Le stockage de l’énergie élément clé de la transition énergétique

Le lissage des pics de consommation ou de production liés à l’intermittence des nouvelles sources d’énergie renouvelable, la nécessité de moyens de transport plus propres, la très forte augmentation des systèmes électroniques portables nécessitent des moyens de stockage de l’énergie toujours plus efficaces et fiables : autant de thèmes de recherche pour les laboratoires de Trend‑X.

L’éner­gie peut être sto­ckée sous dif­fé­rentes formes : méca­nique (bar­rages hydro­électriques, air com­pri­mé, volants d’inertie…), ther­mique (réser­voirs d’eau chaude…), chi­mique (car­bu­rants) ou élec­tro­chi­mique (piles et accu­mu­la­teurs…), ou enfin magné­tique (bobine supraconductrice).

REPÈRES

En 2015, l’Agence inter­na­tio­nale de l’énergie renou­ve­lable (Ire­na) esti­mait que, pour un objec­tif de taux de péné­tra­tion de 45 % d’énergie renou­ve­lable à l’horizon 2030, les besoins mon­diaux en sto­ckage d’énergie cor­res­pon­draient à une puis­sance déli­vrée de 150 GW par bat­te­ries et à 325 GW par sta­tions de pom­page (source Wikipedia).

Le stockage électrochimique

Les bat­te­ries rechar­geables sont les prin­ci­paux moyens de sto­ckage élec­tro­chi­mique actuel­le­ment com­mer­cia­li­sés pour les appli­ca­tions dans le domaine de la mobi­li­té. Par­mi celles-ci, les bat­te­ries lithium-ion sont, avec les bat­te­ries à élec­trode en lithium métal et élec­tro­lyte poly­mère déve­lop­pées par le groupe Bol­lo­ré, celles qui pré­sentent la meilleure den­si­té d’énergie, tant sur le plan mas­sique que volu­mique. Comme toutes les bat­te­ries, les bat­te­ries lithium-ion sont consti­tuées d’une élec­trode néga­tive et d’une élec­trode posi­tive sépa­rées par un élec­tro­lyte imbi­bant un sépa­ra­teur. Dans ce cas, les élec­trodes sont des élec­trodes à inser­tion des ions lithium (en géné­ral en gra­phite pour l’anode et oxyde de métal de tran­si­tion pour la cathode), per­met­tant l’échange réver­sible des ions entre charge et décharge de la bat­te­rie. La den­si­té d’énergie est fonc­tion de la dif­fé­rence de poten­tiel entre les élec­trodes (envi­ron 3,5 V pour le lithium-ion) et de la capa­ci­té d’insertion du lithium des élec­trodes. Pour l’augmenter, une des solu­tions pos­sibles serait donc de rem­pla­cer le maté­riau consti­tuant ces der­nières par des maté­riaux de plus grande capa­ci­té. Pour l’électrode néga­tive, le sili­cium serait une solu­tion de choix : il a en effet une capa­ci­té mas­sique dix fois supé­rieure à celle du gra­phite. Il pré­sente néan­moins le grave défaut de mal résis­ter aux cycles de charge/décharge, du fait des fortes varia­tions de volume qui les accom­pagnent et qui sont par­ti­cu­liè­re­ment délé­tères en milieu élec­tro­lyte liquide (dégradation/passivation conti­nue condui­sant rapi­de­ment à la défaillance des électrodes).

Deux équipes impli­quées dans Trend‑X tra­vaillent actuel­le­ment sur ce sujet. Le labo­ra­toire de phy­sique de la matière conden­sée (LPMC) a décou­vert qu’un alliage à base de sili­cium, le sili­cium amorphe méthy­lé a‑Si1‑x(CH3)x, aug­men­tait consi­dé­ra­ble­ment la cycla­bi­li­té du sili­cium sans en dégra­der la capa­ci­té d’insertion du lithium. Le rem­pla­ce­ment du gra­phite par ce maté­riau repré­sen­te­rait donc un pro­grès très signi­fi­ca­tif en termes de per­for­mances. Les études actuel­le­ment en cours cherchent à mieux com­prendre les méca­nismes de lithiation/délithiation du maté­riau, notam­ment par des tech­niques in situ (en cours de fonc­tion­ne­ment des élec­trodes) : micro­sco­pie optique, spec­tro­sco­pie infra­rouge, com­plé­tée par des tech­niques ex situ (micro­sco­pie à force ato­mique, spec­tro­sco­pie Raman, spec­tro­mé­trie de masse d’ions secon­daires à temps de vol). Le labo­ra­toire de phy­sique des inter­faces et des couches minces (LPICM) tente, quant à lui, de cou­pler la haute capa­ci­té du sili­cium de l’anode avec celle du soufre uti­li­sé comme maté­riau de cathode (bat­te­rie Li2S/Si). Pour ce faire, il s’intéresse à la fabri­ca­tion d’électrodes nano­struc­tu­rées hybrides hié­rar­chi­sées à base de nano­tubes de car­bone déco­rés par des nanoparticules.

