Captage et stockage du CO2, enjeux techniques et sociaux en France.

Félicitations au docteur Audrey Laude-Depezay

HD Minh — Tue, 06 Dec 2011 14:04:00 +0100

Mme Audrey Laude-Depezay a soutenu sa thèse intitulée Investir dans le stockage géologique du carbone à partir de biomasse : une approche par les options réelles le vendredi 2 décembre 2011 devant le jury composé de Marc Baudry, Professeur à l’Université Paris Ouest Nanterre La Défense (rapporteur) ; Didier Bonijoly, Chef de la Division Géologie au BRGM ; Mouez Fodha, Professeur à l’Université d’Orléans (président du jury) ; Xavier Galiegue, Maître de Conférences HDR à l’Université d’Orléans (co-directeur de thèse), Minh Ha Duong, Directeur de Recherche CNRS au Cired (rapporteur) et Lionel Ragot, Professeur à l’Université d’Evry Val d’Essonne (co-directeur de thèse).

Le jury a attribué à Mme Audrey Laude-Depezay le grade de Docteur ès Sciences Economiques, avec la Mention Très Honorable et les Félicitations du Jury à l’Unanimité.

Pour ma part j'ai trouvé que la qualité première du mémoire est de partir d'un cas concret, l'économie de la sucrerie-distillerie d'Artenay, et de parvenir à monter ensuite en généralité jusqu'à proposer des résultats sur la durée optimale des cycles de négociation climatique. L'ampleur du travail est marquée par un caractère interdisciplinaire ingénierie/économie et une approche de la transversalité de la discipline des sciences de gestion aux mathématiques financières. Tant les questions discutées que les méthodes sont à la frontière de la recherche, en particulier l'emploi de l'algorithme Lonstaff Schwartz (LSM) pour les options réelles.

Flux du 2ème colloque hispano-français sur le stockage de CO2

HD Minh — Thu, 20 Oct 2011 17:30:00 +0200

Le 2ème colloque hispano-français sur le stockage de CO2, se tiendra du 24 au 26 octobre 2011 à Ponferrada, On m'informe qu’il sera possible de le suivre en direct en web streaming sur le site du colloque.

Colloque CSCV (Captage, Stockage, Valorisation du CO2) à la bibliothèque de l'Alcazar, Marseille, 11-10-11

HD Minh — Tue, 11 Oct 2011 19:22:00 +0200

Organisé par le "Pôle Risques" sans être particulièrement orienté sur le risque, ce colloque a réuni plus d'une cinquantaine de participants, l'audience-cible d'un tel pôle de compétitivité: industriels, organismes de recherche, PME et collectivités territoriales. La matinée et le début d'après midi ont été consacrés à des présentations de projets ANR/ADEME réalisés ou en cours. La journée s'est achevée par la présentation des bilans des programmes ANR et ADEME, et les retours d'expériences de PME et de trois pôles de compétitivité.

J'ai présenté les résultats du sondage d'opinion 2010 montrant que la notoriété a progressé par rapport à 2007 mais pas la cote d'amour. Les rapports synthétique et détaillé sont disponibles sur le site du CIRED. Remarque: Dans le questionnaire, le texte de présentation des risques commence à dater, il faudra penser à le réviser si on refait le sondage.

Q/R sur la session introductive:

Q: Mme la conseillère régionale des Verts partage l'importance de mentionner la valorisation du CO2 pour intéresser les gens. C'est de meilleur goût que de commencer la conversation en parlant de nouvelles centrales au charbon. R: V et S sont indissociables car pour Valorisation il faut Captage, et pour Captage il faut Stockage.

Projet VASCO

But: Préparer un schéma directeur de la gestion du CO2 dans la région Paca à moyen terme.

Débuté hier, 13 mois. Coordinateur administratif&financier le Pôle Risque, coordinateur technique Geogreen.

Cofinancé par de grands industriels et adhérents du pôle, réalisé par Geogreen, BRGM, IFPen, IFREMER, Air Liquide, GDF-Suez (comme d'habitude...)

Initiative intégrée à l'échelle du bassin industriel, approche écologie industrielle. Enjeux: pérénisation des industries émettrices, planification territoriale, reconversion des tables salantes, augmentation de l'activité portuaire (évaluer le réalisme de l'export CO2), création de nouvelle filière.

Axes: - Optimisation d'une stratégie de mutualisation du captage (i.e. exploiter les sources chaudes ou froides disponibles) - Approfondir la géologie pour le stockage, onshore et offshore - Identification des solutions de valorisation industrielle (technologies existantes) - Développer la technologie de valorisation microalgues en bassin lagunaire: R&D en milieu naturel, pb fonciers

Q@VASCO: Qu'est-ce qu'une distance de stockage raisonnable ? R: on regarde à moins que 100km à terre, et proche off shore en mer.

Q@VASCO: Quid au delà de 10 mois ? R: On vise idéalement un pilote par axe, mais le financement sera >> 1M€ à voir donc.

Q: Jusqu'où peut on monter en % du CO2 valorisé ? R@VASCO: incluant l'export pour EOR, on vise une part "importante" valorisée soit donc 5-10 fois plus que les quelques pourcent de la feuille de route. Le stockage est conçu pour le surplus non valorisé. R@ADEME: La feuille de route est déjà 10x par rapport à la valorisation actuelle.

Projet TGR-BF

By Arcelor-Mittal, en collaboration inter-sidérurgistes dans le cadre d'ULCOS. Projet en route depuis >2 ans, à Florange (risque économique). Principe: Injecter en bas du haut fourneau de l'oxygène pur au lieu de l'air. Récupérer en haut CO+CO2+H2 sans azote. Séparer le CO2 et recirculer le CO+H2 en bas du fourneau. Même sans la capture, ce cycle évite 11% du CO2 émis et économise 8% de l'énergie, d'après les simulations.

Résultats:

Définition du "flow sheet": capture par un Pressure Swing Absorber et purification du CO2 par Cryogénie (Air Liquide).
Caractérisation par calcul et essai pilote (ailleurs en Europe) de l'état du haut fourneau en marche normale ou perturbées (balance énergie...).
Développements sur le dépoussiérage avant le PSA, les vannes, les lances à O2, les matériaux céramiques réfractaires.
Modèlisation géologique. Le permis d'exploration a été demandé en Avril 2010, à ce jour il est en instruction. - Début de communication essentiellement en région.

Perspectives: - Fin 2012: Ingénierie de détail finie - Mi 2012: Campagne sismique 2D - Fin 2012: Résultat de l'appel d'offre NER300 - Si OK, mise en place pour fin 2016.

C2A2

Captage CO2 par Amines Avancées C2A2. Sur la centrale EDF du Havre, avec Alstom et Dow. Projet rejoint par Véolia sur ses fonds propres.

Pourquoi EDF s'intéresse t il au CSCV ? Même si le parc est très nucléarisé en France, il reste que plus de 10% de la puissance est à flamme. Et bien plus dans le groupe à l'étranger.

Pourquoi la post-combustion ? C'est intégrable dans nos centrales actuelles ou en construction.

Pourquoi les Amines Avancées ? La technique est éprouvée industriellement, même si pour les centrales thermiques minimiser la dégradation des amines reste le challenge.

Point clé du projet: Améliorer les performances énergétiques. Les centrales modernes tutoient 45% de rendement, mais avec le CCS on perdrait 12 points soit un retour au rendement très moyen du parc actuel. Pour cela le projet développe des combinaisons procédé (Alstom)/solvant (Dow) innovantes.

Avancement: Le génie civil est sur le site depuis mai 2011. L'équipement de capture 1tCO2/h, monté à blanc dans les usines d'Alstom, est livré sur le port du Havre. L'installation est imminiente, en fonction du planning opérationnel de la centrale. Ce jour le site accueille une exposition visitable dans le cadre de la fête de la science.

CICADI

Captage du CO2 postcombustion par contacteur membranaire en faisceau de fibres creuses (~des pailles de 1mm diamètre, liées en bottes). Avantage et inconvénients des contacteurs membranaires sur les colonnes à garnissage classiques:

+ Surface d'échange++ -&larrow; échangeur 4-10 fois plus compact, pouvant être horizontal
+ Séparation des phases gaz et liquide -&larrow; débits indépendants, pas de moussage ni de perte de solvant...
- sauf si détérioration des membranes: perçages à cause d'à-coups de pression au démarrage
- le téflon c'est cher

Innovation: membrane bicouche avec une couche dense hydrophobe CO2-perméable (peu épaisse donc économique) sur un support robuste et peu cher. Process: enduction d'une fibre support par un polymère liquide, greffe dans une chambre UV, rinçage.

