Capture et stockage du carbone : ce que le CCS peut faire (et pas faire)

Capture et stockage du carbone : ce que le CCS peut faire (et pas faire)

Le CCS (Carbon Capture and Storage) est un des chapitres les plus disputés du débat climatique : pilier des scénarios GIEC et IEA pour tenir 1,5 °C d'un côté, alibi du secteur fossile pour prolonger l'extraction de l'autre. Ce guide pose les chiffres réels de fin 2025 (77 installations, 64 MtCO₂/an captés selon le Global Status of CCS 2025), la comparaison avec les 6 GtCO₂/an visés en 2050 par l'IEA, les usages légitimes vs les dérives, et la méthodologie de comptabilité en Bilan Carbone®. Pour la question corollaire de la revendication de neutralité, voir notre article Pourquoi il ne faut plus dire qu'une entreprise est neutre en carbone.

Le CCS occupe une place à part dans le débat climatique. Le GIEC AR6 et l'IEA Net Zero le placent parmi les leviers indispensables pour tenir 1,5 °C dans les secteurs difficiles à décarboner. Une partie de la société civile y voit au contraire un cheval de Troie qui prolonge l'ère fossile. Les deux camps se sont installés avant que les chiffres réels ne parlent.

Fin 2025 (Global Status of CCS 2025), 77 installations opérationnelles capturent 64 MtCO₂/an dans le monde. La même IEA chiffre le besoin à ~1 GtCO₂/an dès 2030 puis 6 GtCO₂/an en 2050 pour une trajectoire compatible 1,5 °C : facteur de croissance proche de 90 sur 25 ans. Ce guide pose ce que le CCS fait vraiment, ses limites structurelles, et comment le compter proprement dans un bilan d'entreprise.

Qu'est-ce que le CCS, concrètement ?

Le CCS (Carbon Capture and Storage) désigne les technologies qui capturent le CO₂ à sa source ou dans l'air ambiant, le transportent, puis le stockent durablement dans le sous-sol. Trois familles cohabitent, avec des économies très différentes : capture point source sur fumées industrielles (95 % des tonnages actuels), Direct Air Capture (DAC) directement dans l'air ambiant, et BECCS (biomasse + CCS).

Côté stockage, la référence reste le stockage géologique profond (aquifères salins, réservoirs pétroliers déplétés) à plus de 800 mètres, pour maintenir le CO₂ en phase supercritique. La minéralisation (basalte, ex. Carbfix en Islande) est plus jeune mais prometteuse en pérennité. L'usage controversé est l'Enhanced Oil Recovery (EOR) : le CO₂ capté est injecté dans des puits de pétrole en fin de vie pour en extraire les dernières fractions. Techniquement du stockage, économiquement une aide à la production fossile.

Trois acronymes voisins à distinguer : CCS couvre capture + stockage ; CCUS ajoute l'utilisation du CO₂ (notamment EOR, carburants de synthèse) ; CDR (Carbon Dioxide Removal) recouvre les méthodes de retrait de CO₂ atmosphérique (DAC, BECCS, afforestation, biochar). Capter une émission (CCS) n'est pas la même chose que retirer du CO₂ de l'atmosphère (CDR). Point central pour la comptabilité.

Où en est vraiment le déploiement industriel en 2026

Selon le Global Status of CCS 2025 publié en octobre 2025, 77 installations sont opérationnelles dans le monde, avec une capacité cumulée d'environ 64 MtCO₂/an, en croissance de +54 % sur un an. Pipeline total 513 MtCO₂/an dont 44 Mt en construction. C'est réel, c'est industriel, ce n'est plus de la R&D. Mais le décalage avec les besoins reste vertigineux : facteur ~16 à 2030, facteur ~90 à 2050 selon le scénario IEA Net Zero.

Trois projets phares donnent une échelle concrète. Sleipner (Norvège, Equinor) capte depuis 1996 le CO₂ associé au gaz naturel et l'injecte dans l'aquifère salin d'Utsira sous la mer du Nord : 1 MtCO₂/an, cumul de plus de 23 MtCO₂ fin 2023, aucune fuite détectée en 30 ans.

Northern Lights (Norvège) a effectué sa première injection le 25 août 2025, premier hub CCS ouvert d'Europe où les industriels expédient leur CO₂ liquéfié par bateau (JV Equinor / Shell / TotalEnergies). Phase 1 : 1,5 MtCO₂/an ; FID phase 2 en mars 2025 pour 5 MtCO₂/an dès 2028.

