Stockage géologique du CO2 : 43,6 millions de tonnes en 2024, dont 83 % sous des champs pétroliers

En 2024, 43,6 millions de tonnes de CO2 ont été déclarées stockées sous terre dans le monde, le plus haut niveau de la série tenue par le London Register of Subsurface CO2 Storage d’Imperial College London. Ce volume pèse une dizaine d’heures d’émissions mondiales liées à l’énergie. Et 83 % de ce CO2 a été injecté dans des gisements dont on extrait du pétrole, selon le rapport annuel 2026 du registre, diffusé publiquement le 25 octobre 2026 à la levée d’un embargo (les métadonnées de son dépôt en ligne portent la date du 15 octobre, le PDF lui-même n’étant pas daté).

Le chiffre additionne les quantités déclarées par 49 projets répartis dans 13 pays. Ce qu’il recouvre se discute ligne à ligne. Dans un champ pétrolier, une partie du CO2 injecté remonte avec le brut et repart dans le puits : selon la manière de compter ce va-et-vient, une même tonne peut être enregistrée une fois ou plusieurs. Les auteurs du rapport le signalent eux-mêmes, et le premier contributeur mondial, le champ pré-sel exploité par Petrobras au large du Brésil, figure parmi les projets dont la base de calcul n’est pas décrite. Le principe du stockage géologique du CO2 n’est pas en cause ici. Ce qui l’est, c’est l’échelle du record, sa géographie et ce que le mot « stocké » désigne dans chaque ligne du tableau.

Dix heures d’émissions mondiales enfouies en un an

Le dénominateur qui donne sa taille au record est fourni par l’Agence internationale de l’énergie. Dans son Global Energy Review 2025, elle évalue les émissions de CO2 liées à l’énergie à 37,8 milliards de tonnes en 2024, en hausse de 0,8 % sur un an, soit environ 295 millions de tonnes de plus qu’en 2023.

Rapportées à ce total, les 43,6 millions de tonnes stockées en 2024 en représentent environ 0,12 %. À ce rythme d’émission, la planète rejette la même quantité en une dizaine d’heures. Le cumul de près de trente ans de stockage, 421,7 millions de tonnes entre 1996 et 2025 (l’année 2025 étant encore incomplète), correspond à environ quatre jours d’émissions énergétiques au rythme de 2024. Ces deux rapports sont des calculs d’ordre de grandeur, pas des données du registre.

Une troisième comparaison est plus parlante encore. La seule hausse des émissions entre 2023 et 2024, environ 295 millions de tonnes, est près de sept fois plus grande que tout le CO2 enfoui en 2024. Le stockage, lui, n’a gagné que 1,9 million de tonnes sur la même période. Les deux courbes n’ont pas la même pente.

À l’échelle française, le repère est plus flatteur. Le bilan Secten du Citepa, présenté en juin 2025, chiffre les émissions de la France à 369 millions de tonnes équivalent CO2 en 2024, contre 376 en 2023. Le stockage mondial de 2024 en représenterait environ 12 %. La comparaison reste grossière : elle met en regard du CO2 seul et un total qui agrège tous les gaz à effet de serre convertis en équivalent CO2. Elle ne vaut que comme ordre de grandeur.

Reste une distinction que le chiffre ne dit pas de lui-même. Stocker, éviter et retirer sont trois opérations différentes. Ces 43,6 millions de tonnes sont des quantités injectées dans le sous-sol et déclarées comme stockées ; elles ne sont pas des tonnes retirées de l’atmosphère, et leur lien majoritaire avec la production de pétrole interdit d’y lire directement des émissions évitées. Elles ne relèvent pas non plus d’un puits biologique comme le stockage de carbone par les forêts plantées, dont la comptabilité est distincte.

Un registre qui additionne les déclarations des opérateurs

Le London Register est une compilation, pas un instrument de mesure. Ses auteurs, Xiaowei Gao, Maksim Elizarev et Samuel Krevor, rassemblent des sources publiques et les réponses d’une enquête menée auprès des opérateurs. Ils acceptent les définitions du stockage telles que chaque opérateur les déclare, notent la base de chaque valeur et privilégient les sources de niveau projet. Le registre compte ; il ne mesure pas.

