Charbon et gaz de charbon

 

Le charbon, énergie fossile la plus anciennement utilisée, a été détrôné par le pétrole dans les années 1970 mais reste la deuxième énergie primaire utilisée dans le monde en 2009 (27% du mix énergétique mondial - source AIE). Contrairement aux hydrocarbures, la répartition géographique de ses réserves est large, son transport est limité, il est bon marché et son prix reste stable. Sous le terme « charbon » sont regroupées des roches valorisées différemment en fonction de leur qualité combustible: des lignites et charbons subbitumineux (brown coal) à faible valeur calorifique, aux charbons bitumineux et anthracites (hard coal) à forte valeur calorifique.

Les utilisations ont varié au cours du temps. Il a d'abord été utilisé pour le fonctionnement des machines à vapeur dans l'industrie et les transports, comme combustible dans la sidérurgie et les cimenteries et pour le chauffage résidentiel et urbain. Depuis la deuxième moitié du XXe siècle, il est surtout utilisé comme combustible des centrales électriques (85% du charbon est transformé en électricité). Il assurait 40% de la production mondiale d'électricité en 2009 mais les rendements des centrales à charbon sont faibles. Son utilisation s'est diversifiée dans la production de :

  • gaz de synthèse ou syngaz. La gazéification du charbon permet la production de syngaz (CO + H2) utilisé dans les turbines des centrales électriques avec un meilleur rendement que celles alimentées au charbon. Les centrales à cycle combiné (IGCC), développées dans les années 90, doivent permettre d'atteindre de meilleures performances environnementales et de meilleurs rendements, dans un modèle économique viable. Quelques unités sont en service dans le monde (puissance unitaire : 250-300 MW).
  • dérivés chimiques. La production d'hydrogène, de méthanol et d'éthylène peut être associée au fonctionnement de centrales à gaz.
  • carburants de synthèse (CTL : coal to liquids). Un processus, associant liquéfaction et procédé Fischer Tropsch, permet de produire des carburants synthétiques. Caractérisé par un rendement faible et un impact environnemental plus important que celui de la filière hydrocarbures, il a été développé dans des circonstances de crise (en Allemagne pendant la seconde guerre mondiale, en Afrique du Sud sous embargo). Même si le seuil économique paraît avoir été atteint, la production mondiale, de l'ordre de 150 000 b/j, devrait rester marginale.
  • production de méthane (CBM :coal bed méthane). Voir paragraphe gaz de charbon.

Comme pour les hydrocarbures, la nomenclature concernant les ressources et les réserves de charbon est complexe et les évaluations publiées sont entachées d'incertitudes. De plus, elles doivent être modulée par la différentiation entre « hard coal » et « brown coal ». Les réserves prouvées sont estimées à 826 GT (fin 2008) soit 122 ans de production au rythme actuel. Elles se subdivisent par moitié entre les deux qualités de charbons. Les ressources sont largement répandues dans le monde, en particulier aux Etats Unis (26%), Russie (16%), Chine (12%), Inde (10%), Australie (9%). L'Europe représente 5% des réserves mondiales. Certains pays possèdent d'importantes réserves de lignite comme l'Allemagne ou la Serbie.

Compte tenu de son abondance et de son faible coût, le charbon connaît une augmentation de sa production depuis plusieurs années, tirée par l'Asie et en particulier par la Chine qui est le premier producteur mondial (42% des 6,8 Gt extraits dans le monde en 2008). Mais sa place dans le mix énergétique mondial devrait réduire dans les années à venir compte tenu de son impact sanitaire et environnemental. C'est en effet la source d'énergie la plus émettrice de CO2 (43% des émissions mondiales de C02 en 2009, d'après l'AIE). Par ailleurs, le développement des gaz non conventionnels fournit de nouveaux volumes de gaz à moindre prix qui peuvent se substituer au charbon dans les centrales électriques. C'est déjà le cas aux Etats Unis et ce processus pourrait s'étendre à l'Asie voire l'Europe. Dans son scénario 450 ppm (en ligne avec une augmentation de température de 2°C), l'AIE estime que la place du charbon dans le mix énergétique mondial passera de 27% à 15%, à l'horizon 2035, au bénéfice en particulier du gaz naturel. L'évolution dépend beaucoup de la mise en œuvre des politiques de réductions d'émissions de gaz à effet de serre et de leurs mécanismes d'application. Pour réduire les nuisances, les opérateurs travaillent principalement sur deux axes: amélioration de l'efficacité énergétique des centrales par la mise en ouvre de nouvelles technologies (vapeur supercritique et ultra-supercritique), et développement des techniques de captage et stockage du CO2 (voir dossier Captage et Stockage du CO2).

