Que sont les capture stockage co2 (ccs ccus) ?
Le CCS (Carbon Capture and Storage) capture le CO₂ à la source (cheminée centrale ou industrie hard-to-abate) puis le séquestre durablement dans des formations géologiques. Le CCUS (Carbon Capture Utilization and Storage) ajoute une voie de valorisation : carbonatation béton, e-fuels Power-to-X, polycarbonates, EOR Enhanced Oil Recovery. Trois étapes : capture (post-combustion par solvant amine MEA/MDEA - mature mais énergivore 2-4 GJ/t CO₂; oxy-combustion qui brûle dans O₂ pur - réduit volume fumées; pré-combustion par reformage SMR avec capture H₂; calcium-looping CaO/CaCO₃ haute T° - émergent), compression à 100-150 bar (état dense supercritique pour transport efficient) et déshydratation, transport par pipeline acier (CO₂ supercritique ou liquide) sur 50-1500 km ou navire CO₂-tanker (LCO₂ liquide réfrigéré, capacité 5-20 kt/voyage), séquestration géologique : injection dans aquifères salins profonds 800-3000 m (capacité 100+ Gt mondiale), champs gaz/pétrole épuisés (étanchéité prouvée), couches charbon non exploitables.
Le CCS est central pour décarboner les industries hard-to-abate représentant ~30 % émissions CO₂ France (cimenterie 12 Mt, sidérurgie 20 Mt, raffinerie 15 Mt, chimie 30 Mt, déchets 10 Mt). SNBC Stratégie Bas-Carbone vise 250 Mt CO₂ capturés France/an 2050 (vs 1 Mt 2024). Capacité mondiale CCS 2024 : 50+ projets opérés capturant ~100 Mt CO₂/an (Boundary Dam Saskatchewan, Petra Nova Texas - arrêté 2020, Sleipner Norvège 1996+, Snøhvit, Northern Lights MES 2024). Acteurs français : Air Liquide (CryoCap technologie capture cryogénique, projet Normand'Hy raffinerie 1 Mt/an Port-Jérôme), Technip Energies (Paris La Défense, ingénierie EPC capture amine, contrats Northern Lights Norvège), ENGIE Hynamics (intégrateur projets), TotalEnergies (Northern Lights stockage Norvège partenaire 25 %), ArcelorMittal Dunkerque (DMX-Carbon Capture pilote 0,5 Mt/an avec IFPEN), EDF, IFP Énergies Nouvelles (R&D capture).
Spécifications techniques et procédés de production
Les équipements CCS sont caractérisés par technologie capture, source CO₂, capacité Mt/an, transport et stockage cibles.
Familles de produits et caractéristiques
| Étape CCS | Technologie | Application typique |
|---|---|---|
| Capture post-combustion amine MEA/MDEA | Mature, 2,5-4 GJ/t CO₂, 90 % capture | Cimenterie, centrales gaz, sidérurgie |
| Capture pré-combustion | Reformage SMR + WGS + capture H₂ | Hydrogène bleu, raffineries |
| Oxy-combustion (O₂ pur) | Volume fumées ÷4, capture facile | Cimenterie, centrales électriques nouvelles |
| Calcium-looping CaO/CaCO₃ HT | Mature 2025-2030, 1,5-2 GJ/t CO₂ | Cimenterie (intégration calcination) |
| Capture cryogénique CryoCap Air Liquide | Membrane + cryogénie, 2-3 GJ/t CO₂ | Hydrogène vert/bleu, sidérurgie |
| Transport pipeline CO₂ supercritique | 100-150 bar, acier carbone, 50-1500 km | Hubs régionaux Mer du Nord |
| Stockage aquifère salin profond | 800-3000 m profondeur, capacité 100+ Gt | Mer du Nord, Aquitaine, Bassin Parisien |
Grades et conditionnements commerciaux
- Taux de capture 90-95 % standard, jusqu'à 99 % avec configurations avancées
- Coût capture 30-100 EUR/t CO₂ selon technologie et source (cimenterie 60 EUR, gaz CCGT 50, sidérurgie 80)
- Coût transport pipeline 5-20 EUR/t CO₂ selon distance (4-10 EUR pour 100 km)
- Coût stockage géologique 5-15 EUR/t CO₂ aquifère salin
- Coût total CCS 50-150 EUR/t CO₂ (capture + transport + stockage)
- Pénalité énergétique 20-30 % énergie produite centrale équipée capture (vs sans)
Normes et réglementations
Le CCS est régulé par directives européennes spécifiques et standards techniques.
