Diverses options de captage du carbone pour centrales électriques

Sommaire

Les centrales électriques sont parmi les plus grandes sources d’émissions de dioxyde de carbone, l’un des principaux facteurs du changement climatique. Le captage et le stockage du CO2 issu de leurs flux d’échappement constituent un moyen prometteur de réduire le réchauffement climatique tout en assurant un approvisionnement fiable en électricité. Mais choisir la bonne méthode de captage n’est pas chose facile. Les technologies diffèrent en coûts, consommation d’énergie et maturité de déploiement. Cet article s’appuie sur une revue systématique d’études récentes et décrit une méthode d’évaluation structurée permettant de comparer les stratégies de captage du carbone pour les centrales au charbon, au lignite et au gaz naturel. Les résultats montrent que le bouclage calcique et autres techniques postcombustion sont les plus performants pour les centrales au gaz naturel. Également, l’absorption par amines reste la meilleure option pour les centrales au lignite, tandis que la précombustion à base de Selexol se distingue pour le charbon. Ces conclusions montrent à quel point la maturité économique et technologique détermine les solutions les plus prometteuses pour une adoption à court terme.

Mots clés : Analyse décisionnelle multicritère ; Oxycombustion ; Postcombustion ; Précombustion ; PAH ; TOPSIS ; Captage du CO2

Schéma

Défi climatique

La dernière décennie a été marquée par des températures record, une élévation du niveau des mers et des phénomènes météorologiques extrêmes. Malgré les ententes internationales comme l’Accord de Paris, les niveaux mondiaux de dioxyde de carbone continuent d’augmenter, atteignant 427 parties par million en 2024 [1]. Si cette tendance se poursuit, les concentrations mondiales de CO2 pourraient atteindre 550 ppm d’ici 2050 [2]. Le secteur de l’électricité, qui représente environ 40 % des émissions, est au cœur de ce défi. Il est essentiel de réduire son empreinte carbone pour atteindre les objectifs climatiques.

Le captage et le stockage du carbone (CSC) font l’objet d’études depuis les années 1970 et sont désormais considérés comme l’une des solutions les plus importantes à court terme [3]. Le principe est simple : au lieu de rejeter le CO2 dans l’atmosphère, celui-ci est capté à la source et soit stocké sous terre, soit réutilisé dans des produits tels que carburants et matériaux de construction [4]. La mise en œuvre est toutefois complexe et il n’existe pas de solution tout-en-un.

Boîte à outils pour le captage

Les centrales électriques diffèrent considérablement en conception et en type de combustible, ce qui signifie que leurs stratégies de captage du CO2 doivent également différer. En général, il existe trois grandes approches :

• La précombustion : éliminer le CO2 avant la combustion, couramment utilisée dans les systèmes de gazéification.
• La postcombustion : capter le CO2 après la combustion, souvent à l’aide de solvants chimiques.
• L’oxycombustion : brûler du combustible dans de l’oxygène pur afin de créer un gaz de combustion riche en CO2, plus facile à séparer.

Ces stratégies peuvent être combinées à des technologies précises telles que l’absorption (solvants liquides de type amines), l’adsorption (matériaux solides qui piègent le CO2), les membranes ou le bouclage chimique. Chaque option implique des compromis en efficacité énergétique, en coûts et en maturité pour une utilisation à grande échelle.

Tableau 1 : Comparaison des technologies de captage du CO2, modifié par rapport à [8], [9]

Comment les options ont été comparées

Afin d’identifier les options les plus prometteuses, nous avons procédé à une revue systématique de la littérature couvrant la période 2015-2024. Cette revue a porté sur les performances techniques (efficacité énergétique), les aspects économiques (coût par tonne de CO2 évitée et prix de l’électricité), les impacts environnementaux (émissions précises de CO2) et les indicateurs de maturité (maturité technologique, commerciale et sociale).

Ces facteurs n’ayant pas tous la même importance, nous avons appliqué une méthode décisionnelle structurée. Le processus analytique hiérarchique (PAH) a donné des pondérations à chaque critère, et la méthode TOPSIS a classé les options de captage en les comparant à une solution « idéale ». Dans ce contexte, les indicateurs économiques comme le coût de CO₂ évité et le coût actualisé de l’électricité ont reçu la pondération la plus élevée, suivis par l’efficacité et la disponibilité.

Résultats par type d’installation

Cycle combiné au gaz naturel (CCGN) :

Pour les installations CCGN, le bouclage calcique postcombustion s’est avéré l’option la plus intéressante. Il combine un coût relativement faible (40 $ US par tonne de CO2 évitée) avec une bonne efficacité (48 %) et une maturité moyenne à élevée. Le bouclage de carbonate a également donné de bons résultats, tandis que l’absorption standard à l’amine reste fiable mais plus coûteuse.

Centrales au lignite :

Pour le lignite, l’absorption à base d’amine avec MDEA arrive en tête. Ce procédé est commercialement mature (TRL 9), rentable (environ 47,40 $ US par tonne de CO2) et déjà largement utilisé dans l’industrie. Le bouclage calcique arrive juste derrière, en particulier dans les scénarios où l’intégration thermique réduit les pénalités énergétiques.

