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Par Matthieu Poulain, Planète Ingénieur – 6 min de lecture
Dans une cimenterie, environ deux tiers des émissions directes de CO2 proviennent de la décomposition du calcaire, d’après la feuille de route de l’AIE et du CSI sur le ciment. Changer le combustible du four ne les supprime pas. C’est pour ces émissions que le captage du CO2 prend son sens.
Cet article suit la molécule, de la fumée au stockage, avec les périmètres qui permettent de juger un chiffre. Planète Express, le format court du podcast industrie française de Planète Ingénieur, prépare aussi l’interview de PuRE, qui travaille sur les solides adsorbants et sort environ une semaine plus tard.
L’épisode complet est disponible ici :
Comment fonctionne le captage du CO2 dans les fumées industrielles ?
Un solvant à base d’amines retient le CO2 dans une première colonne, l’absorbeur, puis une seconde colonne le chauffe pour libérer le gaz et remettre le liquide en circuit. C’est la méthode de référence du captage post-combustion.
La dilution fixe une partie de la facture. L’AIE situe le CO2 entre 3 et 14 % des fumées de production électrique : plus le gaz est dilué, plus il faut en traiter pour récupérer une tonne.
La chaleur de régénération pèse le plus lourd. Sur un pilote à 30 % de MEA installé sur un incinérateur de déchets, avec environ 13 % de CO2 dans les fumées, la consommation mesurée va de 3,5 à 4 GJ par tonne de CO2, soit de l’ordre de 1 000 kWh de chaleur. Un rapport de l’IEAGHG de 2019 cite 2,46 à 3,00 GJ par tonne pour une solution de référence plus récente. Les deux chiffres ne se comparent qu’à fumée et périmètre identiques.
L’adsorption sur solide poreux et les membranes déplacent la contrainte. Le solide se régénère par chauffage, baisse de pression ou les deux. La membrane exige une différence de pression, créée par compression ou mise sous vide.
« Un matériau qui retient très bien le CO₂ ne suffit donc pas. Il faut aussi pouvoir lui faire rendre ce qu’il a capté. »
Matthieu Poulain
Pour quelles industries le captage du CO2 se justifie-t-il ?
Pour les émissions de procédé que ni l’électrification ni un autre combustible ne suppriment, au premier rang desquelles le ciment. Le résumé de synthèse du sixième rapport du GIEC (2023) range le captage et stockage parmi les options d’atténuation et le qualifie de critique pour le ciment et la chimie. Cette qualification vise des secteurs précis.
À Brevik, en Norvège, Heidelberg Materials a inauguré le 18 juin 2025 un captage sur une cimenterie existante, visant environ 400 000 tonnes par an, soit 50 % des émissions du site. Selon la FAQ de l’exploitant, la chaîne combine amines, liquéfaction, transport puis stockage sous le fond marin.
Le 17 octobre 2025, l’entreprise a annoncé ses premières livraisons de ciment evoZero issu de ce site, qu’elle présente comme quasi neutre en carbone. Ce statut est une qualification de l’entreprise.
Où va le CO2 capté et comment est-il stocké ?
Après le captage, le CO2 est séché, comprimé ou liquéfié, transporté par canalisation ou par navire, puis injecté dans une formation géologique profonde. Le stockeur fixe ce que l’usine doit livrer : Northern Lights exige un CO2 conforme à ses spécifications, liquéfié aux conditions de la collecte maritime.
Northern Lights, détenu par Equinor, Shell et TotalEnergies, a annoncé ses premières injections le 25 août 2025, dans le réservoir Aurora, à 2 600 m sous le fond marin. Sa capacité initiale annoncée est de 1,5 Mt par an, avec une extension à plus de 5 Mt par an en cours selon son communiqué du 1er octobre 2026. C’est une capacité nominale, pas un volume injecté.
