Jusqu’ici, les plateformes offshore dédiées au CO₂ étaient des reconversions de l’industrie gazière. Celle-ci est née pour cette mission.
Le mercredi 8 octobre 2026, le groupe italien Eni a terminé l’installation de la plateforme Douglas en mer d’Irlande, à une trentaine de kilomètres au large du Pays de Galles.
Cette structure de métal est la première au monde conçue, construite et installée exclusivement pour injecter du CO₂ industriel dans les profondeurs du sous-sol marin.
Elle devient le hub offshore du réseau Liverpool Bay CCS, qui va aspirer les émissions des industries du nord-ouest de l’Angleterre et du nord du Pays de Galles pour les enfouir dans d’anciens gisements de gaz naturel.
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Eni a terminé l’installation de la première plateforme au monde conçue exclusivement pour injecter du CO₂ industriel dans les profondeurs du sous-sol marin
Eni CCUS Holding, coentreprise de l’italien Eni et de Global Infrastructure Partners (filiale de BlackRock), a bouclé la conception, la fabrication, le transport et l’installation de la plateforme en moins de dix-huit mois après la commande.
Le topside, l’ensemble des équipements de surface, pèse 1 885 tonnes. Le jacket, la structure métallique qui ancre le tout au fond marin, 1 755 tonnes. Les huit pieux de fondation ajoutent 730 tonnes. Au total, près de 4 400 tonnes d’acier posées à sec et en très peu de temps, pour une installation pensée pour fonctionner un quart de siècle.
Le réseau Liverpool Bay CCS aura mobilisé environ 2 milliards de livres sterling (2,3 milliards d’euros) d’investissements, avec 60 % des dépenses captées par des fournisseurs britanniques. Pendant la phase de construction, 2 000 emplois ont été mobilisés, auxquels s’ajouteront 200 à 300 postes permanents sur 25 ans d’exploitation. L’ensemble du réseau est aujourd’hui achevé à environ 50 %.
Un pipeline qui recycle plus qu’il ne construit
Plutôt que de poser des centaines de kilomètres de nouvelles conduites, Eni réutilise 121 kilomètres (75 miles) de pipelines existants, trois structures offshore et une usine de traitement à terre, héritées des champs d’hydrocarbures de Liverpool Bay. S’y ajoutent 34 kilomètres (21 miles) de nouvelles canalisations et une liaison de 60 kilomètres avec le cluster industriel HyNet. Les anciens gisements de gaz naturel, exploités pendant des décennies par Eni, servent désormais de réservoirs permanents de CO₂, à plusieurs milliers de mètres sous le fond marin.
Cette logique de recyclage change la donne économique du captage et du stockage de carbone. Un pipeline neuf en mer coûte entre 1 et 3 millions d’euros par kilomètre selon la profondeur. Réutiliser 121 kilomètres de conduites existantes et plusieurs plateformes évite plusieurs centaines de millions d’euros d’investissement. Le modèle britannique mise sur cet héritage : le pays dispose d’un demi-siècle d’infrastructure gazière offshore à reconvertir.
Londres a sorti le chéquier, Oslo a pris de l’avance
Derrière Liverpool Bay se joue une course européenne. Trois modèles s’affrontent déjà en Mer du Nord et dans le port de Rotterdam, chacun avec sa logique de financement et son calendrier.
Le Royaume-Uni a mis l’argent sur la table le premier. En octobre 2024, le Trésor britannique a ainsi engagé 21,7 milliards de livres (25,6 milliards d’euros) sur 25 ans pour accélérer les deux clusters CCUS prioritaires : HyNet, dont Liverpool Bay est le réseau de transport, et le Northern Endurance Partnership (NEP) sur la côte est de l’Angleterre. Le NEP est actuellement en pleine phase offshore : Saipem a entamé l’été 2026 la pose d’un pipeline sous-marin de 145 kilomètres entre Teesside, le Humber et le réservoir Endurance, un aquifère salin profond en mer du Nord. À pleine charge, les deux clusters britanniques pourraient absorber jusqu’à 20 % des émissions nationales de CO₂.
La Norvège a pris de l’avance avec Northern Lights. Portée par Equinor, Shell et TotalEnergies à parts égales, l’infrastructure est opérationnelle depuis septembre 2024, avec première injection effective en août 2025 depuis une cimenterie Heidelberg Materials. Capacité : 1,5 million de tonnes par an en phase 1, extensible à plus de 5 millions de tonnes d’ici fin 2028 grâce à une seconde phase décidée en mars 2025 pour 714 millions de dollars (607 millions d’euros). Northern Lights est à ce jour le seul service commercial transfrontalier opérationnel de stockage de CO₂ au monde, avec stockage à 2 600 mètres sous le fond marin.
Les Pays-Bas boucleront la boucle à l’automne 2026 avec Porthos, dans le port de Rotterdam. Investissement : 1,3 milliard d’euros. Capacité : 2,5 millions de tonnes par an pendant 15 ans, soit 37,5 millions de tonnes au total, déjà entièrement contractualisées par Shell, ExxonMobil, Air Liquide et Air Products. Le CO₂ parcourra 30 kilomètres de collecteur dans le port puis 20 kilomètres offshore vers les gisements gaziers épuisés P18-A, à 3 à 4 kilomètres sous le fond marin.
