Le captage et stockage du CO2 (CCS) s'impose comme une technologie clé pour décarboner l'industrie européenne. La France prévoit de capter entre 4 et 8 millions de tonnes de CO2 par an d'ici 2030 selon la Direction générale des Entreprises, principalement sur les bassins industriels du Havre, Dunkerque, Saint-Nazaire et de l’axe Rhône. Cette technologie permet de réduire les émissions des secteurs difficiles à électrifier comme le ciment, l'acier et la chimie, en capturant le CO2 à la source pour le stocker de manière permanente dans le sous-sol.
Comment fonctionne le captage du CO2 ?
Le captage du CO2 repose sur trois technologies principales, chacune adaptée à des contextes industriels spécifiques. Ces procédés permettent de séparer le CO2 des autres gaz avant son transport et son stockage définitif.
La post-combustion : la technologie la plus mature
La post-combustion capture le CO2 après la combustion du combustible, directement dans les fumées industrielles. Cette technologie utilise des solvants chimiques, principalement des amines, qui absorbent sélectivement le CO2. C'est comme utiliser un filtre ultra-performant qui ne retient que le CO2 parmi tous les gaz d'échappement.
Le principal avantage ? Cette technologie peut être adaptée sur des installations existantes sans modification majeure du procédé industriel. Le procédé DMX développé par l'IFPEN et testé à Dunkerque utilise un solvant qui réduit de près de 35% la consommation d'énergie du captage par rapport au procédé de référence.
La pré-combustion : transformer avant de brûler
La pré-combustion transforme d'abord le combustible en gaz de synthèse (syngas) avant la combustion. Le CO2 est ensuite séparé à haute pression, ce qui réduit considérablement la pénalité énergétique. Pour une entreprise, c'est comme trier ses déchets à la source plutôt qu'après les avoir mélangés : plus efficace mais nécessitant une réorganisation complète.
Cette technologie est particulièrement adaptée aux nouvelles installations conçues dès le départ pour le captage, comme les futures unités de production d'hydrogène décarboné.
L'oxycombustion : brûler dans l'oxygène pur
L'oxycombustion utilise de l'oxygène pur au lieu de l'air pour la combustion, générant des fumées avec une concentration en CO2 supérieure à 90%. Cette concentration élevée facilite grandement la capture. Le projet K6 d'Air Liquide et Eqiom à Lumbres, soutenu par 150 millions d'euros du Fonds Innovation européen, prévoit d'installer le premier four à oxycombustion dans une cimenterie.
Le transport du CO2 : un défi logistique majeur
Une fois capté, le CO2 doit être transporté vers les sites de stockage, souvent éloignés de plusieurs centaines de kilomètres. Deux modes de transport dominent :
Par pipeline : l'option privilégiée pour les gros volumes
Le transport par canalisation reste le plus économique pour les volumes importants. Le projet D'Artagnan d'Air Liquide prévoit la construction d'environ 80 kilomètres de canalisations entre Lumbres, Réty et Dunkerque. Le CO2 est transporté en phase dense (supercritique), un état qui combine la densité du liquide avec la fluidité du gaz, permettant de réduire le diamètre des canalisations.
Par navire : la flexibilité pour l'export
Le transport maritime offre plus de flexibilité pour relier les sites isolés aux capacités de stockage. Northern Lights, premier service commercial de stockage au monde, reçoit le CO2 par navire dans son terminal d'Øygarden en Norvège. Cette solution permet notamment l'export du CO2 français vers les vastes capacités de stockage de la mer du Nord.
Le stockage géologique : une solution permanente
Le CO2 est injecté dans des formations géologiques profondes - des couches de roches poreuses et perméables recouvertes de roches imperméables - généralement à au moins 800 mètres sous terre, où il reste piégé de manière permanente. Deux types de formations sont privilégiés :
Les aquifères salins profonds
Ces formations rocheuses poreuses gorgées d'eau salée impropre à la consommation offrent d'immenses capacités de stockage. Selon l'étude EVASTOCO2 du BRGM, le potentiel français dans les aquifères salins est estimé à 4 100 millions de tonnes (2 300 Mt à terre et 1 800 Mt en mer).
Les gisements d'hydrocarbures épuisés
Les anciens champs de pétrole et de gaz offrent l'avantage d'être déjà caractérisés géologiquement. Le potentiel français dans ces réservoirs déplétés est estimé à 700 millions de tonnes selon l'étude EVASTOCO2. La France prévoit de tester dès 2025 quatre ou cinq projets de stockage dans d'anciens gisements pétroliers. Selon le ministère délégué à l'Industrie et à l'Énergie, “le potentiel sur les concessions existantes d'hydrocarbures au niveau national est estimé aux alentours de 800 millions de tonnes de CO2”, ce qui permettrait de couvrir “50 ans des besoins de stockage de CO2 de l'industrie française à terme”.
