Sans stockage, point d’ambition pour le plan hydrogène français…

Un système d’approvisionnement par réseau ne s’entend pas sans stockage : en France, quand les hivers sont rudes, plus de la moitié du gaz consommé est passé par un des sites de stockage sous-terrain de l’hexagone. Les Français ont toujours - à de rares exceptions près⁽¹⁾ - de l’électricité et du gaz chez eux et des carburants à leur station-service, car les réseaux de transport et de distribution fonctionnent très bien et les stockages qui le jalonnent aussi.

Comme beaucoup d’autres pays récemment, la France a présenté un nouveau plan hydrogène en septembre 2020⁽²⁾ - 3 ans après le « plan Hulot » - annoncé comme plus « ambitieux ». Financièrement, il l’est effectivement. Mais si l’on souhaite que l’hydrogène joue un jour un rôle important dans le mix énergétique français, comme énergie primaire⁽³⁾ ou comme solution de stockage de l’électricité, il faut être capable de le stocker en grande quantité et pas uniquement dans quelques bonbonnes en surface. Or, pourrons-nous stocker et distribuer l’hydrogène comme le gaz naturel ? Sauf à envisager une utilisation de l’hydrogène directement sur le lieu de production ?

De nombreuses réflexions sont en cours en Europe, autour de la création d’un réseau de transport dédié à l’hydrogène, intégrant des stockages souterrains⁽⁴⁾, afin de relier différents « hubs » territoriaux mais la filière hydrogène se développera à court terme autour d’écosystèmes territoriaux.

La sécurité des installations d'hydrogène - un gaz inflammable - est un sujet dominé par l'industrie qui ne posera donc pas de problèmes nouveaux pour le stockage massif en sous-sol. La démocratisation de l'hydrogène pour un usage complétement décentralisé nécessitera en revanche un apprentissage par les utilisateurs. Ce sujet est en particulier étudié par l'INERIS mais ne sera pas discuté ici puisque les stockages seront réalisés et exploités par des professionnels.

Rappel : comment stocke-t-on et transporte-t-on du gaz ?

Nous savons bien stocker le gaz naturel. De fait, les capacités de stockage et donc d’autonomie énergétique de la France sont de quelques minutes pour les batteries (présentes sur le sol national), de 8 jours pour l’énergie hydraulique au sein de nos barrages (STEP) et de 3 mois pour le gaz. Ce volume de gaz est stocké dans le sous-sol dans des sites répartis sur le territoire là où c’est géologiquement possible (pas sur les granites bretons et corses, ni au sommet des Alpes par exemple), ce qui implique un réseau pour l’acheminer et ensuite le redistribuer.

La France dispose de 16 sites de stockage de gaz naturel (dont 4 en cavités salines ; 14 sont opérés par Storengy⁽⁵⁾ et les 2 restants par Teréga dans le sud-ouest), de 37 500 km de gazoducs⁽⁶⁾ pour le transporter à haute pression, auxquels s’ajoutent près 200 000 km de canalisations supplémentaires à basse pression pour le distribuer auprès des consommateurs⁽⁷⁾.

Le stockage en cavité saline offre une solution : le sel est parfaitement imperméable...

L’hydrogène peut se stocker dans le sous-sol comme le méthane mais il présente certaines particularités qui réduisent les possibilités :

• l’hydrogène contient plus d’énergie par kg que le méthane (raison pour laquelle il est employé pour lancer nos fusées) mais il en contient 3 à 4 fois moins en volume dans les gammes de pression employées. Il faudra donc disposer d’un plus grand volume pour stocker la même quantité d’énergie ;
• de nombreuses bactéries adorent l’hydrogène (c’est pour ça que la vie se développe au fond des océans où les « fumeurs » en crachent). Il faut donc éviter que cet hydrogène soit en contact avec des bactéries dans le sous-sol : sinon, ce n’est pas de l’hydrogène mais d’autres gaz qui seront récupérés au bout de quelques mois (du méthane, biogénique certes, mais ce n’est pas ce qui est recherché, et du sulfure d’hydrogène) ;
• la molécule est petite et peut donc fuir si la couverture du site de stockage n’est pas assez étanche.

