Magazine de l'innovation
Automne 2008

Le charbon connaît un vrai regain d’intérêt. Pour cause, la population mondiale ne cesse de croître, ses besoins en énergie explosent et de nombreux pays disposent d’abondantes réserves de charbon, gage d’indépendance politique à l’égard d’autres sources d’énergie. Le marché du charbon se caractérise en outre par des prix stables.Le prix de la houille n’a en effet augmenté que de 20 % ces trois dernières années alors que celui du pétrole brut et du gaz naturel a doublé. Cette évolution a son revers : pour chaque kilowattheure produit, une centrale à charbon émet deux fois plus de CO2 qu’une centrale à cycle combiné au gaz naturel.

Mais l’économie mondiale ne peut toutefois renoncer au charbon : près de 40 % de l’énergie électrique produite provient aujourd’hui de centrales à charbon, dépassant les 70 % en Chine. Dans le seul Empire du Milieu, 174 centrales à charbon de 500 MW ont été raccordées au réseau en 2006. Si la conjoncture reste stable, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) table sur une augmentation de la consommation mondiale de charbon de 73 % entre 2005 et 2030.

Les constructeurs de centrales et les compagnies d’électricité doivent donc plus que jamais réaliser et exploiter des centrales à charbon respectueuses de l’environnement. « Pour réduire les émissions de CO2, il faut accroître l’efficacité du parc de centrales existant, mais aussi capter et stocker en toute sécurité le CO2 généré », déclare Christiane Schmid, de Siemens Fuel Gasification Technology GmbH de Freiberg.Depuis quelques années, des efforts sont déployés à travers le monde pour mettre en œuvre la technologie de captage et de stockage du carbone. Lors de la transformation du charbon en énergie électrique, on dispose de 3 méthodes de séparation du CO2 en fonction du type de centrale :

• la gazéification du charbon dans les centrales CCGI (cycle combiné à gazéification intégrée) où le dioxyde est capturé avant la combustion (captage en précombustion),

• la séparation du CO2 contenu dans les fumées de combustion en aval des installations à vapeur existantes (captage en postcombustion)

• l’oxycombustion dans les centrales à vapeur.

Dans le procédé d’oxycombustion, le charbon et le gaz naturel sont brûlés, non pas avec de l’air comme dans les centrales à vapeur classiques, mais avec de l’oxygène pur. L’objectif : éviter l’injection inutile d’azote dans le processus, un gaz constituant plus des trois-quarts du volume de l’air et générant de l’oxyde d’azote lors de sa combustion. Les fumées obtenues sont composées presque exclusivement de CO2 et de vapeur d’eau. La séparation du CO2 se fait par simple refroidissement et condensation de l’eau. Pour améliorer ce procédé, l’entreprise de production et de distribution d’électricité E.ON exploite actuellement une installation pilote sur le site anglais de Ratcliff. Fin 2008, l’opérateur énergétique Vattenfall inaugurera près de Dresde, une installation pilote utilisant la technique d’oxycombustion. Siemens lui a fourni l’ensemble des systèmes de contrôle-commande.

Une technologie CCGI éprouvée

En matière de développement, Siemens se concentre sur le captage en pré et postcombustion. « Le degré de maturité technologique de ces trois approches est variable. Seule la technologie CCGI a fait ses preuves. Dans l’industrie du traitement des gaz, les exemples ne manquent pas dans le domaine de la séparation du CO2 à partir de gaz de synthèse », explique Christiane Schmid. « Nous pourrions déjà nous lancer dans la construction d’une grande installation avec captage du CO2. En effet, Siemens participe depuis des années au développement de systèmes CCGI optimisés. » Dès 1990, des centrales CCGI, pour lesquelles Siemens a fourni la partie centrale et accompagné l’intégration des installations, ont vu le jour en Espagne, aux Pays-Bas, et aux Etats-Unis, prouvant la faisabilité du système CCGI.

