Coupler géothermie et stockage de CO2, c’est possible

Le 31 mars 2016 par Valéry Laramée de Tannenberg
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En bleu, les régions les plus propices à la solution stockage de CO2-géothermie profonde.
En bleu, les régions les plus propices à la solution stockage de CO2-géothermie profonde.
BRGM

Plus de 300 sites industriels français sont susceptibles de se débarrasser de leur carbone superflu tout en exploitant la chaleur du sous-sol. Reste à trouver des volontaires.

Malgré un important potentiel, le stockage géologique du CO2 n’a pas bonne presse. Si une vingtaine d’installations fonctionnent, en Norvège, au Canada ou aux Etats-Unis[1], le succès esquissé dans le rapport spécial du Groupe intergouvernemental d’experts sur l’évolution du climat (Giec) ou par les autorités européennes reste encore à écrire. En cause: des installations encore très coûteuses, un manque total d’incitation économique à investir (le prix du carbone est insuffisant) et une réticence certaine de la part du public. D’où l’intérêt de changer d’approche.

Plusieurs centaines de millions d’euros

C’est ce qu’ont fait les partenaires du projet CO2 Dissolved. Porté par le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) et financé par l’Agence nationale de la recherche (ANR), ce programme initié en 2012 cible les centaines de petits émetteurs industriels français de gaz carbonique (émettant moins de 150.000 tonnes de CO2 par an). Producteurs d’alcool, de biocarburants, cimentiers, brasseurs, fonderies, ces industriels sont trop petits pour s’équiper d’un système complet de captage-stockage géologique de dioxyde de carbone, dont le prix peut atteindre plusieurs centaines de millions d’euros.

Le concept est simple: le sous-sol des régions disposant d’importantes ressources géothermiques profondes regorge d’aquifères salins profonds, propices au stockage de gaz carbonique. D’où l’idée de coupler récupération de la chaleur contenue dans ces eaux profondes et injection de CO2 sous forme dissoute. Cette approche se révèle particulièrement adaptée aux petits émetteurs et elle est complémentaire de l’approche classique de stockage de CO2 qui reste la plus performante pour les gros émetteurs industriels (plusieurs millions de tonnes par an). Durant trois ans, les 7 membres du consortium[2] ont recensé et évalué les technologies disponibles, les zones les plus propices et les sites industriels émettant moins de 150.000 t CO2/an.

Technologies matures

Présentés mercredi 30 mars, lors d’un colloque à Orléans, les premiers résultats de cette étude de faisabilité sont encourageants. «Tout d’abord, nous disposons de technologies pour capter et injecter le CO2 sous forme dissoute dans un doublet géothermique. En nous basant sur des simulations et des données industrielles réelles, nous avons désormais une bonne idée de l’économie du système. Enfin, en superposant les cartes géologiques et d’implantation des sites industriels, nous avons jeté les bases de notre étude de marché», résume Christophe Kervévan (BRGM), coordinateur du projet.

En utilisant les techniques des centrales géothermiques classiques, un industriel pourra ainsi réduire ses émissions de carbone à l’atmosphère, moyennant un investissement de l’ordre de quelques dizaines de millions d’euros. «En la matière, il n’y a pas de coût standard, chaque cas est particulier», rappelle Christophe Kervévan. Tout dépend de la concentration en gaz carbonique des effluents gazeux (ce qui imposera ou non la mise en œuvre d’un système de captage du CO2), de la profondeur des forages, des besoins en énergie de l’entreprise, du prix des énergies fossiles utilisées [auquel se substituent les calories géothermiques, ndlr], des prix des quotas d’émission, etc. «Dans nos scénarios les moins favorables, les probabilités d’investissement étaient malgré tout de 50% à 70% et atteignaient 75% à 95% dans les scénarios moyens», souligne Christophe Kervévan.

Course contre la montre

Sans surprise, les régions a priori les plus favorables à ce couplage géothermie-stockage géologique de carbone sont les bassins aquitain et parisien. Deux ‘régions’ où se trouvent plus de 350 émetteurs répondant au cahier des charges de CO2 Dissolved. Il y a donc du potentiel! Reste à le mettre en valeur.

C’est l’objet du projet Pilote CO2 Dissolved que lancera dans les prochaines semaines le groupement d’intérêt scientifique Géodénergies[3]. Son but: trouver un industriel qui acceptera d’investir (en partenariat) dans la construction et l’exploitation d’une installation pilote. Un sacré pari. L’appel d’offres du programme européen H2020 sur les sites pilotes de stockage géologique de CO2 qui s’ouvre en début d’année prochaine est une belle opportunité de financement. D’ici là, il faudra convaincre un industriel d’investir dans une nouvelle forme de transition énergétique. Une véritable course contre la montre est engagée.



[1] Et injectent une trentaine de millions de tonnes de CO2 par an dans des structures géologiques étanches.

[2] BRGM, BGR, CFG, Geogreen, GeoRessources, laboratoire d’économie d’Orléans, Partnering in Innovation

[3] Lancé en 2015, le GIS Géodénergies regroupe actuellement Actys-Bee, CFG Services, Drillscan, Electerre de France, Enertime, Fonroche Géothermie, Entrepose Group, Géothermie Bouillante, Solexperts, le BRGM, le CNRS, Mines ParisTech - Armines, l'université d'Orléans, l'université de Lorraine, l'université de Pau et des Pays de l'Adour, l'université des Antilles et le pôle de compétitivité S2E2.

 



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