Introduction

1Le développement des technologies de captage et stockage industriels du dioxyde de carbone (CO₂)1, ou Carbon capture and storage (CCS), répond à un impératif de limitation des émissions de gaz à effet de serre. Greffées sur des installations brûlant des hydrocarbures ou de la biomasse (centrale électrique, champ d’exploitation de pétrole ou de gaz, aciérie, cimenterie, etc.) et/ou dont les procédés physiques ou chimiques génèrent du CO₂ (cimenterie, aciérie, usine de production d’aluminium et d’ammoniac, etc.), ces technologies interceptent le CO₂ avant son émission dans l’atmosphère et l’injectent dans le sous-sol.

2Dès le début des années 1990, des États et institutions internationales ont envoyé des signaux positifs en direction de la filière du CCS. Dans un contexte où l’alerte climatique devenait plus présente dans les arènes politiques et médiatiques des pays industrialisés, ils les ont multipliés à partir du milieu de la décennie 2000. À savoir la  publication du rapport spécial du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) sur le CCS en 2005, qui a été une étape décisive dans la légitimation de la technologie comme réponse possible à l’enjeu énergie-climat (O’Neill & Nadaï, 2012, p. 12) ; création du fonds démonstrateur européen New entrant reserve 300 (NER300) en 2009, doté de 300 millions de quotas d’émissions de la réserve des nouveaux entrants destinés à financer des démonstrateurs industriels d’énergies renouvelables innovantes et de CCS ; la même année, engagement du G82 de construire vingt grands démonstrateurs de CCS ; en 2011, éligibilité des projets de CCS des pays en voie d’industrialisation au Mécanisme de développement propre (MDP) de la gouvernance climatique. Depuis le début des années 2000, d’importants programmes d’innovation ont été lancés en Amérique du Nord, en Australie, en Europe et en Chine, et le CCS a suivi une progression rapide dans la littérature académique (Li et coll., 2019, p. 689-694).

3Toutefois, l’essor du CCS n’a pas été aussi continu et triomphant que ne l’avaient espéré ses promoteurs. En particulier, les effets combinés de la crise économique post-2008 et d’oppositions citoyennes mirent un coup terrible à la filière au tournant des années 2010. Le choc fut global. Un rebond a ensuite été observé, depuis 2015, à la faveur d’une reprise de l’économie mondiale et de la publication du rapport d’évaluation du GIEC de 2014, dont la majorité des scénarios mise sur un développement important d’une technologie utilisant le CCS, la Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS) [IPCC, 2014]. Cependant, ce sursaut est timide : l’intégration du CCS dans les politiques nationales et les négociations climatiques internationales demeure marginale, et les financements, restreints.

4Dans ce chapitre, nous montrons que ces événements s’inscrivent dans de longues et interdépendantes dynamiques industrielles, scientifiques et politiques (stratégies industrielles, débats entre géologues, politiques d’innovation, politiques climatiques, acceptabilité sociale des technologies du sous-sol), qui expliquent à la fois la persistance du CCS dans les programmes d’innovation publics-privés et les arènes climatiques, et le faible nombre d’installations pérennes ayant vu le jour. Notre analyse se situe à la rencontre de l’histoire des techniques et de l’histoire environnementale, dans une perspective internationale3.

5Le chapitre est divisé en trois parties. Pour commencer, nous définissons le CCS comme une forme d’ingénierie environnementale – et non d’ingénierie climatique –, qui pourrait significativement altérer le sous-sol et la biosphère en cas de déploiement massif (voir la section « Enjeux de définitions, enjeux politiques »). Ensuite, nous montrons que l’industrie pétro-gazière et les experts publics du sous-sol se trouvent au centre du champ d’innovation du CCS (voir la section « La communauté publique-privée du sous-sol au centre du jeu »). Enfin, nous expliquons que les promoteurs du CCS ont rencontré deux écueils qui expliquent l’atonie de la filière, l’un économique, l’autre citoyen. Face aux hésitations des États et investisseurs privés et aux résistances citoyennes autour de programmes d’enfouissement on shore, les acteurs de la filière misent aujourd’hui fréquemment sur le stockage off shore et sur des approches qui affilient le CCS au champ des renouvelables (BECCS, valorisation du CO₂) [voir la section « Obstacles et récentes métamorphoses »].

Enjeux de définition, enjeux politiques

6Avant de décrire les stratégies d’acteurs qui expliquent les succès et échecs du CCS, nous le définissons dans cette première partie comme une technique d’atténuation du changement climatique aux impacts sociaux et environnementaux potentiellement importants.

