L'avenir du méthanol : Le coût de l'abandon du gaz naturel

What do adhesives, light displays, gasoline, and industrial rubber have in common? They all have the simplest organic alcohol — methanol — as their foundation. Methanol is a building block for a wide range of chemicals, and with one of the highest hydrogen-to-carbon ratios, it shows potential as a high-energy-efficiency fuel. Methanol also accounts for 28% of the emissions associated with primary chemical production. Methanol is mainly produced from natural gas (gray methanol) in a two-step process — natural gas reforming into synthetic gas (syngas) and catalytic conversion of syngas into methanol — and has a production cost of roughly USD 160/tonne. But growing applications for methanol as a low-carbon fuel and a carbon carrier for the chemicals industry require a transition away from fossil feedstock.

Cette transition a toutefois un coût. Et ce coût est d'autant plus élevé que l'on s'éloigne des matières premières et des procédés existants. Nous examinons le coût de production de trois catégories différentes de méthanol à faible teneur en carbone (méthanol bleu, biométhanol et e-méthanol) en fonction de l'écart qu'elles présentent par rapport à la filière actuelle du méthanol gris. 

*Capex, dépenses d'investissement, **Opex, dépenses d'exploitation, ***CCS, captage et stockage du carbone

• Blue methanol (identical feedstock, identical process). The first adjacency to gray methanol is blue methanol, which retains the incumbent natural gas pathway with a carbon capture retrofit. Blue methanol costs USD 230/tonne of methanol and allows operating facilities to reduce the carbon intensity of gray methanol by approximately 40% via carbon capture. Activity here has been sparse, but earlier this year, the U.S. saw an announcement about a USD 3 billion project at the Port of Lake Charles to produce blue methanol and other chemicals. However, this is not a long-term solution because blue methanol will eventually be penalized in its lifecycle analysis since the carbon embedded is still from natural gas and, therefore, fossil derived. Emissions (including methane) from feedstock sourcing and gas flaring result in an unavoidable carbon intensity that can hinder market adoption. 

• Biométhanol (nouvelle matière première, processus similaire). L'adjacence suivante consiste à passer à une source de carbone non fossile, tout en conservant certains aspects du procédé actuel au gaz naturel. La source de carbone non fossile est la biomasse ou le biogaz, et l'aspect du processus conservé est le gaz de synthèse intermédiaire. Les matières premières solides de la biomasse, comme les granulés de bois ou les déchets municipaux solides, peuvent être gazéifiées et les matières premières gazeuses, comme le biogaz, peuvent être reformées pour produire du gaz de synthèse. Le gaz de synthèse est ensuite converti en biométhanol, qui est chimiquement identique au méthanol fossile. Le défi de ce processus n'est pas la conversion du gaz de synthèse, mais plutôt la production de gaz de synthèse à partir de la biomasse. La biomasse est plus chère que le gaz naturel, et la nécessité d'utiliser de grands gazéificateurs pour ingérer de grands volumes de biomasse fait grimper le coût d'investissement. Il en résulte un coût global d'environ 600 USD/tonne de biométhanol. À l'avenir, l'échelle peut contribuer à faire baisser les coûts, mais les prix de la biomasse seront fortement influencés par l'inflation des prix résultant des limitations de l'offre régionale. Le reformage du biogaz est légèrement moins coûteux, environ 450 USD/tonne de biométhanol, mais le problème réside ici dans le fait que le biogaz est utilisé directement pour la production d'électricité au lieu d'être transformé en gaz naturel renouvelable de qualité réseau qui peut être utilisé pour la production de biométhanol. Ce problème est plus important dans des régions comme l'Europe, qui s'efforce d'assurer sa sécurité énergétique en période de conflits géopolitiques. Dans l'ensemble, le biométhanol est le méthanol non fossile le moins cher, mais il sera confronté à un problème de matières premières à long terme pour supplanter complètement le méthanol fossile. 

• E-méthanol (nouvelle matière première, nouveau procédé). La dernière option consiste à exploiter le_CO2 capturé et l'hydrogène vert, ce qui implique une nouvelle technologie - l'hydrogénation du_CO2 - qui diffère de la conversion du gaz de synthèse en méthanol. L'e-méthanol présente l'empreinte carbone la plus favorable, et l'on peut affirmer (et espérer) que l'abondance du captage du carbone et de l'hydrogène vert en 2050 rendra ces nouvelles matières premières virtuellement illimitées et peu coûteuses. Mais nous sommes encore loin de cette réalité. La production d'une tonne d'e-méthanol nécessite 0,2 tonne d'hydrogène, et un coût optimiste de 4 USD/kg d'hydrogène vert se traduit par un coût de la matière première de l'hydrogène de 800 USD/tonne de méthanol. Par conséquent, le coût global de l'e-méthanol est aujourd'hui proche de 1 000 USD/tonne de méthanol, sa trajectoire à long terme étant alignée sur l'évolution des économies du carbone et de l'hydrogène. Cependant, de nombreuses grandes entreprises chimiques fournissent des catalyseurs de pointe et collaborent avec des partenaires de la chaîne de valeur pour mettre en place des installations de production d'e-méthanol qui sont les premières du genre et qui peuvent être reproduites.

Augmenter l'échelle de l'e-méthanol pour réduire les coûts : Des partenaires fixes et variés dans la chaîne de valeur

L'extension des installations de production d'e-méthanol nécessitera la mise en place d'installations commerciales normalisées et reproductibles ayant des capacités de production similaires. Pour ce faire, il faudra des partenaires technologiques solides (au-delà des développeurs de catalyseurs) qui pourront fournir des composants technologiques standardisés et reproductibles. Nous attirons particulièrement l'attention sur l'approche de Liquid Wind dans le contexte des futures réductions de coûts grâce à l'échelle. Visant à mettre en place 80 installations d'e-méthanol dans les pays nordiques, chacune ayant une capacité de 100 ktonnes/an, Liquid Wind a fixé ses fournisseurs de technologie - Carbon Clean pour le captage du carbone, Siemens pour l'hydrogène vert et Topsoe pour le catalyseur - et a fait varier son partenaire utilitaire en fonction de l'endroit où il se trouve. Au fil du temps, cette approche permet de réaliser des gains d'efficacité et de tirer des enseignements de l'intégration de technologies distinctes, au lieu d'utiliser de nouveaux capitaux pour optimiser et affiner les composants technologiques. 

Au-delà des émissions de CO₂ l'hydrogénation : Que peut-on faire d'autre ?

L'e-méthanol est encore une technologie émergente, mais chez Lux, nous avons toujours les yeux rivés sur l'horizon. Bien que nous nous attendions à ce que les projets de production d'e-méthanol impliquant des grandes entreprises chimiques aient les meilleures chances de succès commercial, l'écosystème des start-ups pour l'e-méthanol est encore riche en innovations. Voici quelques autres approches de la production d'e-méthanol : 

• Méthanologie. Un processus électrochimique basé sur des enzymes qui convertit le_CO2 et l'eau en méthanol, sans nécessiter d'hydrogène. 
• Oxylus Energy. Électrolyse directe du_CO2 en méthanol à l'aide d'un nouveau catalyseur à base de cobalt sur carbone. 
• ICODOS. Processus continu de capture et de conversion du carbone qui est installé dans une installation industrielle et produit de l'e-méthanol sur place. Les économies réalisées proviennent de la réduction des coûts de capture du carbone (en raison des économies d'énergie réalisées grâce à la désorption et à la compression du_CO2 ) et des dépenses d'investissement, mais ce procédé nécessite toujours de l'hydrogène vert.