Marché du stockage de capture du carbone (2026 - 2035)

Rapport d’analyse de la taille, de la part et de la croissance du marché du captage et du stockage du carbone par technologie (captage pré-combustion, captage post-combustion, captage par oxy-combustion), par industrie d’utilisateur final (pétrole et gaz, centrale électrique au charbon et à biomasse, fer et acier, ciment, produit chimique) et par région – Prévisions de croissance et d’industrie jusqu’en 2035
ID: MRFR/EnP/1330-HCR
128 Pages
Chitranshi Jaiswal
Last Updated: August 05, 2026
Carbon Capture and Storage Market
Market Size
Forecast Period2026-2035
CAGR (2026-2035)12.6%
2025 Market SizeUSD 2.95 Billion
2035 Market SizeUSD 9.81 Billion
Key Players
Shell plc
ExxonMobil
Equinor
Linde plc
Air Liquide
Mitsubishi Heavy Industries
Trends
  • Expansion of Carbon-Pricing Mechanisms
  • Enhanced Government Tax Credits and Subsidies
  • Hard-to-Abate Sector Mandates
Opportunities
  • Direct Air Capture Commercialization
  • Carbon Credit Monetization and Trading Platforms
  • Emerging-Market Industrial Decarbonization
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Carbon Capture and Storage Market Summary

Le marché du captage et du stockage du carbone s’élevait à 2,95 milliards de dollars en 2025 et devrait atteindre 3,37 milliards de dollars en 2026 avant de grimper à 9,81 milliards de dollars d’ici 2035, enregistrant un TCAC de 12,6 % au cours de la période 2026-2035. Cette expansion est directement liée au crédit d'impôt 45Q amélioré de la loi américaine sur la réduction de l'inflation – d'une valeur désormais allant jusqu'à 85 USD par tonne pour le stockage géologique dédié – et au mécanisme d'ajustement carbone aux frontières de l'Union européenne, qui évalue les émissions intégrées dans l'acier, le ciment et l'aluminium importés.[1][2]. Ensemble, ces instruments ont fait évoluer le marché du captage et du stockage du carbone de projets de démonstration de niche vers des infrastructures commerciales bancables.

Le paysage technologique évolue rapidement. Les épurateurs aux amines de première génération qui dominaient les premières installations de captage du CO2 après combustion cèdent la place à des mélanges de solvants avancés, des contacteurs membranaires et des systèmes à absorbant solide qui promettent des pénalités énergétiques inférieures de 30 à 40 %[3]. Le ministère américain de l'Énergie a engagé 3,5 milliards de dollars dans le cadre de son programme de projets de démonstration de captage du carbone pour accélérer le captage de nouvelle génération dans les installations de charbon, de gaz et industrielles, tandis que le Fonds d'innovation de l'UE a alloué 1,8 milliard d'euros à quinze projets de CSC à grande échelle rien qu'en 2024.[4][5].

L'Amérique du Nord contrôle environ 47 % du marché du captage et du stockage du carbone, ancré dans le réseau de pipelines mature et la géologie de séquestration de la côte du Golfe. L'Europe, propulsée par des objectifs de décarbonation agressifs et des accords de transport transfrontalier de CO2, est la région qui connaît la croissance la plus rapide, avec un TCAC projeté d'environ 24 %. L'Asie-Pacifique détient la deuxième plus grande part, avec environ 19 %, tirée par le parc électrique chinois dépendant du charbon et les investissements stratégiques du Japon dans le stockage offshore. La décennie à venir testera si la dynamique politique se traduit par un déploiement durable à l’échelle de la gigatonne.

 

Points clés du rapport

• Par technologie

  • Le captage avant combustion représentait environ 76 % du marché du captage et du stockage du carbone en 2025, reflétant son rôle établi dansproduction d'hydrogèneet le traitement du gaz de synthèse.
  • Le captage par oxycombustion se positionne comme le segment technologique qui connaît la croissance la plus rapide, avec un TCAC projeté d'environ 19,6 % jusqu'en 2035.

• Par secteur d'activité de l'utilisateur final

  • Le segment du pétrole et du gaz représentait environ 64 % de la taille du marché du captage et du stockage du carbone en 2025.
  • Le secteur chimique devrait croître à un TCAC d’environ 27 % entre 2026 et 2035, stimulé par les mandats de décarbonation de l’ammoniac et de l’éthylène.

• Par région

  • L’Amérique du Nord est en tête du marché du captage et du stockage du carbone avec une part des revenus de près de 47 % en 2025.
  • L’Europe devrait connaître la croissance régionale la plus rapide, soutenue par le cadre EU ETS Phase IV et les développements du stockage en mer du Nord.
  • L’Asie-Pacifique a contribué à hauteur d’environ 0,56 milliard de dollars en 2025, grâce à des projets de capture industrielle en Chine et au Japon.

