Piégeage-Stockage du CO2

Piégeage­Stockage du CO2 : analyse critique
L'Union Européenne s'est engagée récemment à investir 1 milliard d'euros d'ici 2015 dans les techniques industrielles de piégeage du dioxyde de carbone dans au moins 12 centrales électriques [1]; le Parlement Européen vient d'adopter une directive [2] fixant le cadre juridique du stockage du CO2 ; en 2008, l'ADEME a réservé 100 millions d'euros sur 4 ans pour financer des opérations de piégeage­stockage du CO2 ; et tous les journaux de renchérir sur ce qui est devenu pour les politiciens de tous bords la panacée au réchauffement climatique en cours et à venir, induit par les rejets de gaz à effet de serre par l'agriculture, l'industrie, les transports et le chauffage domestique.
Le message implicite est clair : nos sociétés peuvent continuer de consommer les énergies fossiles sans inquiétude et poursuivre leur fantasme de croissance comme si de rien n'était (business as usual) car elles vont bientôt disposer des moyens techniques pour nous débarrasser de cet empêcheur de produire, consommer et profiter en rond qu'est le CO2 !
Il est donc urgent aujourd'hui d'examiner précisément la faisabilité scientifique et la validité économique des techniques de piégeage ­ stockage du dioxyde de carbone (PSC, ou CCS pour Carbon Capture and Storage).
Le débat se pose en ces termes: le réchauffement climatique d'origine anthropique est un fait et menace gravement les conditions de vie de l'humanité et la biodiversité bien avant la fin du siècle;
 l'inertie du système climatique terrestre donne moins d'une vingtaine d'années à l'humanité pour agir efficacement sur ses rejets en GES et juguler les risques d'un réchauffement irréversible du climat mondial;
 la consommation énergétique et la production de GES augmente très rapidement dans les pays émergeants et continue d'augmenter dans la plupart des pays industrialisés;
 les réserves fossiles sont limitées à quelques dizaines d'années;
 il faudrait réduire de 60% les émissions mondiales de GES d'ici 2050 (10 GtCO2/an) pour limiter le réchauffement de l'atmosphère à +2°C afin d'éviter une divergence irréversible du climat, ce qui signifie diviser au moins par quatre les émissions des pays industrialisés [3];
 même en triplant la production mondiale d'électricité nucléaire d'ici 2030 (ce qui poserait des problèmes d'approvisionnement en uranium et de coûts d'investissement difficiles à résoudre), on n'économiserait que 8% des émissions annuelles de CO2 [4].
Face à ce défi, la question se pose, incontournable: peut­on continuer de brûler toutes les réserves fossiles terrestres jusqu'à épuisement et éviter le réchauffement climatique en séquestrant le CO2?
Les techniques envisagées consisteraient à piéger le CO2 issu des combustibles fossiles et rejeté par des centrales électriques, des aciéries, cimenteries, etc., et à le transporter par pipe­lines vers des installations de stockage pour l'injecter dans des formations géologiques où il devrait rester stocké de manière sûre pendant des millénaires pour que cette solution ait un sens à l'échelle de l'humanité.
Mais les problèmes posés sont nombreux et de nature très différente.
