La capture et le stockage du carbone (CSC) figuraient en bonne place à l'ordre du jour de la Semaine du climat de New York la semaine dernière, où les détracteurs de cette technologie ont exprimé leurs inquiétudes quant à son utilisation potentielle pour prolonger la durée de vie de l'industrie des combustibles fossiles.
Depuis des années, les experts soulignent que le captage et le stockage du carbone (CSC) servent principalement à extraire davantage de pétrole, grâce à un procédé appelé récupération assistée du pétrole (RAP). La combustion de ce pétrole émet beaucoup plus de dioxyde de carbone (CO2) que la quantité captée ; par conséquent, le CSC ne constitue pas une solution viable pour lutter contre le changement climatique, affirment les critiques.
Lors d'une conférence de presse tenue à l'issue du Sommet des Nations Unies sur l'ambition climatique, le 20 septembre, Tzeporah Berman, présidente de l' Initiative pour la non-prolifération des combustibles fossiles , a déclaré : « Les compagnies pétrolières ont reconnu cette année qu'elles ne respecteraient pas leurs engagements fallacieux de neutralité carbone. Les données ont démontré que leurs plans de captage du carbone ne fonctionnent pas à grande échelle. »
Vous trouverez ci-dessous une analyse de DeSmog sur l'impact climatique de 12 projets de captage et de stockage du carbone (CSC) à grande échelle dans le monde : les promesses de l'industrie des combustibles fossiles et la réalité. Le constat est alarmant : objectifs de captage du carbone non atteints, dépassements de coûts et milliards de dollars de subventions à la charge des contribuables.
Les données proviennent de diverses sources, notamment le Global CCS Institute, l'Agence internationale de l'énergie, l'Institute for Energy Economics and Financial Analysis, le Geoengineering Monitor et DeSmog Research. Les données relatives aux subventions ont été fournies par Oil Change International , qui prévoit de lancer une base de données sur le soutien gouvernemental au captage et au stockage du CO2 en 2024. Les conversions de devises ont été effectuées en fonction des taux de change en vigueur lors de l'annonce ou du versement initial des subventions.
Pour en savoir plus sur les implications climatiques du CSC, consultez l'analyse de DeSmog : Comment les projets de captage et de stockage du carbone stimulent l'extraction de nouveaux pétroles et gaz à l'échelle mondiale.
Ce que les projets de CSC promettent. Et ce qu'ils réalisent.
1. Usine de traitement du gaz naturel de Terrell (« Val Verde »)
Exploitant : Occidental Petroleum, depuis 1972
Situation géographique : au sud-est de Fort Stockton, au Texas, aux États-Unis.
Capacité maximale annoncée : 0.5 millions de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole dans le bassin permien
Subventions publiques : Aucune
Ce qu'ils prévoyaient : on extrairait davantage de pétrole brut grâce à l'injection de CO2.
Ce qui s'est réellement passé : ça a marché. Le succès de Val Verde a servi de modèle reproductible, permettant à l'industrie pétrolière d'extraire davantage de pétrole tout en prétendant contribuer à la lutte contre le changement climatique.
Contexte : La première installation industrielle de captage du carbone au monde a commencé à capter le CO2 d’un complexe d’usines de traitement de gaz de l’ouest du Texas en 1972. Le gaz était ensuite acheminé par pipeline à travers la région afin d’accroître la productivité des puits de pétrole . Désormais propriété d’Occidental Petroleum et rebaptisée Usine de traitement de gaz naturel de Terrell, l’installation a contribué à la production de millions de barils de pétrole brut supplémentaires.
Le succès de Val Verde a permis au secteur pétrolier et gazier de développer un modèle économique garantissant sa rentabilité à long terme. Simultanément, il a constitué une solution potentielle à l'aggravation de la crise des gaz à effet de serre, tout en demeurant la principale source de cette pollution.
Première installation dédiée à l'injection de CO2 pour accroître la production de pétrole, Val Verde a joué un rôle déterminant dans le développement de la récupération assistée du pétrole (RAP). Cette technique s'est avérée si efficace qu'en une décennie, les foreurs ont construit des milliers de kilomètres de pipelines acheminant le CO2 naturel vers les champs pétrolifères du Texas, d'autres régions des États-Unis et, par la suite, d'autres pays.
S'appuyant sur l'exemple de Val Verde, les compagnies pétrolières américaines sont, depuis les années 1970, à la pointe du développement de technologies EOR-CCS toujours plus performantes. Bien que désormais pratiquées à l'échelle mondiale, ces opérations de récupération assistée du pétrole (EOR) sont concentrées dans le bassin permien du Texas.
