CCS : ce que la capture-stockage de carbone peut vraiment faire (et ce qu'elle ne peut pas)

CCS : ce que la capture-stockage de carbone peut vraiment faire (et ce qu'elle ne peut pas)

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.

La capture point source est la plus mature et concentre 95 % des tonnages actuels. Elle traite les fumées d'une installation industrielle (haut-fourneau, four à ciment, chimie, centrale électrique) où la concentration en CO₂ est élevée : 20 à 30 % en ciment et acier, 10 à 15 % en charbon, 4 à 5 % en cycle combiné gaz. Trois procédés dominent : post-combustion (absorption par une solution d'amines, standard), pré-combustion (conversion en syngaz puis séparation H₂/CO₂) et oxycombustion (combustion à l'oxygène pur). Coûts (IEA, CBO) : 15 à 35 $/tCO₂ sur flux concentrés (gaz naturel, éthanol), 50 à 120 $/tCO₂ sur ciment, acier ou électricité.

Le Direct Air Capture (DAC) capte le CO₂ directement dans l'air ambiant, à 428 ppm en 2026 (0,04 %). Le défi énergétique est d'un autre ordre : coûts actuels 340 à 1 000 $/tCO₂ selon la technologie (s-DAC solide, l-DAC liquide, prix moyen marché volontaire 2024 ~490 $/t selon l'IEA), objectif industriel post-2030 : 125 à 335 $/t. Deux installations structurent la carte 2026 : Climeworks Orca puis Mammoth en Islande, 36 000 tCO₂/an cumulés en géothermie, et Occidental / 1PointFive Stratos au Texas (démarrage fin 2025, plus grand DAC au monde avec 500 000 tCO₂/an à pleine puissance). Le DAC pèse encore peu dans les tonnages actuels, mais porte le pari long terme des émissions résiduelles.

Le BECCS (Bioenergy with Carbon Capture and Storage) combine valorisation énergétique de la biomasse et capture du CO₂ émis à sa combustion. La biomasse ayant séquestré du carbone atmosphérique en croissant, le bilan net peut être négatif, ce qui classe le BECCS avec le DAC + stockage parmi les vrais retraits atmosphériques (removals). Capacités opérationnelles modestes (~2 MtCO₂/an : éthanol Illinois, biomasse Drax UK), et la durabilité de la biomasse reste ouverte (concurrence d'usage des sols, importations, compte carbone du sol).

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.

État du déploiement mondial en 2026

Selon le rapport de référence du Global CCS Institute (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. Sur les 12 mois précédant octobre 2025, 27 nouvelles installations ont été mises en service, soit +54 % d'opérationnelles en un an. Le pipeline total (opérationnel + construction + développement) atteint 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 : l'IEA, dans son scénario Net Zero Emissions, table sur environ 1 GtCO₂/an dès 2030 (facteur 16 sur 5 ans) puis 6 GtCO₂/an en 2050 (facteur 90 sur 25 ans).

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 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 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.

Trois controverses structurantes

Le CCS ne fait pas consensus. Quatre débats de fond structurent la réflexion sur le sujet.

Première controverse : l'Enhanced Oil Recovery. Aux États-Unis, ~70 % du CO₂ capturé sert à l'EOR, c'est-à-dire à l'extraction de pétrole additionnel dans des puits en fin de vie. Une partie du CO₂ reste stockée, mais le pétrole extrait sera brûlé et émettra. Selon les paramètres (taux de rétention, empreinte du pétrole substitué), le bilan peut être positif ou négatif. Le fait que la majorité des tonnages CCS mondiaux serve à produire plus de pétrole nourrit la suspicion : le CCS est autant un outil de prolongation du modèle fossile qu'un outil de décarbonation.

Deuxième controverse : le techno-optimisme. Le projet Chevron Gorgon en Australie (3 Mds$ investis, capacité prévue 4 MtCO₂/an) tourne à 30 % de sa capacité nominale : 1,6 MtCO₂ captés en 2023-2024, cumul 44 % du CO₂ dû depuis son démarrage 2019 (IEEFA 2024). Les projections servent à justifier la poursuite d'activités fossiles au nom d'un futur CCS massif alors que le taux de réussite opérationnel reste inférieur aux annonces. Le GIEC AR6 WG3 est explicite : les scénarios reposant lourdement sur le CCS pour atteindre 1,5 °C portent un risque de non-tenue significatif.

