Le projet FluidSTORY, cofinancé par l’Agence nationale de la recherche (ANR) et initié en 2016, étudie la faisabilité d’une solution d’avenir pour le stockage souterrain d’énergie, le principe étant de transformer un surplus d’électricité en méthane et de le restituer ultérieurement sous forme d’énergie électrique.
L’Europe vise 20% d’énergies renouvelables dans son mix énergétique d’ici 2020. Eolien, solaire, la plupart des sources sont intermittentes. Afin de trouver une bonne adéquation entre demande et production d’énergie et de garantir la stabilité des réseaux, il est nécessaire de trouver des solutions pour stocker massivement l’énergie et pour la restituer quand on en a besoin.
Une des pistes les plus prometteuses consiste à transformer l’énergie électrique pour la stocker sous forme de fluides. Le concept Electrolyse-Méthanation-Oxycombustion (EMO) consiste ainsi à transformer le surplus d’électricité en méthane. L’opération se déroule en deux temps : production d’hydrogène et d’oxygène par électrolyse de l’eau, puis de méthane par réaction de l’hydrogène avec du CO2. Le méthane alimente ensuite une turbine pour produire à nouveau de l’électricité. Ce procédé implique le stockage temporaire, massif et réversible d’une grande quantité de fluides (oxygène, CO2 et méthane).
Stocker les fluides en cavité saline
Il est envisagé de stocker ces fluides en cavités creusées dans les couches profondes de sel, du même type que celles utilisées aujourd’hui pour le stockage d’hydrocarbures (réserves stratégiques, stockage saisonnier). L’objectif principal du projet FluidSTORY est d’étudier la faisabilité, la sécurité et l’intégrité du stockage de l’oxygène et du CO2 nécessaires au concept EMO dans de telles cavités, ainsi que les conditions qui doivent être satisfaites à moyen-long terme (2030-2050), en France, pour atteindre la rentabilité énergétique et économique de cette solution de stockage. Le projet comporte ainsi un volet économique pour estimer les besoins en termes de stockage et le contexte énergétique dans lequel le procédé pourrait apporter une solution.
Parallèlement, un inventaire méthodique des cavités existantes et des formations susceptibles d’abriter de nouvelles cavités permettra de vérifier la disponibilité des volumes de stockage nécessaire au déploiement de cette technique, et de collecter leurs caractéristiques.
Faut-il stocker chaque fluide dans des cavités distinctes ou dans un même volume ? Quel équilibre trouveront ces gaz par rapport aux eaux résiduelles qu’on peut trouver dans ces cavités ? Quels sont les risques à anticiper, en phase d’exploitation ou de clôture de site ? Une part importante du projet sera consacrée à étudier les différentes questions techniques et environnementales soulevées par un tel stockage.
Le sous-sol : un réservoir potentiel pour le stockage d'énergie
Le stockage massif de l’énergie est une des composantes de la transition énergétique, notamment en permettant l’intégration des énergies renouvelables issues de sources intermittentes. Par définition, il nécessite la disponibilité de grands volumes, que le sous-sol peut offrir en fonction de la géologie du site. Concernant le stockage d’électricité, le BRGM s’intéresse notamment à trois nouvelles technologies: le Power-to-Gas (conversion d’électricité en gaz) utilisant le stockage souterrain d’hydrogène, le CAES (stockage d’énergie sous forme d’air comprimé) dans les cavités salines ou cristallines, et les STEP souterraines (Station de transfert d’énergie par pompage) utilisant les mines abandonnées. Le BRGM mène également des recherches sur le stockage de la chaleur issue de sources d’énergies renouvelables ou de rejets industriels, en aquifère souterrain ou par champs de sondes géothermiques.
À PROPOS DU PROJET
Le projet FluidSTORY, doté de 2,1 millions d’euros et d’une durée de 4 ans , est cofinancé par l’Agence nationale de la recherche (ANR). Il associe 3 partenaires publics et 4 partenaires privés, avec les spécialités suivantes :
- BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières) : coordination, inventaires géologiques, sécurité et risques
- ARMINES : thermodynamique et géochimie, procédés de surface
- X-LMS Ecole Polytechnique : thermomécanique, simulation et expérimentation
- Brouard Consulting : thermomécanique
- Geostock : géotechnique, expertise cavités
- Geogreen : stratégie et économie
- AREVA H2-GEN : électrolyse
Les travaux du projet sont suivis par un comité externe composé d’industriels du secteur énergétique, auquel participent Air Liquide et Engie. Le projet est soutenu par les pôles de compétitivité AVENIA et S2E2.
Arthur de Pas - 02 38 64 46 65 - 06 84 27 94 14 - presse@brgm.fr
Source: Communiqué de presse de BRGM du 1er juillet 2016
et du Centre Efficacité énergétique des Systèmes de MinesParistech: http://www.ces.mines-paristech.fr/Projet-FluidSTORY/
Avis de Bruno Mansuy, président de ERH2-Bretagne:
La position de Négawatt et le recours à la méthanation est une deuxième étape non nécessaire à la conversion de l'électricité en gaz; De plus, produire du méthane pour le réutiliser et ainsi produire encore du CO2 n'est pas un cycle vertueux. La première étape de conversion de l'électricité en hydrogène est suffisante pour être injectée dans le réseau gazier. Actuellement cela est faisable à hauteur de 7% selon la réglementation française, et à hauteur de 20 % selon les possibilités techniques du réseau de gaz actuel. Néanmoins l'évolution du réseau peut se faire avec 100 % d'hydrogène si l'on convertit progressivement notre réseau avec des aciers spéciaux dont les coûts serait réduits en raison de l'effet d'échelle sur toute la France. Un tel réseau de 1 500 km existe déjà dans le nord de la France et de l'Allemagne avec Air Liquide et en Californie les stations services hydrogène sont implantées sur le réseau de gaz.
