Pour que le charbon pollue moins,six pistes pour demain

 Pour que le charbon pollue moins, de nouvelles techniques sont testées dans le monde entier. Résultats plus ou moins efficaces, et pas avant dix ans.

Tout le monde se lance sur la voie du charbon propre mais l'objectif ne sera pas facile à atteindre. D'abord parce que la chimie ne changera pas : quelle que soit la transformation effectuée, les différents types de brûlage, le carbone (C) contenu dans le charbon ne disparaîtra pas par magie. Il faut le récupérer, par exemple sous sa forme combinée avec l'oxygène en CO2. D'où les idées de capture puis de stockage de ce puissant gaz à effet de serre dans les couches géologiques (lire p. 17). Ensuite ces technologies dites propres ne sont pas prêtes et ne seront déployées à grande échelle qu'après 2015.
Actuellement, la grande majorité des centrales thermiques à charbon fonctionne sur le même principe. Le charbon est pulvérisé et brûlé dans l'air pour évaporer de l'eau (voir schéma p. 15). Cette vapeur actionne une turbine générant de l'électricité. A partir de ce principe, deux grandes voies se dessinent vers le charbon propre : brûler mieux et brûler différemment. A chaque voie, plusieurs options dont aucune ne l'emporte sur l'autre. A l'avenir, toute la palette sera déployée. Ultime point noir : quelles que soient les prouesses réalisées, le charbon propre restera un mythe tant que les problèmes de santé et de sécurité liés à l'exploitation des mines ne seront pas résolus. Le charbon tue : il ferait entre 6000 et 20 000 victimes chaque année en Chine, selon différentes sources. La moitié seulement des mines dangereuses (au nombre de 5000 selon les autorités) ont été fermées à ce jour.

Brûler moins
Pour réduire à la source les émissions de CO2, les centrales doivent gagner en efficacité : autrement dit, produire autant de kilowattheures avec moins de charbon. Aujourd'hui, en moyenne dans le monde, le rendement atteint 30% : un tiers donc seulement de l'énergie thermique disponible est converti en électricité (le reste est perdu dans la chaudière et la turbine lors de la conversion énergie mécanique/énergie électrique). Les sept centrales françaises atteignent 37%. Quelques points supplémentaires peuvent être grappillés en brûlant du charbon plus sec, de la houille plutôt que du lignite, ou en améliorant les turbines et les chaudières. Les véritables progrès passent par un autre fonctionnement : des cycles thermodynamiques à plus haute température. De 530 °C comme aujourd'hui, le passage à plus de 600 °C (voire 700 °C) dans des centrales dites super critiques promet d'atteindre des rendements d'un peu plus de 50%. Aujourd'hui, les constructeurs (Alstom, General Electric, Siemens...) savent déjà édifier des centrales à 45% de rendement. Environ 400 sont déjà installées dans le monde. Selon Alstom, l'objectif des 50% serait atteint à l'horizon 2020. Au final, le coût du kilowatt ne serait pas si éloigné de celui des centrales actuelles selon une étude du Massachusetts Institute of Technology* (1).

Capturer le CO2 après la combustion
Pour vraiment atteindre l'objectif de zéro émissions, il faut capter le CO2 dans les fumées de combustion. Des méthodes existent déjà pour le piéger en postcombustion. La plus connue utilise un solvant liquide (appelée MEA, mono-éthanol- amine) qui retient le CO2 et le sépare ainsi des autres gaz présents dans les fumées (azote, oxygène...). Le liquide est ensuite chauffé pour récupérer le CO2 gazeux, désormais quasi pur. Le solvant est recyclé pour resservir. Problème : à cause de ce chauffage, le rendement de la centrale chute de près de 10 points ( !) selon l'étude du MIT citée précédemment. Le coût total (avec stockage) est donc plus élevé. Achevée cette année et unique au monde, l'expérience de la centrale pilote européenne Castor, au Danemark, a montré un surcoût d'une quarantaine d'euros par tonne de CO2 captée, soit bien plus que le prix de rachat de la tonne de CO2 sur le marché international... L'objectif serait de diviser ce montant au moins par deux. Alstom va expérimenter un autre pilote en 2008-2009 : il s'agit de piéger le CO2 dans de l'ammoniac réfrigéré, formant ainsi des carbonates solides. Le gaz est ensuite récupéré là aussi par chauffage, ce qui, comme la solution par solvant, rend le procédé coûteux.

