Cavernes de sel : la clé pour stocker l’hydrogène ?

Les pro­jec­tions mon­trent qu’en 2050 l’énergie con­som­mée en Europe sera répar­tie à parts égales entre élec­tric­ité et hydrogène alors que les com­bustibles fos­siles représen­tent aujourd’hui la plus grande part. Il est donc néces­saire de con­cré­tis­er dès à present notre maitrise de ce gaz à grande échelle. En effet, la chaîne de pro­duc­tion, de trans­port, de dis­tri­b­u­tion et d’utilisation de l’hydrogène néces­sit­era d’importantes capac­ités de stock­age – par­ti­c­ulière­ment si l’énergie pri­maire qui per­met de le pro­duire est inter­mit­tente, comme c’est le cas pour les éoli­ennes et les pan­neaux solaires.

Pour ce faire, nous aurons besoin d’un sys­tème per­me­t­tant de reli­er l’équipement de pro­duc­tion (notam­ment les élec­trol­y­seurs) au réseau de dis­tri­b­u­tion. Ce sys­tème devra donc être capa­ble de stock­er l’hydrogène en masse au moment où il est pro­duit tout en le ren­dant acces­si­ble dès que le réseau en réclame. Pour y arriv­er, nous pro­posons de stock­er l’H₂ dans les cav­ités salines pro­fondes. Avec la mon­tée en puis­sance de la fil­ière hydrogène, nous pen­sons qu’en 2050 l’Europe pour­rait avoir besoin de plusieurs cen­taines de cav­ités de ce type.

Les cav­ernes de sel sont très util­isées aujourd’hui en Europe, notam­ment pour stock­er le gaz naturel. Elles tirent par­ti de la présence dans le sous-sol de couch­es ou de dômes de sel de plusieurs cen­taines de mètres d’épaisseur qui s’étendent sur de grandes sur­faces ; leur exten­sion totale est de l’ordre de 20 000 km² en France. Le sel, très peu per­méable, peut être facile­ment dis­sous afin de créer des cav­ernes avec des puits de type pétroli­er pour creuser la roche jusqu’à la for­ma­tion sal­ifère. On dis­pose ain­si, après un cer­tain temps, d’une cav­erne d’une taille typ­ique de 500 000 m³. En théorie, il suf­fit d’étendre l’utilisation de ces cav­ités au stock­age d’hydrogène tout en sachant qu’elles seraient capa­bles de stock­er env­i­ron 6 000 tonnes d’hydrogène à des pres­sions vari­ables entre 6 et 24 MPa – exploitées comme une bouteille de plongée !

Aujourd’hui en France il existe une trentaine de cav­ités de stock­age de gaz, répar­ties sur trois sites. Cer­taines sont exploitées depuis une cinquan­taine d’années. Au niveau mon­di­al, on en trou­ve plusieurs cen­taines dont quelques cav­ités de stock­age d’hydrogène pour des usages liés à l’industrie chim­ique. Plusieurs pro­jets de pilotes indus­triels de pro­duc­tion-util­i­sa­tion de l’hydrogène sont organ­isés autour de cer­taines de ces cav­ités salines exis­tantes. En France, il y a le pro­jet Hyp­ster con­duit à Etrez par Storengy et soutenu par l’Union européenne, Hygéo par Tere­ga, HdF et BRGM à Car­resse-Cass­aber et Hygreen con­duit à Manosque par Storengy-Geo­stock. Si ces pro­jets exis­tent, c’est parce qu’il reste encore quelques défis à relever pour par­venir à un stock­age d’hydrogène à grande échelle.

Même pour des ouvrages clas­siques, l’acceptabilité sociale est le défi majeur de la con­struc­tion de nou­veaux grands équipements énergé­tiques (cen­trales nucléaires, bar­rages, parcs d’éolienne) et il appar­tient aux con­cep­teurs d’identifier et d’expliquer au pub­lic les par­tic­u­lar­ités des ouvrages du point de vue de leur sûreté et les solu­tions apportées. Les cav­ernes de sel n’en sont pas épargnées. Étant don­né que la molécule d’hydrogène est par­ti­c­ulière­ment mobile, le prob­lème le plus impor­tant est l’étanchéité du puits d’accès métallique (plusieurs kilo­mètres). Un cer­tain nom­bre d’accidents ou d’incidents dans les quelques 2 000 cav­ités salines de stock­age d’hydrocarbures liq­uides ou gazeux exploitées dans le monde sont con­nus et bien décrits. Ces inci­dents sont en général anciens, la pro­fes­sion ayant pro­gres­sive­ment adop­té un principe appelé la « dou­ble bar­rière » grâce auquel la pres­sion est sur­veil­lée con­tinû­ment pour détecter le pas­sage du gaz à tra­vers une pre­mière bar­rière, évi­tant ain­si le risque de pas­sage à tra­vers la deuxième