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(Rappels: taux de carbone dans le CO2 : 27,3% ; 1 tonne C = 3,7 tonnes CO2 ; 1 Gt = 1 gigatonne = 1 milliard de tonnes) 1. Les techniques de piégeage du CO2 : coûteuses et énergivores
Elles représentent en moyenne 75% du coût total de la séquestration du CO2, entraînent une baisse de 15 à 50% des rendements électriques, introduisent une consommation d'énergie importante, produisent de nouvelles émissions de CO2 et augmentent fortement les coûts du kWh de l'ordre de 50% [5] :
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procédés de postcombustion: les gaz de combustion émis par les centrales à 1 bar et contenant essentiellement de l'azote, avec 3 à 20% de CO2 et des gaz polluants (SO2, NOx), sont envoyés dans des installations volumineuses d'absorption physique (par méthyléthanolamine MEA, Selexol, méthanol, ammoniac, etc. avec recyclage) ou de précipitation chimique sous forme de carbonates solides (avec des silicates de calcium). Ces procédés sont généralement très chers du fait des grands volumes inutiles à traiter (azote) : ils augmentent le coût du kWh produit de 33,7% (centrales Gaz Naturel à Cycles Combinés turbine à gaz + turbine à vapeur) à 66% (centrales au Charbon Pulvérisé) en baissant les rendements de 14,7% (GNCC) à 23,9% (CP) pour un coût de 49,7 $ (CP) à 62,6 $ (GNCC) par tonne de CO2 évitée, du fait d'une pénalité énergétique de +17,3% (GNCC) à +31,4% (CP) [6];
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procédés de précombustion : plus complexe et plus coûteux en investissement, ils sont plus efficaces en capture et rendement. Ils consistent à convertir en gaz de synthèse CO + H2 le méthane mélangé à la vapeur d'eau ou le charbon pulvérisé en solution aqueuse (centrales Intégrées à Gazéification et Cycles Combinés) à haute température sur catalyseurs, et à réformer le gaz de synthèse à la vapeur d'eau pour le transformer en mélange CO2 + H2 d'où l'on extrait ensuite le CO2 par solvant (Solexol par exemple). L'étude [6] montre que le coût des centrales IGCC est plus faible dans tous les cas (22,6 $/tCO2 évitée pour une réduction du rendement électrique de 13,4%, une pénalité énergétique de +15,5% et et une augmentation du coût du kWh de 29,4%). Une étude récente [7] montre que les centrales IGCC avec réacteurs à membranes catalytiques au palladium seraient plus compactes, moins chères et plus efficaces que celles avec absorption. Par contre, le coût d'absorption du CO2 par carbonatation s'avère beaucoup trop élevé [8]. Une étude comparée des coûts et performances de centrales françaises à absorption IGCC au charbon [9] avance une augmentation de 53% des coûts d'investissement par MW électrique, de 39% du coût du kWh et une diminution de 23,7% du rendement pour les centrales IGCC classiques au charbon sec (resp. +49%, +33% et ­22% pour les centrales à charbon pulvérisé en solution);
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procédés oxy­combustion: ils consistent à séparer l'oxygène de l'azote en amont de la chaudière de combustion, de sorte que le CO2 en sortie est très concentré et facilement séparable de l'eau; que la pollution aux NOx est évitée, et que le volume à traiter beaucoup plus faible et les installations beaucoup plus compactes. Ils sont encore au stade d'expérimentation européenne à Lacq, avec injection et récupération assistée de gaz naturel RAG en réservoir [10]. Une étude économique et écologique allemande très récente [11] évalue à seulement 11% la baisse de rendement de ces procédés pour une centrale au charbon pulvérisé pour un taux de capture de 99,5% du CO2 (85 à 88% pour les autres procédés) en 2020, date à laquelle que l'Agence Internationale de l'Énergie prévoit 8% de baisse de rendement pour 85% de taux de capture dans une centrale GNCC, pour un coût de 49 $/tCO2 évité et de 54 $/MWh (sans intérêts intercalaires!) [12];
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technologies futures: elles reposent sur les trois procédés de capture précédents en introduisant des ruptures technologiques importantes autorisant des taux de captage du CO2 pouvant atteindre 100% à coût plus faible avec cycles combinés {turbine à gaz + turbine à vapeur} et cogénération {électricité + chaleur}. Une étude de l'Institut Français du Pétrole en présente six versions en cours de recherche, dont les procédés à membranes métalliques et la combustion à boucle chimique entre deux réacteurs à lits fluidisés interconnectés [13].
L'utilisation prospective des courbes d'expérience appliquées aux centrales électriques à capture de CO2 de type CP, IGCC, GNCC et charbon­oxyfuel permet d'évaluer la réduction des coûts d'investissement et de production électrique à partir des coûts actuels grâce à la généralisation des procédés [14]: elle n'est que de 3 à 5% par doublement de capacité, ce qui n'est guère prometteur.
Quant au coût de la capture du CO2 dans les aciéries ou dans les cimenteries, il apparaît encore très élevé, entre 50 et 250 $/tCO2 évité d'après [15]; mais de nouveaux procédés à cristallisation d'hydrates semblent intéressants pour les hauts­fourneaux, entre 14,5 et 29,6 €/tCO2 évitée [16].
