation de l'oxygène et de l'azote de l'air.

18La technique de gazéification consiste en une oxydation partielle (ou ménagée) du combustible (charbon, lignite, biomasse). Lors de cette étape, le combustible est pyrolysé puis oxydé afin de former des gaz de synthèse composés d'un mélange de CO et de H2. Le rendement de la gazéification est augmenté si elle est effectuée sous pression et en présence d'oxygène pur.

19Une première filière consiste à produire des gaz de synthèse épurés, au moyen d'un procédé Fischer Tropsch (pour l'explication du procédé, se reporter à la partie « Les nouvelles technologies en matière de production et de stockage d'énergie », p. 115.

20Une seconde filière consiste à convertir les gaz de synthèse en un mélange CO2/H2, par la réaction de shift avec injection de H2O en présence d'un catalyseur ; le CO2 est alors séparé de l'hydrogène sous pression par des procédés d'absorption chimique ou physique ; il doit ensuite être extrait par une technique de lavage par solvant ou toute autre technique (adsorption, membrane) applicable au traitement de gaz sous pression. Le CO2 est ensuite conditionné pour un transport vers le lieu de stockage et l'hydrogène est épuré.

21L'hydrogène est brûlé soit dans une chaudière, soit dans une turbine à gaz fonctionnant avec ou sans cycle combiné (combinaison de turbines à gaz et à vapeur), les instabilités de la combustion restant toujours un verrou à résoudre préalablement au déploiement de la technique.

22Par rapport au captage du CO2 dans les fumées d'une centrale à la pression atmosphérique, ce procédé à haute pression, dénommé IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) va permettre de réduire la taille du gazéifieur et de limiter la perte de rendement. C'est donc un gaz très riche en hydrogène qui sera brûlé dans la turbine à combustion et le CO2 capté sera très propre (85  %). Cette technique est la seule qui ouvre la voie à des centrales productions d'électricité, de chaleur, et d'hydrogène peu émettrices de CO2.

23Néanmoins, il ne peut s'implanter que sur des installations neuves et pour des grandes capacités de production centralisée avec co-génération électricité-chaleur à partir de gaz naturel, de charbon, d'huiles lourdes ou de biomasse. En outre, la recherche doit continuer pour améliorer la disponibilité des centrales IGCC, diminuer le coût et la consommation énergétique de l'unité de production d'oxygène, développer de meilleurs catalyseurs pour la conversion shift du CO en CO2, mettre au point des solvants plus performants pour l'absorption physique et maîtriser des méthodes performantes nouvelles pour la séparation CO2/H2.

24La technique IGCC, actuellement la plus chère mais la plus à même de mener à une combustion très propre, est-elle appropriée à un déploiement en Nouvelle-Calédonie ? Sans doute non, si l'on considère que le Territoire n'a pas de débouchés pour un marché de l'hydrogène et que le fonctionnement d'un procédé IGCC utilisant de la biomasse n'est envisageable qu'avec du bois importé puisque la ressource végétale locale est insuffisante.

Les procédés d'oxy-combustion

25L'objectif de ce procédé est d'obtenir un flux de CO2 très concentré à la sortie de la chambre de combustion afin d'éviter d'avoir à le séparer de l'azote après la combustion. Pour cela, l'azote est exclu du système avant ou pendant les étapes de combustion/conversion. Le procédé va consister à produire un flux gazeux à très haute teneur en oxygène, obtenu à partir de la séparation de l'air en oxygène et azote, avant de l'introduire dans le foyer.

Figure 9. Technologie de capture du CO2 par oxy-combustion
Réactions de combustion :
Charbon C + O2 ® CO2O Gaz naturel CH4 + O2 ® CO2 + H2O Principe : Production d'un flux de CO2 pur.

26La combustion à l'oxygène est une technologie utilisée avec succès depuis de nombreuses années pour améliorer les performances des procédés industriels (en particulier les fours verriers). C'est aussi une des voies majeures pour réduire les émissions de CO2. En effet, les produits de combustion sont alors essentiellement constitués de vapeur d'eau et de CO2 dont la séparation s'effectue dans un premier temps par condensation. Plus précisément, l'étape de séparation du CO2/azote dans les fumées en aval du procédé est remplacée par une étape de séparation d'air en amont du procédé.

