Les gros projets de captage et stockage de CO2 (CSC) se multiplient dans le monde. A la clé : des marchés gigantesques. L’analyse de Joanna Henderson, de la société Enea Consulting, sur le potentiel de cette filière.
GreenUnivers : plusieurs technologies de captage de CO2 s’affrontent. Quel est aujourd’hui leur niveau de maturité sur le marché ?
Le captage du CO2 résultant de la combustion d’un produit fossile, par exemple dans une centrale électrique, peut se faire selon trois modes : en post-combustion, pré-combustion ou oxycombustion.
La post-combustion est la technologie la plus avancée et représente une part majoritaire du marché. Ce procédé est maîtrisé dans le cadre de l’industrie alimentaire, de la production d’engrais ou encore du traitement du gaz naturel. Mais cette technologie est énergivore, et certains produits chimiques utilisés peuvent induire risques et déchets.
La pré-combustion occupe la deuxième place en termes de part de marché. Ce procédé complexe fait appel à des techniques connues de production de gaz de synthèse, ainsi qu’à la technologie moins maîtrisée de production d’électricité avec de l’hydrogène. Hormis son coût important, la pré-combustion présente un autre inconvénient majeur : il n’est pas possible de la mettre en œuvre sur une centrale électrique existante.
Enfin, l’oxycombustion est une technologie relativement conventionnelle mais son application à l’échelle industrielle introduit des coûts importants liés à la production d’oxygène pur. Bien que ce procédé en soit toujours au stade de démonstration, il apparaît prometteur et compétitif par rapport aux procédés concurrents.
Bien que la plupart des étapes permettant le captage et le transport du CO2 soient connues et prouvées, l’intégration de l’ensemble de la chaîne et sa faisabilité à grande échelle restent à démontrer. La plupart des industriels visent une commercialisation de leurs technologies vers 2020.
GU : et pour le stockage du CO2 ?
L’injection dans le sous-sol du CO2 issu de l’extraction de pétrole ou de gaz naturel a été mise en œuvre dès le début des années 1970 aux Etats-Unis, pour faciliter l’extraction du pétrole. Bien que la technologie de captage adaptée aux processus pétroliers ne soit pas directement transposable aux centrales électriques, les techniques associées à l’injection dans le sous-sol sont très similaires.
Depuis, d’autres pétroliers ont mis en œuvre l’injection de CO2 pour stockage permanent, en Norvège et en Algérie. Aujourd’hui, ce sont au total plus de 9 millions de tonnes de CO2 qui sont injectées chaque année par les pétroliers dans le sous-sol.
A l’échelle mondiale, les capacités de stockage dans le sous-sol sont suffisantes, selon le Rapport Spécial du GIEC, pour répondre au potentiel économique du captage. D’autres lieux de stockage que le sous-sol sont également envisagés, cependant la faisabilité de ces filières n’est pas avérée.
GU : quel est le potentiel de marché dans le monde pour les prochaines années ?
Dans les cinq ans à venir, le marché sera principalement constitué d’unités de démonstration sur des centrales électriques. A partir de 2012 nous devrions voir apparaître les premiers projets à échelle industrielle.
L’Agence Internationale de l’Energie estime que le CSC doit amener un cinquième des réductions d’émissions de gaz à effet de serre nécessaires d’ici 2050. Pour cela, environ 100 installations de CSC doivent être construites d’ici 2020, puis le déploiement doit s’accélérer pour atteindre 3400 installations en 2050.
Pour le moment, 62 projets intégrés (captage, transport et stockage) à l’échelle industrielle existent ou sont planifiés, comme le montre le graphique. 
La plupart des projets annoncés se font dans les pays développés, avec en première ligne les Etats-Unis, le Canada et l’Europe. Or, les pays en développement compteront pour trois quarts dans l’augmentation des émissions de CO2 entre 2004 et 2030, en raison notamment de la construction de centrales à charbon. Ces pays doivent acquérir la maîtrise de la filière CSC grâce à des collaborations entre pays et entre secteurs public et privé, et doivent bénéficier de mécanismes de financement appropriés.