Résultats obtenus: Développements process et tests de performance et de résistance. Développements sur les carters. Les 3 ans et demi du projet ont validé le concept, la suite passe aux questions d'optimisation pour l'industrialisation:

La couche dense qui fait 4 microns doit encore s'affiner d'un ordre de grandeur.
Optimisation de la fibre creuse support
Valider technique et économie sur fumées réelles

Q@CICADI: Est-ce qu'il faudra traiter les fumées ? R: la qualité de la fumée va être critique, la vapeur d'eau est colmatante. Il faudra soit un prétraitement, soit une régénération.

MECAFI

A étudié les matériaux et l'intégration technico-économique de capture du CO2 dans les fumées d'incinération (donc humides) par membrane céramique de nouvelle génération. La sélectivité et surtout la perméance n'ont pas été à la hauteur des objectifs initiaux. L'encrassement est aussi un problème, il faut régénérer pour retrouver la performance. Verrou non levé, le passage à la pré-démonstration industrielle n'est pas opportun. Les brevets pris sur les matériaux développéw sont en cours d'application à d'autres usages.

Q@CICADI+MECAFI: Est-ce que les pb des membranes céramiques vont pas être pareils ? A@CICADI: On vise 15-20€ / m² de membrane. On sait aujourd'hui faire des membranes de traitement de l'eau pour villes avec des volumes significatifs à 25€ / m² . Ensuite il faudra faire des démonstrateurs pour valider la confiance en traitement de gaz. A@MECAFI: En conditions réelles le gaz même bien filtré (<1 mg de poussières) contient encore des traces qu'encrassent. A: Les fumées de centrale thermique au gaz naturel sont de bonne qualité.

France Nord

(présenté par Dominique Copin, Total) Démarrage: 2009-12 pour 8.5 années. Coûts: total 54M€, aide ADEME 22M€. Marché visé: mondial et stockage massif en aquifères.

Objectifs: démontrer la faisabilité du captage en région France Nord et la capacité de stockage en aquifère du bassin de Paris. Etudie un stockage mutualisé, préfigurant une infrastructure.

Phase actuelle jusqu'en 2012: Étude. Sélection des sites (aquifère salin AND profond AND sans faille AND grand AND bien couvert).
Phase suivant, vers un pilote: Concertation, autorisation...
Injection visée pour 2016.

En accompagnement: Recherche et Développement sur les connaissances, méthodes et techniques dédiées au stockage géologique du CO2 en aquifères salins profonds.

Proche Puits

Durée 2007-12 / 2011-05. Coût 2.65M€ dont 1.16M€ d'aide ANR, une suite de Géocarbone. BRGM, IFPen, 6 autres partenaires dont 2 étrangers et 2 académiques (U Nancy et UPPA). Objectif: Trouver la formule P-T-Q-t pour maîtriser et maintenir l'injectivité des puits d'injection de CO2.

Méthodes: modélisation et expérimentation - PVT du CO2 et gaz co-injecté (colonne du puits) - conditions P&T (entrée dans le réservoir) - assèchements et dépots de sels (proche puits) - échanges de masse/chaleur et réactions géochimiques et géomécaniques (proche puits/champ proche) - fluides mobilisés

Résultats marquants: - Mise en évidence du blocage par les sels (alteration de la perméabilité dans un grès des Vosges). - Validation des modèles diphasiques en proche puits. - Développement d'un modèle mécanique par particules, qui calcule la fissuration. - Mise au point d'un dispositif expérimental d'injection radiale dans une carotte rocheuse.

Perspectives: Patcher les modèles de simulation avec les résultats, et voir l'extrapolation aux systèmes réels.

Q@Proche puits: Points clés de la mise à l'échelle? R: L'hétérogénéité des perméabilités relatives n'est pas facile à emboiter. Il y a des hystérésis, tout est évolutif quand on fait des cycles successifs. Q@France Nord: Quel périmètre d'émetteurs ? R: Le Havre, la Lorraine, Dunquerke y sont, les sources sont variées.

HPPP-CO2

Contexte: on veut connaitre le comportement mécanique dans un réservoir (re)pressurisé, avec les problèmes de microfracturation et grandes hétérogéneités à l'échelle métrique. Innovation: Validation d'une nouvelle sonde de mesure de pression/déformation en forage (HPPP alpha 1). La sonde isole le puits au dessus et au dessous d'une fracture, on pressurise la chambre cylindrique ainsi créée en injectant de l'eau et on mesure les déformations du cylindre. Pour cela le haut et le bas de la sonde sont reliés par des tubes capteurs déformables. Expérimentation au laboratoire souterrain bas bruit. Développement d'un protocole de test hydromécanique: on mesure, on fracture, on remesure. Après avoir craqué la roche, on sait comment la roche craque. Perspectives: développement sonde alpha 2 financé par l'ADEME, puis beta 1 et beta 2 avec utilisations au delà des sites de stockage de CO2.

Q@HPPPP: La lubrification des roches intervient elle dans l'explication des fracturs ? R: Pas dans nos expériences de 30mn avec des calcaires. C'est même l'inverse, les fractures se referment et se recimentent. Q2: On échantillonne à 500Hz, on peut capter des déformations de 10-6 m. On voit nettement la limite de la déformation statique, plastique, qui arrive plusieurs minutes avant la seismissité (rappel: on force la montée en pression par rapport à un stockage IRL). On a donc la loi couplage qui permet de prédire la fuite. C'est utile parce que la seismissité n'explique d'une petite partie de l'endommagement du réservoir.

SENTINELLE

Monitoring de surface, terrain Lacq-Rousse 2007-12 / 2012-8 , suites d'ANR Géocarbone Monitoring

Finalités: - État initial géo-bio-atmo sphère - Suivi durant l'injection - Méthode de surveillance

Axes: - Métrologie, surtout télédétection terrestre (!= satellite) - Monitoring, intégration des mesures - Modélisation couplée des compartiments (de -100m à +5000m, on ne suit pas le réservoir ni le puits)

Puits sentinelle dédié de 80m près du puits d'injection, noyé jusqu'à -46m, équipé de sondes diverses.
Mini puits de 3m aussi équipé de sondes de débit, température, concentrations. Affichage déporté sur internet.
Réseau de points de mesure par campagnes. Exemple de résultat: flux de CO2 sol/air, données de panel sur 7 campagnes, #40 points.
Mât de 5m de haut, mesure en continu (vent 3D, T, P, humidité, CO2) portée 1 km.
Télédétection par IR qui permet de mesurer et représenter les panaches atmosphérique de CO2.
Télédétection laser LIDAR, appareil en construction au LMD. Mesure en même temps le CO2 et le vent. Résolution temporelle 1mn, spatiale 100m indépendant de la distance de visée, précision 4ppm CO2. Marche quand il y a des nuages pour servir de miroir. Container avec le laser qui sort du toit.

Actuellement: en phase d'intégration des données et de reporting.

Q@Sentinelle: Déconvolution de l'état mis en commun pour comprendre les évolutions du CO2 observées ? R: Oui, on développe des modèles prédictif de transfert de gaz entre les compartiments (dans le sol, dans la biosphère, dans l'atmosphère). Les modèles de diffusion atmosphérique actuel sont théoriques, on vise (à terme) à les valider par des expérimentations de télédétection.

Optique-CO2

Développement d'un capteur à fibre optiques pour la surveillance de sites de stockage du CO2. Capteur souterrain, mesure déportée en surface, instantanée, réversible, continue, ne modifiant pas le milieu mesuré.

Mise au point d'un verre transparent à 4.3µ ; Filage des fibres ; Mise au point du système capteur. Le rayonnement infrarouge est émis par une fibre spéciale excitée par un laser conduit par une fibre normale. ; Test terrain: précision 5-10%

Perspectives: miniaturiser, retester, industrialiser, médicaliser, généraliser à d'autres gaz à effet de serre.