27Ce procédé particulièrement attrayant réduit en plus la taille des fours ou foyers, il augmente les transferts radiatifs flamme/cible (échangeurs thermiques) et diminue le bruit d'écoulement. Par contre les oxy-flammes sont très chaudes (Tflamme>2 800 K), ce qui pose des problèmes de tenue des matériaux et engendre une production de NOx très importante à partir de la moindre trace d'azote présente dans le four. Des techniques complexes de combustion étagée ou de dilution des réactifs dans des produits de combustion (CO2-eau) avant combustion doivent alors être employées. Autre avantage, toutes les impuretés sont capturées en même temps que le CO2 en sortie de chambre, le procédé étant découplé des produits de combustion.

28L'oxy-combustion ne requiert pas de modifications majeures sur une installation existante et a prouvé sa faisabilité technique. Quelques problèmes spécifiques restent à résoudre comme la formation des suies, l'oxy-combustion diphasique, l'oxydation des parois en milieu oxydant à haute température, la filtration des effluents, les couplages thermo-acoustiques ainsi que la maîtrise des instabilités de combustion dans les turbines à gaz.

L'oxy-combustion du charbon pulvérisé (CP)

29Le combustible est brûlé dans une chaudière à charbon pulvérisé (CP) fonctionnant avec un mélange d'oxygène (environ 25  % du volume) et de fumées recirculées (essentiellement du CO2), et un rétrofit est possible sans modification de la géométrie de la chaudière. Ce procédé permet une adap­tation simple à la technologie actuelle du CP à l'air ; des gains énergétiques importants sont possibles sur les systèmes de posttraitement des fumées avec lavage aux amines et les briques technologiques sont disponibles pour la séparation de l'air et le conditionnement du CO2.

30Reste un verrou concernant la production d'oxygène à grande échelle et à bas coût. Des analyses technico-économiques préliminaires sont actuellement réalisées pour des unités de 450 MWelectrique ainsi que pour le dimensionnement d'une installation à charbon pulvérisé en oxy-combustion supercritique de 1 200 MWelectrique.

31Quand elle sera disponible commercialement, cette technique sera adaptable à la centrale de lignite pulvérisé de Prony en tenant compte de la petite taille des unités, mais sans modification majeure de la chaudière ; seule une unité de séparation d'air devra être ajoutée. Les fumées nécessiteront le cas échéant une épuration avant un conditionnement et leur transport vers le lieu de stockage. Le délai de disponibilité commerciale de ce procédé est d'environ 10 ans.

L'oxy-combustion dans une chaudière à lit fluidisé circulant (LFC)

32Le domaine d'application de cette technologie reste identique, c'est-à-dire la production d'électricité avec capture in situ du CO2 pour une récupération assistée et un stockage. Le combustible est brûlé dans un lit fluidisé circulant compact fonctionnant avec un mélange d'oxygène (70  % vol.) et de fumées recyclées (essentiellement CO2). Seule une adaptation simple de la technologie actuelle du LFC à l'air par extrapolation des lits extérieurs est nécessaire.

33Des gains importants peuvent être réalisés sur les coûts en raison d'une diminution importante de la taille de l'îlot chaudière comparée à une version LFC à l'air, ainsi que sur le système de post-traitement des fumées du type lavage aux amines. Des analyses technico-économiques préliminaires ont déjà été réalisées pour des unités de 40 et 250 MWelectrique et un développement est en cours pour le dimensionnement d'un LFC oxy-combustion supercritique de 400 MWelectrique et de 600 MWelectrique.

34En résumé, il n'y aurait pas d'obstacle technique à l'adaptation des installations industrielles calédoniennes à une oxy-combustion, puisque ce procédé s'applique aussi bien sur une chaudière à charbon pulvérisé ou à lit fluidisé que sur une turbine à gaz. Des modifications de la géométrie interne de la chambre seraient tout de même à réaliser, en particulier pour optimiser les recirculations internes ou externes permettant la dilution des réactifs dans les produits de combustion. L'implantation de l'option d'oxy-combustion sur les centrales électriques de Doniambo et Prony serait réalisable si une pré-étude économique et énergétique validait son intérêt.

