Aujourd’hui, 49 millions de tonnes (Mt) de CO2 sont captées et stockées dans le monde. En 2050, ce chiffre devra être multiplié par plus de 100 pour atteindre le zéro émission nette espéré par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et ses quelque 6 gigatonnes (Gt) de CO2 captées et stockées annuellement à cette échéance. Autant dire que le challenge est immense.
Néanmoins, « depuis deux ans, les choses se sont accélérées, et aujourd’hui, tout un tas d’initiatives se mettent en place pour développer la chaîne entière, c’est une grande avancée », constate Florence Delprat-Jannaud, la présidente du Club CO2, qui rassemble les acteurs de la recherche et de l’industrie du secteur. Un avis partagé par les auteurs du rapport de la Commission de régulation énergétique (CRE), publié en septembre et dédié au captage et à la chaîne de valeur du dioxyde de carbone. « Dans le cadre de la transition énergétique, la filière du CCUS [captage, utilisation et stockage du carbone, ndlr] connaît un regain d’intérêt », soulignent-ils. Cela serait dû à un « changement de paradigme [qui] s’est opéré ces dernières années, principalement lié aux enjeux de la décarbonation de l’industrie qui sont devenus plus pressants compte tenu des objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050 ».
Ce changement de paradigme s’est concrètement manifesté dans les stratégies nationales, comme en France avec de premières orientations publiées à l’automne 2023 et mises à jour cet été, et des réglementations. Aux États-Unis, l’Inflation reduction act lancé en 2022 a donné un coup de pouce au secteur à travers l’optimisation du crédit d’impôt 45Q. De 50 dollars la tonne de CO2 captée et stockée, il est passé à 85 dollars la tonne pour le CO2 capté dans les fumées industrielles et 180 dollars la tonne pour le captage du CO2 dans l’atmosphère.
Tout ceci a contribué à augmenter la demande de la part des émetteurs, dans un contexte « où d’autres technologies concurrentes, comme l’hydrogène décarboné, ne sont pas encore matures, et où le CCUS est regardé comme un levier, parmi d’autres, de la décarbonation », précise le rapport. Cette accélération se traduit dans les chiffres puisque, selon le rapport 2023 du Global CCS Institute, au 31 juillet 2023, la capacité totale des projets de captage et stockage du carbone en développement, en construction et en service était de 361 Mt de tonnes de CO2 par an, soit une augmentation de presque 50 % par rapport à 2022. Au total, depuis trois ans, l’AIE a enregistré plus de 400 nouveaux projets de chaîne de CCUS à travers le monde, dont six en France où les objectifs sont de 4 à 8,5 Mt de CO2 par an d’ici à 2030, puis de 15 à 30 Mt de CO2 par an en 2050.
Parmi ceux-ci, seul un est opérationnel en Normandie depuis 2015, intégrant la technologie cryogénique d’Air Liquide. Les cinq autres, toujours en développement, touchent toute la chaîne de valeur puisqu’ils concernent aussi bien le captage – avec notamment le projet Demo3D (10 Mt de CO2 captées par an d’ici à 2050 sur le site dunkerquois de l’aciériste ArcelorMittal) – que le stockage – avec le programme Pycasso à Lacq (Pyrénées-Atlantiques), qui ambitionne de stocker dans les sous-sols du Sud-Ouest 1 Mt d’émissions espagnole et française d’ici à 2030 – et le transport. Le projet d’intérêt commun D’Artagnan, à Dunkerque, se concentre sur la mise en place d’infrastructures de transfert et de conditionnement pour l’export du carbone : 12 Mt de CO2 pourraient rejoindre en 2035 les stockages géologiques permanents en mer du Nord. Toutefois, le déploiement du CCS interroge, notamment sur sa soutenabilité.
Quels impacts énergétiques ?
Les dépenses énergétiques liées à l’utilisation de ce type de procédé sont en effet loin d’être négligeables. En prenant en compte la consommation énergétique moyenne par tonne de CO2 des installations actuelles, autour de 3,5 gigajoules (GJ), et en extrapolant grossièrement, capturer 6 Gt de CO2 en 2050 demanderait environ 21 exajoules (EJ), soit 5 800 térawattheures (TWh). Ce qui représente près de 5 % de la consommation mondiale d’énergie finale actuelle. Évidemment, cette estimation ne prend pas en compte les innovations technologiques sur lesquelles planchent les chercheurs pour diminuer l’empreinte énergétique. Elle ne fait pas non plus la distinction entre le captage dans les fumées industrielles et le captage direct dans l’atmosphère (1 Gt sur les 6 Gt à atteindre). Mais elle donne déjà un premier ordre de grandeur.