Le CCS : une technique d’atténuation avec des applications dans le domaine de l’ingénierie climatique

7Le CCS a pour fonction de réduire les rejets industriels de CO₂ dans l’atmosphère, donc d’agir en amont des émissions. Il s’agit par définition d’une technologie non d’ingénierie climatique (qui agit en aval des émissions)4, mais d’atténuation du changement climatique. De plus, les histoires de l’ingénierie climatique et du CCS sont largement distinctes, seulement quelques laboratoires, scientifiques-entrepreneurs (notablement, David Keith) et investisseurs privés (fondation Gates) s’étant mobilisés sur les deux fronts. Pourtant, les littératures académique et médiatique assimilent fréquemment le CCS à l’ingénierie climatique, au prétexte qu’il existe des technologies d’ingénierie climatique associées au CCS (la BECCS) ou utilisant certains procédés du CCS (la Direct air capture [DAC]) (voir figure 1).

Figure 1 : Technologies proposées pour répondre à la problématique du changement climatique, hors adaptation et techniques d’atténuation conventionnelles

8Parfois, cette identification de proche en proche est une simple erreur de raisonnement. Mais les choix de définition recèlent également souvent des enjeux politiques. Certains acteurs instrumentalisent l’existence d’un continuum allant du CCS à la controversée géo-ingénierie, soit afin de dédiaboliser la seconde (comme le fait Keith, 2000), soit afin de diaboliser le premier (cas d’organisations non gouvernementales [ONG] environnementales notamment). Or, parce qu’ils se distinguent par leur échelle spatiale et temporelle d’impact, la géo-ingénierie (i.e. un déploiement rapide de techniques visant une correction rapide du climat global, avec pour conséquences des impacts climatiques, et plus généralement environnementaux, rapides [et éventuellement irréversibles] à grande échelle), les technologies locales d’ingénierie climatique (destinées à agir sur le climat global par la multiplication progressive des initiatives individuelles, ce qui doit permettre à la fois d’obtenir un effet collectif lent sur l’environnement à grande échelle et de minimiser l’impact transfrontalier de chaque initiative) et le CCS ne soulèvent pas les mêmes questions politiques. En particulier, la géo-ingénierie pose de graves problèmes de gestion d’altérations rapides de l’environnement à grande échelle et de géopolitique, que ne posent a priori ni les technologies locales d’ingénierie climatique ni le CCS5. La maturité des technologies constitue un autre facteur important. La géo-ingénierie reste très théorique ; à l’inverse, ainsi que l’illustre ce chapitre, le CCS, tout en restant à ce stade une technologie émergente, hérite d’une longue tradition d’exploitation et d’étude du sous-sol, qui a créé un climat de confiance (certes perturbé, nous le verrons) au sujet de ses procédés d’injection-rétention du CO₂6.

Une technologie d’ingénierie environnementale aux impacts potentiellement importants

9Depuis l’invention du CCS à la fin des années 1970, les procédés utilisés dans les trois étapes de sa mise en œuvre se sont diversifiés. Aujourd’hui, la première phase consistant à capter et purifier les fumées chargées de CO₂ peut se faire à l’aide d’un procédé physico-chimique de précombustion (on extrait le CO₂ puis c’est l’hydrogène produit qui est brûlé pour produire de l’énergie), d’oxycombustion (on alimente l’installation de combustion avec de l’oxygène pur et non de l’air, ce qui réduit drastiquement le volume de fumées à traiter) ou de postcombustion (on purifie les fumées en aval). La deuxième phase consiste à transporter le CO₂ à l’état supercritique, voire liquide, typiquement dans des pipelines ou des bateaux, sur des distances variant de quelques kilomètres à plusieurs milliers de kilomètres.

10Enfin, les résidus carbonés acquièrent leur forme finale au cours d’une troisième phase. En général, le CO₂ est injecté dans des formations géologiques sédimentaires à l’état supercritique. Quatre types de réservoirs ont été explorés : les aquifères salins ; les gisements de pétrole ou de gaz en fin d’exploitation ou abandonnés, dits réservoirs déplétés ; les veines de charbon inexploitables ; les roches ultrabasiques qui, réagissant avec le CO₂, l’immobilisent en formant des carbonates (Durand, 2011, p. 10). Une autre voie a fait l’objet de nombreux programmes de R & D depuis la fin de la décennie 2000 : la valorisation du CO₂ dans diverses filières industrielles (biocarburants, matériaux de construction, etc.). On parle de Carbon capture and utilisation (CCU), et le champ d’innovation lié au captage industriel du CO₂ est aujourd’hui fréquemment nommé non CCS mais CCUS.