Les raisons pour lesquelles il n’existe à ce jour aucune centrale de grande envergure à faible émission de CO2 sont multiples. Guido Schuld, directeur de Siemens Fuel Gasification Technology GmbH, résume la situation : « On ne peut que constater l’absence de cadre juridique et politique concret, notamment en matière de stockage duCO2. Il est par ailleurs difficile pour nos clients d’estimer le coût réel d’une centrale CCGI avec captage du CO2 ». La première centrale CCGI avec captage du CO2 ne devrait donc pas voir le jour avant plusieurs années.

L’opérateur énergétique RWE prévoit de mettre en service une installation de 360 MW en 2014. Le budget alloué avoisinera le milliard d’euros. 2,3 millions de tonnes de CO2 y seront captés avant d’être stockés dans des champs de gaz épuisés ou des aquifères. Aux Etats-Unis, le groupe énergétique allemand E.ON compte parmi les 12 membres de l’initiative mondiale FutureGen, visant d’ici 2012 une installation d’une puissance de 275 MW. Celle-ci devrait séquestrer au moins un million de tonnes de CO2 par an dans des aquifères salins profonds. E.ON UK envisage la construction d’une centrale CCGI avec captage du CO2 sur un site proche des côtes. Cette implantation autoriserait le stockage du CO2 dans les gisements pétroliers de la mer du Nord, tout en améliorant l’extraction du pétrole.

« Dans les centrales CCGI sans captage du CO2, notre technologie nous permettra d’atteindre un rendement supérieur à 40 % », constate Guido Schuld. « Ce rendement reste en général plus faible dans les centrales avec captage du CO2. Nos clients exigent une haute disponibilité des installations pour d’évidentes raisons économiques. Avant de lancer nos technologies sur le marché, nous les soumettons donc à une phase de test approfondie », poursuit-il, citant deux des technologies clés du CCGI : les gazéificateurs et les turbines à gaz. Celles-ci font partie du portefeuille de Siemens depuis l’intégration de l’activité « gazéification » mi-2006.

Pour exploiter le lignite de la région de la Lusace, le gouvernement de la RDA avait investi dans le développement d’une technologie spéciale de gazéification : l’alimentation par voie sèche. Ce système s’est transformé aujourd’hui en avantage concurrentiel décisif. Contrairement à l’alimentation humide, où le charbon broyé est injecté dans le gazéificateur sous forme d’émulsion aqueuse, ce procédé permet d’utiliser presque tous les types de charbon pour la gazéification.

Adapté à presque tous les types de charbon

Cet avantage concurrentiel est évident si l’on considère la durée d’utilisation d’une centrale CCGI. « Lorsqu’un client choisit une installation de gazéification, il calcule ses coûts d’exploitation sur 20 à 25 ans. Or, on ne peut actuellement conclure de contrat d’approvisionnement à prix fixe au-delà de quelques années », souligne Guido Schuld. « Qui sait d’où viendra plus tard le charbon, quel sera son type et son prix ? Grâce à notre technologie, le client n’a plus de souci à se faire car il peut utiliser et acheter au meilleur prix la quasi-totalité des charbons disponibles à travers le monde. »

Sur le site Siemens de Freiberg, on étudie le comportement des types de charbon divers dans le gazéificateur, la formation de scories dans le réacteur et comment protéger le gazéificateur des hautes températures de combustion. « Avec cette installation de test, nous disposons d’un système qui nous permet de déterminer d’avance avec le client les conditions de fonctionnement de sa future installation », ajoute Guido Schuld. Les experts s’attachent aussi à améliorer le gazéificateur pour l’adapter aux futurs besoins du marché. « La technologie de gazéification s’utilise dans les centrales CCGI, mais aussi dans l’industrie chimique », résume Guido Schuld.« A partir du gaz de synthèse obtenu, on fabrique des produits chimiques tels que l’ammoniac, le méthanol, le diméthyléther ou encore des carburants synthétiques comme le gazole et le gaz naturel de synthèse. Les producteurs d’électricité ne sont plus les seuls à souffrir de l’augmentation du prix de matières premières. C’est pourquoi les chercheurs du monde entier se penchent sur des carburants alternatifs comme le charbon ou la biomasse. »