En ce qui concerne les deux derniers points, le stockage en cavité saline offre une solution : le sel est parfaitement imperméable (pas de fuite, quasiment pas d’eau, pas de bactérie). Reste le problème du volume.

 
Carte du réseau de gaz naturel en France métropolitaine, incluant les stockages souterrains⁽⁸⁾ (©Connaissance des Énergies, d'aprèsTeréga)

La France dispose, compte tenu de sa géologie, de nombreux aquifères⁽⁹⁾ qui peuvent permettre un stockage dans presque tous nos bassins (parisien, d’Aquitaine, vallée du Rhône, etc.). Ces aquifères, qui peuvent être de très grande taille, abritent près de 90% des capacités actuelles de stockage de gaz naturel en France⁽¹⁰⁾.

Il n’y a en revanche pas partout du sel et, surtout, les cavités salines, plus petites, doivent être créées par les opérateurs (à raison de 20 à 70 millions de Nm³ par cavité, un site de stockage pouvant contenir de 1 à plus de 50 cavités ; tandis que la capacité de stockage naturelle des aquifères peut atteindre 3 500 millions de Nm³).

Comment crée-t-on une cavité saline ?

Pour créer une cavité saline, il faut :

• trouver une couche géologique profonde de sel (chlorure de sodium – sel de table) ;
• de l’eau pour le lessivage (c’est-à-dire le creusement de la cavité par dissolution du sel dans l’eau) ;
• un exutoire pour la saumure (l’eau salée produite lors de l’extraction).

Pourquoi y a-t-il des couches de sel sous nos pieds ? C’est assez simple : dans un bassin « fermé » (non connecté à l’océan global⁽¹¹⁾, comme l’Altiplano bolivien actuel), les apports en eaux des fleuves ne sont pas toujours suffisants pour maintenir de l’eau : l’eau s’évapore mais pas le sel (il reste au fond où il s’accumule, le processus se réitérant). Ce processus est aujourd’hui en cours dans les salars (États-Unis, Bolivie, Chili, dépression de l’Afar en Afrique de l’Est) et il a eu lieu il y a des millions d’années dans ce qui est maintenant l’Europe : des « séries » salifères épaisses se rencontrent en Allemagne et, dans une moindre mesure, en France.

Ces séries salifères sont facilement identifiées en imageant le sous-sol avec de la sismique. Un puits est ensuite foré jusque dans la couche (en général entre 500 m et 1 500 m de profondeur), puis équipé de 2 tubes concentriques : l’un des tubes va permettre d’amener de l’eau au contact de la couche de sel pour la dissolution, l’autre tube va permettre de remonter la saumure à la surface. La saumure est généralement envoyée par canalisation chez un salinier/chimiste où elle sert de matière première à la chimie du chlore (désinfectants, médicaments, insecticides, peintures, PVC, etc.) ou de la soude (savons, détergents, industrie textile, etc.).

La durée de ce « lessivage » est un point fondamental à prendre en compte : il faut environ 6 ans pour effectuer cette opération sur une cavité saline de grande taille. Le nombre de cavités pouvant être lessivées en parallèle est limité par l’exutoire de saumure (en pratique 1 à 4 en France suivant les sites).

Schéma d’un stockage souterrain de gaz en cavité saline, qu’il soit du méthane ou de l'hydrogène.

Quel est le potentiel de développement de cavités salines supplémentaires en France ?

En France, nous ne disposons pas encore de site de stockage d’hydrogène en cavité saline mais plusieurs projets sont en phase de lancement⁽¹²⁾, pour aller vers un stade commercial⁽¹³⁾. Toutefois, au-delà des 4 sites de stockage de gaz naturel en cavités salines déjà existants, les possibilités ne sont pas nombreuses et les conditions de stockage y sont plus difficiles : sel peu épais dans la zone de Nancy (qui, avec 3 saliniers, présente néanmoins un potentiel de développement certain pour développer le stockage à l’échelle régionale), pas d’exutoire pour la saumure en Alsace ou en faible quantité en Aquitaine, etc.