LES PROCÉDÉS DE SÉPARATION ET DE CAPTAGE

La séparation du CO2 par absorption aux amines

35Ce procédé consiste à capter le CO2 au moyen d'un solvant physique ou chimique dans une phase d'absorption. Pour l'optimiser, le choix de l'amine (mol CO2/mol amine) s'effectue en fonction de sa concentration dans la solution aqueuse, de la chaleur de la réaction et de gazéification, de la cinétique chimique, du niveau de température de régénération, de la corrosion... Le solvant est ensuite régénéré par apport énergétique et le CO2 libéré lors de la régénération est alors compressé puis dirigé vers le lieu de stockage. Notons que des recherches sont conduites sur les amines en Australie (Csiro).

36Pour espérer le déploiement du procédé de captage aux amines, il faudra améliorer les techniques permettant de réduire fortement l'énergie de régénération, réduire la taille et le coût considérable des installations de capture, limiter les pertes de solvants et, enfin, résoudre les problèmes de corrosion dus à la présence d'oxygène et de CO2.

La séparation du CO2 par membranes

37Il s'agit d'effectuer une séparation par perméation membranaire. Les membranes sont composées de matériaux polymères ou métalliques, ou zéolithiques, et ont une épaisseur pouvant varier de quelques nanomètres à quelques millimètres. Cette technologie est difficilement applicable pour la séparation du CO2 dans des fumées atmosphériques du fait de la trop faible pression partielle du CO2. Pour devenir compétitif, ce système doit être utilisé sur des fumées riches en CO2 correspondant, par exemple, au cas d'une combustion à l'air enrichi.

38Les verrous restent liés au développement de nouvelles membranes plus perméables au CO2 dont le prix et la tenue mécanique, thermique et chimique seraient améliorés. Ce procédé devient compétitif dès que les différences de pression et de concentration entre les côtés de la membrane augmentent.

La séparation du CO2 par procédé cryogénique (procédé Armines de givrage/dégivrage)

39Ce procédé consiste à givrer le CO2 à pression atmosphérique sur des surfaces à basse température (-120 °C) après avoir condensé la vapeur d'eau présente dans les fumées. Pour être économiquement performant, il doit être utilisé pour des fumées à haute teneur en CO2. Son avantage est d'être applicable à des installations de combustion, existant dans tout secteur industriel. Il assure une bonne pureté du CO2 et permet le passage direct du CO2 solide au CO2 liquide qui peut être introduit dans les pipelines - un avantage important du point de vue énergétique.

La séparation du CO2 par adsorption sur un solide

40Cette technique revient à adsorber le CO2 contenu dans les fumées sur un solide en mode continu ou discontinu. Ce dernier est alors régénéré par un apport énergétique caractérisé par une élévation de la température ou par une baisse de la pression. Le CO2 libéré lors de la régénération est dirigé vers son stockage. Le solide régénéré est ensuite réutilisé en adsorption. La limitation principale de ce procédé tient à la sélectivité et à la capacité des absorbants ainsi qu'à la réduction des surfaces adsorbantes afin de diminuer la taille des installations.

41La recherche des solides destinés à la captation du CO2 fait toujours l'objet d'intenses recherches, aussi bien au Japon qu'aux États-Unis. L'Institut français du pétrole (IFP) possède également une grande expérience de ce type de solides pour des applications autres que la capture du CO2. Mais, comme précédemment, des recherches restent indispensables pour minimiser le coût énergétique de la régénération et le prix de l'adsorbeur, et pour réduire la taille des installations.