Q@Optique: Est-ce que que la sonde peut pour servir d'alerte sur longue période ? R: Selon ce que le BRGM va vouloir en faire. Ca devrait tenir dans le temps, modulo l'électronique: la fibre ne bouge pas, donc plusieurs mois sûr, plusieurs années probablement. Mais on a pas d'essais de longue durée.

MANAUS

(présenté par Yann Le Gallo, Geogreen) 2011-12-23, 12 mois, ADEME But: Méthodologie d'analyse de risque du stockage. Rédaction d'un référentiel fonctionnel commun, listant les cibles et les modes de défaillance possibles. Puis rédaction d'un guide à l'usage du stockeur. Etapes: Cartographie des méthodes et outils, analyse qualitative des logiciels, retour sur les cas pratiques. Perspective: offre de service commune aux industriels.

Le CCS réduit les émissions de CO2 sans trop déprimer la demande en combustibles fossiles.

HD Minh — Mon, 22 Aug 2011 14:43:00 +0200

Dans un monde avec CCS, les prix du charbon et du pétrole seront plus élevés que dans un monde sans. Et si les combustibles fossiles coûtent plus cher, ils seront moins utilisés. Cet effet touchera tous pays, même ceux qui n'utilisent pas le CCS. C'est l'hypothèse que discutent les collègues Philippe Quirion, Julie Rozenberg, Olivier Pierre Sassi et Adrien Vogt-Schilb dans leur document de travail récement publié:

How CO2 Capture and Storage Can Mitigate Carbon Leakage

No 2011.15, Working Papers from Fondazione Eni Enrico Mattei

Abstract:Most CO2 abatement policies reduce the demand for fossil fuels and therefore their price in international markets. If these policies are not global, this price decrease raises emissions in countries without CO2 abatement policies, generating “carbon leakage”. On the other hand, if the countries which abate CO2 emissions are net fossil fuel importers, they benefit from this price decrease, which reduces the abatement cost. In contrast, CO2 capture and storage (CCS) does not reduce fossil fuel demand, therefore it generates neither this type of leakage nor this negative feedback on abatement costs. We quantify these effects with the global hybrid general equilibrium model Imaclim-R and show that they are quantitatively important. Indeed, for a given unilateral abatement in OECD countries, leakage is more than halved in a scenario with CCS included among the abatement options, compared to a scenario prohibiting CCS. We show that the main reason for this difference in leakage is the above-mentioned international fossil fuel price feedback. This article does not intend to assess the desirability of CCS, which has many other pros and cons. It just identifies a consequence of CCS that should be taken into account, together with many others, when deciding to what extent CCS should be developed.

Le CCS, combien de morts ?

HD Minh — Mon, 08 Aug 2011 16:13:00 +0200

Une réponse dans notre article récement publié: Ha-Duong et Loisel (2011) Actuarial risk assessment of expected fatalities attributable to carbon capture and storage in 2050. International Journal of Greenhouse Gas Control. doi:10.1016/j.ijggc.2011.07.004

Résumé: Nous estimons le coût humain attribuable en 2050 au choix de l'option captage-transport-stockage du carbone (CTSC) pour limiter de 1 GtC les émissions de gaz à effet de serre dans la production d'électricité. L'approche actuarielle utilisée intégre toutes les étapes de la chaîne CTSC: extraction additionnelle et transport du charbon, puis captage, transport, injection et stockage du CO2. Le nombre de décès attendu dans le monde est estimé à quelques centaines. Les mines de charbon et les transports sont les étapes les plus dangereuses. La plupart des dangers examinés sont des risques professionnels ou des risques familliers. Le niveau de risque auquel est soumis, dans les sociétés occidentales, la population voisine d'une installation industrielle moyennement dangereuse est évalué à 0.001 décès par an. Si les sites de stockage géologique sont à ce niveau, alors l'étape de stockage serait négligeable dans le total des décès attendus le long de la filière: moins de un décès attendu par an. Toutefois pour démontrer statistiquement ce niveau de fiabilité, les projets de stockage géologique de CO2 dans 20 prochaines années doivent fonctionner sans aucune défaillance fatale.

Marché du CO2: que pensent ses participants?

HD Minh — Tue, 19 Jul 2011 10:36:00 +0200

Traduction des résultats principaux du rapport Carbone 2011, publié à la Point Carbon’s 7th annual conference, Carbon Market Insights 2011 in Amsterdam, 1-3 March 2011. Résultats d'un sondage international auprès des participants aux marchés de permis d'émission du CO₂.

Les évaluations du SCEQE (EU ETS en anglais) sont de plus en plus favorables. Le SCEQE est tenu comme l'instrument le plus efficace pour réduire les émissions dans l'Union Européenne par 49% des répondants, le plus haut chiffre atteint à ce jour.
Dans le secteur électrique et l'industrie lourde, 59% des répondants s'accordent à dire que le SCEQE les a ammenés à réduire leurs propres émissions. Ce chiffre est aussi un maximum historique, par rapport aux 54% l'an dernier. Cependant, les réductions causées par le SCEQE sont généralement inférieures à 10% de la baseline.
Les répondants du secteur électrique sont ceux qui se sentent le mieux informés à propos de leur allocation de quotas pour la phase 3. Parmi tous les secteurs, la part des répondants connaissant leur allocation de phase 3 "exactement" ou "plutôt bien" est en hausse de 22% à 28%, tandis que le groupe de ceux qui sont «très incertain» ou «n'ont aucune idée» est en baisse de 37% à 25%.
Le MDP constitue toujours un marché immature, selon les répondants. Seulement 18% sont en accord avec la déclaration selon laquelle «le marché du MDP est mature.» La part de ceux qui considérent le MDP comme l'instrument le plus efficace pour réduire les émissions dans les pays en développement est de 31%, contre 34% qui sont en désaccord.
Plus de la moitié des répondants impliqués dans le marché primaire du MDP disent qu'ils ont investi ou vont investir dans les pays les moins avancés (PMA). Au cours des trois prochaines années, ces mêmes répondants estiment probable que 50 à 100 projets MDP dans les PMA seront enregistrés. (Note du traducteur: A partir de 2013, seuls les CER de projets réalisés dans les PMA seront éligibles sur l'ETS. La Commission n'acceptera plus les certificats de réduction en provenance de Corée du Sud, de Chine ou d'Inde par exemple.)
Une majorité de répondants s'attend à restrictions qualitatives supplémentaires dans le SCEQE. Un total de 56% s'accorde à penser que l'UE va interdire des types de projet au-delà des HFC et N2O acide adipique. (Note: A partir de 2013, les credits des projets de réduction d'émissions de HFC-23 and N2O acide adipique ne seront plus acceptés.)
En Californie, la plupart des répondants s'attendent à un prix du carbone de 10-15 $/t en 2012. La plupart s'attendent également à des prix variant entre 17 $/t et 50 $/t en 2020. Les participants au RGGI s'attendent à un abaissement du plafond à partir de 2012.
Dans le système néo-zélandais, 41% des répondants disent qu'ils sont courts (Note: pas assez de permis). L'enquête ne montre pas d'indications de fuite de carbone causées par l'ETS NZ.
Parmi les nouveaux types de crédits proposés, les répondants estiment que les crédits REDD (réduction de la déforestation) sont les plus susceptibles d'émerger à l'horizon 2016. Les crédits NAMAs (Nationally Appropriate Mitigation Action) sont estimés comme les moins susceptibles d'émerger. Les crédits produits par des accords bilatéraux, sectoriels ou domestiques dans l'UE domestiques sont entre les deux.
Les répondants s'attendent à un prix mondial du carbone de 31 €/t à 35 $/t en 2020. Ceci est inchangé par rapport à 2010.
Une majorité (54%) des répondants s'attendent à une deuxième période d'engagement de Kyoto. Les développeurs de projets MDP sont les plus susceptibles de s'attendre à ce que les objectifs de Kyoto soient prolongés, alors que les émetteurs du Japon et de Nouvelle-Zélande sont les moins susceptibles.

Vient de paraître: rapport ZEP sur les coûts du Captage Stockage du CO2.

HD Minh — Fri, 15 Jul 2011 18:08:00 +0200

Cher lecteur, chère lectrice,

J'ai le plaisr de vous partager ce message reçu aujourd'hui. Il annonce la parution des résultats d'une importante étude européenne (à laquelle je n'ai pas participé).

