Hubs CCUS francais : ce que la strategie Dunkerque-Le Havre-Fos change pour les operateurs raffinage

CCUS captage stockage carbone : de la théorie aux CAPEX pour Dunkerque, Le Havre et Fos

Le passage du CCUS captage stockage carbone au stade industriel change la donne pour les raffineries et la pétrochimie en France. Avec NaTran, l’État acte un corridor de transport de dioxyde de carbone de 16,7 millions de tonnes par an, ciblant d’abord les clusters de Dunkerque, du Havre et de Fos qui concentrent les plus fortes émissions de gaz à effet de serre. Pour les opérateurs comme TotalEnergies et Esso, ce n’est plus un exercice de recherche et développement sur le captage mais un engagement sur des flux physiques, des capacités de stockage géologique et des contrats de long terme.

Sur le terrain, le captage et la capture carbone en raffinerie vont d’abord viser les unités d’hydrogène, les fours de distillation et la production de vapeur, où les émissions de dioxyde sont les plus concentrées. Les projets de capture stockage et de CCS dans ces sites industriels devront articuler des unités de carbon capture postcombustion avec un réseau de transport mutualisé, ce qui impose un code de conception commun et une standardisation des spécifications de gaz. Le corridor Dunkerque Mer du Nord, co développé avec Equinor sur environ 30 kilomètres de canalisation, préfigure ce modèle où le captage stockage devient une infrastructure partagée plutôt qu’un actif isolé par site.

Le potentiel annoncé pour la France, entre 4 et 8,5 millions de tonnes de dioxyde carbone capturées à l’horizon 2030 puis 15 à 20 millions de tonnes à plus long terme, reste modeste face aux milliards de tonnes émises au niveau mondial mais il est structurant pour la neutralité carbone nationale. Dans ce pays, la stratégie CCUS France place clairement le raffinage, la pétrochimie et la sidérurgie au cœur du déploiement CCUS, avec des perspectives de déploiement graduelles selon les bassins industriels. L’état des lieux montre que les capacités de stockage dans les aquifères salins et les anciens réservoirs gaziers seront le facteur limitant, bien plus que la technologie de captage elle même.

Pour les directions industrielles, la bascule est nette : le CCUS captage stockage carbone devient un poste CAPEX prioritaire, au même titre qu’un nouveau craqueur ou qu’un FPSO pour l’upstream. Les projets en France doivent désormais intégrer dans leurs business plans le coût complet du captage, du transport et du stockage carbone, mais aussi les revenus potentiels liés au système EU ETS et aux mécanismes de soutien européens. Dans ce contexte, la question n’est plus de savoir si le carbone CCUS sera nécessaire, mais à quel prix et avec quel partage de risques entre opérateurs industriels, transporteurs de CO2 et État.

Tarification du transport de CO2 et arbitrages EU ETS : qui paie quoi sur la chaîne CCUS

La priorité donnée à Dunkerque, au Havre et à Fos signifie que les raffineurs TotalEnergies et Esso doivent dès maintenant négocier les futurs tarifs de transport de dioxyde de carbone avec NaTran et ses partenaires. Le modèle qui se dessine pour le transport de ce gaz capté ressemble à celui du midstream gazier classique : un tarif régulé par tonne de CO2, indexé sur la durée des contrats et les volumes engagés, avec un code de réseau spécifique pour garantir la qualité du flux. Les industriels devront arbitrer entre investir dans leurs propres unités de captage stockage sur site ou mutualiser le carbon capture et le stockage géologique via des infrastructures partagées, ce qui renvoie directement à la structure de leurs bilans et à leurs contraintes de financement.

Dans ce schéma, l’articulation avec l’EU ETS devient centrale, car le signal prix du carbone conditionne la rentabilité des projets de CCS et de stockage valorisation. Tant que la tonne de dioxyde carbone évitée reste correctement valorisée dans le système européen, les projets de capture carbone et de stockage carbone peuvent s’aligner sur les benchmarks de coûts estimés par Wood Mackenzie ou Rystad pour les grands pays industriels. Si le prix du CO2 chute durablement, les perspectives de déploiement et l’état des lieux des projets risquent de se dégrader, surtout pour les sites dont les émissions sont inférieures au million de tonnes par an et qui ne bénéficient pas d’économies d’échelle.