- Directive 2009/31/CE Stockage géologique CO2 : autorisations, sécurité, monitoring 50+ ans
- Règlement EU ETS : quotas CO₂, prix EUA 70-100 EUR/t 2024
- Net-Zero Industry Act 2024 : objectif 50 Mt/an capacité injection CO₂ UE 2030
- ISO 27913 : pipelines transport CO₂ (sécurité, matériaux, opération)
- ISO 27914 : stockage géologique CO₂ - terminologie, sélection sites, monitoring
- ISO 27916 : capture CO₂ - quantification émissions et réductions
- OSPAR Convention : protection environnement Atlantique Nord (autorisation injection CO₂ sous-marin)
- ICPE rubriques 4001-4002 : stockage CO₂ et installations capture France
- SNBC Stratégie Nationale Bas-Carbone : 250 Mt CO₂ capturés France 2050
- Hydrogen Bank UE - CCS subventions : Innovation Fund subvenant 30-60 % CapEx
Procédés industriels détaillés
La capture CO₂ combine absorption chimique solvants, compression, transport pipeline et injection puits profonds.
1. Capture par solvant amine MEA/MDEA (post-combustion)
Procédé mature dominant. Fumées combustion (cheminée centrale ou industrie) refroidies à 40-50 °C, lavées dans absorbeur (colonne haute 40-60 m garnie anneaux Pall ou structuré Mellapak) avec solvant amine MEA monoéthanolamine 30 % (ou MDEA + activant). CO₂ chimisorbé : 90-95 % capture. Solvant chargé pompé vers stripper (régénérateur) chauffé 100-130 °C par vapeur basse pression : libération CO₂ pur >99 %, solvant régénéré recyclé. Pénalité énergétique 2,5-4 GJ/t CO₂ (vapeur + élec compresseurs).
2. Compression et déshydratation CO₂
CO₂ libéré stripper à 1,8 bar : compression multi-étages (4-6 étages centrifuges Burckhardt, MAN Diesel) jusqu'à 100-150 bar pour état dense supercritique (T crit 31 °C, P crit 73,8 bar). Refroidissement entre étages. Déshydratation par TEG triéthylène glycol absorption ou tamis moléculaire (eau résiduelle <30 ppm pour éviter hydrates et corrosion pipeline). Élimination O₂, N₂, SOx, NOx résiduels (purification stricte pour transport et stockage).
3. Transport pipeline supercritique ou navire LCO₂
Pipeline acier carbone X65 ou X70 (résistance corrosion humide marginal, déshydratation critique), diamètre 200-1000 mm, pression 80-150 bar. Vitesse écoulement 1-3 m/s. Stations compression intermédiaires 100-200 km. Capacité 0,5-50 Mt CO₂/an par pipeline. Alternative navire LCO₂ : CO₂ liquéfié -25 à -50 °C, pression 7-15 bar, capacité 5-50 kt/voyage (Northern Lights premiers navires Glomar Grit 7 kt 2024). Hub portuaire pour multi-sources émettrices régionales.
4. Injection puits stockage géologique
Forage puits injection vertical ou dévié 800-3000 m profondeur (technologie pétrolière Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, SLB) jusqu'à formation cible : aquifère salin profond (Utsira Norvège, Captain UK, Bunter UK, Triassic Pays-Bas) ou champ gaz épuisé (Snøhvit Norvège, Sleipner). Injection CO₂ supercritique à 100-200 bar, débit 0,1-2 Mt/an par puits. Couverture étanche cap-rock argile/sel obligatoire.
