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Dec 22, 2023

Décarbonisation de l'utilisation du charbon en Inde : rôle du captage, de l'utilisation et du stockage du carbone

Le réseau de charbon complexe et élaboré qui sous-tend l'approvisionnement en énergie et

Le réseau de charbon complexe et élaboré qui sous-tend l'approvisionnement énergétique et le soutien social en Inde devrait être complété par le CCUS pour la décarbonisation sans perturbation économique et sociale majeure

Cet article fait partie de la série Comprehensive Energy Monitor: India and the World

La capture, l'utilisation et le stockage du carbone (CCUS) peuvent être définis comme la capture, l'utilisation et le stockage sécurisé du carbone qui serait autrement émis ou resterait dans l'atmosphère. La raison d'être du captage et du stockage du carbone est de permettre l'utilisation de combustibles fossiles tout en réduisant les émissions de dioxyde de carbone (CO2) dans l'atmosphère, atténuant ainsi le changement climatique mondial. La période de stockage du CO2 dépasse les périodes de pointe estimées de l'exploitation des combustibles fossiles, donc si le CO2 réémerge dans l'atmosphère, cela se produira au-delà du pic prévu des concentrations atmosphériques de CO2. Éliminer le CO2 de l'atmosphère en augmentant son absorption dans les sols et la végétation (par exemple, le reboisement) ou dans l'océan (par exemple, la fertilisation en fer), est également une forme de séquestration du carbone par les puits naturels.

L'opinion dominante (officielle) en Inde est favorable à l'utilisation. La gazéification à grande échelle du charbon domestique avec le CCUS est considérée comme un moyen d'industrialisation neutre en carbone à grande échelle avec une production nationale de méthanol, d'ammoniac (engrais), d'oléfines, d'acier et d'électricité qui améliorera également la production de pétrole de l'Inde à partir de son épuisement. champs pétrolifères. Les produits chimiques à base de méthanol et les oléfines peuvent être utilisés pour les plastiques et comme substituts de l'essence, du diesel et du GPL (gaz de pétrole liquéfié). Avec le charbon domestique comme matière première pour la production de ces produits chimiques, l'économie indienne pourrait potentiellement économiser des milliards de dollars et générer une activité et des emplois nationaux grâce à une réduction des importations de pétrole brut. À la marge, il y a quelques réserves quant à l'utilisation du CCUS pour réduire les émissions de carbone. Le CCUS est considéré simplement comme un moyen d'étendre l'utilisation des combustibles fossiles, en particulier l'utilisation du charbon en Inde, ce qui retardera ou même empêchera l'Inde de sauter dans l'avenir avec des technologies d'énergies renouvelables à faible émission de carbone telles que l'énergie solaire et éolienne. La technologie CCUS est considérée comme non éprouvée, dangereuse (en particulier dans le contexte du stockage) et coûteuse.

Avec le charbon domestique comme matière première pour la production de ces produits chimiques, l'économie indienne pourrait potentiellement économiser des milliards de dollars et générer une activité et des emplois nationaux grâce à une réduction des importations de pétrole brut.

À l'échelle mondiale, même les institutions les plus sensibles au climat favorisent le CCUS comme moyen essentiel de décarbonation. Le CCUS est l'un des quatre piliers d'un monde à zéro carbone avec l'électrification basée sur les énergies renouvelables, la bioénergie et l'hydrogène par l'Agence internationale de l'énergie (AIE). En septembre 2019, le secrétaire exécutif de l'ONU sur le changement climatique a observé que "le CCUS n'est pas une destination, mais une transition de la réalité actuelle dépendante des combustibles fossiles vers un avenir climatiquement neutre d'ici 2050".