11Chaque étape consomme des ressources, émet des polluants, contribue à artificialiser les sols et le sous-sol, à travers les consommations d’énergie (dont l’origine renouvelable est promue) ainsi que la construction et l’usage des technologies et infrastructures. Or, le potentiel de stockage de CO₂ est gigantesque. Une multitude de réservoirs souterrains de petite taille sont connus des géologues. Ceux-ci ont également identifié de nombreuses formations géologiques en capacité de recevoir des injections de plusieurs centaines de kilotonnes de CO₂ par an, voire de plus d’un millier, pendant une durée de vingt à quarante ans7. En théorie, une partie importante des émissions des installations les plus fortement émettrices de CO₂ (centrales énergétiques, champs d’exploitation de pétrole et gaz, industrie lourde) pourrait y être séquestrée8.

12En outre, de nombreuses études ont porté sur la BECCS, une technique qui greffe un dispositif de CCS sur une installation de production de biocarburants (bioéthanol, biogaz) ou de production d’énergie à l’aide d’une biomasse sans cesse renouvelée, afin de générer au total un bilan carbone négatif9. Or, les développements envisagés sont colossaux – par exemple dans les scénarios du rapport du GIEC de 2014, avec des estimations de captage du CO₂ atmosphérique du même ordre de grandeur que l’afforestation en 2100 (IPCC, 2014, p. 12-18 et p. 486 ; voir aussi Fuss et coll., 2014, p. 850)10. Cela implique donc des impacts délétères potentiellement importants : perturbation des écosystèmes, dont perte de biodiversité (en effet, l’usage de résidus agricoles et forestiers et de déchets végétaux ne pouvant satisfaire l’intégralité des besoins de la filière, la biomasse proviendrait également selon toute vraisemblance de monocultures dédiées [forêts, plantes agricoles] ; consommation d’eau ; pollution des sols par l’utilisation d’engrais azotés et phosphatés ; pollution de l’air liée à la combustion de biomasse, voire à l’usage de pesticides ; concurrence avec des terres agricoles en expansion (alimentation, biocarburants) ou des territoires de peuples autochtones ; etc. (Fuss et coll., 2018 ; voir aussi Minx et coll., 2018 ; Van Vuuren et coll., 2017).

13En définitive, le CCS se présente comme une ingénierie environnementale aux deux sens du terme. D’un côté, il constitue une nouvelle ramification de la branche de l’ingénierie qui se donne pour mission la protection et l’amélioration de l’environnement per se (ici, l’atténuation du changement climatique). D’un autre côté, il apparaît comme un type d’ingénierie qui pourrait étendre significativement l’empreinte de l’humanité sur l’environnement en cas de déploiement massif, sur le sous-sol et au-delà (risques de « sismicité induite » lors de l’injection du CO₂, de pollution du sous-sol et des eaux souterraines, de fuite du CO₂ vers la surface11 ; utilisation massive de béton et d’eau ; occupation et artificialisation des sols ; etc.). Toutefois, il ne faut pas perdre de vue que les technologies d’atténuation conventionnelles (solaire, éolien, géothermie, isolation thermique, smart grids, etc.) ont également une empreinte environnementale importante.

La communauté publique-privée du sous-sol au centre du jeu

14Dans cette partie, nous expliquons que le CCS s’est principalement développé sous l’impulsion de la communauté des experts du sous-sol et en particulier de l’industrie pétro-gazière.

L’industrie pétro-gazière : la plaque tournante historique du CCS

15Bien que le physicien Cesare Marchetti ait proposé d’injecter le CO₂ émis par les centrales énergétiques dans les océans ou des formations géologiques afin de limiter les émissions de gaz à effet de serre dès 1977 (Marchetti, 1977), on recense seulement une poignée d’articles consacrés au CCS avant 1990. D’abord, le CCS est une technologie onéreuse ; or, la gouvernance climatique internationale n’était pas encore en place et aucun mécanisme incitatif national n’existait. Ensuite, le CCS posait des défis techniques. Enfin, le captage et le transport du CO₂ requéraient des volumes d’énergie importants, pour lesquels il fallait imaginer un modèle faiblement carboné. Toutefois, le développement des procédés de captage, transport et stockage du CO₂ n’a pas été inexistant pendant la période 1977-1990. L’industrie pétro-gazière utilisait même déjà deux dispositifs de captage et/ou stockage du carbone auparavant, sans lien avec la lutte contre le changement climatique.