Une étude prospective française (EDF, CEP) très récente [17] montre clairement que les techniques de piégeage, non seulement ne pourront pas être prêtes avant une vingtaine d'années (ce qui pose immédiatement le problème de leur inadaptation à l'urgence de diviser nos émissions par 4 d'ici 2050 comme l'exige la limitation à +2°C du réchauffement moyen de l'atmosphère à l'horizon du siècle [18][19]), mais qu'un grand nombre de verrous et d'incertitudes techniques devraient encore être levées d'ici là, ce qui impliquerait des investissements de recherche élevés.
L'étude passe au crible énergétique (pour un taux de captage de 85% et un facteur de charge très optimiste de 86 à 91%) et économique quatre technologies de piégeage (le conditionnement, le transport et l'enfouissement du CO2 ne sont pas inclus), les seules susceptibles d'être mises en oeuvre d'ici 20 ans. Les conclusions sont sévères: – le rendement des centrales IGCC à précombustion baisserait de 22% pour un surcoût d'investissement de 52 à 62% selon la technique de gazéification (sèche/vapeur) du charbon, une augmentation des coûts de production du kWh de 154%
– le rendement des centrales GNCC baisserait de 23% (précombustion), 20% (oxycombustion) et 17% (postcombustion) pour un surcoût d'investissement de 110%, une augmentation des coûts de production du kWh de 162%
– le rendement des centrales PC baisserait de 22% (oxycombustion) et 33% (postcombustion) pour un surcoût d'investissement de 110%, une augmentation des coûts de production du kWh de 148%.
Sachant que ces baisses de rendements et ces coûts de production augmenteraient fortement si le facteur de charge projeté pour ces centrales diminue, les auteurs concluent fort logiquement que de nombreux obstacles techniques et économiques seraient encore à franchir si ces installations devaient être développées.
2. Le stockage géologique du CO2 : coûteux, incertain, insuffisant, risqué et aberrant
2.1. Des réservoirs géologiques en volume insuffisants à long terme
C'est ce qui ressort des recherches géologiques mondiales décrites dans de très nombreuses publications [20], mais les capacités géologiques réelles à absorber ne serait­ce qu'un tiers des rejets mondiaux de CO2 sont encore sujettes à caution [21]:
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stockage en réservoirs d'hydrocarbures: c'est priori le plus économique quand il permet la récupération de pétrole ou de gaz naturel par injection du CO2. Il est déjà largement utilisé au Texas (30 MtCO2/an). La capacité mondiale serait de 675 à 900 GtCO2 [22];
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stockage en veines de charbon inexploitables: la capacité mondiale serait de 3 à 200 GtCO2 [22] mais le faillage élevé des veines présente des risques élevés de fuites vers la surface;
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stockage en réservoirs aqueux profonds: c'est le plus important en terme de capacité mondiale (de 320 à 10000 GtCO2) mais il présente de grandes incertitudes. Le CO2 doit être injecté sous forte pression (74 à 150 bars à plus de 800 m) pour qu'il soit à l'état de fluide hypercritique très dense (700 kg/m3) en se mélangeant à l'eau salée des réservoirs où il migre au hasard dans des poches dans lesquelles il est sensé se dissoudre jusqu'à saturation puis cristalliser sous forme de carbonates stables. Cependant, les risques de rupture de roches par surpression, de migration en surface le long de failles ou de puits anciens, de pollution de réservoirs intermédiaires d'eau potable, et l'acidification de réservoirs qui pourraient autrement servir de stockage/chauffage géothermique sont des freins réels à ce type de stockage. Le rythme d'injection y est donc limité par les risques de surpression [23]. Le projet de recherche en cours dans le Dogger profond du bassin parisien montre que le processus de dissolution­
cristallisation­évaporation­dessication avec risques de colmatage est beaucoup plus complexe qu'on ne le pensait à présent (50 kgCO2/m3 d'eau à 3% de salinité) [24];
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le stockage dans les océans: il est à exclure totalement pour éviter d'accroître l'acidification des océans déjà très avancée dans la plupart, faisant craindre la disparition des squelettes carbonatés des foraminifères et autres microorganismes indispensables à la fixation du carbone autant qu'à la production d'oxygène atmosphérique (phyto­ et zoo­plancton).