Les centrales électriques indiennes sont responsables de la plupart des émissions de CO2. Le gaz naturel issu des puits de production contient souvent une fraction importante de CO2 qui pourrait être captée et stockée. D'autres processus industriels qui se prêtent à la capture du carbone sont la fabrication d'acier, d'ammoniac et de ciment, la fermentation et la production d'hydrogène (par exemple, dans le raffinage du pétrole). De futures opportunités de captage du CO2 pourraient découler de la production de carburants à base d'hydrogène à partir de matières premières riches en carbone, telles que le gaz naturel, le charbon et la biomasse. Le sous-produit CO2 serait relativement pur et l'hydrogène pourrait être utilisé dans les piles à combustible et d'autres technologies à base d'hydrogène, mais le développement d'un marché de masse et d'une infrastructure pour ces nouveaux carburants entraîne des coûts importants.

Il existe de nombreuses méthodes de pré-combustion et de post-combustion pour la capture du CO2. Dans le processus d'absorption chimique, le CO2 est absorbé dans un solvant liquide par la formation d'un composé chimiquement lié. Lorsqu'il est utilisé dans une centrale électrique pour capturer le CO2, les gaz de combustion (post-combustion) barbotent à travers le solvant dans une colonne d'absorption à garnissage, où le solvant élimine préférentiellement le CO2 des gaz de combustion. Ensuite, le solvant passe à travers une unité de régénération où le CO2 absorbé est extrait du solvant. L'absorbant le plus couramment utilisé pour l'absorption du CO2 est la mono-éthanolamine (MEA). Il s'agit de la technique de séparation du CO2 la plus avancée et la plus largement utilisée actuellement appliquée dans un certain nombre de projets à petite et grande échelle dans le monde entier dans la production d'électricité, la transformation de combustible et la production industrielle.

La séparation physique est basée sur l'adsorption (adhésion d'atomes, d'ions ou de molécules d'un gaz, d'un liquide ou d'un solide dissous à une surface), l'absorption, la séparation cryogénique ou la déshydratation et la compression. L'adsorption physique utilise une surface solide, tandis que l'absorption physique utilise un solvant liquide. Après captage au moyen d'un adsorbant, le CO2 est libéré par augmentation de la température ou de la pression. Cette méthode d'élimination du CO2 est principalement utilisée dans le traitement du gaz naturel et la production d'éthanol, de méthanol et d'hydrogène.

La méthode de séparation oxy-combustible implique la combustion d'un combustible utilisant de l'oxygène presque pur et la capture ultérieure du CO2 émis. Étant donné que les fumées sont composées presque exclusivement de CO2 et de vapeur d'eau, cette dernière est éliminée par déshydratation pour obtenir un flux de CO2 de haute pureté. À l'échelle mondiale, un certain nombre de projets de prototypes/de pré‑démonstration utilisant cette méthode ont été réalisés dans la production d'électricité à base de charbon et dans la production de ciment.

La méthode de séparation membranaire est basée sur des membranes polymères ou inorganiques à haute sélectivité en CO2, qui laissent passer le CO2 mais agissent comme des barrières pour retenir les autres gaz dans le flux gazeux. Des membranes pour l'élimination du CO2 du gaz de synthèse et du biogaz sont déjà disponibles dans le commerce, tandis que des membranes pour le traitement des gaz de combustion sont actuellement en cours de développement.

La méthode de séparation oxy-combustible implique la combustion d'un combustible utilisant de l'oxygène presque pur et la capture ultérieure du CO2 émis.

Les technologies de boucle calcique et chimique impliquent la capture du CO2 à haute température à l'aide de deux réacteurs principaux. Dans la boucle de calcium, le premier réacteur utilise de la chaux (oxyde de calcium, CaO) comme sorbant (matériau utilisé pour absorber ou adsorber des liquides ou des gaz) pour capturer le CO2 d'un flux gazeux pour former du carbonate de calcium (CaCO3). Le CaCO3 est ensuite transporté vers le deuxième réacteur où il est régénéré, ce qui donne de la chaux et un flux pur de CO2. La chaux est ensuite rebouclée vers le premier réacteur. En boucle chimique, le premier réacteur utilise de petites particules de métal (fer ou manganèse) pour lier l'oxygène de l'air pour former un oxyde métallique, qui est ensuite transporté vers le deuxième réacteur où il réagit avec le combustible, produisant de l'énergie et un flux concentré de CO2, régénérant la forme réduite du métal. Le métal est ensuite rebouclé vers le premier réacteur. Cette technologie est à un stade pilote / pré-commercial.

