Que sont les équipements de captage et stockage co2 ccs ccus ?
Le captage et stockage du CO2 (CCS, Carbon Capture and Storage) et sa variante avec utilisation (CCUS, Carbon Capture Utilisation and Storage) consistent à capter les émissions de CO2 d'installations industrielles fortement émettrices (raffineries, cimenteries, sidérurgie, centrales électriques fossiles, unités hydrogène SMR) pour les comprimer, transporter et stocker définitivement dans des formations géologiques (aquifères salins profonds, gisements pétroliers ou gaziers épuisés) ou les utiliser (production de carburants synthétiques, urée, méthanol, boissons gazeuses). Le procédé de captage classique utilise une absorption chimique par amines (MEA monoéthanolamine, ou aMDEA méthyldiéthanolamine activée par Mitsubishi Heavy Industries KM CDR Process) dans une colonne d'absorption, suivi de désorption par stripage vapeur à 120 °C. La consommation énergétique est élevée (2,5-4 GJ/t CO2 capté). Le procédé cryogénique Cryocap d'Air Liquide (Port-Jérôme 76 depuis 2015) constitue une alternative innovante par séparation des phases à basse température.
En France, le captage CO2 industriel est porté par 3 acteurs majeurs. Air Liquide (siège mondial Paris 75, 67 000 salariés, CA 27 Md€/an 2023) opère depuis 2015 l'installation Cryocap H2 à Port-Jérôme 76 (Seine-Maritime, sur la raffinerie ExxonMobil Notre-Dame-de-Gravenchon) qui capte 100 kt CO2/an issus d'une unité hydrogène par vaporeformage SMR, technologie cryogénique propre. Air Liquide développe également Cryocap O2 pour l'industrie sidérurgique (Dunkerque 59 cluster) et Cryocap FG Flue Gas pour combustion conventionnelle. TotalEnergies (siège La Défense Courbevoie 92, R&D Pau 64, 102 000 salariés, CA 219 Md€/an 2023) a opéré entre 2010 et 2013 le pilote Lacq 64 (51 kt CO2 injectés dans un gisement gaz épuisé Rousse à 4 500 m de profondeur, première démonstration française CCS), participe au projet Northern Lights en Norvège (consortium Equinor-Shell-TotalEnergies, stockage 1,5 Mt/an phase 1 mer du Nord, opérationnel 2024) et développe à Dunkerque 59 un cluster industriel multi-acteurs. Les ingénieristes Saipem, TechnipFMC et le bureau d'études Setec Énergie complètent la chaîne EPC.
Spécifications techniques et procédés de production
Principales technologies et projets CCS/CCUS développés en France :
Familles de produits et caractéristiques
| Procédé | Application | Capacité | Acteur français |
|---|---|---|---|
| Cryocap H2 cryogénique | Captage CO2 unités hydrogène SMR | 100 kt CO2/an Port-Jérôme 76 | Air Liquide depuis 2015 (Seine-Maritime) |
| Cryocap O2 oxycombustion | Captage CO2 sidérurgie post-combustion | 1 Mt CO2/an Dunkerque 59 projet | Air Liquide projet ArcelorMittal Dunkerque |
| Absorption amines MEA/aMDEA | Captage post-combustion classique | 0,1-4 Mt CO2/an unités | TechnipFMC, Saipem, Mitsubishi KM CDR |
| Stockage géologique offshore | Aquifères salins Mer du Nord | 1,5 Mt CO2/an Northern Lights | TotalEnergies 33,3 % (avec Equinor, Shell) |
| Stockage géologique onshore pilote | Gisement gaz épuisé Rousse 4 500 m | 51 kt CO2 injectés 2010-2013 | TotalEnergies pilote Lacq 64 (Pyrénées-Atl.) |
| Transport CO2 pipeline et navire | Dunkerque → Norvège ou Pays-Bas | 1-5 Mt CO2/an cluster Dunkerque | GRTgaz, projet D'Artagnan 2030 |
Grades et conditionnements commerciaux
- Cryocap H2 Air Liquide Port-Jérôme 76 (Seine-Maritime) : captage cryogénique CO2 issu unité hydrogène SMR ExxonMobil, capacité 100 kt CO2/an en service depuis 2015, technologie brevetée Air Liquide R&D Paris-Saclay 91, CO2 capté revendu pour boissons gazeuses Coca-Cola European Partners.