Même en admettant qu'un tiers des volumes de stockage géologique connus soit utilisable (soit 333 GtCO2 environ) et qu'on arrive à piéger un tiers des 30 GtCO2 rejetées annuellement dans le monde par la combustion des réserves fossiles, il serait totalement rempli au bout de 33 ans! Le stockage géologique du CO2 n'est donc pas une solution à long terme et il ne contribuera qu'à la marge à la diminution des rejets mondiaux des gaz à effet de serre, d'autant que les techniques actuelles sont pour la plupart encore à l'état de recherche. Il risque tout simplement d'arriver trop tard: « la majorité des analyses montre qu'en dépit d'une large adoption du PSC d'ici 2050, les systèmes seraient surtout mis en place dans la seconde moitié du siècle » [22].
2.2. Des réservoirs utiles condamnés pour des siècles?
De plus ­ et c'est là un aspect essentiel ­, le stockage géologique irréversible du CO2 entrerait en concurrence avec la nécessité de commencer à disposer de réservoirs pour le stockage­déstockage d'hydrogène, d'hélium et de chaleur essentiels à l'avenir énergétique de l'humanité dans prochaines décennies.
La plupart des études prospectives à l'horizon 2030­2050 prévoient la mise en oeuvre réversible de grandes réserves d'énergie sous forme de chaleur basse et moyenne température d'une part (chauffage par centrales solaires) dans les réservoirs aqueux géothermaux, et d'hydrogène (produit par des réacteurs thermodynamiques solaires et peut­être nucléaires haute température) dans les réservoirs vides d'hydrocarbures.
Les remplir prématurément d'un gaz énergétiquement inutile (le CO2) serait une véritable absurdité et une insulte à l'avenir. Non contente de léguer aux générations futures nos déchets nucléaires pour des milénaires, notre génération égoïste les priverait également de la possibilité d'utiliser les réservoirs naturels de manière réversible pour leurs besoins de stockage énergétique!
Car on ne peut énergétiquement rien faire avec le dioxyde de carbone : c'est le produit final de l'oxydation du carbone, son état d'oxydation le plus élevé. La molécule de CO2 représente chimiquement l'état énergétique le plus bas, le plus stable du carbone qui soit: toute extraction du carbone à partir du CO2 est énergétiquement (et donc financièrement) très coûteuse!
2.3. Un coût considérable pour stocker... un déchet !
Le coût de la tonne de CO2 évitée semble prohibitif à l'échelle mondiale: pour éliminer 9 GtCO2/an, il faudrait consacrer entre 270 et 720 milliards d'euros par an à enfouir un déchet! À raison de 100 euros par tonne de CO2 enfouie (estimation des coûts actuels par l'EIA), il faudrait dépenser en pure perte 1000 milliards d'euros chaque année dans le monde pour retirer un tiers seulement du CO2 émis chaque année dans le monde!
Il faut au contraire investir cet argent dans la valorisation du carbone, l'efficacité énergétique et les énergies renouvelables. Seules, la récupération assistée de pétrole et de gaz naturel et la séquestration du CO2 de production pétrolière ou gazière telles qu'elles sont pratiquées dans les gisements de Sleipner (Norvège), In Salah (Algérie) ou Weyburn (Canada) sont immédiatement intéressantes et utiles.
Il faut être conscient que le transport par pipe­line du CO2 capturé dans des centrales ou des usines vers les sites de stockage géologiques potentiellement utilisables mais souvent très éloignés présente des problèmes de réseau, d'investissement et de coût. Actuellement utilisé aux USA, il ajoute environ 8$/tCO2 transportée sous pression [20], mais son coût dépend fortement de la taille des usines [25].
2.4. Des risques à long terme
Enfin, la sécurité à long terme du stockage souterrain de milliards de tonnes de CO2 sous pression pose d'énormes problèmes de responsabilité juridique: qui sera responsable d'éventuelles fuites mortelles à plus ou moins grande échelle? La catastrophe du lac Nyos au Cameroun le 21 août 1986 est encore dans toutes les mémoires, quand un immense nuage de plus d'un km3 de dioxyde de carbone a fusé brusquement d'une faille volcanique, tuant plus de 1700 personnes et toute vie animale sur plus de 14 km de rayon [20]. Peut­on prendre le risque d'injecter ce gaz potentiellement dangereux dans des zones sujettes à des séismes plus ou moins fréquents et intenses?