5. Monitoring long terme MMV (Monitoring, Measurement, Verification)
Surveillance continue 50+ ans après fin injection : sismique 4D (3D répété dans le temps) pour observer migration panache CO₂ au sein réservoir, capteurs pression-T° fond puits, monitoring fuites surface (capteurs CO₂ atmosphère, gravimétrie satellitaire), traceurs chimiques. Objectif : vérifier confinement, détecter migrations latérales ou verticales, garantir intégrité 1000+ ans (durée stockage cible). Coûts MMV 2-5 EUR/t CO₂ stocké.
Le marché français
Le CCS est central pour décarboner les industries hard-to-abate représentant ~30 % émissions CO₂ France (cimenterie 12 Mt, sidérurgie 20 Mt, raffinerie 15 Mt, chimie 30 Mt, déchets 10 Mt). SNBC vise 250 Mt CO₂ capturés France/an 2050 (vs 1 Mt 2024). Capacité mondiale CCS 2024 : 50+ projets opérés capturant ~100 Mt CO₂/an. Cible AIE Net Zero 2050 : 7 Gt CO₂ capturés/an. UE ETS prix EUA 70-100 EUR/t 2024 - rentabilité émergente CCS. Net-Zero Industry Act 2024 vise 50 Mt/an capacité injection CO₂ UE 2030.
Les acteurs français installés sont Air Liquide (CryoCap technologie capture cryogénique propriétaire 2-3 GJ/t CO₂, projet Normand'Hy 1 Mt CO₂/an Port-Jérôme avec TotalEnergies, projet Floréal 0,5 Mt Bordeaux, leader gaz industriels mondial), Technip Energies (Paris La Défense, ingénierie EPC capture amine, contrats Northern Lights Norvège stockage - 5 Mt/an MES 2024 - Aramis Pays-Bas - 5 Mt/an MES 2027 - Greensand Danemark, ETT 200+ ingénieurs CCS), ENGIE Hynamics (intégrateur projets H₂ + CCUS), TotalEnergies (Northern Lights stockage Norvège partenaire 25 % aux côtés Equinor 25 % + Shell 50 % - chargement CO₂ par bateau Oslo Brevik premier client 0,4 Mt/an 2024), ArcelorMittal Dunkerque (projet DMX-Carbon Capture pilote 0,5 Mt/an avec IFPEN technologie démixage solvant - phase industrielle 4 Mt/an cible 2030 dans cadre transformation DRI H₂ vert), EDF (R&D), IFP Énergies Nouvelles (Solaize 69, R&D capture solvants démixage + calcium-looping).
Trois transformations majeures structurent la filière. Net-Zero Industry Act : règlement UE 2024 vise 50 Mt/an capacité injection CO₂ UE en 2030, oblige producteurs pétrole/gaz UE à fournir capacités stockage proportionnelles à leur production - Total, Equinor, Shell, BP investissent massivement Mer du Nord. Hubs régionaux européens : Northern Lights Norvège (5 Mt/an, MES 2024, extensible 80+ Mt/an), Porthos Pays-Bas Rotterdam (2,5 Mt/an), Aramis (5 Mt/an), Greensand Danemark (1,5 Mt/an), Acorn UK Écosse, Antwerp@C Belgique, plateforme française Hauts-de-France projet Carbon2Coast Dunkerque. EU Innovation Fund + Hydrogen Bank : 4 Mds EUR distribués 2024 dont 1 Md à projets CCS-CCUS (Wayfin Belgique, K6 Allemagne cimenterie, Fastpipe Norvège, GravitHy France).
Applications et débouchés industriels
Les acteurs CCS français équipent les hubs Mer du Nord et projets décarbonation France 2030.
