« Au-delà de quatre à cinq heures de stockage, l’air comprimé devient économiquement plus intéressant que les batteries lithium-ion »

Fondé en 1944 sous le nom d’Institut Français du Pétrole, l’IFPEN (IFP Énergies nouvelles) s’est profondément réorienté vers les technologies de la transition énergétique depuis 2010. Parmi ses axes de recherche appliquée, le stockage d’énergie occupe une place croissante : stockage d’hydrogène en cavités salines, batteries stationnaires de type Carnot, systèmes à air comprimé adiabatique (CAES), gestion intelligente de l’énergie. Yannick Peysson, responsable de programmes R&D en charge du portefeuille stockage revient sur les enjeux actuels, les technologies en développement et les perspectives d’une filière en pleine structuration.

Techniques de l’Ingénieur : Quand on parle de stockage d’énergie, de quoi parle-t-on exactement ? Quelles sont les grandes familles de solutions existantes ?

Yannick Peysson : Il faut d’abord distinguer le stockage d’énergie au sens large et le stockage d’électricité en particulier. Une composante souvent oubliée dans les débats sur l’énergie, c’est son stockage sous forme de méthane. En France, on stocke de très grandes quantités de méthane en cavités salines ou en aquifères pour répondre aux pics de consommation hivernaux. C’est une forme de stockage d’énergie massif, mature et stratégique. À côté de ça, on a le stockage d’électricité, historiquement assuré par les stations de transfert d’énergie par pompage – les STEP – qui sont les barrages à double hauteur. Puis sont venues les batteries lithium-ion stationnaires, aujourd’hui très présentes sur les réseaux pour les services système. Et enfin des technologies émergentes comme le stockage à air comprimé ou les batteries de Carnot. Il faut aussi mentionner la géothermie sur sonde, qui permet un stockage saisonnier de chaleur : on refroidit un bâtiment l’été en réinjectant les calories dans le sol, et on les récupère l’hiver. C’est vertueux et en développement.

Quel est le problème fondamental que le stockage d’énergie cherche à résoudre dans le système électrique actuel ?

Le mot « intermittence » est souvent utilisé pour les énergies renouvelables, mais il prête à confusion. Ce ne sont pas des sources intermittentes, ce sont des sources variables et prévisibles. Le solaire est prévisible : Il permet de produire du matin jusqu’au soir avec un pic à midi. Le vent à trois jours est prévisible grâce aux progrès de la météorologie. Le problème réel, c’est la désynchronisation entre la production et la consommation. Vous avez un pic de production solaire à midi, mais le pic de consommation arrive à 19h. Vous avez de la surproduction au centre de la journée. Le stockage est donc une flexibilité : il permet de resynchroniser production et consommation. Et plus les systèmes énergétiques intégreront de renouvelables variables, plus cette flexibilité sera indispensable.

L’IFPEN travaille sur la conversion des cavités salines de stockage de méthane vers le stockage d’hydrogène. Où en est-on ?

Les stockeurs gaziers français – Storengy et Teréga – ont commencé à travailler sur la reconversion de certaines de leurs cavités salines pour l’hydrogène. Il y a eu d’abord un premier pilote dans la région de Bourg-en-Bresse, dans le cadre du projet européen HyPSTER, qui a utilisé une petite cavité lessivée non exploitée pour le premier stockage d’hydrogène en cavité à l’échelle européenne. Aujourd’hui, les équipes IFPEN, avec d’autres partenaires sont engagées dans un projet plus ambitieux – le projet FrHyGe – qui vise la conversion d’une cavité à l’échelle 1 à Manosque. C’est un programme de cinq ans en cours financé par l’Europe. Les propriétés du sel géologique sont particulièrement favorables : il est imperméable, et sa plasticité mécanique – il se recompacte sous pression, un peu comme une pâte à modeler – le rend très fiable comme contenant, que ce soit pour le méthane ou pour l’hydrogène.

Pourquoi stocker de l’hydrogène ? Quel est le schéma énergétique qui justifie ce stockage ?

L’hydrogène consommé aujourd’hui par l’industrie – raffineries, chimie – est produit sur place par vaporeformage, un procédé très carboné. L’objectif, c’est de le remplacer par de l’hydrogène vert, produit par électrolyse de l’eau avec de l’énergie décarbonée. Mais produire cet hydrogène vert nécessite des usines dédiées, optimisées, proches d’une source d’électricité décarbonée comme le nucléaire, l’éolien ou le solaire. Cela crée une distance entre production et consommation, qui nécessite du transport et du stockage. Le stockage permet aussi d’optimiser la production : on peut faire tourner les électrolyseurs à plein régime quand l’électricité est abondante et bon marché, stocker l’hydrogène, et ralentir quand le réseau est sous tension. Un rapport récent de NaTran montre que cette approche est économiquement pertinente : on ne perd pas en production globale en lissant ainsi, et les coûts sont maîtrisés.

Qu’est-ce que le CAES, et pourquoi l’IFPEN y investit-il dans ses recherches ?

