# Stockage d'énergie en cavités minées -Etat de l'art et perspectives

Faouzi Hadj Hassen, Nicolas Gatelier

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Faouzi Hadj Hassen, Nicolas Gatelier. Stockage d'énergie en cavités minées -Etat de l'art et perspectives. Mines et carrières (Paris), 2024, Transition énergétique : Le souterrain prend le virage, 324, pp.60-65. hal-04942017

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Submitted on 12 Feb 2025

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# Stockage d'énergie en cavités minées – Etat de l'art et perspectives

**Faouzi Hadj-Hassen** est enseignant chercheur au Centre de Géosciences de Mines Paris – PSL. Avec une longue expérience sur les exploitations minières et la stabilité des ouvrages souterrains, son activité actuelle porte principalement sur l'utilisation du sous-sol pour le stockage de l'énergie.

**Nicolas Gatelier** est chef du département Fond Cavités Minées du groupe d'ingénierie Geostock au sein duquel il a acquis plus de 20 ans d'expérience dans le dimensionnement et le suivi en construction et en exploitation de cavités minées pour le stockage d'énergies. Il est maintenant fortement impliqué dans le développement des stockages de produits décarbonés en cavités minées.

## Introduction

Le stockage géologique des hydrocarbures liquides et gazeux a été opéré avec succès depuis de nombreuses décennies. Il se fait soit dans des réservoirs naturels poreux (gisements déplétés et nappes aquifères), soit dans des réservoirs artificiels crées dans cette optique (cavités salines et cavités minées). Avec le développement des énergies renouvelables, qui sont par essence intermittentes, le stockage souterrain massif devient un élément clé dans la réussite de la transition énergétique en permettant de réguler les écarts entre les flux de production et la demande. Cet article s'intéresse au stockage souterrain en cavités minées. Il présente l'état de l'art de cette méthode, les différents vecteurs énergétiques fluides stockés dans ces cavités et les perspectives d'application pour la filière hydrogène.

## Premiers stockages en cavités minées

Les premiers stockages en cavités minées ont été réalisés aux USA dans les années 1950 et les produits stockés étaient des hydrocarbures liquides ou faiblement pressurisés comme le GPL. A cette époque, les cavités étaient le plus souvent de type chambres et piliers et le confinement du stockage était assuré par l'étanchéité intrinsèque de la roche hôte. C'est ainsi que l'on a pu stocker, entre 1968 et 1982, cinq millions de mètre cube de fioul dans l'ancienne mine de fer de May-sur-Orne, en Normandie.

Le concept de confinement hydrodynamique a été développé quelques décennies plus tard. Son fonctionnement repose sur l'écoulement de l'eau contenue naturellement dans la roche vers la cavité empêchant toute migration et fuite du produit stocké. Dans le cas où les conditions hydrogéologiques naturelles ne suffisent pas à assurer le confinement, un rideau est créé par injection d'eau à travers des sondages surplombant la cavité afin de renforcer artificiellement la pression hydraulique (fig.1). Ce concept a constitué un tournant dans l'utilisation des cavités minées pour le stockage d'hydrocarbures en permettant l'utilisation d'une grande variété de milieux géologiques y compris les roches fracturées.
<figure><img src="image_2.png" /><figcaption>Figure 1 : Concept de confinement hydraulique pour le stockage de GPL en cavités minées non revêtues</figcaption></figure>

La gamme de profondeur de ces cavités est généralement entre 70 et 200 m. Il existe actuellement une centaine de stockages en cavités minées dans le monde. La France dispose de quatre sites pour stocker du GPL. Le plus ancien, situé à Petit-Couronne en Seine-Maritime, a été mis en service en 1966 pour stocker le propane et le butane dans des cavités creusées dans la craie selon le schéma minier des chambres et piliers (fig. 2).

