L'augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique entraîne des besoins de pilotage de cette production intermittente. Parmi les différentes technologies de stockage étudiées aujourd'hui, le stockage souterrain affiche de nombreux atouts (grands volumes, isolation thermique…).
Mais si de nombreux exemples existent à travers le monde pour le gaz naturel et les hydrocarbures, le stockage sous terre de chaleur, d'air comprimé, d'hydrogène ou d'eau est encore au stade de la démonstration, souligne l'Institut national de l'environnement industriel et des risques (Ineris), qui a évalué le potentiel des différents modes de stockage souterrain (1) .
Hydrogène : une flexibilité à l'échelle nationale
Pour équilibrer production d'énergie renouvelable et demande, de nombreux acteurs envisagent l'électrolyse pour convertir l'électricité en hydrogène. Une fois produit, ce gaz peut être stocké, et notamment en souterrain. Cette technique, qui permet de stocker de très grands volumes et donc "une puissance énergétique considérable", est déjà utilisée de manière industrielle depuis une trentaine d'années, notamment par les entreprises de la chimie et de la pétrochimie. "Quatre stockages de ce type existent actuellement, trois aux Etats-Unis (Clemens Dome, Moss Bluff, Spindletop) et un au Royaume-Uni (Teesside). (…) De nombreux projets de recherche et développement sont en cours", indique l'Ineris.
L'hydrogène est injecté dans des cavités salines, qui peuvent atteindre jusqu'à un million de mètres cubes de volume. Ces réservoirs sont créés dans une roche imperméable, soluble à l'eau et aux caractéristiques mécaniques favorables.
Selon les estimations, une cavité de 500.000 m3 permettrait de stocker 150 GWh, avec un rendement de 50%. "En prenant, par exemple, la production énergétique d'un champ d'éoliennes de 25 MW (soit environ 10 éoliennes), fonctionnant 24 heures sur 24, une telle cavité permettrait de stocker 250 jours de production par cycle", indique l'Ineris. Ce mode de stockage "trouverait donc son principal intérêt à l'échelle régionale ou nationale". Sur la base d'un à deux cycles d'injection-soutirage par mois, le stockage souterrain d'hydrogène nécessiterait la réalisation de 100 à 200 cavités en France.
Air comprimé : un stockage local et journalier
L'utilisation de l'électricité excédentaire pour comprimer de l'air à pression élevée est également une solution envisagée pour améliorer la flexibilité du système électrique. "L'air est ensuite libéré (détendu) lorsque la demande en électricité est forte (ou son prix élevé). L'énergie produite par ce procédé est donc proportionnelle à la fois à la pression et au volume de stockage", explique l'Ineris. Le stockage souterrain permettrait d'accroître les volumes de stockage d'air comprimé (CAES), jusqu'à plusieurs centaines de millions de normo mètres cubes, sous forte pression. Sans récupération de chaleur, les rendements de ce système sont proches de 40 à 50%. Avec récupération thermique, ils pourraient être portés à 70%. Un tel système est actuellement en construction en Allemagne. Deux sites classiques sont déjà opérationnels en Allemagne et aux Etats-Unis depuis plus d'une vingtaine d'années.
Selon les estimations de l'Ineris, la capacité de stockage d'une centaine de réservoirs de 100.000 m3 chacun, à raison d'un cycle par jour, permettrait de stocker 5 TWh par jour. "Ce chiffre indique que le stockage souterrain de l'air comprimé ne peut pas être une solution de stockage massif de l'énergie à l'échelle nationale. Son principal intérêt est à l'échelle locale". Ainsi, le stockage de l'électricité produite par un parc de 10 éoliennes (25 MW) nécessiterait un volume de 70.000 m3 (2) .