Le CAES – Compressed Air Energy Storage – est un principe ancien : les premiers systèmes datent des années 1980, avec une installation en Allemagne et une aux États-Unis. Le principe est simple : quand vous avez un excès d’électricité, vous comprimez de l’air dans une cavité saline. Vous stockez ainsi de l’énergie mécanique. Quand vous en avez besoin, vous ouvrez la vanne, vous turbinez l’air et vous produisez de l’électricité. L’avantage, c’est la simplicité : pas de matériaux critiques, une durée de vie très longue, la possibilité de cycler quasiment à l’infini. Le problème historique, c’est le rendement qui est très mauvais. C’est pour améliorer ce rendement qu’on travaille sur la version adiabatique avancée, l’AA-CAES. Le choix de l’air comme vecteur, c’est aussi une réponse à une préoccupation environnementale : pas d’impact sur les ressources, et aucune problématique de matériaux critiques.

Comment fonctionne le CAES adiabatique avancé, et quelles performances permet-il d’atteindre ?

Dans un CAES classique, quand on comprime l’air, il chauffe. Et cette chaleur est perdue. Dans la version adiabatique, on récupère cette chaleur de compression et on la stocke dans un silo en surface, qu’on appelle un TES, Thermal Energy Storage. En pratique, c’est un lit de roche granulaire qui absorbe la chaleur. Au moment de turbiner l’air pour produire de l’électricité, on réinjecte cette chaleur stockée vers la turbine, ce qui améliore considérablement le rendement. Avec une conception bien optimisée, on peut dépasser 70 % de rendement. L’IFPEN a développé des brevets sur ces TES et leur optimisation. Nous travaillons aussi sur une deuxième voie : la compression quasi-isotherme, c’est-à-dire une compression très lente, sans échauffement significatif. Cela nécessite des technologies particulières, sur lesquelles on collabore avec une jeune startup nommée Rhizome.

Dans quels cas d’usage le CAES est-il plus pertinent que les batteries lithium-ion ?

C’est une question d’économie d’échelle et de durée de stockage. Les batteries lithium-ion ont une structure de coûts linéaires avec la durée de stockage : si vous voulez doubler l’autonomie, vous doublez le volume de batteries, donc le Capex. C’est une contrainte physique, on ne peut pas faire autrement. À l’inverse, pour le CAES, l’essentiel du coût, c’est la cavité et les équipements de surface. Mais le coût marginal d’un mètre cube supplémentaire dans la cavité est quasi nul. Résultat, au-delà de quatre à cinq heures de stockage, les solutions CAES sont économiquement plus intéressantes que les batteries lithium-ion. C’est ce que l’on désigne par LDES, Long Duration Energy Storage. Pour des flexibilités journalières, pour lisser la production solaire sur une journée, ou pour gérer un pic du soir après une journée à forte production PV, le CAES est ainsi parfaitement adapté. 

Quels sont les principaux freins au déploiement des technologies CAES ?

Il y a deux freins majeurs. Le premier, c’est la concurrence des batteries lithium-ion. La surproduction mondiale, notamment en Chine, a fait chuter les coûts des batteries de façon spectaculaire. C’est difficile pour des technologies émergentes de rivaliser à court terme, notamment pour les usages à courte durée. C’est pour contourner ce frein qu’on travaille via des appels à projets et des démonstrateurs : il faut démontrer la faisabilité à l’échelle industrielle pour lever les réticences. Le deuxième frein, c’est la maturité technologique. Le CAES adiabatique avancé est une technologie jeune. Même quand les industriels y voient un intérêt, ils attendent la démonstration. Il y a néanmoins des réalisations internationales : des projets en Chine à l’échelle industrielle, Hydrostor en Californie ou encore Segula Technologies en France. La filière se structure, mais elle en est encore aux premières étapes.

La dépendance aux matériaux critiques du lithium-ion est-elle une menace réelle pour cette filière ?

C’est une épée de Damoclès. À court terme, il y a beaucoup de batteries sur le marché et les coûts sont bas. Mais à moyen terme, si la demande mondiale explose, ce qui est probable avec la mobilité électrique et le stockage stationnaire, des tensions d’approvisionnement en lithium pourraient apparaître, aggravées par des risques géopolitiques. Ce n’est pas immédiat, mais c’est une vraie fragilité structurelle de la filière lithium-ion. C’est précisément pour cette raison qu’il est important de développer en parallèle des technologies sans matériaux critiques, comme le CAES ou les batteries de Carnot. On ne fait pas de la R&D sur le CAES pour remplacer les batteries, elles resteront indispensables pour les équilibrages rapides, de la seconde à l’heure. On construit un panel de solutions complémentaires, adaptées à différents horizons temporels de stockage.

Le stockage pourrait-il favoriser un modèle énergétique plus décentralisé, avec des producteurs et des consommateurs plus autonomes ?

C’est clairement la tendance. On le voit avec les grands industriels électro-intensifs : un acteur comme la SNCF, premier acheteur d’électricité en France, intègre de plus en plus sa propre production PV et éolienne pour son autoconsommation. Le stockage est la prochaine étape logique. Mais au-delà des industriels, on voit émerger des modèles hybrides chez les développeurs de projets : combiner production PV ou éolienne avec une unité de stockage pour garantir à un client un profil de production plus constant. On sort du modèle d’un producteur qui vend simplement tout ce qu’il produit au réseau, vers un producteur qui gère son mix et s’engage sur un profil de fourniture. Dans ce modèle, le stockage joue un rôle central. Et oui, cela renforce la logique territoriale : les énergies renouvelables sont ancrées localement, et les unités de stockage le seront aussi. La gestion de l’énergie va devenir de plus en plus dynamique à l’échelle locale, en complément de la gestion nationale du réseau.

Propos recueillis par Pierre Thouverez