<figure><img src="image_3.png" /><figcaption>Figure 2 : Stockage de GPL de Petit-Couronne dans des cavités minées non revêtues selon le schéma minier des chambres et piliers (stockage fermé récemment)</figcaption></figure>

<table><thead><tr><th>Stockage</th><th>Propane</th><th>Butane</th></tr></thead><tbody><tr><td>Volume (m³)</td><td>53000</td><td>12500</td></tr><tr><td>Profondeur (m)</td><td>145</td><td>152</td></tr><tr><td>Pression (bar)</td><td>7</td><td>2</td></tr><tr><td>Section galerie (m²)</td><td colspan="2">27<br>(hauteur 6 m, largeur 4m)</td></tr></tbody></table>

Le développement des techniques d'excavation a constitué le second tournant pour cette méthode. De grandes cavernes non revêtues sont ainsi réalisées avec des sections pouvant atteindre 600 m² sur plusieurs centaines de mètres de longueur. Le stockage de Lavera opéré par Geogaz en Bouches-du-Rhône en est la meilleure illustration (fig. 3).
<figure><img src="image_4.png" /><figcaption>Figure 3 : Stockage de GPL de Lavera dans des grandes cavités minées non revêtues</figcaption></figure>

La stabilité de ces galeries est assurée par leur forme et leur orientation en fonction des caractéristiques de résistances de la roche encaissante, des orientations des discontinuités, des contraintes initiales dans la roche et de la profondeur d'implantation qui dépendra du produit stocké et des caractéristiques hydrogéologiques du site.

A la fin des travaux d'excavation, le stockage est fermé par des ouvrages spéciaux, des bouchons de béton renforcé, ce qui rend impossible des travaux correctifs depuis les galeries après mise en service. Une attention particulière est donc donnée aux travaux de reconnaissance du site afin de déterminer les paramètres d'entrées nécessaires à la conception du stockage puis au suivi des caractéristiques géologiques, géomécaniques et hydrogéologiques pendant la construction afin de valider la conception. Un test d'étanchéité à l'air est réalisé avant la mise en service du stockage.

## Stockage de produits gazeux en cavité minée revêtue

Pour pouvoir stocker des produits gazeux à des pressions élevées de l'ordre de 20 MPa, l'application du concept de confinement hydrodynamique conduirait à des profondeurs prohibitives pour un tel niveau de pression en cavité. Un revêtement spécifique est donc nécessaire pour garantir l'étanchéité et la stabilité du stockage pour une profondeur de l'ordre de 100 m. Généralement, la cavité de stockage a la forme d'un silo vertical et sa création se fait à partir d'une galerie à flanc de coteau ainsi que deux voies de tête et de base permettant d'atteindre les niveaux supérieur et inférieur de la cavité. Actuellement, il existe un seul site situé à Skallen en Suède utilisant cette technologie pour le stockage du gaz naturel en cavité minée revêtue dans un terrain granitique (fig. 4).

<figure><img src="image_5.png" /><figcaption>Figure 4 : Cavité minée revêtue de Skallen pour le stockage du gaz naturel (Johansson et al., 2006)</figcaption></figure>
La profondeur de la cavité est déterminée en fonction de son diamètre et de la pression de stockage qui lui est appliquée. Le principe général consiste à équilibrer, moyennant un facteur de sécurité, la force active générée par la pression et le poids du cône rigide sus-jacent de manière à éviter toute perturbation de la surface (fig. 5).

<figure><img src="image_6.png" /><figcaption>Figure 5 : Détermination de la profondeur du stockage gazeux en cavité minée revêtue</figcaption></figure>

Le creusement de la cavité se fait souvent à l'explosif avec la technique des longs trous utilisée dans la méthode d'exploitation des sous-niveaux abattus. La figure 6 montre les différentes étapes du creusement et les moyens de traitement et de renforcement mis en œuvre pendant cette phase de réalisation.

<figure><img src="image_7.png" /></figure>

- Creusement du sommet et de la base de la cavité à partir des deux voies d'accès

- Réalisation d'une cheminée et abattage avec la méthode des longs trous (tolérance sur la paroi ± 30 cm)

- Traitement du parement à l'avancement : boulonnage + drainage (treillis de tuyaux percés)

- Mise en place d'un béton projeté pour combler les hors-profils et offrir une surface de travail lisse et régulière

<caption>Figure 6 : Etapes du creusement de la cavité minée de Skallen (Johansson et al., 2006)</caption>

Le revêtement de la cavité comprend les trois éléments suivants, en partant de la roche hôte (fig. 7) :

- une couche de béton armée assurant le transfert uniforme de la pression du gaz au terrain ; le ferraillage permet aussi de disperser les fissures générées par la traction et d'éviter ainsi que le liner métallique y pénètre ;