 

Taille et prévisions du marché du captage et du stockage du carbone (2021-2035)

Market Research Future dérive des estimations historiques à partir de bases de données sur les installations opérationnelles maintenues par le Global CCS Institute, complétées par les déclarations de dépenses en capital divulguées et les références d'intensité des émissions du programme de R&D sur les gaz à effet de serre de l'AIE. Les projections prévisionnelles appliquent un modèle de capacité ascendant, validé de manière croisée par rapport à l'analyse des politiques en cours et aux calendriers FID annoncés des projets.[6][7].

Carbon Capture Storage Market Size and Forecast
Our Impact
Enabled $4.3B Revenue Impact for Fortune 500 and Leading Multinationals
Partnering with 2000+ Global Organizations Each Year
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Analyse de l'impact des facteurs déterminants

Conducteur ~% Impact sur le TCAC Pertinence géographique Chronologie des impacts Réf
Expansion des mécanismes de tarification du carbone ~22% Mondial Court terme (≤ 2 ans) [1]
Crédits d’impôt et subventions gouvernementaux améliorés ~20% Amérique du Nord, Europe Court terme (≤ 2 ans) [2]
Des mandats de décarbonation sectoriels difficiles à réduire ~18% Europe, Asie-Pacifique Moyen terme (2 à 4 ans) [5]
Développement des infrastructures de transport et de stockage du CO2 ~15% Amérique du Nord, Europe Moyen terme (2 à 4 ans) [9]
Baisse des coûts des technologies de capture ~12% Mondial Longue durée (≥4 ans) [3]
Engagements nets zéro des entreprises et divulgation ESG ~8% Mondial Moyen terme (2 à 4 ans) [15]
Croissance de la demande d’hydrogène bleu ~5% Amérique du Nord, MEA Longue durée (≥4 ans) [16]

 

Expansion des mécanismes de tarification du carbone

La phase IV du système d'échange de quotas d'émission de l'UE a abaissé son plafond annuel de 4,3 % par rapport à 2024, ce qui a fait grimper les prix des quotas au-dessus de 90 EUR par tonne d'ici la fin de 2024, ce qui a rendu l'économie du captage et du stockage réalisable pour les entreprises cimentières et sidérurgiques.[1]. La tarification gouvernementale du carbone au Canada a atteint 80 CAD/tonne en 2024 et devrait augmenter jusqu’à 170 CAD d’ici 2030, produisant un signal de prix fiable qui sous-tend le financement de projets pour la ligne principale du carbone de l’Alberta et les installations de captage qui l’accompagnent.[17]. Pour le marché du captage et du stockage du carbone, les coûts croissants des émissions non contrôlées font du CSC une nécessité opérationnelle permettant de minimiser les coûts au lieu d’une stratégie de réduction facultative.

 

Crédits d'impôt et subventions gouvernementaux améliorés

La restructuration des crédits 45Q dans le cadre de l'IRA prévoit 85 dollars par tonne pour le stockage géologique et 60 dollars par tonne pour la récupération assistée du pétrole, avec des dispositions de paiement direct qui permettent aux développeurs de monétiser les crédits d'avance, avant que les revenus ne soient générés.[2]. Ce seul instrument politique a permis de libérer plus de 10 milliards de dollars de financements de projets annoncés sur la côte américaine du Golfe entre 2023 et 2025.[9]. Le projet norvégien Longship, financé par l'État, d'un montant de 17,1 milliards NOK, illustre comment l'investissement souverain réduit le risque pour les infrastructures innovatrices et attire les co-investissements privés dans le marché du captage et du stockage du carbone.[12].

 

Mandats sectoriels difficiles à réduire

La production de ciment est responsable de près de 8 % des émissions mondiales de CO2. Le processus de fabrication du clinker génère inévitablement des émissions qui ne peuvent être résolues par la seule électrification.[18]. La directive européenne actualisée sur les émissions industrielles impose que les évaluations des meilleures techniques disponibles incluent la préparation au CSC pour les nouveaux permis accordés après 2026, tandis que les obligations de transition GX du Japon ont alloué 1 100 milliards de JPY à la décarbonisation industrielle, y compris le captage du carbone dans les aciéries.[10]. Ces directives prévoient un besoin minimum pour le marché du captage et du stockage du carbone, quelle que soit la dynamique du secteur énergétique.