Les technologies de production d'oxygène

42La distillation cryogénique apparaît aujourd'hui comme la seule voie susceptible d'être appliquée pour des unités commerciales d'oxy-combustion, à l'horizon 2015. En effet, les débits requis sont très importants (ordre de grandeur : 1 000 tO2 par jour pour une centrale au charbon de 50 MWelectrique), ce qui rend actuellement impensable l'utilisation des autres procédés. Les technologies cryogéniques existantes atteignent des tailles de 5 000 tO2/jour, et des études de design en cours ont établi que des tailles de l'ordre de 7 000tO2/jour seront atteintes dans les années à venir sans rupture technologique majeure. L'accès à la production d'oxygène sur le sol calédonien est donc envisageable.

43La maîtrise de la technologie de production d'oxygène pour la production d'énergie est primordiale, mais d'autres aspects jouent un rôle non moins important et doivent être intégrés à la feuille de route pour la capture du CO2 : ce sont la fiabilité, la disponibilité et la maîtrise de l'opération, la maîtrise des risques liés à l'utilisation d'oxygène et la possibilité d'intégration plus ou moins importante de l'unité de production d'oxygène dans le schéma global de production d'énergie.

CONCLUSION : CES TECHNIQUES DE PIÉGEAGE DU CO2 SONT-ELLES APPLICABLES À LA NOUVELLE-CALÉDONIE ?

44Toutes ces techniques de capture de CO2 (membranes, cryogénique, absorption aux amines ou adsorption sur un solide) sont connues, mais aucune d'elles n'a atteint un degré de maturité suffisant pour être implantée sur une unité industrielle. Leur validation nécessite le développement de plateformes et de démonstrateurs et des efforts de recherche doivent encore être fournis. Les constructeurs devront proposer des solutions pour 2015 en livrant des centrales thermiques CO2 Capture Ready.

Quelques filières innovantes de captage du CO2

Le captage du C02 par cycle calcium

45Le procédé consiste à effectuer un cycle du calcium qui absorbe le CO2 contenu dans les fumées pour former du carbonate de calcium. Ce dernier est régénéré sous forme de chaux après craquage dans un réacteur à un lit fluidisé circulant fonctionnant en oxy-combustion. Une simple condensation de l'eau conduit ensuite à un courant de CO2 pratiquement pur qui peut ensuite être comprimé et transporté vers le lieu de stockage. Il est en outre possible de produire un ciment de type bellite à partir des pertes de produits calciques. Les avantages de cette technique sont le faible prix du calcaire, une technologie LFC bien maîtrisée et la faible quantité d'oxygène nécessaire. L'adaptation sur une installation existante est aisée.

46Le procédé est encore à l'état de recherche et comporte quelques verrous liés à la durée de vie du composé calcique, au contrôle de la porosité lors des cyclages et aux écoulements de solides dans les réacteurs.

Le cycle chimique (lit fluidisé circulant)

47Le domaine d'application de cette technologie est la production d'électricité avec capture insitu et stockage du CO2. Il s'agit d'une combustion Indirecte du charbon (ou du gaz naturel) par cycle chimique. Des solides vecteurs d'oxygène (oxydes de nickel, de fer ou de manganèse, par exemple) réalisent l'oxydation complète du combustible dans un lit fluidisé circulant en un mélange gazeux contenant principalement du CO2 et H2O. Une simple condensation de l'eau conduit ensuite à un courant de CO2 pratiquement pur qui peut ensuite être conditionné et transporté. Les solides appauvris en oxygène subissent une oxydation complète dans un second LFC fonctionnant à l'air, avant d'être réinjectés dans le réacteur de combustion. Le nickel pourrait être ce vecteur d'oxygène.

48La technologie du LFC CLC (Chemical Looping Combustion) est très proche de la technologie actuelle du LFC. L'oxygène est apporté sans la pénalité énergétique associée à une unité de séparation d'air et le coût d'investissement associé à l'unité de production d'oxygène est supprimé. Les principaux verrous identifiés résident dans la mise au point d'une barrière de carbone entre les deux LFC, la durée de vie des oxydes et la méthode d'élaboration de ces oxydes à grande échelle. L'adaptation au charbon constitue un pas important du développement et de l'intérêt de la filière. Le procédé en est à un stade initial de développement, une application commerciale résidus lourds/charbon étant envisagée vers 2015.

