Le changement le plus important survenu récemment dans le domaine du captage du carbone est d'ordre financier plutôt que scientifique. En mars 2026, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) a indiqué que plus de 30 projets de captage, d'utilisation et de stockage du carbone (CUSC) avaient fait l'objet d'une décision finale d'investissement au cours des deux années précédentes, tandis que les investissements annuels avaient été multipliés par plus de quinze depuis 2020 pour atteindre plus de 5 milliards de dollars en 2025. Selon cette même étude de l'AIE, plus de 15 milliards de dollars de dettes commerciales ont été levés en deux ans, principalement sur les marchés où les gouvernements avaient réduit les risques liés à certains projets. Voir le rapport de l'AIE de mars 2026 intitulé « Financement du CUSC à grande échelle » .
Cela a une incidence majeure, car le principal obstacle commercial a évolué. Les technologies de captage de base ne sont plus le seul facteur déterminant. Un projet doit désormais prouver que l'usine de captage, le système de conditionnement du CO₂ , le pipeline ou le navire, le site de stockage, les permis, le programme de surveillance et les contrats de revenus fonctionneront de concert pendant des décennies. La mise à jour des projets de l'AIE pour 2026 a révélé que la capacité de captage opérationnelle ou en construction était supérieure de plus de 10 % à celle de la mise à jour annuelle précédente, tandis que la capacité de stockage avait augmenté d'environ 25 %. Parallèlement, de nombreux projets initialement prévus ont été reportés à 2035, ce qui démontre qu'un important pipeline ne garantit pas la viabilité financière d'un projet. Les données sous-jacentes sont disponibles dans la base de données des projets CCUS de l'AIE, mise à jour en mars 2026 .
Action pour les promoteurs de projets : élaborer un modèle économique intégrant l’ensemble de la chaîne de valeur du CO₂ . Une unité de captage techniquement performante n’a que peu d’intérêt si le transport démarre tardivement, si la capacité de stockage est indisponible ou si le contrat de revenus ne couvre pas le profil d’exploitation.
On croit souvent, à tort, que le CO₂ capturé suffit généralement à financer un projet. En réalité, l'AIE considère que le CO₂ a une faible valeur marchande intrinsèque et une demande limitée. La plupart des projets viables monétisent donc autre chose : une prime de conformité, un crédit d'impôt, un paiement garanti par l'État à long terme, une prime pour les produits à faible émission de carbone, un crédit pour la capture du carbone ou une redevance pour le transport et le stockage.
| Modèle d'entreprise | Qu'est-ce qui génère des revenus ? | Risque commercial typique |
|---|---|---|
| Modèle de crédit d'impôt | Un paiement ou un crédit lié aux tonnes vérifiées capturées et stockées ou utilisées de manière admissible | Éligibilité, capacité fiscale ou transférabilité, performance et mesure |
| Contrat de différence ou soutien à long terme | Un contrat qui comble en partie l'écart entre les coûts de production à faible émission de carbone et la valeur marchande | Durée du contrat, prix de référence, disponibilité et risque lié à un changement de législation |
| Services de transport et de stockage | Frais de transport, d'injection et de gestion du CO2 pour plusieurs clients | Risque lié au volume, interruptions de service inter-chaînes, infrastructure sous-utilisée et responsabilité à long terme |
| prime pour les produits à faible émission de carbone | Les clients paient plus cher pour le ciment, l'acier, les produits chimiques ou les carburants dont les émissions vérifiées sur l'ensemble du cycle de vie sont plus faibles. | Niveau de la demande, règles de certification et disposition à payer |
| Élimination du carbone | Les acheteurs concluent des contrats pour l'élimination durable des émissions issues de la captation directe du CO2 dans l'air ou de la bioénergie avec captage et stockage du carbone. | Qualité du crédit, pérennité, méthodologie et demande des acheteurs à long terme |
Les États-Unis offrent un exemple concret de source de revenus liée à la performance. Les directives de l'article 45Q du Service des impôts des États-Unis (IRS) décrivent un crédit d'impôt fédéral pour le monoxyde de carbone qualifié capturé et stocké en toute sécurité, utilisé dans le cadre d'une valorisation améliorée admissible ou utilisé selon des modalités spécifiques. L'IRS précise également que ce crédit peut faire l'objet d'un paiement ou d'un transfert direct, sous réserve des conditions légales. Au Royaume-Uni, le gouvernement a continué de mettre à jour des cadres commerciaux distincts pour la capture industrielle, le transport et le stockage ; son modèle de collecte des recettes liées au captage, à l'utilisation et au stockage du carbone (CCUS) a été actualisé en juillet 2026 .