- une couche de bitume de quelques millimètres permettant un mouvement relatif du liner métallique par rapport au béton ; elle est indispensable pour que l'ensemble résiste aux déformations mécaniques ;

- un liner métallique d'une quinzaine de millimètres garantissant l'étanchéité de l'installation.
<figure><img src="image_8.png" /><figcaption>Figure 7 : Revêtement de la cavité minée de Skallen (Johansson et al., 2006)</figcaption></figure>

Une procédure stricte de mise en œuvre et de contrôle des soudures des plaques constituant la membrane en acier est nécessaire. Un test à l'eau de l'ouvrage est réalisé afin de s'assurer de l'étanchéité du stockage avant sa mise en service.

En dépit d'une mise en œuvre datant des années 2000 et d'une longue période d'exploitation, le stockage du gaz naturel dans la cavité minée revêtue de Skallen reste encore la seule application dans le monde utilisant cette technologie. Le coût élevé du liner métallique et de son installation constitue certainement le frein majeur au développement de cette méthode de stockage.

## Stockage cryogénique en cavité minée revêtue

Le concept de cavité minée revêtue s'est aussi avéré pertinent pour le stockage de produits cryogéniques tels que le gaz naturel liquéfié. Le passage en phase liquide présente des avantages importants en termes de densité énergétique et de volume à gérer pendant le transport et le stockage qui se fait cette fois-ci à très faible pression. Cette dernière particularité permet de réaliser la cavité en subsurface. Toutefois, la roche hôte ne pouvant pas supporter la basse température du produit liquide (-161 °C pour le GNL), des dispositions particulières doivent être mises en œuvre pour y remédier.

La première disposition concerne le revêtement qui est composé d'une membrane gaufrée en inox d'épaisseur 1 à 2 mm assurant l'étanchéité du stockage ainsi que d'une couche d'isolant posée sur un voile de béton permettant de protéger la roche des basses températures (fig. 8). Ce principe de revêtement est inspiré des cuves de méthaniers où l'isolant est constitué par une mousse de polyuréthane renforcée.

<figure><img src="image_9.png" /><figcaption>Figure 8 : Revêtement du stockage cryogénique en cavité minée (Gatelier, 2008)</figcaption></figure>
La seconde disposition consiste à prévoir un système de drainage sous forme de forages et/ou de galeries placées sous la cavité de stockage dans le but de désaturer le massif avant l'installation du revêtement et d'éviter les arrivées d'eau sur celui-ci ainsi que les surpressions dues à la formation de lentilles de glace pendant la phase de refroidissement du début de l'exploitation du stockage. Au-delà de l'épaisseur drainée, un anneau de glace d'épaisseur 1 à 2 m est aménagé afin de maintenir la pression interstitielle et d'assurer une seconde barrière d'étanchéité (fig. 9).

<figure><img src="image_10.png" /><figcaption>Figure 9 : Gestion du drainage et de la basse de température dans un stockage cryogénique en cavité minée revêtue (Gatelier, 2008)</figcaption></figure>

Une cavité pilote a été réalisée et testée en azote liquide en Corée du Sud par le consortium Geostock/Saipem/SKEC. Les résultats obtenus ont montré la faisabilité de ce type de stockage. Ce concept permet le stockage de volumes importants de gaz naturel avec un taux d'évaporation (boil-off) faible par rapport au stockage de GNL en surface. Cependant, il est resté au stade de prototype et aucun site industriel n'a été développé jusqu'à aujourd'hui.

## Stockage adiabatique de l'air comprimé en cavité minée revêtue

Le stockage d'énergie par compression d'air connu sous l'acronyme CAES (Compressed Air Energie Storage) consiste à stocker l'énergie sous forme d'air comprimé puis à la restituer via une turbine produisant à nouveau de l'électricité (fig. 10.a). Ce système souffre de deux limites : la chaleur produite lors de la phase de compression est perdue, et un nouvel apport énergétique, souvent d'origine fossile, est à nouveau nécessaire pour réchauffer l'air lors de la phase de détente. Il affiche donc un faible rendement, de l'ordre de 50%, tout en émettant du CO2.