- Northern Lights (Norvège) : 5 Mt CO2/an MES 2024 (TotalEnergies + Equinor + Shell), extensible 80 Mt
- Porthos Rotterdam (Pays-Bas) : 2,5 Mt CO2/an, 4 émetteurs Air Liquide+ExxonMobil+Shell+Air Products, MES 2026
- Aramis Pays-Bas : 5 Mt CO2/an stockage Mer du Nord, Total+Shell+EBN+Gasunie, MES 2027
- Greensand Danemark : 1,5 Mt/an stockage champ pétrole épuisé, INEOS+Wintershall, MES 2025
- Air Liquide Normand'Hy 1 Mt/an : capture raffinerie Port-Jérôme TotalEnergies, transport navire Northern Lights
- ArcelorMittal Dunkerque DMX-Carbon Capture 4 Mt/an : pilote 0,5 Mt MES 2025, industriel 2030
- Cimenterie Lafarge Holcim Saint-Vigor 0,5 Mt/an : capture amine, projet 2027
- Heidelberg Cement Brevik (Norvège) 0,4 Mt/an : 1ère cimenterie capture CO2 monde, MES 2024 (envoie Northern Lights)
Questions fréquentes
Quelles industries cibles prioritaires CCS ?
Hard-to-abate : cimenterie (process CaCO3→CaO+CO2 émissions inhérentes incompressibles, 12 Mt France), sidérurgie classique haut-fourneau (substitution H₂-DRI partielle, 20 Mt France), raffinerie (15 Mt), chimie ammoniac/méthanol/éthylène (30 Mt), déchets incinération (10 Mt). Centrales électriques fossiles : déjà déclassantes en UE, CCS marginal. Total ~30 % émissions UE concernées CCS.
Quel coût CCS en 2025 ?
Capture amine post-combustion : 50-80 EUR/t CO2 cimenterie/sidérurgie. Capture pré-combustion H2 bleu : 30-50 EUR/t. Oxy-combustion centrales nouvelles : 40-60 EUR/t. Transport pipeline >100 km : 5-20 EUR/t. Stockage aquifère salin : 5-15 EUR/t. Total CCS chaîne complète : 50-150 EUR/t CO2 (vs prix EU ETS EUA 70-100 EUR/t = rentabilité marginale, à surveiller).
Stockage géologique est-il sûr long terme ?
Sites sélectionnés ont prouvé étanchéité géologique millions d'années (champs gaz). Cap-rock argile/sel imperméable + profondeur 800+ m (CO2 supercritique stable). Risques résiduels : fuites par puits abandonnés mal cimentés (mitigation : monitoring + reseal), induction sismique (mitigation : injection contrôlée pression). Sites opérés Norvège Sleipner 1996+, Snøhvit 2008+ : zéro fuite détectée 28 ans. Confinement attendu 1000-100000 ans.
Quels projets actifs France ?
France 2030 + UE Innovation Fund subventionnent 5+ projets phares : Air Liquide Normand'Hy 1 Mt CO2/an raffinerie Port-Jérôme (transport navire Northern Lights), ArcelorMittal Dunkerque DMX 4 Mt/an, Lafarge Saint-Vigor 0,5 Mt cimenterie. Stockage géologique France peu mature (formations Aquitaine + Bassin Parisien étudiées BRGM). Solution actuelle : transport navire vers hubs Norvège/Pays-Bas (Northern Lights, Aramis).
CCS détourne-t-il des autres solutions climat ?
Débat actif. Pour : seul moyen décarboner cimenterie/sidérurgie classique court terme avant 2050, complémentaire ENR/H2/efficacité énergétique. Contre : énergivore (pénalité 2-4 GJ/t CO2 = 20-30 % énergie centrale), retarde transition vers technologies alternatives (H2-DRI, nouvelles cimenteries low-carbon Solidia, Holcim ECOPlanet). Position GIEC : nécessaire +CCS pour atteindre 1,5 °C, en complément (pas remplacement) ENR + sobriété.