Mesures à prendre par les investisseurs : intégrez le mécanisme de rémunération à la conception technique. Une installation dimensionnée pour une captation maximale peut ne pas être optimale si le contrat ne rémunère que certaines heures de fonctionnement, certains produits ou certains volumes de stockage vérifiés.
Séparer le CO₂ d' un flux industriel concentré est généralement plus facile que de l'extraire d'un gaz de combustion dilué. C'est pourquoi le traitement du gaz naturel, la fermentation de l'éthanol et certains procédés chimiques ont historiquement présenté des coûts de capture plus avantageux que les fours à ciment ou les gaz d'échappement des centrales électriques. Dans une analyse de 2021, l'AIE estimait les coûts de capture à titre indicatif entre 15 et 25 dollars la tonne pour certains flux industriels de haute pureté et entre 40 et 120 dollars la tonne pour des applications plus diluées. Il s'agit d'estimations historiques et non de devis pour 2026, mais la leçon d'ingénierie reste valable : la concentration, la pression, les contaminants, la disponibilité de la vapeur, les prix de l'énergie et l'intégration de l'installation influent fortement sur le coût. Voir l'analyse de l'AIE : « La capture du carbone est-elle trop coûteuse ? » .
Les systèmes à amines post-combustion sont éprouvés et faciles à moderniser, mais la régénération du solvant consomme de la chaleur. La séparation pré-combustion est efficace lorsque le procédé génère déjà un flux de CO₂ concentré . Les systèmes oxycombustion modifient l'environnement de combustion pour produire des gaz d'échappement riches en CO₂ . Les membranes, les adsorbants solides et les nouveaux solvants peuvent s'avérer intéressants dans certaines plages de pression, de pureté et de température.
Action pour les ingénieurs : comparer les technologies au sein d’un même système. Prendre en compte l’extraction de vapeur, l’électricité, le refroidissement, la compression, le remplacement du solvant, l’eau, les temps d’arrêt et l’impact sur l’installation hôte, et pas seulement le débit nominal du système de captage.
Le CO₂ capturé doit répondre à des spécifications de transport et de stockage. L'eau, l'oxygène, les composés soufrés et autres impuretés peuvent affecter la corrosion, le comportement des phases, la conception des compresseurs et l'acceptation du stockage. Un centre de collecte comportant plusieurs émetteurs nécessite donc des spécifications de qualité du CO₂ et des procédures convenues pour le traitement des gaz non conformes.
Action à l'attention des développeurs de hubs : définir les limites de composition et la mesure du transfert de responsabilité avant la sélection finale des équipements. Sans cela, le profil d'impuretés d'un émetteur peut engendrer un problème de fiabilité pour l'ensemble du réseau.
Les volumes importants et réguliers sont souvent privilégiés par les pipelines, tandis que les navires peuvent relier les émetteurs côtiers dispersés aux installations de stockage en mer et contribuer à la création d'un marché avant même la construction de chaque pipeline. Le partage des infrastructures permet de réduire les doublons, mais engendre également des risques transversaux : une usine de captage peut être opérationnelle alors que le stockage ne l'est pas, ou une interruption du transport peut contraindre un émetteur à réduire sa production.
La Norvège envoie un signal commercial encourageant. Son système de transport et de stockage Northern Lights est devenu le premier centre de stockage de CO₂ dédié à entrer en service en Europe, selon l'évaluation 2026 de l'AIE. En juin 2025, la Norvège a approuvé une deuxième phase d'extension qui, selon le gouvernement, portera la capacité de transport et de stockage de 1,5 million à au moins 5 millions de tonnes de CO₂ par an. Voir le communiqué du ministère norvégien de l'Énergie .
Mesures à prendre pour les clients des réseaux partagés : négocier des solutions en cas de retard de mise en service, d’insuffisance de capacité, de pannes et d’émissions de CO₂ non conformes . Le contrat de réseau est aussi important pour la viabilité financière que le contrat EPC d’acquisition.
Le stockage permanent nécessite la caractérisation du réservoir, la conception des puits d'injection, la modélisation du panache et de la pression, la surveillance, la planification des mesures correctives et le respect des obligations de fermeture. Aux États-Unis, les exigences de la classe VI de l'EPA comprennent la caractérisation du site, la modélisation du panache de CO₂ et du front de pression, les normes de construction des puits et la surveillance visant à protéger les sources souterraines d'eau potable. Ces exigences sont résumées sur la page de l'EPA consacrée au stockage géologique de classe VI .
