Dioxyde de carbone à vendre

L'affaire: En 1988, la Basin Electric Power Cooperative de Bismarck, ND, a acheté une usine chimique en difficulté qui a converti le charbon en gaz naturel synthétique. Le pari est réussi, et l'histoire du succès de Basin modifie l'affaire du pouvoir et la politique de la pollution.

Société de gazéification du Dakota

Cette histoire faisait partie de notre numéro de juillet 2005

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FY 2005 revenues: 234,5 millions de dollars
Des employés: 700
CO2 stocké sous terre : Six millions de tonnes

Le 14 septembre 2000, la Dakota Gasification Company a dépassé le stade de la survie. L'usine chimique unique de l'entreprise à Beulah, dans le Dakota du Nord – une bête industrielle qui convertit 18 000 tonnes de charbon de lignite en 170 millions de pieds cubes de gaz naturel synthétique par jour (assez pour chauffer 2 500 maisons pendant un an) – avait été radié 15 ans plus tôt comme un gâchis financé par le gouvernement, un produit mal engendré des politiques énergétiques américaines entraînées par la crise. Mais la filiale déterminée d'un service public rural a défié ses détracteurs. Ce jour de septembre, l'entreprise a pris un sous-produit sale – le dioxyde de carbone – et en a fait un actif financier en ouvrant un nouveau pipeline de CO2. Non seulement cette décision garantirait la viabilité de la centrale, mais elle contribuerait également à assainir la réputation environnementale de l'énergie au charbon.

Dakota Gasification exploite un pipeline de 300 kilomètres rempli de dioxyde de carbone. Cette rivière de pollution se dirige vers le nord, de Beulah aux champs de pétrole vieillissants du sud-est de la Saskatchewan. Là, le CO2 plonge à un kilomètre et demi sous la surface de la terre dans des gisements de pétrole épais et tenaces. Le CO2 divise par quatre la viscosité de l'huile et facilite son écoulement à la surface. Le CO2 de Beulah devrait aider à extraire 130 millions de barils de pétrole supplémentaires des champs pétrolifères de la Saskatchewan, pour lesquels Dakota est bien indemnisé. Une fois dans le sol, le dioxyde de carbone prend la place du pétrole, se retrouvant piégé sous un empilement imperméable de calcaire, de grès et de schiste. Le processus enfouit en toute sécurité plus de CO2 en un an que cent mille voitures n'en libèrent au cours de leur durée de vie opérationnelle.

Les décideurs politiques considèrent de plus en plus la technologie de Dakota comme la clé potentielle d'une énergie domestique propre à l'avenir. L'administration Bush a avancé la gazéification du charbon et le stockage souterrain des gaz à effet de serre comme solution à long terme à un problème à long terme. Le département américain de l'Énergie soutient un programme de R&D de 10 ans, baptisé FutureGen, qui vise à perfectionner une tâche que Dakota accomplit actuellement avec une technologie datant des années 1970. FutureGen fait la promotion d'une technologie qui n'a même pas été démontrée dans de petites usines pilotes, déclare Dale Simbeck, vice-président de la technologie pour SFA Pacific, un cabinet de conseil en énergie basé à Mountain View, en Californie. Mais voici une opération à grande échelle qui est techniquement réussie et qui fait toutes ces choses dont on parle.

Al Lukes, chef de l'exploitation de Dakota, dit qu'il est habitué aux réactions surprises des visiteurs internationaux qui viennent voir ce qui se passe dans les plaines du nord : les gens nous regardent et disent : « Mon Dieu, vous pouvez faire ça ? »

Alors que l'histoire de Dakota se répand, les décideurs politiques sont confrontés à un choix de plus en plus difficile. L'Agence internationale de l'énergie prévoit que suffisamment de centrales au charbon pour produire 1 400 gigawatts d'électricité auront été installées entre 2003 et 2030. Ces centrales généreront environ 118 milliards de tonnes de dioxyde de carbone au cours de leur durée de vie. C'est plus que toutes les émissions de carbone du charbon au cours des 250 dernières années combinées. Même certains écologistes pragmatiques s'accordent à dire que la technologie de gazéification peut être le plus grand levier disponible pour limiter les gaz à effet de serre à court terme. Le charbon va être extrait. La seule question est de savoir comment il va être brûlé, explique Antonia Herzog, scientifique principale au Natural Resources Defense Council, un groupe de défense de l'environnement basé à Washington, DC. Si de nouvelles centrales au charbon doivent être construites, ce devraient être des usines de gazéification.