16Le premier dispositif est la récupération assistée du pétrole, ou Enhanced oil recovery (EOR). Il consiste à stimuler le sous-sol par injection de CO₂, afin de récupérer des hydrocarbures difficilement extractibles ou d’augmenter les rendements12. Dès 1972, Chevron acheminait le CO₂ capté sur un site d’extraction de gaz vers son unité pétrolière SACROC au Texas. La tradition de l’EOR s’est ensuite poursuivie seulement à la marge de la filière d’extraction de pétrole (elle concerne 2 % de la production mondiale actuelle [IEA, 2018]. De plus, l’essentiel du CO₂ utilisé provient de dépôts naturels présents dans le sous-sol, cela jusqu’à nos jours (plus de 70 % aux États-Unis) – une situation ironique qui s’explique par la rareté des sources anthropiques pertinentes à proximité des exploitations pétrolières (IEA, 2019b). Toutefois, depuis les années 1990, l’EOR n’en est pas moins l’une des principales approches utilisées pour stocker le CO₂ industriel avec un bénéfice climatique affiché, c’est-à-dire faire du CCS. En 2016, 11 des 15 principaux projets états-uniens de CCS avaient comme cobénéfice commercial la stimulation pétrolière (IEA, 2016, p. 17). Ces initiatives EOR-CCS sont précieuses pour la filière du CCS puisque, par contraste avec la plupart des autres projets, qui ne cheminent pas au-delà du pilote (un prototype déployé sur le terrain à échelle réduite), elles sont le plus souvent réalisées à l’échelle 1 du démonstrateur.

17Utilisé depuis les années 1930, le second dispositif a pour fonction de réduire la part de CO₂ dans le gaz naturel afin de le rendre commercialisable. Cette technique a inspiré une expérience fondatrice : à l’heure des premières grandes réunions internationales pour le climat au tournant des années 1990, la compagnie nationale norvégienne Statoil proposa de stocker systématiquement le CO₂ extrait sur le champ gazier de Sleipner dans des réservoirs géologiques situés sous le plancher de la mer du Nord. Cette initiative marque selon plusieurs acteurs « le commencement réel de l’histoire du CCS, pas seulement en Europe mais dans le monde » (IEA, 2016, p. 17). Cela s’explique pour trois raisons. Premièrement, l’installation de Sleipner, créée en 1993, fut le premier site de CCS à grande échelle avec stockage dédié. Deuxièmement, le projet s’insérait dans une politique d’innovation ambitieuse de l’Union européenne, qui soutenait des recherches publiques-privées jusqu’à l’échelle du démonstrateur industriel. Le programme Saline aquifer CO₂ storage (SACS, 1994-1998) apporta ainsi un soutien financier décisif à Statoil. En outre, SACS et les programmes menés en parallèle en Amérique du Nord concoururent à améliorer les performances des technologies de CCS, et surtout à développer un suivi in situ qui « perm[it d’envisager] une gestion des impacts et des risques associés au stockage géologique du CO₂, ouvrant ainsi la voie à une légitimation de la technologie comme potentiellement à faible risque » (O’Neill & Nadaï, 2012, p. 21). Troisièmement, le dispositif technique fut adossé à un mécanisme de gouvernance climatique. Dès 1991, alors que le projet était attendu, le gouvernement norvégien introduisit une taxe carbone progressive, qui concernait les ménages, l’agriculture et la cogénération, mais aussi plusieurs installations industrielles, dont celle de Sleipner en préparation. En 2008, cette taxe fut couplée au mécanisme d’échange de quotas d’émissions européen Emissions trading scheme (ETS ; 2005-…). Pour une entreprise pétrolière, le prix de la tonne de CO₂ émise (taxe carbone + ETS) peut aujourd’hui s’élever en Norvège à 54 euros, avec un effet incitatif réel (Banet, 2017, p. 33). La Norvège fait figure d’exception, toutefois. Ailleurs, bien que la référence au changement climatique soit devenue systématique dans tout projet de captage-stockage du CO₂ depuis les années 1990, les cobénéfices économiques des industriels, bien que réduits (y compris dans les cas de la décarbonation du gaz et de la récupération améliorée du pétrole), sont restés des arguments récurrents, et même parfois décisifs, dans le montage des programmes de CCS.

Experts publics du sous-sol, industriels, cabinets de conseil, start-up

18Aujourd’hui, l’industrie pétro-gazière demeure l’acteur principal du CCS par-delà ses activités de décarbonation du gaz naturel et d’EOR. D’abord, elle possède une force de frappe financière très importante. Ensuite, elle a besoin de changer son image : si elle investit aujourd’hui massivement dans les renouvelables (solaire, éolien, biocarburants, hydrogène, etc.), elle continue à financer le CCS, une cleantech qu’elle peut développer à l’intérieur même du régime sociotechnique des énergies fossiles dont elle est issue. Enfin, elle engendre de potentiels réservoirs de CO₂ à mesure qu’elle les vide de leurs hydrocarbures, et elle possède des compétences géologiques originales. Cela a conduit à la division des tâches suivante dans de nombreux programmes de CCS : l’industriel émetteur et ses prestataires développent la partie captage ; le stockage – et souvent le transport également – est confié à un producteur de gaz ou de pétrole (Chailleux, 2019, p. 14).