La séparation directe implique la capture des émissions de CO2 du processus de production de ciment en chauffant indirectement le calcaire à l'aide d'un calcinateur spécial. Cette technologie extrait le CO2 directement du calcaire, sans le mélanger avec d'autres gaz de combustion, réduisant ainsi considérablement les coûts énergétiques liés à la séparation des gaz. Cette technologie est actuellement testée dans des projets pilotes.

Dans les cycles de puissance au CO2 supercritiques, le CO2 supercritique (CO2 au-dessus de sa température et de sa pression critiques) est utilisé à la place des gaz de combustion ou de la vapeur pour entraîner une ou plusieurs turbines. Les turbines à CO2 supercritique utilisent généralement de l'oxygène presque pur pour brûler le combustible, afin d'obtenir un gaz de combustion composé uniquement de CO2 et de vapeur d'eau. Des projets de prototypes et de démonstration utilisant cette technologie sont actuellement en cours.

Pour le transport du CO₂, les deux principales options sont le pipeline et le bateau, bien que pour les courtes distances et les petits volumes, le CO2 puisse également être transporté par camion ou par train mais à un coût plus élevé. Les pipelines sont le moyen le moins cher de transporter du CO2 en grandes quantités à terre et, en fonction de la distance et des volumes, en mer. Le transport du CO2 par pipeline est déjà déployé à grande échelle dans le monde.

Pour le stockage du CO2, des bassins houillers et des gisements de pétrole et de gaz sont à l'étude en Inde. Le potentiel de stockage dans les gisements houillers à des profondeurs supérieures à 1 200 mètres est considéré comme assez élevé. Le potentiel de stockage de CO2 à terre et en mer en Inde est estimé entre un minimum de 99 gigatonnes (Gt) et un maximum de 697 Gt situés principalement dans des formations géologiques telles que des gisements de charbon, des champs de pétrole et de gaz, des bassins sédimentaires et des aquifères salins. Le potentiel de stockage de CO2 en Inde représente un peu plus de 1 % du potentiel mondial total de stockage de CO2, mais ce n'est pas nécessairement un problème, car même un faible potentiel de stockage dépasse de loin les émissions potentielles de CO2 de l'Inde à l'avenir. Les émissions totales de carbone de l'Inde étaient de 2,648 Gt en 2021 et d'ici 2050, les émissions de CO2 de l'Inde devraient passer à 3,325 Gt selon le scénario politique déclaré de l'AIE. Pour respecter les engagements de réduction de carbone pris par l'Inde, ces émissions doivent tomber à moins de 900 millions de tonnes

Chacune de ces technologies porte à la fois une pénalité énergétique et économique. La pénalité économique du CCUS peut être considérée en termes de quatre composantes : séparation, compression, transport et injection. Ces coûts dépendent de nombreux facteurs, notamment la source du CO2, la distance de transport, ainsi que le type et les caractéristiques du réservoir de stockage. Le coût énergétique et économique varie en fonction du captage du CO2 pour une utilisation commerciale ou pour le stockage.

La principale différence entre la capture de CO2 pour les marchés commerciaux et la capture de CO2 pour le stockage est le rôle de l'énergie. Dans le premier cas, l'énergie est une marchandise, et tout ce qui nous intéresse, c'est son prix. Dans ce dernier cas, utiliser de l'énergie génère plus d'émissions de CO2, ce que nous voulons justement éviter.

Les émissions totales de carbone de l'Inde étaient de 2,648 Gt en 2021 et d'ici 2050, les émissions de CO2 de l'Inde devraient passer à 3,325 Gt selon le scénario politique déclaré de l'AIE.