CONCLUSION GÉNÉRALE CONCERNANT LE CAPTAGE DU CO2 SUR LES SITES DE PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ ET DE TRAITEMENT DU NICKEL EN NOUVELLE-CALÉDONIE

49L'adjonction d'unités de capture de CO2 sur les sites de Prony et de Doniambo sera coûteuse étant donné la faible puissance des centrales, même en tenant compte des décisions prises et des investissements engagés.

Quelle adaptation possible sur les installations actuelles ?

50 Pour la centrale de Prony à charbon pulvérisé, malgré l'emploi de lignite pauvre en soufre, la capture par absorption aux amines ou à l'ammoniaque conduirait, sans installation de dénitrification et de désulfuration, à une pollution et une dégradation rapide du solvant. Un résultat identique serait obtenu avec des membranes qu'il serait difficile à régénérer.

51La seule solution envisageable serait d'effectuer une oxy-combustion pour laquelle il serait nécessaire d'ajouter une unité de séparation de l'air en amont des brûleurs à CP et d'effectuer à nouveau un design du foyer de la chaudière, ce qui permettrait de favoriser les recirculations internes ou externes des produits de combustion afin de diluer les réactifs et de s'affranchir ainsi de la présence de zones trop chaudes. On stabiliserait ainsi un régime de combustion diluée. Les effluents privés d'azote pourraient, après conditionnement (compression, épuration), être directement transportés vers leur lieu de stockage.

52 Pour l'usine pyrométallurgique de Doniambo, il semble difficile de capter les effluents du four rotatif ; par contre, des systèmes de réchauffage fonctionnant au fioul pourraient être transformés en procédés électriques, à condition que la centrale électrique soit équipée d'un captage du CO2.

Le développement d'un cycle chimique sur la future centrale de Doniambo avec zéro rejet de CO2

53La future centrale thermique à charbon pulvérisé de Doniambo présente, quant à elle, de bonnes opportunités pour intégrer un captage du CO2. S'agissant d'un foyer à lit fluidisé circulant, le combustible et le comburant (air) sont introduits dans la chambre de combustion dont les parois sont constituées de matériaux réfractaires. Une gazéification du charbon se produit alors et il y a combustion entre ces produits de dégradation du charbon et l'air ambiant à une température de l'ordre de 920 °C. Les effluents chauds passeront alors dans une chaudière pour élever la température de la vapeur qui servira à faire fonctionner la turbine à vapeur. Notons que ce type de combustion est particulièrement bien adapté à une centrale îlienne (taille optimale pour un LFC, flexible au combustible utilisé), même si le rendement est légèrement plus faible que celui d'une flamme CP car le cycle thermodynamique s'établit avec une température légèrement plus faible.

54La technique proposée est celle du cycle chimique ou chemical looping présentée précédemment. Le cycle thermochimique a pour principe d'oxyder dans le réacteur de combustion un combustible gazéifié par un oxyde métallique (typiquement un oxyde de nickel). Cette oxydation du combustible s'effectuant en absence d'air, les produits de combustion sont essentiellement de l'air et de la vapeur d'eau, les effluents peuvent donc être amenés vers le lieu de stockage après conditionnement. L'oxyde de métal est donc réduit en métal (le nickel) qui est amené vers un réacteur d'oxydation où le métal s'oxyde avec l'air à haute température, avant d'être à nouveau amené vers le réacteur de combustion - le cycle est ainsi bouclé.

55La future centrale de Doniambo présente l'avantage de posséder déjà un LFC qui pourrait devenir le futur réacteur d'oxydation ; il suffirait donc de lui adjoindre le second LFC, identique mais de plus petite taille que le premier, et un système de transport du métal. Quant au métal lui-même, le nickel en l'occurrence, il est évidemment disponible sur le site.

56Un des verrous de cette technique est la dégradation des sites d'oxydation et de réduction sur le métal, d'où une diminution des rendements du transport. Ce frein est facile à lever à Doniambo si on intègre de temps en temps dans la boucle la régénération du nickel dans les fours.