 

Construction d’infrastructures de transport et de stockage de CO2

Les plans du corridor CSC de la côte américaine du Golfe comprennent plus de 3 200 km de pipeline dédié au CO2, reliant les installations de captage en Louisiane et au Texas au stockage dans des aquifères salins offshore.[9]. En Europe, le projet Northern Lights a réalisé sa première injection de CO2 en 2025, créant ainsi un modèle de service de stockage en libre accès dans lequel plusieurs émetteurs industriels peuvent souscrire sans construire d'infrastructure propriétaire.[12]. Cette approche d’infrastructure partagée réduit considérablement l’intensité capitalistique par projet et accélère les délais de déploiement sur le marché du captage et du stockage du carbone.

 

Analyse d'impact des restrictions

Les pourcentages d’impact des restrictions reflètent les freins estimés sur la trajectoire de croissance. Ils représentent des évaluations analytiques des vents contraires, et non des compensations précises par rapport au TCAC prévu.

Retenue ~% Impact sur le TCAC Pertinence géographique Chronologie des impacts Réf
Coûts d’investissement initiaux élevés –6% Mondial Court terme (≤ 2 ans) [3]
Longs cycles d’autorisation et d’examen environnemental –5% Amérique du Nord, Europe Moyen terme (2 à 4 ans) [19]
Opposition du public et problèmes de responsabilité en matière de stockage –4% Europe, Asie-Pacifique Longue durée (≥4 ans) [20]
Concurrence des alternatives renouvelables –3% Mondial Moyen terme (2 à 4 ans) [11]
Main d’œuvre qualifiée limitée pour les opérations de CSC –2% Mondial Moyen terme (2 à 4 ans) [21]

 

Coûts d’investissement initiaux élevés

Une unité de captage à l'échelle commerciale liée à une centrale à charbon de 500 MW peut coûter entre 800 millions et 1,2 milliard de dollars en investissement, créant une pression importante sur l'économie du projet, même avec des crédits de 45e trimestre.[3]. Pour les petits émetteurs industriels, en particulier dans les secteurs du ciment et des produits chimiques, le ratio capital/revenu rend la collecte autonome difficile financièrement sans une infrastructure centralisée agrégée. Cette situation est encore aggravée par les déficits de financement des pays pauvres, car les banques internationales de développement ont mis du temps à certifier que le CSC était éligible aux régimes d'obligations vertes.[14].

 

Cycles longs d’autorisation et d’examen environnemental

Le processus de permis américain de contrôle des injections souterraines de classe VI durait en moyenne 4,7 ans par demande à compter de 2024, créant un goulot d'étranglement qui retarde le développement du site de stockage bien au-delà des délais de construction des installations de captage.[19]. La délégation de la primauté de l'EPA aux États individuels a partiellement atténué le retard fédéral, mais la plupart des États manquent de personnel technique et de cadres réglementaires pour traiter les demandes au rythme qu'exige le marché du captage et du stockage du carbone.

Opposition publique et problèmes de responsabilité en matière de stockage

L'opposition de la communauté au tracé des pipelines de CO2 et au stockage géologique a retardé ou mis fin à plusieurs projets dans le Midwest américain, y compris des idées très médiatisées de pipelines de couloir d'éthanol.[20]. En Europe, les moratoires sur le stockage terrestre en Allemagne et aux Pays-Bas reflètent l'inquiétude persistante du public concernant la sismicité induite et la responsabilité à long terme du confinement. Ces problèmes de licence sociale introduisent des retards imprévus et poussent les développeurs vers des alternatives de stockage offshore plus coûteuses sur le marché du captage et du stockage du carbone.

 

 

Carbon Capture and Storage Market Opportunities

Commercialisation de la capture directe de l’air

La technologie DAC se situe à la frontière du marché du captage et du stockage du carbone, avec Climeworks et Carbon Engineering mettant à l’échelle des installations modulaires qui captent le CO2 directement de l’air ambiant. Les quatre subventions régionales du CAD décernées par le DOE des États-Unis, d'un montant total de 3,5 milliards de dollars, visent à ramener les coûts par tonne en dessous de 200 dollars d'ici 2030, ouvrant ainsi la voie à des crédits d'élimination du carbone de qualité conforme.[13].

Plateformes de monétisation et d'échange de crédits carbone

Les marchés volontaires du carbone ont atteint 2 milliards de dollars en valeur de transaction d'ici 2024, et les crédits d'élimination vérifiés basés sur le CSC entraînent des prix plus élevés, souvent trois à cinq fois supérieurs au prix des compensations basées sur la nature.[15]. Les entreprises qui intègrent les opérations de capture aux plateformes numériques MRV (mesure, reporting, vérification) peuvent monétiser le CO2 stocké en tant que classe d'actifs négociables, créant ainsi de nouvelles sources de revenus au-delà de la conformité réglementaire.