L’Union européenne s’efforce également de transformer le stockage, d’une contrainte spécifique à un projet, en une infrastructure stratégique. L’article 20 de la loi européenne sur la neutralité carbone fixe un objectif d’au moins 50 millions de tonnes par an de capacité d’injection de CO₂ d’ ici à 2030 sur les sites de stockage européens éligibles. Il s’agit d’un objectif d’infrastructure, et non d’une garantie qu’une quantité équivalente sera effectivement captée et injectée. Le texte de loi est disponible sur EUR-Lex .
Action pour les promoteurs de projets : entamer l’évaluation du stockage au plus tôt. La conception d’une usine de captage est plus rapide que la caractérisation, l’autorisation et le financement d’une ressource de stockage.
Vérifié : les systèmes de captage peuvent éliminer une part importante du CO₂ de certains flux de procédés. Dépend du projet : le pourcentage réel de CO₂ capté, la surconsommation d’énergie, les émissions de combustibles en amont, les fuites de méthane, les émissions des chaudières auxiliaires et les émissions liées au transport varient selon la conception. La simple mention « équipé d’un système de CSC » ne permet pas de déterminer si le bilan carbone sur l’ensemble du cycle de vie est proche de zéro.
Les travaux d'ingénierie de l'AIE indiquent que de nombreux systèmes de captage ponctuels matures ont historiquement été conçus pour un taux de capture d'environ 85 à 90 %, tandis que des taux de capture supérieurs à 98 % sont techniquement réalisables pour certaines technologies de séparation matures, moyennant des équipements et une énergie supplémentaires. Voir l' analyse de l'AIE sur l'innovation technologique en matière de captage, d'utilisation et de stockage du CO2 (CCUS) .
Action : demander un bilan des émissions sur l’ensemble du cycle de vie et un bilan massique, et non pas seulement un pourcentage de capture nominal.
Une capture accrue peut réduire les émissions résiduelles, mais la tonne supplémentaire peut nécessiter une surface d'absorption plus importante, une circulation de solvant plus poussée, un apport de chaleur, une compression accrue ou des modifications du procédé. La conception commerciale optimale dépend de la valeur des émissions évitées, des conditions contractuelles, du prix de l'énergie et du profil d'exploitation prévu de l'installation.
Action : modéliser le coût marginal par tonne supplémentaire capturée à plusieurs objectifs de taux de capture plutôt que de sélectionner un pourcentage avant que le modèle économique ne soit terminé.
Le CO₂ peut être utilisé dans les carburants, les produits chimiques, les matériaux de construction et d'autres produits, mais son impact climatique dépend de son origine, de l'énergie nécessaire à sa conversion, de la durée de son stockage hors de l'atmosphère et du produit ou procédé remplacé. Le stockage géologique est conçu pour un confinement à long terme ; les voies d'utilisation nécessitent une analyse de cycle de vie spécifique.
Action : séparer les tonnes « capturées », « utilisées », « stockées durablement » et « évitées » dans les rapports de projet au lieu de les traiter comme interchangeables.
Un émetteur unique qui doit financer lui-même son pipeline et son site de stockage supporte des coûts d'infrastructure fixes considérables. Un hub permet de regrouper les volumes provenant de cimenteries, de raffineries, d'installations de traitement des déchets, de producteurs d'hydrogène et de centrales électriques, ce qui permet aux infrastructures de transport et de stockage de desservir plusieurs clients. Cela peut améliorer l'utilisation des ressources et répartir les coûts de développement.
Cependant, les hubs remplacent le risque unique lié à un projet intégré par un réseau de risques contractuels. L'AIE indique que les projets de captage, d'utilisation et de stockage du CO₂ (CCUS) nécessitent une coordination croissante entre ces différentes étapes, et que la responsabilité à long terme, le risque lié au volume et les interdépendances entre les chaînes de valeur complexifient le financement. C'est l'une des raisons pour lesquelles les cadres politiques s'apparentent de plus en plus à une réglementation des infrastructures plutôt qu'à des subventions technologiques ponctuelles.
Action à entreprendre par les gestionnaires de hubs : élaborer un code technique commun couvrant la pression, la température, la composition, le comptage, les nominations, la maintenance, les interventions d’urgence, la responsabilité et l’allocation des capacités limitées. Ensuite, harmoniser les accords commerciaux avec ce code.
Il n'existe pas de modèle universel, mais les projets les plus solides répondent généralement à sept questions avant même leur construction :
Cette rigueur est essentielle car les principaux projets annoncés peuvent surestimer leur déploiement à court terme. Selon le rapport de l'AIE sur le financement de mars 2026, près de 90 % des projets annoncés pour 2035 n'avaient pas encore fait l'objet d'une décision d'investissement finale. Certains avaient déjà été annulés ou retirés faute de financement ou de gestion des risques liés à la chaîne de valeur.
