Le prix de l’air chaud déterminera l’économie de la construction de TE Plomin C

L’augmentation des obligations financières concernant les centrales électriques qui émettent de grandes quantités de dioxyde de carbone, comme TE Plomin, sera l’un des facteurs que l’investisseur dans TE Plomin C prendra en compte.

Les technologies de démonstration actuelles montrent qu’un prix de 70 EUR/t de CO2 émis rend les systèmes de capture et de stockage du carbone (CSC) rentables. La production d’énergie européenne doit devenir neutre en carbone d’ici 2050 – les centrales à charbon auront-elles besoin d’une assistance de l’État et combien coûtera l’électricité produite de cette manière ?

L’un des facteurs décisifs pour décider d’investir dans la construction de TE Plomin C, une centrale à charbon de 500 MW, sera également les évaluations de rentabilité de cette installation à travers la perspective des mouvements futurs des prix des unités d’émission de dioxyde de carbone. Le mouvement des prix des quotas d’émission et les politiques futures concernant le changement climatique détermineront en grande partie l’avenir et l’économie des centrales à charbon, en tant qu’installations de base qui ne sont presque plus construites dans l’Union européenne et qui pourraient progressivement cesser leurs opérations au cours des 30 prochaines années sous la pression de grands investissements dans la protection de l’environnement. HEP fait déjà face à des obligations financières significatives qui ne sont généralement pas mentionnées en public, et bien que ce soit un sujet important, nous n’avons pas pu obtenir de porte-parole de HEP concernant cet aspect de l’investissement dans TE Plomin C.

Avec l’entrée de la Croatie dans l’UE et son adhésion au Système européen d’échange de quotas d’émission (EU-ETS), HEP sera obligé d’acheter un quota d’émission pour chaque tonne de CO2 émise. La troisième période de négociation pour les quotas d’émission commence en 2013 et dure jusqu’en 2020. À partir du 1er janvier 2013, HEP devra acheter le montant total de quotas pour couvrir les émissions de l’année précédente d’ici le 30 avril de chaque année en cours. HEP émet environ 5 millions de tonnes de CO2 par an. Les dépenses annuelles de HEP pour l’achat de quotas d’émission, en fonction de la quantité d’émissions et du prix du CO2 sur le marché, sont estimées entre 50 et 75 millions d’euros. Ce montant peut être réduit d’environ 20 %, ou pour les émissions de CO2 libérées lors de la production d’énergie thermique, si les demandes de HEP pour l’exemption des centrales thermiques sont acceptées. Les économies pour HEP provenant de l’obtention d’unités d’émission gratuites s’élèveront à 10 – 15 millions d’euros pour 2013. Chaque année suivante, le montant des économies diminuera de 10 %, jusqu’en 2020, lorsque HEP devra acheter des unités d’émission pour couvrir toutes ses émissions.

La position délicate de HEP

Les prix des unités d’émission sont actuellement d’environ 8 EUR/t, mais selon les annonces, ils devraient commencer à augmenter dès le début de l’année prochaine. Les calculs optimistes indiquent que le prix des quotas d’émission pourrait atteindre 20 EUR/t d’ici 2020, mais beaucoup pensent que la spéculation fera rapidement monter le prix. L’Étude d’impact environnemental pour TE Plomin C mentionne le développement d’installations de capture et de stockage du carbone (CSC) comme l’un des moyens de réduire les émissions de CO2 résultant de la combustion du charbon. Un espace pour ces installations est prévu à côté de la nouvelle centrale, mais HEP ne mentionne actuellement pas de solution technologique. HEP est dans une position délicate car elle sait qu’elle sera affectée par ces coûts à l’avenir, mais elle ne sait pas combien, car il est difficile d’estimer la hausse des prix des quotas. « L’investisseur dans TE Plomin C décidera s’il faut mettre en œuvre la capture et le stockage du CO2 ou s’il est plus rentable d’acheter des quotas, et au moins 2 millions de tonnes de CO2 que TE Plomin C devrait émettre chaque année, c’est beaucoup, » déclare le Prof. Dr. Bruno SAFTIĆ, professeur au Département de géologie et d’ingénierie géologique à la Faculté des mines, de la géologie et de l’ingénierie pétrolière de l’Université de Zagreb. Le Prof. Saftić a dirigé la préparation d’une étude commandée par HEP en 2010 qui proposait des solutions pour l’élimination du CO2 de Plomin et des recherches préliminaires sur le potentiel de géoséquestration du CO2 en Croatie, commandées par le Fonds pour la protection de l’environnement et l’efficacité énergétique. La capture et le stockage du carbone signifient que le CO2 est extrait du mélange de gaz de combustion dans une installation spéciale à côté de la centrale et transporté par pipelines vers un emplacement où il est comprimé et injecté sous terre à des profondeurs de 800 à 2500 m. HEP a jusqu’à présent conçu de manière approximative une certaine taille de l’installation de capture de CO2, mais lorsque l’investisseur demandera un permis de construire, il devra proposer une solution complète pour un tel système conformément à la directive européenne que la Croatie n’a pas encore transposée dans sa législation. Dans ce système, le coût opérationnel le plus élevé est l’extraction du CO2, car le mélange de gaz de combustion de la centrale doit être purifié (en éliminant les composés de soufre et d’azote) afin que du CO2 pur puisse être injecté sous terre. L’injection est effectuée dans des champs pétroliers et gaziers épuisés, des aquifères salins profonds ou des couches de charbon.

