Le moment est venu : L'administration Biden doit adopter des normes strictes en matière d'émissions de CO2 pour le secteur de l'électricité.
Le problème de la pollution climatique causée par le secteur de l'électricité est si important qu'il exige à la fois des mesures d'incitation et des mesures d'attraction, c'est-à-dire des mesures d'encouragement gouvernementales qui incitent l'industrie à prendre des mesures positives, combinées à une réglementation de la pollution dangereuse et nocive pour la santé qui pousse ceux qui n'avancent pas assez vite. Il n'est pas fréquent qu'un secteur soit soumis à la fois à une politique d'incitation et d'attraction, mais lorsque c'est le cas, cela peut libérer un potentiel important de réduction spectaculaire des émissions. C'est actuellement le cas des épurateurs de carbone dans les centrales électriques alimentées par des combustibles fossiles.
La loi sur la réduction de l'inflation, adoptée cet été, offre des incitations au secteur de l'électricité américain pour qu'il passe à l'énergie propre. Dans le même temps, l'administration Biden a l'obligation d'établir des normes strictes en matière d'émissions de dioxyde de carbone pour le secteur de l'électricité, en vertu de la loi sur la qualité de l'air, à la lumière de l'affaire Virginie-Occidentale contre l'EPA.
La loi exige de l'Agence de protection de l'environnement (EPA) qu'elle étudie tous les systèmes de contrôle de la pollution ayant fait leurs preuves dans le secteur de l'électricité, qu'elle choisisse le meilleur d'entre eux en tenant compte des coûts, de l'énergie et des facteurs environnementaux, puis qu'elle fixe des normes d'émission basées sur ce meilleur système. Les États et les compagnies d'électricité doivent ensuite respecter les limites de pollution par les moyens de leur choix.
Pour qu'une technologie fasse l'objet d'une démonstration adéquate, il n'est pas nécessaire qu'elle se trouve à chaque coin de rue. En effet, en l'absence d'incitations et de réglementation, il est peu probable que l'industrie déploie d'elle-même des contrôles de pollution. Au lieu de cela, l'EPA doit démontrer que le système est disponible, et peut faire cette démonstration par un certain nombre de moyens : garanties des fournisseurs, examen de la littérature, usines pilotes, programmes d'essai, ou expérience de la technologie dans d'autres industries. La technologie du captage et de la séquestration du carbone possède ces éléments à profusion. Il n'y a pas d'obstacles technologiques au déploiement de la capture du carbone dans le secteur de l'électricité, il n'y a eu qu'un manque historique d'incitations et de réglementation.
Les industries utilisent le captage et le stockage du carbone depuis des décennies. Maintenant que la loi sur la réduction de l'inflation est entrée en vigueur, davantage d'applications de captage du carbone dans les centrales électriques sont à l'étude, comme l'illustre la carte ci-dessous. La plupart des projets de captage du carbone envisagés dans le secteur de l'électricité concernent des centrales à cycle combiné alimentées au gaz naturel (CCGN). Le tableau ci-dessous montre qu'au moins 14 projets de captage du carbone dans des centrales à cycle combiné au gaz naturel entreprennent des travaux d'ingénierie détaillés, appelés études de conception technique préliminaire (FEED), afin de planifier minutieusement un projet. Ces études FEED démontrent le réel intérêt et la capacité de l'industrie à adopter le captage du carbone. Il ne s'agit pas de simples exercices théoriques : Les études FEED utilisent les équipements et le savoir-faire actuellement disponibles pour fournir des plans d'ingénierie et des estimations de coûts pour des décisions d'investissement importantes.