Boundary Dam (Canada, Saskatchewan) est la seule centrale à charbon avec captage post-combustion en régime commercial : 848 000 tCO₂ captés en 2024 (record annuel), disponibilité 85 %, cumul 6,4 MtCO₂ depuis 2014. Les débuts 2015-2017 avaient été en dessous des annonces (~40 % de disponibilité) : la remontée est réelle mais tardive.

En France, deux projets structurent la carte. Le pilote 3D (Dunkerque Underground Demonstration, IFPEN / Axens / ArcelorMittal / TotalEnergies) tourne depuis 2022 sur l'aciérie de Dunkerque avec 4 000 tCO₂/an. ArcelorMittal vise la phase industrielle en 2025-2026 pour ~1 MtCO₂/an, cluster Dunkerque-mer du Nord à 10 Mt/an visées 2035. Le partenariat Air Liquide / ArcelorMittal (2,85 MtCO₂/an évitées annoncées en 2021) a été reporté en novembre 2024, signal de la fragilité économique de ces projets.

CarboClearTech (Holcim / Lafarge, cimenterie de Martres-Tolosane en Occitanie) prévoit 700 000 tCO₂/an captées, financée par l'EU Innovation Fund. Ces deux projets s'inscrivent dans le Net Zero Industry Act européen (règlement UE 2024/1735, juin 2024) : 50 MtCO₂/an de capacité d'injection à 2030, obligation portée par les producteurs pétrole/gaz.

Quatre controverses à connaître avant de miser sur le CCS

Le CCS ne fait pas consensus. Quatre débats structurent la lecture critique du sujet, entre outil de décarbonation légitime et police d'assurance qui autoriserait à continuer comme avant.

Point commun aux quatre controverses : elles pointent toutes le risque du CCS-alibi. Miser lourdement sur des captures futures pour justifier des émissions présentes reporte le risque climat sur des technologies dont le taux de réussite opérationnel reste inférieur aux annonces. Le GIEC AR6 WG3 est explicite : les scénarios 1,5 °C compatibles ne tiennent pas sans réduction absolue en amont. Le CCS doit rester un outil de traitement des émissions résiduelles, jamais un substitut de la décarbonation à la source.

Pour quels secteurs le CCS est-il légitime ?

Aligné sur le GIEC AR6 et le HCC (Haut Conseil pour le Climat), le CCS est un complément à la réduction des émissions, jamais un substitut. Trois zones se distinguent selon le secteur et la disponibilité d'alternatives : légitime pour les industries hard-to-abate (ciment, acier, chimie), zone grise pour l'électricité fossile transitoire, illégitime pour justifier de nouveaux projets fossiles.

Comment compter le CCS dans un Bilan Carbone®

Le CCS croise trois cadres qui doivent être articulés sans se contredire. En Bilan Carbone® méthode ABC v9, la capture point source d'une installation sous périmètre organisationnel se traduit par une réduction du scope 1 à hauteur du CO₂ effectivement injecté et vérifié dans le puits, jamais de la capacité nominale. Les consommations énergétiques annexes du procédé (typiquement 15 à 20 % de l'énergie de l'installation en cycle combiné gaz, 25 à 30 % sur charbon) restent des émissions résiduelles à comptabiliser.

Le SBTi Corporate Net-Zero Standard impose une réduction absolue d'au moins 90 % avant removals pour les 10 % résiduels, et distingue capture point source (évitement) et retrait atmosphérique (DAC, BECCS, afforestation). La GHG Protocol Land Sector and Removals Standard publiée en janvier 2026 (Guidance opérationnelle juin 2026) interdit explicitement le double-comptage entre l'entreprise qui capte et celle qui achète le crédit. Côté finance, la méthodologie PCAF émissions financées attribue au portefeuille le CO₂ stocké à hauteur de la participation au projet.

Ces règles s'appliquent différemment selon votre position (émetteur, financeur, acheteur de crédits) et le référentiel qui compte (Bilan Carbone®, SBTi, CDP, CSRD). Celsius cadre la quantification du flux capturable, le choix du référentiel principal, la traçabilité MMV et l'articulation avec le plan de transition. Un premier échange de 15 minutes pour poser votre situation.

Ce qu'il faut retenir

Pour les dirigeants d'ETI industrielle, DAF et responsables RSE qui structurent une trajectoire net-zero incluant du CCS, l'enjeu est double : documenter une réduction absolue crédible avant toute capture, et cadrer la comptabilité pour éviter les erreurs de scope. Voir aussi Pourquoi il ne faut plus dire qu'une entreprise est neutre en carbone et notre guide scope 3 du Bilan Carbone®. Si vous préparez un investissement dans un projet CCS ou l'achat de crédits carbone associés, n'hésitez pas à nous contacter : nous vous aidons à poser les bonnes questions avant d'engager du capital et à sécuriser le cadrage méthodologique.