Le gaz de charbon (Coal Bed Methane)

Nous utilisons le terme de « gaz de charbon » pour définir le gaz présent à l'état naturel dans les filons de charbon, composé en majeure partie de méthane et connu par les mineurs sous le terme de « grisou », afin de le différencier du « gaz de houille » qui définit le gaz manufacturé produit lors de la transformation du charbon en coke et composé à plus de 50% d'hydrogène et de monoxyde de carbone. Le gaz de charbon a comme origine la transformation de la matière organique de la couche de charbon soit par action microbienne à faible profondeur soit par processus thermique lors de l'enfouissement. Le gaz s'accumule dans les couches de charbon sous forme libre dans les fractures (cleats) ou sous forme adsorbée en surface du charbon.

La technologie de production, mature, consiste à réduire la pression de la formation et ainsi stimuler la désorption du méthane. Pour ce faire, l'eau contenue dans la formation est pompée. Cette phase de soutirage peut durer plusieurs mois à plusieurs années, en fonction du degré de saturation en gaz du charbon, de la perméabilité du réseau de fractures et de l'activité possible d'un aquifère connecté. Le nombre de puits nécessaire à l'exploitation d'un gisement est important car beaucoup des réserves sont produites à basse pression. Si la perméabilité de la couche est faible, il faut augmenter le nombre de puits. Comme la performance des puits est difficile à prédire sur un nouveau gisement, des phases pilotes assez longues sont indispensables pour évaluer l'économie d'un projet. La capacité d'adsorption du CO2 étant plus élevée que celle du méthane, on peut stimuler la désorption du méthane par injection de CO2. Ce procédé de récupération assistée, dont plusieurs pilotes ont été lancés en Amérique du Nord, en Australie et au japon, permettrait de coupler la production de gaz avec un processus de stockage de CO2. La première exploitation industrielle date des années 1980 dans le bassin de San Juan (New Mexico). La production des Etats Unis est passée de 0,3 Tcf, au début des années 90, à 2,2 Tcf en 2010. Les deux tiers des volumes produits viennent du bassin de San Juan mais l'activité s'est développée dans d'autres bassins des Montagnes Rocheuses et des Appalaches. D'autres pays ont commencé à développer la production de gaz de charbon, en particulier le Canada, l'Australie, la Chine et l'Inde. En France, un site d'exploitation existe depuis 1992 dans le bassin du Nord – Pas de Calais comme ressource de génération électrique.

Le gaz de charbon constitue une ressource potentielle significative dans les pays riches en charbon. Les réserves prouvées sont évaluées à 560 Gm3 (10% des réserves de gaz) mais les ressources sont très incertaines (estimation : 4600 Gm3).

Du point de vue environnemental, la valorisation du gaz de charbon pourrait éviter l'exploitation directe du charbon et valoriser le stockage de CO2. La production et la gestion des grands volumes d'eau mis en œuvre est une contrainte qu'il est nécessaire de réglementer.

 

Pour en savoir plus à la SGF :
 

- L'avenir du charbon et la perspective 2050, la Rédaction, Géologues, 176, 2013 – Acheter en ligne ce numéro
- icon Mix énergétique & transition énergétique (1.85 MB) - contribution de F. Kalaydjian (IFP Energies Nouvelles) à la Conférence organisée par la SGF, le 9 octobre 2012
- icon Les énergies - Comprendre les enjeux (147.65 KB), P. Mathis, ed Quae, 2011 - Analyse d’ouvrage Géochronique date .– consultable à la bibliothèque de la SGF (joindre analyse d’ouvrage)
- Les matières premières énergétiques, dans Les Géosciences au service de l'homme, J.J. Biteau, J.M. Masset, P.R. Bauquis, p. 27-68, ed. HIRLE, 2007 - Consultable à la bibliothèque de la SGF
- icon Quel avenir pour le charbon ? (711.4 KB), L. Janssens, Géologues, 144, 2005.

et ...

- site de l’Agence Internationale de l’Energie – http://www.iea.org/

- site IFPEN – le charbon - http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/espace-decouverte/les-cles-pour-comprendre/les-sources-d-energie/le-charbon

- Quelles ressources en charbon, G. Bessereau et A. Sanirere,Panorama 2010, IFPEN - http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/publications/notes-de-synthese-panorama/panorama-2010

- Les carburants de substitution, Global Chance, 2009 - http://www.global-chance.org/IMG/pdf/GC26LEF81p74-77.pdf

- CBM : bilan et perspectives, G. Maisonnier, panorama 2008, IFPEN - http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/publications/notes-de-synthese-panorama/panorama-2008

- Frequently asked questions – Coal Bed Methane, K.K. and J. Bauder, J. Wheaton, 2003 - http://waterquality.montana.edu/docs/methane/cbmfaq.shtml

- Coal-Bed Methane : Potential and Concerns, USGS, 2000 - http://pubs.usgs.gov/fs/fs123-00/fs123-00.pdf

- Water produced with Coal-Bed Methane, USGS, 2000 - http://pubs.usgs.gov/fs/fs-0156-00/fs-0156-00.pdf