Les producteurs de charbon, comme Rio-Tinto, s'ils veulent raisonnablement poursuivre leur business dans les décennies à venir vont devoir résoudre un immense problème: limiter les émissions d'effluents gazeux polluants des centrales électriques à charbon. Le gaz carbonique d'abord, mais aussi le mercure, les oxydes d'azote et les produits soufrés sont concernés. Quand aux pétroliers, comme BP, qui doivent impérativement accroître le taux de récupération de pétrole de leurs gisements, ils disposent d'une panoplie de technologies parmi lesquelles figure l'injection de dioxyde de carbone pour fluidifier le pétrole sous-terrain et le rendre ainsi extractible. L'alliance du charbonnier et du pétrolier était donc évidente. BP et Rio Tinto ont donc créé une JV pour mettre en place dans le Comté de Kern, haut lieu du pétrole plus que centenaire Californien, une centrale électrique alimentée au coke de pétrole ou au charbon qui a reçu 308 M$ d'aides de l'Administration américaine (LIRE). La conception et la réalisation de cette centrale de 250 MW vont être confiées à GE Energy qui propose une unité à Gazéification Intégrée à Cycle Combiné (IGCC) équipée d'un captage du CO2 du gaz intermédiaire, gaz qui par injection sous-terraine servira à accroître la récupération de pétrole (EOR).
L'objectif de GE est de capter 90% du gaz carbonique formé lors de la transformation, par l'oxygène et l'eau, du carbone en CO2 et H2. Ce procédé complexe et onéreux en capitaux, permet par purification du gaz intermédiaire de respecter les contraintes environnementales les plus strictes et permet d'accéder par combustion de l'hydrogène à très haute température dans la turbine à des rendements énergétiques acceptables (60% pour la combustion du gaz auxquels il faut défalquer l'énergie nécessaire à produire et purifier ce gaz). Mais il n'est pas économiquement évident que les coûts de la production d'oxygène, de la purification des gaz et du captage du dioxyde de carbone permettent de développer un procédé compétitif par rapport à la simple combustion du gaz naturel. Bien sûr les prix relatifs du gaz et du charbon, pondérés des émissions de CO2, orienteront par la suite les choix économiques. GE n'annonce pas la date de mise en route de cette unité qui devrait être programmée vers le milieu de la prochaine décennie.
Remarque: GE avec Duke Energy sont en cours de développement d'une centrale au charbon de type IGCC, de 630 MW, dans l'Indiana. Elle remplacera une centrale existante et devrait être opérationnelle en 2012, mais elle ne sera pas équipée de captage et séquestration de gaz carbonique.
LIRE le communiqué de GE Energy
Le 1er Novembre 2009.
Siemens Energy vient de recevoir une commande, de la part de l'américain Tenaska, pour 4 gazéifieurs de 500MW qui seront alimentés au charbon. Ces unités (FIG.) qui peuvent engloutir quotidiennement 2000 tonnes de poudre de charbon chacune seront destinées, entre autres, à alimenter en syngas (CO + H2) une centrale électrique de type IGCC (Integrated Gas Combined Cycle) pour le Teylorville Energy Center situé dans l'Illinois. Cette unité qui devrait produire 700 MW de puissance électrique, devrait être équipée d'une unité de captage et de séquestration (CCS) destinée à piéger au moins 50% du CO2 produit lors de la formation du syngas et de sa conversion en mélange CO2 + H2. Ce taux de captage amènerait le niveau de rejets de CO2 vers celui d'une centrale au gaz naturel. Elle devrait être opérationnelle en 2014. Mais il n'est pas dit qui sera en charge de la réalisation de la partie CCS qui pourtant est la moins bien maîtrisée du process à ce jour. 