Dans le domaine de la chimie, le site de Freiberg, avec ses 70 collaborateurs, peut se prévaloir d’une référence d’envergure : d’une puissance thermique de 200 MW, l’installation mise en service en 1984 à Schwarze Pumpe a servi à la gazéification du lignite puis après la réunification, à la transformation de déchets industriels en méthanol. « Nous voulons créer une référence dans la classe des 500 MW afin de renforcer la confiance de nos clients dans cette technologie et les associer à nos efforts en vue de réaliser la prochaine génération de gazéificateurs », explique Christiane Schmid. Dans la province chinoise de Ningxia, 5 gazéificateurs de 500 MW entreront en service en 2009. Ils produiront du polypropylène à partir de charbon pour le Shenhua Ningxia Coal Industry Group. Ce sera la plus grande installation de ce type au monde. Chaque gazéificateur y transformera 2 000 tonnes de charbon par jour.

Lavage par solvant pour les installations existantes

Alors que le captage en précombustion est adapté aux nouvelles centrales CCGI, le captage en postcombustion est utilisable même dans les centrales thermiques existantes. Ce procédé consiste à éliminer le CO2 présent dans les fumées de combustion en aval des installations. « Le lavage par solvant constitue à moyen terme l’unique option de captage du CO2 dans les centrales existantes », affirme Rüdiger Schneider, responsable des procédés chimiques des centrales à la division Fossil Power Generation.

Réalisée à basse température dans un absorbeur, cette opération permet de piéger, à l’aide d’un solvant spécial, près de 90 % du CO2 des gaz de combustion. « Le solvant chargé de CO2 est ensuite libéré du gaz à effet de serre par chauffage dans un régénérateur, puis réinjecté dans l’absorbeur. Un nouveau cycle recommence alors », explique ce spécialiste en génie chimique.

Dans un laboratoire situé dans le parc industriel de Francfort-Höchst, lui et son équipe étudient depuis 3 ans des solvants pouvant capter puis céder à nouveau le CO2 après chauffage tout en restant stables dans l’atmosphère des gaz de combustion. « Dans notre laboratoire, nous pouvons mélanger les gaz les plus divers et faire varier les conditions expérimentales indépendamment du fonctionnement de la centrale. Cela permet, par exemple, d’examiner les effets du dioxyde de soufre sur le solvant ainsi que l’influence de l’oxygène », poursuit Rüdiger Schneider. « Grâce à nos équipements, nous pouvons analyser tous les aspects du lavage par solvant. Résultat : notre procédé de lavage chimique laisse moins de résidus de solvant dans le gaz et exige moins d’énergie que les procédés classiques. Son efficacité est renforcée par l’intégration optimale du processus de lavage dans les installations par nos concepteurs de centrales d’Erlangen. »

Prêt pour la mise en œuvre à grande échelle

En collaboration avec E.ON, Siemens entend promouvoir ce procédé afin d’accélérer la mise au point de centrales à énergie fossile plus respectueuses du climat. L’entreprise concentre d’abord ses efforts sur les centrales à houille et à lignite, mais prévoit une variante adaptée aux centrales à gaz naturel. Dès 2010, le procédé pourrait être testé dans une installation pilote située dans l’une des centrales à charbon d’E.ON. « Le défi consiste à obtenir un haut rendement en évitant les impacts négatifs sur l’environnement dus à l’émission de solvant nocif qui peut se trouver à l’état de traces dans les gaz de combustion », constate Rüdiger Schneider. « Notre but est d’améliorer le nouveau procédé de séparation du CO2 pour le commercialiser à grande échelle d’ici 2020. »

Ulrike Zechbauer