Les grands projets européens de transport et stockage de CO₂ :
| Projet | Opérateurs | Capacité | Statut |
|---|---|---|---|
| Liverpool Bay / HyNet (UK) | Eni CCUS Holding | 4,5 Mt/an puis 10 Mt/an | Construction 50 %, plateforme installée oct. 2026 |
| Northern Endurance (UK) | BP, Equinor, TotalEnergies | ~4 Mt/an phase 1 | Pose pipeline en cours, 1ère injection 2029 |
| Northern Lights (Norvège) | Equinor, Shell, TotalEnergies | 1,5 Mt/an → 5 Mt/an en 2028 | Opérationnel depuis août 2025 |
| Porthos (Pays-Bas) | Port de Rotterdam, Gasunie, EBN | 2,5 Mt/an sur 15 ans | Démarrage automne 2026 |
| D’Artagnan (France) | Air Liquide, Dunkerque LNG | 1,5 Mt/an en 2027, 4 Mt/an à terme | Transport et export uniquement, pas de stockage sur sol français |
| Pycasso (France) | Teréga, Lafarge, ArcelorMittal, Repsol | 5 Mt/an visés dans le sous-sol pyrénéen | Abandonné en octobre 2024 (opposition locale) |
La France ne stocke pas, elle exporte
Côté français, la stratégie nationale CCUS, publiée en juillet 2024, fixe un objectif de 4 à 8 millions de tonnes de CO₂ captées par an d’ici 2030, puis 30 à 50 millions à horizon 2050. L’enveloppe France 2030 consacre 5,6 milliards d’euros à la décarbonation industrielle, dont une partie finance les études et pilotes CCUS. Les hubs prioritaires sont identifiés : Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre, Saint-Nazaire, axe Rhône.
Aucun projet de stockage géologique n’est, à date, opérationnel ni même financé sur le sol français.
Le projet D’Artagnan, mené à Dunkerque par Air Liquide et Dunkerque LNG, en est l’illustration la plus parlante. Doté de 220 millions d’euros d’investissement et d’une subvention européenne de 160 millions d’euros au titre du mécanisme CEF-E, il consiste à bâtir une canalisation et un terminal portuaire pour liquéfier le CO₂ capté dans le bassin industriel… et le charger sur des navires. Direction les sites de stockage offshore norvégiens ou néerlandais pour un objectif de 1,5 million de tonnes par an en 2027, 4 millions à moyen terme. La France exportera son CO₂ comme elle importait, hier, du gaz naturel.
Le seul projet français de stockage géologique à grande échelle, Pycasso, visait l’enfouissement de 5 millions de tonnes de CO₂ par an dans les anciens gisements gaziers de Lacq, dans les Pyrénées. Porté par Teréga, Lafarge, ArcelorMittal et l’espagnol Repsol, il a été abandonné en octobre 2024 face à l’opposition conjointe d’élus locaux, d’associations environnementales et de certains industriels du bassin. Le gouvernement français a identifié dix autres sites potentiels, aucun n’a atteint la phase d’étude préliminaire. En parallèle, Paris a signé en janvier 2024 un partenariat avec Oslo visant à sécuriser l’export de 1,5 million de tonnes de CO₂ par an vers la Norvège, avec une montée en charge progressive vers 5 millions.
En Méditerranée, le projet Callisto suit la même logique d’export. Avec Air Liquide aux manettes côté français, le CO₂ capté à Fos-sur-Mer sera liquéfié à Lavéra puis acheminé par bateau jusqu’aux gisements épuisés d’Eni en mer Adriatique, au large de Ravenne. Il devrait permettre d’exporter jusqu’à 16 millions de tonnes par an à horizon 2030.
Un demi-siècle d’héritage pétrolier pour une industrie du carbone
La leçon britannique est double. Elle tient d’abord à la rapidité d’exécution : un financement sécurisé en avril 2025, une plateforme installée dix-huit mois plus tard. Elle tient aussi à la ressource mobilisée : les cinquante années d’infrastructure gazière offshore que le Royaume-Uni, la Norvège et les Pays-Bas peuvent reconvertir à un coût défiant toute concurrence.
La France, dont la majeure partie des émissions industrielles se trouve loin des bassins sédimentaires exploitables, se retrouve mécaniquement cantonnée au rôle d’exportateur de CO₂. Un retournement historique pour un pays qui fut, dans les années 2010 à Lacq, pionnier mondial du captage et stockage avec le projet pilote mené par Total. Quinze ans plus tard, le centre de gravité européen du CCS est passé définitivement au nord.
Sources :
- Eni, Eni CCUS Holding: Liverpool Bay CCS completes the installation of the world’s first offshore platform dedicated to CO₂ transportation and storage for the decarbonisation of industrial sectors (8 octobre 2026)
https://www.eni.com/en-IT/media/press-release/2026/10/eni-ccus-holding-liverpool-bay-ccs.html
Communiqué officiel du groupe italien sur l’installation de la plateforme Douglas, caractéristiques techniques, calendrier EPCI et avancement du réseau Liverpool Bay CCS. - Liverpool Bay T&S, CO2 Transportation and Storage for the North West of England and North Wales (consulté le 9 octobre 2026)
https://www.liverpoolbay-ts.co.uk/
Site de référence de Liverpool Bay CCS Limited, chronologie complète du projet depuis 2020, infrastructures réutilisées, capacités de stockage. - Northern Endurance Partnership, Northern Endurance Partnership marks first year since financial close with major progress on UK CCS infrastructure (10 décembre 2025)
Bilan de la première année d’exécution du cluster East Coast, 1 Md£ de sous-contrats attribués, pipeline Teesside-Humber. - TotalEnergies, Northern Lights: A CO2 Transport and Storage Project to Reduce Industrial Emissions in Europe (consulté le 9 octobre 2026)
https://totalenergies.com/company/projects/carbon-capture-and-storage/northern-lights-norway
Fiche officielle du projet norvégien par TotalEnergies : phases 1 et 2, 1,5 Mt puis 5 Mt par an, calendrier d’investissement, pipeline 100 km, stockage à 2 600 m.