Carte des projets d'activités de captage du carbone aux États-Unis (projets relatifs au charbon et au gaz)
Projets de captage et de stockage du carbone dans le secteur du gaz naturel
| Projet | Taille | Quantité | Notes |
|---|---|---|---|
| Panda Energy, TXi | 420 MW | 645.000-1 million de tonnes par an selon le facteur de capacité | NGCC existant, FEED terminé |
| Centre énergétique Quail Run, TX | 550 MW | 1,5 million de tonnes métriques/an | NGCC existant, FEED |
| Centre énergétique de Deer Creek, TXii | 1 116 MW | 5 millions de tonnes métriques/an | NGCC existant, FEED |
| Centre énergétique de Baytown, TX | |||
| Centre énergétique Delta, CAiii | 857 MW | 2,3 millions de tonnes métriques/an | NGCC existant, FEED |
| Usine de Barry, ALiv | 525 MW | 1,5 million de tonnes métriques/an | NGCC existant, FEED |
| Centrale électrique de Polk, FLv | ~280 MW | ~800 000 tonnes métriques/an | NGCC existant, FEED |
| LG&E | 700 MW | 1,7 million de tonnes métriques/an | NGCC existant, FEED |
| Mustang Station, TXvi | 460 MW | 1,6 million de tonnes métriques/an | NGCC existant, FEED |
| Chevron Kern River Eastridge, CA | 50 MW, vapeur | 300 000 tonnes/an | Cogénération existante, pré-FEED |
| CalCapture, CA | 550 MW | Jusqu'à 1,4 million de tonnes/an | NGCC existant, FEED |
| Coyote Clean Power, CO | 280 MW | 850 000 tonnes/an | Nouveau gaz naturel, cycle Allam, pré-FEED |
| Broadwing Clean Energy, IL | 280 MW | 850 000 tonnes/an | Nouveau gaz naturel, cycle Allam, pré-FEED |
| Competitive Power Ventures , WV | 1800 MW | Non annoncé, mais supérieur à 4 millions de tonnes métriques/an | Nouveau NGCC-CCS, début de développement |
Six autres centrales électriques au charbon font également l'objet d'études FEED, comme le montre le tableau ci-dessous.
Projets de captage et de stockage du carbone dans le secteur du charbon
| Projet | Taille | Quantité | Notes |
|---|---|---|---|
| Projet Tundra, ND | 455 MW | 3,3 millions de tonnes métriques/an | FEED complet |
| Dry Fork, WY | 400 MW | 2,2 millions de tonnes métriques/an | Pré-FEED |
| Dave Johnson, WY | 330 MW | 1,26 million de tonnes métriques/an | Pré-FEED |
| Gerald Gentleman, NE | 700 MW | 4,3 millions de tonnes métriques/an | Pré-FEED |
| Madison Unité 3, LA | 600 MW | 3,6-5,0 millions de tonnes métriques/an | NGCC, FEED |
| État des Prairies, IL | 800 MW | 6,2-8,2 millions de tonnes métriques/an | FEED complet |
L'ampleur du piégeage duCO2 par ces usines est considérable. Aujourd'hui, les États-Unis captent et séquestrent de manière permanente environ 16 millions de tonnes métriques par an à partir de sources industrielles. Si ces projets de CSC pour les centrales au gaz et au charbon sont tous réalisés, ils permettront de capter près de 50 millions de tonnes de carbone par an, soit plus du double de ce que les États-Unis captent actuellement. Ces projets indiquent clairement que la technologie de piégeage du carbone a fait ses preuves, qu'elle est disponible sur le marché et qu'elle est suffisamment abordable pour être sérieusement envisagée. Si ce n'était pas le cas, les développeurs se concentreraient sur d'autres domaines.
D'autres pays envisagent également la capture du carbone dans les usines de gaz naturel. Comme ces pays ne bénéficient pas des incitations offertes par les États-Unis, ils ont moins de projets proposés, comme le montre le tableau ci-dessous. Cela indique néanmoins que la technologie de captage est disponible et a fait l'objet d'une démonstration adéquate.