Les projets phares en France
Le projet 3D à Dunkerque : démontrer l'efficacité du captage
Le projet 3D teste le procédé DMX sur le site d'ArcelorMittal à Dunkerque. Il doit démontrer l’efficacité du procédé à capter le CO2 en le séparant des autres fumées. Dans le cadre de cette étape de démonstration, le pilote captera 0,5 tonne de CO2 par heure, soit plus de 4 000 tonnes par an. La phase industrielle prévue pour 2025 vise 125 tonnes par heure, soit plus d'un million de tonnes annuelles.
Ce projet de 19,3 millions d'euros, dont 14,8 millions de subventions européennes, réunit 11 partenaires européens. L'objectif à terme : créer un cluster Dunkerque-Mer du Nord capable de capter, conditionner, transporter et stocker 10 millions de tonnes de CO2 par an et devrait être opérationnel à l’horizon 2035.
Le projet D'Artagnan : créer l'infrastructure de transport
Air Liquide et Dunkerque LNG développent le projet D'Artagnan, première infrastructure CO2 française avec un investissement de plus de 400 millions d'euros et une subvention européenne de 160 millions. Le projet comprend 80 kilomètres de canalisations et un terminal capable de gérer 1,5 million de tonnes par an, extensible à 4 millions de tonnes de CO₂ par an - soit l’équivalent de plus de 5 % des émissions de gaz à effet de serre de l’industrie en France.
Northern Lights : le pionnier du stockage commercial
Northern Lights, détenu à parts égales par TotalEnergies, Equinor et Shell, est achevé depuis 2024 mais le démarrage opérationnel (premières livraisons) est annoncé pour été 2025 avec une capacité de 1,5 million de tonnes par an (phase 1). La phase 2, décidée en mars 2025 avec un investissement de 700 millions de dollars, portera la capacité à plus de 5 millions de tonnes d'ici 2028.
Combien coûte le captage du CO2 ?
Les coûts varient considérablement selon les technologies et les secteurs. Pour les émetteurs industriels français, le gouvernement estime le coût entre 100 et 150 euros la tonne de CO2, nécessitant un investissement initial de 100 à 400 millions d'euros dans le dispositif de captage.
Le procédé DMX testé à Dunkerque vise un coût de captage inférieur à 30 euros par tonne en utilisant la chaleur produite sur site, contre environ 60 euros pour les procédés conventionnels.
Les défis à relever
La consommation énergétique
Le captage du CO2 consomme de l'énergie, réduisant l'efficacité globale des installations. Les nouvelles technologies comme le procédé DMX cherchent à minimiser cette "pénalité énergétique".
L'acceptabilité sociale
Le stockage du CO2 soulève des questions d'acceptation par les populations locales. C'est pourquoi la France privilégie dans un premier temps le stockage offshore en mer du Nord via des projets comme Northern Lights.
Le cadre réglementaire
La directive européenne 2009/31/CE encadre strictement le stockage géologique, avec des exigences de surveillance continue et un transfert de responsabilité à l'État après minimum 20 ans.
La différence entre CCS et CCU
Le CCS (Carbon Capture and Storage) vise le stockage permanent du CO2, tandis que le CCU (Carbon Capture and Utilization) le valorise en le transformant en produits : carburants synthétiques, matériaux de construction, ou produits chimiques. Les deux approches sont complémentaires pour atteindre les objectifs de neutralité carbone.
Conclusion : le CCS devient réalité industrielle
Le captage et stockage du CO2 n'est plus une technologie futuriste mais une réalité industrielle en cours de déploiement. Avec des projets concrets comme Northern Lights déjà opérationnel et les initiatives françaises à Dunkerque qui se concrétisent, le CCS entre dans sa phase de maturité. Les trois technologies de captage offrent des solutions adaptées à chaque type d'industrie, tandis que les infrastructures de transport et de stockage se structurent rapidement.
La France dispose d'atouts majeurs avec un potentiel de stockage de 4,8 milliards de tonnes et des champions industriels engagés. Les défis restent importants - coûts élevés, consommation énergétique, acceptabilité sociale - mais les financements européens massifs et l'évolution réglementaire créent un contexte favorable. Pour les entreprises des secteurs difficiles à décarboner, le CCS représente souvent la seule voie vers la neutralité carbone. L'enjeu est maintenant de passer à l'échelle industrielle tout en développant parallèlement les solutions de réduction des émissions à la source.