- Cryocap O2 Air Liquide Dunkerque 59 (projet) : oxycombustion sidérurgique avec captage CO2 post-combustion sur haut-fourneau ArcelorMittal Dunkerque (objectif 1 Mt CO2/an horizon 2027-2030), partenariat avec Equinor pour stockage Norvège, financement Connecting Europe Facility.
- Procédé absorption amines aMDEA (Mitsubishi KM CDR Process via TechnipFMC) : absorption CO2 par amine activée méthyldiéthanolamine + activateur, consommation énergétique 2,8 GJ/t CO2 (-30 % vs MEA), références mondiales Petra Nova Texas 1,4 Mt/an et Boundary Dam Canada 1 Mt/an.
- Pilote Lacq 64 TotalEnergies (2010-2013) : première démonstration CCS française complète, captage 51 kt CO2 par oxycombustion chaudière 30 MW, transport par pipeline 27 km, injection dans gisement gaz épuisé Rousse à 4 500 m profondeur, validation conformité ISO 27914.
- Northern Lights Norvège (consortium Equinor 33,3 % + Shell 33,3 % + TotalEnergies 33,3 %) : projet CCS offshore Mer du Nord, capacité 1,5 Mt CO2/an phase 1 opérationnelle 2024, 5 Mt/an phase 2 horizon 2027, stockage aquifère salin Aurora à 2 600 m sous le fond marin.
Normes et réglementations
Référentiels normatifs internationaux applicables au CCS/CCUS :
- ISO 27914 : Carbon dioxide capture, transportation and geological storage - Geological storage, exigences pour stockage géologique CO2 (caractérisation site, injection, monitoring, fermeture).
- DNV-RP-J202 : Design and operation of CO2 pipelines, recommandation Det Norske Veritas pour conception et exploitation pipelines CO2 dense ou supercritique haute pression.
- ISO 27913 : Carbon dioxide capture, transportation and geological storage - Pipeline transportation systems, exigences systèmes transport pipeline CO2.
- ISO 27912 : Carbon dioxide capture, transportation and geological storage - Capture systems, exigences systèmes de captage CO2 (post-combustion, pré-combustion, oxycombustion).
- CSA Z741 : Geological storage of carbon dioxide, norme canadienne stockage géologique CO2 largement reconnue internationalement.
- Directive UE 2009/31/CE : stockage géologique du dioxyde de carbone, cadre juridique européen CCS, permis ICPE adapté en France (décret 2010-1314 du 2 novembre 2010).
Procédés industriels détaillés
Chaîne complète CCS/CCUS depuis captage industriel jusqu'au stockage géologique :
Captage CO2 sur source industrielle
Captage CO2 sur source industrielle (raffinerie, sidérurgie, cimenterie, unité H2 SMR) par absorption amines (MEA, aMDEA, KS-1 KM CDR) en colonne d'absorption ou cryogénie Cryocap Air Liquide ou oxycombustion. Pureté CO2 obtenu 95-99,9 %, consommation 2,5-4 GJ/t.
Compression et déshydratation CO2
Compression CO2 multi-étages (5-7 étages) de 1 bar à 110-150 bar pour transition phase dense ou supercritique (point critique CO2 31 °C, 73 bar), déshydratation par adsorption TEG triéthylène glycol ou tamis moléculaire (humidité < 50 ppm) pour éviter corrosion pipeline.
