Six ans après son premier avis sur le sujet, l’ADEME actualise sa position sur le captage, le transport, le stockage et l’utilisation du CO2. Si cet ensemble de technologies est aujourd’hui au cœur des politiques climatiques européennes et françaises, l’ADEME rappelle qu’elles ne doivent rester qu’un levier de décarbonation « de dernier recours ». Décryptage d’une dynamique nouvelle, à accompagner avec discernement.
Capter le CO2 pour le stocker ou le réutiliser : de quoi parle-t-on ?
Certaines industries émettent un CO2 que rien ne permet aujourd’hui d’éviter. L’idée du CCUS (Carbon Capture, Utilisation and Storage) tient en une phrase : plutôt que de laisser ce gaz filer dans l’atmosphère, pourquoi ne pas le capter à la source ? Le CO2 capté peut alors suivre deux voies. La première consiste à l’enfouir dans des couches géologiques profondes. « Le stockage géologique consiste à injecter le CO2 capté à plusieurs centaines de mètres sous la surface de la Terre, pour qu’il se retrouve piégé et ne finisse pas dans l’atmosphère », explique Solène Bouvier, ingénieure thématique captage, stockage et valorisation du CO2 à l’ADEME. C’est la filière CCS, pour Carbon Capture and Storage. La deuxième voie consiste à lui donner une seconde vie en le transformant en une molécule utile, un carburant par exemple. C’est la filière CCU, pour Carbon Capture and Utilization. On parle ainsi de CCS quand le CO2 est capté pour être stocké, de CCU quand il est réutilisé et de CCUS pour désigner l’ensemble de la filière.
Le CCUS : une filière qui suscite des espoirs
À l’heure actuelle, ces technologies ne sont pas toutes au même stade de maturité : articuler ensemble le captage, transport, stockage ou utilisation reste donc un défi. En France, aucun site de stockage géologique n’est en activité, et aucune usine ne produit de carburant de synthèse à partir de CO2 capté. Pourquoi alors, tant d’attention portée à ces technologies ? Parce qu’elles peuvent rendre des services qu’aucune autre solution ne sait offrir. Le CCUS permet d’abord de traiter les émissions de CO2 qu’aucun autre levier ne peut éliminer, notamment dans l’industrie lourde. Il peut aussi contribuer à décarboner l’aérien et le maritime, en fournissant la matière première de carburants de synthèse. Il ouvre enfin la possibilité de retirer du carbone de l’atmosphère, grâce au captage et au stockage du CO2 dit biogénique, c’est-à-dire issu de la combustion de biomasse (par opposition au CO2 fossile qui provient des énergies fossiles). Aujourd’hui, plus de 90 acteurs français réunis au sein de l’association Club CO2 structurent l’écosystème : grands groupes industriels, start-up spécialisées, acteurs du transport de gaz, organismes de recherche publique…
Capter, stocker et réutiliser le CO2 : un levier de « dernier recours »
Avant de songer à capter son CO2, un industriel dispose de tout un éventail de leviers qu’il doit actionner en priorité : améliorer son efficacité énergétique, remplacer une énergie fossile par de l’électricité décarbonée ou de la biomasse, incorporer davantage de matières recyclées, ou transformer son procédé en profondeur. Le captage ne se justifie qu’ensuite, pour traiter les émissions qui subsistent une fois ces solutions épuisées. L’enjeu, en posant cette règle, est d’éviter qu’une usine ne se contente d’installer un dispositif de captage pour masquer des émissions qu’elle aurait pu réduire à la source.
Il y aura souvent d’autres solutions plus pertinentes d’un point de vue technico-économique avant le captage, transport, stockage ou l’utilisation du CO₂.
Dans certains secteurs en revanche, le captage de CO2 se révèle une solution pertinente. Le ciment en est un bon exemple. Pour l’obtenir, on chauffe du calcaire qui, en se décomposant, libère du CO2. Près des deux tiers des émissions d’une cimenterie relèvent de ce phénomène incompressible, que ni l’électrification ni le changement de combustible ne peuvent supprimer. La sidérurgie connaît la même contrainte.
