Le 26 septembre, TotalEnergies, Shell et Equinor ont inauguré, en mer du Nord, le premier projet commercial de réception et stockage de CO2 au monde de leur coentreprise répondant au joli nom de Northern Lights (aurores boréales en français). Les premières injections sont prévues début 2025. Au total, 100 kilomètres de pipelines ont été construits pour conduire le CO2 dans un réservoir aquifère salin situé à 2 600 mètres sous le fond marin, d’une capacité de stockage de 1,5 million de tonnes (Mt) de CO2 par an.
Une avancée significative par rapport aux 49 Mt de CO2 déjà captées et stockées – soit en stockage pur, soit pour l’extraction d’hydrocarbures (EOR). Mais qui montre, s’il le fallait, l’ampleur du chemin à parcourir vu les scénarios de l’Agence internationale de l’énergie, qui estime qu’il faudrait stocker 6 gigatonnes (Gt) de CO2 à l’horizon 2050. Le captage, qui accapare souvent l’attention avec ses innovations technologiques, ne servira pas à grand-chose si les capacités de stockage ne sont pas au rendez-vous.
Théoriquement, pourtant, les capacités existent : selon le Giec, plus de 1 000 Gt de gaz carbonique seraient stockables dans les sous-sols terrestres et marins. Mais encore faut-il pouvoir caractériser précisément ces réservoirs potentiels. Une opération qui prend plus ou moins de temps selon les cas. Il en existe deux types principaux : les réservoirs déplétés et les réservoirs aquifères salins. « Les premiers, explique Thomas Le Guénan, ingénieur au Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), sont d’anciennes exploitations de gaz ou de pétrole. Ce sont des sites que l’on connaît généralement bien, avec un nombre de données important : on sait par exemple qu’ils disposent d’une roche couverture satisfaisante pour empêcher les remontées de CO2. » Les seconds ont « géologiquement les mêmes types de roches que les réservoirs pétroliers, à cette différence près qu’ils ne comportent ni pétrole ni gaz. On s’y intéresse parce que l’on estime que, mondialement, il y a plus de capacités en aquifères salins, mais ce sont des zones moins bien connues et caractérisées. » Une méconnaissance qui amène aussi à surestimer leurs capacités, selon Valentin Guillon, expert du stockage géologique à l’Ifpen. Et il faudra « un travail conséquent d’identification et de caractérisation pour choisir les sites qui contiendront efficacement le CO2 », précise-t-il.
Jusqu'à dix ans pour caractériser un réservoir aquifère salin
Avant d’avoir un stockage opérationnel à grande échelle, il faudra, selon lui, jusqu’à dix ans pour caractériser un tel réservoir. « Mais même sur un réservoir déplété, les choses mettent rarement moins que cinq à sept ans », souligne le spécialiste. Le risque, alors, est que ces capacités ne suivent pas le captage. D’autant que les projets peinent à se lancer, comme l’indiquait le rapport de la mission sur les projets européens de stockage géologique de carbone réalisée de janvier à avril par le Conseil général de l’économie et l’Ifpen. « Les émetteurs et les stockeurs doivent effectuer des tests et construire des infrastructures coûteuses. Cependant, aucun des deux n’envisagerait un investissement sans avoir la garantie d’une rentabilité minimale », écrivent les auteurs. D’un côté, les émetteurs sont réticents à prendre des engagements fermes trop rapidement, espérant obtenir de meilleures offres de la part des stockeurs, et de l’autre, les stockeurs attendent ces engagements fermes de la part d’émetteurs pour démarrer leur projet et avoir une meilleure visibilité du marché. C’est ce qu’ils appellent le paradoxe de la poule et de l’œuf, « où chaque acteur attend “l’autre” et où aucun n’avance tant que l’autre n’aurait pas fait un pas ».
Résultat : en Europe, sur 36 projets, seuls six sont actuellement opérationnels, principalement en mer du Nord, riche en réservoirs aquifères salins et en réservoirs déplétés. La capacité totale de stockage pour tous ces projets est de 110 Mt de CO2 par an en 2030, capacité qui tombe à 35 Mt de CO2 par an pour la seule Union européenne. Soit bien en deçà des objectifs de 50 Mt de CO2 captées et stockées à cet horizon. Par ailleurs, cette répartition inégale n’est pas sans conséquences sur les coûts du CCS, notamment pour les industriels du sud de l’Europe.
