« Pas de Pathways, pas d’oléoduc », dit Mark Carney. Le premier ministre du Canada insiste énormément sur ce projet, piloté par six pétrolières, qui vise à enfouir sous terre une partie des émissions de CO₂ des sables bitumineux.

Il le décrit d’ailleurs comme « le plus vaste projet de captage, d’utilisation et de stockage de carbone dans le monde ». Or, il n’en est rien.

Ce projet est certainement vaste au chapitre de l’empreinte territoriale. Son objectif consiste à recueillir, grâce à un réseau de tuyaux, le CO₂ de jusqu’à une vingtaine d’installations pétrolières éparpillées dans la région de Fort McMurray, de transporter ce gaz par pipeline sur 400 kilomètres jusqu’à Cold Lake, puis de le stocker dans une formation géologique profonde.

Par contre, le projet Pathways — qui n’est pas encore financé et qui pourrait très bien mourir dans l’œuf — n’est pas le plus grand dans le monde sur le plan de la capacité de stockage.

Selon l’accord conclu le 15 mai entre Ottawa et l’Alberta, le projet Pathways doit séquestrer 6 millions de tonnes de CO₂ par année (Mt/an) d’ici 2035 grâce à des activités de captage, d’utilisation et de stockage du carbone. Cela représente 7 % des émissions actuelles de l’exploitation des sables bitumineux. Une « réduction additionnelle des émissions » de 5 Mt/an est exigée d’ici 2040, puis à nouveau d’ici 2045, pour un total de 16 Mt/an. L’accord stipule que ces réductions additionnelles peuvent découler « d’un éventail de technologies », donc pas nécessairement du captage, de l’utilisation ou du stockage du carbone.

Ailleurs dans le monde, des projets de captage et de stockage de carbone d’une taille comparable ou supérieure à la première phase de Pathways (6 Mt/an) sont déjà en service. D’autres démarreront sous peu. Et des mégaprojets de plus de 20 Mt/an sont envisagés dès le début des années 2030.

La capacité de Pathways « ne serait pas sans précédent, même s’il s’agit certainement d’un projet de grande envergure », souligne Ed Whittingham, spécialiste des politiques climatiques de l’Alberta et ex-directeur de l’Institut Pembina.

Ce qui fait la particularité de Pathways, souligne M. Whittingham, c’est que le projet vise la récupération de CO₂ à de nombreuses installations dispersées sur le territoire. En ce sens, le projet albertain serait d’une complexité unique, « si jamais il est livré… », dit-il, sceptique.

Le stockage de carbone autour du monde

Voyons, pays par pays, les autres grands projets de captage et de stockage de carbone dans le monde.

En Norvège, la première phase du projet Northern Lights (Equinor, Shell, TotalEnergies) est en service depuis 2025 avec une capacité de 1,5 Mt/an. Le CO₂ d’industriels européens est transporté par bateau jusqu’au terminal maritime de Øygarden, puis injecté par pipeline dans une formation géologique en mer.

La deuxième phase de Northern Lights est maintenant financée, et la construction, commencée. Elle devrait porter la capacité totale du complexe à plus de 5 Mt/an en 2028.

Le Royaume-Uni développe deux « grappes » de captage et de stockage de carbone : East Coast et HyNet. Dans les deux cas, on veut capter le CO₂ d’acteurs industriels (électricité, hydrogène, engrais, ciment, etc.) et l’enfouir dans le sous-sol marin.

La grappe East Coast, développée par BP et ses partenaires, est en construction pour une première phase de 4 Mt/an prévue en 2028. Sa capacité totale éventuelle est estimée à plus de 20 Mt/an.

Pour HyNet, pilotée par Eni, on s’affaire actuellement à remettre en état un pipeline menant vers un gisement gazier épuisé, en mer. La capacité de stockage sera de 4,5 Mt/an dès 2028. Des phases postérieures doivent porter la capacité totale à 10 Mt/an dans les années 2030.

