Le captage et stockage du CO₂ n'est plus un mirage de laboratoire : c'est devenu un pilier explicite des feuilles de route climatiques européennes.
Trois acronymes coexistent et créent la confusion. CCS (Carbon Capture and Storage) désigne le captage puis le stockage géologique. CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage) ajoute la valorisation industrielle du CO₂ capté. BECCS, plus marginal, combine bioénergie et captage pour viser des émissions négatives.
Selon le Global CCS Institute, la capacité mondiale opérationnelle s'établissait fin 2024 autour de 50 Mt CO₂/an, avec un portefeuille de projets annoncés représentant plus de 400 Mt/an à horizon 2030. L'Europe, via le Net-Zero Industry Act, a fixé un objectif de 50 Mt/an de capacités d'injection sur son sol en 2030.
Décryptage des technologies disponibles, des coûts réels, des projets industriels en France et des verrous qui restent à lever.
1. CCS, CCUS, BECCS : ce qui se cache derrière les acronymes
Trois sigles dominent la littérature technique. Ils décrivent des chaînes de valeur proches mais aux finalités distinctes, et leur confusion brouille souvent le débat public.
Le rapport « CCUS in Clean Energy Transitions » publié par l'Agence internationale de l'énergie (IEA) en septembre 2020, puis ses mises à jour annuelles, constitue la référence méthodologique commune.
| Acronyme | Signification | Devenir du CO₂ |
|---|---|---|
| CCS | Carbon Capture and Storage | Captage en sortie de procédé, transport, puis injection en formation géologique profonde (≥ 800 m). |
| CCUS | Carbon Capture, Utilization and Storage | Idem CCS mais une partie du CO₂ est valorisée (e-carburants, matériaux de construction, gaz industriels). |
| BECCS | Bioenergy with Carbon Capture and Storage | Le CO₂ capté provient d'une bioénergie : émissions « négatives » revendiquées sur le bilan carbone. |
| DACCS | Direct Air Carbon Capture and Storage | CO₂ capté directement dans l'air ambiant, à très faible concentration (~420 ppm), puis stocké. |
Le débat porte moins sur la technologie que sur le volume mobilisable et le périmètre légitime : faut-il réserver le CCS aux secteurs sans alternative (ciment, sidérurgie, chimie de base) ou l'étendre à la production d'électricité ?
2. Les trois grandes familles de captage industriel
Le captage en sortie de cheminée n'est jamais « gratuit » : il consomme de l'énergie pour séparer le CO₂ des autres gaz. Trois architectures dominent les démonstrateurs et installations commerciales.
2.1 Post-combustion (le plus mature)
Le CO₂ est capté après combustion, dans les fumées, par absorption chimique sur solvant aminé (le plus courant : monoéthanolamine, MEA). Les fumées passent dans une colonne d'absorption, le CO₂ est piégé, puis le solvant est régénéré dans une colonne de stripping à 100-130 °C, ce qui libère un CO₂ concentré à plus de 95 %.
Avantage : adaptable en retrofit sur des installations existantes. Inconvénient : la régénération du solvant consomme de la chaleur, ce qui peut représenter 20 à 30 % de la production électrique d'une centrale équipée (IEA, 2023).
2.2 Pré-combustion
Le combustible (gaz naturel, charbon) est d'abord transformé en gaz de synthèse (CO + H₂) par reformage ou gazéification, puis le CO est converti en CO₂ via une réaction de water-gas shift. Le CO₂ est séparé sous pression élevée, ce qui rend la séparation plus économique. Reste un flux d'hydrogène qui peut alimenter une turbine ou être valorisé.
Cette voie est étudiée pour la production d'hydrogène « bleu », c'est-à-dire un H₂ d'origine fossile dont les émissions ont été partiellement captées.
2.3 Oxy-combustion
La combustion s'effectue à l'oxygène pur (et non à l'air), ce qui produit des fumées composées presque exclusivement de CO₂ et de vapeur d'eau. Le CO₂ est isolé par simple condensation. La pénalité énergétique vient cette fois de la production d'oxygène en amont (unité de séparation cryogénique).