GU : Quels sont les pays les plus en pointe dans les expérimentations ? Comment se situe la France ?
Actuellement, les pays les plus avancés sont les Etats-Unis, le Canada, l’Australie et l’Europe (Norvège, Espagne, Royaume-Uni, Pologne, France, Hollande, Allemagne, Italie). La Chine monte en puissance avec un programme important de R&D.
Jusqu’à aujourd’hui, l’activité en France a été relativement discrète, ce qui est en partie dû au mix électrique privilégiant à 80% le nucléaire. Afin d’assurer « que les entreprises françaises soient en avance », un quart (soit 100 millions d’euros) du Fonds démonstrateur de recherche de l’Ademe, créé suite au Grenelle de l’Environnement, a été affecté à la filière CSC. Cinq dossiers ont été reçus dans le cadre de l’Appel à Manifestation d’Intérêt, dont l’un a déjà été accepté par le comité de pilotage : le projet Pil-Ansu porté par Alstom, EDF, GDF Suez et Armines.
GU : et quelles sont les entreprises les plus en pointe ?
Différentes compétences sont requises le long de la chaîne de valeur du CSC. Concernant le captage en post-combustion, les entreprises chimiques telles que BASF, Dow Chemical et Fluor sont très présentes, ainsi que des industriels comme Alstom, Aker, MHI et des organismes de recherche comme l’IFP. Sur la précombustion et l’oxycombustion, nous voyons se positionner les constructeurs de centrales comme Siemens, General Electric, Alstom et Doosan Babcock.
Un rôle important est également joué par les producteurs de gaz comme Air Liquide, Air Products et Linde, qui ont une expertise dans la séparation des gaz et la production d’oxygène pur (nécessaire pour l’oxy-combustion).
Les pétroliers et les gaziers bénéficient d’une expérience bien établie dans les domaines de la séparation et du transport des gaz. Statoil et BP captent et injectent chaque année jusqu’à 3 millions de tonnes de CO2, issu de rejets de l’extraction de pétrole ou de gaz naturel. Total va démarrer en France un projet pilote de captage par oxycombustion sur une chaudière.
Enfin, les grands électriciens comme E.ON, RWE et Vattenfall se préparent, car le CSC pourrait un jour devenir obligatoire sur leurs centrales.
GU : Cette filière sera-t-elle rentable ? Les subventions sont-elles indispensables pour longtemps ?
Sur les projets de démonstration actuels, le coût des équipements de captage et stockage de CO2 sur une centrale à charbon se répercute par une hausse de 50% du coût de l’électricité. A terme, les industriels anticipent un surcoût d’environ 10% maximum, le progrès étant dû aux économies d’échelle et au gain en maturité de la technologie. La filière pourra alors être rentable à condition que la tonne de CO2 évitée puisse être monnayée aux alentours de 30 ou 35 euros au minimum. Pour comparaison, une tonne de CO2 s’échange actuellement moins de 15€ sur la bourse BlueNext.
Avant que le CSC puisse contribuer autant qu’attendu à la lutte contre le changement climatique, des défis technologiques subsistent : amélioration de l’efficacité énergétique des procédés de captage, et passage réussi du stade pilote à une échelle industrielle. Dans le même temps, les industriels attendent que le cadre réglementaire du stockage de CO2 soit précisé, notamment quant à la responsabilité et au suivi sur le long terme des sites de stockage. Enfin, rien ne se fera sans un engagement des populations vivant à proximité des futurs sites de stockage.
Pour aller plus loin :
Le marché du CCS : perspectives et contraintes – Publication ENEA Consulting, 2009
Technology Roadmap – Carbon Capture and Storage – Agence Internationale de l’Energie, 2009
Carte des projets CCS, avec type de technologie et stade d’avancement – Scottish Centre for Carbon Storage
Rapport listant, pays par pays, le cadre réglementaire et les projets CCS – Gassnova, 2009