19La recherche publique sur le sous-sol constitue le deuxième acteur incontournable. Pour elle aussi, le CCS présente une opportunité de mobiliser et de développer des savoirs, d’obtenir des financements, voire de verdir son activité. L’industrie pétro-gazière est présente ici également : certaines institutions publiques en sont des soutiens historiques (pour la France, l’Institut français du pétrole, aujourd’hui IFPEN) ; d’autres en sont des collaboratrices régulières, qui se sont souvent également positionnées sur d’autres technologies du sous-sol (par exemple la géothermie, dans le cas du Bureau de recherches géologiques et minières). De plus, les agences publiques de recherche sur le sous-sol participent plus ou moins directement à l’élaboration des politiques publiques d’innovation, notamment par leur contribution aux documents officiels de planification stratégique. Dernier point : lors de notre étude de cas français, nous avons observé que les porteurs des programmes publics-privés sur le CCS avaient peu communiqué jusqu’à présent en dehors de la sphère experte. Au cours des entretiens, ceux-ci expliquent généralement leur attitude par leur souhait de préserver la filière du CCS de la mauvaise publicité que pourraient leur faire les médias et les ONG environnementales. Cette stratégie, qui n’est vraisemblablement pas propre à la communauté française, pose la question de la mise en débat démocratique du CCS, et plus généralement des technologies dans leur phase pré-commerciale (Chailleux, 2019 ; voir aussi Briday, 2019b).

20Enfin, depuis les années 2000, de nouveaux acteurs se sont impliqués significativement dans le développement des technologies, savoir-faire et savoirs spécialisés pertinents en matière de CCS. C’est le cas des producteurs d’énergie hors secteur pétrolier et de l’industrie lourde qui, fort émetteurs de CO₂, doivent rendre des comptes dans le cadre de la gouvernance climatique13. C’est aussi le cas de petites et moyennes entreprises (prestataires d’ingénierie, bureaux d’études et cabinets de conseil en innovation, start-up et autres entreprises se positionnant sur la réutilisation du CO₂, etc.), qui saisissent l’opportunité de mobiliser leurs compétences dans un nouveau champ d’innovation. C’est moins le cas des petits émetteurs industriels, à ce stade, mais le paysage du CCS est beaucoup plus varié qu’il y a vingt ans, ainsi que nous le montrons dans la partie qui suit.

Obstacles et récentes métamorphoses

21Dans cette dernière partie, nous brossons à grands traits les écueils économiques, les résistances citoyennes et les hésitations des pouvoirs publics, qui expliquent le développement poussif du CCS et ses récentes réorientations.

Une gouvernance trop faible pour faire face à la crise économique post-2008 et à certaines oppositions citoyennes

22Jugé sûr par les experts-géologues à la suite des études menées en mer du Nord et aux États-Unis, soutenu activement par la plupart des pays industrialisés, la Chine (dès 2004 avec le lancement du projet GreenGen) et des organismes internationaux faisant autorité (IEA, GIEC), le CCS a suscité de nombreux programmes publics-privés dans les années 2000. Mais la filière s’est montrée vulnérable lorsqu’elle s’est trouvée confrontée à deux épreuves à la fin de la décennie.

23Premièrement, la récession post-2008, qui est arrivée à un moment où les projets foisonnaient, a mis en lumière la fragilité du modèle économique du CCS et les défauts de gouvernance. En Europe, le système de quotas ETS « n’a pas joué le rôle escompté », explique un rapport de l’Institut national de l’environnement industriel et des risques (INERIS). Le prix de la tonne de CO₂, qui était resté stable à 30 €/t entre 2005 et 2008, a chuté brutalement à 15 €/t en 2009 (alors que les volumes d’émissions passaient sous les objectifs européens), et en dessous de 5 €/t début 2013, « perdant tout effet incitatif ». Aucune chaîne complète de CCS n’a finalement été construite, et plus de 1 G€ de fonds européens ont été réorientés en 2013 vers le financement de projets dans le domaine des renouvelables. De même, hors d’Europe, de nombreux projets furent abandonnés. Finalement, seulement un dixième des 25 G€ de financements publics annoncés dans le monde (États-Unis et Canada en tête) a « effectivement été investi » entre 2009 et 2014 (INERIS, 2017, p. 21-53).

24Depuis, l’ETS a été réformé, mais le prix du CO₂ sur ce marché est resté faible (13,82 €/t en avril 2018) comparativement à celui du captage-transport-stockage du CO₂, qui est élevé et devrait le rester à moyen terme (sauf montée en échelle du CCS et réduction des tarifs des énergies décarbonées d’une rapidité inattendue). D’après une étude largement citée, à l’échelle mondiale, « la demande de l’industrie est couverte par les procédés actuels, sans recours au CCS », à un coût inférieur à 33 €/tCO₂ en moyenne (en 2015).