La nouveauté : la place accordée au CO2 biogénique
Le CO2 dit « biogénique » est émis par la combustion ou la transformation de biomasse, qu’il s’agisse de bois, de déchets organiques ou de combustibles alternatifs. Sa singularité tient à son cycle. Le carbone qu’il contient a été puisé dans l’atmosphère il y a peu, par des plantes qui l’ont absorbé pour grandir. On parle de « cycle court du carbone ». À l’inverse, le CO2 fossile émet dans l’air un carbone resté enfoui pendant des millions d’années.
Cette différence de nature change tout, car du captage de CO2 biogénique découlent deux bénéfices que le CO2 fossile ne permet pas. Stocké, il fait mieux qu’éviter une émission : il en retire une. Puisque ce carbone provenait de l’atmosphère, l’enfouir revient à créer une émission dite négative, un véritable puits de carbone, qualifié de « puits technologique ». Réutilisé, il permet de fabriquer du e-kérosène, un carburant de synthèse particulièrement intéressant pour l’aviation dans le contexte de la nouvelle réglementation européenne ReFuelEU Aviation, entrée en vigueur en 2023. Celle-ci impose aux compagnies aériennes d’incorporer une part croissante de carburants durables dans leurs réservoirs, jusqu’en 2050. Néanmoins, « cela ne doit pas être un mirage technologique pour autoriser l’aviation à augmenter à outrance les trafics aériens » alerte Solène Bouvier. Sans cela, on risquerait de provoquer un « effet rebond », c’est-à-dire une situation où les gains environnementaux obtenus sont annulés par une hausse de la demande.
France et Europe : une position qui converge
Du côté des pouvoirs publics, les lignes se rejoignent. La France se fixe un objectif de captage compris entre 30 et 50 Mt de CO2 par an à l’horizon 2050, tout en réaffirmant que le captage doit rester un levier de dernier recours. Cette ambition se traduit par des financements concrets, notamment à travers le programme France 2030. Les résultats commencent à tomber : les quatre projets de captage lauréats de l’appel d’offres Grands Projets Industriels de Décarbonation devraient permettre de capter un total de 3,36 Mt de CO2 par an à l’horizon 2035. Parmi eux, le projet d’Heidelberg Materials sur son site cimentier d’Airvault illustre bien la logique d’ensemble. L’usine a été modernisée en amont, avant que le captage ne prenne le relais sur les émissions incompressibles.
Sur les sites cimentiers, les projets de captage n’ont de sens que si les premiers leviers de décarbonation ont été optimisés auparavant.
De son côté, l’Union européenne va encore plus loin avec l’ambition de capter 450 Mt de CO2 par an d’ici 2050 et un Net-Zero Industry Act qui impose aux producteurs d’hydrocarbures de contribuer à une capacité de stockage de 50 Mt par an dès 2030.
Un potentiel revu, des chiffres à manier avec prudence
Pour éclairer la décision publique, l’ADEME a modélisé trois scénarios qu’elle présente dans son Avis, en partant du gisement d’émissions industrielles d’aujourd’hui.
- Le premier scénario n’évalue que le captage de CO2 fossile provenant des grands émetteurs et destiné au stockage. Il aboutit à un potentiel de 6 à 20 Mt de CO₂ stockées à long terme. .
- Le deuxième scénario ajoute le captage de CO2 biogénique pour stockage, faisant apparaître 4 Mt supplémentaires mobilisables, du côté des papeteries ou des installations de traitement des déchets.
- Le troisième scénario intègre la valorisation du CO2 et aboutit, en privilégiant l’utilisation du CO2 biogénique, à 5 Mt supplémentaires valorisées (notamment en carburants de synthèse).
Ce qu’il faut retenir de cet avis, c’est qu’en mobilisant tout ce qui peut raisonnablement l’être sur les grands sites émetteurs actuels, le potentiel de captage représente moins de 30 % des émissions totales. La très large majorité de l’effort de décarbonation devra donc passer par d’autres voies.