Dakota par défaut
Dakota Gasification a été conçu pendant les pénuries d'énergie des années 1970. Alors que l'OPEP réduisait les approvisionnements en pétrole, le contrôle des prix aux États-Unis étouffait la production de gaz naturel. Les sociétés de gazoducs, alarmées par le manque d'approvisionnement, ont commencé à explorer des sources alternatives ; en 1978, un consortium de sociétés de gazoducs, Great Plains Gasification Associates, s'était réuni pour construire la première usine de gaz naturel synthétique au monde. La construction a commencé en 1981 après que le président Reagan a accepté de soutenir le projet technologiquement ambitieux avec des garanties de prêt fédérales, et en 1984, il a été achevé. À peine un an plus tard, les compagnies de gazoduc ont renfloué, faisant défaut sur 1,5 milliard de dollars de prêts.

Le problème n'était pas la technologie de Great Plains. Son processus, adapté de la chimie qui a permis à l'Allemagne nazie de produire des carburants synthétiques, a fonctionné comme prévu : le charbon et la vapeur ont réagi ensemble à 1 000 °C pour produire un mélange gazeux d'hydrogène, de monoxyde de carbone et de CO2 (plus des contaminants tels que le soufre, mercure et gaz xénon). Le CO2 pur et les flux de contaminants ont été évacués, et le monoxyde de carbone et l'hydrogène restants – un mélange connu sous le nom de gaz de synthèse ou gaz de synthèse – ont été introduits dans un catalyseur pour former des hydrocarbures. Les catalyseurs nazis ont produit du carburant pour les chars, les avions et les sous-marins ; Le catalyseur de Great Plains s'est avéré du méthane de haute qualité.

Lukes, un ingénieur chimiste qui est retourné dans son Dakota du Nord natal pour travailler pour Great Plains, explique que ce qui a bouleversé l'entreprise était le forage directionnel et la déréglementation du gaz naturel, qui s'est déroulée sur plusieurs années, à partir de 1978. La déréglementation a déclenché une recherche frénétique de de nouveaux gisements de gaz et le forage directionnel ont multiplié la production de chaque puits. Great Plains s'attendait à obtenir 9 à 10 $ par millier de pieds cubes pour son gaz synthétique, mais au milieu des années 1980, une surabondance de gaz avait fait baisser les prix jusqu'à 1 $ par millier de pieds cubes. Impossible de produire du gaz à ce prix, dit Lukes.

L'usine gagnait des revenus, mais aux frais de ses propriétaires : grâce aux formules de tarification inscrites dans leur contrat d'achat de gaz de 25 ans, les gazoducs ont payé à Great Plains plus de 50 % de plus que le prix du marché du gaz naturel.

Le ministère de l'Énergie a pris possession de Great Plains lorsque les sociétés pipelinières se sont éloignées. Sous la pression de protéger 822 emplois dans le Dakota du Nord, en crise économique, et de récupérer une partie des pertes du gouvernement, l'agence a autorisé l'usine à continuer de fonctionner. Mais il a immédiatement commencé à chercher un acheteur. En 1988, elle fonda la Basin Electric Power Cooperative de Bismarck, le service public local qui alimentait la centrale. Basin Electric risquait de perdre 37 millions de dollars par an – environ 8 % de ses revenus annuels – si l'usine fermait. Ces 37 millions de dollars étaient un gros chiffre pour Basin à l'époque, dit Lukes. Basin a acquis l'usine pour 85 millions de dollars en espèces (et une promesse de partager les bénéfices futurs avec le ministère de l'Énergie) et a créé une filiale, Dakota Gasification, pour l'exploiter.

C'était une décision risquée pour Basin. Dans les années qui ont suivi l'achat, le soutien politique aux énergies alternatives a faibli. Les prix du gaz ont baissé. Et les gazoducs ont contesté leurs accords d'achat de gaz, forçant un règlement qui supprimerait la prime de prix protectrice de Dakota à la fin des années 1990.

La corbeille d'une entreprise
Dakota a survécu en devenant un recycleur : les sous-produits de ses flux de déchets rapportent plus de 150 000 $ par jour. Et son sous-produit le plus lucratif – celui qui a finalement assuré son avenir – est le dioxyde de carbone.