On est loin de l'optimisme affiché du commissaire européen à l'énergie: « la Commission Européenne estime que le stockage souterrain du CO2 peut contribuer au progrès technologique qui devrait faire du captage et du stockage du carbone une réalité après 2020 » [26].
3. Développer l'économie du carbone et de l'hydrogène
3.1. Économiser le carbone en même temps que l'énergie
Brûler le carbone du pétrole, du gaz ou du charbon, c'est le dégrader par oxydation et le dévaloriser. De nombreuses recherches récentes [27][28] ont pourtant démontré de manière rigoureuse qu'il est plus intéressant énergétiquement et économiquement de ne pas brûler les hydrocarbures mais d'en extraire séparément l'hydrogène et le carbone pur sans aucune émission de CO2. L'hydrogène est alors utilisé comme stockage d'énergie, comme source de chaleur, comme combustible pour les véhicules et pour la production électrique, tandis que le carbone est récupéré pour de multiples usages industriels. De nombreuses techniques de décarbonation existent déjà, tant pour le gaz naturel que pour le pétrole et le charbon (extraction de l'hydrogène et de carbone solide par métaux liquides ou par catalyseurs [29][30][31]), avec des rendements énergétiques supérieurs aux procédés habituels de production de gaz de synthèse {H2, CO} par reformage du méthane à la vapeur.
De plus, ces études montrent que le volume commercialisable des matériaux utilisant le carbone est suffisant pour absorber tout le carbone ainsi récupéré: bétons de compression renforcés au carbone, remplacement des aciers par les fibres de carbone dans les bétons armés, bétons réfractaires au carbone, matériaux composites au carbone en remplacement de l'aluminium et du magnésium, structures à nanotubes de carbone, etc.
Pour favoriser l'utilisation des réserves fossiles comme source de carbone et d'hydrogène plutôt que de chaleur, il faudrait imposer dès maintenant une taxation mondiale du carbone et abandonner rapidement les marchés d'émission de CO2 mis en place par le Protocole de Kyoto, qui ont fait la preuve de leur inefficacité et de leur instabilité.
Cette solution, couplée à un plan d'investissement massif dans l'efficacité énergétique généralisée, le recyclage, l'économie de matière première et d'énergie, l'utilisation rationnelle de l'énergie et le développement massif des énergies renouvelables dans le monde, devrait permettre d'éviter ou de limiter la mise en place des techniques de stockage du CO2.
4. Séquestration naturelle du CO2 : la solution économique et écologique
En dehors de la préservation des forêts tropicales et équatoriales, des tourbières et des zones humides; du reboisement des régions tempérées et des techniques d'accélération de la formation d'humus (méthode BRF­ bois raméal fragmenté [32][33]) ; de l'utilisation massive du bois dans la construction et l'habitat, de l'amélioration des procédés de valorisation des combustibles fossiles en carbone et hydrogène, des efforts de recherche importants devraient être poursuivis dans les procédés industriels de transformation des rejets de CO2 en biocarburants par réacteurs à microalgues (sans engrais ni pesticides).
Le projet français SHAMASH (INRIA, CNRS, CEA, Ifremer, Cirad, Universités de Nantes et Aix­en­Provence, Valcobio) vise à étudier et sélectionner les microalgues les plus performantes dans la conversion solaire du CO2 en huiles (jusqu'à 75% de leur poids, 137 m3/ha/an actuellement, rendements 30 à 50 fois supérieurs à ceux des agrocarburants actuels)[34][35].
Mais la recherche­développement doit être surtout et très rapidement orientée vers la réduction de la production des gaz à effets de serre grâce à une véritable politique de sobriété en énergie et matériaux, d'efficacité énergétique, de réduction des gaspillages, d'utilisation rationnelle de l'énergie et de développement massif des énergies renouvelables: il faut prioritairement éviter d'émettre des gaz à effets de serre pour préserver l'avenir, plutôt que chercher à les enfouir!