Transport CO2 par pipeline ou navire
Transport CO2 par pipeline acier carbone ou inox 316L (diamètre 8-30 pouces, longueur 10-1 000 km, pression 80-150 bar) ou par navire dédié CO2 carrier (capacité 7 500 m³ par navire, projet Northern Lights). Coût 5-15 EUR/t CO2 transport pipeline, 25-40 EUR/t navire.
Injection puits CO2 profond
Injection CO2 dans puits forage (profondeur 800-3 000 m onshore, 2 000-3 000 m offshore Mer du Nord), pression injection 80-150 bar, débit 1-5 Mt CO2/an par puits. Formations cibles : aquifères salins profonds, gisements pétroliers ou gaziers épuisés, veines de charbon non exploitables.
Monitoring stockage 30+ ans
Monitoring continu du site de stockage selon ISO 27914 : suivi pression réservoir, sismique 4D (acquisitions répétées tous 3-5 ans), capteurs CO2 atmosphérique, contrôles puits abandonnés (étanchéité ciment), surveillance microsismicité, durée monitoring minimum 30 ans après fermeture site.
Valorisation CO2 captés CCUS
Valorisation alternative au stockage : CO2 captés vendus pour boissons gazeuses (Cryocap Port-Jérôme 76 → Coca-Cola), production urée engrais, méthanol synthétique (procédé George Olah), carburants synthétiques e-fuels et SAF aviation (procédé Power-to-Liquid avec H2 vert électrolyse), enrichissement serres horticoles.
Le marché français
Le marché mondial CCS/CCUS a connu une accélération forte depuis 2020 avec engagement Net Zero 2050 de 90+ pays. Capacité mondiale opérationnelle 40 Mt CO2/an en 2024 (sur 39 projets commerciaux, dominés par Sleipner Norvège 1 Mt/an depuis 1996, Quest Canada Shell 1 Mt/an, Gorgon Australie Chevron 3-4 Mt/an, Petra Nova Texas 1,4 Mt/an), avec objectif IEA 1,2 Gt CO2/an stocké en 2030 (multiplication par 30 en 6 ans). En France, après l'arrêt du pilote Lacq 64 fin 2013 (suite à la baisse du prix carbone EU ETS de 30 à 5 EUR/t entre 2008-2013, rendant CCS non rentable), la dynamique relance depuis 2021 avec France 2030 (1 Md€ décarbonation industrie) et hausse prix carbone EU ETS (80-100 EUR/t 2023-2024).
Air Liquide est le leader français du captage CO2 avec sa technologie Cryocap brevetée. Cryocap H2 (Port-Jérôme 76 depuis 2015, 100 kt CO2/an, première mondiale captage CO2 SMR) capte les fumées d'une unité hydrogène SMR ExxonMobil. Cryocap O2 développée pour oxycombustion sidérurgique (projet Dunkerque 59 avec ArcelorMittal, financement 850 M€ EU Innovation Fund + France 2030, capacité visée 1 Mt CO2/an horizon 2027-2030). Cryocap FG pour combustion conventionnelle (en développement). TotalEnergies participe au consortium Northern Lights Norvège (33,3 % avec Equinor 33,3 % et Shell 33,3 %) opérationnel 2024 pour 1,5 Mt CO2/an offshore Mer du Nord et coordonne le projet 3D (Dunkerque Decarbonization Demonstrator) ainsi que le cluster industriel Dunkerque 59 fédérant ArcelorMittal, Air Liquide, EQIOM cimentier, Aluminium Dunkerque.