Une autre véri­fi­ca­tion indis­pens­able est l’essai d’étanchéité. Il con­siste, avant la mise en exploita­tion, la cav­ité étant encore pleine de saumure, à faire descen­dre une colonne d’azote un peu au-dessus du toit de la cav­erne et à suiv­re l’évolution de l’interface gaz-saumure : une remon­tée rapi­de est le signe d’une étanchéité médiocre. A l’échelle de la cav­erne, le puits est un capil­laire très mince et le sys­tème ressem­ble à un baromètre ou à un ther­momètre, extrême­ment sen­si­bles. L’enjeu est de tra­quer des fuites min­imes, de l’ordre de 10^-4/an du vol­ume stocké. Une abon­dante lit­téra­ture, à laque­lle le LMS a beau­coup con­tribué, est con­sacrée à cet essai et l’on peut s’attendre, à l’occasion du stock­age d’hydrogène, à des développe­ments impor­tants con­cer­nant la méth­ode, la péri­od­ic­ité et les critères d’acceptabilité.

Le sel étant, sur de grandes échelles de temps, un liq­uide visqueux, toute cav­ité se ferme pro­gres­sive­ment. Il faut que la perte annuelle de vol­ume qui en résulte reste inférieure au pour cent pour éviter que le vol­ume stock­able ne dimin­ue trop vite, surtout pour les cav­ités les plus pro­fondes. Mais aus­si parce qu’elle peut engen­dr­er des dom­mages sur la paroi ou à l’interface sel-puits d’accès. La descrip­tion du com­porte­ment du sel est anci­enne mais a été pro­fondé­ment renou­velée ; la Physique des Roches établit qu’il existe un mécan­isme pro­pre de défor­ma­tion sous très faibles sol­lic­i­ta­tions, dif­fi­cile à mesur­er car les vitesses de défor­ma­tion impliquées sont de l’ordre de seule­ment 10^-12/s. Mais le sel est aus­si un matéri­au frag­ile – sus­cep­ti­ble de rup­ture – notam­ment sous l’effet d’une mod­i­fi­ca­tion bru­tale de charge mécanique. Or on peut atten­dre des vari­a­tions bru­tales de stock, et donc de pres­sion, si les cav­ités sont ali­men­tées par une pro­duc­tion d’hydrogène forte­ment inter­mit­tente et doivent sat­is­faire une demande elle aus­si discontinue.

Les usages de l’hydrogène pour la mobil­ité requièrent une pureté extrême. Or, le gaz sera amené à séjourn­er durable­ment dans une cav­ité au fond de laque­lle sub­sis­tent des mil­liers de m³ de saumure. Ce dernier con­tient notam­ment des sul­fates qui provi­en­nent de l’anhydrite (H₂S) fréquem­ment asso­ciée au sel souter­rain. À sa sor­tie le gaz est humide et chargé de divers­es impuretés dont H₂S, par­ti­c­ulière­ment nocif pour les util­i­sa­tions du gaz en aval. La purifi­ca­tion peut représen­ter une dépense important.

Enfin, compte tenu de ses grandes dimen­sions, la cav­erne est une machine ther­mo­dy­namique com­plexe – on peut par­ler d’une météorolo­gie des cav­ernes avec de la pluie, de la neige et des inver­sions de tem­péra­ture, ren­due très exo­tique par les change­ments de pres­sion à très grande échelle. Le moteur de cette machine est la présence d’un gra­di­ent naturel de tem­péra­ture dans le sous-sol qui engen­dre une con­vec­tion intense du gaz dans la par­tie haute de la cav­erne, con­trée en par­tie basse par le main­tien d’une tem­péra­ture rel­a­tive­ment froide de la saumure qui résulte de la suc­ces­sion d’épisodes de vapor­i­sa­tion et de con­den­sa­tion de l’eau. Ces phénomènes, mis en évi­dence par le LMS avec Storengy, ont des con­séquences, qui restent encore large­ment incon­nu, pour la pureté du gaz extrait.

Propos recueillis par James Bowers