TotalEnergies accélère dans la capture et le stockage sous-marin du CO2. Pour atteindre son objectif de 10 millions de tonnes de CO2 résiduel stockés par an en 2030 et 50 à 100 millions de tonnes par an en 2050, il sait ne pas pouvoir compter uniquement sur la capture de CO2 sur ses sites. Même si TotalEnergies affiche des projets de capture et réutilisation de CO2 en Papouasie Nouvelle-Guinée et en Australie, et pourrait aussi capter du CO2 sur sa raffinerie de Donge (Loire-Atlantique) dans le cadre du nouveau projet GOCO2. Il ne peut pas non plus s'appuyer uniquement sur les puits de carbone naturels dans les forêts et son unité business Nature Based Solutions. «Pour le NBS, il est plus difficile d’augmenter l’échelle», explique Étienne Anglès d'Auriac, vice-président CCS de TotalEnergies.
Créé il y a quatre ans dans la direction "gas renewable & power" qui portait alors toutes les nouvelles activités liées au changement climatique du groupe, la business unit CCS de TotalEnergies a finalement migré en 2022 au sein de la direction exploration-production. Les métiers et expertises à mettre en œuvre, sismiques, géologiques, liées aux forages, au transport par bateau, aux terminaux de liquéfaction, sont les mêmes que dans le gaz. Son budget annuel, de 100 millions d’euros initialement, a été porté à 300 millions. Un plafond de dépenses «qui n‘est pas pour l’instant une contrainte car nous sommes toujours à la recherche de nouveaux projets de qualité, qui puissent aligner l’ensemble des acteurs de la chaine CCS pour pouvoir avancer rapidement», explique le patron du CCS chez TotalEnergies.
Tenter d'aligner les parties prenantes
Pas si simple. L’activité fait face à des problèmes de «permitting», d'obtention de permis, d’aléas liés à l'exploration, de compatibilité sismique. Il faut aussi aligner les intervenants sur la chaîne de valeur. «C’est une nouvelle industrie, on part d’une feuille blanche. Il faut inventer les contrats et la structure commerciale. Il faut aussi aligner l’ensemble des parties prenantes.» Les industriels émetteurs attendent d’être sûrs d’avoir accès à des solutions de stockage à un coût acceptable pour s’engager dans la capture de CO2. Les pétroliers attendent eux d’être certains d’avoir des clients avant d’investir dans les infrastructures. Une histoire de poule et d’œuf, comparable à ce que vivent les acteurs du véhicule électrique et des bornes des recharge.
Pour sortir de cette logique, le gouvernement norvégien a décidé fin 2020 d'investir 2,5 milliards d’euros dans des projets de capture de CO2 chez deux industriels locaux et dans le projet Northern Lights, de transport et stockage de CO2 en mer du Nord, avec Equinor, Shell et TotalEnergies. Dans ce projet, la logistique est là assez simple. «La collecte se réalise par bateau. Les premiers clients, dans le ciment, les engrais ou les déchets, sont en bord de mer. Ils ont des coûts de captage et de transport du CO2 assez faibles. Pour aller chercher en Europe d’autres émissions industrielles, il faudra construire des infrastructures de collectes (appelées "hubs"), essentielles pour l’essor de cette industrie», explique le vice-président CCS de TotalEnergies.
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Faire ses preuves en Norvège
Sur ce projet pionnier norvégien, dont TotalEnergies détient 33%, la phase 1 de 1,5 million de tonnes par an (Mt/an) est en construction pour un démarrage en 2024. Les capacités sont déjà réservées. Mais c'est juste un début : TotalEnergiessouhaite prendre la décision finale d’investissement de la phase II, de 3,7 Mt/an additionnelles, dès qu’il pourra avoir des engagements des émetteurs. C’est en effet le premier service commercial de CCS au monde dans lequel TotalEnergies et ses partenaires vendent un service de transport et de stockage de CO2. Mais d’autres suivent.
Le pétrolier français s’est aussi engagé dans un projet aux Pays-Bas. Baptisé Aramis, il doit permettre d’acheminer par canalisation jusqu'à 22 millions de tonnes de CO2 du port de Rotterdam vers les champs offshore déplétés de Total et de Shell. La première phase commercialise un volume de 5,2 MtCO2/an. «On a signé des lettres d’intention. On va pouvoir lancer les études d’engineering (FEED) à partir du mois de septembre», précise Étienne Anglès d'Auriac.
Miser sur le Danemark
Sur ce projet, TotalEnergies vise deux marchés. Un marché local vise à collecter le CO2 des industriels autour du port de Rotterdam sous forme de gaz. Il sera ensuite comprimé et envoyé sous forme liquide vers les anciens puits. L’autre marché est celui du CO2 cryogénique importé de France et de Belgique. Un projet de plusieurs milliards d’euros, au montage compliqué avec quatre joint-ventures impliquant Shell, l’énergéticien national EBN, le transporteur de gaz néerlandais Gasunie et Vopak, qui opère déjà un terminal GNL.
TotalEnergies est également partenaire (10 %) avec BP (45 %) et Equinor (45 %) du projet de stockage de carbone en mer du Nord britannique, Northern Endurance Partnership, au large de la zone industrielle de Teeside, à l’est de l’Angleterre. Dans ce cas, les Anglais ont opté pour un modèle régulé, avec les industriels qui investissent et l’État qui couvre le risque. «L’État définit un taux de rentabilité fixe pour le projet. Les émetteurs payent un prix à la tonne de CO2 fixé par le gouvernement. Et nous construisons les infrastructures. Ce n’est pas forcément le modèle qui nous parait le plus efficace, mais il permet d’aligner toutes les planètes pour lancer des projets », analyse Étienne Anglès d'Auriac.
Elargir à l'Asie
L’approche danoise le séduit davantage. «Nous croyons beaucoup au CCS au Danemark. Le gouvernement soutient fortement la filière. Le domaine minier offshore y est de bonne qualité et les émetteurs sont assez proches, au Danemark ou en Allemagne. Et TotalEnergies est le premier acteur en mer du Nord danoise depuis le rachat de Maersk Oil.» Le français détient 80 % du capital du projet Bifrost, qui est encore en phase d’étude. En février, TotalEnergies annonçait avoir décroché deux permis d’exploration du potentiel de stockage de CO2 dans les sous-sols maritimes danois, dont l’un dans ses anciens puits de gaz et l’autre dans des aquifères salins avec un objectif de 5 millions de tonnes de CO2 par an.
Reste qu’avec un prix de 80 euros la tonne de CO2 en Europe actuellement, ces projets n’ont pas encore de rentabilité pour les émetteurs de CO2. En comptant le captage, le coût du CCS tourne autour de 150 euros la tonne, voire 200 euros. Pour inciter les industriels, certains pays, comme les Pays-Bas ou la France, veulent mettre en place des mécanismes de contrat pour différence. D’autres, comme la Norvège, misent sur une taxe carbone élevée. Le CCS émergerait également en Asie. Le 26 juin, TotalEnergies annonçait la signature d’un accord avec la compagnie pétrolière malaisienne Petronas et le groupe industriel japonais Mitsui pour développer le stockage offshore de CO2 en Asie du Sud Est. Reste là aussi à trouver un modèle économique.
