Qui s'intéresse encore au stockage du dioxyde de carbone (CO 2 ) en Europe ? Bien que cette technique soit jugée incontournable pour limiter les émissions de ce gaz à effet de serre dans l'atmosphère par l'Agence internationale de l'énergie, l'appel à projets NER300 lancé par l'Union européenne, pour le soutien à la création de sites de captage et de stockage à l'horizon 2015, n'a pas rencontré de succès : aucun projet n'a répondu aux critères du cahier des charges. Et parmi les six démonstrateurs retenus en 2009 dans le cadre du plan de relance économique, trois ont été abandonnés. Pourtant, l'Union européenne soutient des projets depuis 1993, via les programmes-cadres pour la recherche et développement (PCRD). En France, depuis le retrait d'ArcelorMittal d'Ulcos, il reste trois démonstrateurs soutenus par l'Ademe : France Nord (Total, GDF Suez), Pil-Ansu (EDF, GDF, Alstom, Armines) et C2A2 (EDF, Alstom, Veolia). Auxquels il faut ajouter l'injection, achevée ce printemps, de 100 000 tonnes de CO 2 dans le site gazier de Lacq par Total. Au niveau mondial, 17 sites industriels de stockage du CO 2 sont en activité et 55 en projet. Aux États-Unis, un site industriel enfouit le CO 2 depuis… 1972 ! Et pas en petites quantités : 1,3 million de tonnes par an. En Europe, la Norvège concentre les deux projets opérés à l'échelle industrielle, d'une capacité de 700 000 et un million de tonnes par an. « Les techniques de captage et de stockage du carbone sont maîtrisées. Les connaissances sur le stockage naturel du méthane et du CO 2 montrent sa fiabilité : ces gaz sont emprisonnés depuis des millions d'années. Et le stockage saisonnier du méthane, dans des cavités naturelles, est utilisé couramment depuis les années 1950 », rappelle Salvatore Lombardi, du Centre de recherche sur les risques géologiques (Ceri) de l'université de Rome, en Italie. Les conditions sont connues : les anciens champs gaziers, pétroliers ou des aquifères salins, isolés par des couches d'argile, sont de bons réservoirs. Injecté à une profondeur de 1 000 à 2 000 m, dans des conditions de pression et de température élevées, le CO 2 s'y trouve à l'état supercritique. Ainsi, à mi-chemin entre l'état gazeux et liquide, il devient moins réactif. Reste la question du coût. Les sites existants fonctionnent sans subventions grâce à une taxe sur les émissions, qui rend l'injection rentable à partir de 30 euros la tonne en Norvège. Et c'est tout le problème de l'appel à projets NER300 : son financement. Les fonds proviennent de la vente de quotas de CO 2, mais avec l'effondrement du prix de la tonne, le budget a fondu de 4,5 à 6 milliards d'euros à quelque 1,2 milliard. Relancé dans la foulée (les dossiers étaient acceptés jusqu'au 3 juillet), l'Union a voulu stimuler les industriels avec la vente de 100 millions de quotas de CO 2 supplémentaires, qui s'ajouteront aux fonds non dépensés du premier appel à projets. Pour le reste, les critères d'éligibilité sont identiques : un site d'une capacité de production d'électricité de plus de 250 MW, une usine (raffinerie, cimenterie, sidérurgie) émettant plus de 500 000 tonnes de CO 2 par an, une chaîne complète de captage, transport et stockage, un taux de capture de 85 % et un outil opérationnel vers 2018. Or la profusion de quotas n'incite pas les industriels à réduire leurs émissions. Au point que les spécialistes anticipent un nouvel échec de cet appel à candidatures. Toutefois, les géologues ne veulent pas jeter le bébé avec l'eau du bain. Réunis au sein du réseau d'excellence CO2GeoNet, qui compte 34 instituts de recherche dans 28 pays, ils militent pour des sites expérimentaux. Pour les identifier, ils ont diffusé un questionnaire afin de recenser les projets : sites potentiels de stockage, capacités, sites pilotes, recherches, mais aussi avancement de la transposition de la directive sur le captage et le stockage du CO 2 (CSC), etc. Le résultat, révélé lors du colloque annuel du réseau, en avril, est un état de l'art à fin août 2012. « Nous avons identifié 22 propositions, dans 13 pays, de sites de stockage potentiels, d'une capacité inférieure à 100 000 t/ an, la limite pour ne pas nécessiter de permis d'injection selon la directive CSC. C'est une étape préalable avant de passer à une capacité supérieure », explique Isabelle Czernichowski-Lauriol. Les conclusions de la plateforme technologie européenne pour des centrales électriques zéro émissions (ZEP) vont dans le même sens : « Nous proposons trois étapes pour développer l'injection du CO 2  : des démonstrateurs techniques aujourd'hui, le déploiement de la technologie entre 2020 et 2030, et l'industrialisation à grande échelle en 2050, explique Wolgang Rolland, membre de la plateforme ZEP. Il faut six nouveaux pilotes de stockage pour tester les conditions géologiques, opérationnels d'ici à 2016, à raison de 40 à 80 millions d'euros le pilote. » De telles installations permettraient notamment de suivre les fuites de CO 2, afin de valider l'efficacité de la technologie. Un puits d'injection abandonné, à Weyburg au Canada, témoigne d'un taux de fuite de 1 %. Mais, « aujourd'hui, le taux de fuite du CO 2 est de 100 % », ironise Nick Riley, spécialiste du British Geological Survey. l