– Avec des recherches ciblées, des emplacements appropriés peuvent être trouvés en Croatie continentale et dans le fond marin adriatique. Dans ces zones, la structure souterraine est telle qu’en se basant sur les premières études préliminaires menées dans le cadre des projets européens FP6, cofinancés par le FZOEU, il a été démontré qu’il existe un potentiel significatif, bien plus grand que dans les pays voisins comme la Bosnie-Herzégovine ou la Slovénie, » déclare le Prof. Saftić. Dans le cas de TE Plomin C, des experts de la Faculté des mines, de la géologie et de l’ingénierie pétrolière ont suggéré à HEP dans l’étude une possibilité théorique que le gaz capturé puisse être injecté dans un aquifère salin profond dans le fond marin à 10 miles de Dugi Otok, qui est à environ 140 km en ligne droite de Plomin. Avec cet emplacement, il y a cinq autres emplacements proposés dans les parties nord et centrale du fond marin adriatique qui devraient être soigneusement étudiés. En ce qui concerne la possibilité d’injecter ce CO2 dans des champs gaziers épuisés dans l’Adriatique, le Prof. Saftić dit que certains pourraient être injectés dans ces champs, mais pas beaucoup car les dépôts ne sont pas très grands. La capacité totale estimée pour le stockage de CO2 dans les champs gaziers d’Ida, Ika et Marica est de 10 millions de tonnes. Dans l’ensemble, dans les dépôts de 15 champs pétroliers ou gaziers dans le bassin pannonique et 3 dans le nord de l’Adriatique, il existe une capacité théorique de stockage de 189 millions de tonnes de CO2, la capacité totale des champs gaziers étant significativement plus grande que celle des champs pétroliers, comme indiqué dans le rapport du projet FP6 ‘EUGeoCapacity’. La Croatie devrait se voir attribuer des quotas pour l’émission de 22 à 30 millions de tonnes de CO2 dans tous les secteurs. Le Prof. Saftić estime qu’en théorie, 5 à 7 millions de tonnes de gaz pourraient être capturées chaque année à partir de grandes sources stationnaires en Croatie, et si la moitié de cette quantité est injectée, cela réduirait les émissions nationales de 10 %, ce qui représente une réduction significative.

Coût de 600 000 à 700 000 EUR/MW de capacité installée

Cependant, il reste encore une manière non résolue de savoir comment et quand comptabiliser réellement les émissions de CO2 évitées, ce qui constituerait en fait le revenu de l’entreprise gérant le « stockage de CO2. » En effet, pour prouver véritablement que le CO2 est stocké en toute sécurité sous terre, un suivi doit être effectué pendant 10 ans après l’achèvement de l’injection, ce qui est considéré comme une période suffisamment longue pour montrer comment fonctionnent les processus de liaison du gaz sous terre. La technologie est testée et disponible, car elle est très similaire à une partie des procédures opérationnelles pour l’extraction des dépôts d’hydrocarbures, et il existe également des projets de démonstration spéciaux. Actuellement, c’est encore très coûteux car cela n’a pas été commercialisé. Une augmentation significative des prix des quotas d’émission et une politique plus restrictive devraient inciter l’industrie à s’intéresser davantage au CSC. Cependant, combien cela coûte-t-il réellement aux investisseurs, ou à quel moment cela devient-il rentable pour une centrale comme Plomin de construire des systèmes de capture et de stockage du CO2 au lieu d’acheter des quotas ? Le communiqué de la Commission européenne de 2007 indique que les coûts totaux de capture et de stockage du CO2 des centrales à charbon sont estimés entre 600 000 et 700 000 EUR/MW de capacité installée.

Cela concerne les installations « prêtes à capturer » qui peuvent être construites de 2007 à 2020 avec les technologies actuellement disponibles, notant que les coûts pour les centrales plus anciennes, c’est-à-dire celles déjà en fonctionnement, seront probablement plus élevés. Si cette méthode d’estimation des coûts est simplement appliquée à TE Plomin 2 et TE Plomin C, qui doivent ensemble avoir 710 MW de capacité installée, la somme s’élève à 426 – 497 millions d’euros d’investissements supplémentaires, sans compter le coût de construction d’une nouvelle centrale estimé à 800 millions d’euros. À première vue, il semble que technologiquement, peu de choses aient changé depuis 2007 jusqu’à aujourd’hui. En effet, le document de l’UE de 2007 indique également que le coût de la technologie CSC dans la production d’énergie n’est rentable qu’à un prix de quota de CO2 de 70 EUR/t. À l’époque, on s’attendait à ce que de plus grandes améliorations technologiques et des avantages provenant du CO2 pur extrait, tels que les projets EOR (injection pour la récupération améliorée du pétrole), réduisent les coûts pour les centrales. Les modèles et études disponibles comme perspectives à moyen et long terme pour les coûts du CSC pour 2020 indiquaient 20 – 30 EUR/t CO2.

