Le Gouvernement a lancé, fin juin, une consultation sur la stratégie nationale de capture, stockage et utilisation du carbone (CCUS). Cette « stratégie ambitieuse » vise à accompagner les industriels les plus émetteurs dans leur effort de décarbonation, en sus de l'électrification et du déploiement de l'hydrogène vert.

Alors que de nombreux acteurs voient dans le captage et le stockage du carbone une fausse bonne idée, détournant les efforts pour réduire réellement les émissions de CO₂, la feuille de route prévient : « Le CCS n'est pas une technologie pour maintenir le "business as usual". Il doit être utilisé en renfort des autres actions mises en œuvre (efficacité énergétique, évolution des process, électrification), afin de capter les émissions résiduelles incompressibles, assurer la transition en attendant la mise en œuvre de solutions plus pérennes ou combler l'absence de solution de décarbonation.

Le projet de stratégie fixe un calendrier de « déploiement rapide » de cette technologie, un régime de soutien, un cadre pour le déploiement d'infrastructures de transport et de stockage, ainsi que des pistes de valorisation. L'objectif est de mutualiser les efforts et les moyens pour partager les coûts de ces technologies, encore très élevés.

Cibler les grandes zones industrielles

La stratégie fixe une trajectoire de déploiement du CCUS, en donnant la priorité aux grands ports industriels lors d'une première phase (2026-2030) : Dunkerque, Le Havre et Fos-sur-Mer. L'idée est de pouvoir mutualiser l'investissement dans les grandes zones industrielles et de favoriser, dans un premier temps, les sites qui peuvent évacuer le CO₂ par voie maritime vers des lieux de stockage à l'étranger (en mer du Nord - Norvège, Pays-Bas - ou en Méditerranée - Italie), en attendant de développer des sites nationaux de stockage.

Dans une deuxième phase (2028-2033), le déploiement de ces technologies devrait se poursuivre dans le Piémont pyrénéen (Lacq - Sud-Ouest) et l'estuaire de la Loire (projet Pycasso) où des projets de transport (projet GoCO₂) sont envisagés. Le potentiel des bassins aquitain et parisien sera également examiné.

Une troisième phase, lancée en 2033, ciblera le Grand Est, « via le développement éventuel de stockage à terre, en mobilisant éventuellement des capacités nationales, ou un raccordement à un réseau de transport de CO₂ prolongeant l'axe Rhône à une échelle européenne ».

Étant donné que les CCUS est encore coûteux, pas encore compensé par un prix bas du carbone et difficilement répercutable aux consommateurs dans des secteurs soumis à la concurrence internationale, l'État souhaite mettre en place des dispositifs de soutien. Ceux-ci devraient prendre la forme de contrats pour différence, octroyés par appels d'offres. Une notification à la Commission est prévue à l'automne 2023 pour le premier d'entre eux au premier semestre 2024.

Un réseau de transport à organiser

Les infrastructures de transport seront d'abord développées dans ces zones. « La logistique par canalisations constituera à terme la colonne vertébrale des réseaux de CCUS régionaux, dans les cas où des volumes de CO₂ importants doivent être transportés et sur des périodes d'amortissement suffisantes. »

Des dispositifs de partage du risque seront mis en place pour le financement de ces infrastructures : contrats d'utilisation de type « take or pay », mesures de compensation en cas de retard dans le déploiement des infrastructures ou des projets de captage industriels. Par ailleurs, « les modalités de sélection des sites industriels et des opérateurs de transport doivent permettre de limiter les risques de déploiement désynchronisé des infrastructures de captage, de transport et de stockage », note la stratégie.

La Commission de régulation de l'énergie (CRE) sera chargée de proposer un cadre de régulation de ces infrastructures de transport, ainsi qu'une méthodologie de tarification.

Des sites de stockage et éventuellement de la valorisation

Des travaux seront menés pour identifier rapidement des sites de stockage souterrains. « Le stockage géologique de CO₂ se fait principalement dans des champs d'hydrocarbures déplétés (c'est-à-dire d'où des hydrocarbures ont été extraits) ou des aquifères salins (couches géologiques profondes, poreuses, perméables et saturées en eau salée) à une profondeur minimale de 800 m afin de stocker le CO₂ sous une forme dense (la forme dense nécessitant moins de volume de stockage) », indique la feuille de route, précisant qu'il s'agit de « piéger de façon sûre et permanente le CO₂ ».

Des volumes potentiels de stockage ont déjà été estimés dans le bassin parisien (60 Mt), le Bassin aquitain Nord (200 Mt) et Sud (600 Mt). Ces estimations doivent encore être affinées et d'autres zones de stockage étudiées (cf. carte). Restera à lever les risques de contestation locale. Les Pays-Bas ont par exemple reculé sur un projet de stockage dans un ancien réservoir de gaz en raison d'une forte opposition locale.

Enfin, des voies de valorisation du CO₂ seront étudiées. Outre la carbonation du béton à court terme, d'autres pistes à plus long terme pourraient voir le jour, comme les e-carburants pour l'aviation et le transport maritime, produits à partir d'hydrogène et de CO₂. « La production de ces e-carburants nécessite néanmoins une quantité d'électricité très importante. À l'horizon 2050, la décarbonation du secteur de l'aviation pourrait nécessiter 90 TWh d'électricité et 7,4 MtCO₂. Par ailleurs, le CO₂ étant réémis lors de l'utilisation des e-carburants, le CO₂ biogénique est le seul qui permet d'assurer à la fin une neutralité carbone », nuance la feuille de route. Le CO₂ capté a finalement encore peu de débouchés.

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