Les élec­trodes nano­struc­tu­rées ain­si fabri­quées ont été assem­blées afin de réa­li­ser des pro­to­types de bat­te­rie com­plète. Les capa­ci­tés sur­fa­ciques obte­nues pour ces élec­trodes nano­struc­tu­rées ouvrent la voie à la réa­li­sa­tion de bat­te­ries à très haute den­si­té d’énergie et de puis­sance, entiè­re­ment nanostructurées.

De nom­breuses équipes de recherche, tant uni­ver­si­taires qu’industrielles, cherchent à amé­lio­rer l’autonomie, la durée de vie et le coût des bat­te­ries. La pos­si­bi­li­té de recy­clage en fin de vie est aus­si un enjeu majeur. Si on attend encore une amé­lio­ra­tion des per­for­mances des bat­te­ries lithium-ion déjà citées, d’autres types de bat­te­ries, comme les bat­te­ries lithium-air, pour­raient appor­ter un gain consi­dé­rable en termes de den­si­té d’énergie. Ces sys­tèmes sont à l’étude, mais les recherches butent actuel­le­ment sur des dif­fi­cul­tés essen­tiel­le­ment liées à leur dégra­da­tion très rapide. Pour une uti­li­sa­tion à grande échelle (sto­ckage sta­tion­naire), le rem­pla­ce­ment du lithium par le sodium (40 fois plus abon­dant que le lithium), ou le déve­lop­pe­ment de bat­te­ries « à flux » (dans les­quelles l’échange ionique se fait entre des élec­tro­lytes en cir­cu­la­tion) sont les prin­ci­pales voies envisagées.

“En comparaison d’autres ouvrages souterrains,
les cavités salines présentent l’avantage d’être des volumes clos, donc testables”

Les cavités salines au service de la transition énergétique

Une tout autre voie réside dans le sto­ckage de masse dans le sous-sol de l’énergie sous forme méca­nique (air com­pri­mé) ou chi­mique (hydro­gène, oxy­gène, etc.). Trois grandes tech­niques sont déjà uti­li­sées à grande échelle pour sto­cker les hydro­car­bures liquides, gazeux ou liqué­fiés : le sto­ckage de gaz natu­rel en couche aqui­fère (13 réa­li­sa­tions en France, qui per­mettent de sto­cker deux mois de consom­ma­tion annuelle) ; le sto­ckage de pro­duits liqué­fiés (butane et pro­pane) en gale­ries non revê­tues (en France, 8 réa­li­sa­tions répar­ties sur trois sites) ; et le sto­ckage de gaz ou de liquides en cavi­tés arti­fi­cielles réa­li­sés par dis­so­lu­tion dans des mas­sifs de sel (80 cavi­tés en France sur cinq sites dans les dépar­te­ments de l’Ain, de la Drôme et des Alpes-de-Haute-Pro­vence où dix mil­lions de tonnes de pétrole sont sto­ckés près de Manosque).

La tran­si­tion éner­gé­tique ne rend pas caduques ces tech­niques, et notam­ment les cavi­tés salines, puisqu’on envi­sage d’y sto­cker les excès d’énergie élec­trique sous forme d’air com­pri­mé des­ti­né à ali­men­ter une tur­bine (il existe deux réa­li­sa­tions en Alle­magne et en Ala­ba­ma) ou sous forme d’hydrogène (en aval d’une élec­tro­lyse, pour l’utilisation directe ou, par exemple, pour la métha­na­tion de CO₂). Ces tech­niques sont « matures », de niveau TRL 9 ; mais les nou­velles uti­li­sa­tions envi­sa­gées pré­sentent des ori­gi­na­li­tés tech­niques et scien­ti­fiques qui sont étu­diées au LMS.

Plus pré­ci­sé­ment, ces cavi­tés sont réa­li­sées en creu­sant d’abord un puits de type pétro­lier jusqu’à la for­ma­tion sali­fère, typi­que­ment à un mil­lier de mètres sous la sur­face du sol. On l’équipe d’un cuve­lage métal­lique, cimen­té aux ter­rains, qui l’isole des ter­rains tra­ver­sés. On y intro­duit alors un second tube, de dia­mètre plus petit, comme une paille dans une bou­teille ; il per­met d’injecter de l’eau douce dans la for­ma­tion sali­fère. L’eau dis­sout le sel et la sau­mure pro­duite est remon­tée par l’espace annu­laire entre les deux tubes métal­liques. Le volume de la cavi­té peut atteindre 1 mil­lion de m³. Le coût de créa­tion est réduit, typi­que­ment 30 à 72 euros le mètre cube creu­sé, une frac­tion seule­ment de la valeur du pro­duit sto­cké. La géo­lo­gie fran­çaise est assez favo­rable à leur implan­ta­tion : on trouve du sel en France métro­po­li­taine, du sel sous une sur­face cumu­lée de 20 000 km², sur des épais­seurs qui peuvent atteindre le kilomètre.

