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Puits de carbone

Projets de captage et de stockage du carbone à travers l'Europe

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L'Europe a vu une augmentation des efforts pour éliminer le dioxyde de carbone (CO2) et le stocker sous terre. C'est le résultat des gouvernements et des industries qui tentent de réduire leurs émissions pour atteindre leurs objectifs climatiques.

La technologie de capture et de stockage du carbone (CSC) est une méthode de capture du CO2 de l'atmosphère et de son stockage sous terre. Le CO2 capté peut être utilisé dans diverses applications industrielles.

Selon l'Association internationale des producteurs de pétrole et de gaz, environ 70 projets de CSC sont actuellement en cours ou prévus en Europe. Voici quelques-uns des projets actuellement en développement :

MER DU NORD

NORVÈGE

* Northern Lights est une joint-venture entre Equinor, TotalEnergies, Shell et TotalEnergies. Il commencera à injecter 1.5 million de tonnes de CO2 par an (mtpa) dans l'aquifère d'eau salée près du champ gazier de Troll au milieu de 2024. Selon la demande, il est prévu d'augmenter la capacité de stockage de 5 à 6 mtpa à partir de 2026.

Le projet Smeaheia d'Equinor pour construire un site de stockage en mer du Nord avec le potentiel d'injecter jusqu'à 20 mtpa à partir de 2027/2028. Equinor a obtenu le permis d'exploration en 2022. Il a déclaré qu'il prévoyait d'injecter le CO2 de la production d'hydrogène et de certains clients industriels en Europe. La décision finale d'investissement devrait être prise par la société en 2025.

* Luna est un projet de l'allemand Wintershall Dea [RIC.RIC.WINT.UL], qui vise à stocker jusqu'à 5 millions de tonnes par an de CO2 sur un site à 120 km à l'ouest de Bergen. En octobre, Wintershall Dea a obtenu une licence d'exploration avec son partenaire norvégien Cape Omega. Wintershall Dea détient 60 % de la licence, tandis que le norvégien Cape Omega détient les 40 % restants.

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* Errai est un projet conjoint de Neptune Energy au Royaume-Uni et de Horisont Energi en Norvège. Il vise à construire un site de stockage en mer du Nord de 4 à 8 mtpa et un terminal de réception. La licence doit être demandée par les partenaires.

La Bretagne

* Acorn CCS est un projet au large de l'Écosse qui développera une installation de stockage d'une capacité de 5 à 10 millions de tonnes de CO2 par an d'ici 2030. Storegga Shell, Harbour Energy et North Sea Midstream Partners (NSMP) détiennent chacun 30 % du enjeux. Les 10 % restants sont détenus par North Sea Midstream Partners.

* Viking CCS est un projet précédemment connu sous le nom de V Net Zero. Il était dirigé par Harbour Energy, une société pétrolière et gazière indépendante. L'objectif est de stocker 10 mtpa de CO2 dans les gisements de gaz épuisés de la mer du Nord d'ici 2030. Il commencera à injecter du CO2 à un taux initial de 2 mtpa.

* Northern Endurance est un partenariat dirigé par BP. Il vise à construire une infrastructure pour transporter et stocker environ 20 mtpa de CO2 provenant de deux pôles industriels à Teesside et Humberside à partir de 2030. Le projet transportera le CO2 via des pipelines vers un lieu de stockage à environ 145 km au large, dans le nord de la mer du Nord. Le projet a également d'autres partenaires, dont National Grid (NG.L.), Equinor Shell, TotalEnergies et Shell.

PAYS-BAS

* Porthos est un projet du port de Rotterdam et Gasunie. Il vise à stocker 2.5 millions de tonnes de CO2 dans les gisements de gaz épuisés de la mer du Nord. Quatre partenaires industriels ont déjà contracté l'intégralité de la capacité de stockage : Air Liquide, Air Products, Shell (XOM.N) et Shell. Alors que le projet devait débuter les injections de CO2 entre 2024-2025, il est probable que le démarrage soit retardé de obstacles juridiques.

* L10, un projet de Neptune Energy visant à stocker 4 à 5 millions de tonnes de CO2 dans un gisement de gaz épuisé en mer du Nord néerlandaise, les premières injections devant commencer en 2026. Rosewood Exploration, ExxonMobil et la société publique EBN sont également partenaires de ce projet.