Face à la prise de conscience croissante des effets néfastes de la combustion des énergies fossiles sur l'environnement, les scientifiques du secteur pétrolier ont commencé à rechercher des solutions respectueuses de l'industrie. Sachant qu'une partie du CO2 injecté lors de la récupération assistée du pétrole (EOR) reste sous terre, dès 1977, ses partisans ont suggéré de rebaptiser cette technique en « capture et stockage du carbone » (CSC), une méthode plus respectueuse du climat. Envisageant l'installation d'unités de captage sur les centrales thermiques, notamment les centrales au charbon, les promoteurs de cette solution y voyaient une réponse élégante aux préoccupations grandissantes liées aux émissions de carbone.
Cinquante ans plus tard, Val Verde sert toujours de modèle à l'industrie en matière d'utilisation «bénéfique» du CO2, et la récupération assistée du pétrole (EOR) reste le principal moteur et le modèle commercial performant du captage et du stockage du CO2 (CSC).
2. Station de traitement de Shute Creek
Exploitant : ExxonMobil , 1986-présent
Lieu : À l'est de Kemmerer, Wyoming, États-Unis
Capacité maximale annoncée : 7 millions de tonnes de CO2/an
Méthodes de stockage : Récupération assistée du pétrole dans le Wyoming et les États voisins, stockage géologique limité.
Subventions publiques : Aucune
Ce qu'ils avaient prédit : ExxonMobil cite l'exemple de Shute Creek pour démontrer son engagement à capturer toujours plus de carbone.
Ce qui s'est réellement passé : près de la moitié du CO2 capturé a été utilisée pour pomper davantage de pétrole ; le reste a simplement été rejeté dans l'atmosphère, en partie parce que l'usine n'a pas atteint environ un tiers de ses objectifs de capture.
Contexte : ExxonMobil, propriétaire de l’usine, affirme avoir « capturé plus de CO2 d’origine anthropique que toute autre entreprise » et estime que son usine de Shute Creek est responsable de 20 % du carbone séquestré annuellement dans le monde. Cependant, cette usine, située sur le gisement gazier de LaBarge dans le Wyoming, n’a pas été conçue dans une optique climatique, mais plutôt pour produire du gaz, du pétrole et un cinquième de l’approvisionnement mondial en hélium.
Le gisement gazier de LaBarge, dans le Wyoming, est resté inexploité pendant des décennies en raison de sa très forte concentration en CO2, ce qui en faisait une source peu propice à la production de gaz naturel. Cependant, dans les années 1980, Exxon a constaté que la capture du carbone lors du traitement du gaz et sa vente pour améliorer la récupération du pétrole dans la région environnante permettraient de rentabiliser l'exploitation de Shute Creek. Au cours des années suivantes, face aux fluctuations des prix mondiaux du pétrole, la capture du carbone a été suspendue sur le site pendant les périodes de baisse de la demande en CO2 pour l'extraction pétrolière.
D'après un rapport de l'Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEFFA), un groupe de réflexion à but non lucratif, 47 % du CO2 capté par la centrale ont été vendus pour la récupération assistée du pétrole au cours de leur exploitation, tandis que seulement 2 % ont été séquestrés. Les 50 % restants du CO2 produit par la centrale – soit 120 millions de tonnes – ont été rejetés dans l'atmosphère, faisant d'elle une source majeure d'émissions de gaz à effet de serre. Bien qu'une partie de ces rejets ait été planifiée, la centrale n'a pas atteint environ un tiers de ses objectifs totaux de captage du carbone depuis sa création, selon l'IEFFA.
3. Projets Sleipner et Snøhvit
Opérateur : Equinor (Statoil), depuis 1996 ; Snøhvit depuis 2008
Lieu : Au large (champ Sleipner Ouest, mer du Nord), Norvège
Capacité maximale annoncée : Sleipner 1 million de tonnes de CO2/an
Capacité maximale déclarée : Snøhvit 0.7 million de tonnes de CO2/an
Méthodes de stockage : Stockage géologique en mer du Nord
Subventions publiques : 175 000 $
Ce qu'ils prédisaient : souvent cité comme preuve que l'industrie pétrolière avait déjà perfectionné les techniques de capture et de stockage du carbone.
Ce qui s'est réellement passé : des études suggèrent que la modélisation du stockage du CO2 dans ces projets est erronée, ce qui souligne les inquiétudes quant au fait que le comportement du CO2 reste très imprévisible.
Contexte : Premier projet de CSC à l'échelle industrielle au monde, construit dans le but supposé de réduire les émissions de carbone, Sleipner est entré en service en 1996 après l'entrée en vigueur des taxes carbone pionnières de la Norvège.
Compte tenu de la teneur relativement élevée en CO2 du gaz brut du gisement de Sleipner West, l'enfouissement de ce gaz est devenu nécessaire pour garantir la rentabilité du gisement malgré la nouvelle taxe carbone. Ce stockage souterrain permet à Equinor d'économiser des centaines de millions d'euros d'impôts chaque année.