57La future centrale de la SLN a donc des atouts très importants pour une transformation en cycle chimique, que nous résumerons ainsi :

  • pas de remise en cause des choix déjà opérés puisqu'il s'agirait d'un réaménagement ;
  • présence de nickel avec possibilité de sa régénération sur le site ;
  • pas de rejets de CO2 ;
  • participation d'Eramet au développement d'une technique de captage du CO2 ;
  • offre d'un nouveau débouché international pour la régénération de nickel pollué par des produits de combustion ;
  • coût énergétique et économique faible en comparaison des autres procédés de capture ;
  • équipement complémentaire de taille et de coût raisonnables.

58Si une action forte contre les changements climatiques était décidée dans le monde, et que la Nouvelle-Calédonie envisage effectivement de réduire ses émissions de CO2, des actions pourraient donc être engagées, à Prony comme à Doniambo. Des aides incitatives de l'Europe, de l'État et des différents gouvernements calédoniens pourraient, le moment venu, contribuer à l'adaptation de cette technique innovante et à sa validation en pilote, à sa viabilité économique et au rayonnement international du Territoire.

Le transport du CO2

59Les seules solutions envisageables, étant donné les volumes à transporter, sont les gazoducs (pipelines) et la voie maritime en cas de stockage off shore ou dans un site extérieur à la Grande Terre (par exemple, dans les aquifères australiens).

60Le procédé de construction des gazoducs est maintenant pleinement maîtrisé, mais des spécifications techniques pour le transport du CO2 doivent être prises en considération. Si le CO2 est sec et purifié, de l'acier au carbone standard est suffisant ; par contre, de l'acier inoxydable peut être nécessaire dans des conditions spécifiques pour éviter la corrosion. La pression de fonctionnement pour le transport sera de 100 à 150 bars, ce qui permet d'utiliser les technologies employées pour le gaz naturel (90 à 100 bars). Un contrôle terrestre ou aérien accompagné de mesures de pression permet de surveiller le gazoduc. Le CO2 est acheminé soit en phase dense sous pression soit à l'état liquide, ce qui impose des isolations thermiques et de recompressions intermédiaires. Ces technologies sont déjà utilisées en Amérique du Nord et en Norvège pour le transport sur de longues distances de CO2.

61Dans le transport maritime, le CO2 est généralement à l'état liquide à pression modérée et à basse température comme dans les méthaniers. Le transfert de chaleur avec l'environnement au travers des parois du réservoir favorisera son évaporation et augmentera la pression, d'où la nécessité de le refroidir en permanence. Des recompressions peuvent s'avérer nécessaires pour son acheminement vers le lieu de stockage géologique.

62Quelques contraintes sont inhérentes à ce type de transport, parmi lesquelles la corrosion des métaux par le CO2, qui devient très importante en présence d'eau, ou encore la toxicité du CO2 lors d'une fuite dès que la concentration devient supérieure à 5  % dans l'air.

63Quant au coût, il pourrait être compris entre 0,5 et 10 €/100 CO2 pour le transport par pipeline ; pour le transport par bateau, le coût est plus réduit sur les longues distances, mais dans ce cas des stockages intermédiaires sont nécessaires.

64En conclusion, dans l'hypothèse d'une capture du CO2 produit par les centrales thermiques de Nouvelle-Calédonie, et compte tenu des faibles tonnages annuels émis, il faudra envisager de regrouper les émissions et de les centraliser en un point du territoire. De là, un gazoduc pourra les conduire vers les lieux de stockage intérieurs (les sites de péridotites) et/ou vers un terminal gazier (vers un site de stockage hors de l'île).

65Les technologies de conditionnement et de transport terrestre ou maritime existent, mais seront forcément assez onéreuses à mettre en place. De plus, l'effet d'échelle n'est pas bénéfique pour ces petites unités d'émission de CO2. Le captage et le stockage du gaz carbonique (CCS) ne pourront donc pas être projetés en Nouvelle-Calédonie sans un engagement mondial en faveur d'une réduction massive des émissions des gaz à effet de serre.