Autre piste de stockage, la minéralisation du CO2
Afin de remédier à ce problème, la France a lancé en avril un appel à manifestation d’intérêt pour développer ses propres capacités de stockage du carbone. L’objectif, aligné avec la stratégie nationale CCUS (captage, stockage, utilisation du CO2) mise à jour en juillet, est de répondre aux besoins de stockage des industriels estimés à 8 Mt en 2030 et à 16 Mt en 2040. Le challenge est de taille car, comme le précise Valentin Guillon, « non seulement les études prennent du temps, mais il faut aussi faire toutes les demandes de permis, puis forer les puits, réaliser des tests, construire des pipelines et des installations de surface... » Néanmoins, il se veut confiant : « Cela évolue très vite : il n’y a pas si longtemps, il y avait un écart de plus de 40 % entre les capacités de stockage annoncées et les volumes disponibles à l’échelle mondiale. Aujourd’hui, cet écart se réduit très fortement. »
D’autant qu’une troisième voie commence à être envisagée, celle de la minéralisation. Contrairement aux réservoirs classiques, le CO2 n’est pas injecté sous forme gazeuse, mais dissous dans l’eau, avec une pression d’environ 25 bar. L’idée est de faire réagir le CO2 avec des roches mafiques comme le basalte pour qu’il se transforme en carbonate de calcium (calcaire). La faisabilité de cette technologie a d’ores et déjà été démontrée avec le projet CarbFix, lancé il y a dix ans et financé en partie par l’Union européenne à travers deux pilotes installés en Islande. Depuis 2014, 100 000 tonnes de CO2 ont été injectées dans le sous-sol.
« Les besoins de caractérisation pour ces réservoirs sont différents, puisque dans ce cas, il faut mesurer la réactivité de la roche, et notamment le pourcentage de CO2 minéralisé et le temps nécessaire, relate Sylvain Delerce, directeur de recherche associé chez Carbon Gap et spécialiste de la minéralisation. Ce sont aussi des tests très élaborés. » Mais le jeu pourrait en valoir la chandelle, car ces roches sont présentes un peu partout sur la planète. Si Valentin Guillon préfère rester prudent, car « aucune prospective de quantité n’a encore été faite pour déterminer la part que cela prendrait face aux réservoirs déplétés et aquifères salins », il confirme néanmoins que « c’est un sujet effectivement important, et prometteur ».
Des réseaux de transport à construire
Entre le captage et le stockage, a fortiori si l’émetteur est éloigné de la zone de stockage, le transport constitue un maillon essentiel de la chaîne du CCS. Là encore, tout reste quasiment à faire, mais les choses commencent à se mettre en place. D’après Raphaël Huyghe, le responsable du programme Captage et stockage du CO2 à l’Ifpen, « il y a des accords bilatéraux qui sont en train de se mettre en place entre la France et le Danemark, la France et la Norvège, mais également entre des sociétés privées. À ce titre, le partenariat stratégique entre GRTgaz et Equinor annoncé en juin est très révélateur de cette chaîne de valeur qui se construit .»
Ce partenariat a pour vocation de « proposer un exutoire à la zone de Dunkerque et à l’arrière-pays en fournissant un réseau de collecte et de transport de CO2 terrestre ainsi qu’une station de compression. L’objectif est ensuite de coordonner la réalisation de ce réseau et de cette station avec l’injection dans un pipeline offshore vers des stockages en Norvège développés et opérés par Equinor et, à terme, par d’autres opérateurs de stockage », explique Geoffroy Anger, le responsable du développement transport, hydrogène et CO2 de GRTgaz. L’ensemble, dont les études de faisabilité viennent d’être lancées, pourrait entrer en service en 2029, et accueillir 3 à 5 Mt de CO2 par an (sur les 16 Mt émises annuellement dans la zone) – à condition que la décision d’investissement soit prise.