En fonctionnement quasi continu depuis le milieu des années 90, et plus grand projet de CSC jamais conçu en mer du Nord et en Europe, Sleipner a une capacité de séquestration de près d'un million de tonnes de CO2 par an.
Cependant, extraire et réinjecter tout ce CO2 sous terre ne rend pas le gaz raffiné neutre en carbone. Bien au contraire : selon certaines estimations , sa combustion a généré environ 25 fois plus de CO2 que la quantité séquestrée par Equinor.
Conçu comme un modèle permettant l'exploration pétrolière et gazière à long terme malgré les émissions, le centre Sleipner est, depuis sa création, un centre international d'apprentissage et un laboratoire pour des générations d'ingénieurs pétroliers. Les connaissances acquises continuent d'aider Equinor et ses partenaires, tels qu'ExxonMobil, à développer et à mettre en œuvre davantage de projets de captage et de stockage du CO2 (CSC) et de récupération assistée du pétrole (EOR) à travers le monde.
Cependant, bien que Sleipner ait servi de guide pour la directive européenne de 2009 sur le stockage géologique du dioxyde de carbone — actuellement en cours de révision pour permettre un stockage et une utilisation accrus du CO2 —, des études de l'IEEFA basées sur des rapports norvégiens révèlent que les modèles de stockage du CO2 de Sleipner et de Snøhvit sont erronés, démontrant ainsi que le comportement du CO2 reste très imprévisible, avec des conséquences potentiellement désastreuses.
4. Projet Kemper
Exploitant : Mississippi Power (Southern Energy Company), 2010-2021 (fermée ; renommée centrale Ratcliffe)
Lieu : Au nord de Meridian, Mississippi, États-Unis
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 3 million de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole dans le golfe du Mexique
Subventions publiques : 407 millions de dollars
Ce qu'ils annonçaient : le charbon serait brûlé « proprement » pour produire de l'électricité.
Ce qui s'est réellement passé : les coûts ont plus que doublé par rapport aux estimations initiales, atteignant 7.5 milliards de dollars ; des fuites ont été découvertes lors des tests et l'usine de captage du carbone a finalement été mise hors service, puis démolie.
Contexte : Au début des années 2000, alors que les politiques climatiques préconisaient la sortie progressive du charbon, la capture du carbone est apparue comme un moyen de maintenir l'industrie charbonnière en activité sous une forme plus « propre ». S'appuyant sur un programme de l'administration Bush, l'installation de captage et de stockage du carbone de Kemper a été proposée en 2008 comme projet phare de l'Initiative pour une énergie propre à partir du charbon du gouvernement américain, bénéficiant de 407 millions de dollars de subventions fédérales. Exploitée par la société Southern Energy, l'usine a été conçue pour gazéifier le lignite (charbon brun) et capturer le carbone avant combustion.
Cependant, la centrale n'a jamais atteint son objectif de captage de 65 % de ses émissions de carbone, soit 3 millions de tonnes de CO2 par an. Tout d'abord, la construction a pris du retard et le coût initialement estimé à 3.0 milliards de dollars a explosé pour atteindre 7.5 milliards de dollars. Malgré cette augmentation considérable des investissements, le procédé de gazéification du charbon s'est avéré non fiable lors des essais, des fuites ayant été constatées.
En 2017, les opérations de captage du carbone ont été suspendues en raison de problèmes persistants qui ont rendu le projet non rentable. En 2021, l'unité de captage du carbone, mise hors service, a été démolie . Aujourd'hui, la centrale électrique de Kemper restante brûle simplement du gaz fossile, et le « charbon propre » demeure une mesure de réduction des émissions coûteuse et non éprouvée à l'échelle mondiale.
5. Usine de traitement de gaz Century
Exploitant : Occidental Petroleum, depuis 2010
Lieu : À l'est de Fort Stockton, au Texas, aux États-Unis
Capacité maximale annoncée : 8.4 millions de tonnes de CO2/an
Note : L'Institut mondial du CSC, soutenu par l'industrie, indique cinq millions de tonnes de CO2 par an, ce qui correspondait à la capacité opérationnelle réelle de l'usine en 2022.
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole
Subventions publiques : Aucune
Ce qu'ils annonçaient : le projet contribuera à inaugurer une nouvelle ère de « zéro émission nette de pétrole ».
Ce qui se passe réellement : cette usine pourrait permettre d’exploiter à moindre coût environ 500 millions de barils de réserves de pétrole.
Contexte : Avec 25 000 miles de pipelines de CO2 ; 6 000 puits d'injection de carbone répartis sur 1.4 million d'acres ; et plus de 50 ans d'expérience, Occidental Petroleum est peut-être le leader mondial de la récupération assistée du pétrole.