Décarbonisation industrielle des marchés émergents

Le NITI Aayog indien a publié son cadre de référence fin 2022, suivi par le ministère de la Science et de la Technologie qui a lancé une feuille de route de R&D fin 2025 et le budget de l’Union 2026 introduisant un projet phare de Rs. 1 000 000. 20 000 milliardsUtilisation et stockage du captage du carbonedépenses de développement. Les exploitants de raffineries d’Asie du Sud-Est sont confrontés à des exigences de plus en plus strictes en matière d’émissions sur les marchés d’exportation dans le cadre des programmes adjacents au CBAM, créant une demande latente dans une région dotée d’une importante géologie de stockage offshore.

L’hydrogène bleu comme demande d’ancrage

La production d’hydrogène bleu – reformage du gaz naturel associé au CSC – fournit un point d’ancrage stable et important pour la demande d’infrastructures de captage. Le programme américain Regional Clean Hydrogen Hubs a alloué 7 milliards de dollars à sept pôles, dont plusieurs spécifient les installations SMR ou ATR équipées de CSC comme actifs de base.[16].

Réseaux de transport transfrontaliers de CO2

Le développement des infrastructures de transport du CO2 dans l'UE, rendu possible par les amendements au Protocole de Londres autorisant les expéditions transfrontalières de CO2, débloque des ressources de stockage partagées pour les émetteurs industriels enclavés.[12]. Le corridor Øresund-Kattegat-Skagerrak et le projet Porthos aux Pays-Bas illustrent comment les réseaux multi-pays répartissent les coûts et accélèrent le marché du captage et du stockage du carbone dans les petites économies.

 

Carbon Capture and Storage Market Future Outlook

Optimisation numérique et opérations basées sur l'IA

L'apprentissage automatique transforme le fonctionnement des installations de captage, avec des algorithmes de gestion des solvants en temps réel réduisant les pénalités énergétiques de 10 à 15 % dans les installations pilotes.[3]. Les modèles de maintenance prédictive formés sur les données des capteurs des compresseurs et des colonnes réduisent les temps d'arrêt imprévus, améliorant le débit annuel de CO2 et renforçant les arguments économiques en faveur du marché du captage et du stockage du carbone au cours de la prochaine décennie.

Économie des plateformes hub et cluster

Le passage d’une conception de projet point à point à des pôles de transport et de stockage partagés modifie fondamentalement les structures de coûts. L'AIE estime que les modèles de hubs réduisent les coûts de stockage par tonne de 40 à 60 % par rapport aux projets autonomes.[11]. Cette approche de plateforme transforme le marché du captage et du stockage du carbone en une activité d’infrastructure en réseau, attirant les entreprises de services publics et de logistique aux côtés des acteurs énergétiques traditionnels.

Électrification et convergence vert-bleu de l’hydrogène

Commehydrogène vertles coûts diminuent pour atteindre 2 à 3 USD par kg d'ici 2030, les producteurs d'hydrogène bleu devront démontrer la parité des émissions sur le cycle de vie pour pouvoir rivaliser pour les accords d'achat.[16]. Cette concurrence entraîne une amélioration continue des taux de captage – de la référence actuelle de 90 % à 95-99 % – et pousse le marché du captage et du stockage du carbone vers des systèmes de nouvelle génération plus performants.

Normes comptables de divulgation ESG et d’élimination du carbone

La norme de divulgation climatique S2 de l'ISSB et le CSRD de l'UE imposent la déclaration des émissions de portée 1 au niveau de l'installation, créant des exigences de piste d'audit qui favorisent le stockage géologique permanent par rapport aux catégories de compensation moins vérifiables.[15]. Les entreprises qui investissent dans une infrastructure MRV numérique liée au CSC bénéficieront d’un avantage en matière de conformité à mesure que les exigences de déclaration se resserrent, renforçant ainsi la demande institutionnelle pour le marché du captage et du stockage du carbone jusqu’en 2035.

 

Carbon Capture and Storage Market Segmentation

Par technologie

Segment Mesure clé Principal moteur de la demande
Capture pré-combustion ~76% de part (2025) Production d'hydrogène ; Centrales électriques IGCC
Capture post-combustion TCAC ~14,5 % Flexibilité de modernisation des centrales au charbon et à gaz existantes
Captage de l'oxy-combustion TCAC ~19,6 % Haute pureté du CO2 ; applications du ciment et du verre

 

Le captage avant combustion domine le marché du captage et du stockage du carbone, car les processus de gazéification et de reformage produisent intrinsèquement des flux de CO2 à haute concentration dont la séparation est moins coûteuse. L'intégration de la technologie avec la production d'hydrogène bleu garantit une demande continue alors que les mandats d'hydrogène propre prolifèrent en Amérique du Nord et en Europe.