À ces familles s'ajoutent des technologies émergentes : adsorption sur solides (zéolithes, MOFs), membranes, boucles chimiques (chemical looping), et le captage direct dans l'air (DAC), encore très énergivore et coûteux mais en démonstration commerciale en Islande et au Canada.
3. Transport et stockage : pipelines, bateaux, aquifères salins
Capter le CO₂ ne suffit pas : il faut l'acheminer puis l'injecter dans un réservoir géologique stable sur des échelles de temps géologiques. Deux modes de transport coexistent.
Les pipelines dominent économiquement au-delà de quelques millions de tonnes par an et sur des distances réduites. Les navires CO₂ liquéfié (-50 °C, 7 bars environ) émergent comme une solution flexible pour mutualiser des sources industrielles dispersées et alimenter un hub de stockage centralisé en mer du Nord.
3.1 Les principaux types de réservoirs
| Type de réservoir | Principe | Maturité |
|---|---|---|
| Aquifères salins profonds | Couches poreuses saturées en eau salée, surmontées d'une couverture imperméable. | Industrielle (projet Sleipner en Norvège opère depuis 1996). |
| Champs d'hydrocarbures épuisés | Réservoirs pétroliers/gaziers déplétés réutilisés en stockage. | Industrielle (projet Porthos aux Pays-Bas en construction). |
| Récupération assistée (EOR) | Injection de CO₂ dans un gisement en production pour récupérer plus de pétrole. | Industrielle (Texas, Bassin permien) — bilan carbone contesté. |
| Minéralisation dans le basalte | Réaction du CO₂ dissous avec les silicates → carbonates solides en quelques années. | Démonstration (projet CarbFix en Islande). |
Le projet historique Sleipner (Norvège, opéré par Equinor) injecte environ 1 Mt CO₂/an dans un aquifère salin de la mer du Nord depuis 1996. Le suivi sismique 4D y montre une migration latérale du panache mais aucune fuite vers la surface après plus de 25 ans d'injection.
Le projet norvégien Northern Lights, opéré par Equinor, Shell et TotalEnergies dans le cadre du programme Longship, vise une capacité d'injection de 1,5 Mt CO₂/an en phase 1 (mise en service 2024-2025), extensible à 5 Mt/an. Il sert d'infrastructure mutualisée pour les industriels européens via transport maritime.
Capacité mondiale d'injection CO₂ — opérationnelle vs annoncée. Source : Global CCS Institute, Global Status of CCS Report 2024.
4. Coûts, énergie et limites physiques
Les coûts du CCS varient considérablement selon le secteur, la concentration en CO₂ du flux capté et la distance de transport. Les ordres de grandeur publiés par l'IEA (CCUS Projects Database, 2024) couvrent une fourchette large.
| Secteur | Concentration CO₂ source | Coût indicatif captage (€/tCO₂) |
|---|---|---|
| Procédés à flux concentré (SMR hydrogène, ammoniac, bioéthanol) | > 80 % | 20-40 |
| Cimenterie | ~ 20 % | 60-100 |
| Sidérurgie (hauts-fourneaux) | 15-25 % | 55-90 |
| Centrale gaz (CCGT) post-combustion | ~ 4 % | 70-120 |
| Captage direct dans l'air (DAC) | ~ 0,04 % | 250-600 |
À ces coûts s'ajoutent 5 à 15 €/tCO₂ de transport (pipeline ou bateau) et 5 à 20 €/tCO₂ d'injection et monitoring du puits, selon le rapport de la Direction générale du Trésor sur les coûts de la transition (2023).
À titre de comparaison, le prix du CO₂ sur le marché européen (EU ETS) oscillait autour de 70-90 €/tCO₂ en 2024, ce qui rend le CCS économiquement marginal pour les sources concentrées et toujours subventionnable pour les secteurs diffus.
Cette pénalité explique pourquoi le CCS est principalement défendu pour les émissions résiduelles incompressibles (process chimique, calcination du calcaire dans le ciment) plutôt que comme alternative à la sortie des énergies fossiles.
