vignette|Image décrivant la capture et le stockage du dioxyde de carbone produit par des centrales thermiques. Le captage et stockage du dioxyde de carbone (CCS), consiste à capter du industriel ou atmosphérique, le transporter et le stocker sous terre pour réduire son impact climatique. Il fait l'objet de plusieurs projets internationaux soutenus par les États et les industriels. Lorsque le gaz est capté dans l'air, le GIEC parle de (DACCS).
Enjeux Les forêts (relictuelles, secondaires ou cultivées) ou les tourbières et les puits océaniques de carbone ne suffisent plus à absorber les émissions humaines de . Ni le protocole de Kyoto (1997), ni l'accord de Paris sur le climat (2015) n'ont permis de diminuer les émissions de gaz à effet de serre, qui selon l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) ont augmenté de 80 % environ de 1970 à 2004ADEME (2013), Captage et stockage géologique du CO2 (CSC), , PDF, 5 p., pour atteindre environ de tonnes par an en 2012, puis, selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), de tonnes équivalent (+6 % par rapport à 2021 et +14 % par rapport à 2019, avant la pandémie de Covid-19).
Face à cet échec, la séquestration suscite, chez les compagnies pétrolières notamment, un certain espoir, théorique vers la fin des années 1990, puis expérimental à partir de 1996 (Site de Sleipner).
Le issu des transports et de l'habitat est trop diffus pour être ainsi capté et stocké, mais celui issu de l'industrie lourde et pétrolière peut l'être. En France en 2012, les émissions de cette dernière représentaient environ (millions de tonnes) de par an, soit 20 % des émissions du pays selon l'Ademe.
En 2023, le GIEC, l'AIE et la Commission européenne jugent le CCS incontournable pour atteindre la neutralité carbone en 2050, surtout là où réduire les émissions s'avère très difficile (ciment, acier ou chimie).
Principes de la séquestration Il s'agit essentiellement d'enfouir dans le sous-sol, massivement et de manière sécurisée, du dioxyde de carbone préalablement « capté » en sortie de grandes chaudières, fours ou de turbines à gaz puis comprimé.
En 2022, le GIEC estime. que, si les solutions géotechniques expérimentées sont validées, , tout en soulignant que la CCS présente certains risques dont la fuite de hors des réservoirs géologiques.
Captage du Capturer du CO2 dans l'air (le GIEC parle alors de (DACCS)Voir le tableau des acronymes page 2932 du rapport du GIEC : ., ou en sortie de toutes les cheminées, voire de pots d'échappement est un préalable au stockage. C'est techniquement possible (déjà utilisé pour épurer le méthane de mauvais gisements), mais coûteux et énergivore (environ +20 % de consommation d'énergie par le process global en 2010/2012). Ce n'est pas aujourd'hui rentable pour les stockages, l'Ademe indiquant en 2013 , ainsi qu'un coût de la filière CSC .
Les promoteurs du CSC envisagent donc de ne prélever le qu'en sortie de très grosses installations industrielles. En Norvège, SARGAS a ainsi, mi-2008, réussi à capter 95 % du CO2 de sa chaudière à haute pression de Värtan (Suède), mais avec un prix de l'électricité 25 % supérieur à celui d'une centrale à charbon classiqueEnerpresse, 19 juin 2008, ..
Le gaz issu des chaînes de production contient du dioxyde de carbone () pur, mais aussi jusqu'à 10 % de (azote, oxygène, argon, dioxyde de soufre () et oxyde d'azote…), pour certains très réactifs et pouvant interagir avec la roche du réservoir, en y modifiant la porosité, la rhéologie, lors du stockageRenard S (2010). Rôle des gaz annexes sur l’évolution géochimique d’un site de stockage de dioxyde de carbone. Application à des réservoirs carbonatés (Doctoral dissertation, Nancy Université).. Le est lui-même un acidifiant susceptible d'attaquer les roches carbonatées d'un réservoir géologique, notamment à grande profondeur, c'est-à-dire sous haute pression et généralement haute température. Le monoxyde d'azote (), en phase aqueuse ou vapeur, est expérimentalement encore plus agressif pour la roche que le (attaque acide couplée à une oxydation poussée des minéraux constituant la roche. Il en va de même pour le , et le mélange de ces deux gaz se montre encore plus agressif pour la roche.
Transport Le capté doit être transporté du lieu de captage au site de stockage ou d’utilisation (défini avec les administrations concernées) ; soit par réseau de pipe-line terrestre ou marin, soit par navireRichard Doctor & Andrew Palmer (coordinateurs) (2022) "Transport of CO2", 16 pages, PDF ; URL= https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/03/srccs_chapter4-1.pdf, soit par citernes (camion, wagon, container) :
par canalisation, le est rendu supercritique, par une pression supérieure à et une température supérieure à . De grandes distances imposent des recompressions intermédiaires. Il pourrait circuler à l'état liquide, à certaines conditions de température et de pression, par exemple et , ce qui impliquerait une très bonne isolation des canalisations. Un grand réseau d'acheminement du des lieux d'émissions vers les puits de stockage reste à construire. ; par navire (du type de ceux transportant du GPL, mais équipés de réservoirs cryogéniques maintenus à ), pour des distances supérieures à . Le doit être liquéfié, dans le port d’embarquement éventuellement, pour réduire son volume, puis éventuellement vaporisé après déchargement.. En 2023, faute de marché mondial du , peu de bateaux peuvent le transporter ; le premier, le Coral Energy (appartenant à la société américaine Carbon Engineering), date de 2021 et ne peut transporter que de liquéfié. Mais Equinor a dit (2022) envisager un navire d'une capacité de , pour de dollars. Les navires cryogéniques sont bien plus coûteux que ceux fonctionnant à pression atmosphérique. par transport terrestre en citernes par camion, wagon ou container, car de nombreux sites de capture sont éloignés des réseaux et ports maritimes. C'est particulièrement le cas des émetteurs dans les domaines de l'incinération des déchets, du ciment, de la pâte à papier, de la chimie, etc. qui sont considérés comme émetteurs de CO2 inévitables, car issus de process et non pas uniquement de production d'énergie. C'est alors par voie terrestre discontinue que ce CO2 doit être transporté vers des infrastructures de collecte branchées aux réseaux (clusters) et aux sites d'expédition (hubs), soit vers des points de stockage permanent (séquestration) ou d'utilisation. Dans ce cas le transport se fait très majoritairement sous forme de CO2 liquide dans des citernes cryogéniques adaptées, sinon par des acheminements locaux sous forme comprimée. La multiplicité des tournées de vecteurs de transport (camions, wagons, containers, barges), rend alors le besoin de traçabilité et de certification indispensable tant pour prouver la nature originelle du carbone, que la réalité de sa destination finale pour des raisons fiscales ou de conformité comme c'est le cas du système CO2track.