Thierry DE LAROCHELAMBERT
Chaire supérieure de Physique­Chimie
Docteur en Énergétique
Chercheur à l'Institut FEMTO­ST
CNRS­UMR6174, département ENISYS
Université de Franche­Comté
Références bibliographiques:
[1] EU demonstration program for CO2 capture and storage, European Technology Platform for
Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (2008)
[2] Directive 2009/31/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative au stockage géologique du dioxyde de carbone et modifiant la directive 85/337/CEE du Conseil, les directives 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE et 2008/1/CE et le règlement (CE) n° 1013/2006 du Parlement Européen et du Conseil Européen [3] Climate protection strategies for the 21st century. Kyoto and beyond, Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderung, Berlin, 77 p. (2003)
[4] Le scénario SUNBURN de relance du nucléaire mondial, Benjamin DESSUS et Philippe GIRARD, Les Cahiers de Global Chance, n°21, pp. 29­39 (mai 2006)
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[7] Integrated gasification gas combined cycle plant with membrane reactors: technological and economical analysis, M. AMELIO, P. MORRONE, F. GALLUCCI, A. BASILE, Energy Conversion & Management, vol. 48, n° 10, pp 2680­2693 (2007)
[8] Cost evaluation of CO2 sequestration by aqueous mineral carbonation W.J.J HUIJGEN, R.N.J. COMANS, H­J. WITKAMP, Energy Conversion & Management, Vol. 48, pp. 1923­1935 (2007)
[9] CO2 capture study in advanced integrated gasification combined cycle, M. KANNICHE, C. BOUALLOU (EDF, CEP), Applied Thermal Engineering, vol. 27, n°16, pp 2693­2702 (2007)
[10] Rapport sur les nouvelles technologies de l'énergie et la séquestration du dioxyde de carbone. Aspects scientifiques et techniques, C. BATAILLE, C. BIRRAUX, Office Parlementaire d'Évaluation des Choix Scientifiques et Technologiques (15 mars 2006)
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[22] Piégeage et stockage du dioxyde de carbone, GIEC­IPPC (2005)
[23] Estimating maximum sustainable injection pressure during geological sequestration of CO2 using coupled fluid flow and geomechanical fault­slip analysis, J. RUTQVIST and al., Energy Conversion & Management, vol. 48, n°6, pp 1798­1807 (2007)
[24] Numerical modeling of fluid­rock chemical interactions at the supercritical CO2­liquid interface during CO2 injection into a carbonate reservoir, the Dogger aquifer (Paris Basin, France), L. ANDRÉ and al., Energy Conversion & Management, vol. 48, pp. 1782­1797 (2007)
[25] Economic evaluation of the geological storage of CO2 considering the scale of economy, K. AKIMOTO, M. TAGAKI, T. TOMADA, International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 1, pp. 271­279 (2007)
[26] Première usine pilote de stockage de CO2 en Europe inaugurée, Centre Hélios, Enjeux – Énergie, Vol. 6, n° 6, (juillet 2007)
[27] Carbon­neutral economy with fossil fuel­based hydrogen energy and carbon materials, John W. HALLORAN, Energy Policy, vol. 35, n°10, pp 4838­4846 (2007)
[28] Extraction of hydrogen from fossil fuels with production of solid carbon materials, John W. HALLORAN, International Journal of Hydrogen Energy, vol. 33, pp 2218­2224 (2008)
[29] Semi­continous hydrogen production from catalytic methane decomposition using a fluidized­bed reactor, N. SHAH, S. MA, Y. WANG, G. P. HUFFMAN, International Journal of Hydrogen Energy, vol. 32, n°15, pp 3315­3319 (2007)
[30] Hydrogen production by methane decarbonization: carbonaceous catalysts, I. SUELVES, M.J. LAZARO, R. MOLINER, J.L. PINILLA, H. CUBERO, International Journal of Hydrogen Energy, vol. 32, n°18, pp 4821­4829 (2007)
[31] A novel rotary reactor configuration for simultaneous production of hydrogen and carbon nanofibers, J.L. Pinilla, R. Utrilla, M.J. Lázaro, I. Suelves, R. Moliner, J.M. Palacios, International Journal of Hydrogen Energy, vol. 34, n° 19, pp 8016­8022 (2009)
[32] http://www.hydrogeochem.qc.ca/pages/publications_gcbr.html
[33] Bois raméal fragmenté. Plus de carbone pour nos sols, B.Noël, Centre des Technologies agronomiques, Ministère de la Région Wallonne (2005)
[34] INRIA­Sophia­Antipolis (http://www­sop.inria.fr/comore/shamash/index.html) [35] Microalgae for biodiesel production and other applications: a review, T.M. MATA, A.A. MARTINS, N.S. CAETANO, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 14, pp 217­232 (2010)