Le captage par oxycombustion, bien qu'actuellement le plus petit segment en termes de chiffre d'affaires, gagne du terrain dans les fours à ciment et les fours à verre où sa capacité à produire un flux d'échappement de CO2 presque pur élimine le besoin d'une régénération de solvant à forte intensité énergétique. Des projets pilotes dans l'usine de Brevik de HeidelbergCement en Norvège et dans les installations de LafargeHolcim en Europe ont validé la technologie à grande échelle[18].

Par secteur d'activité de l'utilisateur final

Segment Mesure clé Principal moteur de la demande
Pétrole et Gaz ~64 % de part (2025) demandes d'EOR ; séparation pour le traitement des gaz
Centrale électrique au charbon et à la biomasse USD 0.44 Billion (2025) Mandats de rénovation ; Potentiel BECCS
Fer et acier TCAC ~18 % Émissions des hauts fourneaux ; Exposition au SEQE-UE
Ciment TCAC ~21 % Émissions inévitables du processus ; Pression du CBAM
Chimique TCAC ~27 % Décarbonisation de l'ammoniac et de l'éthylène ; poussée réglementaire

 

Les opérateurs pétroliers et gaziers sont le pilier du marché du captage et du stockage du carbone car ils combinent une connaissance technique des opérations souterraines, des actifs de pipelines existants et une échelle financière pour souscrire de grands projets. Le hub de Baytown d'ExxonMobil, l'installation Quest de Shell en Alberta et le projet Gorgon de Chevron capturent collectivement plus de 9 MTPA, établissant des références opérationnelles qui réduisent les risques des déploiements ultérieurs.[9].

Le TCAC prévu du segment chimique d'environ 27 % reflète le renforcement des réglementations sur les émissions pour la synthèse de l'ammoniac et le craquage de l'éthylène – des processus où l'électrification offre un potentiel de réduction limité et où le CSC reste le principal levier de décarbonation.[5].

 

Analyse de la part de marché régionale

Région Mesure clé Thèmes d'investissement principaux
Amérique du Nord ~47 % de part des revenus (2025) Crédits d'impôt 45Q ; Construction d'un hub sur la côte du Golfe ; hydrogène bleu
Europe ~24 % TCAC (2026-2035) SEQE-UE Phase IV ; Aurores boréales ; transport transfrontalier
Asie-Pacifique USD 0.56 Billion (2025) Modernisation de la flotte de charbon ; stockage offshore ; missions nationales de CSC
Amérique du Sud ~5 % de part des revenus (2025) Géologie pré-salifère ; Transition EOR-stockage du secteur pétrolier
Moyen-Orient et Afrique TCAC ~ 14 % (2026-2035) Captage du traitement du gaz ; fonds souverains de décarbonation
Total USD 2.95 Billion (2025) —

Le marché du captage et du stockage du carbone présente une concentration géographique prononcée, l’Amérique du Nord et l’Europe représentant collectivement plus de 70 % des revenus mondiaux. Les dynamiques régionales reflètent des architectures politiques, des dotations géologiques et des profils d’émissions industrielles divergents.

 

Amérique du Nord

Pays Mesure clé Pilote clé
NOUS ~78 % de la part régionale Crédits 45Q ; Classe VI permettant l'accélération
Canada TCAC ~16 % Centre CCUS de l'Alberta ; Hausse du prix fédéral du carbone
Mexique USD 0.04 Billion (2025) Modernisation de la raffinerie Pemex ; cadre réglementaire émergent

 

Les États-Unis dominent le marché nord-américain du captage et du stockage du carbone grâce à la convergence des incitations 45Q, des délégations de primauté au niveau des États et de l'infrastructure inégalée de pipelines et d'aquifères salins de la côte du Golfe. L'Alberta Carbon Trunk Line du Canada et Pathways Alliance — un consortium de six producteurs de sables bitumineux visant un captage de 22 MTPA d'ici 2030 — positionnent le pays comme un leader mondial du CSC par habitant.[9][17].

Europe

Pays Mesure clé Pilote clé
Allemagne ~18% de part régionale Décarbonisation industrielle ; Loi de stratégie CSC 2024
ROYAUME-UNI TCAC ~27 % Clusters Track-1 (HyNet, Côte Est) ; mécanismes de soutien aux revenus
France USD 0.05 Billion (2025) Pôle industriel de Dunkerque ; Partenariats TotalEnergies
Italie TCAC ~21 % Centre CCS de Ravenne ; Stockage offshore dirigé par Eni
Espagne ~4% de part régionale Projets pilotes dans le secteur du ciment
Pays nordiques TCAC ~25 % Aurores boréales ; Drakkar ; bioénergie CSC
Russie USD 0.03 Billion (2025) Capture du traitement du gaz de Gazprom
Reste de l'Europe ~8% de part régionale Pays-Bas Porthos ; Transition du charbon polonais

 

La trajectoire du marché européen du captage et du stockage du carbone est définie par le prix des quotas EU ETS, qui a dépassé 90 EUR en 2024 et sous-tend les calculs du TRI au niveau des projets à travers le continent. L'approche cluster Track-1 et Track-2 du Royaume-Uni — garantissant les revenus du transport et du stockage grâce à un modèle de base d'actifs réglementés — a attiré plus de 20 milliards de livres sterling d'investissements annoncés.[12].