À l’étranger, des sites de stockage d’hydrogène en cavité saline sont en revanche opérationnels depuis presque 50 ans, comme Teeside en Angleterre ou aux États-Unis (Air Liquide opère l’un d’eux au Texas : Spindletop). Ces stockages sont en général plus petits (« trou » de moins de 1 million de m³ dans le sel) que ceux des réservoirs déplétés ou des aquifère utilisés en France pour le gaz naturel mais ils sont suffisants pour l’usage actuel de l’hydrogène, en particulier dans les raffineries. Il s’agit en effet de sites dédiés aux stockages « stratégiques » (l’hydrogène est une matière première clé pour l’industrie chimique) qui doivent permettre aux usines et aux États de ne pas se retrouver coincés en cas de tensions internationales affectant les importations d’hydrogène. Au regard de ces retours d’expérience dans le monde, l’usage des cavités salines pour stocker de l’hydrogène pur a donc un niveau de maturité technique élevé (niveaux 8-9 sur l’échelle « TLR »⁽¹⁴⁾).

Coté recherche, les efforts se concentrent sur la déformation potentielle du sel dans le cadre d’un stockage d’hydrogène « à usage énergie » : l’exploitation des cavités salines pour ce type de stockage implique de réaliser des mouvements d’injection et de soutirage plus rapides et plus fréquents que pour les réserves stratégiques qui par définition servent peu. Il est donc important, tant pour la sécurité que pour l’économie d’un site de stockage d’hydrogène, de déterminer la fréquence possible de ces mouvements sans impact sur la tenue mécanique de la cavité.

Il n’y a donc pas de nouvelles technologies à développer à partir de zéro, avec les risques inhérents à la recherche, pour stocker de l’hydrogène en cavité saline en France mais il faut s’y mettre maintenant pour être prêts dans 10 ans. Il existe un potentiel d’environ 3 à 4 TWh d’hydrogène stockable dans des cavités salines existantes⁽¹⁵⁾, (soit presque 100 000 tonnes d’hydrogène ou 10% de la consommation annuelle d’hydrogène en France à l’heure actuelle). À cela, il faut ajouter l’hydrogène qui pourrait être injecté en mélange dans les stockages aquifères (selon la teneur acceptable dans ces stockages).

D’autres cavités salines peuvent par ailleurs être créées, en particulier dans l’Est⁽¹⁶⁾.

Localisation des différents aquifères et couches salifères en France. (©Connaissance des Énergies - Fond de carte : Ineris⁽¹⁷⁾)

Peut-on accélérer les choses en utilisant des aquifères comme on le fait pour le méthane ?

Comme indiqué précédemment, il existe des limites techniques à l’usage des aquifères pour le stockage d’hydrogène : tenue de la couverture, activité bactérienne et compatibilité des éléments de surface (compresseurs, éléments de comptage, tuyaux). Actuellement, il n’est ainsi envisagé de stocker l’hydrogène dans ces stockages aquifères qu’en mélange. Pour rappel, le « gaz de ville » (issu du charbon) était déjà un mélange contenant de l’hydrogène et il a été longtemps stocké : là aussi, le niveau de maturité technologique est élevé et il existe d’ailleurs toujours dans le monde⁽¹⁸⁾ des capacités de stockage « de mélange » en activité (majoritairement CH₄ + H₂).

Les actions de R&D en cours visent surtout à étudier la compatibilité entre les différents équipements d’exploitation du stockage et l’activité bactérienne (avec 2 chaires industrielles de l’ANR dédiées à ces sujets⁽¹⁹⁾, impliquant coté industrie Engie, GRTgaz, EDF, Air Liquide, Transvalor ou Mannesmann et coté monde académique UPPA, Mines Paris Tech et IFP Énergies nouvelles). Un des objectifs est de définir les conditions techniques (et économiques) et la sécurité⁽²⁰⁾ pour atteindre une spécification technique de 10% de mélange en volume en 2030⁽²¹⁾.

Plan hydrogène français : attention à ne pas oublier des briques…

Le plan hydrogène français a pour objectif d’accélérer la transition écologique et de créer une filière industrielle dédiée à l’hydrogène décarboné. Il y est question de production et d’usage, beaucoup moins de stockage (et encore moins de l’apport d’un stockage souterrain de grande capacité pour soutenir l’accélération de l’industrialisation de cette filière).