Si le prix du quota de CO₂ s’élevait ou si la demande de l’industrie augmentait au-delà de 300 Mt/an, la logique économique voudrait que le captage se mette en place sur les centrales électriques au charbon ou les aciéries, qui ont des coûts de 33 à 40 €/t. C’est seulement aux environs de 65 €/t que le captage se développerait sur les centrales à gaz ou les cimenteries. (Naims, 2016, dans INERIS, 2017, p. 28)

Et encore, la plupart des études tablent sur des estimations moins optimistes, qui excèdent typiquement ces chiffres de 10 à 20 €/t. Le coût actuel de la BECCS et de la DAC est encore supérieur, estimé respectivement entre 85 et 170 €/t et entre 85 et 255 €/t dans une fourchette moyenne (Bui et coll., 2018 ; voir aussi Minx et coll., 2018, p. 14).

25Les études prospectives recherchant des trajectoires de rentabilité du CCS dans le domaine de l’énergie ont foisonné, focalisées sur le prix du CO₂ (Liu et coll., 2018) ou portant sur l’ensemble du modèle commercial (Bui et coll., 2018). Mais, en l’absence de coordination internationale sur le dossier climatique, les États se montrent réticents à envoyer individuellement des signaux-prix forts et à accorder une place importante au CCS dans leur stratégie de transition écologique (Krüger, 2017 ; voir aussi Briday, 2019a & 2019b). De plus, le CCS peine à attirer les investisseurs privés. Si Bill Gates cite la DAC parmi les dix innovations qui vont « changer le monde » (en donnant l’exemple de la start-up Carbon engineering de Keith, que sa fondation finance) [Gates, cité par Deluzarche, 2019], la vague d’investissement des grandes fortunes dans les cleantechs bénéficie principalement aux hightechs des nanotechnologies et de la biologie de synthèse, jugées plus innovantes que le CCS et moins directement liées au vieux monde des hydrocarbures14. De même, le CCS suscite peu d’investissements en capital-risque. Et par ailleurs, les cobénéfices commerciaux du captage, du stockage et de l’utilisation du CO₂ restent réduits. En conséquence, de nombreuses initiatives de CCS ne parviennent pas à franchir « la vallée de la mort technologique » entre R & D et prototype, et les gros projets échouent à traverser « la vallée de la mort commerciale » entre les phases pilote-démonstrateur et le déploiement commercial (ECA, 2018, p. 63).

26Deuxièmement, avec la multiplication des expériences de terrain on shore à la fin des années 2000, le CCS sortait du bois et se trouvait confronté à des résistances citoyennes. Celles-ci furent nombreuses, en particulier en Europe. L’opposition à Barendrecht (Pays-Bas) cristallisa autour du manque de concertation et de l’argument :« Nous ne sommes pas une poubelle. » (Cuppen et coll., 2015 ; voir aussi Van Os et coll., 2014). En Allemagne, le projet de Jänschwalde fut abandonné au prétexte du risque de fuite de CO₂ vers la surface. Le même argument fut mobilisé autour du projet CLEAN, lui aussi stoppé, mais les opposants convoquèrent également l’histoire industrielle du lieu marquée par les pollutions générées par l’opérateur de stockage de CO₂, et des ONG réitérèrent l’opposition de principe « Le CCS est une fausse solution » que Greenpeace avait formulée quelques années plus tôt (Greenpeace, 2008). Ces controverses ont conduit l’État fédéral à refuser toute autorisation de stockage on shore depuis 2014 (Braun, 2017 ; voir aussi Arnauld de Sartre & Chailleux, 2018).

27Cependant, si certaines alliances locales conjoncturelles mènent à l’abandon de projets de CCS, ceux-ci ne font pas l’objet d’une opposition systématique. En ce qui concerne les ONG environnementales spécifiquement, la plupart d’entre elles se montrent sceptiques quant à la capacité du CCS à faire moins cher, plus sûrement et plus vite que les techniques d’atténuation conventionnelles, mais elles laissent généralement la porte entrouverte à la recherche. En fait, en Europe et semble-t-il, dans la majorité des pays concernés, les résistances citoyennes sont un sujet réel de préoccupation des promoteurs du CCS, mais elles expliquent rarement à elles seules l’abandon d’un projet (ou le fait qu’il ne chemine pas jusqu’à l’étape du démonstrateur). Même constat au sujet des contraintes réglementaires et du déficit d’expertise technique15. Pour expliquer l’atonie de la filière, ces facteurs sont même le plus souvent invoqués après les difficultés économiques (Bui et coll., 2018 ; voir aussi ECA, 2018 ; EASAC, 2018 ; Arnauld de Sartre & Chailleux, 2018).