Aux Pays-Bas, le projet Porthos, une initiative publique privée au port de Rotterdam, doit recueillir les émissions d’émetteurs industriels (Shell, ExxonMobil, Air Liquide, etc.) et les transporter par pipeline jusqu’à un puits gazier épuisé en mer du Nord. La construction est en cours en vue d’un démarrage en 2027. La capacité sera de 2,5 Mt/an.

À moyen terme, Porthos pourrait accompagner un projet encore plus ambitieux, nommé Aramis, également basé à Rotterdam. Ce système doit transporter 22 Mt/an vers des réservoirs extracôtiers. Des appels d’offres ont eu lieu pour définir la conception, mais le financement n’est pas encore bouclé. Mise en service espérée : 2030.

Aux États-Unis, certains projets d’injection souterraine de carbone sont en service depuis des décennies. Typiquement, le carbone de ces projets provient de la purification de gisements gaziers riches en CO₂. Il est ensuite injecté dans un forage pour faire ressortir de l’or noir : une technique nommée « récupération assistée du pétrole ». C’est le cas du projet de captage et de stockage de carbone Century Plant, au Texas, dont la capacité théorique est de 8 Mt/an.

Jusqu’à récemment, une nouvelle vague de projets américains visait à soutenir une production industrielle décarbonée. Mais sous la présidence de Trump, plusieurs de ces projets sont dans le marasme, comme celui d’Air Products en Louisiane, lié à une usine d’hydrogène et d’ammoniac, dont la capacité voulue était de 5 Mt/an.

C’est au large du Brésil, sur une plateforme extracôtière de Petrobras, que se trouve le plus grand projet de captage et de stockage de carbone dans le monde. Il est destiné à la récupération assistée de pétrole. Depuis 2008, le promoteur isole le CO₂ des hydrocarbures qu’il extrait du gisement, puis le réinjecte sous terre. Capacité : 14 Mt/an.

En septembre 2025, la Chine a démarré une installation de captage et de stockage de carbone de 1,5 Mt/an à la centrale Huaneng Longdong, qui génère de l’électricité avec du charbon. C’est la plus grande installation de ce type dans le monde. Le carbone capté est, là aussi, destiné à la récupération assistée du pétrole.

D’autres projets chinois vont dans le même sens. En avril, la China National Petroleum Corporation a commencé la construction, dans le Jilin (nord-est), d’un pipeline de CO₂ d’une capacité de 3 Mt/an voué à la récupération assistée du pétrole.

Sur la côte orientale de l’Arabie saoudite, dans le complexe pétro-industriel d’Al-Jubail (en amont du détroit d’Ormuz), l’entreprise nationale Aramco investit dans la création d’une grappe de captage et de stockage de carbone de 9 Mt/an. Le carbone doit être stocké sous terre dans un aquifère salin. Mise en service visée : fin 2027. Riyad se donne pour cible de stocker 44 Mt/an d’ici 2035.

Au Qatar, des installations d’une capacité de 2 Mt/an, liées à la production de gaz naturel liquéfié, sont déjà en service. QatarEnergy veut accroître cette capacité à au moins 7 Mt/an d’ici 2030.

L’industrie dépose ses pompons

En somme, les grands projets de captage et de stockage de carbone sont nombreux dans le monde, portés par des compagnies pétrolières, des gouvernements et des sociétés d’État. Le Canada se joindra-t-il au club des mégaprojets de stockage de carbone ? Ed Whittingham n’est pas convaincu que l’industrie le désire vraiment.

« L’industrie a déposé ses pompons de cheerleader dans la dernière année… », illustre-t-il. « Elle ne pousse pas très fort pour que le projet se concrétise. C’est plutôt le gouvernement Carney qui pousse très fort, pour montrer qu’il fait quelque chose pour le climat tout en autorisant un nouvel oléoduc. »