The companies, scientists, academics and environmental NGOs that together make up the Zero Emissions Platform (ZEP) are pleased to present a ground-breaking 4-part report on the costs of CO2 Capture and Storage (CCS) based on new data provided exclusively by ZEP member organisations on existing CCS pilot and planned demonstration projects.

Following two years of work, and with the involvement of over 100 experts, ZEP's CCS Costs Reports conclude that following the European Union’s CCS demonstration programme, CCS will be cost-competitive with other sources of low-carbon power, including on-/offshore wind, solar power and nuclear post-demonstration in the EU in the early 2020s.

As publicly available cost data is scarce, ZEP members provided their own in-house data in order to establish a reference point for the costs of CCS based on a “snapshot” in time (all investment costs are referenced to the second quarter of 2009). The aim: to estimate the costs of complete CCS value chains – i.e. the capture, transport and storage of CO2 – for new-build coal- and gas-fired power plants, located at a generic site in Northern Europe in the early 2020s. This is described in three reports on CO2 capture, CO2 transport and CO2 storage respectively, with resulting integrated CCS value chains presented in a summary report.

You can download the reports using the links below:

Summary Cost Report

CO2 Capture Cost report

CO2 Transport Cost report

CO2 Storage Cost report

Fracturation hydraulique et séquestration géologique: un point de vue d'outre-atlantique

HD Minh — Wed, 06 Jul 2011 16:27:00 +0200

Elizabeth J. Wilson et al, de l'Université du Minnesota, ont publié un éditorial (HTML, PDF) dans Environmental Science & Technology soulignant la grande inégalité entre fracturation hydraulique et séquestration géologique, en ce qui concerne la régulation aux USA. En résumé, la séquestration a un cadre légal moderne. Par contre l'extraction du gaz de schistes est soumise aux régles de l'industrie des hydrocarbures. Celles-ci privilégient la rentabilité de la production et accordent de nombreuses exemptions en ce qui concerne les risques environnementaux.

Consultation publique pour la prospection du site de stockage d'ULCOS "Permis de Ouest Lorraine"

HD Minh — Mon, 04 Jul 2011 10:08:00 +0200

La consulation publique de l’arrêté pour donner à ArcelorMittal Géo Lorraine le permis de recherches de formations souterraines aptes au stockage géologique de CO2 est ouverte du 1er au 31 Juillet. Les documents sont consultables sur le site du Ministère (DGEMP, MEDDAD). On y trouvera:

Le projet d'arrêté en lui même. Formel, court, quoique 3 pages pour un bit d'information, finalement...
Le communiqué de presse. Il en dit un peu plus en moins de mots.
La Note ArcelorMittal de présentation succinte du dossier de demande. C'est le document à lire pour connaître le périmètre (autour de Verdun et Briey), la photo des camions de prospection sismique (bizarre et flou), et l'équivalent en automobiles des émissions économisées par le projet (350 000). Attention comme d'habitude à l'échelle verticale sur la coupe Figure 3: la profondeur du réservoir dans lequel on injecte n'est pas égale à 10 fois la hauteur du derrick.

Source: brève de présentation d'ULCOS par Enerzine

La séquestration géologique en débat sur le site de La Recherche

HD Minh — Fri, 01 Jul 2011 16:17:00 +0200

Le mensuel scientifique national bien connu pose la question aux internautes: Faut-il enfouir le dioxyde de carbone?

Inscription gratuite sur le site pour lire les avis des experts :

Alain Bonneville, "La capture et l'enfouissement doivent entrer dans une phase industrielle".
Andrea Esken, "Le développement des énergies renouvelables est une meilleure solution".

Bon débat !

Simulations d'un réseau de pipelines pour transporter 30 Mt de CO2

HD Minh — Thu, 30 Jun 2011 12:18:00 +0200

Légende: Sources de CO2 captées en rouge, non captées en rose, puits de CO2 utilisés en bleu marine, non utilisés en bleu ciel.

Image produite par Guillaume Calas dans le cadre de son mémoire de Master EDDEE au CIRED intitulé Le transport de dioxyde de carbone par canalisation en France : Modalités de développement et modélisation des réseaux de transport dans le cadre du captage et stockage de CO2, sous la direction de Minh Ha Duong et Dominique Finon, 2010. Avec la collaboration de J. Bielecki et R. Middleton, développeurs du modèle SimCCS utilisé pour l'étude.

Résultats principaux

Three pipeline corridors (A, B and C in the figure above) are common in all scenarios if CCS is deployed in France.
Small-scale network layouts are compatible with larger-scale ones, altough the capacities (i.e. pipeline diameters) differ: it may be socially interesting to oversize some corridors at the early stages.
The qualitative optimal strategy is to call the sources in the order of increasing capture cost, and connect those to the available sinks. This is because capture costs represent 70% to 90% of capture costs.
The model builds about 2 500 km of pipelines for the 60 MtCO2/yr target. Reaching this number in 30 years would require about 83 km of new pipeline per year. We found that the average system cost in the “onshore scenario” is about 52 $/tCO2 .

Outre le mémoire ci dessus, un résumé et un poster revus par les pairs à l'occasion de la conférence de Trondheim cet été sont disponibles.

Fréquence empirique des accidents nucléaires graves

HD Minh — Fri, 24 Jun 2011 20:29:00 +0200

Dans Accident nucléaire : une certitude statistique les collègues experts Benjamin Dessus et Bernard Laponche rapportent les 5 catastrophes nucléaires aux 14.000 années-réacteurs d'expérience dans cette industrie. Ils en concluent qu'un accident majeur sur le parc Français de 58 réacteurs dans les prochaines années est probable, c'est à dire une chance sur deux.

Je suis complètement d'accord sur le fond. J'utilise cet exemple dans mes cours depuis plusieurs années, et il va falloir revoir mes chiffres à la hausse avec Fukushima. Sur la forme l'article appelle quelques commentaires. J'aurais utilisé "fréquence historique" au lieu de "probabilité théorique" et évité la probabilité supérieure à 100%. J'aurais aussi mis une phrase ou deux sur la question de l'inférence statistique: la philosophie de la connaissance scientifique n'est pas nouvelle mais loin d'être épuisée. Sur le fond on pourrait parler du veillissement du parc. Et puis si on commence à compter les accidents de niveau 5 ou au dessus, Wikipedia en dénombre 8, sans compter la fuite d'Avril 2005 à Sellafield.

15 things to know about CO2 removal from the atmosphere

HD Minh — Wed, 01 Jun 2011 15:02:00 +0200

On May 30th-31st, 2011, about 35 leading scientists from around the world met for the International Workshop on Modeling and Policy of CO₂ Removal from the Atmosphere at the International Center for Climate Governance, Island of San Giorgio Maggiore, Venice – Italy. We talked about technologies allowing to remove CO₂ from the atmosphere. Planting trees and not cutting them down, for example. Or mixing some (torrefied) wood pellets with the coal in a power station which has a system to capture the CO₂ from the exhaust fumes and bury it underground. This is called Biomass Energy with Carbon Capture and Storage, BECCS in short. Here are the memes I take away home from the conference along with more subjective reflexions. As usual, the discerning reader will recognize that the sentences starting with I think that... or To me... are personal opinions. Here I remind that in this blog everything is written only under my own responsibility, and I do not try to represent exhaustively the debates.