Avec une capacité de plus de huit millions de tonnes de CO2 par an suite à une expansion en 2012, l'usine de traitement de gaz Century de 1.1 milliard de dollars située dans l'ouest du Texas possède le plus grand potentiel de stockage aux États-Unis, même si seulement environ 60 % de celui-ci a été utilisé l'année dernière, selon le Global CCS Institute.
Malgré ses ambitions d'expansion dans le secteur pétrolier – Occidental Petroleum affirme que sa technique de récupération assistée du pétrole par injection de CO2 pourrait libérer l'équivalent énergétique de deux milliards de barils de pétrole – l'entreprise se présente comme un chef de file en matière de climat. Forte de son « vaste héritage » et de son expertise reconnue dans le domaine de la récupération assistée du pétrole par injection de CO2, elle affirme que le recours aux nouvelles technologies de captage du carbone pourrait révolutionner la lutte contre le changement climatique. L'année dernière, Occidental a commencé à vendre son premier pétrole « Net Zero » à un négociant de matières premières basé à Singapour, grâce à une capacité de captage direct du CO2 dans l'air qui reste à installer. Plus tôt cette année, elle a entamé la prévente de crédits carbone à Airbus, basés sur son futur carburant d'aviation « bas carbone ».
L'héritage des installations liées à la récupération assistée du pétrole (EOR), notamment l'usine de traitement de gaz Century, se traduit jusqu'à présent par une augmentation nette des émissions mondiales. Diverses sources démontrent que l'exploitation pétrolière et gazière dans le bassin permien, où se situe l'usine, constitue la plus grande « bombe à retardement climatique » d'Amérique du Nord et l'une des principales causes du changement climatique à l'échelle mondiale.
Selon l'étude du Massachusetts Institute of Technology sur l'usine de traitement de gaz Century, celle-ci permet à Occidental Petroleum de « développer environ 500 millions de barils de réserves à partir d'actifs actuellement détenus à un coût avantageux ».
6. Petra Nova
Exploitant : Auparavant NRG Energy en partenariat avec JX Nippon Oil, 2017-2020 ; arrêté en 2020 et désormais détenu à 100 % par JX Nippon, redémarrage en septembre 2023
Emplacement : Rattaché à une unité de la centrale électrique de WA Parish, à Richmond, au Texas, aux États-Unis.
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 1.4 million de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole dans le champ pétrolier de West Ranch
Subventions publiques : 190 millions de dollars
Ce qu'ils annonçaient : une solution révolutionnaire aux émissions de combustibles fossiles.
Ce qui s'est réellement passé : les objectifs de capture n'ont pas été atteints ; la pollution globale par le carbone a à peine diminué.
Contexte : Petra Nova a redémarré en septembre dernier, deux ans après son arrêt au début de la pandémie de COVID-19, lorsque le prix du pétrole brut West Texas Intermediate s’est effondré. Seule unité de captage et de stockage du CO₂ (CSC) raccordée à une centrale au charbon aux États-Unis, elle s’est montrée performante en matière de récupération assistée du pétrole (EOR) durant sa première période d’exploitation, certes courte. Cependant, des analyses indépendantes révèlent qu’elle n’a pas atteint ses objectifs de captage et que, si l’on considère les émissions sur l’ensemble de son cycle de vie, sa contribution à la réduction des émissions de carbone a été minime.
Présentée comme une solution révolutionnaire face à l'augmentation des émissions de gaz à effet de serre provenant de l'industrie des combustibles fossiles, Petra Nova, co-propriétaire de NRG Energy et du groupe japonais JX Nippon, avait promis à l'époque de révolutionner le secteur et de sauver l'avenir de la production d'électricité à partir de combustibles fossiles.
Ce projet d'un milliard de dollars (dont une subvention de 190 millions de dollars du département américain de l'Énergie dans le cadre de la Clean Coal Initiative et un prêt de 250 millions de dollars du gouvernement japonais) est rattaché à une unité au charbon de 654 mégawatts de la gigantesque centrale électrique WA Parish, propriété de NRG, située près de Houston, au Texas.
Classée en 2019 comme la neuvième centrale électrique la plus émettrice de carbone aux États-Unis, la centrale de Parish, composée de huit unités au charbon et au gaz fossile, rejette chaque année plus de 15.1 millions de tonnes de CO2 dans l'atmosphère.
Après capture et compression, le CO2 est acheminé par pipeline sur plus de 130 kilomètres jusqu'au champ pétrolier de West Ranch pour la récupération assistée du pétrole (EOR). Avant la mise en service de Petra Nova, seulement 300 barils par jour étaient extraits du champ. Mais durant la première année d'exploitation de Petra Nova, ce chiffre a bondi à 4 000 barils par jour . Avec l'augmentation de la pression, la production a été multipliée par 50, dépassant les 15 000 barils par jour.
