Une seconde cavité saline expérimentée pour stocker de l’hydrogène en France

Après Étrez dans l’Ain, une seconde cavité saline située en France, à Carresse-Cassaber dans les Pyrénées-Atlantiques, fait actuellement l’objet d’études dans le but d’y stocker de l’hydrogène. L’initiative est cette fois-ci portée par HDF (Hydrogène de France) et Teréga, dont l’ambition est d’initier le déploiement d’une nouvelle filière de stockage massif d’hydrogène. Celui-ci sera issu d’énergies renouvelables, de types panneaux solaires et éoliens, et sera produit par électrolyse de l’eau. Une première phase a débuté afin d’étudier la préfaisabilité de ce stockage géologique, en partenariat avec le BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières). Baptisé Hygéo, ce projet fait l’objet d’un soutien et d’un cofinancement de la région Nouvelle-Aquitaine.

La cavité a la caractéristique d’être de faible dimension. Elle ne mesure que quelques milliers de m³ alors qu’en général, les volumes de ce type de stockage souterrain font plusieurs millions de m³. La cavité a aussi pour particularité d’être fermée depuis le milieu des années 2010 et n’a jamais accueilli d’hydrocarbures. Située à 700 mètres de profondeur, elle servait auparavant de stockage temporaire de saumure, avant qu’il ne soit réinjecté dans d’autres cavités accueillant du propane, afin de les maintenir en pression. « Nous avons dû reprendre toutes nos connaissances de ce site, depuis sa création dans les années 60 jusqu’à sa fermeture définitive » déclare Anne-Gaëlle Bader, cheffe de projets à la direction des géoressources du BRGM.

Avec son expertise en prévention des risques sur ce type de site, le service géologique national va devoir s’assurer que le puits et la cavité n’ont pas souffert pendant la période de fermeture. Pour cela, une panoplie d’outils va être descendue sous terre : sonars, caméras, capteurs, instruments de mesure d’ondes soniques… « Nous voulons par exemple être sûrs que le tube à l’intérieur du puits est bien cimenté, et qu’il n’y a pas de vide entre celui-ci et le terrain », ajoute l’experte du BGRM.

Anticiper les changements de pression à l’intérieur de la cavité

Les données issues de ces différents outils permettront de réaliser des travaux de modélisation numérique, couplant écoulement, réactivité mécanique et microbiologie, pour garantir la sécurité et la performance du site de stockage. Un travail qui devrait permettre notamment d’anticiper les changements de pression, lorsque l’hydrogène sera introduit dans la cavité. « L’une des difficultés avec l’hydrogène est que la molécule est beaucoup plus petite et donc plus mobile que celle de propane, analyse Anne-Gaëlle Bader. Étant donné que c’est un gaz inflammable, nous devons être très conservateurs dans nos mesures et nos tests. C’est au cours de l’étude que nous pourrons déterminer à quelle pression maximum l’hydrogène pourra être stocké sans endommager la cavité. »

Si les résultats de cette première phase sont concluants, des tests d’étanchéité seront réalisés en introduisant de la saumure dans la cavité pour évaluer si celle-ci et le puits répondent bien aux montées en pression, puis de l’azote, un gaz inerte et donc non dangereux et dans un troisième temps de l’hydrogène. À la suite de cette seconde phase, des études d’ingénierie et de construction pourraient ensuite être menées et une exploitation commerciale envisagée à l’horizon 2026. Cette cavité permettrait alors de stocker 1,5 GWh d’énergie, ce qui représente l’équivalent de la consommation annuelle de 400 foyers.

Quatre sites de stockage d’hydrogène en cavités salines sont actuellement recensés dans le monde, dont trois aux États-Unis et un en Angleterre. Ce dernier site est le plus ancien et fonctionne depuis les années 70. « Nous disposons déjà d’un retour d’expérience sur ce type de stockage, et aucun souci majeur n’a eu lieu, c’est-à-dire qu’il ne s’est jamais produit d’accident », précise la cheffe de projets du BRGM.