Magazine N°740 Décembre 2018 - Trend'X
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Michel ROSSO (69)

Directeur de recherche émérite au CNRS, chercheur du LPMC

François OZANAM (81)

Directeur de recherche CNRS, chercheur du LPMC

Pierre BEREST (73)

Ancien ingénieur général des Mines, chercheur émérite au LMS

Alexandre DIMANOV ()

Chargé de recherche CNRS, chercheur du LMS

Articles du Dossier

Par Philippe DROBINSKI (D 1998)
Par Philippe DROBINSKI (D 1998)
Par Yvan BONNASSIEUX
Par Alexandre DIMANOV
et Pierre BEREST (73)
et François OZANAM (81)
et Michel ROSSO (69)
Par Marie-Claude CLOCHARD
et Sébastien MICHELIN (99)
Par Riwal PLOUGONVEN (95)
et Jordi BADOSA
et Patricia CRIFO
Par Élodie GIGOUT
et Hervé DUMEZ
et Julie MAYER
Par Jiazi YI
et Sonia TOUBALINE
et Pierre-Louis POIRION
et Leo LIBERTI
et Claudia D'AMBROSIO
et Thomas CLAUSEN
Par Philippe DROBINSKI (D 1998)
et Peter TANKOV (97)
et Anna CRETI
Par Dominique ROSSIN (94)
et Franck PACARD (84)
Par Philippe CORDIER (99)
et Serge CHANCHOLE
et Cyril COLIN (2011)
Par Pierre AVENAS (65)

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.

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.

	Installations de surface du stockage de pétrole brut en cavité saline près de Manosque, Alpes-de-Haute-Provence (source : Géostock).
Installations de surface du stockage de pétrole brut en cavité saline
près de Manosque, Alpes-de-Haute-Provence
(source : Géostock).

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.

Stockage de gaz  dans une couche de sel (exemple d’Étrez, Ain)
Stockage de gaz dans une couche de sel (exemple d’Étrez, Ain)
et création de la cavité
(source : Storengy).

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.

 

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

 

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.

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. 

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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