Mais lorsque les prix du pétrole du Texas occidental se sont effondrés fin mars 2020, la capture et le stockage du CO2 pour la récupération assistée du pétrole ont cessé d'être économiquement viables, et ses propriétaires ont mis l'usine en sommeil jusqu'à ce que les marchés pétroliers s'améliorent.
Quant à savoir si Petra Nova capturait réellement 90 % du CO2 comme l'affirment ses promoteurs, les recherches de l'IEEFA montrent qu'elle a rarement atteint 75 % du CO2 émis. Officiellement, le département américain de l'Énergie indique qu'elle n'a capturé qu'environ 3.9 millions de tonnes courtes de CO2 au cours de ses trois premières années d'exploitation, un chiffre inférieur aux 4.6 millions de tonnes escomptées par les développeurs.
Cependant, en tenant compte du CO2 combiné produit par sa turbine à gaz dédiée, des fuites de CO2 et de méthane en amont provenant de la production de gaz fossile, ainsi que des émissions de carbone en aval liées au transport du CO2 pour la production d'EOR, le professeur Mark Z. Jacobson de l'université de Stanford a déterminé qu'au mieux , elle ne capturait que 11 % des émissions totales de carbone, sans même prendre en compte la pollution provenant des centaines de milliers de barils de pétrole que le CO2 capturé par Petra Nova a fait sortir du sol.
JX Nippon Oil & Gas Exploration Corp., propriétaire unique et premier producteur de pétrole du Japon, affirme fièrement que le projet relancé permettra simultanément d'accroître considérablement la production des gisements pétroliers vieillissants et de réduire les émissions de CO2 atmosphérique au Texas.
Alors que le prix du pétrole frôle les 100 dollars le baril, Petra Nova continue de se présenter comme un projet bénéfique pour le climat, et que son exploitation se justifie à nouveau financièrement. À l'avenir, les opérations de récupération assistée du pétrole (EOR) financeront une fois de plus le système de captage et de stockage du CO2 (CSC), tout en offrant une nouvelle occasion de démontrer la viabilité à grande échelle de cette technologie. Beaucoup considèrent cela comme un test majeur des efforts déployés pour séquestrer le CO2 et le stocker définitivement sous terre.
Le fait que Petra Nova n'ait pratiquement rien fait auparavant pour réduire les émissions globales de CO2 — les augmentant même probablement — n'est pas considéré comme un défaut, mais comme une caractéristique étant donné que son seul but est de capter une partie de la pollution de la centrale afin de produire plus de pétrole — une tâche qu'elle a manifestement accomplie avec brio.
7. Projet Gorgon
Opérateurs : Chevron (47.3 %), ExxonMobil (25 %), Shell (25 %), 2017-présent
Lieu : Île de Barrow, Australie-Occidentale, Australie
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 4 millions de tonnes de CO2/an
Subventions publiques : 60 millions de dollars australiens (47 millions de dollars américains)
Ce qu'ils avaient annoncé : la construction d'une usine phare pour stocker le CO2 produit par le forage de gaz en mer.
Ce qui s'est réellement passé : le projet a débuté des années après le début des forages ; il a été entravé par des problèmes techniques qui ont fait qu'il n'a permis de récolter que moins du quart des ressources promises.
Contexte : Chevron et ses partenaires ont été autorisés à construire l'usine de GNL Gorgon de 54 milliards de dollars sur la réserve naturelle de Barrow Island pour une seule raison : enfouir des millions de tonnes de CO2 produites par les gisements de gaz offshore dans une formation située profondément sous l'île.
Théoriquement capable de stocker jusqu'à 4 millions de tonnes de CO2 par an et légalement tenue de capter 80 % de ses émissions , Gorgon a, de l'avis général, échoué de façon spectaculaire.
Bien que l'usine de gaz de Gorgon ait produit sa première cargaison de GNL en mars 2016, la première injection de CO2 n'a débuté qu'en août 2019, soit avec trois ans et demi de retard. Depuis, elle n'a séquestré, en moyenne, que moins d'un million de tonnes par an.
Alors qu'il ne s'écoulait pratiquement pas un jour où tous les éléments du système d'injection de CO2 de Gorgon fonctionnaient simultanément, un rapport de 2022 de l'IEEFA a constaté que Gorgon avait manqué ses objectifs de stockage et d'émissions d'environ 50 % au cours de ses cinq premières années d'exploitation.
En raison des fuites de CO2 provenant du réservoir de stockage de CO2 attribué à Gorgon, en décembre 2020, les autorités réglementaires ont réduit le taux d'injection autorisé à 30 % de la capacité maximale jusqu'à ce que Chevron puisse réparer son système de gestion de la pression sans fracturer la roche autour des puits d'injection et endommager de façon permanente les performances du système.