La note de méthodologie de 2026 (version 1.3, datée du 22 septembre) en fixe le champ d’application. Seuls les projets opérationnels sont comptés ; les projets planifiés sont exclus. Les quantités compilées sont, selon les cas, « stockées », « injectées » ou « reçues », et la base de chacune est indiquée. Sur toute la série, le registre couvre 70 projets dans 17 pays ; pour la seule année 2024, il dispose de données pour 49 projets dans 13 pays.

Cette hétérogénéité a une conséquence directe sur la solidité du total. D’après le rapport, un seul cadre de déclaration impose une surveillance propre à chaque site avec un plan approuvé : la règle américaine dite Subpart RR, dans le programme de déclaration des gaz à effet de serre de l’agence fédérale de l’environnement (US EPA). Un peu moins d’un tiers du cumul mondial repose sur des déclarations qui ne suivent aucun standard publié.

Le registre est financé par la Royal Academy of Engineering et appuyé par un consortium qui mêle universités (Stanford, MIT), organismes techniques (Global CCS Institute, IEAGHG, CSIRO) et industriels (Shell, ADNOC, OGCI). Les propos de Samuel Krevor, son directeur, cités plus bas proviennent du communiqué d’Imperial College London diffusé avec le rapport, dans sa version relayée le 25 octobre ; ils engagent leur auteur, pas le contenu chiffré du rapport.

Deux pays et quelques gisements portent l’essentiel

Dans le communiqué accompagnant le rapport, Samuel Krevor résume l’évolution de la filière d’une phrase : « Le stockage géologique du CO2 est devenu une entreprise mondiale ». Treize pays déclarent en effet des volumes pour 2024. La répartition de ces volumes dessine pourtant une carte beaucoup plus étroite que la liste des drapeaux.

Les États-Unis arrivent en tête avec 23 projets et 20,2 millions de tonnes, en hausse nette de 0,6 million de tonnes sur un an. Cette hausse nette masque des mouvements contraires : le seul ensemble Denver Unit / Wasson San Andres Field, un gisement pétrolier, a gagné 3,1 millions de tonnes, ce qui signifie que d’autres projets ont reculé. Le Brésil suit avec un projet unique, le champ pré-sel du bassin de Santos exploité par Petrobras : 14,2 millions de tonnes, en hausse de 1,2 million, soit environ un tiers du total mondial. C’est le premier projet du registre.

À eux deux, ces pays totalisent 34,4 millions de tonnes, soit 79 % du stockage déclaré en 2024. Les onze autres se partagent le reste, et aucun ne dépasse 2,5 millions de tonnes.

L’Europe, Norvège, Croatie, Italie et Islande additionnées, pèse environ un million de tonnes. Sleipner illustre le glissement du centre de gravité hors d’Europe : premier projet de la série en 1996, il ne fournit plus que 0,05 million de tonnes en 2024. La filière s’est mondialisée par le nombre de pays. Par les volumes, elle reste l’affaire de quelques gisements pétroliers.

Quatre tonnes sur cinq injectées dans des champs pétroliers

Le registre classe les projets par usage. La catégorie « stockage géologique avec récupération de pétrole » compte 35 enregistrements, soit 34 projets plus un agrégat d’entreprise. Elle concentre 347,2 millions de tonnes, 82,3 % du cumul depuis 1996. En 2024, elle représente 36,2 millions de tonnes, soit 83,0 % du total. Le stockage géologique dédié, sans production de pétrole associée, est passé de 5,5 millions de tonnes en 2023 à 7,4 millions en 2024.

Le procédé qui domine la série porte un nom technique : la récupération assistée du pétrole au CO2, souvent abrégée EOR. L’Agence internationale de l’énergie en a décrit le mécanisme dans un commentaire d’avril 2019. Le CO2 injecté sous pression remet en pression le réservoir et pousse le pétrole vers les puits de production. Une partie du gaz reste piégée dans la roche. Une autre remonte avec le pétrole ; elle est séparée en surface, puis réinjectée, et le cycle recommence. Aux États-Unis, l’AIE estimait alors qu’il fallait injecter entre 300 et 600 kilogrammes de CO2 pour extraire un baril.

