Face d'enterrement pour le CO2

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L'industrie des sables bitumineux est une énorme source de gaz à effet de serre (GES). Ce secteur à lui seul a rejeté 55 millions de tonnes de CO2 dans l'atmosphère en 2011, soit plus des deux tiers des émissions québécoises totales.

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(Québec) «J'ai lu avec beaucoup d'intérêt votre article intitulé La mesure des sables bitumineux. Je comprends que l'utilisation de l'électricité serait beaucoup trop onéreuse pour réduire les émissions de gaz à effet de serre de l'industrie pétrolière albertaine. Par ailleurs, on parle aussi de solutions de captage de CO2 qui seraient appropriées et moins coûteuses. Mais est-ce que les compagnies sont intéressées à y investir?», demande Jean-Marie Blais, de Sainte-Foy.

L'industrie des sables bitumineux est effectivement une énorme source de gaz à effet de serre (GES). Ce secteur à lui seul a rejeté 55 millions de tonnes de CO2 dans l'atmosphère en 2011, soit plus des deux tiers des émissions québécoises totales. Ces émissions proviennent principalement du fait que l'on doit chauffer - avec du gaz naturel - le mélange afin de séparer le sable du bitume, et afin de préraffiner celui-ci. Dans l'article auquel notre lecteur fait référence, nous répondions à la question de savoir pourquoi les surplus d'électricité du Québec ne pourraient pas être exportés en Alberta pour réduire les quantités de gaz brûlées. Et la réponse, hormis le fait que les lignes de transmission vers l'Alberta sont sinon inexistantes, du moins très insuffisantes, était que non seulement nos surplus électriques ne feraient pas une grosse différence, mais que la production d'Hydro-Québec dans son entier ne fournirait pas assez d'énergie pour remplacer tout le gaz naturel consommé par les sables bitumineux.

Or, il n'y a pas 36 autres manières de réduire les émissions de cette industrie. Et notre lecteur voit juste en se demandant si la «capture et séquestration du carbone» (CSC) n'est pas une des options envisagées: oui, elle l'est. La technique a plusieurs variantes, mais elle consiste toujours, essentiellement, à séparer le gaz carbonique (et parfois d'autres gaz) des émanations, puis à l'injecter dans le sol à des pressions si fortes que le CO2 devient un liquide.

«Typiquement, dit le chercheur de l'INRS Michel Malo, titulaire de la Chaire sur la séquestration géologique du CO2, on cherche des sites qui sont à au moins 1000 mètres de profondeur, pour que le CO2 devienne supercritique (liquide, sans possibilité de retour à la phase gazeuse à cause de la pression et de la température, ndlr). En phase gazeuse, 1 tonne de CO2 occupe 500 m3, mais sous forme liquide, c'est seulement 2 m3. On cherche aussi roche poreuse [...et des] aquifères salins, où en plus du mécanisme de piégeage mécanique (le CO2 dans les interstices de la roche), il y a aussi un piégeage chimique, car le CO2 se dissout bien dans l'eau saline.»

Enfin, poursuit M. Malo, «un autre aspect important à considérer, c'est qu'il faut que l'unité poreuse soit recouverte d'un shale ou d'une autre roche imperméable pour empêcher le CO2 de remonter. En Alberta, il y a beaucoup de bons sites pour la séquestration, et on les connaît bien parce qu'il y a eu beaucoup de sondages, là-bas, pour le pétrole et le gaz».

La technique, dit-il, est «bien maîtrisée», tant pour la capture du CO2 que pour son stockage à long terme. Mais il y a un hic, cependant: le procédé est... comment dire... pas donné. C'est la séparation du gaz carbonique du reste des émanations, un procédé chimique compliqué, qui coûte cher, dit M. Malo. En comparaison, les opérations de stockage sont beaucoup moins chères.

Il y a pour l'instant un seul grand projet de CSC à l'échelle industrielle en activité dans le monde, soit celui de Boundary Dam, une centrale de Saskatchewan qui produit de l'électricité en brûlant du charbon. Le projet, entré en opération l'automne dernier, enfouira 1 million de tonnes de CO2 par année (95 % des émissions) et a coûté un total de 1,3 milliard $: 500 millions $ pour la remise à neuf de la centrale et... 800 million $ pour l'usine de capture du CO2 et les pipelines pour l'acheminer au site de stockage. Celui-ci, notons-le, est un puits de pétrole dont l'extraction sera facilitée par l'injection de gaz carbonique sous haute pression, ce qui aidera à récupérer une partie des sommes.

Mais le fait demeure: la technologie est coûteuse. D'après les derniers estimés de l'Agence américaine d'information sur l'énergie, l'ajout d'installations de CSC à une centrale au gaz ou au charbon gonfle le coût de production de 3 à 4 ¢ par kilowattheure.

Projets lourdement subventionnés

On ne surprendra donc personne en précisant que, jusqu'à présent, tous les grands projets de CSC en cours ou à venir ont été lourdement subventionnés. Boundary Dam a ainsi reçu 240 millions $ du fédéral, et le projet Quest de Shell, qui devrait devenir cette année la première application industrielle de la CSC aux sables bitumineux, aura reçu 865 millions $ du fédéral et de l'Alberta sur un coût total de 1,35 milliard $.

Pour une province comme l'Alberta, le jeu en vaut peut-être la chandelle. À cause de l'urgence de réduire nos émissions de GES, et parce que les sables bitumineux ont une bien mauvaise réputation - à tel point que le président Obama pourrait bloquer la construction de l'oléoduc Keystone XL, qui doit transporter 800 000 barils de pétrole albertain par jour vers les raffineries du sud des États-Unis, parce qu'il juge ce bitume «extraordinairement sale».

Et puis, souligne M. Malo, si la technologie est bien maîtrisée dans l'ensemble, son déploiement à de si grandes échelles, lui, n'en est qu'à ses premiers pas. On peut penser qu'à l'avenir, des installations de CSC seront capables d'enfouir plus de 1 million de tonnes de CO2 par année, et pour des coûts moindres.

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