La bioconversion du CO2 par les algues

66Signalons également la possibilité de valorisation des émissions de CO2 des centrales via la bioconversion par les algues. Cela réduit les coûts de captage du CO2 et supprime les besoins directs de stockage géologique du CO2 émis par les centrales. Pour optimiser le rendement de la photosynthèse les algues des bassins ou des bioréacteurs ont besoin d'un rayonnement solaire adéquat et de CO2 en grande quantité. Or, les rejets gazeux des centrales thermiques classiques productrices d'électricité (centrales au charbon, par exemple) ont une teneur moyenne en CO2 de 13  % contre moins de 0,4  %o dans l'atmosphère. Ce CO2 est mis à barboter dans les bassins ou réacteurs, puis assimilé par les algues. Les algues peuvent ainsi produire davantage de biomasses par unité de surface au sol. Cela permet de traiter en même temps des eaux usées. Les biomasses ou molécules ainsi produites par les algues peuvent ensuite être utilisées pour réduire les consommations d'énergie fossile, donc indirectement les émissions nettes de CO2. Mais cela ne permet pas de réduire directement les émissions de CO2. Il ne s'agit donc pas ici d'une voie d'élimination du CO2 comparable au stockage géologique du CO2, mais d'une voie de bioconversion de l'énergie solaire analogue à celle des plantes terrestres cultivées puis récoltées. Le métabolisme des algues peut aussi être orienté pour optimiser la fabrication de molécules éventuellement utilisables directement comme biocarburant. S'il n'y avait que du gaz carbonique pur à la sortie des centrales, les mêmes réacteurs pourraient être utilisés pour fabriquer des molécules à haute valeur ajoutée ou des aliments. On explore ces voies depuis le second choc pétrolier. Les triglycérides, que les algues peuvent produire, peuvent théoriquement être transformées en huiles végétales brutes ou en biodiesel. Le rendement de bioconversion par hectare est toutefois plus élevé que pour les végétaux supérieurs de plein champ, mais suppose des investissements également plus élevés. Ces filières n'ont, jusqu'ici, encore jamais pu être mises en œuvre industriellement pour la production d'énergie, faute d'avoir pu devenir économiquement compétitives avec les productions classiques de biomasses végétales. L'intérêt renouvelé pour ces filières orientées vers la production de biocarburants est cependant réapparu récemment dans plusieurs pays Industrialisés. Un nouveau bioréacteur permettant également de piéger une partie des émissions de NOx dans les algues a été mis au point (cf. « Les nouvelles technologies en matière de production et de stockage d'énergie », p. 115). Divers types d'algues sont sélectionnés pour leur aptitude à capter le CO2 et en même temps pour leur résistance aux poisons que peuvent contenir les effluents de combustion des centrales. Des améliorations techniques devront cependant encore être apportées pour se rapprocher des limites de rendements de la photosynthèse et améliorer la conversion de ses produits. S'il faut recourir à la transgenèse pour accroître les rendements, le risque éventuel de diffusion de ces organismes dans l'environnement devra également être pris en considération. Les diverses étapes de la mise au point de cette technologie en sont encore aux premiers stades de la recherche fondamentale. Avant de pouvoir être diffusée, cette filière devra encore bien progresser. Un prix élevé de la tonne de CO2 non émise pourrait cependant aider à la rendre plus rapidement compétitive.

Table des illustrations

Légende Figure 7. Technologie de capture du CO2 en postcombustionRéactions de combustion Charbon : C + Air ® CO2 Gaz naturel CH4 + Air ® CO2 + H2O. Principe : élimination du CO2 des fumées.
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Légende Figure 8. Technologie de capture du CO2 en précombustionRéaction de combustionCharbon C + O2 ® CO et CO + H2O ® CO2 + H2 Gaz naturel CH4 + H2O ® CO2 + H2 Principe : combustion de gaz de synthèse sans carbone.
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1013/img-2.jpg
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Légende Figure 9. Technologie de capture du CO2 par oxy-combustionRéactions de combustion :Charbon C + O2 ® CO2O Gaz naturel CH4 + O2 ® CO2 + H2O Principe : Production d'un flux de CO2 pur.
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1013/img-3.jpg
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© IRD Éditions, 2010

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