Le CCS est-il pertinent pour la France ?

Oui, sur des cas ciblés. La France abrite deux projets structurants : le pilote 3D à Dunkerque (aciérie ArcelorMittal, phase industrielle visée 2025-2026 avec ~1 MtCO₂/an, futur cluster mer du Nord à 10 Mt/an) et CarboClearTech à Martres-Tolosane (cimenterie Holcim/Lafarge, 700 000 tCO₂/an prévues). Ces deux secteurs (acier, ciment) ont une part significative d'émissions de procédé impossibles à supprimer autrement. Le mix électrique décarboné français (~30 gCO₂/kWh) rend en revanche le CCS sur électricité peu pertinent : le marché énergétique n'est pas la priorité française sur le sujet. Le stockage géologique en France reste débattu (les sites qualifiés sont limités), l'option majoritaire aujourd'hui est l'expédition vers les hubs de la mer du Nord.

Comment compter les captures dans le scope 1 d'un Bilan Carbone® ?

La capture point source d'une installation sous périmètre organisationnel se traduit par une réduction du scope 1 à hauteur du CO₂ effectivement injecté et vérifié dans le puits de stockage (pas de la capacité nominale de l'installation). Il faut impérativement intégrer les consommations énergétiques annexes du procédé de capture (typiquement 15 à 30 % de l'énergie de l'installation), qui restent des émissions résiduelles. La capture n'est pas un retrait atmosphérique et ne peut pas être comptée comme un removal négatif : elle est un évitement d'émission. Le rapport annuel doit documenter le flux capturé (mesures MMV) et le taux d'injection effectif.

Combien coûte concrètement un projet CCS industriel en France ?

Les projets français en cours donnent un ordre de grandeur : le pilote 3D à Dunkerque (4 000 tCO₂/an) a été financé par Horizon 2020 pour ~19 M€ sur 4 ans, la phase industrielle à ~1 MtCO₂/an vise plusieurs centaines de millions d'euros. CarboClearTech (Holcim Martres-Tolosane, 700 kt/an) est financé par le seul EU Innovation Fund à hauteur de plusieurs centaines de millions. Sur le tarif à la tonne captée : compter 50 à 120 $/tCO₂ sur ciment/acier/électricité, 15 à 35 $/t sur flux concentrés (gaz naturel, éthanol). En France, la faisabilité économique tient à trois blocs : subvention publique européenne (Innovation Fund, IPCEI Hydrogène), obligation NZIA portée par les pétrogaziers pour le stockage, et transfert du surcoût vers l'aval de la filière (contrats long terme béton bas carbone, acier vert). Sans ces trois blocs, la rentabilité privée est aujourd'hui impossible.

Un projet CCS peut-il générer des crédits carbone vendables ?

Oui, via deux marchés distincts. L'Article 6.4 de l'Accord de Paris (mécanisme centralisé ONU, règles opérationnelles finalisées à la COP29 en novembre 2024) permet aux projets CCS/DAC/BECCS installés en pays en développement de générer des crédits certifiés que les États et entreprises peuvent utiliser pour leurs contributions climatiques. Le marché volontaire (Verra, Gold Standard, Puro.earth) accepte aussi des crédits DAC + stockage géologique et BECCS à des prix premium (500-1 500 $/tCO₂ chez Climeworks ou Heirloom, davantage que le marché classique volontaire à 5-30 $/t). Attention : la capture point source d'une installation qu'on opère (BAsement scope 1) n'est PAS un crédit vendable — c'est une réduction d'émission. Seuls les removals (DAC, BECCS, minéralisation) génèrent des crédits négatifs. La qualité du crédit dépend fortement de la traçabilité MMV et de la pérennité du stockage.

Quelle différence entre CCS et compensation carbone ?

La compensation (offset) revient à financer une réduction d'émission ailleurs (reboisement, cuisson propre) pour compenser ses propres émissions. Le CCS traite les émissions d'un site industriel identifié : la capture et le stockage se produisent physiquement sur l'installation qui émettait. Un projet CCS peut générer des crédits carbone via l'Article 6 de l'Accord de Paris ou les marchés volontaires pour financer les surcoûts d'investissement. La qualité de ces crédits dépend du taux de rétention, de la pérennité et de la traçabilité MMV. Les crédits DAC premium (Climeworks, Heirloom) se vendent aujourd'hui entre 500 et 1 500 $/tCO₂.