5. Les projets phares en France et en Europe
La France a publié en juillet 2023 sa « Stratégie nationale CCUS » (ministère de la Transition énergétique). Elle vise 4 à 8 Mt CO₂/an captés et stockés à l'horizon 2030, principalement sur les zones industrielles côtières (Dunkerque, Le Havre, Fos-sur-Mer).
Le stockage géologique sur le sol national reste à explorer (potentiel théorique évalué par le BRGM dans plusieurs aquifères du Bassin parisien et d'Aquitaine), mais à court terme, le CO₂ français est destiné à être exporté par bateau vers les hubs de mer du Nord.
Dunkerque (D'Artagnan, GO CO₂, 3D)
Cluster industriel mêlant Air Liquide, ArcelorMittal, Eqiom et autres acteurs locaux, soutenu par la France et l'UE. Objectif annoncé de plusieurs Mt CO₂/an d'ici 2030, exportés via terminaux maritimes.
Northern Lights (Norvège)
JV Equinor / Shell / TotalEnergies. 1,5 Mt CO₂/an en phase 1 dans un aquifère salin de la mer du Nord, accessible par bateau pour les émetteurs européens.
Porthos (Pays-Bas)
2,5 Mt CO₂/an injectés dans un champ gazier épuisé en mer du Nord, à partir des industriels du port de Rotterdam. Décision finale d'investissement actée en 2023.
CarbFix (Islande)
Minéralisation accélérée du CO₂ dans des roches basaltiques à proximité de la centrale géothermique de Hellisheiði. Démonstration intégrée à des unités DAC (Climeworks).
L'Union européenne a inscrit dans le Net-Zero Industry Act (entré en vigueur en 2024) un objectif de 50 Mt CO₂/an de capacités d'injection d'ici 2030, partagé entre les producteurs d'hydrocarbures historiquement actifs en mer du Nord. Le règlement délégué de septembre 2024 fixe par société les contributions individuelles attendues.
6. Cadre réglementaire et débats autour du CCS
Le stockage géologique du CO₂ relève en Europe de la directive 2009/31/CE, transposée en France aux articles L. 229-27 et suivants du Code de l'environnement. Elle impose un permis d'exploitation, un plan de surveillance, une période de transfert de responsabilité à l'État après fermeture du site, et un régime de garanties financières.
Côté débats, deux critiques structurent la littérature : la première porte sur le risque de « lock-in fossile » — l'idée que le CCS pourrait servir à prolonger des installations qu'il faudrait fermer ; la seconde sur le bilan carbone des usages de récupération assistée (EOR), où une part substantielle du CO₂ injecté finit par être ré-émise via les hydrocarbures produits.
Les arguments défavorables se concentrent sur trois points : la pénalité énergétique, la chaîne logistique massive à construire (pipelines, navires, sites de stockage), et l'incertitude sur les coûts à long terme de surveillance des sites fermés.
Les arguments favorables soulignent l'absence d'alternative pour décarboner certaines émissions de procédé, notamment la calcination du calcaire en cimenterie (~ 60 % des émissions du clinker, indépendantes du combustible).
Conclusion : un outil parmi d'autres, pas une solution miracle
Le CCS et le CCUS ne sont ni la silver bullet qu'imaginait l'industrie pétrolière au début des années 2000, ni l'imposture totale dénoncée par certains rapports d'ONG. Les démonstrateurs en mer du Nord prouvent la faisabilité technique du stockage long terme, et l'écosystème industriel européen prend forme autour de hubs maritimes mutualisés.
Le défi ne sera pas technologique mais industriel : la capacité d'injection effectivement déployée d'ici 2030 sera un test grandeur nature des trajectoires climatiques inscrites dans les feuilles de route de l'IEA et du GIEC. Pour les industriels français, l'enjeu immédiat est de positionner les clusters côtiers dans les contrats d'export vers la Norvège ou les Pays-Bas, en attendant l'ouverture éventuelle de capacités de stockage domestiques.
