Norda Stelo se concentre résolument sur la décarbonation de la chaîne d’approvisionnement en mines et en métaux afin de permettre une transition énergétique à faible émission de carbone. Dans mon article précédent, Getting to a Carbon Neutral Mine Through Mine Waste CO2 Mineralization (« Atteindre une mine carboneutre par la minéralisation du CO2 des déchets miniers »), nous avons abordé comment les mines avec un gisement adéquat peuvent offrir d’importantes occasions d’élimination du CO2 à long terme et de façon permanente. Des questions ont été posées sur d’autres occasions de gestion si la minéralisation dans les stériles ou les déchets miniers n’est pas une option et, pour ceux qui se concentrent sur la capture du CO2 des gaz de combustion, comment déterminer la technologie de capture à choisir. Plongeons dans le sujet. 

Contexte

Il existe des avis partagés sur la capture et le stockage du carbone (CSC), ou carbon capture and storage (CCS), y compris certains très négatifs concernant le coût, la technologie non éprouvée, et la manière dont elle favorise le développement des combustibles fossiles. Concernant le coût, il n’y a pas de solution miracle. Vous gérez une quantité massive de gaz tout en cherchant à séparer un petit pourcentage, tel que 5 à10 % en volume, en faisant interagir l’ensemble du volume gazeux avec la surface d’un autre milieu pour (typiquement) absorber/adsorber le CO2 et le libérer, suivi de la compression et du transport. Donc oui, c’est extrêmement coûteux. Cependant, pour de nombreuses classes d’actifs, le changement de combustible ou l’électrification présentent des barrières techniques, financières et même d’approvisionnement significatives qui font en sorte que la capture du CO2 demeure l’option la moins mauvaise. En effet, certains types d’actifs et les processus associés libéreront du CO2 indépendamment de la source d’énergie (par exemple, le ciment). 

Certainement, bien que de nombreuses technologies de capture du CO2 émergent et doivent encore être prouvées à l’échelle commerciale, la technologie actuelle – les amines – existe depuis des décennies; elle n’a simplement pas été appliquée aux gaz de combustion (post-combustion). De nombreuses technologies prometteuses ou avancées de processus sont en développement, ce qui aidera certainement à réduire les coûts, mais jusqu’à un certain point seulement. 

Pour ces installations, la question devient alors : Comment la capture peut-elle être réalisée au coût le plus bas tout en offrant le plus grand bénéfice net et permanent en termes de réduction des gaz à effet de serre, de manière la plus sûre et la plus écologiquement responsable ? 

Et que faire s’il n’existe pas d’option de stockage établie à proximité, si vous ne possédez pas une mine avec un gisement ultramafique ou si vous ne possédez pas de mine du tout! De nombreux propriétaires d’actifs ne se trouvent pas dans une région où le stockage est une option; pourtant, la capture du CO2 tend à devenir le seul choix qu’ils envisagent pour la décennie à venir. C’est la décision difficile à laquelle beaucoup sont confrontés. 

Prendre une décision – Capture du CO2

Entendons-nous, la capture du CO2 est très réalisable pour la plupart des types de gaz de combustion. Il s’agit principalement de coûts. La grande majorité des leaders de l’industrie qui prônent la capture basée sur les gaz de combustion sont unanimes quant au besoin de soutien des gouvernements et à leur adoption d’une position de certitude pour que l’économie de cette technologie soit viable. 

Il y a beaucoup de facteurs à prendre en compte pour décider quelle technologie adopter. Pour toute décision, les caractéristiques et le contexte propres à l’actif seront les principaux moteurs. Les facteurs techniques fondamentaux tendent à être : 

  • Disponibilité d’une option de gestion du CO2, que ce soit le stockage, la minéralisation ou autre. 
  • Volume des gaz de combustion 
  • Concentration de CO2 dans les gaz de combustion 
  • Énergie thermique disponible 
  • Disponibilité d’un espace suffisant pour l’installation 
  • Faisabilité de la construction 

Bien que ces facteurs techniques puissent réduire les options, d’autres éléments influenceront la décision finale, tels que : 

  • Expérience du fournisseur de licence, y compris sa réputation (certains considèrent que travailler avec de grandes marques multinationales connues est un choix plus sûr et plus fiable pour les investisseurs). 
  • Fiabilité de la technologie et le degré auquel elle a déjà été déployée 
  • Chaîne d’approvisionnement établie pour une livraison et une construction fiables et en temps voulu 

Pour soutenir une décision finale, une bonne première étape consiste souvent à tester la technologie, si l’entreprise dispose d’unités de test mobiles (typiquement 1 t/j). Cela peut fournir des informations cruciales sur l’efficacité de la technologie pour un gaz de combustion spécifique tout en vous familiarisant avec le fonctionnement de la technologie si vous envisagez de devenir l’opérateur. 

Comme il existe de nombreuses technologies à considérer, il est essentiel de faire ses propres recherches pour déterminer leur adéquation, tant du point de vue technique que commercial. Voici quelques exemples de technologies émergentes et novatrices à souligner : 

Cycle Carbone – système de carbonate de potassium sans enzyme utilisant de l’eau chaude et évitant les impacts environnementaux négatifs potentiels associés aux amines. 

Carbon Clean – développement d’un système à lit fixe rotatif à base d’amine pour améliorer le transfert de masse et réduire les coûts d’investissement. 

Mantel Energy – système de borate fondu à haute température qui consomme du gaz naturel pour produire de la vapeur (revenus) tout en capturant ses propres gaz de combustion ainsi que ceux d’industries adjacentes. 

