En juillet 2025, 47 projets de CCS en construction dans le monde représentaient 44 MtCO2/an de capacité de captage ; la capacité mondiale en exploitation était de 64 MtCO2/an. Une part des projets utilise le CO₂ capturé pour extraire davantage de pétrole. Ce mécanisme est encouragé par le crédit fiscal fédéral 45Q. La viabilité à grande échelle et dans tous les secteurs reste à consolider, mais des modèles commerciaux de stockage permanent sans EOR existent déjà.

L’essentiel

  • L’Amérique du Nord concentre 59 % de la capacité mondiale de captage et stockage du carbone, avec 44 Mt/an capturées fin 2025 (GlobalData Energy Transition 2026).
  • La majorité des projets nord-américains est économiquement viable uniquement grâce à l’enhanced oil recovery (EOR) : le CO₂ capturé est injecté dans les gisements pour augmenter la production pétrolière.
  • Le crédit fiscal 45Q, pérennisé par le Congrès, subventionne cette architecture à hauteur de 85 dollars par tonne pour le stockage géologique, rendant l’EOR plus attractif encore que le stockage permanent.
  • L’Union européenne teste un modèle alternatif fondé sur un prix carbone d’environ 80 €/t, sans rente EOR, mais à un coût politique que le système fédéral américain ne peut reproduire à court terme.
  • La tension centrale : le pragmatisme qui a permis de bâtir la plus grande infrastructure CCUS du monde crée une dépendance de chemin qui pourrait retarder, plutôt qu’accélérer, la sortie des fossiles.

44 millions de tonnes de CO₂ capturées, et un modèle d’affaires qui dérange

La capacité nord-américaine de capture et stockage du carbone a quelque chose d’impressionnant sur le papier. Les États-Unis et le Canada opèrent des dizaines d’installations, et des projets de grande taille sont en construction au Texas et dans les Grandes Plaines. En juillet 2025, 44 Mt/an désignaient la capacité mondiale des projets en construction, et non un volume capturé en Amérique du Nord. La technologie fonctionne. Les ingénieurs savent faire.

Ce qui mérite d’être regardé de près, c’est ce qui rend ces projets financièrement solides. Historiquement, plusieurs grands projets américains ont bénéficié de la demande de CO₂ pour l’EOR ; cette demande a pu améliorer leur économie, mais elle n’est pas démontrée comme l’unique source de viabilité de la majorité des projets nord-américains. Il est vendu ou injecté dans des gisements pétroliers pour en augmenter le taux de récupération, une technique dite d’enhanced oil recovery. Cette injection de CO₂ sous pression pousse le pétrole résiduel vers les puits de production. Elle permet d’extraire 10 à 15 % de réserves supplémentaires dans des champs en fin de vie.

Elle est rentable pour l’opérateur, même en dehors de tout dispositif climatique.

Le crédit fiscal 45Q vient s’ajouter à cette rentabilité. Après le 4 juillet 2025, le 45Q ne distingue plus le stockage dédié et l’EOR quant au montant de base applicable aux nouveaux équipements, mais il continue de les distinguer comme voies d’éligibilité et de conformité. Le Congrès a élargi et prolongé le 45Q, sans le rendre permanent sans conditions ni échéance. Un projet EOR peut cumuler revenus pétroliers et crédit 45Q, mais le titulaire du crédit n’est pas nécessairement l’opérateur pétrolier et le 45Q ne donne plus, pour les nouveaux équipements après le 4 juillet 2025, un avantage de taux spécifique à l’EOR. Le 45Q constitue un élément du cadre fiscal du CCUS, dont les effets dépendent des conditions d’éligibilité et des usages du CO₂.

Le pragmatisme de Yergin à l’épreuve du 45Q

Daniel Yergin, dont les travaux sur la géopolitique de l’énergie font autorité, a formulé en 2025 dans Foreign Affairs une thèse qui éclaire ce débat. La transition énergétique est « en difficulté », écrit-il : les renouvelables constituent une addition aux fossiles, pas leur substitution. La bonne stratégie est donc pragmatique, longue, différenciée par région, travailler avec les réalités économiques existantes plutôt que de prétendre les effacer par décret.

Appliquée au CCUS nord-américain, cette lecture est cohérente. Une infrastructure de capture financée en partie par l’EOR peut, dans certains cas, être réorientée vers le stockage permanent. Le pipeline de CO₂, le réseau de puits, la capacité d’injection : tout cela coûte cher à construire et sera disponible une fois construit. Le pragmatisme dit : construis d’abord, oriente ensuite.

Le problème que les données posent à cette thèse est précis. Une infrastructure dont la rentabilité repose sur la production pétrolière n’est pas neutre vis-à-vis de la trajectoire fossile. Elle peut créer des intérêts économiques liés au maintien de la production pétrolière. Les gisements traités par EOR peuvent prolonger leur production. L’infrastructure de CO₂ devient alors un actif dont la valeur dépend du maintien de l’extraction.