D'après des publications australiennes et autres : Gorgon n'a pas réussi à enfouir 9.5 millions de tonnes de dioxyde de carbone au cours de ses cinq premières années d'exploitation. Face à ce manque, Chevron a annoncé en 2021 l'achat de 5.23 millions de tonnes de crédits carbone (dont une grande partie s'est avérée par la suite être de piètre qualité ).
De toute évidence, Chevron continue de prendre un retard considérable dans ses objectifs de capture et de stockage du CO2, mais le géant des combustibles fossiles reste très discret sur l'ampleur de ce retard.
Ce qui est certain, c'est que le raffinage du gaz par Chevron a produit d'énormes volumes de CO2, dont une infime partie, voire la totalité, a été « séquestrée ».
Néanmoins, le gouvernement australien a depuis approuvé deux nouvelles zones massives de stockage de gaz à effet de serre en mer, affirmant que le captage et le stockage du carbone « ont un rôle essentiel à jouer » pour aider le pays à atteindre ses objectifs de neutralité carbone.
8. Abou Dhabi Steel CCS (Projet Al Reyadah)
Opérateurs : ADNOC, Masdar, Emirates Steel, (2016 – aujourd'hui)
Lieu : Mussafah, Émirats arabes unis
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 0.8 millions de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole
Subventions publiques : N/A
Ce qu'ils avaient annoncé : une aciérie serait rendue respectueuse de l'environnement.
Ce qui s'est réellement passé : le CO2 capturé a été utilisé pour pomper davantage de pétrole.
Contexte : Seule installation au monde à grande échelle de captage des émissions issues de la production d’acier, ce projet prévoit de stocker jusqu’à 90 % du CO₂ émis par l’usine Emirates Steel près d’Abu Dhabi. Un pipeline achemine ensuite le gaz comprimé vers les champs pétroliers terrestres, où il est utilisé pour l’amélioration de la récupération du pétrole. Cette installation s’inscrit dans une tendance qui consiste à concentrer la technologie de captage du carbone sur les émissions « difficiles à réduire » des secteurs industriels tels que la sidérurgie, la cimenterie et la chimie.
« Le succès de ce projet servira sans aucun doute de catalyseur pour des projets similaires aux Émirats arabes unis et dans toute la région », a déclaré Sultan Ahmed Al Jaber, directeur d'ADNOC, lors d'une interview vidéo promotionnelle en 2014. Depuis la construction du projet Al Reyadah, les Émirats arabes unis ont annoncé de nouveaux projets qui multiplieront par plus de cinq la capacité de captage du carbone du pays. ADNOC affirme qu'elle investira 15 milliards de dollars dans des « solutions bas carbone », en privilégiant notamment la récupération assistée du pétrole par injection de CO2.
Les projets d'ADNOC contribuent à l'essor de la récupération assistée du pétrole par injection de CO2 dans la péninsule arabique. En 2019, le Qatar a annoncé un projet de grande envergure visant à capter le CO2 issu du raffinage du gaz naturel liquéfié et à le stocker dans des formations géologiques, un projet également envisagé pour une utilisation ultérieure dans l'extraction pétrolière . L'Arabie saoudite voisine a construit sa première usine de captage du carbone en 2015 afin d'extraire le pétrole de puits en déclin et a annoncé l'année dernière qu'une nouvelle installation de captage du carbone, dont la mise en service est prévue en 2027, deviendrait la plus grande au monde, avec pour objectif de capter 44 millions de tonnes de dioxyde de carbone par an d'ici 2035.
9. Boundary Dam
Exploitant : Saskatchewan Power, depuis 2014
Lieu : Estevan, Saskatchewan, Canada
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 1 millions de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole dans le champ pétrolier de Weyburn (90 %), stockage géologique (10 %)
Subventions publiques : 240 millions de dollars canadiens (217 millions de dollars américains)
Ce qu'ils avaient annoncé : une installation de « charbon propre » de pointe au niveau mondial.
Ce qui s'est réellement passé : échec constant à atteindre les objectifs de capture ; le CO2 capturé a été utilisé pour pomper davantage de pétrole.
Contexte : Lorsqu'une unité de captage du carbone a été installée sur une section vieillissante d'une centrale thermique au lignite au Canada, on espérait vivement que cette centrale deviendrait une installation de charbon propre de référence mondiale. Pour financer la construction, le gouvernement canadien a alloué 240 millions de dollars canadiens à ce projet de captage du carbone. La centrale devait également résoudre le problème posé par une loi canadienne adoptée en 2012, qui imposait la fermeture de toutes les centrales au charbon de 50 ans et plus, à moins qu'elles ne soient modernisées avec un système de captage du carbone. Dans le cas de l'unité de Boundary Dam visée par la mesure, sa durée de vie opérationnelle aurait expiré en 2019.