Asie-Pacifique

Pays Mesure clé Pilote clé
Chine ~42% de part régionale Modernisation des centrales au charbon ; Projet Sinopec Qilu-Shengli CCUS
Inde TCAC ~22 % Mission Nationale CCUS ; mandats acier et ciment
Japon USD 0.08 Billion (2025) Feuille de route à long terme du CSC ; Stockage offshore Tomakomai
Corée du Sud TCAC ~ 19 % Stockage de CO2 dans le champ gazier de Donghae ; Alliance K-CCUS
ASEAN ~6% de part régionale Potentiel de stockage offshore ; décarbonisation des raffineries
Reste de l'Asie-Pacifique TCAC ~15 % Australie Gorgon CCS ; Projet Moomba

 

La croissance du marché chinois du captage et du stockage du carbone se concentre sur sa flotte alimentée au charbon – la plus grande au monde – où les orientations 2024 de la NDRC exigeant la préparation au CSC pour toutes les nouvelles centrales au charbon d'une capacité supérieure à 600 MW signalent une intention réglementaire qui accélérera la demande de modernisation.[10]. Les obligations de transition GX du Japon offrent un financement garanti par l'État.véhicule de financementcela réduit les coûts d’emprunt pour les développeurs de CSC dans la région.

Amérique du Sud

Pays Mesure clé Pilote clé
Brésil ~68% de part régionale Réinjection de CO2 pré-sel de Petrobras ; Géologie du bassin de Santos
Argentine TCAC ~17 % Traitement du gaz Vaca Muerta ; réglementations émergentes en matière de CSC
Reste de l'Amérique du Sud USD 0.02 Billion (2025) Élaboration de politiques à un stade précoce

 

La société brésilienne Petrobras exploite l'un des plus grands programmes de séparation et de réinjection de CO2 au monde dans ses champs de pré-sel, traitant plus de 10 MTPA – une échelle qui positionne l'entreprise comme un opérateur potentiel de hub pour le CO2 industriel tiers sur le marché du captage et du stockage du carbone.[14].

Moyen-Orient et Afrique

Pays Mesure clé Pilote clé
Arabie Saoudite ~45% de part régionale Installation CCS de Jubail ; Stratégie de décarbonation de Saudi Aramco
Émirats arabes unis TCAC ~18 % Agrandissement des installations d'Al Reyadah ; Feuille de route du CSC à Abu Dhabi
Afrique du Sud USD 0.01 Billion (2025) Sasol transforme le charbon en liquides pour capter le potentiel
Egypte TCAC ~14 % Captage du traitement des gaz ; Évaluation du stockage en Méditerranée
Reste de la MEA ~12% de part régionale Premières études de faisabilité ; Assistance technique de la Banque mondiale

 

L'installation de Saudi Aramco à Jubail — capturant 0,8 MTPA de son usine d'éthylène glycol — représente l'opération commerciale de CSC la plus avancée de la région, tandis que le partenariat des Émirats arabes unis avec ADNOC sur l'extension de la capacité de captage témoigne de l'engagement croissant des États du Golfe envers le marché du captage et du stockage du carbone.[16].

 

Carbon Capture Storage Market By Region, 2025-2035

Analyse comparative concurrentielle

Le marché du captage et du stockage du carbone présente une concentration moyenne, les cinq principaux acteurs représentant environ 35 à 42 % des revenus mondiaux. Le domaine concurrentiel associe de grandes sociétés énergétiques intégrées avec des fournisseurs de technologies spécialisés et des entreprises de gaz industriel. Un HHI estimé d’environ 650 à 850 indique un paysage modérément fragmenté où les avantages d’échelle en matière d’accès aux pipelines et de droits de stockage coexistent avec la différenciation technologique dans les systèmes de captage.