28À l’heure où le CCS commence à sortir des arènes expertes, la question du modèle de gouvernance qui permettrait son essor rapide, lui assurant une acceptation sociale très large et un cadre économique viable, se pose avec acuité. Les industriels ont certaines cartes en main, mais le devenir de la filière semble principalement suspendu à ce stade aux décisions des pouvoirs publics. Durant son dernier mandat, la chancelière Angela Merkel a cherché à relancer le CCS en Allemagne (avec stockage off shore exclusivement). Mais, en règle générale, les États et les administrations locales se montrent toujours frileux à intégrer le CCS dans leurs documents de planification stratégique, malgré la montée en puissance de l’objectif de neutralité carbone. Ainsi, dans sa Stratégie nationale bas carbone (SNBC), la France se propose d’atteindre cette cible dès 2050, mais en ayant recours très marginalement au CCS (MTES, 2020, p. 164-166)16.

Un foisonnement d’initiatives depuis le tournant des années 2010

29La vague d’oppositions citoyennes et la crise post-2008 ont renforcé la frilosité des investisseurs privés et des États à l’égard du CCS. Un phénomène partiellement compensé par la publicité faite à la BECCS dans le rapport du GIEC de 2014, par la reprise économique et par la création des feuilles de route Nationally determined contributions (NDC) lors de la Conférence de Paris sur le climat en 2015 (COP21). Celles-ci offrent la possibilité aux États d’inclure le CCS dans leur stratégie climatique et ont par ailleurs incité les acteurs du CCS à diversifier leurs approches.

30Une première voie en vogue consiste à valoriser le CO₂ en l’intégrant dans des procédés chimiques ou biologiques permettant de fabriquer des denrées agroalimentaires, des substances chimiques (urée, méthanol, etc.), des matériaux de construction et surtout des produits dans la filière des renouvelables (méthane de synthèse, biocarburants)17. Toutefois, les besoins en CO₂ du CCU et donc son potentiel d’atténuation sont limités, de même que ses cobénéfices en matière d’environnement et de ressources (procédés moins polluants, moindre usage de matières premières fossiles en voie de raréfaction). En outre, si les projets attirent les chercheurs et avancent déjà pour certains jusqu’au stade du pilote industriel, ils rencontrent des difficultés réelles à cheminer au-delà. Sauf soutien appuyé de la puissance publique, l’essor du CCU apparaît incertain. Par exemple, la production de combustibles par CCU dans le secteur du transport impliquerait un accès à de grandes quantités d’électricité décarbonée à bas coût (Abanades et coll., 2017). Un modèle économique viable sera peut-être trouvé pour certaines technologies, mais celles-ci devraient demeurer des technologies de niche, et le CCU pris dans sa globalité semble devoir atteindre rapidement un plateau de production, qui devrait correspondre à des volumes de CO₂ captés largement inférieurs à ceux du CCS (Bui et coll., 2018, p. 1119-1123).

31En fait, de nombreux spécialistes estiment que la filière du CCUS sera vraisemblablement plus prospère, et en tout cas plus efficace en matière d’atténuation, si elle mise sur des projets de grande taille et bénéficiant d’une grande visibilité. C’est en tout cas l’option qui a été privilégiée aux États-Unis, comme en attestent les financements de plusieurs centaines de millions de dollars investis dans le FutureGen project à Mattoon (2006-2015) et dans le CCS project à Decatur (2009-…), qui a reçu une bourse de lancement de l’US Department of Energy s’élevant à 141,1 M$ pour la période 2009-2014 (Stephens & Jiusto, 2010, p. 2028). En Europe, où les projets on shore ont mauvaise presse, les gros émetteurs – dont les grands industriels pétro-gaziers regroupés au sein de l’Oil and Gas Climate Initiative – semblent parier aujourd’hui prioritairement sur un schéma dans lequel le CO₂ serait capté massivement au sein d’installations fortement émettrices, puis transporté par pipelines voire en bateaux vers la mer du Nord pour être enfoui dans des réservoirs géologiques situés sous les fonds marins. Dans les pays leaders du CCS (États-Unis, Chine, Canada, Australie, Norvège), l’option off shore a également le vent en poupe. Mais, dans la mesure où l’acceptation sociale des projets on shore y est meilleure (Tcvetkov et coll., 2019), de grands projets de captage du CO₂ sur des installations fossiles (sites d’extraction de pétrole avec EOR et usines brûlant du charbon, principalement) continuent à voir le jour avec pour destination des réservoirs de stockage on shore18.