DANEMARK

* Sable vert est un projet d'INEOS Energy et de Wintershall Dea. Il prévoit d'injecter jusqu'à 1.5 mtpa de CO2 dans les gisements de pétrole et de gaz épuisés dans la section danoise de la mer du Nord. Cela sera suivi d'une augmentation de capacité de 8 mtpa d'ici 2030.

TotalEnergies pilote le projet Bifrost. Il vise à injecter jusqu'à 3 mtpa de CO2 dans un gisement de pétrole et de gaz épuisé dans la section danoise de la mer du Nord à partir de 2027. Orsted (ORSTED.CO), qui possède des pipelines offshore, est également impliquée dans le projet. Potentiellement, Bifrost pourrait également être exploré pour injecter jusqu'à 10 millions de mtpa d'ici 2030.

ALLEMAGNE

* Terminal d'exportation de CO2 de Wilhelmshaven. Ce projet a été dirigé par Wintershall Dea. Il vise à construire une installation de stockage et de liquéfaction du CO2 à Wilhelmshaven. Le CO2 peut ensuite être expédié ou canalisé vers des sites de stockage permanents sous la mer du Nord. L'objectif initial est de traiter environ 1 mtpa de CO2 à partir de 2026.

AUTRES POINTS DE STOCKAGE

La Bretagne

* Le projet North West vise à transformer le gaz et le gaz combustible de la raffinerie de Stanlow, dans le Cheshire, en hydrogène hydrocarbure à faible teneur en carbone. Il captera et transférera le CO2 produit par le procédé via des pipelines vers un stockage offshore dans la baie de Liverpool. Comme stockage, les cavernes de sel existantes du Cheshire seront utilisées. L'exploitation commencera en 2025. Elle stockera environ 4.5 millions de tonnes de CO2 par an, pour atteindre 10 millions d'ici 2030.

BULGARIE

* ANRAV est une société d'énergie irlandaise privée Petroceltic qui reliera l'équipement de capture de CO2 à HeidelbergCement (HEIG.DE), Cimenteries de Devnya dans le nord-est de la Bulgarie et stockage permanent offshore dans le champ gazier épuisé de la mer Noire à Galata. Il devrait commencer ses opérations en 2028 et produira 800,000 XNUMX tonnes par an.

FRANCE

* PYCASSO est un projet qui capte le carbone du sud-ouest de la France et du nord de l'Espagne, et le stocke dans un champ gazier appauvri en Aquitaine. On s'attend à ce que le projet transporte environ 1 mtpa de CO2 d'ici 2030.

ICELAND

* Le Terminal Coda est une plaque tournante transfrontalière de stockage et de transport du carbone à Straumsvik. Il sera exploité par Carbfix, une société islandaise de stockage de carbone. Le terminal recevra le CO2 des industriels et le dissoudra dans l'eau avant de l'injecter dans la roche basaltique. Cela permettra de produire jusqu'à 3 millions de tonnes de CO2 par an à partir de 2031.

* Le Projet Silverstone, coordonné et géré par Carbfix utilisera la capture de CO2 à l'échelle commerciale, le dissoudra dans l'eau, l'injectera dans la roche basaltique souterraine pour le stocker pour le stockage des minéraux à la centrale géothermique Hellisheidi, près du mont Hengill. Silverstone stockera environ 25.000 2025 tonnes de dioxyde de carbone par an. Il devrait être opérationnel au premier trimestre XNUMX.

ITALIE

* Pôle CCS de Ravenne, dirigé par Eni (ENI.MI.), est un projet qui vise à capturer et à transporter le CO2 dans des réservoirs de gaz naturel épuisés au large des côtes de Ravenne, dans la mer Adriatique. La première phase du projet devrait s'achever en 2023. L'ensemble de la chaîne de captage, de transport et de stockage peut traiter du CO2 jusqu'à 100,000 XNUMX mt/a

IRLANDE

* Le Projet CSC de Cork stocke le carbone des installations industrielles irlandaises dans un gisement de gaz épuisé en mer Celtique. Il peut également réutiliser une canalisation de transport existante. Utility Ervia est le chef de projet.

SUÈDE

* Slite CCS est un projet de CSC mené par HeidelbergCement, sa filiale suédoise Cementa et sa cimenterie de Slite, sur l'île suédoise de Gotland en mer Baltique. Il captera environ 3% des émissions totales de CO2 du pays à 1.8 million de tonnes par an.

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EU Reporter publie des articles provenant de diverses sources extérieures qui expriment un large éventail de points de vue. Les positions prises dans ces articles ne sont pas nécessairement celles d'EU Reporter.

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