Centrales au charbon :

Les centrales au charbon présentent un tableau différent. Le captage précombustion au procédé Selexol combiné au bouclage chimique a donné les meilleurs résultats. Il offrait le coût le plus bas par tonne de carbone évitée (23,70 $ US) et un rendement acceptable (37 %). L’oxycombustion s’est avérée une alternative compétitive en fonction du système d’alimentation en oxygène, même si elle se heurte à des obstacles de coûts et d’infrastructures.

Principales conclusions

Pour les trois types d’installations, une tendance s’est dégagée : le coût est le facteur le plus important. Le coût du CO2 évité et le prix global d’électricité ont été les facteurs déterminants dans le choix des meilleures technologies. L’efficacité technique arrive en deuxième position, suivie de la maturité technologique. Les options émergentes telles que les membranes ou la séparation cryogénique n’ont pas donné de bons résultats en raison de leurs besoins énergétiques élevés, de leurs coûts élevés ou de leur faible maturité. Bien qu’elles puissent être améliorées grâce à des recherches supplémentaires, elles ne sont pas encore prêtes à être adoptées à grande échelle.

Perspectives d’avenir

Les technologies CSC ne sont pas une solution miracle, mais elles sont essentielles pour décarboner l’électricité à mesure que les systèmes renouvelables continuent de se développer. Les résultats suggèrent que l’industrie et le secteur politique devraient donner la priorité aux solutions à la fois rentables et commercialement matures, comme l’absorption par amines pour le lignite et le Selexol pour le charbon. Conjointement, il est essentiel d’investir dans des options plus récentes comme le bouclage calcique, car, une fois mises à l’échelle, elles pourraient offrir de meilleures performances à long terme.

L’avenir du CSC réside dans l’équilibre entre l’économie, la maturité technologique et l’impact environnemental. Par une sélection rigoureuse et une innovation continue, les centrales électriques peuvent passer du statut de plus grands émetteurs de carbone au monde à celui de partie prenante de la solution pour atteindre les objectifs climatiques mondiaux [1

Références

[1]       “Monthly atmospheric CO2 concentration 2024 | Statista.” Accessed: Jun. 08, 2024. [Online]. Available: https://www.statista.com/statistics/1091999/atmospheric-concentration-of-co2-historic/

[2]       “CO2 Concentration.” Accessed: Jun. 08, 2024. [Online]. Available: https://www.theworldcounts.com/challenges/global-warming/CO2-concentration

[3]       M. Pal, V. Karaliūtė, and S. Malik, “Exploring the Potential of Carbon Capture, Utilization, and Storage in Baltic Sea Region Countries: A Review of CCUS Patents from 2000 to 2022,” Processes 2023, Vol. 11, Page 605, vol. 11, no. 2, p. 605, Feb. 2023, doi: 10.3390/PR11020605.

[4]       S. P. Filippov, “The Economics of Carbon Dioxide Capture and Storage Technologies (Review),” Thermal Engineering , vol. 69, no. 10, pp. 738–750, Oct. 2022, doi: 10.1134/S0040601522100020/TABLES/8.

[5]       A. G. Olabi, T. Wilberforce, K. Elsaid, E. T. Sayed, H. M. Maghrabie, and M. A. Abdelkareem, “Large scale application of carbon capture to process industries – A review,” Aug. 15, 2022, Elsevier Ltd. doi: 10.1016/j.jclepro.2022.132300.

[6]       T. M. Gür, “Carbon Dioxide Emissions, Capture, Storage and Utilization: Review of Materials, Processes and Technologies,” Mar. 01, 2022, Elsevier Ltd. doi: 10.1016/j.pecs.2021.100965.

[7]       P. Madejski, K. Chmiel, N. Subramanian, and T. Kuś, “Methods and Techniques for CO2 Capture: Review of Potential Solutions and Applications in Modern Energy Technologies,” Feb. 01, 2022, MDPI. doi: 10.3390/en15030887.

[8]       V. Sang Sefidi and P. Luis, “Advanced Amino Acid-Based Technologies for CO2 Capture: A Review,” Ind Eng Chem Res, vol. 58, no. 44, pp. 20181–20194, Nov. 2019, doi: 10.1021/ACS.IECR.9B01793/ASSET/IMAGES/LARGE/IE9B01793_0002.JPEG.

[9]       A. Yagmur Goren, D. Erdemir, and I. Dincer, “Comprehensive review and assessment of carbon capturing methods and technologies: An environmental research,” Environ Res, vol. 240, p. 117503, Jan. 2024, doi: 10.1016/j.envres.2023.117503.

[10]    N. Sepahi, A. Ilinca, and D. R. Rousse, “Multi-criteria decision analysis for evaluating carbon capture technologies in power plants,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 219, p. 115699, Sep. 2025, doi: 10.1016/J.RSER.2025.115699.