Le stockage d’hydrogène avance en Europe puisque l’Union Européenne vient d’apporter 5 millions d’€ au projet HyPSTER de stockage souterrain. Piloté par Storengy, ce projet consiste en la création d’un site de production et de stockage d’hydrogène dans des cavités salines. L’objectif est de tester à grande échelle la viabilité d’un tel type de production et de stockage. La mise en service est prévue pour 2023.
En parallèle, d’autres types de stockage d’hydrogène sont en développement. Lorsque l’énergie transformée en hydrogène est issue de sources renouvelables, le stockage permet ainsi de réduire l’impact de leur intermittence et de baisser leur coût.
Zoom sur le projet HyPSTER et les techniques de stockage existantes.
À lire sur energynews.fr : Les réacteurs numériques d’EDF prêt pour fin 2023 ?
Le stockage d’hydrogène en cavité saline en France
Le nouveau projet HyPSTER à grande échelle
Le stockage d’hydrogène du nouveau projet HyPSTER consistera à tester à grande échelle la viabilité du stockage souterrain.
Piloté par Storengy, le projet de stockage en cavernes salines s’accompagnera, dès 2022, de la construction d’un électrolyseur d’1MW. Celui-ci permettra de produire, sur place, de l’hydrogène vert à base d’énergies renouvelables locales. Grâce à une pile à combustible, l’hydrogène pourra ensuite être reconverti en électricité.
Il faudra attendre 2023 pour que les premières tonnes d’hydrogène converties soient stockées sur site à Etrez, en France. A terme, l’objectif est de produire 400 kg d’hydrogène par jour et d’en stocker jusqu’à 44 tonnes. D’ailleurs, cette technique de stockage souterrain est déjà bien éprouvée.
Une méthode éprouvée
En effet, quatre sites de stockage d’hydrogène en caverne saline d’hydrogène existent déjà. Soit trois aux Etats-Unis, ainsi qu’un au Royaume-Uni. Mais le projet HyPSTER est le premier soutenu et subventionné par l’Union Européenne (5 millions d’euros) via l’entreprise commune FCH2JU.
D’après les calculs de l’Ineris, une cavité saline de 500.000m3 sous pression de 200 bars pourrait stocker 150GWh d’hydrogène. Le sel présenterait aussi une bonne capacité d’étanchéité, peu de pertes liées aux flux, ainsi qu’un faible degré de perversion de l’hydrogène par des micro-organismes. Néanmoins, ces propriétés sont encore à prouver.
Egalement, d’autres types de stockage sont actuellement en développement.
Un point sur les techniques de stockage existantes
Sous forme gazeuse à très haute pression
À pression atmosphérique (1 bar) et température « ambiante », l’hydrogène est un gaz. Il est en revanche si peu dense qu’un m3 ne peut en contenir que 90mg. Cela signifie qu’il faut 11m3 pour stocker 1kg d’hydrogène, soit la quantité nécessaire pour parcourir 100km environ.
De fait, pour être utilisable sous forme gazeuse, l’hydrogène doit être maintenu à haute pression sous forme de gaz comprimé à au moins 700 bars.
Il faut donc que les matériaux composant les bouteilles et réservoirs soit étanches et extrêmement résistants à la pression. C’est pourquoi Air Liquide travaillent notamment à l’amélioration de la tenue mécanique des matériaux actuellement employés.
À lire sur energynews.fr : Air Liquide investit dans l’Hydrogène Renouvelable Français
Sous forme liquide à très basse température
L’hydrogène peut également être stocké sous forme liquide. En revanche, il faut pour cela le maintenir en dessous de -252,87°C.
Même à basse pression, la densité de l’hydrogène liquide est bien plus élevée que lorsqu’il est gazeux. Il permet ainsi de très bonnes performances de stockage. En revanche, les conditions de maintien de la température de liquéfaction sont extrêmement contraignantes.
De fait, ce type de stockage n’est pas développé pour des applications de mobilité courante comme l’alimentation de stations services d’hydrogène par exemple. Ce sont plutôt les hautes technologies très gourmande en énergie comme l’aérospatiale qui en font usage.
Sous forme solide par hydruration
Le stockage sous forme solide est également en plein développement. Cela consiste en l’absorption de l’hydrogène par une autre matière, formant ensemble un hydrure. Avec des métaux comme le magnesium ou le silicium, le « mélange » donne ainsi des hydrures métalliques.
Ce type de stockage à l’avantage de ne pas être contraint par la pression ou la température. Mieux encore, lorsque les atomes d’hydrogène occupent les « vides » laissés par la matière, ils sont paradoxalement plus proches que lorsqu’ils forment ensemble une molécule. L’hydrogène dans un contenant solide est donc encore plus dense que sous forme liquide.
Ainsi, l’hydrure offre des opportunités d’utilisation très variées, notamment d’application nomade ou de mobilité légère. Egalement, ses coûts de production sont relativement bas.
À lire sur energynews.fr : Green Hydrogen Catapult: un premier pas vers « une Société Hydrogène »?
Régler les problématiques techniques, puis géopolitiques
Des problématiques inhérentes à chaque type de stockage
En revanche, tout comme le stockage gazeux ou liquide, le stockage solide présente quelques inconvénients. En ce sens, l’extraction de l’hydrogène de l’hydrure nécessite beaucoup de chaleur. Son pouvoir calorifique est donc largement réduit avant même utilisation.
Même chose mais à moindre mesure pour le gaz sous haute pression. La taille très petite de l’atome d’hydrogène demande également de très grandes capacités d’étanchéité. Concernant l’hydrogène liquide, son maintien à -252,87°C nécessite de grandes capacités d’isolation et les pertes sont presque inévitables.
Enfin le prix, puisqu’actuellement la production d’hydrogène reste moins compétitive que les énergies fossiles ou renouvelables. En revanche, le stockage pourrait permettre de tirer les prix vers le bas. Egalement, de réduire les pertes dues à l’intermittence des énergies renouvelables.
Stockage et transport dans les gazoducs ?
Le projet HyPSTER va ainsi permettre de tester le stockage souterrain à grande échelle. En revanche, le stockage en cavité saline demande encore d’étudier le comportement moléculaire de l’hydrogène en milieu salin. Cela ne répond pas non plus à la problématique de décentralisation de la production et du stockage.
Fatalement, cela pose donc aussi la question du transport de l’hydrogène, notamment dans un système dit de « smart grid » combinant stockage et transport. Pour cela, les gazoducs pourraient être une solution. Théoriquement, leur utilisation est déjà possible.
Ainsi, tout en participant aux efforts de transition énergétique, le stockage d’hydrogène pourrait aussi bouleverser les rapports de forces géopolitiques.
À lire sur energynews.fr : Transition énergétique : 500 mds $ investis en 2020