Ce fonctionnement en boucle sépare deux notions que le langage courant confond : le CO2 injecté et le CO2 stocké. Si chaque passage dans le puits est compté comme du stockage, la même molécule peut être comptée plusieurs fois. Le stockage net est ce qui reste : le CO2 injecté, moins celui qui remonte avec le pétrole et celui qui s’échappe en surface. C’est précisément ce que calcule le bilan massique de la règle américaine Subpart RR.

Les projets de la catégorie ne déclarent pas tous sur cette base. Le chiffre de 83 % décrit un usage, pas une qualité de comptage. La qualité varie d’un projet à l’autre.

Le CO2 recyclé, point aveugle du comptage

Le rapport détaille la base comptable des 347,2 millions de tonnes liées au pétrole. Les projets américains déclarés sous la Subpart RR suivent un bilan massique encadré par un plan de surveillance approuvé : ils comptent le CO2 injecté, celui qui est produit avec le pétrole et celui qui est émis, de façon à ne pas compter deux fois le CO2 recyclé. Ils représentent 70,1 millions de tonnes cumulées, 20,2 % de la catégorie, et 13,53 millions de tonnes sur 11 projets en 2024. D’autres enregistrements, comme Clive ou Weyburn, sont documentés sur une base nette sans relever de ce cadre : 56,2 millions de tonnes cumulées (16,2 %), dont 1,81 million en 2024.

Additionnées, ces deux bases nettes documentées couvrent 20,2 % + 16,2 %, soit environ 36 % des volumes pétroliers cumulés. Un tiers, en revanche, est déclaré en quantités « injectées », sans ajustement pour le CO2 produit puis réinjecté : 112,5 millions de tonnes cumulées (32,4 % de la catégorie). Pour la seule année 2024, cette base pèse 15,45 millions de tonnes, 42,7 % des volumes pétroliers, dont 14,18 millions pour le seul champ de Santos.

Restent deux zones plus floues. Pour 100,9 millions de tonnes cumulées, dont 4,58 millions en 2024, aucune information sur la base comptable n’est disponible ; 7,5 millions de tonnes sont décrites comme « reçues ou livrées pour injection ». ExxonMobil, qui pèse l’essentiel des volumes sans base comptable déclarée, publie au niveau de l’entreprise des volumes « captés pour stockage » : 88,4 millions de tonnes cumulées et 3,57 millions en 2024 une fois les doublons retirés, soit 78 % de cette catégorie et 8,2 % du total mondial de l’année. Capter pour stocker ne dit pas combien reste sous terre.

Les auteurs qualifient eux-mêmes la portée de leur total : il existe, écrivent-ils, « des incertitudes sur la signification des valeurs déclarées » pour les projets dont la base comptable est ambiguë ou non précisée. Ils annoncent une analyse de cette incertitude dans les prochaines éditions. La réserve ne dit pas que le total est faux. Elle dit jusqu’où il porte.

Santos, un tiers du total sur une base non décrite

Le champ pré-sel du bassin de Santos ne fonctionne pas comme un projet de captage classique. Le CO2 n’y est pas capté sur une usine ou une centrale : il sort du gisement avec le gaz naturel. Dans une présentation de 2023 lors d’une réunion du CSLF, Petrobras décrivait un gaz du pré-sel contenant plus de 20 % de CO2. Ce CO2 est séparé, comprimé, puis renvoyé dans le réservoir, ce qui évite de le rejeter et améliore la récupération du pétrole, en alternance avec des injections d’eau. Ces éléments techniques décrivent le procédé tel que l’entreprise le présentait en 2023.

La méthode de Petrobras tient en une règle : le CO2 réinjecté est compté comme stocké. Selon les chiffres de l’entreprise diffusés en avril 2025, 14,2 millions de tonnes ont été réinjectées en 2024, contre 13 millions en 2023, et 67,9 millions depuis 2008. Le registre reprend ces volumes, en précisant que les documents de l’entreprise ne décrivent pas le traitement du CO2 produit puis recyclé.

Or Petrobras indique elle-même que la recirculation augmente à mesure que les champs mûrissent. Un compteur « réinjecté » englobe alors une part croissante de CO2 déjà injecté une première fois. Quelle part ? Le registre ne peut pas le dire. Il s’agit d’une incertitude de comptage, pas d’une erreur établie : le chiffre de Petrobras correspond à sa définition, qui n’est pas celle du bilan massique américain.