Un stockage se caractérise par sa capacité, son injectivité et son intégrité : un réservoir poreux et perméable surmonté d’une couverture qui confine le gaz, selon le guide BRGM-INERIS. Son exploitation requiert une autorisation et des capacités techniques et financières.
En France, aucun site de stockage géologique n’était en activité en septembre 2026, selon l’ADEME. Le BRGM a estimé en février 2025 des ressources théoriques dans plusieurs bassins, mais une ressource estimée n’est pas un site autorisé. Pour la souveraineté industrielle, l’enjeu est là : des accords d’exportation avec le Danemark et la Norvège, dont le norvégien signé le 23 juin 2025, ouvrent une voie, sans prouver un flux en service ni une capacité réservée à chaque industriel.
Combien coûte le captage et stockage du CO2 ?
Selon l’ADEME, les chaînes CCS étudiées sur les principaux émetteurs français dépassent aujourd’hui 200 € par tonne de CO2, transport et stockage compris (août 2026). Ce chiffre décrit une chaîne complète, pas le captage seul.
Pour le captage seul, les références historiques de l’AIE vont de 15 à 25 $ la tonne sur certains flux très concentrés, et de 40 à 120 $ sur certains flux dilués. Mettre ces fourchettes face aux 200 € de l’ADEME trompe : le périmètre diffère.
Reste la distinction entre tonne capturée et tonne évitée. Pour une centrale à gaz à cycle combiné avec 90 % de capture, le NETL américain estime environ 61 $ par tonne capturée, hors transport et stockage, contre 81 $ par tonne évitée, selon les hypothèses de son étude. Sur une cimenterie, une étude technico-économique estime l’énergie primaire par tonne évitée à 6,5 GJ avec des amines MEA, contre 4,3 GJ avec un adsorbant silice-PEI. Ce sont des estimations de modélisation, pas des performances d’usine.
États-Unis, Chine, Europe : qui soutient vraiment la capture de carbone ?
Les États-Unis annulent des aides tout en gardant un crédit d’impôt, la Chine teste à grande échelle, l’Europe empile marché carbone et fonds : aucune des trois ne correspond à un arrêt général ni à un soutien intact.
États-Unis. Le département de l’Énergie a annoncé le 30 mai 2025 l’annulation de 24 aides, surtout liées au captage et à la décarbonation. Le crédit d’impôt 45Q subsiste : l’administration fiscale a décrit sa modification et publié des modalités d’application fin 2025. Il couvre sous conditions le CO2 utilisé en récupération assistée de pétrole avec stockage géologique sûr, d’après les instructions du formulaire 8933. Le GAO relève des lacunes dans l’évaluation du dispositif : le maintenir ne prouve pas son efficacité climatique.
Chine. À Taizhou, un démonstrateur sur centrale à charbon a une capacité nominale de 500 000 t par an, démarré en juin 2023, avec un retour d’exploitation publié en 2025. Les auteurs précisent qu’il ne couvre qu’une fraction des émissions de l’unité et que les débouchés incluent usages industriels et récupération assistée de pétrole.
Europe. Le Fonds pour l’innovation, alimenté par les quotas du marché carbone, finance notamment construction et exploitation de captage et stockage. Son enveloppe indicative de 40 Md€ sur 2020-2030 couvre toutes les technologies éligibles. La Commission vise 50 Mt par an de capacité d’injection en 2030, avec plusieurs sites en développement dont Porthos, Greensand et Prinos. Une capacité prévue pour 2030 ne reçoit pas le CO2 d’une usine aujourd’hui. Savoir si ces budgets suffisent reste ouvert : aucune comparaison homogène des besoins et des dépenses n’est publiée.
Pourquoi cet épisode compte
Pour un dirigeant ou un ingénieur de site, trois questions décident d’un projet : quelles émissions il évite réellement, quelles ressources il consomme, et quelle destination attend le CO2. Le capteur ne répond qu’à une partie. Les deux autres dépendent de la chaleur du site, du transport et d’un stockage disponible.
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