Les mécanismes européens comme l’Innovation Fund et le Net Zero Industry Act ajoutent une couche de complexité mais aussi d’opportunités pour la France. Les projets de CCUS France situés dans les grands lieux à perspectives comme Dunkerque ou Fos peuvent prétendre à des subventions couvrant une partie des CAPEX de capture stockage, à condition de démontrer un impact significatif sur la neutralité carbone et sur la réduction des gaz à effet de serre. Dans ce contexte, les acteurs de la transition énergétique dans le secteur pétrolier et gazier, tels que les écosystèmes décrits par des plateformes spécialisées dans la transition énergétique du secteur pétrolier et gazier, deviennent des intermédiaires clés pour structurer les dossiers et sécuriser les financements.

Reste la question du partage de la facture entre raffineurs, pétrochimistes, producteurs d’électricité et autres industriels fortement émetteurs. Un modèle possible consiste à facturer le transport de CO2 au prorata des émissions de chaque site, avec des clauses de take or pay pour garantir le financement des infrastructures de captage stockage et de transport. Un autre scénario, plus risqué pour les opérateurs, serait de lier une partie du tarif aux revenus issus de la valorisation du CO2, par exemple via le stockage valorisation pour l’EOR ou certains procédés chimiques, mais ce modèle reste fragile tant que les volumes restent limités à quelques millions de tonnes par an.

Leçons britanniques, risques de verrouillage et enjeux de stockage géologique pour la France

Le contre exemple britannique avec l’abandon du projet BP H2 Teesside rappelle qu’un plan de CCUS captage stockage carbone peut s’effondrer si le cadre économique se dérobe. Dans ce cas, la combinaison d’incertitudes sur les subventions, de doutes sur la demande d’hydrogène bas carbone et de risques sur les capacités de stockage géologique a suffi à faire basculer la décision d’investissement. Pour la France, l’enjeu est d’éviter ce type de rupture en sécurisant dès maintenant les aquifères salins, les anciens gisements de gaz et les autres réservoirs géologiques qui accueilleront les futures milliards de tonnes de CO2 à l’échelle européenne.

Les clusters de Dunkerque, du Havre et de Fos devront s’inscrire dans une logique de lieux et perspectives à long terme, où le transport de dioxyde de carbone vers la mer du Nord ou vers des sites de stockage géologique nationaux sera garanti sur plusieurs décennies. Les études de recherche géologique menées par le BRGM et les opérateurs de stockage gazier montrent que les capacités de stockage pourraient atteindre plusieurs centaines de millions de tonnes, mais ces chiffres restent à confirmer par des forages d’exploration dédiés. Sans cette visibilité sur les capacités de stockage, le déploiement CCUS risque de se limiter à quelques projets pilotes, loin des millions de tonnes nécessaires pour peser sur la neutralité carbone et sur la décarbonation scope 3 des majors.

Pour les ingénieurs transition et stratégie bas carbone, la priorité est désormais de traduire ces annonces en feuilles de route opérationnelles, site par site. Cela implique de revisiter les plans d’optimisation du stockage en entrepôt pour l’industrie pétrolière et gazière, mais aussi de repenser les schémas logistiques afin de minimiser les coûts de transport de CO2 et les risques de fuites sur la chaîne. La vraie métrique ne sera pas le communiqué SBTi, mais le facteur d’émission réel au puits et à la cheminée, mesuré en tonnes de dioxyde de carbone évitées par an.

Dans ce paysage, le Net Zero Industry Act place le CCUS au même rang que l’hydrogène et les renouvelables, ce qui envoie un signal clair aux investisseurs et aux directions industrielles. Les projets de capture stockage en France devront néanmoins éviter le piège du greenwashing en démontrant un impact réel sur les émissions de gaz à effet de serre, avec des audits indépendants et des indicateurs transparents. Pour les majors comme TotalEnergies, l’enjeu n’est pas seulement de cocher la case carbone CCUS, mais de sécuriser des actifs résilients dans un système énergétique où le pétrole et le gaz resteront présents, mais sous contrainte carbone permanente.

Pour aller plus loin sur les interactions entre transition énergétique, nucléaire et hydrocarbures, l’analyse des impacts de la transition énergétique sur les centrales existantes éclaire aussi les arbitrages à venir pour le raffinage et le gaz. Les décideurs devront composer avec un mix où la production électrique bas carbone, les projets d’hydrogène et le CCUS captage stockage carbone se concurrencent pour les mêmes budgets publics et privés. Dans ce contexte, chaque million de tonnes de CO2 capté et stocké devra être justifié non seulement par la technique, mais par un retour économique clair pour les sites industriels concernés.