Pour les équipements mis en service après le 4 juillet 2025, la réorientation vers le stockage dédié n’augmente pas le taux 45Q par rapport à l’EOR, mais elle modifie les revenus commerciaux, les contrats et les risques du projet. Le 45Q soutient l’EOR tout en couvrant aussi le stockage géologique dédié sans production pétrolière, ce qui permet une transition progressive indépendante de l’extraction.

Ce glissement mérite d’être nommé. La thèse de Yergin est une lucidité nécessaire sur la lenteur des transitions. Mais la lucidité sur les réalités économiques devient un alibi lorsque ces réalités sont précisément celles que les dispositifs fiscaux ont construites. Le 45Q n’est pas une contrainte naturelle du marché : c’est un choix politique. Choisir de financer la capture par la rente EOR, c’est rendre la transition dépendante d’une industrie que la transition est censée réduire.

Daron Acemoglu, dont les travaux sur la capture des gains technologiques par des intérêts établis sont bien documentés, fournirait ici une grille complémentaire : quand une innovation est intégrée dans la chaîne de valeur d’une industrie dominante, elle tend à renforcer cette industrie plutôt qu’à la déplacer. Une part historiquement importante du CCUS nord-américain est liée à l’EOR, mais la région développe également du stockage géologique dédié sans production pétrolière.

Le modèle européen : portée et limites

L’Union européenne s’est engagée dans une direction différente. Le système d’échange de quotas d’émission (SEQE) place un prix sur le carbone aujourd’hui autour de 80 €/t, et ce prix crée une incitation à capturer et stocker du CO₂ sans que le stockage doive financer de l’extraction pétrolière. Des projets comme Northern Lights en Norvège ou les hubs industriels en développement aux Pays-Bas sont conçus pour du stockage géologique permanent, adossés au prix carbone et aux contrats publics de long terme, pas à la vente de CO₂ aux pétroliers.

Ce modèle a une cohérence. Le stockage géologique durable est la condition centrale du bénéfice climatique du CCS ; les usages du CO₂ ne produisent un bénéfice climatique que sous des conditions supplémentaires et vérifiables. Si le prix carbone est suffisamment élevé et stable, il peut rendre ce stockage économiquement viable sans passer par l’EOR. Les premiers projets européens démontrent la faisabilité technique du stockage permanent ; leur viabilité financière dépend de contrats, de subventions, des coûts de transport-stockage et, selon les pays, du signal carbone.

Mais les capacités doivent être comparées selon un même périmètre et une même date de référence. Le chiffre de 44 Mt/an désignait en juillet 2025 la capacité mondiale des projets en construction, et non un volume capturé en Amérique du Nord. Ces deux logiques ne sont pas directement transposables : la structure fédérale américaine et l’absence de prix carbone fédéral peuvent compliquer à court terme l’adoption d’un SEQE comparable à l’européen.

Le débat sur les politiques d’expansion renouvelable illustre d’ailleurs que même les technologies sans équivoque climatique peinent à s’imposer dans un paysage réglementaire morcelé.

Une dépendance de chemin qui s’installe dès maintenant

La question des incitations fiscales serait secondaire si l’infrastructure construite restait neutre. Elle ne l’est pas, et le calendrier est serré.

Les projets peuvent être conçus pour plusieurs décennies, mais les durées d’injection sont propres à chaque projet ; en droit européen, la contribution post-transfert doit couvrir au moins trente ans de suivi, sans règle générale imposant cinquante ans. Les décisions d’investissement prises sous le régime actuel du 45Q peuvent influencer la géographie du CCUS américain pendant plusieurs décennies. Si ces actifs sont optimisés pour l’EOR, leur reconversion vers le stockage permanent peut exiger des incitations supplémentaires et des modifications contractuelles. La notion de dépendance de chemin n’est pas une figure rhétorique : c’est la description précise de ce qui se passe lorsqu’un investissement lourd en capital crée sa propre logique de continuation.

Le signal venu de certains États américains est ici instructif, même s’il n’est pas encore décisif. La Californie a engagé des discussions pour lier les crédits CCUS à des exigences de stockage permanent minimum. Le Wyoming, État pétrolier, a de son côté adopté une législation pour faciliter l’accès aux sites de stockage géologique en dehors des gisements d’hydrocarbures. Ce sont des signaux faibles, mais ils indiquent qu’une partie du monde politique américain perçoit la tension et cherche à la corriger sans abandonner la filière.

La viabilité du CCUS sans EOR avant 2040

La construction, à l’échelle industrielle, d’un CCUS américain économiquement viable sans adossement à l’EOR et sans prix carbone fédéral constitue le défi prospectif central de la filière.