Svante – Système d’adsorption à balancement de température utilisant des adsorbants structurés avec régénération directe à la vapeur. 

Aker – Système modulaire à base d’amine avec différentes options de capacité, applicable sur terre ou en mer. 

Gestion de la destination du CO2 en absence de stockage ou de minéralisation des déchets miniers

La destination et la gestion associée du CO2 sont le facteur déterminant de la chaîne de valeur de CSC. Bien qu’il existe des options de stockage éprouvées en Alberta, des options à fort potentiel se trouvent en Colombie-Britannique, en Ontario, au Québec et sur la côte est. Cependant, ces options présentent des obstacles importants à surmonter, non seulement pour identifier l’emplacement spécifique et valider la taille, l’intégrité de confinement, la porosité et la perméabilité des sites de stockage potentiels, mais aussi pour franchir les obstacles réglementaires et d’acceptation publique. 

Une des priorités de Norda est de soutenir les installations cherchant à promouvoir la capture du CO2 tout en ayant des options de gestion du CO2 limitées. Compte tenu de nos efforts et de notre expérience dans les secteurs difficiles à décarboner, nous explorons plusieurs options en fonction du contexte local. Parmi les options novatrices et émergentes au-delà de la minéralisation des stériles dont nous avons discuté dans le blogue précédent, il y a :

i. Technologies d’utilisation qui peuvent éliminer de manière permanente le carbone à des volumes significatifs.

  • Tout produit à valeur ajoutée généré en volumes significatifs nécessitera probablement de l’hydrogène. Bien que les écofuels, tels que le carburant d’aviation durable (SAF), soient activement développés, ils ne répondent pas encore au critère de permanence; ils seraient plutôt classés comme une compensation écologique temporaire qui réutilise une molécule de CO2 tout en compensant une molécule de carburant fossile. Un domaine d’intérêt à promouvoir lorsque des hydrogènes bas carbone à coût réduit seront disponibles est la conversion du CO2 en méthanol (ou éthanol) pour des produits de longue durée, tels que les résines dans certains plastiques qui ne finissent pas en décharge, comme le plexiglas.
  • Les procédés d’utilisation pour les matériaux de construction devraient certainement être envisagés, cependant certaines technologies pourraient ne consommer qu’une petite fraction du CO2 total émis par l’installation. Celles qui peuvent incorporer des volumes plus importants, comme Carbon Upcycling Technologies ou Carbonova, sont des exemples de technologies prometteuses capables de décarboner de manière substantielle des installations individuelles en transformant des volumes significatifs de CO2 en produits durables et permanents. 

ii. Minéralisation in situ

  • Bien que la plupart des régions ne disposent pas d’aquifères salins locaux en profondeur, certaines possèdent des formations géologiques ultramafiques (par exemple, le basalte) dans la région qui, lorsqu’elles sont injectées sous forme de solution avec de l’eau, ont prouvé qu’elles se minéralisent en relativement peu de temps. Des initiatives en Colombie-Britannique et au Québec sont en cours pour démontrer et développer ces options. 

iii. Minéralisation ex-situ en système fermé

  • Exterra Carbon génère de l’oxyde de magnésium (MgO) en assainissant des bassins d’amiante, puis peut minéraliser le CO2 provenant de sources capturées dans un certain rayon (assurant ainsi des réductions nettes des gaz à effet de serre sur le cycle de vie). Ce MgO peut être transporté vers un site qui capture activement le CO2, mélangé avec ce CO2, et être placé dans une carrière ou une installation de stériles à proximité pour une élimination permanente.

iv. Transport du CO2

  • Pour les installations industrielles situées près d’un port, l’industrie du transport maritime développe activement un service global d’expédition de CO2 vers la Norvège ainsi que vers le golfe du Mexique. Selon l’analyse de Norda, les réductions nettes des émissions de GES restent significatives, bien qu’une analyse formelle du cycle de vie (ACV) des GES doive toujours être réalisée pour chaque projet, et les coûts d’expédition sont plutôt compétitifs. Cela dépend bien sûr de votre localisation; néanmoins, cette option devrait être envisagée. 

Voici quelques-unes des options qui peuvent être envisagées en l’absence de stockage géologique salin (ou de récupération assistée du pétrole [RAP]) local et établi. Quelle que soit l’option choisie, et en supposant que les économies soient viables, l’intégrité des réductions est primordiale. Cela est particulièrement vrai si les réductions doivent être vendues sur un marché volontaire (ou réglementé, d’ailleurs). Une initiative importante à connaître est l’Initiative pour l’Intégrité des marchés volontaires du carbone, qui fournit des orientations cruciales à cet égard. 

Résumé

Bien que la capture du CO2 soit coûteuse et comporte des risques, pour certaines installations industrielles, c’est le seul outil à leur disposition. Dans ce cas, les décisions concernant la technologie de capture doivent être prises avec soin et réflexion, étant donné que l’industrie est encore émergente et que les niveaux de déploiement à l’échelle commerciale sont relativement limités. La décision va de pair avec la détermination de la gestion à long terme appropriée, qui, pour ceux manquant d’options de stockage, pourrait nécessiter une nouvelle approche innovante. Étant donné l’échelle et l’urgence de la crise climatique, plus nous pourrons apprendre rapidement des expériences des autres, mieux ce sera. Il n’y a pas de temps à perdre. 

Matthew McCulloch

Auteur

Matthew McCulloch
Responsable de la décarbonation chez Norda Stelo