CO₂ removal from the atmosphere is not an insurance against abrupt climate change. If something nasty and nonlinear starts to happen with the icesheets, the permafrost or [insert your preferred touchy part of the climate system here], it would be more effective to directly reduce radiative forcing than the concentration of greenhouse gases. Spreading reflecting particles in the atmosphere, for example, to mimic the cooling effect of a large volcanic eruption like the Pinatubo. This could produce results in a few years, while it would take decades to build and operate air capture systems and bring down the concentration to safer levels.
Still, air capture matter because if that worse-case scenario happens, we will also want to bring down concentrations to safer levels. Geoengineering might bring a quick emergency relief, but the root cause of the problem will need fixing too. My subjective probability of this happening is higher than I would like: big social changes are oftentimes made in a reactive rather than proactive mode, I am still not convinced that the Uncle Sam would not like to see Uncle Chu's feet in the water, and the Canadians, the Saudians and the Australians have enough hydrocarbons underground to make sure it happens. Sorry.
Direct Air Capture (DAC) of CO₂ with chemicals is more entrepreneurship than science today. There are at least four startups in the market of providing CO₂ from the air for industrial and agricultural applications. David Keith's Carbon Engineering, does absorbtion with NaOH, then high temperature regeneration. Klaus Lackner's Kilimanjaro energy builds artificial tree consisting of a ion-exchange material, with a moisture swing adsorption cycle. Aldo Steinfeld's Climeworks is using Amine-immobilized silica sorbents. Graciela Chichilnisky and Peten Eisenberger's GlobalThermostat has Hyperbranched aminosilica (HAS) solid sorbents developped by Chris Jones at Georgia Tech. A report from the American Physical Society on DAC says this is very very expensive. The jury is still out on Virgin's Earth Challenge 25 millions, they are not taking applications anymore. In my view, as long as it is private money and they clearly represent the risks to the investors, it's exciting to see people trying to push the technical feasibility frontier ! I would link here to the Feature article on climate entrepreneurs in the latest Nature Climate Change, if it were Open Access.
Fossil fuel exporting countries may be interested in air capture to decarbonize their products. In a not-too-distant future, some clients may prefer their barrels of oil bundled with an equivalent amount of CO₂ abatement certificates.
Massive Direct Air Capture has no place on the agenda at the 2050 planning horizon. It is rational to use it only after the carbon dioxide produced at all large point sources have been captured and stored. This does not exclude niche markets. We should not overestimate the degree of ambient rationality either.
Net negative emissions is troublesome because it may give procrastinationists a reason to delay action. In my model for example, for a CO₂ concentration peak at around 600 ppmv the optimal abatement level in 2040 goes from 7.3% if air capture is not possible, to 7.0% if air capture is possible. However, p17s please take good note that a 0.3% change in abatement level is a small number. Especially compared to the uncertainty on the climate policy target: for a concentration peak at around 500 ppmv, the optimal abatement level is 15.5% even with air capture.
Net negative emissions are necessary to achieve the most strict climate policy targets. More precisely, most integrated assessment models in EMF 22 did not find solutions for the 450 ppmv constraint if they did not have an explicit representation of BECCS.
Radiation management may be a game-changer. This is because a small coalition could technically do it alone, and may have strong incentives for doing it. UNFCCC COPs will ever be interesting Who did we say owns the property rights on monsson's patterns already ?
Climate change scientists should not be carried away by politicians' euphoria. Last year the delegates recognized in Copenhagen "the scientific view that the increase in global temperature should be below 2°C". The Copenhagen Accord's last line even mentions 1.5°C. Thus the social demand this year is to look at low trajectories, 450 ppmv or below. Yet ten years ago many modelers did not take lower than 450 ppmv targets as practically relevant, as the costs to reach them were presumed to be excessively high (we accepted overshooting trajectories since). While there is a co-construction of knowledge, scientists should not take political statements naïvely at face value. Models should explore the whole feasibility space. Simulations of low trajectories are needed, but +3°C and +4°C scenarios are still worthwhile.
Fertilizing the ocean is potentially catastrophic. The idea is, for example, to add iron to the waters of South Pacific to increase the biomass productivity. More biomass means more CO₂ in the ocean, so less in the atmosphere. The big problem is, more biomass also means more consumption of other nutrients. This depletes the nutrients stocks locally, then globally because the south pacific is an important source of nutrients for all other oceans. In fifty years, there are no nutrients available everywhere else and you can say goodbye to the biomass productivity on this Planet's oceans.
The externalities of bioenergy are not all known and accounted for. Greenhouse gases concentration is not the only target of sustainability, and CO2 is not the only greenhouse gas. Cutting down lots of forests would have a cooling effect by increasing the albedo. This is not a reason to do it !
Torrefied Pellets are technically superior to regular wood pellets as a biomass energy carrier. I am bullish on this technology, see this presentation for an introduction to TOPs. The global market in TOPs will probably expand impressively by a few orders of magnitudes in the next decade. But will it have the legs to carry on momentum and bite significantly into the coal market ?
The technical potential for biomass energy is as large as the current fossil energy use.
Diets are the key driver in land use scenarios, therefore in biomass energy scenarios.
Algae biomass are not only for fuel but also food. To me this also seem to be an investor's frontier.

Eurobaromètre sur la notoriété des technologies de captage et de stockage du CO2

HD Minh — Thu, 19 May 2011 16:30:00 +0200

La Fondation Robert Schuman nous signale la parution du premier sondage Eurobaromètre sur la notoriété des technologies de captage et de stockage du CO2. Le rapport complet est disponible, ainsi que la synthèse de 4 pages en français.

D'après le sondage, 10% des européens, mais seulement 7% des Français., déclarent savoir ce qu'est le CSC. Nous sommes 18% supplémentaires, 17% en France, à en avoir entendu parler sans savoir vraiment ce que c'est. Les hollandais sont ceux qui en ont le plus entendu parler.

Les opinions sortent bien balancées entre les pour et les contre. Environ la moitié des répondants sont d'accord avec l'usage des combustibles fossiles après 2050 dans l'UE et avec l'obligation du CSC pour les nouvelles centrales à charbon. Les français sont partout moins favorables que la moyenne.

La feuille de route stratégique de l'ADEME sur le CTSCV

HD Minh — Thu, 19 May 2011 14:31:00 +0200

Pour vous éviter d'avoir à aller pêcher le document sur le site de l'ADEME en passant par le billet sur les investissements d'avenir précédement publié, voici une copie de la feuille de route stratégique sur le captage, transport, stockage géologique et la valorisation du CO2 (ADEME, 2011).

Aéré, illustré, mis en page en couleur, ce n'est pas pour autant un document à destination du public profane. Le fascicule fait le point en 40 pages sur où on en est en France et où on doit aller, les données dominent la narration. Beaucoup de listes et de tableaux donc.

La carte des zones potentiellement favorables au stockage géologique du CO2 en France

HD Minh — Mon, 09 May 2011 17:10:00 +0200

Document public, produit par le BRGM et le CIRED avec le soutien de l'ADEME. Pour plus d'information, le rapport du projet METSTOR 2 est disponible sur le site du BRGM.

La version en résolution plus détaillée (1654x2338) pour impression est annexée ci dessous. La version dynamique de la carte est accessible sur metstor.fr.

Parution de l'Appel à Manifestations d'Intérêt CTSC Investissements d'Avenir

HD Minh — Wed, 04 May 2011 17:40:00 +0200

L'AMI est officiellement paru sur le site de l'ADEME. Les procédés de capture de seconde génération, les plateformes technologiques et la valorisation sont mises en avant. Les projets ont jusqu'à mi novembre pour monter les dossiers, ça laisse le temps de travailler sans précipitation.

Actes de la conférence GHGCT-10

HD Minh — Mon, 18 Apr 2011 15:35:00 +0200

Les actes de la conférence GHGCT-10 ont été publiés par Energy Procedia. L'exhaustivité encyclopédique n'existe pas, mais on peut difficilement faire mieux: une collection de communications écrites de 8-10 pages à la frontière de la recherche, en accès libre au texte intégral. Merci Elsevier, merci les organisateurs.

Colloque CTSC "Risques" au Havre, suite et fin

HD Minh — Mon, 11 Apr 2011 19:38:00 +0200

Jean Desroches, Schlumberger Carbon Services

Avertissement: sur les schémas on compresse l'échelle verticale en sous sol mais on représente des batiments et des arbres en grand: cela donne l'impression qu'on stocke juste sous la cave et les racines.

The speaker presents the Key Performance Indicators (KPI) used in a storage site performance and risk management system. Conclusion: you need to do lots of upfront work before the investment decision. Pas 3 ans pour caractériser, on s'oriente plus 5 ou 7. Le stockage est moins cher que la capture, mais il faut requiers un investissement en capital plus qu'en fonctionnement. Et tous les site candidats ne seront pas élus, un taux du tiers est réaliste.

Karen Kirk, BGS

Présente le projet RISCS: assessing the possible environmental impacts of CO2 storage. Projet FP7 (started 01/2010), vise à écrire des guidelines pour l'études d'impact. Observations (expérimentales et de terrain) sur les écosystèmes (marins et terrestres) soumis à des concentrations élevées en CO2.