Plusieurs trajectoires sont plausibles, sans qu’aucune soit certaine à ce stade. La première serait une montée progressive du crédit 45Q pour le stockage permanent, au point où le stockage géologique sans EOR devient compétitif même sans production pétrolière associée. Cette option suppose un Congrès favorable à la dépense fiscale et une administration prête à réformer un dispositif que les États pétroliers défendent âprement. La deuxième trajectoire passe par les marchés volontaires de carbone : si des acheteurs industriels, cimentiers, aciéristes, compagnies aériennes soumises à des engagements net zéro, acceptent de payer le stockage géologique à un prix suffisant, la demande privée pourrait substituer en partie la rente EOR. Cette voie dépend de la crédibilité et de la rigueur des standards de certification, un chantier encore largement en cours.

La troisième trajectoire est sectorielle : certaines industries comme la production d’hydrogène bleu, l’ammoniac, ou certaines installations industrielles lourdes ont un besoin de capture qui n’implique pas l’EOR. Si ces industries se développent et si le CO₂ capturé trouve des débouchés de stockage permanents, le CCUS peut progressivement s’émanciper de la logique pétrolière par addition de segments, pas par substitution brutale.

Aucun de ces scénarios ne se déroule sans conditions politiques et marchés coordonnés. Le stockage permanent à grande échelle suppose une réglementation de la responsabilité à long terme. Les États-Unis disposent d’un cadre fédéral détaillé de responsabilité opérationnelle et financière pour le stockage géologique ; les régimes de transfert de responsabilité à très long terme peuvent varier selon les États. La question de la fiabilité des infrastructures énergétiques lourdes se pose aussi pour les réseaux de transport de CO₂, dont le développement reste fragmenté et sous-capitalisé comparé aux besoins d’une filière de stockage permanent à l’échelle du continent.

Les projets de stockage permanent sans EOR existent, et leur rythme de développement doit être évalué à partir de données comparables. Si le 45Q n’évolue pas avant 2028, l’architecture dominante en 2035 pourrait largement refléter celle qui se construit aujourd’hui. La fenêtre pour infléchir la trajectoire est réelle, et elle se referme avec chaque nouveau pipeline enterré.

Enseignements croisés entre l’Europe et l’Amérique du Nord

La promesse des données contre le catastrophisme climatique invite à regarder les faits sans simplification. Les faits ici sont à double face.

L’Amérique du Nord a porté une filière CCUS à l’échelle industrielle. Les compétences, les ingénieurs, les fournisseurs et les procédures de permis existent et peuvent être mobilisés pour d’autres applications. Un CCUS adossé à l’EOR a ainsi constitué une infrastructure de savoir-faire réelle. L’Europe, dont les capacités restent bien plus modestes, ne dispose pas encore de cette base.

L’Europe a montré qu’un signal-prix stable peut orienter le CCUS vers le stockage permanent sans passer par la rente EOR. Le SEQE a ses limites : depuis 2005, le prix des quotas a connu de fortes variations, allant jusqu’à zéro en 2007 et atteignant des niveaux proches de 100 €/t dans les années récentes. Les recettes du SEQE et les mécanismes publics nationaux peuvent financer du stockage permanent sans EOR ; le SEQE n’est pas à lui seul une subvention publique directe.

La synthèse intellectuellement honnête est que ni le modèle nord-américain ni le modèle européen ne sont pleinement satisfaisants. Le premier a de l’échelle et un problème de trajectoire. Le second a une bonne trajectoire et un problème d’échelle. La question pratique pour les décideurs des deux côtés de l’Atlantique est de savoir si des mécanismes hybrides, un prix carbone sectoriel américain limité aux industries lourdes, ou des contrats publics de stockage à long terme libellés en dollars et non en crédits fiscaux, pourraient combiner les avantages des deux sans leurs défauts respectifs.

Quelques États américains et quelques bassins industriels européens expérimentent précisément ces hybrides. Leurs résultats d’ici 2028-2030 constitueront probablement la réponse empirique la plus utile à une question que les modèles théoriques ne peuvent pas trancher seuls.

Sources

  1. GlobalData Energy Transition 2026, capacité mondiale CCUS, données Amérique du Nord
  2. Daniel Yergin, The Troubled Energy Transition: How to Find a Pragmatic Path Forward, Foreign Affairs, 2025, https://www.foreignaffairs.com/energy/troubled-energy-transition
  3. NRDC, analyse des obstacles réglementaires au CCUS, 2026
  4. Energy Monitor, North America Energy Transition Analysis, 2026, https://www.energymonitor.ai/analysis/north-america-energy-transition/
  5. Daron Acemoglu & Simon Johnson, Power and Progress, 2023, sur la capture des gains technologiques par les industries dominantes