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)

Par Sébastien Pierfederici · Publié le 1 juillet 2026

Le CCS (Carbon Capture and Storage, en français captage et stockage du CO₂, ou CSC) est l'un des sujets les plus disputés du débat climatique : pilier des scénarios du GIEC et de l'IEA pour tenir 1,5 °C d'un côté, alibi du secteur fossile pour prolonger l'extraction de l'autre. Ce guide reprend les chiffres de mi-2025 (77 installations en service, 64 MtCO₂/an de capacité de captage selon le Global Status of CCS 2025), l'écart avec les 6 GtCO₂/an visés en 2050 par l'IEA, les usages légitimes et les dérives, et la façon de comptabiliser le CCS dans un Bilan Carbone®. Sur la question voisine 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.

Mi-2025, selon le Global Status of CCS 2025, les 77 installations en service dans le monde totalisaient une capacité de captage de 64 MtCO₂/an. L'IEA chiffre le besoin à environ 1 GtCO₂/an dès 2030, puis 6 GtCO₂/an en 2050 pour une trajectoire compatible 1,5 °C : il faudrait multiplier la capacité actuelle par 90 environ en 25 ans.

Qu'est-ce que le captage et stockage du carbone (CCS) ?

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. Le CO₂ y reste stocké, et l'injection sert à extraire davantage de pétrole du puits.

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) : les deux ne se comptabilisent pas de la même façon.

Où en est le déploiement industriel en 2026

Selon le Global Status of CCS 2025 publié en octobre 2025 (données arrêtées en juillet 2025), 77 installations sont en service dans le monde, contre 50 un an plus tôt (+54 %). Leur capacité de captage cumulée atteint environ 64 MtCO₂/an, en hausse de 25 % sur un an. Le pipeline, tous stades confondus, totalise 513 MtCO₂/an, dont 44 Mt/an en construction. L'écart avec les besoins reste large : pour suivre le scénario Net Zero de l'IEA, il faudrait multiplier la capacité par 16 environ d'ici 2030 et par 90 d'ici 2050.

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 (Saskatchewan, Canada) est l'une des 2 centrales à charbon équipées d'un captage post-combustion en service commercial, avec Petra Nova au Texas, remise en service en 2023 (environ 1,4 MtCO₂/an de capacité, CO₂ utilisé pour la récupération assistée de pétrole). Boundary Dam a capté 848 000 tCO₂ en 2024, son record annuel, avec une disponibilité de 85 % et un cumul de 6,4 MtCO₂ depuis 2014. Ses débuts, entre 2015 et 2017, étaient restés loin des annonces (environ 40 % de disponibilité).

En France, 2 projets structurent la carte. Le pilote 3D (DMX Demonstration in Dunkirk, avec IFPEN, Axens, ArcelorMittal et TotalEnergies) a testé sur l'aciérie de Dunkerque la technologie de captage DMX, à 0,5 tCO₂/h (environ 4 000 tCO₂/an), jusqu'à la fin du projet européen en octobre 2024. Le passage à une unité industrielle d'environ 1 MtCO₂/an, première brique d'un cluster Dunkerque-mer du Nord qui visait 10 Mt/an en 2035, n'a pas de date annoncée. Le partenariat Air Liquide / ArcelorMittal (2,85 MtCO₂/an évitées annoncées en 2021) a été reporté en novembre 2024, signe de la fragilité économique de ces projets.

CarboClearTech (Holcim / Lafarge, cimenterie de Martres-Tolosane en Occitanie) vise 700 000 tCO₂/an captées, avec une mise en service prévue fin 2030 et un stockage à terre, dans le piémont pyrénéen. Le projet a obtenu 120 M€ du Fonds pour l'innovation de l'UE. Ces 2 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 de pétrole et de gaz.

Quatre controverses à connaître avant de miser sur le CCS

Le CCS ne fait pas consensus, et 4 débats reviennent dans toute lecture critique du sujet. Le premier porte sur l'EOR : une partie du CO₂ capté sert à extraire davantage de pétrole. Le deuxième tient à l'écart entre annonces et résultats : sur le site gazier de Gorgon, en Australie, seuls 30 % du CO₂ extrait du gisement ont été captés en 2023-2024, pour un objectif de 80 % (IEEFA). Le troisième concerne la pérennité du stockage et la question de savoir qui paiera une fuite tardive. Le dernier est le risque d'aléa moral : le CCS sert d'argument à des producteurs fossiles pour justifier le maintien de leur production.

Ces 4 controverses convergent vers le même risque, celui d'un CCS-alibi : miser sur des captures futures pour justifier des émissions présentes reporte le risque climat sur des technologies dont les performances réelles restent en dessous des annonces. Le GIEC (AR6, groupe de travail III) est explicite : aucun scénario compatible avec 1,5 °C ne tient sans réduction absolue des émissions en amont. Le CCS a sa place pour traiter des émissions résiduelles, une fois la décarbonation à la source engagée.

Pour quels secteurs le CCS est-il légitime ?

Dans la ligne du GIEC (AR6) et du Haut Conseil pour le Climat, le CCS vient en complément de la réduction des émissions, et sa légitimité dépend du secteur et des alternatives disponibles. Elle est forte dans l'industrie dite difficile à décarboner (ciment, acier, chimie), où une part des émissions vient du procédé lui-même, comme la décarbonatation du calcaire en cimenterie, et ne disparaît pas en changeant d'énergie. Le CCS sur une centrale électrique fossile reste une zone grise, défendable au mieux comme solution de transition. Il devient illégitime lorsqu'il sert à justifier de nouveaux gisements ou de nouvelles centrales 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 compte 2 projets structurants : le pilote 3D à Dunkerque (aciérie ArcelorMittal), qui a validé la technologie DMX jusqu'en octobre 2024 mais dont la phase industrielle d'environ 1 MtCO₂/an n'a pas de date annoncée, et CarboClearTech à Martres-Tolosane (cimenterie Holcim/Lafarge, 700 000 tCO₂/an visées pour une mise en service fin 2030). L'acier et le ciment ont une part importante d'émissions de procédé qu'on ne peut pas supprimer autrement. Avec une électricité déjà très décarbonée (environ 30 gCO₂/kWh), le CCS sur la production électrique a en revanche peu d'intérêt en France. Les sites de stockage géologique qualifiés restent limités sur le territoire : les projets du Nord misent sur l'expédition vers les hubs de la mer du Nord, tandis que CarboClearTech prévoit un stockage à terre, dans le piémont pyrénéen.

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 donnent un ordre de grandeur : le pilote 3D à Dunkerque (4 000 tCO₂/an) a coûté environ 19 M€, dont près de 15 M€ apportés par le programme européen Horizon 2020, entre 2019 et 2024 ; une unité industrielle d'environ 1 MtCO₂/an se chiffrerait en centaines de millions d'euros. CarboClearTech (Holcim à Martres-Tolosane, 700 000 tCO₂/an visées) a obtenu 120 M€ du Fonds pour l'innovation de l'UE, qui ne couvre qu'une partie de l'investissement. 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 : le captage sur une installation qu'on opère compte comme une réduction de son propre scope 1 et ne constitue pas un crédit vendable. 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.