Roberto Sacile, University of Genoa

Chercheur en sécurité et transport des produits pétroliers, spécialisé camions citernes. Environ 1500 camions citernes sont sur les routes chaque jour pour livrer de l'essence en Italie. Montre un système de télécontrôle en temps réel de flotte: senseurs communiquants sur le véhicule, suivi de la formation des conducteurs, des incidents, bibliothèque réglementaire, portail web. S'interroge sur la portée académique du système, mais opérationellement le nombre d'accidents annuel est passé de 119 en 2001 à 14 en 2009.

Sur les pipelines de pétrole. En Europe, 14 morts en 5 accidents sur 40 ans. Causes of failure: third parties activity 33%, Corrosion 30%, Mechanical failure 25% (CONCAWE et DOT agree on these proportions). Modèle statistique sur la base d'accidents DOT pour déterminer les facteurs explicatifs des accidents: rail/road/river crossings, population density. Application au cas d'un pipeline de 183km en Italie. Note: demander les coefficients de régression.

Pierre Le Thiez, Geogreen

Management dynamique du risque. Liste les questions à se poser au stage pré-conceptuel. Rappelle que normalement, le risque décroit dans le temps: à long terme le CO2 se dissous dans l'eau et à très long terme se fixe dans la roche. Plutôt que de prétendre caractériser avec certitude le "complexe de stockage" (néologisme bruxellois) avant la phase d'opération, on doit assumer qu'on gère l'incertitude avec un plan de suivi et d'intervention. Compare le timing des différents risques; technique, financier, social, administratif. Les compagnies pétrolières ont l'habitude des plans d'investissment extra-lourds et soumis à l'aléa géologique, pas les électriciennes. Question de recherche en économie-gestion: est-ce critique pour la structure industrielle de la filière ?

Annonce le lancement du projet MANAUS: Méthodologie d'Analyse Unifiée et de gestion des risques liés au stockage géologique du CO2 (usual suspects). Développe un guide méthodologique, l'applique sur des cas-types, puis développe des services d'ingénierie et des briques logicielles.

Guillaume Kerlero de Rosbo, Mines ParisTech, animateur scientifique de la Chaire CTSC

Analyse intégrée de risque sur un grand projet opérationnel, retour d'expérience à Belchatow quand j'étais chez Alstom.

Particularités des projets CSC: Savoir-faire technique: on en a parlé assez ces deux derniers jours. Management, il faut faire rencontrer des métiers différents, et les consortiums d'EOR sont un analogue seulement partiel car pas poussé par les électriciens. Echelles de temps: géologiques.

Belchatow, au centre de la Pologne. Projet sélectionné par le plan de relance europén (EEPR). La plus grosse centrale à charbon d'Europe, 12 unités, 4400MW installés. Demande en 2008 d'une nouvelle unité capture-ready 858MW pour 2011, puis d'une unité de captage 1.8Mt/an pour 2015. Le EERP: 1 Md€, 13 projets shorlistés, appel d'offre lancé le 18 mai 2009 qui demande, pour le 15 juillet 2009, l'analyse préliminaire de tous les risques projets. On a du combiner une méthode pour une réponse rapide et efficace ! Il y plein de méthodes d'analyse pour divers risques: techniques, financiers, environnementaux; divers types de cibles, de manager, de définition du risque. On retient "Evenements incertains qui ont le potentiel d'affecter la capacité du projet à atteindre ses objectifs". Diagramme d'influence pour metre en relation les différents risques. Pour analyser les évènements, on a les arbres et les listes. Les méthodes à base d'arbres (Event tree, fault tree) sont plus lourdes et supposent qu'on connait bien quels risques sont significatifs. On a utilisé des listes: registres tabulant les risques, leurs causes et conséquences. Pour la mesure des risques, on est resté sur une méthode semi-quantitative: les catégories sont définies par des intervalles numériques. Le top management doit valider la matrice probabilité/gravité. Il faut faire des workshops d'experts pour placer les 160 risques.

Les réponses: accepter, éviter, mitiger (protéger ou prévenir), transférer (assurance ou clauses de sous traitance). Le résultat donne un mapping des risques pour le management, et des fiches pour les techniciens. Il peut être renouvellé pour visualiser les progrès (ou non). Avantages: simple, collaboratif, multidimensionnel. Inconvénients: subjectif, imprécis, potentiellement incomplet. Garde fous: participation large, approche itérative, complément par des modèles. Généralisation: les registres de risque sont spécifiques au CCS, mais la méthode est générale.

Remarque de la salle: on peut avoir des matrices différentes selon les classes de risque.

Rabih Chammas, Oxand

Risk management in CCS projects. Oxand is an international risk-management consulting EDF spinoff since 2002. Works in the Energy and Transport sectors, a lot in Oil and Gas. We don't do risk management (RM) for the authorities, but for the project's objectives. We do ISO 31000 certification. Companies always need and often lack risk management policy: who approves what risk, who is responsible for what (esp. in a consortium).

Complexity of CCS projects. Oil and gas are less risk averse than electricians (même idée de recherche que précédement). Risk assessment lives and looks completely different at project, operation, closure and postclosure phases. Workflow as per ISO 31000. The size of the risk matrix should be the one the client company is used to. In Oxand we focus on well integrity: in normal oil & gas business, ONE IN FOUR wells is leaking.

Régis Farret, INERIS

4 questions: qu'est-ce qui peut mal se passer (Scénarios, registre) ? Combien de fois (P) ? Avec quelles conséquences (S) ? Quelle confiance dans les résultats (incertitude) ?

Risk scenarios: Commencer par le scénario normal, puis il FAUT regarder les scénarios altérés: cas dérivés du normal (worst case/conservative) et cas accidentels. Cheminement générique commun à tous les scénarios: 1. évènement (cause initiale) , 2. terme source , 3. transfert dans l'environnement , 4. arrivée dans un compartiment critique , 5. exposition d'une cible.

Le retour d'expérience: savoir ce qui a pu se produire (quelle qu'en soit les conséquences, enrichit les FEP), les mesures prises (qui marchent ou pas). Propose un registre national dans ce domaine, particulièrement à encourager dans le cas de financements publics sur des projets industriels.

Frédérique Michaud, Total Exploration Production, Direction de la Recherche

Visionnage de la video de présentation du pilote de Lacq. Rappel des chiffres clés du projet, des acteurs, du processus. Résumé des actions: soutien à la mise en place de la CLIS; insertion paysagère du compresseur; revue systématique des scénarios de risque pour et avec la CLIs; accompagnement des communes. Lettre d'information trimestrielle.

Patrick Gravé et Olivier Joly, du CIRTAI, CNRS/U. Le Havre

Présentation des résultats de l'enquête d'opinion de la population. Echantillon stratifé géographiquement dans l'estuaire de la Seine. Lancement d'une thèse sur le territoire plus étendu: aval de la Seine. Facteurs contribuant à expliquer l'opinion: perception du tissus industriel, représentation des risques et nuisances, caractérisation sociodémographique, perception des problèmes environnementaux.

Conclusions

L'essentiel de la communauté française sur le thème était présente: administrations centrales de l'industrie et de la recherche, administrations locales, industriels et sociétes de service. Chercheurs minoritaires mais beaucoup orientés SHS: droit et socio-éco, le taux d'utilité des rencontres est meilleur. On a beaucoup parlé d'ISO 31000 ce vendredi. L'abbaye de Graville vaut le détour: vue magnifique sur la ville, perspective sur l'histoire locale, cimetière romantique, statuaire.

Un grand merci aux organisateurs et à la Chaire CTSC. Les présentations devraient être disponibles sur le site du séminaire CTSC risques 2011. Un ouvrage est prévu.

Premier jour du colloque CTSC "Risques" au Havre

HD Minh — Thu, 07 Apr 2011 20:52:00 +0200

Colloque international Evaluation et maîtrise des risques de Captage, Transport et Stockage de CO2 (CTSC) : méthodes, pratiques et perspectives. Organisé dans le cadre de la chaire CTSC les 7 et 8 avril 2011 à l'ISEL (Institut Supérieur d’Etudes Logistiques), Le Havre. Orienté Science for Policy, 55+ participants.