Entreprise HNE. Fourchette de partage des revenus Offres clés Positionnement stratégique
Shell SA ~8 à 11 % Quête CCS ; Projet Polaris ; JV aurores boréales Opérateur intégré avec capacité de capture au stockage de bout en bout
ExxonMobil ~7 à 10 % plaque tournante de Baytown ; installation LaBarge ; division solutions bas carbone Le plus grand portefeuille d'investissement CCS annoncé parmi les supermajors
Équinor ~5 à 7 % Aurores boréales ; Sleipner ; Snøhvit Pionnier du stockage offshore dans les aquifères salins
Linde SA ~4 à 6 % Solvants et systèmes de séparation des gaz ; Intégration hydrogène-CSC Concédant de licence technologique avec des partenariats EPC mondiaux
Air Liquide ~3 à 5 % Technologie cryocapsule ; épuration industrielle du CO2 Systèmes de capture spécialisés pour les applications de raffinerie et chimiques
Industries lourdes Mitsubishi ~3 à 5 % Processus CDR KM ; unités de capture modulaires Premier concédant de licence de technologie post-combustion dans la région Asie-Pacifique
Boulanger Hughes ~3 à 4 % Compression compacte du CO2 ; surveillance du sous-sol Les services pétroliers s’orientent vers la gestion du carbone
Schlumberger (SLB) ~2 à 4 % CSC numérique de bout en bout ; caractérisation du stockage Évaluation et surveillance des sites de stockage basées sur les données
Captage du carbone Aker ~2 à 3 % Unités modulaires Just Catch ; Partenariat Brevik Spécialiste de la capture modulaire à petite et moyenne échelle
TotalEnergies ~2 à 3 % projet Aramis; Participation au capital de Northern Lights Portefeuille de stockage multi-bassins en Europe et dans la région MEA
Société Fluor ~1 à 2 % Technologie Éconamine FG Plus ; Services CPE Technologie établie des solvants de post-combustion
Honeywell UOP ~1 à 2 % Fractionnement du CO2 ; solvants avancés Intégration de raffinerie et de captage pétrochimique

 

 

Nouvelles et développements récents

 

  • Northern Lights JV (août 2025) : lancement des opérations commerciales d'injection de CO2 dans son installation offshore à l'ouest de Bergen, en Norvège, devenant ainsi le premier service européen de transport et de stockage de CO2 à accès ouvert.[12].
  • EPA des États-Unis (novembre 2025) : La primauté indépendante du contrôle d'injection souterraine (UIC) de classe VI a été officiellement accordée à l'État du Texas, accélérant ainsi le développement de sites de stockage sur le marché du captage et du stockage du carbone.[19].
  • HeidelbergCement / Heidelberg Materials (décembre 2024) : Achèvement mécanique de l'installation de CSC à grande échelle de Brevik en Norvège, conçue pour capturer 400 000 tonnes de CO2 par an provenant de la production de ciment[18].
  • Chevron (novembre 2023) : extension du projet Gorgon CCS en Australie occidentale avec une capacité de puits d'injection supplémentaire, visant 4,0 MTPA pour répondre aux obligations réglementaires révisées de captage[10].

 

 

 

Carbon Capture and Storage Market Report Scope

Paramètre Détail
Portée du marché Marché mondial du captage et du stockage du carbone par technologie, secteur d’utilisation finale et région
Période d'études 2021-2035
CAGR 12,6 % (2026-2035)
Taille du marché de l’année de référence USD 2.95 Billion (2025)
Point de terminaison de prévision USD 9.81 Billion (2035)
Segment à la croissance la plus rapide (technologie) Captage de l'oxy-combustion
Segment à la croissance la plus rapide (utilisateur final) Chimique
Entreprises profilées 12
Devise d'évaluation USD Billion

 

 

