Le premier volume de carbone stocké dans le réservoir, provient d’une cimenterie exploitée par l’allemand Heidelberg Materials à Brevik, dans le sud-est de la Norvège. Le CO2 a été comprimé puis porté à une température d’environ moins 35 degrés, afin d’être transporté par bateau par bateau vers le terminal d’Øygarden, près de Bergen. De là, il a été injecté dans un tuyau afin d’être entreposé, à 100 kilomètres au large, dans un aquifère salin situé à environ 2 600 mètres sous les fonds marins.

Les installations de la première phase du projet devraient permettent de stocker jusqu’à 1,5 million de tonnes de CO2 par an. À partir de 2028, la capacité de transport et de stockage devrait être portée du projet à 5 millions de tonnes par an.Le consortium a déjà signé plusieurs contrats commerciaux, avec des industriels qui cherchent à réduire leurs émissions. C’est est le cas de l’usine d’ammoniac Yara aux Pays-Bas, de l’usine d’incinération des déchets d’Oslo et d’opérateurs scandinaves de centrales thermiques.

La technologie du captage et du stockage du CO2 (CCS, selon l’acronyme anglais) est présentée par les experts du Giec comme une des solutions pour réduire l’empreinte carbone de certaines d’industries, en particulier celles dont les procédés de fabrication émettent naturellement du CO2, comme les cimenteries, par exemple. Avec Northern Light, Heidelberg estime ainsi qu’il rejettera 400 000 tonnes de CO2 en moins dans l’atmosphère chaque année. Pour l’usine de déchets d’Oslo, cela sera 350 000 tonnes de CO2 par an, dès 2029.

La mise en route du projet montre que les obstacles techniques ont été levés. Reste le coût, qui demeure désormais la principale barrière à la multiplication de telles opérations. Sans aide financière, il est, en effet, aujourd’hui plus rentable pour les industriels d’acheter des « permis de polluer » sur le marché européen des quotas d’émissions (ETS) que de payer pour capter, transporter et stocker leur CO2. Dans le cas de Northern Lights, le gouvernement norvégien a d’ailleurs largement subventionné les travaux, apportant environ 1,9 milliard d’euros sur les 2,9 milliards nécessaires à la mise en place des installations et l’exploitation sur les dix premières années.

Certes, les industriels estiment qu’avec l’augmentation des volumes captés et stockés, le prix de revient devrait baisser. Mais cela ne suffira pas, dans l’équation économique actuelle. Cela pourrait toutefois changer, dans la perspective d’une réduction des quotas gratuits de CO2 en Europe et d’une augmentation du prix du carbone sur le marché.

C’est ce qui explique que les compagnies pétrolières et gazières, mais aussi les chimistes, continuent à travailler à de nouveaux projets d’enfouissement. C’est le cas, par exemple, de Greensand développé par le britannique Ineos et 23 partenaires au large du Danemark et qui prévoit de démarrer fin 2025 ou début 2026. Aux Pays-Bas et en Grande-Bretagne d’autres projets sont également en train de se monter.

Avec ses gisements d’hydrocarbures épuisés et son vaste réseau de gazoducs, la mer du Nord est, en effet, une région propice. Les États se préparent également, en adoptant leur législation. En juin, la France et la Norvège ont signé un accord sur le transport transfrontalier de CO2, ouvrant la porte à l’exportation de carbone depuis l’hexagone pour être enfouis sous les fonds marins. La Suisse a fait de même avec la Norvège.