Martina Doppelhammer, Commission Européenne

La transposition de la directive CSC est requise pour le 25 juin. Un questionnaire sur l'implementation a été envoyé aux Etats Membres le 11 février, résultats attendus pour l'été ! Préparent un audit sur les permis de stockage. A publié la semaine dernière des Guidance Documents sur le site web: risk management, characterization ...

NER 300: Deux vagues, 200 et 100 M EUA. Veulent aider "au moins 8 projets CCS et 34 NER", et 1 à 3 par Etat Membre. Taux d'aide 50%. Cumulable avec EEPR et fonds structurels/cohésion. Le call est sorti le 9.11.10, ~256 réponses dont 22 en CCS. Les EM ont jusqu'au 9.5.11 pour choisir les projets. Ils les feront remonter à l'European Investment Bank qui donnera son classement à la Commission. Elle fera le choix final en 2012 après avoir reconsulté les EM.

Note: je ne savais pas le chiffre de 8 projets. Un industriel m'a dit que ces délais gelaient les projets en Europe.

Denis Clodic, titulaire de la Chaire

Il y a partie liée entre les renouvellables et les combustions, pour gérer la variabilité de l'éolien et du solaire par exemple. Si on veut encore considérer que les pays développés ont une part de leadership intellectuel sur les technologies, il va falloir le démontrer. Si on est en avance, on ne va pas seulement exporter des technologies amines aux entreprises Chinoises --c'est un leure-- mais des modèles complets de compréhension et d'action.

Lionel Perrette, MEEDM/DGEC

La Direction Générale de l'Energie et du Climat a deux ministères chapeaux, industrie et écologie. Le texte est cosigné avec David Lebain. Cite le BCG pour un potentiel de marché du CSC de 120Md$/an en 2030. Cite la Commission pour 160Mt/CO2 injectés en 2030 soit 15% des réductions européennes. Les démonstrateurs vont aussi servir à tester le cadre réglementaire, et ont une fonction de communication en vue d'une adhésion publique à la technologie. L'inscription dans les règles de l'ETS est faite: stocker (conformément) n'est pas émettre.

Intérêts de la France: réductions d'émission pour installation industrielles, competitivité des territoires, présence d'acteurs nationaux significatifs sur toute la chaine de valeur, enjeu de la négociation sur le changement climatique. Le CSC est identifié comme filière stratégique de la croissance verte. Le projet de Total témoigne du savoir faire d'un industriel Français, ce premier pilote en appelle d'autres ailleurs.

Soutien national: 27M€ pour 33 projets ANR entre 2005 à 2008, trou d'air, puis programme repris par SEED deadline 3/5/11. Soutien à 45M€ pour 3 démonstrateurs de recherche (33% des fonds du programme démonstration): C2A2, FranceNord, Ulcos. Eligibilité aux Investissements d'Avenir. Souhait d'un Institut d'Excellence en matière d'Energie Décarbonée IEED. Soutien au dossier d'ArcelorMital pour Florange au NER300.

La loi Grenelle 1 oblige le prêt à capter sur les nouvelles centrales à charbon proposées en France (appliquable à tout système au dessus de 300MW, pourrait donc concerner aussi gros sites industriels). La loi Grenelle 2 régit l'exploration des potentiels sites de stockage. Les projets de décret de finalisation de la transposition sont en phase de consultation publique (voir billet précédent).

Il y a deux cadres légaux: pilote d'injection (<100.000t et démonstrateur de stockage, qui exige une concession de stockage géologique, autorisation d'exploiter quelle que soit la qté stockée (pas de seuil), installations classées, et transfert de responsabilité dans les formes.

Jean-Xavier Morin, expert CO2-H2 Eurl

Talked on EU demonstration plants of CCS.

En Chine c'est presque une centrale charbon 1 GW installée par semaine. En 7 ans ils ont construit 60 lits fluidisés circulants. En Inde c'est 15-20 GW par an, ils utilisent des combustibles low low grade (super souffrés près du Pakistan), pas de normes NOx, SOx et CO, la limite des poussières est à 10x celle de chez nous. Il faut vraiment que les technologies qu'on développe soient pas chères pour qu'elles puissent être installées là bas.

Why Technology Demonstration Plants ? To confirm: process design and components scale up. Integration process (par exemple: procédures de mises en route). Operabilité. Coûts CAPEX et OPEX. Impacts environnementaux (eau, espace...). Visibilité publique. Cadre administratif.

Dans l'industrie lourde, la validation d'une nouvelle technologie peut prendre 15 ans. On peut distinguer trois étapes: pilote composants/process 0.1 - 5 MWe, puis démonstrateur 30 - 50 MWe (on en est là), précommercial 100 - 400 MWe (candidats NER).

Les contraintes qui se posent aux démonstrateurs: Extrapolabilité vs. risque dans la mise à l'échelle. Obtenir un taux de disponibilité raisonable (95% en opérationnel). Fonctionner à divers niveaux de charge sans trop perdre de performance (on va commencer la CSC sur la base pour simplifier). Construire pour 50 ans en pensant à l'entretien, le remplacement des pièces, l'évolution des combustibles et des spécifications du CO2 produit. Economiser la consommation électrique des auxilliaires et d'eau de refroidissement. Finir à temps pour pouvoir passer à l'échelle supérieure. Gérer le contexte légal incomplet. Dérapage de coûts (exemple: Mongstad en est à 800M€). Health Safety Environment (HSE, solvants cancérigènes blacklistés). Analyse de risque dans scénarios extrêmes, effets domino.

Présente 7 EU flagships projets dans une première vague 30-48 MW. Six oxy et une post à Fusina. Inclus Lacq, Ciuden CFB (can be co-fired biomass). Présente 4 EU flagships projects de seconde vague 1-40MW pour capture process demonstration: chemical looping, solvent CASTOR, chilled amonia

Présente 6+ pre-commercial demonstration 250-900 MW. Remarque que comme pour le développement de la désulfuration dans les années 80, les exploitants de grandes centrales (ex: Belchatow, Poland) commmencent sur un sidestream.

Conclusions: 1. Montée d'échelle progressive essentielle à la gestion du risque, 2. Explorer plusieurs directions technologiques à la fois, 3. Du potentiel mais encore du chemin, une deuxième vague d'unités de démonstration technologique est à prévoir. 4. Penser aussi à la vie après le projet pour les démonstrateurs existants, 5. Admettre qu'elles ne sont pas rentables.

Bob Pegler, GCCSI

Le Global CCS Institute (GCCSI) rappelle que dans la roadmap IEA, on installe 3400 centrales CCS en 2050, 65% hors OECD. En Europe OCDE, le CCS permettrait 24% des réductions de CO2, moitié dans l'électricité, moitié dans l'industrie. Le GCCSI aide un réseau de projets dans le monde à 1-3 M AU$ chaque. Guichet possible pour un projet METSTOR 3 ? D'après leur base de donnée des grands projets intégrés (LSIPS) en 2010 l'activité s'est déplacée de l'Europe vers l'Amérique du Nord à cause d'un développement de l'EOR, qui paie 22-25$/tCO2 (max 50$/tCO2). La Chine monte aussi. Le soutien public se monte à environ 40 milliards de dollars, avec un maximum 6.1 (alloués) + 2.6 (annoncés) aux USA.

Conclusion: c'est un problème politique/commercial, pas technologique. Projects are getting stuck at Financial Close. The value proposition and incentives are not there. En EU les leaders sont UK et NL. Le CCS dans l'industrie (hors électricité) a avancé quatre réponses au NER300, ce qui n'est pas si mal. Les centrales à gaz (sans CCS) reviennent sur le devant de la scène.

Note: Le présentateur ne dévoile pas l'intérêt commercial de l'Australie pour exporter le charbon, qui explique l'existence du GCCSI. La posture est pro-CCS inconditionnelle. Cela interpelle le chercheur à une réflexion critique: est-il socialement nécessaire, justifié, efficace de faire cette marche forcée technologique ? Aurions-nous oublié en route le principe de faire monter le prix du carbone et laisser la société innover ?