Projets internationaux de captage et de stockage du carbone
| Projet | Taille | Quantité | Notes |
|---|---|---|---|
| Genesee 1 et 2, Alberta Canadavii | 1 360 MW | 3 millions de tonnes métriques/an | Remplacer une centrale au charbon par une centrale NGCC-CCS |
| Peterhead, Royaume-Uni | 910 MW | 1,5-2 millions de tonnes métriques/an | Nouveau NGCC, FEED |
| Keady, Royaume-Uni | 910 MW | 1,5 million de tonnes métriques/an | Nouveau NGCC, FEED |
| Net-Zero Teeside, Royaume-Uni | 860 MW | Jusqu'à 2 millions de tonnes/an | Nouveau NGCC, FEED |
| Staythrope, Royaume-Uni | 1 700 MW | Non annoncé | NGCC, FEED |
La technologie de captage dans les centrales électriques bénéficie d'une longue expérience. Au cours des décennies passées, le captage à partir du gaz naturel a permis de démontrer le captage du carbone sur le charbon. Par exemple, il y a douze ans, MHI a utilisé son expérience du captage sur les chaudières au gaz naturel pour démontrer le captage sur le charbon à l'usine Barry de Southern Company en Alabama, sur une rampe d'accès de 25 MW. Le succès de l'usine Barry a permis à Petra Nova d'appliquer le captage du carbone à une échelle beaucoup plus grande. De même, Fluor a développé un projet de captage du carbone à l'usine NGCC de Bellingham, dans le Massachusetts, de 1991 à 2005, en captant 85 à 95 % duCO2 d'un flux de 40 MW. Ils ont utilisé cette expérience pour concevoir un projet pilote de capture dans une centrale électrique au charbon à Wilhelmshaven, en Allemagne, qui a fonctionné en 2012. Ces expériences de centrales à charbon peuvent être transposées aux centrales à cycle combiné au gaz naturel. Celles-ci utilisent souvent la même famille de solvants pour capturer le dioxyde de carbone, avec des modifications mineures pour tenir compte des différences dans la composition des gaz de combustion. Ces solvants ont fait l'objet d'années de tests. Depuis 2012, de nombreux fournisseurs de solvants de capture du carbone de premier plan (notamment Aker, Cansolv, Fluor, ION, Carbon Clean Solutions, MHI) ont mené d'importantes campagnes d'essai au centre technologique de Mongstad (Norvège), qui peut capturer 80 tonnes métriques par jour de gaz de combustion de cycle combiné. Les récentes campagnes d'essai ont inclus des démonstrations de captage duCO2 avec un fonctionnement flexible de l'installation.
Enfin, il est important de reconnaître l'importance de normes solides fondées sur la technologie pour faire progresser nos objectifs climatiques - sans elles, nous ne pourrons tout simplement pas nous rapprocher de nos objectifs. Pour que ces contrôles de la pollution par le carbone fonctionnent sur les centrales électriques au charbon, il faut appliquer des contrôles de la pollution atmosphérique de pointe, et sur les CCGN, des contrôles de pointe doivent également être utilisés. C'est une solution gagnante pour tous, pour le climat et pour les communautés.
i Voir également, W.R. Elliot, Front-End Engineering Design (FEED) Study for a Carbon Capture Plant Retrofit to a Natural Gas-Fired Gas Turbine Combined Cycle Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1836563.
ii Voir également, Deer Park Energy Center, Calpine, https://www.calpine.com/deer-park-energy-center (dernière visite le 6 février 2023).
iii Voir également, Andrew Awtry, ION Clean Energy, "Project Delta" Front-End Engineering and Design for a CO2 Capture System at Calpine's Delta Energy Center (2022), https://netl.doe.gov/sites/default/files/netl-file/22CM_PSC17_Awtry_0.pdf (présenté au National Energy Technology Laboratory Carbon Management Project Review Meeting, 15 - 19 août 2022).
iv Voir également, Landon Lunsford, Southern Company Services, Inc, Front End Engineering Design of Linde-BASF Advanced Post-Combustion CO2 Capture Technology at a Southern Company Natural Gas-Fired Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1890156.
v Le formulaire de désignation d'exclusion catégorique du département de l'énergie pour l'étude FEED suggère que seule l'unité 2 fait l'objet de l'étude FEED. Par conséquent, la quantité deCO2 soumise à l'étude FEED est révisée à la baisse par rapport à l'annonce du DOE. Dep't of Energy, NETL, Categorical Exclusion (CX) Designation Form for Project No. DE-FOA-0002515 (2022), https://www.energy.gov/sites/default/files/2022-11/CX-026914.pdf.
vi Voir également, Gary Rochelle et al, Cost Details from Front-End Engineering Design of Piperazine with Advanced Stripper (2022), https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=4281548.
vii Voir également, Burns & McDonnell Delivers on Capital Power's Genesee Repowering Project, Burns & McDonnell (29 septembre 2021), https://www.burnsmcd.com/news/capital-power-genesee-repowering-project.