Le stockage géologique, une voie longue et encore incertaine
Pour stocker le CO2 , le sous-sol doit comporter trois « ingrédients » :
- Une roche réservoir, poreuse et perméable, capable d’accueillir le gaz dans ses interstices, généralement à plus de huit cents mètres de profondeur.
- Par-dessus, une roche couverture imperméable et sans faille, qui joue le rôle de couvercle et empêche toute remontée.
- Et enfin des mécanismes naturels de piégeage qui, avec le temps, verrouillent le CO2 de plus en plus sûrement. Un stockage bien conçu devient ainsi plus sûr à mesure que les années passent.
De tels projets ne se montent pas en un jour. Il faut généralement compter de cinq à dix ans. Le projet norvégien Northern Lights, l’un des plus avancés d’Europe, aura mis environ sept ans avant sa première injection en 2025.
Quel est le potentiel de stockage du sous-sol français ?
En France, seul le potentiel théorique du sous-sol a pour l’instant été estimé, à travers l’étude EVASTOCO2 (2025), commanditée par la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), coordonnée par le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) et co-financée par l’ADEME. On y apprend notamment que le potentiel du stockage de CO2 n’a rien de négligeable, il est de l’ordre de plusieurs milliards de tonnes. Cependant, il s’agit de ressources théoriques, et le potentiel réellement exploitable, une fois prises en compte les contraintes techniques et économiques, s’annonce sensiblement plus faible.
Pour affiner cette connaissance, l’État a lancé en 2026, dans le cadre de France 2030, le dispositif AGIBaC, pour Acquisition de données Géologiques vers des Industries Bas Carbone. Son but est de faire passer la France des estimations théoriques aux travaux pratiques, en finançant l’acquisition de nouvelles données géologiques et des essais réels d’injection, afin de mesurer ce que le sous-sol français peut effectivement stocker.
Des infrastructures lourdes et des coûts élevés
Capter et stocker le CO2 suppose de bâtir de lourds équipements pour l’acheminer. Plusieurs réseaux régionaux commencent à se dessiner, dans les Hauts-de-France, en Vallée du Rhône, ou encore dans le Grand Ouest. Tous en sont encore au stade des études préliminaires. Leur ampleur pose une question stratégique : comment trouver le juste dimensionnement ? L’enjeu est de ne pas construire des réseaux coûteux qui resteraient à moitié vides, tout en évitant de les sous-dimensionner au risque de freiner les projets futurs.
À cela s’ajoute le coût, aujourd’hui dissuasif. Pour un projet transfrontalier, la facture dépasse 200 € par tonne de CO2, quand le prix du quota européen tourne autour de 70 à 80 €. Tant que cet écart persistera, aucun projet ne tiendra debout sans soutien public. Les modèles économiques restent à inventer, tout comme l’organisation entre des acteurs aux métiers très différents, industriels émetteurs, transporteurs et exploitants du sous-sol. Chacun hésite à engager son maillon avant d’être certain que les autres suivront.
Il faut raisonner à l’échelle des bassins industriels et penser ces infrastructures comme des infrastructures stratégiques, au même titre que les réseaux énergétiques.
Une place à définir dans la transition
Quelle place, au fond, accorder au CCUS ? Une place réelle, mais toujours en aval des autres leviers. La suite se dessine dans les travaux de prospective de l’ADEME, qui publiera prochainement une version actualisée de ses scénarios Transition(s) 2050 – saison 2. Le CCUS y occupe une place différenciée selon les futurs envisagés, plus ou moins importante suivant l’ampleur des changements de modes de vie, le volume des émissions résiduelles à compenser ou l’état des puits de carbone naturels (forêts, sols…). À noter que ces derniers s’affaiblissent sous l’effet du changement climatique… ce qui pourrait renforcer l’intérêt de leurs équivalents technologiques.