Nous pouvons tenir compte de la pénalité énergétique en calculant les coûts sur la base du CO2 évité. En raison de l'énergie supplémentaire nécessaire pour capter le CO2, la quantité d'émissions de CO2 évitées est toujours inférieure à la quantité de CO2 captée. Par conséquent, la capture du CO2 à des fins de stockage nécessite davantage d'accent sur la réduction des apports d'énergie que dans les processus commerciaux traditionnels.

Dans le cas de la capture du CO2 à des fins commerciales, le CO2 capturé est utilisé pour divers processus industriels et commerciaux tels que la production d'urée, le soufflage de mousse, les boissons gazeuses et la production de glace carbonique. Étant donné que le CO2 capté est utilisé comme produit commercial, le processus d'absorption, bien que coûteux, est rentable en raison du prix réalisé pour le CO2 commercial.

Selon l'AIE, le coût du CCUS peut varier considérablement selon la source de CO2, allant de 15 à 25 USD/tonne de CO2 (tCO2) pour les procédés industriels produisant des flux de CO2 "purs" ou hautement concentrés (comme la production d'éthanol ou le traitement du gaz naturel) à 40-120 USD/t de CO2 pour les procédés avec des flux de gaz "dilués", tels que la production de ciment et la production d'électricité. Le captage du CO2 directement dans l'air est actuellement l'approche la plus coûteuse.

Les coûts de transport et de stockage du CO2 peuvent également varier fortement au cas par cas, en fonction principalement des volumes de CO2, des distances de transport et des conditions de stockage. Le coût du transport terrestre par pipeline est estimé à 2-14 USD/tCO2. Actuellement, plus de la moitié de la capacité de stockage à terre est estimée être disponible en dessous de 10 USD/tCO2. Le coût du stockage peut même être négatif si le CO2 est injecté (et stocké en permanence) dans les champs pétrolifères pour augmenter la production et ainsi générer plus de revenus à partir des ventes de pétrole.

En Inde, les industries lourdes telles que le ciment, l'acier, les produits chimiques et la fabrication d'aluminium et les transports lourds tels que le transport maritime, le camionnage et l'aviation sont responsables de plus d'un tiers des émissions de CO2. Ces émissions de CO2 sont considérées comme « difficiles à réduire » car il est difficile de reproduire des processus de production à haute température et haute pression basés sur des combustibles fossiles avec une électricité à faible teneur en carbone. L'amélioration de l'efficacité et les changements de carburant dans les processus de production existants dans les industries pourraient potentiellement réduire les émissions d'environ 22 % (600 millions de tonnes de CO2) en 2050 par rapport à un scénario sans mesures d'efficacité. Mais cela n'est pas suffisant pour parvenir à une réduction substantielle des émissions.

Compte tenu de la difficulté à trouver des alternatives aux combustibles fossiles dans les industries lourdes et dans certains secteurs des transports, le gouvernement indien a lancé un «défi d'innovation de mission» sur CCUS par l'intermédiaire du département des sciences et de la technologie (DST), pour développer des technologies qui traitent les coûts d'investissement élevés, la sécurité, la logistique et la consommation d'énergie auxiliaire élevée dans CCUS afin que les émissions des centrales thermiques et des industries à forte intensité de carbone puissent être réduites à des niveaux proches de zéro à un coût raisonnable. La DST et le département de biotechnologie (DBT) ont lancé conjointement une initiative en 2018 pour entreprendre une recherche et développement (R&D) conjointe avec les pays membres France, Allemagne, Grèce, Norvège, Roumanie, Suisse, Pays-Bas, Turquie, Royaume-Uni et États-Unis pour identifier et prioriser les technologies de pointe dans le domaine du captage, de la séparation, du stockage et de la valeur ajoutée du CO2. L'initiative Accelerating CCS technologies (ACT) du DST vise à faciliter la R&D et l'innovation pouvant conduire au développement de technologies CCUS sûres et rentables. En juillet 2020, l'Inde a accepté d'accepter l'aide des États-Unis pour introduire la technologie CCUS dans les unités de production d'électricité au charbon en Inde. L'Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) et l'Indian Oil Corporation (IOC) se sont associés pour lancer un projet CCUS dans la raffinerie de Koyali d'IOC au Gujarat, où le CO2 capturé sera utilisé pour la récupération assistée du pétrole (EOR).