La varia­bi­li­té jour­na­lière de la pro­duc­tion d’énergie renou­ve­lable induit des cycles de sto­ckage-désto­ckage plus fré­quents que dans les exploi­ta­tions clas­siques. Dans un sto­ckage d’air com­pri­mé, on peut avoir des cycles jour­na­liers de pres­sion entre 5 MPa et 7 MPa dans une caverne à 500–800 mètres de pro­fon­deur. La caverne perd un peu de volume à chaque cycle, et d’autant plus qu’elle est pro­fonde. Le com­por­te­ment du gaz au désto­ckage n’y est pas par­fai­te­ment adia­ba­tique, mais les varia­tions de tem­pé­ra­ture peuvent atteindre plu­sieurs dizaines de degrés Cel­sius. En se refroi­dis­sant, le sel à la paroi de la caverne se contracte et de fortes incom­pa­ti­bi­li­tés de défor­ma­tion avec le sel plus pro­fond et moins froid appa­raissent. Des contraintes de trac­tion signi­fi­ca­tives sont engen­drées. Les roches les sup­portent beau­coup moins bien que les com­pres­sions, et le mas­sif peut se frac­tu­rer. L’évaluation de ces effets, dont la pos­sible pro­pa­ga­tion de frac­tures, exige des cal­culs assez déli­cats à conduire.

Le sto­ckage de l’hydrogène en cavi­té saline a déjà été réa­li­sé avec suc­cès en Grande-Bre­tagne et au Texas. La petite taille de la molé­cule renou­velle le pro­blème de l’étanchéité des ouvrages. Pour la démon­trer, il faut ana­ly­ser la confi­gu­ra­tion géo­lo­gique par­ti­cu­lière, la qua­li­té des maté­riaux natu­rels et manu­fac­tu­rés, la concep­tion des puits d’accès (la ten­dance est de dis­po­ser deux tubes métal­liques entre les pro­duits et les ter­rains sur toute la hau­teur du puits) et le moni­to­ring rete­nu (sur­veillance et essais). La réflexion porte d’abord sur les maté­riaux qui forment les puits d’accès. Pour le reste, au pre­mier ordre, l’étanchéité est presque par­fai­te­ment assu­rée par les pro­prié­tés favo­rables du sel ; néan­moins les exi­gences sont ici par­ti­cu­liè­re­ment éle­vées. En com­pa­rai­son d’autres ouvrages sou­ter­rains, les cavi­tés salines pré­sentent l’avantage d’être des volumes clos que l’on peut donc tes­ter pério­di­que­ment comme un appa­reil à pres­sion classique.

Pen­dant un essai, on des­cend dans le puits d’accès à la caverne pleine de sau­mure une colonne d’azote. L’ensemble étant mis à la pres­sion maxi­male de ser­vice, on suit le mou­ve­ment de l’interface azote-sau­mure pla­cée à une pro­fon­deur où la sec­tion hori­zon­tale est petite. Une mon­tée rapide est le signe d’une fuite. C’est une méthode très pré­cise dans son prin­cipe mais, s’agissant d’un volume de plu­sieurs cen­taines de mil­liers de mètres cubes, les causes d’incertitudes sont nom­breuses, en rai­son des per­tur­ba­tions méca­niques, chi­miques, ther­miques et hydrau­liques qu’engendre l’essai lui-même, d’autant qu’on cherche à garan­tir que la fuite annuelle est infé­rieure à une frac­tion de l’ordre de 10^-4 du volume sto­cké. C’est un thème impor­tant de recherches.