Selon des sources plus récentes telles que ZEP (‘Zero Emissions Platform: The Costs of CO2 Capture, Transport and Storage’) de 2011, les coûts opérationnels de capture et de stockage du CO2 sont estimés à un peu moins de 40 EUR/t pour les centrales à charbon, et à un peu moins de 90 EUR/t pour les centrales au gaz naturel. Par conséquent, ce rapport récent prédit que cette technologie de décarbonisation pour la production d’électricité deviendra compétitive en termes de prix après 2020. Construire un tel système qui transporterait le CO2 des deux blocs énergétiques de TE Plomin par pipeline vers certains emplacements appropriés dans le fond marin adriatique représente un investissement très important qui comprend la conception et l’installation de pipelines, des installations d’injection, la caractérisation des roches souterraines où le stockage sera effectué, et l’équipement de cette installation avec des puits d’injection et de surveillance. Cela signifie que le montant doit encore être évalué lorsque les emplacements sont sélectionnés en fonction des recherches sur la structure souterraine. Actuellement, seuls les coûts opérationnels peuvent être estimés (selon la même source, ZEP de 2011), où il est estimé que le transport de 2,5 Mt de CO2 par un pipeline sous-marin sur une longueur de 180 km nécessite environ 10 EUR/t, tandis que les coûts de stockage dans des aquifères salins profonds sont estimés dans une fourchette de 2 à 20 EUR/t, et dans le cas où des champs pétroliers ou gaziers épuisés sont convertis en installations de stockage, alors cette fourchette est de 2 à 14 EUR/t. Cependant, il existe également des sources qui poussent le coût à un niveau plus élevé que ZEP. General Electric a fourni en avril une estimation selon laquelle seul un prix de quotas d’émission au niveau de 70 EUR/t rend les systèmes de capture et de stockage du CO2 rentables. Cette entreprise a développé une technologie qui extrait le carbone du charbon avant qu’il ne soit brûlé, produisant de l’hydrogène qui est ensuite brûlé pour générer de l’électricité. « La technologie est disponible. Nous savons comment brûler l’hydrogène qui provient de la gazéification du charbon, mais le problème réside dans les coûts. Aujourd’hui, il est impossible de rivaliser si personne n’investit. »

Restrictions sévères

Dans tous les cas, ce sont des investissements significatifs qui devraient finalement se refléter dans le prix de l’électricité, qui pourrait augmenter considérablement sous pression si la base de production d’énergie européenne reste basée sur le charbon, ce qui pourrait facilement changer compte tenu de la part croissante des sources d’énergie renouvelables et de la nécessité qu’elles soient accompagnées de différents types d’installations énergétiques plus flexibles et de réseaux intelligents. « Avec le développement des questions liées au changement climatique, il y aura des restrictions très strictes concernant les réductions d’émissions de CO2. Non seulement il y aura une augmentation du prix des quotas d’émission (car la hausse du prix du CO2 peut entraîner une baisse des prix du charbon, perdant ainsi pratiquement l’effet que le prix du CO2 peut avoir sur les réductions réelles des émissions), mais aussi des réglementations directes et des interdictions d’émissions. On peut maintenant dire avec certitude que la production d’énergie européenne deviendra neutre en carbone d’ici 2050. Cette obligation a un effet dramatique sur les centrales dont la construction est actuellement prévue. En effet, les installations qui entreront en service en 2018 – 2020, avec un facteur d’utilisation réduit, en raison de leur flexibilité, n’atteindront pas de résultats économiques suffisants pour se permettre le CSC d’ici 2050. Dans ce cas, une assistance de l’État sera nécessaire, ce que les réglementations européennes excluent déjà, » déclare Aleksandar KOVAČEVIĆ, l’un des auteurs de l’étude de l’Agence internationale de l’énergie « L’énergie dans les Balkans occidentaux, » ancien membre du groupe d’experts ‘ad hoc’ sur le charbon de la CEE-ONU et lauréat du prix d’innovation ‘PowerGen Europe 2002’ pour une approche innovante de l’économie des centrales à charbon. Il estime que l’emplacement de TE Plomin présente plusieurs avantages pour la construction d’une centrale, et ceux-ci devraient être exploités. Les études qui ont été menées fournissent une excellente base pour concevoir une installation très intéressante et compétitive. Il est nécessaire d’examiner et de comparer un certain nombre d’options disponibles que le concept européen de la meilleure technologie disponible offre, de développer un système de critères, d’utiliser les études disponibles et de créer une grille d’évaluation appropriée pour prendre la décision finale. « Mon avis est qu’il existe une possibilité très réelle de créer une telle solution technologique qui augmenterait considérablement l’efficacité, réduirait les impacts environnementaux, améliorerait les effets pour l’économie locale, réduirait les coûts d’investissement, raccourcirait le temps de construction et fournirait la force énergétique nécessaire et la flexibilité de production, ainsi qu’un niveau élevé de sécurité pour l’élimination des émissions de CO2 à l’avenir, » estime-t-il. (energetika-net.com)