FAQ

Quelle est la valorisation de marché projetée du marché de la capture et du stockage du carbone d'ici 2035 ?
La valorisation du marché prévue pour le marché de la capture et du stockage du carbone est de 21,95 milliards USD d'ici 2035.
Quelle était la valorisation du marché de la capture et du stockage du carbone en 2024 ?
La valorisation globale du marché était de 7,01 milliards USD en 2024.
Quelle est la CAGR attendue pour le marché de la capture et du stockage du carbone pendant la période de prévision 2025 - 2035 ?
Le CAGR attendu pour le marché de la capture et du stockage du carbone pendant la période de prévision 2025 - 2035 est de 10,93 %.
Quel segment technologique devrait avoir la plus haute valorisation d'ici 2035 ?
Le segment de la technologie de capture directe de l'air devrait atteindre 7,95 milliards USD d'ici 2035.
Quelles sont les principales applications qui stimulent le marché de la capture et du stockage du carbone ?
Les applications clés incluent la production d'énergie, les processus industriels, le traitement du gaz naturel et le transport et le stockage.
Quel secteur d'utilisation finale devrait connaître une croissance significative sur le marché de la capture et du stockage du carbone ?
Le secteur chimique devrait connaître une croissance significative, atteignant 6,0 milliards USD d'ici 2035.
Qui sont les principaux acteurs du marché de la capture et du stockage du carbone ?
Les principaux acteurs incluent ExxonMobil, Shell, TotalEnergies, Chevron, BP, Equinor et Occidental Petroleum.
Quelle est la valorisation attendue de la méthode de Récupération Améliorée de Pétrole d'ici 2035 ?
La méthode de récupération améliorée du pétrole devrait atteindre une valorisation de 9,0 milliards USD d'ici 2035.
Comment le marché de la bioénergie avec capture et stockage du carbone se compare-t-il à d'autres méthodes ?
La bioénergie avec capture et stockage du carbone devrait atteindre 5,5 milliards USD d'ici 2035, indiquant une forte croissance.
Quelles tendances influencent la croissance du marché de la capture et du stockage du carbone ?
Les tendances incluent un soutien réglementaire croissant, des avancées technologiques et une demande croissante de solutions énergétiques durables.
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Chitranshi Jaiswal LinkedIn
Team Lead - Research
Chitranshi is a Team Leader in the Chemicals & Materials (CnM) and Energy & Power (EnP) domains, with 6+ years of experience in market research. She leads and mentors teams to deliver cross-domain projects that equip clients with actionable insights and growth strategies. She is skilled in market estimation, forecasting, competitive benchmarking, and both primary & secondary research, enabling her to turn complex data into decision-ready insights. An engineer and MBA professional, she combines technical expertise with strategic acumen to solve dynamic market challenges. Chitranshi has successfully managed projects that support market entry, investment planning, and competitive positioning, while building strong client relationships. Certified in Advanced Excel & Power BI she leverages data-driven approaches to ensure accuracy, clarity, and impactful outcomes.
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Research Approach

 

Secondary Research

The secondary research process involved comprehensive analysis of environmental regulatory databases, peer-reviewed energy journals, technical engineering publications, and authoritative climate organizations. Key sources included the US Environmental Protection Agency (EPA), US Department of Energy (DOE), International Energy Agency (IEA), Global CCS Institute (GCCSI), Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), European Commission Directorate-General for Climate Action, European Environment Agency (EEA), International Association of Oil & Gas Producers (IOGP), Carbon Capture Coalition, World Business Council for Sustainable Development (WBCSD), International Journal of Greenhouse Gas Control, Energy & Environmental Science Journal, National Center for Biotechnology Information (NCBI/PubMed) for environmental health studies, World Bank Carbon Pricing Dashboard, OECD Environment Statistics, and national energy ministry reports from key markets including Norway, UK, Canada, Australia, China, and Japan. These sources were used to collect carbon pricing data, CCS project pipeline statistics, storage capacity assessments, regulatory policy frameworks, emission reduction targets, and technology cost curves for post-combustion capture, pre-combustion systems, direct air capture, bioenergy with carbon capture and storage (BECCS), and enhanced oil recovery (EOR) applications.

 

Primary Research

To gather both qualitative and quantitative insights, supply-side and demand-side stakeholders were interviewed during the primary research phase. Commercial leads from oil and gas majors, industrial gas providers, technology licensors, and engineering procurement construction (EPC) firms were among the supply-side sources, along with CEOs, CTOs of Carbon Capture Technologies, Heads of CCS Project Development, and regulatory affairs directors. Demand-side sources included procurement leads from energy-intensive sectors implementing CCS solutions, process engineers from chemical refineries, facility directors from power generation utilities, plant managers from cement and steel production, and carbon storage site operators. Primary study verified CO₂ storage site development pipelines, validated technology adoption timetables, and collected information on project funding methods, 45Q tax credit utilization, and carbon credit monetization tactics.

Primary Respondent Breakdown:

By Designation: C-level Primaries (28%), Director Level (42%), Others (30%)

By Region: North America (32%), Europe (35%), Asia-Pacific (25%), Rest of World (8%)

 

Market Size Estimation

Global market valuation was derived through project pipeline valuation and capture capacity analysis. The methodology included:

Identification of 60+ key technology providers and project developers across North America, Europe, Asia-Pacific, and Middle East

Technology mapping across post-combustion capture, pre-combustion capture, oxy-fuel combustion, direct air capture, BECCS, and geological storage methods

Analysis of announced and under-construction project capacities with associated capital expenditure (CAPEX) and operational expenditure (OPEX) modeling

Coverage of developers and operators representing 75-80% of global operational and under-development CCS capacity in 2024

Extrapolation using bottom-up (cumulative capture capacity × unit cost by technology type and region) and top-down (major player revenue validation and government funding allocation analysis) approaches to derive segment-specific valuations for capture equipment, transportation infrastructure, and storage site development

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Future of Dismounted Soldier Systems Market Trends & Adoption Roadmap 2019–2035
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