Les investissements CCS/CCUS prévus en France représentent 3-5 Md€ entre 2024 et 2030. Air Liquide investit 400 M€ dans Cryocap O2 Dunkerque 59 (avec EU Innovation Fund 1 Md€ et France 2030 800 M€ pour décarbonation industrie lourde). TotalEnergies investit 1 Md€ dans Northern Lights phase 2 (extension 5 Mt CO2/an horizon 2027). Le cluster Dunkerque 59 (ArcelorMittal, Air Liquide, EQIOM, Aluminium Dunkerque, financement EU IPCEI Important Project of Common European Interest) prévoit 4-5 Mt CO2/an captés horizon 2030. Projets émergents : cluster Le Havre 76 (TotalEnergies, ENGIE Yara Brest 29, transport navire vers Norvège), cluster Fos-Étang de Berre 13 (Petroineos Lavera, Esso Fos, ArcelorMittal Méditerranée Fos), cluster Lacq 64 (Repsol, Air Liquide, BBL). Les ingénieristes français Saipem (CA mondial 11 Md€/an, présence Paris), TechnipFMC (Paris, CA 7 Md$/an), Setec Énergie et Veolia accompagnent la phase EPC.
Applications et débouchés industriels
Programmes publics et stratégiques soutenant le CCS/CCUS en France et Europe :
- France 2030 décarbonation industrie (5 Md€ 2022-2030) : 1 Md€ alloué CCS/CCUS clusters industriels Dunkerque 59, Fos 13, Le Havre 76, Lacq 64.
- EU Innovation Fund (38 Md€ 2020-2030 financé par EU ETS) : financement projets CCS/CCUS européens, projet Cryocap O2 Dunkerque sélectionné 2022 (850 M€).
- EU IPCEI Hy2Use et IPCEI Cleantech : projets d'intérêt européen commun pour technologies hydrogène et CCS, dérogation aides d'État, finance 5 Md€ 2024-2030.
- Connecting Europe Facility CEF Energy (5,8 Md€ 2021-2027) : financement infrastructures transport CO2 transfrontalières (pipelines, terminaux navires) projets d'intérêt commun PCI.
- Stratégie Nationale Bas Carbone SNBC 2 (France) : objectif neutralité carbone 2050, captage stockage CO2 industriel rôle majeur (15-25 Mt CO2/an captées 2050).
Questions fréquentes
Qu'est-ce que le CCS Carbon Capture and Storage ?
Le CCS (Carbon Capture and Storage, captage et stockage géologique du CO2) consiste à capter les émissions de CO2 d'installations industrielles fortement émettrices (raffineries, cimenteries, sidérurgie, centrales électriques fossiles, unités hydrogène SMR) avant rejet atmosphère, à comprimer le CO2 (110-150 bar pour transition phase dense), à le transporter par pipeline ou navire dédié, puis à l'injecter définitivement dans des formations géologiques profondes (aquifères salins 800-3 000 m, gisements pétroliers ou gaziers épuisés). Le CO2 reste piégé pendant des milliers d'années par 4 mécanismes : piégeage structural (couverture imperméable), résiduel (saturation roche), par dissolution (eau salée), minéral (carbonates). La variante CCUS (Carbon Capture Utilisation and Storage) valorise une partie du CO2 capté pour usages industriels (boissons gazeuses, urée, méthanol, e-fuels). En 2024, 40 Mt CO2/an sont stockés mondialement via 39 projets opérationnels, l'IEA vise 1,2 Gt/an horizon 2030. Coût total CCS : 60-120 EUR/t CO2 (captage 40-80, transport 5-15, stockage 10-25).
Quel est le projet Cryocap d'Air Liquide ?
Cryocap est une famille de procédés cryogéniques brevetés par Air Liquide R&D (centre Saclay 91 + Frankfurt Allemagne) pour le captage du CO2. Cryocap H2 est en service depuis 2015 à Port-Jérôme 76 (Seine-Maritime, raffinerie ExxonMobil Notre-Dame-de-Gravenchon), première mondiale captage CO2 d'une unité hydrogène par vaporeformage SMR, capacité 100 kt CO2/an, pureté > 99,7 %. Le procédé refroidit les gaz résiduels du SMR à -50 °C, sépare CO2 par condensation puis distillation cryogénique, sans amines ni absorption chimique (consommation énergétique réduite vs MEA classique : 1,5 GJ/t CO2 électrique au lieu de 3-4 GJ/t thermique). Cryocap O2 est en développement pour oxycombustion sidérurgique (projet ArcelorMittal Dunkerque 59, capacité visée 1 Mt CO2/an horizon 2027-2030, financement EU Innovation Fund 850 M€ + France 2030). Cryocap FG (Flue Gas) cible la combustion conventionnelle. Les CO2 captés à Port-Jérôme sont liquéfiés et vendus à Coca-Cola European Partners pour boissons gazeuses (usage CCUS), évitant 100 kt émissions équivalent annuel de 50 000 voitures.