Step souterraines : un intérêt à l'échelle locale, pour de petites capacités
Alors que le gisement pour développer des stations de transfert d'énergie par pompage (3) (Step) de grand volume a déjà été exploité en France, "l'utilisation de cavités souterraines en tant que réservoir de stockage peut constituer un développement intéressant", indique l'Ineris. Il s'agit de créer un ou deux réservoirs souterrains. "De nombreux projets de ce type ont été étudiés de par le monde mais le surcoût lié au creusement du réservoir souterrain n'a pas encore permis de les concrétiser". C'est pourquoi, aux Etats-Unis et en Allemagne, des projets envisagent d'exploiter des cavernes déjà existantes, dans d'anciennes mines et carrières.
En France, de nombreux sites de ce type existent, mais leur potentiel est plutôt de l'ordre de la micro-Step, dans la perspective de stocker une production locale d'énergie. Ainsi, "une carrière à ciel ouvert en fin d'activité à Berrien (Finistère) est en train d'être convertie en micro-Step. Le dénivelé y est relativement faible (40 mètres) et permettra d'obtenir une puissance limitée de 1,5 MW, ce qui représente tout de même la consommation électrique (hors chauffage et eau chaude) d'environ 2.000 foyers". Le développement d'une centaine de réservoirs de 100.000 m3 à raison d'un cycle par jour permettrait de stocker 4 TWh par an, soit environ 1% de la part des énergies renouvelables à l'horizon 2020, estime l'Ineris.
Chaleur et froid : un stockage intersaisonnier
Des projets envisagent enfin le stockage souterrain de chaleur ou de froid, en utilisant les propriétés isolantes du sol. "Pour qu'un tel stockage soit rentable, il faut disposer d'une source de chaleur dite « fatale », c'est- à-dire d'une énergie thermique non utilisée en totalité et partiellement rejetée, telle que celle produite par les usines d'incinération, à la sortie des pompes à chaleur, par le refroidissement des panneaux photovoltaïques, etc", note l'Ineris.
Il s'agit de pomper de l'eau souterraine, de modifier sa température par échange thermique avant de la réinjecter dans le réservoir. Pour cela, il faut "injecter de l'eau chaude dans une zone de l'aquifère ou de la cavité souterraine, tout en récupérant de l'eau froide dans une autre zone, sans que les deux se mélangent, précise l'Ineris. Le cycle est ensuite inversé selon les saisons : en hiver, on récupérera l'eau chaude préalablement stockée en été et on injectera de l'eau froide".
Près de 700 systèmes équivalents existent déjà dans des aquifères aux Pays-Bas. En France, plusieurs projets ont été envisagés mais abandonnés en raison de conditions géologiques et topographiques moins favorables. Cependant, "de nouvelles perspectives s'offrent aujourd'hui du fait des performances des pompes à chaleur qui permettent d'envisager des stockages à plus basse température (30- 40°C). Cela exigera néanmoins de réaliser des forages relativement profonds afin d'atteindre des nappes dont le niveau est proche de celui de la mer, voire inférieur, et qui ont donc une faible vitesse d'écoulement".
Pour s'affranchir de ces contraintes naturelles, il est également envisagé d'utiliser des cavités souterraines déjà existantes (mines, carrières) ou de construire des cuves. "La zone chaude se trouve alors à son sommet et la zone froide à sa base, ces deux zones étant séparées par une zone de transition thermique appelée « thermocline »", explique l'Ineris. Deux projets de ce type ont été développés en Suède et au Danemark. En France, le potentiel est estimé à plusieurs centaines de sites. L'Ineris a lancé en 2015 un projet de recherche en Picardie.
Un volume d'eau de 100.000 m3 permettrait de stocker l'équivalent de la consommation de chauffage de 1.400 ménages, avec un cycle d'injection-soutirage d'eau annuel (été-hiver). "En prenant une centaine de cavités de ce type, la capacité énergétique de stockage peut être estimée à environ 0,4 TWh par an, à raison d'un cycle annuel, soit 0,1 % de la part d'énergies renouvelables à l'horizon 2020".