Les che­mins de la tran­si­tion éner­gé­tique sont loin d’être tra­cés pré­ci­sé­ment. Le char­bon et les hydro­car­bures sont car­bo­nés par défi­ni­tion, les renou­ve­lables moins (elles néces­sitent un backup, typi­que­ment du gaz natu­rel) et le nucléaire très peu, mais il est inéga­le­ment accep­té. L’évolution dépen­dra de variables peu maî­tri­sées : le prix du pétrole, des rup­tures tech­no­lo­giques éven­tuelles, un volon­ta­risme des États et leur una­ni­mi­té, qui n’apparaît pas entiè­re­ment acquise. Dans ce contexte, les tech­niques de sto­ckage sou­ter­rain de l’énergie consti­tuent un outil prou­vé et dis­po­nible. Il n’est pas dérai­son­nable d’envisager la créa­tion, d’ici 2050, de cen­taines de cavernes de sto­ckage en France. Le sto­ckage d’air com­pri­mé res­te­ra sans doute d’intérêt local (l’énergie méca­nique sto­ckée dans une caverne, typi­que­ment 250 MW pen­dant quelques heures, est sen­si­ble­ment infé­rieure à l’énergie chi­mique dis­po­nible lorsqu’on stocke dans la même caverne du gaz natu­rel). En revanche l’utilisation mas­sive de l’hydrogène comme vec­teur de trans­port de l’énergie pour­rait jus­ti­fier un large usage des cavernes. Il fau­dra rendre com­pa­tibles le réseau de dis­tri­bu­tion-trans­port et les pos­si­bi­li­tés offertes par la géo­lo­gie. Une cir­cons­tance favo­rable est que les entre­prises fran­çaises du domaine du sto­ckage sou­ter­rain dis­posent d’un savoir-faire recon­nu qu’elles exportent lar­ge­ment à l’étranger.

Le stockage d’énergie sous forme thermochimique

Enfin dans le cadre de Trend‑X, des tra­vaux vont débu­ter au LMS sur le sto­ckage d’énergie sous forme de cha­leur sen­sible ou latente, pro­cé­dés à matu­ri­té com­mer­ciale. Mais, la « filière cha­leur sen­sible » concerne sur­tout le sto­ckage à court terme et sa den­si­té éner­gé­tique est rela­ti­ve­ment faible (de l’ordre de quelques kWh/m³). La « filière cha­leur latente » est plus per­for­mante (den­si­té éner­gé­tique de l’ordre de quelques dizaines de kWh/m³), mais pas suf­fi­sam­ment com­pé­ti­tive (coûts d’installations éle­vés). Le sto­ckage de cha­leur sous forme de poten­tiel chi­mique de réac­tion est moins répan­du, mais il est en plein essor.

Les sys­tèmes ther­mo­chi­miques basés sur la sorption/désorption de molé­cules d’eau par des poudres de sels hydro­philes sont une des variantes par­mi les moins coû­teuses, et aux impacts envi­ron­ne­men­taux les plus faibles. Le sys­tème le moins oné­reux peut être basé sur le sel com­mun (NaCl). Comme ses homo­logues, il a des désa­van­tages liés aux ciné­tiques de trans­ferts de masse (vapeur d’eau) et de cha­leur dans le milieu « réac­tif ». Mais, son prin­ci­pal incon­vé­nient est la dif­fi­cul­té de conser­ver la sur­face spé­ci­fique de réac­tion (adsorption/désorption), car au bout de quelques cycles d’hydratation les cris­tal­lites de NaCl s’agglomèrent (frit­tage) et le milieu réac­tif perd de sa capa­ci­té de sto­ckage ther­mo­chi­mique. Des déve­lop­pe­ments ori­gi­naux débutent au LMS basés sur la séques­tra­tion et l’isolement des cris­tal­lites de sel les unes des autres dans le réseau de pores (cel­lules) d’une mousse métal­lique à micro­po­ro­si­té ouverte.

Des électrodes nanostructurées 

En rai­son de leur struc­ture unique et de leurs pro­prié­tés élec­tro­niques, les nano­tubes de car­bone agissent comme un com­po­sant de ren­fort et un excellent col­lec­teur de cou­rant, amé­lio­rant ain­si les voies de trans­port élec­tro­niques et ioniques. En fonc­tion de leur uti­li­sa­tion comme cathode ou anode, des nano­par­ti­cules de soufre (S), de sili­cium (Si), d’oxydes ou des sul­fures de métaux de tran­si­tion sont dépo­sées de manière contrô­lée et uni­forme sur la paroi externe des nanotubes.

Acceptabilité : un sujet sensible

Les pro­jets rela­tifs à l’utilisation du sous-sol sont confron­tés à une dif­fi­cul­té majeure : l’acceptation par le public. Cela appelle un effort de démons­tra­tion et d’explication qui devra s’appuyer sur une excel­lente maî­trise tech­nique et scientifique.

Stockage thermochimique

Les per­for­mances du sto­ckage ther­mo­chi­mique en termes de den­si­té éner­gé­tique (plu­sieurs cen­taines de kilo­watt­heures par mètre cube) et de durée de décharge sont assez com­pa­rables à celles des sys­tèmes de sto­ckage sous forme hydro­élec­trique ou d’air com­pri­mé, ce qui en fait la filière la plus prometteuse.

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