Brûler avec de l'oxygène
Outre la combustion classique dans l'air (oxygène et azote), brûler le charbon avec de l'oxygène pur facilite la capture du CO2. Dans les fumées, il ne reste plus, en théorie, que du CO2 et de la vapeur d'eau. Une simple condensation permet alors de séparer l'eau du gaz.
Problème : parce que la combustion se déroule à plus haute température, les matériaux souffrent, il faut donc modifier turbines et brûleurs ! En outre, ceux-ci sont au contact d'une plus grande quantité de CO2 que dans une combustion classique, ce qui augmente la corrosion. Mais l'inconvénient majeur est le surcoût et la baisse de rendement global liés à la nécessité de séparer l'oxygène de l'azote de l'air. Il faut de véritables usines, comme celles du spécialiste historique Air Liquide en France. Cependant, la capture étant plus simple, le prix du kilowattheure électrique final serait moins élevé qu'en capture en postcombustion. Quelques projets ont pour l'instant été annoncés pour 2008- 2009 en Allemagne, aux Etats- Unis et au Canada avec des productions encore modestes (quelques dizaines de mégawatts). En France, Total expérimentera ce procédé à la fin de cette année, avec captage sur son site de Lacq (à partir du gaz naturel et non du charbon).

Brûler en cycle combiné
Au classique cycle vapeur/ turbine/condensation, il est possible d'en ajouter un second utilisant une deuxième turbine, cette fois à gaz.
Comme précédemment, le charbon est brûlé dans de l'oxygène pur. Mais la combustion est incomplète pour obtenir un mélange, dit gaz de synthèse, constitué de monoxyde de carbone et d'hydrogène. Ce gaz fait tourner une turbine et la chaleur est récupérée pour vaporiser de l'eau actionnant une turbine à vapeur. Cette double production améliore le rendement global afin de compenser l'énergie dépensée pour séparer l'oxygène de l'air en amont. Lors du colloque du Havre «Charbon propre : mythe ou réalité» de mars 2007 (1) , François Giger, d'EDF, a estimé qu'un rendement de 60% serait accessible vers 2025.
Souci : l'étape de captage baisse l'efficacité d'une dizaine de points environ. Ce dernier est plus simple que dans les centrales classiques, car dans les fumées, il n'y a plus guère que de la vapeur d'eau, de l'hydrogène ou du CO2. Comme précédemment, en l'absence d'azote, un simple jeu de température permet de séparer le CO2 des autres gaz. Selon l'étude du MIT, qui résume les estimations d'autres groupes, cette capture n'induirait que 20 à 40% de surcoût, à comparer aux 60 à 80% dans le cas de la postcombustion.
Néanmoins, cette technologie complexe est moins mûre que le captage en postcombustion. Seulement six centrales l'expérimentent (trois aux Etats-Unis, deux en Europe - Buggenum aux Pays-Bas et Puertollano en
Espagne - et une en Chine). Le rapport du MIT rappelle que près de cinq années ont été nécessaires dans les centrales américaines de ce type pour atteindre seulement 80% de disponibilité... Ce serait malgré tout la solution la moins coûteuse.