Au lieu d'atteindre son objectif annuel d'un million de tonnes de CO2 capturées par an, l'usine a constamment sous-performé. Selon les propres estimations de l'entreprise , elle devrait capturer 750 000 tonnes de CO2 en 2023, un résultat similaire à celui de 2022. En 2021, l'installation de captage du carbone n'a stocké qu'environ 442 000 tonnes, soit moins de la moitié de sa capacité annuelle prévue.
Cette situation s'inscrit dans une tendance similaire de sous-performance observée depuis la mise en service du barrage de Boundary en 2016, d'après une analyse de l'IEEFA. Les auteurs du rapport qualifient le projet de « difficile à atteindre » et constatent qu'il a à peine atteint son objectif de stockage de 90 % « en une seule journée ». La majeure partie du CO2 capturé a été envoyée au champ pétrolier voisin de Weyburn pour la récupération assistée du pétrole.
10. Quête CCS
Exploitant : Shell PLC, 2015 – aujourd'hui
Lieu : Edmonton, Alberta, Canada
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 1.3 millions de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole
Subventions publiques : 745 millions de dollars canadiens (654 millions de dollars américains)
Ce qu’ils avaient annoncé : être présenté comme un « exemple florissant » de réussite de l’industrie pétrolière en matière de réduction des émissions.
Ce qui s'est réellement passé : moins de 50 % des émissions ont été capturées, contre un objectif de 90 % ; les émissions totales ont compensé le carbone capturé.
Contexte : Conçue pour capter les émissions de carbone issues de l’exploitation des sables bitumineux canadiens et les stocker sous terre, l’usine Quest de Shell est la première au monde à produire commercialement ce que l’on appelle « hydrogène bleu ». L’hydrogène bleu est le terme employé dans l’industrie pour désigner l’hydrogène produit par la combustion de gaz fossile via le reformage du méthane à la vapeur. Ce procédé génère d’énormes quantités de CO₂ ; d’où la nécessité de « bleuir » l’hydrogène en enfouissant les polluants produits.
Avec 654 millions de dollars sur le coût d'un milliard de dollars de Quest provenant de subventions du gouvernement canadien, l'exploitant de l'usine, Shell, a affirmé que cela l'aiderait à atteindre son objectif de « zéro émission nette » d'ici 2050 tout en saluant le « travail passionnant » qui y est mené pour réduire les émissions provenant de sources industrielles.
Bien que présentée comme un « exemple florissant » de la manière dont le CSC contribue à réduire considérablement les émissions de carbone, une enquête menée en 2022 par Global Witness a montré que malgré la capture de 5 millions de tonnes de CO2 entre 2015 et 2021, Quest a rejeté 7.5 millions de tonnes supplémentaires de GES au cours de la même période, et que seulement 48 % des émissions de carbone de l'usine étaient capturées, bien loin du taux de capture de carbone de 90 % promis.
L'étude de Global Witness a révélé que le taux de capture chute à seulement 39 % lorsqu'on inclut d'autres émissions de gaz à effet de serre provenant du projet de Shell.
11. Usine de carburants synthétiques des Grandes Plaines
Exploitant : (Basin Electric), 2000 à aujourd'hui
Lieu : Près de Beulah, Dakota du Nord, États-Unis
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 3 millions de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole dans les champs pétrolifères de Weyburn et de Midvale
Subventions publiques : 1.5 milliard de dollars du département de l'Énergie des États-Unis
Ce qu’ils avaient annoncé : le plus grand projet mondial de capture du carbone produit par la combustion du charbon.
Ce qui s'est réellement passé : le CO2 capturé est utilisé pour prolonger de 25 ans la durée de vie des champs pétrolifères au Canada.
Contexte : L'usine de gazéification de gazéification de Dakota Gasification Company, située dans les Grandes Plaines et spécialisée dans les carburants de synthèse, se targue de capter plus de CO2 issu de la conversion du charbon que n'importe quelle autre installation au monde.
À partir de 18 000 tonnes de lignite extraite localement, le plus polluant de tous les charbons, l'usine de synthèse de Great Plains transforme le lignite en méthane, qu'elle convertit ensuite en ammoniac pour les engrais, ainsi qu'en d'autres produits chimiques, tout en récupérant le CO2 produit pour une utilisation ultérieure dans la récupération assistée du pétrole.
Depuis 2000, l'usine de Great Plains Synfuels est le seul projet de captage et de stockage du CO2 à exporter son CO2. Ce dernier est comprimé en liquide et transporté par un pipeline de 320 kilomètres jusqu'aux champs pétrolifères de Weyburn et de Midale, en Alberta. Chaque tonne de CO2 injectée augmente la production de pétrole de Weyburn de près de trois barils.