Pourquoi le pilote CCS de Lacq a-t-il été arrêté ?
Le pilote CCS de Lacq 64 (Pyrénées-Atlantiques) a été opéré par TotalEnergies (alors Total) entre janvier 2010 et mars 2013, première démonstration française complète de la chaîne CCS. Il captait 51 kt CO2 par oxycombustion d'une chaudière 30 MW (combustion gaz naturel avec O2 pur au lieu d'air, produisant fumées riches CO2 70-95 %), transportait CO2 par pipeline 27 km depuis Lacq jusqu'au gisement gaz épuisé Rousse, et l'injectait à 4 500 m de profondeur dans le réservoir gaz initial. Total a dépensé 60 M€ sur le projet (avec subventions ADEME et région Aquitaine). L'arrêt en mars 2013 résulte de plusieurs facteurs : effondrement du prix carbone EU ETS de 30 EUR/t (2008) à 5 EUR/t (2013) rendant CCS non rentable face à l'achat de quotas, fin du programme expérimental prévu sur 3 ans, contraintes administratives sur stockage géologique en France (décret 2010-1314 stockage CO2 onshore). Le pilote a néanmoins validé techniquement la chaîne complète et la conformité ISO 27914 (caractérisation site, injection, monitoring). La relance CCS française depuis 2021 (France 2030, prix carbone EU ETS remonté à 80-100 EUR/t) est désormais orientée vers les clusters industriels Dunkerque 59, Le Havre 76, Fos 13 et le stockage offshore Mer du Nord via Northern Lights Norvège.
Quels sont les projets CCS en France à horizon 2030 ?
Les principaux projets CCS/CCUS français à horizon 2030 sont organisés en clusters industriels multi-acteurs. Cluster Dunkerque 59 (le plus avancé) fédère ArcelorMittal (sidérurgie, captage 1 Mt CO2/an haut-fourneau avec Air Liquide Cryocap O2), Air Liquide (raffinerie Petroplus historique reconvertie en hub H2 et CO2), EQIOM cimentier (filiale CRH, captage CO2 cimenterie Lumbres 62), Aluminium Dunkerque, capacité totale visée 4-5 Mt CO2/an stockés en Norvège ou Pays-Bas via navires CO2 carrier ou pipeline D'Artagnan (GRTgaz). Investissement 5-8 Md€, financement EU Innovation Fund + IPCEI + France 2030. Cluster Le Havre 76 (TotalEnergies coordinateur, raffinerie Gonfreville 76, ENGIE Yara Brest 29 ammoniac, transport CO2 navire vers Norvège), capacité 2-3 Mt/an. Cluster Fos-Étang de Berre 13 (Petroineos Lavera, Esso Fos-sur-Mer, ArcelorMittal Méditerranée Fos, projet PROVENCE captage 3-5 Mt/an, stockage Méditerranée offshore en étude). Cluster Lacq 64 (Repsol, Air Liquide, BBL Lacq Bassin Local), capacité 0,5-1 Mt/an, stockage onshore relance du site Rousse. Le projet 3D TotalEnergies (Dunkerque Decarbonization Demonstrator) intègre captage 1 Mt/an et transport vers Northern Lights Norvège. Total investissements CCS France 2024-2030 : 3-5 Md€.