La question énergétique est loin d’être triviale, comme en témoigne le lancement, en mai, du CO2 Lab d’EDF. « Nous avons besoin de nous faire une idée des volumes énergétiques qui seront appliqués lorsque ces technologies seront déployées, et de ce que cela va vouloir dire pour le marché de la chaleur et celui de l’électricité. Et nous avons plusieurs clients industriels qui sont preneurs d’un avis sur ces technologies », explique Patrick Morilhat, le directeur du programme R&D CCS d’EDF. « L’objectif de ce laboratoire est de répondre à un certain nombre de questions : quelles sont les conditions d’émergence de ces technologies ? Pour quels coûts ? Quelles sont les technologies les plus adaptées à tel ou tel procédé ? Pour quels besoins énergétiques ? Il y a aussi des interrogations sur l’exploitation : si l’on prend l’exemple des industriels qui font varier leur production et donc la puissance utilisée, quel sera l’impact pour le système de captage ? »
Les équipes du CO2 Lab ont constaté que les données accessibles dans la littérature technique et scientifique sur le sujet n’étaient pas si fournies, « parce que souvent ce sont des solutions propriétaires faites sur des cas particuliers avec des conditions particulières », précise Patrick Morilhat. Situé à Chatou (Yvelines), le CO2 Lab testera plusieurs technologies à la maille laboratoire. « C’est une maille un peu plus grosse qu’un dispositif de paillasse, mais nous maîtriserons complètement le système, aussi bien les entrées que les sorties. Cela nous donnera l’accès à un certain nombre de données expérimentales. Et nous pourrons ensuite extrapoler à l’échelle 1 », indique le directeur. Quatre modules sont prévus. Les deux premiers, dédiés au captage traditionnel aux amines et aux technologies membranaires, sont déjà opérationnels. Le troisième, consacré à l’adsorption, sera lancé ce mois-ci, et le dernier, qui portera sur les technologies électrochimiques, l’année prochaine.
Inquiétudes liées au stockage du CO2
Mais l’un des plus grands défis pour la technologie CCS demeure encore celui de l’acceptabilité sociale. La CRE en fait d’ailleurs la première recommandation de son rapport, avant la planification et la coordination du déploiement des chaînes de CCUS sur le territoire national. Si la commission note que la question peut concerner le captage « dans certaines configurations », elle touche principalement le stockage. Les auteurs estiment ainsi que « la légitimité du CCUS en tant que technologie peut également être discutée compte tenu de ce que, dans le cas du stockage, le dioxyde de carbone ne sera pas véritablement éliminé, mais seulement confiné ». Sans compter les inquiétudes soulevées par l’injection de tonnes de CO2 dans le sol. « C’est une question primordiale et nous la posons de plus en plus sérieusement sur tous les projets techniques que nous avons. Nous préférons d’ailleurs parler d’appropriation sociale, parce que nous voulons que les gens soient capables de comprendre et choisir », affirme Valentin Guillon, spécialiste du stockage à l’Ifpen.
« Nous sommes face à deux problématiques : la première est la méconnaissance du sol, un objet extrêmement complexe et difficile à appréhender. La deuxième relève d’idées préconçues sur ce qu’est le CO2 et sur les risques associés », poursuit-il. En tout cas, les spécialistes se veulent rassurants : le risque de fuite est faible, d’autant que le CO2, une fois injecté, se solubilise avant de se minéraliser à terme. Ne reste plus qu’à en convaincre le grand public.
Des liens forts avec l’industrie pétrolière
L’utilisation la plus ancienne et la plus répandue – toujours en cours, voire en essor au Moyen-Orient – du captage et stockage (ou valorisation) du CO2 est liée à l’exploitation des hydrocarbures, à travers la récupération assistée du pétrole (EOR). Cette technique consiste, dans ce cas précis, à injecter du CO2 dans le réservoir pour améliorer le déplacement du pétrole et donc sa récupération. Elle permettrait d’extraire 30 à 60 % de pétrole en plus et de stocker une partie du CO2 injecté. Or en 2020, d’après le Global CCS Institute, sur 26 projets commerciaux de CCS, seuls six n’avaient pas recours au stockage via ce procédé. Ce lien fort avec l’extraction d’énergies fossiles a contribué à donner une image très négative du CCS dans l’opinion publique, qui risque d’être bien difficile à faire oublier. Car aujourd’hui, « les acteurs disposant des compétences nécessaires au captage et stockage géologique du CO2 sont en premier lieu les opérateurs pétroliers et gaziers et leurs partenaires dans ce secteur. En effet, ils disposent depuis longtemps des outils et méthodes pour capter le CO2 sur des sites industriels, le transporter (il existe des réseaux de CO2 notamment aux États-Unis pour l’EOR) et le stocker dans des aquifères salins profonds. Ces derniers constituent des pièges géologiques similaires, par exemple, à ceux ayant emmagasiné des hydrocarbures », explique Jean-Pierre Deflandre, ancien professeur à l’IFP School, ancien cotitulaire de la chaire CarMa (Carbon management and negative CO2 emissions technologies toward a low carbon future) et président du comité CO2 d’Evolen. « En toute logique, on retrouve ces acteurs dans les projets de stockage annoncés en Europe, notamment en mer du Nord. On aura besoin de ces compétences pour gérer le CO2 dès lors qu’il n’y a plus aucune alternative pour abattre les émissions. »