Enfouir sous un gisement de pétrole, est-ce réduire les émissions ?

Le registre compte des tonnes stockées. Il ne calcule pas de bilan climatique. Les deux se séparent dès que le CO2 sert à produire du pétrole, parce que le baril supplémentaire sera brûlé. Selon le commentaire de l’AIE de 2019, la combustion d’un baril émet environ 400 kilogrammes de CO2, auxquels s’ajoutent une centaine de kilogrammes pour sa production, son raffinage et son transport. En face, 300 à 600 kilogrammes de CO2 sont injectés par baril extrait aux États-Unis. Le solde dépend de l’endroit où l’on place les frontières du calcul.

L’origine du CO2 compte autant que sa quantité. Un CO2 extrait d’un gisement naturel pour être réinjecté dans un champ pétrolier n’apporte aucun gain climatique : il quitte le sous-sol pour y retourner. Un CO2 capté sur une installation industrielle peut, lui, valoir un crédit, à condition de n’être attribué qu’une fois, au captage ou au stockage. En 2019, l’AIE estimait que plus de 70 % du CO2 utilisé pour l’EOR aux États-Unis provenait de gisements naturels. Ce chiffre porte sur l’EOR américain en général ; le rapport annuel du registre ne ventile pas l’origine du CO2 de ses projets pétroliers.

Dès 2015, l’AIE posait une condition supplémentaire dans un rapport consacré au stockage par récupération assistée. Pour qualifier un projet d’EOR de stockage permanent, elle décrivait un « EOR+ » : des activités supplémentaires, notamment de surveillance, qui accroissent le coût de l’opération.

L’EOR au CO2 n’est donc ni neutre ni négatif par nature pour le climat. Il n’est pas non plus inutile : il immobilise une partie du gaz injecté. Son bilan dépend de deux paramètres que le total de 43,6 millions de tonnes ne contient pas, l’origine du CO2 et le périmètre du calcul.

Un record qui doit beaucoup à la révision de 2023

Le mot « record » se lit sur la série telle que l’édition 2026 l’a révisée. L’édition précédente, présentée par l’IEAGHG en novembre 2025, donnait 45,2 millions de tonnes pour 2023 et 383 millions de tonnes cumulées jusqu’en 2024. Sur cette ancienne série, les 43,6 millions de tonnes de 2024 seraient inférieures à l’année précédente.

Le rapport 2026 a corrigé la série en amont. Le cumul à fin 2023 passe de 351,4 à 342,0 millions de tonnes, soit −2,7 %. L’année 2023 passe de 45,2 à 41,7 millions de tonnes, soit −7,7 %. Les causes relèvent pour une part des mêmes questions de comptage que celles du CO2 pétrolier : du CO2 recyclé compté à North Burbank, des valeurs d’Aquistore relues comme cumulatives, des doublons dans les déclarations d’ExxonMobil, des corrections pour Jilin et l’Alberta Carbon Trunk Line, et une valeur de Sleipner pour 2021 ramenée de 0,322 à 0,260 million de tonnes. Une grande partie des données Subpart RR de 2024, jusque-là indisponibles, a par ailleurs été obtenue grâce à une demande d’accès aux documents administratifs (FOIA) déposée par un tiers.

La hausse réelle entre 2023 et 2024 est donc de 1,9 million de tonnes, environ +4,6 %. Le record existe. Il ne signale pas une accélération.

De 21 Mt en 2016 à la gigatonne jugée nécessaire en 2050

La série commence en 1996 avec 0,1 million de tonnes. Jusqu’en 2007, le stockage reste sous 3,5 millions de tonnes par an, porté par une poignée de pionniers : Sleipner, Weyburn-Midale, Zhongyuan, In Salah. De 2008 à 2015, il passe de 8,2 à 16,7 millions de tonnes par an. De 2016 à 2024, il grimpe de 21,0 à 43,6 millions. Le volume annuel a doublé en huit ans, soit environ +9,6 % par an.