Pourtant :

• un producteur d’hydrogène aura besoin d’un débouché physique à tout moment. De plus, la capacité à produire de l’hydrogène en continu lui permet d’optimiser son coût d’approvisionnement en électricité et donc de maîtriser son coût de production d’hydrogène dans le temps ;
• le stockage souterrain peut être compétitif par rapport à des solutions complétement décentralisées, y compris pour des petites capacités⁽²²⁾ ;
• du côté des usages, un client potentiel ne pourra envisager d’orienter sa consommation vers l’hydrogène qu’à la seule condition d’être assuré d’un approvisionnement 7 jours sur 7 et 24 heures sur 24.

Attendre d’avoir des problèmes de stockage pour traiter cette question ralentirait la pénétration de l’hydrogène en France de plusieurs années. D’autres pays semblent beaucoup plus réalistes.

Le plan français, n’est pas si ambitieux. Il se concentre sur « apprendre à utiliser l’hydrogène ».

Au Royaume Uni, le plan hydrogène fait par exemple explicitement référence à des réseaux de distribution et au stockage souterrain. Ayant une forte industrie pétrolière et gazière (historiquement charbonnière), ce pays est sans tabou sur l’utilisation du sous-sol : l’hydrogène est obtenu à partir du gaz naturel (CH₄) et le carbone est réinjecté dans des réservoirs déplétés sous forme de CO₂. Après avoir dans le passé remplacé le gaz de ville par du gaz naturel provenant de leur domaine maritime en mer du Nord, le Royaume-Uni envisage ainsi désormais un remplacement de ce gaz par de l’hydrogène. Tout le réseau de distribution est progressivement remplacé depuis des années pour être « H₂ compatible » (l‘acier des canalisations est remplacé par des matériaux composites). Des villes comme Leeds proposent de tester un double réseau (un composé à 100% d’hydrogène et un autre de gaz naturel progressivement mélangé à de l’hydrogène). Le stockage en sous-sol, tant à terre qu’en mer, est directement intégré à leur projet.

On pourrait citer beaucoup d’autres exemples : la Corée du Sud, où 3 grosses villes vont être « 100% H₂ » à l’horizon 2022⁽²³⁾ (pour y développer des technologies qui pourront être exportées) et où Kawasaki et Shell construisent le premier bateau de transport d’hydrogène liquéfié ; la Chine, qui soutient maintenant fortement le développement de véhicules hydrogène là aussi pour l’exportation ; l’Allemagne, qui place le développement des infrastructures parmi les priorités de son plan hydrogène, etc.

Le plan français, n’est donc pas si ambitieux. Il se concentre sur « apprendre à utiliser l’hydrogène ». Ce que cela implique pour le transport et le stockage n’est que peu détaillé, voire mis sous le tapis. On sait transporter l’hydrogène et le stocker dans des cavités salines mais il ne se passera rien sans un cadre réglementaire clarifié. Celui-ci est en particulier nécessaire pour permettre aux usagers avals de réduire les risques de leurs investissements liés à de nouveaux usages de l’hydrogène (ils n’investiront d’ailleurs pas sur les usages ou décaleront leurs investissements s’il y a le moindre risque réglementaire que les infrastructures de stockage ne soient pas disponibles au moment du lancement de leur projet).

Contrairement à d’autres pays, la loi en France ne considère pas encore l’hydrogène comme un gaz rentrant « naturellement » dans le code minier⁽²⁴⁾, des progrès sont en cours depuis cet été mais le cadre législatif ne permet pas aujourd’hui de s’y appuyer pour développer efficacement le stockage sous-terrain d’hydrogène⁽²⁵⁾. Enfin, les projets de production/stockage sur un même site devrait être facilités par les règlementations afin d’utiliser intelligemment les sites industriels existants.

Faire évoluer un mix énergétique prend ainsi du temps, non pas parce que de « vilains » lobbies auraient intérêt à ne pas changer, mais parce que dans l’industrie et, en particulier dans l’énergie, rien ne se fait en claquant dans les doigts. La création des capacités de stockage va en particulier prendre du temps. Il faut anticiper dès maintenant, cesser d’avoir le « sous-sol honteux » et soutenir la mise en place de ces premières infrastructures.