Une équipe interdisciplinaire de chercheurs du MIT vient de rendre public son rapport sur le futur du charbon.
L’objectif de l’étude est d’examiner le devenir du charbon en tant que source d’énergie dans une société où les émissions de carbone seront contraintes.
D’après les auteurs, le développement des procédés de capture et de stockage du CO2 (CCS) sera nécessaire au maintien et à l’expansion du charbon comme source d’énergie primaire. Le degré de développement du charbon et des procédés de CCS dépendra de plusieurs facteurs notamment le prix de la tonne de CO2 et le niveau de développement du nucléaire.
Par exemple, en utilisant un modèle développé par le MIT, l’ "Emission Prediction and Policy Analysis (EPPA) model", les auteurs ont déterminé que dans un scénario où le prix du carbone serait élevé (25$/tonnes-CO2 à partir de 2015 et une augmentation de 4% par an) et le nucléaire peu développé, l’application des procédés de CCS permettrait d’augmenter l’usage mondial du charbon en 2050 de 61% par rapport à 2000 tout en augmentant les émissions mondiales de CO2 de moins de 17%. Sans les procédés de CSC, l’usage du charbon augmenterait de 16% et les émissions de CO2 de plus de 33%. Selon leur modèle les procédés de CCS deviennent compétitifs à partir de 30$/tonne-CO2.
Les auteurs font également un certain nombre de recommandations pour permettre au charbon et aux procédés de CCS de se développer :
AEP devrait utiliser le procédé de capture par voie ammoniacale développé par Alstom. Dans un premier temps, un projet pilote de 30MW sera développé courant 2008 sur le site d’AEP en Virginie de l’Ouest. Le CO2 capturé sera séquestré dans des formations salines du site. Après validation du projet pilote, le système de capture sera installé sur une unité de 450MW en Oklahoma. Ce second projet devrait être opérationnel dès 2011.
L’objectif de l’étude est d’examiner le devenir du charbon en tant que source d’énergie dans une société où les émissions de carbone seront contraintes.
D’après les auteurs, le développement des procédés de capture et de stockage du CO2 (CCS) sera nécessaire au maintien et à l’expansion du charbon comme source d’énergie primaire. Le degré de développement du charbon et des procédés de CCS dépendra de plusieurs facteurs notamment le prix de la tonne de CO2 et le niveau de développement du nucléaire.
Par exemple, en utilisant un modèle développé par le MIT, l’ "Emission Prediction and Policy Analysis (EPPA) model", les auteurs ont déterminé que dans un scénario où le prix du carbone serait élevé (25$/tonnes-CO2 à partir de 2015 et une augmentation de 4% par an) et le nucléaire peu développé, l’application des procédés de CCS permettrait d’augmenter l’usage mondial du charbon en 2050 de 61% par rapport à 2000 tout en augmentant les émissions mondiales de CO2 de moins de 17%. Sans les procédés de CSC, l’usage du charbon augmenterait de 16% et les émissions de CO2 de plus de 33%. Selon leur modèle les procédés de CCS deviennent compétitifs à partir de 30$/tonne-CO2.
Les auteurs font également un certain nombre de recommandations pour permettre au charbon et aux procédés de CCS de se développer :
- La mise en place de protocoles pour la sélection des sites de stockage, les opérations d’injection…,
- La mise en place d’un programme de démonstration des procédés de stockage à grande échelle (1 millions de tonnes de CO2/an). Les programmes dans ce sens (privés ou gouvernementaux) sont pour l’instant totalement insuffisants. Les auteurs recommandent le développement de 10 projets de CCS à grande échelle (dont 3 aux USA) afin de couvrir les différent types de site de stockage possible.
- Le développement de procédés de capture du carbone pour les diverses technologies de combustion du charbon sans privilégier une technologie particulière.
AEP devrait utiliser le procédé de capture par voie ammoniacale développé par Alstom. Dans un premier temps, un projet pilote de 30MW sera développé courant 2008 sur le site d’AEP en Virginie de l’Ouest. Le CO2 capturé sera séquestré dans des formations salines du site. Après validation du projet pilote, le système de capture sera installé sur une unité de 450MW en Oklahoma. Ce second projet devrait être opérationnel dès 2011.
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