Troisième controverse : la pérennité du stockage. La directive européenne 2009/31/CE impose un transfert de responsabilité à l'État après 20 ans de suivi post-fermeture, avec une provision financière d'au moins 30 ans à la charge de l'exploitant. Qui paie si une fuite est détectée dans 200 ans ? Sur les sites historiques (Sleipner 1996, Weyburn 2000), le taux de rétention observé est supérieur à 99 % (formulation GIEC : probabilité 66-90 % que plus de 99 % du CO₂ reste piégé sur plus de 1 000 ans). Enjeux : sélection rigoureuse des sites, couverture assurantielle, robustesse du monitoring long terme (MMV). Les crédits carbone issus du CCS sont particulièrement sensibles : une fuite tardive rétablit rétroactivement des émissions déjà comptées comme évitées.

Quatrième controverse : le moral hazard. Les majors fossiles (ExxonMobil, Shell, TotalEnergies, Occidental) ont fait du CCS un pilier stratégique de leurs plans de transition, avec des milliards d'investissement annoncés. Deux signaux politiques accélèrent la dynamique : le crédit d'impôt fédéral 45Q (IRA 2022, préservé par la législation 2025) à 85 $/tCO₂ pour le stockage géologique et 180 $/t pour le DAC + stockage ; et le portage des 50 Mt/an européens par les pétrogaziers sous le Net Zero Industry Act. La lecture critique : ces annonces servent aussi à défendre la poursuite de l'exploration fossile au motif qu'elle sera compensée par le CCS futur. Le rapport IEA Oil and Gas in Net Zero (2023) est explicite : miser sur un CCS massif futur pour justifier des investissements fossiles présents transfère le risque climat sur des technologies non éprouvées à cette échelle. Le CCS doit rester un outil de traitement des émissions résiduelles, pas une police d'assurance qui autorise à continuer comme avant.

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.

Zone légitime : les industries hard-to-abate. Secteurs où les émissions viennent du procédé chimique lui-même, pas de la combustion. Le ciment est l'archétype : ~60 % des émissions d'un four viennent de la décarbonatation du calcaire (CaCO₃ → CaO + CO₂), réaction incontournable pour produire du clinker. L'acier primaire (haut-fourneau au coke) émet aussi structurellement du CO₂ à la réduction du minerai de fer (des alternatives DRI hydrogène / HIsarna sont en développement). La chimie de base (ammoniac, méthanol, éthylène) génère des flux intrinsèques. Pour ces trois secteurs, le CCS n'est pas facultatif dans une trajectoire net-zero : c'est un outil nécessaire aux côtés de la substitution énergétique et de l'optimisation des procédés.

Zone grise : l'électricité fossile avec CCS. Ajouter une capture à une centrale gaz ou charbon est techniquement possible et parfois défendu comme mesure transitoire. Objection : le coût actualisé de l'électricité d'une centrale gaz + CCS dépasse aujourd'hui celui d'un mix éolien-solaire-batteries dans la plupart des géographies. Investir maintenant dans du gaz + CCS pour 30 ans peut revenir à retarder la sortie du fossile à un coût social supérieur.

Zone illégitime : justifier de nouveaux projets fossiles. Le CCS ne doit pas servir à autoriser de nouveaux gisements pétroliers/gaziers ni à financer l'extension d'installations charbon quand une alternative renouvelable est disponible. Même principe que pour la compensation carbone : l'outil n'a de sens que pour les émissions résiduelles vraiment inévitables, dans une trajectoire 1,5 °C compatible. Un mégaprojet fossile justifié par une promesse de CCS futur, dans un secteur où la substitution existe, relève du greenwashing structurel.

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.

Les cinq questions à se poser avant d'investir dans un projet CCS

Pour un décideur RSE, DAF ou dirigeant d'ETI dans une industrie hard-to-abate, cinq questions structurent une décision d'investissement CCS solide.

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.

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.

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.