Selon le communiqué d’Imperial College London, Samuel Krevor estime que le stockage géologique doit atteindre au moins un milliard de tonnes par an d’ici 2050 pour tenir l’objectif de 1,5 °C, et que les retraits de CO2 de l’atmosphère deviendraient, vers le milieu du siècle, la première filière utilisatrice du stockage géologique. Il présente ce seuil comme la lecture de l’ensemble des projections disponibles ; ce n’est pas un scénario chiffré du rapport. Mesurer l’écart reste possible : passer de 43,6 millions de tonnes à un milliard suppose de multiplier le volume par 23, soit environ +12,8 % par an pendant 26 ans. C’est plus rapide que le rythme tenu depuis 2016. Les retraits atmosphériques, eux, partent de presque rien : Orca et Mammoth, en Islande, ont stocké 0,0011 million de tonnes en 2024. Les solutions d’élimination du dioxyde de carbone restent, à cette échelle, un cas d’espèce.

La structure du chiffre peut évoluer dans les deux sens. Le stockage dédié progresse plus vite que l’EOR (+35 % en 2024, à 7,4 millions de tonnes), et, selon les auteurs, il domine les développements récents hors Brésil. Northern Lights, en Norvège, a commencé à injecter en août 2025. Mais la montée de Santos tire la part pétrolière dans l’autre sens.

Le registre 2026 en un tableau

Deux points de la série méritent d’être suivis à la prochaine édition. Les données complètes de 2025 diront si la montée de Santos compense le reste. L’analyse d’incertitude annoncée par les auteurs dira quelle part du total résiste à un comptage net.

FAQ — stockage géologique du CO2

Combien de CO2 a été stocké sous terre en 2024 ?

Le London Register of Subsurface CO2 Storage d’Imperial College London recense 43,6 millions de tonnes de CO2 déclarées stockées en 2024, sur 49 projets dans 13 pays. C’est le plus haut niveau de sa série révisée, contre 41,7 millions de tonnes en 2023. Le rapport a été rendu public le 25 octobre 2026.

Que représente ce volume face aux émissions mondiales ?

Environ 0,12 % des 37,8 milliards de tonnes de CO2 émises par le secteur de l’énergie en 2024 selon l’AIE, soit une dizaine d’heures d’émissions mondiales. Près de trente ans de stockage cumulé, 421,7 millions de tonnes, correspondent à environ quatre jours d’émissions au rythme de 2024.

Pourquoi ce CO2 est-il surtout stocké dans des champs pétroliers ?

En 2024, 36,2 millions de tonnes sur 43,6 relèvent de projets associés à la production de pétrole, dont le champ pré-sel de Santos au Brésil, premier projet mondial. Le CO2 injecté y pousse le pétrole vers les puits. Hors Brésil, les projets récents relèvent surtout du stockage dédié, sans pétrole.

Le CO2 injecté dans un champ pétrolier reste-t-il sous terre ?

En partie seulement. Une fraction du CO2 remonte avec le pétrole, est séparée puis réinjectée. Le stockage net correspond au CO2 injecté moins celui qui remonte et s’échappe. La règle américaine Subpart RR calcule ce bilan ; d’autres projets déclarent seulement les quantités injectées.

Pourquoi le chiffre de Petrobras est-il incertain ?

Petrobras compte le CO2 réinjecté comme stocké, et ses documents ne décrivent pas le traitement du CO2 produit puis recyclé. Comme la recirculation augmente avec la maturité des champs, une part du compteur peut correspondre à du CO2 déjà injecté. Le registre ne peut pas la chiffrer : c’est une incertitude de comptage, pas une erreur établie.

Le stockage de CO2 a-t-il baissé en 2025 ?

Rien ne permet de le dire. Les 36,2 millions de tonnes déjà recensées pour 2025 couvrent 29 projets, et plusieurs gros contributeurs américains et australiens n’ont pas encore publié. Le champ de Santos est déjà déclaré à 19,6 millions de tonnes, en hausse.

Quel volume faudrait-il stocker en 2050 ?

Selon Samuel Krevor, directeur du registre, au moins un milliard de tonnes par an d’ici 2050 pour l’objectif de 1,5 °C. Cela supposerait de multiplier le volume de 2024 par 23, soit environ +12,8 % par an pendant 26 ans, plus vite que la croissance observée depuis 2016.