Stockage Selon le GIEC, 99 % du injecté sur pourrait être emprisonné pour plusieurs millions d'années sous réserve que les technologies nécessaires soient développées et validées.
Ce serait injecté dans des formations rocheuses profondes sous forme supercritique via des puits dans des roches perméables situées sous des formations jugées suffisamment hermétiques. Plusieurs lieux de stockage sont donc envisagés.
Aquifères salins Les aquifères salins sont géologiquement pour partie comparables aux gisements d'hydrocarbures, mais avec une capacité bien plus grande. Plusieurs mécanismes de piégeage (structural, capillaire, par dissolution et par minéralisation) semblent pouvoir y immobiliser le , avec moins de risque de fuite que dans les bassins houillers ou certains champs pétrolifères criblés de puits et parfois victimes d'affaissements miniers. Leur répartition homogène dans le monde diminuerait les besoins de transport du , mais ils sont mal connus et leurs saumures ne semblent pas pouvoir être vendues pour rentabiliser l'opération comme on peut le faire dans les champs gaziers et pétrolifères avec le gaz ou le pétrole poussés par le injecté.
Gisements de gaz naturel et de pétrole Les gisements de gaz naturel et de pétrole sont les candidats les plus cités pour y séquestrer du . L'injection de dans des gisements pétroliers étant d'ailleurs déjà pratiquée depuis des décennies (surtout au Texas), à des fins de récupération assistée : acidifiant (et puissant pouvoir solvant du supercritique), le aide à récupérer une partie du pétrole résiduel de gisements difficiles ou en baisse de production. Néanmoins, la grande majorité des projets de récupération assistée à base de (-EOR, pour enhanced oil recovery) entrepris jusqu'à présent utilisent du issu de sources naturelles. C'est une option attrayante pour les pétroliers qui espèrent pouvoir compenser les coûts économiques et énergétiques du stockage par la récupération de pétrole supplémentaire qui serait extrait après injection de . Cependant, les gisements de pétrole sont souvent éloignés des grandes sources de dioxyde de carbone et les anciens champs pétrolifères sont peu utilisables (on y a déjà injecté de l'eau de mer, ou du gaz, et le substrat a pu se colmater). Cette solution pose un autre problème préoccupant pour le climat : on sait avec certitude depuis 2012-2013Lu, J., Y.K. Kharaka, J.J. Thordsen, J. Horita, A. Karamalidis, C. Griffith, J.A. Hakala, G. Ambats, D.R. Cole, T.J. Phelps, et M.A. Manning. 2012. CO2-rock-brine interactions in Lower Tuscaloosa Formation at Cranfield sequestration site, Mississippi, U.S.A. Chemical Geology 291: 269–277Doughty, C., and B.M. Freifeld. (2013). Modeling CO2 injection at Cranfield, Mississippi: Investigation of methane and temperature effects. Greenhouse Gases 3, n° 6: 475–490. que le injecté dans un substrat salin prend alors facilement la place du CH4 qui était éventuellement déjà présent ; le front de chassant ainsi le méthane qui remontera plus facilement vers des nappes qu'il pourra contaminer (en s'y dissolvant), ou vers la surface où il pourrait accélérer le réchauffement climatique bien plus vite que ne le ferait un volume équivalent de Soltanian, M. R., Amooie, M. A., Cole, D. R., Darrah, T. H., Graham, D. E., Pfiffner, S. M., ... & Moortgat, J. (2018). Impacts of methane on carbon dioxide storage in brine formations. Groundwater, 56(2), 176-186..
Le charbon Le méthane des veines de charbon non exploitées pourrait être exploité et remplacé par du , la vente du méthane finançant le stockage du . Réinjecter du gaz dans les pores du charbon est théoriquement possible si les couches ne se sont pas tassées après extraction. Des pilotes expérimentaux testent cette solution, qui pourrait éventuellement être associée à la gazéification du charbon, si des méthodes probantes et sécurisées étaient développées. L'utilisation de bassins houillers souterrains déjà exploités est quasi impossible en raison des affaissements miniers qui ont suivi l'exploitation (bassin du Nord de la France ou lorrain, par exemple). Des problèmes liés au gonflement du charbon et de pertes de perméabilité se posent.
Autres lieux Les solutions aujourd'hui envisagées visent toujours des bassins sédimentaires. Dans des régions volcaniques, le basalte présente parfois une alternance de couches poreuses et de couches étanches, qui pourraient aussi servir à stocker du . ;
Le stockage géologique entre des strates de schistes ou dans certaines formations basaltiques serait aussi envisagé.
Coûts