Arthur Darde, Air Liquide Engineering

Avec Hitachi, Air Liquide a proposé à Fortum de convertir à l'oxy-combustion sa centrale de 565 MW à Meri-Pori en Finlande. Intérêt pour le client: zéro NOx, SOx, poussières et Hg mesurables. Pénalité d'efficacité 7.8 points HHV (à long terme 6%). Flexibilité: Swing ASU (Air Separation Unit) avec 1 journée de stockage d'O2 sur site, donne un degré de liberté pour ajuster la consommation des auxilliaires en période de pointe. Le passage en mode "combustion à l'air" se fait en 30mn même en pleine charge. Les surfaces d'échange thermique sont identiques si on tourne à 27-30% d'O2. Et l'opération est sûre, comme on va le démontrer:

Analyse de risque faite par 7 experts des 3 compagnies réunis pendant 3 jours sur le site pour juger un paquet de risques avec la matrice à 4 niveaux de probabilité et de gravité selon les critères Sécurité, Environnement, *, Disponibilité. Pas de risques au niveau "critique" ou "significatif" qui ressort, mais quelques uns de magnitude modérée.

Pénétration d'hydrocarbures dans l'ASU et explosion majeure: extremely unlikely, p=0.0001, 3 évènements en 50 ans. Une centrale à charbon est moins risquée qu'une raffinerie puisque le C est sous forme solide. Le bon design peut ramèner le risque à 10^-6.
Fuites et anoxie. On mettra des détecteurs.
Explosion ou feu à la chaudière ou au broyeur de charbon. Il faut plus de poussières pour enflammer le mélange CO2/O2 que l'air: le retrofit a une effet sécurisant pour ce scenario. Pour le cas d'extinction de flamme mal détectée/gérée qui peut aboutir à rallumer un mélange non contrôlé d'oxygène et de fumée: Hitachi propose des bruleurs qui marchent bien même en faible concentration d'O2. Et on redonde les vannes d'arrêt sur l'alimentation.
Pour la corrosion acide sulfurique. Recycler les fumées peut enrichir en souffre mais Hitachi a au catalogue un gas gas cooler qui condense l'acide sulfurique sur les cendres.

Conclusion: ce projet là ne s'est pas fait. Une autre étude montre un coût de 60-70 $/tCO2 évité pour une grande centrale nouvelle. Achetez notre retrofit oxyfuel ! Faisable ! Propre ! Sûr ! Fiable !

Mathieu Bertane, Bureau Veritas

Selon l'ISO 31000 "risque = effet de l'incertitude sur l'atteinte des objectifs". Aux termes de la loi Française, ce qu'on appelle risque majeur concerne les Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (ICPE) qui doivent faire une "Etude de Dangers" selon la loi de 1976, c'est à dire celles soumis au régime d'autorisation d'exploiter. Risque majeur = développements incontrôlés aux conséquences graves pour les intérêts visés, à savoir sites et monuments, éléments du patrimoine archéologique, nature environnement paysage, public extérieur au site. En France la sécurité des travailleurs est régie par le code du travail et non le code de l'environnement. L'étude de danger doit donc aller au delà des risques majeurs, puisque la démarche de maitrise des risques doit comprendre aussi les risques de procédés pour les travailleurs.

En pratique un établissement qui envisage de recourir au CCS est déjà ICPE. Le CCS va le faire rentrer dans des rubriques supplémentaires de la nomenclature, par exemple s'il a des stocks de solvants inflamables comme les MEA. Il va aussi entrer ICPE par la nouvelle ligne n° 2960 "captage de flux de CO2"

Niveau européen: le CO2 n'est pas listé à l'annexe de la directive SEVESO ni dans sa mise à jour. Le CCS ne va pas faire rentrer un établissement dans ce régime.

Transport: Pipelines, le CO2 est visé à l'arrêté multi-fluide du 4 aout 2006, il faut une Étude de Sécurité (à faire selon le guide professionel GESIP n° 2008/01). C'est plus simple qu'en UK, où le HSE est ambigu sur les pipeline safety regulations (le message étant "c'est pas dans les textes mais faites comme si"). Navires, approche très différente basée sur des codes internationaux, des règles techniques des bureaux de vérification privés aboutissant à la certification ou non de navires. Néanmoins en France l'étude de danger du terminal de déchargement doit inclure l'effet domino, donc le navire.

L'analyse de risques (majeurs) se fait classiquement en trois étapes Identification des dangers et évènements redoutés HAZID, Evaluation Préliminaire des Risques EPR, Analyse Détaillée des Risques ARD. Puis on utilise la matrice d'acceptabilité des risques réglementaire.

Les seuils d'effets sont définis réglementairements: Léthaux significatifs 20% dans l'air, léthaux 10%, irréversibles 5%.

Questions à creuser: améliorer le guide GESIP en tenant compte des spécificités du CO2, en particulier sur les fréquences de fuite (peu de retour d'expérience dans les bases de données) et leur modélisation (il est ininflammable, cryogénique). Améliorer la modélisation numérique des rejets aussi pour les études de dangers. Il faut aussi améliorer les Mesures de Maîtrise des Risques aka barrières de sécurité, spécifiques: par exemple où mettre les détecteurs et combien. Et écrire les plans d'intervention adaptés au risque CO2.

Note: Bonjour à Philippe Quirion qui a supervisé le stage de fin d'études de l'intervenant au CIRED en 2003.

Mark P.N. Spruijt, TNO

is also an investigator of the COCATE project, jointly with IFP and Le Havre. Présente les résultats de CO2Europipe (4/09 - 10/11), development of a large scale CCS infrastructure in Europe: installer 50-100km de tuyau par mois, pendant 30 ans. Le transfrontière représente 20% des flux dans le scénario de reference scenario, 70% dans les scenarii offshore ou EOR.

Les pipelines sont à 100-150 bars et T ambiante, alors que sur les navires on met à basse température et pression. Modelling of outflow process: thermodynamic properties of CO2 and the formation of solid (dry ice) call for changes in existing models in order to achieve the prediction of time and position dependent concentrations.

Air Liquide

a 50 ans d'expérience dans la purification et la liquéfaction du CO2 pour les usages marchands. Propriétaire et opèrateur de 85 usines, capacité de production de 4 Mt/an. 4 grandes unités de capture dans les fumées de 50-80 t par jour. A opéré 185 miles de pipeline de CO2 supercritique pour EOR pendant 15 ans, mais revendu à Trinity en 2000. Reste propriétaire/opérateur d'une bretelle de 10 miles en Louisiane.

Dans le bassin permien se transportent 40Mt de CO2 en phase dense (T ambiante mais P au dessus de Pcrit = 73 bars). Le plus gros pipe fait 30 pouces, 813km, 19.3 Mt/an. Le CO2 transporté est assez impur, il contient 1-5% de méthane, 0.03-4% de N2, pas/peu d'oxygène, très peu d'eau (moins que 300ppm sinon corrosion sous une semaine). Celui de Weyburn qui provient de la gasification du charbon est différent, il contient H2S, du CO, même 50ppm d'O2.

Les limitations des modèles de diffusion rendent le calcul des zones d'impact difficile, donc l'étude de danger moins convaincante. La fuite fait un canon à neige de carboglace, qui retombe et après fond sur place sans vitesse initiale donc se disperse mal. Le gaz est d'autant plus lourd qu'il est froid. Sans parler des impuretés qui peuvent se retrouver dans la neige. On peut avoir des fractures longues "en bouton" à cause du refroidissement, il faut enrouler de la fibre de verre autour de la canalisation. On a besoin de recherches pour programmer l'option "CO2 en régime dense" dans le logiciel.

On capitalise l'expérience US, mais on transpose avec précaution. En Europe le réseau n'est pas en zone désertique, les gens ne vivent pas du pétrole, et la réglementation est moins permissive.

Rémy Bouet, INERIS

Modélisation et essais expérimentaux de fuites et explosions. Cuve instrumentée de 2m³ tenant 200 bars / 200°C, bouchons avec ouvertures calibrées de 3, 6 et 9 mm. Mats équipés O2, CO2, thermocouples sur 30m.

Dulce Boavida, LNEG, Lisbon

National Lab of Energy and Geology, newly formed by merging the Energy and the Geology labs. Coordinates COMET FP7 project (1/1/10 - 31/12/12) on an integrated infrastructure for CO2 transport and storage in the west Mediteranean: Portugal, Spain, Marocco. Reminds that the causes of pipeline transport incidents are 50% external interference, only 15% corrosion.