Raffiner Le gaz ?
La combustion du charbon dans de l'oxygène mène, comme dans les centrales à cycle combiné, à du gaz de synthèse. Ce gaz peut en fait servir à de multiples réactions chimiques et à la fabrication de quantité de produits comme l'essence, le méthanol, l'ammoniac ou l'hydrogène (susceptible d'être stocké dans une pile à combustible). L'usine devient alors une véritable raffinerie polyvalente. La variété de ces produits amortit les coûts, permet un ajustement de la production à la demande et donne un bilan global plus élevé en termes d'efficacité énergétique.
Néanmoins, en fonction des produits, on ne pourra pas toujours parler de «charbon propre». La production d'hydrogène est «propre» puisqu'elle permet une capture quasi complète du CO2. A l'inverse, la filière essence est moins favorable : par définition, le carburant ainsi fabriqué est brûlé à son tour et le bilan est donc une émission nette de CO2. En outre, selon le MIT, ce procédé émettrait 150% de CO2 en plus qu'une raffinerie de pétrole classique. «Ces raffineries, c'est fabuleux en théorie mais ne nous emballons pas. Industriellement ce sera difficile», précise François Kalaydjian, directeur expert développement durable à I'IFP. Pour l'instant, cette polygénération n'existe pas, même si chacune de ses filières est en théorie (voire en pratique) possible.
Par exemple, depuis la dernière guerre, les chimistes savent transformer le charbon en pétrole via le gaz de synthèse grâce au procédé Fischer-Tropsch. L'Allemagne l'utilisa pour son économie de guerre ainsi que l'Afrique du Sud lorsqu'elle était sous embargo en raison de sa politique d'apartheid.
La Chine est particulièrement intéressée par ces technologies. Plusieurs démonstrateurs sont prévus et une centrale devrait être opérationnelle cette année. La Chine est même la seule à avoir lancé de premiers essais de polygénération méthanol et électricité.

Stocker de façon sûre
Les nouvelles technologies des centrales à charbon n'auront d'intérêt que si l'on parvient à enfouir le CO2 qui en provient en toute sécurité. «Le potentiel du stockage géologique est énorme, affirme Isabelle Czernichowski, responsable du programme de recherche sur la séquestration au Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). Rien que dans les aquifères salins, ces couches rocheuses imbibées d'eau saumâtre impropre à la consommation, les capacités de stockage seraient de 10 000 milliards de tonnes, de quoi assimiler les émissions de CO2 des cent prochaines années.» Ce type de stockage focalise donc l'attention. Il est expérimenté sur trois sites : au large de la Norvège, à Sleipner depuis 1996 et à Sn0vhit depuis début 2008 (voir S. et A. n° 716, octobre 2006), ainsi qu'à Insala, en Algérie, depuis 2004.
L'expérience de Sleipner est un succès : 8 millions de tonnes de CO2 ont été injectés par 800 mètres de fond dans une couche sableuse, plate sur de longues distances. Des mesures sismiques 3D ont montré que le gaz s'étalait sous le toit imperméable du réservoir sans provoquer de fuites : les chercheurs pensent qu'il faudra sept mille ans au CO2 pour se dissoudre entièrement dans l'eau salée et se stabiliser. Mais l'expérience norvégienne ne peut se généraliser rapidement. Restés longtemps sans intérêt économique, les aquifères salins sont généralement mal connus.
Autres solutions : utiliser des gisements de pétrole ou de gaz naturel vides. Ils pourraient accueillir le tiers des émissions mondiales du siècle à venir. En mer du Nord, au large des Pays-Bas, après des premiers tests d'injection positifs, 400 000 tonnes de CO2 devraient être injectées chaque année sur le site gazier offshore K12B. L'injection de CO2 dans un gisement de pétrole en exploitation peut aussi servir à le prolonger : rendu moins visqueux par le C02 l'hydrocarbure est plus facile à extraire. Cette «récupération assistée» testée à Weyburn, au
Canada, sur 1,8 million de tonnes/an permettrait de stocker définitivement 20 millions de tonnes de CO2. Trois autres projets de ce type devraient émerger ces prochaines années. Malgré toutes ces avancées, les risques environnementaux - changement de la composition de l'eau potable, acidification des sols, émissions gazeuses - «sont encore mal caractérisés» selon les termes du rapport final sur le charbon propre du colloque du Havre de mars dernier. Et pour que la technologie soit commercialisable en 2020, les industriels et chercheurs européens doivent développer d'ici là une douzaine d'autres projets pilotes.

(1) The Future of Coal, M IT, mars 2007, http://web.mit.edu/coal/

Caroline Depecker
Sciences et Avenir