L'épuration du pétrole avec du CO2 n'est pas aussi lucrative que de frapper un nouveau champ majeur. Les grandes compagnies pétrolières ne s'en prennent pas à eux. Ce sont comme des caries, et ils recherchent des coups de circuit, explique Simbeck de SFA Pacific. Mais les caries valent la peine d'être faites pour les sociétés pétrolières de second rang qui dominent désormais la production pétrolière américaine et canadienne. Mettez le CO2 dans le sol et vous obtiendrez probablement plus de pétrole, c'est-à-dire si vous ont CO2. La majeure partie du dioxyde de carbone utilisé dans les champs pétrolifères provient de gisements naturels de CO2 seul ou de CO2 entraîné avec du gaz naturel. Les exploitants de champs pétrolifères au nord de Beulah n'avaient ni l'un ni l'autre.

Au milieu des années 1990, Dakota ressemblait à un survivant, et PanCanadian Petroleum, basée à Calgary, en Alberta, l'exploitant de l'un des plus grands champs pétrolifères du Canada, était prête à négocier. La production sur le champ de PanCanadian à Weyburn, en Saskatchewan, a culminé dans les années 1960, mais les géologues de l'entreprise pensaient que le CO2 la relancerait. Dans le cadre d'un accord de 1997, Dakota a construit des compresseurs de gaz et un pipeline pour acheminer le CO2 à Weyburn, et PanCanadian a accepté de payer à Dakota les coûts de financement de l'équipement, ainsi que des frais liés à la demande. En février, Dakota a engagé un deuxième producteur de pétrole de la Saskatchewan, Apache Canada, qui commencera à prélever du CO2 l'année prochaine.

Judy Fairburn, vice-présidente des opérations d'EnCana (le nouveau nom de PanCanadian après sa fusion avec Alberta Energy, basée à Calgary), a déclaré que l'achat du CO2 de Dakota a augmenté les coûts de production à Weyburn, et que PanCanadian a basé son investissement sur le fait de recevoir 16 à 18 $ le baril. C'était un bon pari : le pétrole se vend aujourd'hui à environ 50 dollars le baril, et Weyburn livre 26 000 barils par jour, son plus haut niveau depuis les années 1970. Ce champ pétrolifère est définitivement dans son second souffle, dit Fairburn.

Avec le gaz naturel vendu à 7 $ par millier de pieds cubes, Dakota a également fière allure. Lorsqu'on lui a demandé si Dakota pourrait gagner plus que ses clients des champs pétrolifères, Fairburn rit nerveusement. Je vais devoir calculer ça, dit-elle. Ils sont certainement bien placés.

Ils sont - et pas seulement à cause de ce qu'ils aident à prendre en dehors du sol. Alors que le pétrole monte dans les Grandes Plaines, le CO2 industriel de Dakota Gasification s'accumule sous terre, créant un avantage environnemental qui pourrait valoir des millions de dollars de plus dans les années à venir, si les États-Unis décident un jour d'adopter une politique de plafonnement et d'échange d'émissions. Une étude de recherche de 34 millions de dollars parrainée par l'Agence internationale de l'énergie a suivi le CO2 souterrain. Son rapport final, publié l'automne dernier, a confirmé ce que tout le monde s'attendait : la même strate qui a scellé le pétrole de Weyburn pendant 50 millions d'années devrait retenir son CO2 pendant des milliers d'années, voire plus.

La gazéification est à nouveau à l'honneur, et pas seulement en raison de sa capacité à stocker les gaz à effet de serre. Les prix record du gaz naturel d'aujourd'hui ne montrent aucun signe de baisse, malgré des niveaux record d'exploration gazière en Amérique du Nord. Et la technologie s'améliore. Des dizaines d'usines de gazéification ont été construites depuis 1984 - dont la plupart transforment le gaz de synthèse dérivé du charbon en engrais à base d'ammoniac - et leur équipement électrique de pointe coûte moins cher à construire et à exploiter que celui de Dakota. Les principaux fournisseurs de l'équipement, comme General Electric, prennent des commandes pour plus. Dakota n'a pas seulement eu de la chance dans sa lutte de plusieurs décennies pour prouver la viabilité de la gazéification du charbon, il avait également raison.

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