32L’efflorescente BECCS constitue un troisième et dernier type d’initiative en progression. Elle porte en particulier la promesse de produire de la chaleur et de l’électricité de manière centralisée, dénucléarisée, non intermittente et avec un bilan CO₂ net négatif (même si différents facteurs peuvent rendre difficile l’atteinte de la négativité carbone pour une installation de BECCS). La technologie reste néanmoins controversée, autour des questions de disponibilité et de durabilité de la biomasse notamment (voir point 1.2. supra), et coûteuse. Si certaines niches d’innovation (fermentation d’éthanol, production de biométhane, gazéification de la liqueur noire) utilisent des procédés avec un coût par tonne de CO₂ modéré, celles-ci devraient concerner principalement des installations de petite taille. L’essentiel de la BECCS se fera dans de grandes centrales énergétiques, qui devront absorber un coût sensiblement plus élevé (et qui de surcroît utiliseront vraisemblablement des arbres forestiers comme principal combustible) (Bui et coll., 2018, p. 1125)19. À ce jour, l’unique installation de BECCS de grande taille demeure celle de Decatur (GCCSI, 2019, p. 5). Au cours de la phase de test de trois ans (2011-2014), 1 MtCO₂ y a été séquestrée. Il est prévu à présent d’en injecter jusqu’à 1 Mt par an, mais le modèle économique reste fragile, et la pérennité du projet, incertaine20.

33En définitive, les technologies de CC(U)S tendent à se diversifier mais des tendances lourdes persistent. En particulier, la production d’énergie continuera à focaliser l’essentiel de l’attention dans les décennies à venir. Or le secteur n’est pas prêt : alors que le scénario de référence de l’IEA lui impute une contribution à hauteur de 52 GtCO₂ d’ici à 2050 (de 75 à 80 % pour les centrales au charbon, 15 % pour les centrales à gaz), soit 55 % du stockage total par CCS (IEA, 2016, p. 10)21, seulement deux installations de CCS d’échelle industrielle sont opérationnelles (le Boundary dam project au Canada et le Petra nova project aux États-Unis) (Bui et coll., 2018, p. 1064-1066 et p. 1132).

Conclusion

34Malgré le soutien expert et financier de l’industrie pétro-gazière et des États, le CCS a occupé et occupe toujours une place subsidiaire sur les agendas climatiques et industriels. Le principal think tank pro-CCS, le Global CCS Institute, dénombre aujourd’hui 37 projets de grande taille, dont 17 en opération, 4 en construction et les autres à des stades de développement moins avancés. Parmi les 17 en opération, pas moins de 13 relèvent de l’EOR ; or, si cette tradition a généré des techniques et savoirs précieux pour la filière du CCS (Bui et coll., 2018, p. 1064), elle apparaît incongrue à l’heure du mouvement de désinvestissement des énergies fossiles. En outre, le CCS s’ancre encore largement dans une « économie de la promesse » (Joly, 2013) plutôt qu’une économie réelle. Après trois décennies de développement, il vit toujours sous perfusion d’argent public22 et dans l’attente d’une explosion du prix du CO₂… Or, si celle-ci se produisait, le CCS trouverait-il encore sa justification ?

35Par ailleurs, tous les spécialistes s’accordent sur un récit mondial des développements du CCS en trois périodes : 1/ investissements et intérêt limités mais croissants au sein d’une sphère experte ; 2/ coup d’arrêt lié à la récession post-2008 et à des oppositions citoyennes ; 3/ relance et diversification de la filière (Li et coll., 2019 ; voir aussi IEA, 2016, p. 17). Mais la phase actuelle correspond à un foisonnement d’initiatives plutôt qu’à un rebond énergique. Le chemin menant à une commercialisation du CCS semble devoir être long. Il n’est nullement acquis que les industriels et la puissance publique convergent vers des visions compatibles en matière de financement, de normes et de signaux-prix, ni que les territoires et la société civile, qui aspirent à définir leur transition écologique et industrielle, s’enthousiasment pour ce nouveau technofix (en particulier en Europe) (Briday, 2019b).

36Cependant, il n’est pas exclu que, encouragé au nom de l’atteinte à tout prix de la neutralité carbone, le CCS trouve devant lui des lendemains qui chantent. On observe en tout cas un glissement sémantique : d’abord présenté – de manière douteuse (Briday, 2019, p. 140-142) – comme provisoire, le CCS l’est à présent volontiers comme pérenne. Ses promoteurs arguent qu’il pourrait permettre de laisser prospérer des industries impossibles à décarboner complètement, et accompagner l’électrification massive des véhicules en produisant une électricité décarbonée à l’aide de la BECCS (Bui et coll., 2018, p. 1133).

37Il devient par conséquent urgent de confronter enfin le CCS au débat démocratique. Les sciences sociales ont une contribution à apporter. Jusqu’à présent, de nombreuses études ont porté sur l’acceptabilité sociale des projets de CCS. Il nous apparaît désormais nécessaire de multiplier, d’une part, les études quantitatives indépendantes sur les coûts d’abattement du CO₂ du CCS et son empreinte écologique (pour les comparer à ceux des renouvelables et d’autres approches) et, d’autre part, les travaux qui replacent le CCS dans des dynamiques mondiales et régionales au long cours, afin d’approfondir les points que nous avons ici seulement esquissés.