L'injection de CO2 dans le système de récupération assistée du pétrole permettra de produire 130 millions de barils de pétrole supplémentaires, prolongeant ainsi la durée de vie commerciale du gisement d'environ 25 ans.
Le Dakota du Nord, l'un des États américains les plus à tendance républicaine, où beaucoup considèrent le changement climatique comme un canular, a été plus que ravi de profiter de la loi sur la réduction de l'inflation de l'administration Biden, grâce à ses crédits d'impôt pour la capture et le stockage des émissions de CO2.
Cherchant à tirer profit de ces crédits pour augmenter ses revenus, la Commission industrielle du Dakota du Nord a récemment approuvé à l'unanimité l'agrandissement de 32 milles carrés de la zone de stockage souterraine du carbone provenant de l'usine de carburants synthétiques.
Même si Great Plains envoie 2 millions de tonnes de CO2 par an dans le champ de Weyburn pour la récupération assistée du pétrole, « il y a un potentiel supplémentaire de 1.5 million de tonnes de CO2 produites aujourd'hui dans cette usine qui ne sont pas capturées, ils ont donc la possibilité de capturer ces 1.5 million de tonnes supplémentaires et d'être payés », a fait valoir Doug Burgam, gouverneur du Dakota du Nord et président de la Commission industrielle de l'État.
Lynn Helms, directrice du Département des ressources minérales de l'État, a également déclaré qu'il faudrait davantage de CO2 pour maintenir la production pétrolière régionale à long terme. Plaidant pour le développement de systèmes de captage et de stockage du CO2 (CSC) ou de pipelines de CO2, Mme Helms a déploré que la production actuelle de CO2 ne couvre qu'environ 10 % des besoins pour l'amélioration de la récupération du pétrole.
« Nous devons trouver un moyen d'intégrer la capture et l'utilisation du carbone à l'économie du Dakota du Nord, sinon nous laisserons des milliards de barils de pétrole dans le sol », a déclaré Helms en août.
12. Champ pétrolier pré-salé du bassin de Santos CCS
Opérateur : Petrobras, 2012-présent
Situation géographique : Océan Atlantique (à 300 km à l’ouest de l’État de Rio de Janeiro), Brésil
Capacité maximale déclarée en fonctionnement : 10.6 millions de tonnes de CO2/an
Méthode de stockage : Récupération assistée du pétrole dans le bassin offshore de Santos
Subventions publiques : N/A
Ce qu'ils annonçaient : le plus grand projet de captage et de stockage du carbone en mer au monde réduirait considérablement l'empreinte carbone de l'industrie.
Ce qui s'est réellement passé : l'utilisation réussie du CO2 capturé pour accroître considérablement la production pétrolière en mer déclenche un nouveau boom pétrolier.
Contexte : Exploitant plus d'une centaine de puits dans les vastes gisements pétroliers en eaux ultra-profondes du Brésil, Petrobras affichait en 2022 le plus important volume de CO2 stocké, soit environ un quart de la capacité totale de séquestration du carbone d'origine humaine. Premier projet de ce type au monde, la capture du carbone en mer affirme avoir réduit l'empreinte carbone du cycle de vie d'un baril de pétrole de 39 %. Le CO2 utilisé pour l'extraction du pétrole dans le bassin de Santos provient du gaz naturel également produit par le gisement. Ce gaz est séparé sur des plateformes flottantes spécialisées et valorisé pour générer des profits supplémentaires.
L'expérience de Petrobras s'est avérée extrêmement fructueuse. L'injection de CO2 a permis d'accroître la productivité du bassin de Santos, pourtant considéré autrefois comme une zone difficile d'accès pour l'extraction pétrolière en raison des formations salines sous-marines complexes à forer. En 2022, Petrobras a réinjecté 10.6 millions de tonnes de CO2, une première mondiale, afin d'extraire davantage de pétrole. Ce dernier sera ensuite raffiné, transporté et brûlé, générant ainsi davantage de CO2 dans l'atmosphère. Récemment, l'entreprise a annoncé son nouvel objectif de réinjection d'environ 80 millions de tonnes de CO2 d'ici 2025 dans le cadre de projets de captage et de stockage du CO2 (CSC).
D'autres grandes compagnies pétrolières opérant en eaux profondes pourraient s'en inspirer, ce qui pourrait entraîner un essor de l'exploitation pétrolière offshore au Brésil. Parmi ces entreprises internationales figure la norvégienne Equinor, qui ambitionne de multiplier par plus de cinq sa production pétrolière brésilienne au cours des dix prochaines années.
Reportage complémentaire de Dana Drugmand à New York.
Cet article a été corrigé le 22 novembre 2024 afin d'indiquer le coût du projet Gorgon LNG, estimé à 54 milliards de dollars. Une version précédente mentionnait par erreur un coût de 5.5 milliards de dollars.