Il existe également des initiatives privées. Depuis octobre 2016, Tuticorin Alkali Chemicals and Fertilizers Limited (TACFL), en partenariat avec Carbon Clean, une société privée basée au Royaume-Uni, exploite la première usine de capture et d'utilisation du carbone (CCU) à l'échelle industrielle près de Chennai. Installée sur une chaudière alimentée au charbon, la centrale est conçue pour capter 60 000 tonnes de CO2 par an et les transformer en carbonate de sodium. Le projet est financé par le secteur privé et le coût est estimé à seulement 30 USD/tCO2, bien inférieur aux 60-90 USD/tCO2 généralement observés dans le secteur mondial de l'électricité.

L'Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) et l'Indian Oil Corporation (IOC) se sont associés pour lancer un projet CCUS dans la raffinerie de Koyali d'IOC au Gujarat, où le CO2 capturé sera utilisé pour la récupération assistée du pétrole (EOR).

Selon les partisans de la technologie CCUS, la gazéification du charbon combinée au CCUS en Inde pourrait réduire les émissions de CO2 de plus de 90 %, réduire les importations de pétrole de l'Inde et également offrir une gamme de biens économiques et de sources de revenus dans les secteurs de l'énergie et de base. Ils mettent en lumière les investissements CCUS de la Chine et des États-Unis.

Il existe 55 politiques liées au CCUS et environ 40 projets CCUS de tailles et de stades de développement variés en Chine. La Chine en est maintenant au stade de la démonstration de projets CCUS intégrés à l'échelle commerciale. En 2022, 2 millions de tonnes de CO2 étaient stockées en Chine, avec une capacité de captage annuelle de 3 millions de tonnes. La section 45Q du code fiscal américain prévoit un crédit d'impôt basé sur la performance pour les centrales électriques et les installations industrielles qui capturent et stockent le CO2 qui serait autrement émis dans l'atmosphère. Le crédit est lié à l'installation et à l'utilisation d'équipements de captage du carbone sur des sources industrielles, des centrales électriques au gaz ou au charbon, ou des installations qui élimineraient directement le CO2 de l'atmosphère. Dans tous les cas, pour recevoir le crédit, le CO2 doit être stocké géologiquement ou être utilisé comme matière première ou composant de produits.

Pour l'Inde, le charbon n'est pas seulement la principale source d'énergie mais aussi une source de revenus et un moyen de soutien social. Coal India Limited (CIL) fournit des emplois à des millions de personnes pour qui il n'y a pas d'alternative à une technologie efficace qui améliorera la productivité et la rentabilité de l'entreprise ; toutes les sociétés minières de charbon contribuent au développement de la zone locale par le biais de redevances et de redevances de développement ; le transport onéreux du charbon subventionne le transport ferroviaire des passagers reliant les pauvres à des opportunités d'emploi éloignées ; la taxe sur le charbon est une partie importante du fonds de compensation de la TPS (taxe sur les produits et services) et les sociétés minières de charbon paient des impôts ; dividendes et autres sources de revenus pour le gouvernement. Ironiquement, la production d'électricité à base de charbon soutient également son ennemi juré (énergie renouvelable intermittente) avec une capacité croissante chaque fois que nécessaire, absorbant des coûts économiques et techniques supplémentaires. Ce réseau de charbon complexe et élaboré qui sous-tend l'approvisionnement énergétique et le soutien social en Inde pourrait être complété par le CCUS pour la décarbonation sans perturbation économique et sociale majeure.

Les opinions exprimées ci-dessus appartiennent au(x) auteur(s).