Action : utiliser la décision finale d’investissement (FID), les contrats de transport et de stockage contraignants, le statut des permis et les engagements financiers comme indicateurs de progrès, et non pas seulement les annonces.
Les projets utilisant des flux de CO₂ concentrés et des infrastructures existantes bénéficient généralement d'un avantage initial. La production de bioéthanol, le traitement du gaz naturel et certains procédés de production d'ammoniac ou d'hydrogène peuvent présenter des coûts de séparation inférieurs à ceux des fours à ciment ou des gaz de combustion des centrales électriques. L'étude de marché 2026 de l'AIE a notamment souligné que les crédits d'impôt nord-américains continuaient de favoriser les applications à moindre coût, telles que les engrais et le bioéthanol, tandis que les projets industriels et énergétiques plus onéreux rencontraient davantage de difficultés lorsque les aides ne comblaient pas l'écart économique.
Le ciment est un cas particulier. Une part importante de ses émissions provient de la calcination, et pas seulement de la combustion du combustible. Par conséquent, le passage à une électricité propre ne suffit pas à éliminer ces émissions liées au procédé. Le captage du carbone revêt donc un rôle potentiellement important, mais sa mise en œuvre est complexe et la conversion des installations existantes peut s'avérer très coûteuse. La rentabilité de ce projet repose souvent sur une combinaison de mesures incitatives, d'infrastructures adaptées et d'une demande des consommateurs pour un ciment à faible empreinte carbone.
La capture directe du CO₂ dans l'air constitue une catégorie d'activité distincte. Elle consiste à extraire le CO₂ de l'air ambiant plutôt qu'à éviter les émissions par une cheminée. La concentration de CO₂ atmosphérique étant faible, la consommation d'énergie et les coûts sont beaucoup plus élevés. Son potentiel de revenus dépend donc fortement des investissements dans des systèmes durables de captage du carbone et du soutien des politiques publiques, plutôt que de la rentabilité de la capture classique à la source.
Action pour les développeurs : commencez par les volumes les plus faciles à traiter — flux à forte concentration, grandes sources stables et emplacements proches de stockages fiables — puis étendez le réseau à mesure que l’infrastructure et la demande mûrissent.
Les perspectives du marché à l'horizon 2026 sont plus favorables qu'il y a quelques années. Selon l'AIE, les projets en cours de construction pourraient quasiment doubler la capacité de captage opérationnelle d'ici 2030, et le secteur commence à attirer d'importantes opérations de financement par emprunt commercial. L'Europe développe des réseaux de stockage partagé ; les États-Unis disposent d'un cadre de crédits d'impôt transférables ; le Royaume-Uni met en place des contrats à long terme et des dispositifs réglementés de transport et de stockage.
Toutefois, la capture du carbone ne saurait se substituer à l'efficacité énergétique, à l'électrification, aux énergies renouvelables, à l'optimisation des matériaux, à la maîtrise des émissions de méthane ni à l'innovation des procédés. Dans certains secteurs, elle entre en concurrence avec d'autres solutions ; dans d'autres, notamment lorsque les émissions liées aux procédés sont difficiles à éliminer, elle peut les compléter. Une stratégie crédible de neutralité carbone privilégie la combinaison la moins risquée plutôt que de miser sur une seule technologie pour décarboner l'ensemble des actifs.
L'opportunité commerciale dépasse donc le simple cadre des équipements de capture. Elle englobe les solvants et les sorbants, l'intégration thermique, les compresseurs, les pipelines, les navires de CO₂ , l'évaluation du stockage, le forage, la surveillance du sous-sol, les logiciels de mesure, l'assurance, les services d'ingénierie, la certification des produits bas carbone et le financement de projets. Les entreprises qui réussiront ne se contenteront pas de capturer le carbone ; elles rendront l'ensemble de la chaîne fiable, vérifiable et finançable.
Cet article a été vérifié à partir de sources primaires ou faisant autorité, disponibles jusqu'en septembre 2026. Les principales références actuelles sont le rapport de financement 2026 de l'AIE , la mise à jour des projets et politiques de l'AIE du 27 mars 2026 , le guide 45Q de l'IRS , les documents du gouvernement britannique relatifs au modèle économique du captage, de l'utilisation et du stockage du carbone (CCUS) , l'annonce du gouvernement norvégien concernant l'expansion du projet Northern Lights , le texte de la loi européenne sur l'industrie à zéro émission nette et les exigences de classe VI de l'EPA américaine . Les données historiques relatives aux coûts sont indiquées par année de source, car elles ne doivent pas être interprétées comme des offres EPC actuelles ni comme des cotations de marché pour 2026.
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