Deux CAES commerciaux de première génération sont actuellement exploités dans le monde. Le premier est celui de Huntorf, en Allemagne, et garantit, depuis 1978, le démarrage "black start" d'une centrale nucléaire. Le stockage se fait dans deux cavités salines de volume total 310000 m³ avec un cycle quotidien (3h de soutirage) et une pression variant entre 4.8 et 6.6 MPa pour une puissance de l'ordre de 300 MW. Le deuxième est celui de McIntosh et a été construit en 1991 en Alabama, aux Etats-Unis. Il comprend une seule cavité saline de 560000 m³ et opère à une pression entre 4.5 et 7.4 MPa sur une durée de soutirage plus longue de 26 h pour une puissance de 110 MW.

Une des solutions pour améliorer le rendement du CAES et de limiter son impact environnemental consiste à développer le CAES adiabatique baptisé A-CAES. L'avantage principal d'un tel système est de récupérer la chaleur de compression dans un régénérateur de chaleur ou TES (Thermal Energy Storage) et la réutiliser pour chauffer l'air avant sa détente dans la turbine (fig 10.b). Cette récupération permet à la fois de porter le rendement
électrique à plus de 70% et d'éviter le recours à une énergie fossile pour préchauffer l'air, ce qui réduit les émissions de CO2.

<figure><img src="image_11.png" /><figcaption>Figure 10 : Systèmes de stockage de l'énergie par compression d'air</figcaption></figure>

En 2009, un consortium constitué par Engie, Saint Gobain, Mines Paris/Armines et CEA/Liten a travaillé sur un projet cofinancé par l'ANR pour le développement d'un stockage adiabatique de l'air comprimé dans des cavités minées revêtues de taille 100-400 MW (Projet Search, Nadau et al., 2015). La figure 11 montre la configuration de référence qui correspond au stockage de la chaleur dans deux régénérateurs à haute pression (TES HP) et à moyenne pression (TES MP) remplis de céramiques, et au stockage de l'air, dans deux cavités minées revêtues (LRC).

<figure><img src="image_12.png" /><figcaption>Figure 11 : Architecture du stockage adiabatique de l'air comprimé dans des cavités minées revêtues (configuration de référence de puissance 200 MW)</figcaption></figure>

Etant donné que la température de l'air à la sortie du deuxième régénérateur haute pression est modérée (50 °C), le stockage peut se faire dans la cavité avec un revêtement de type Skallen (fig. 7). En revanche, pour les deux régénérateurs où la température d'entrée peut atteindre 600 °C, le revêtement doit comprendre un isolant thermique constitué de matériaux réfractaires en briques, un liner métallique équipé d'un système de refroidissement actif et enfin une couche de béton armée (fig. 12). Cet ouvrage constituait le vrai défi du projet et tout l'enjeu du revêtement consistait à mettre en place les éléments isolants avant ou après le liner métallique. Un pilote de régénérateur a été développé et testé au CEA/Liten (fig. 13). En dépit d'une faisabilité technique démontrée, les conditions économiques n'ont pas permis la mise en œuvre de ce type stockage en cavités minées revêtues à une échelle industrielle.
<figure><img src="image_13.png" /><figcaption>Figure 12 : Principe du revêtement du régénérateur dans une cavité minée</figcaption></figure>

<figure><img src="image_14.png" /><figcaption>Figure 13 : Pilote du régénérateur développé au CEA/Liten pour le stockage de la chaleur de l'air comprimé</figcaption></figure>

## Stockage de l'hydrogène en cavité minée revêtue

L'hydrogène en phase gazeuse a été stocké en souterrain dans des cavités salines depuis de nombreuses années. Comme le montre le tableau 1, il existe actuellement quatre sites dans le monde, le plus récent et le plus important est celui d'Air Liquide près de la côte du golfe du Mexique au Texas.

<table><caption>Tableau 1 : Caractéristiques des sites de stockage de l'hydrogène en cavités salines</caption><thead><tr><td>Localisation</td><td>Clemens Dome (USA)</td><td>Moss Bluff (USA)</td><td>Spindletop (USA)</td><td>Teeside (UK)</td></tr></thead><tbody><tr><td>Opérateur</td><td>Conoco Philips</td><td>Praxair</td><td>Air Liquide</td><td>Sabic</td></tr><tr><td>Mise en fonctionnement</td><td>1983</td><td>2007</td><td>2014</td><td>1972</td></tr><tr><td>Volume cavité (x1000 m³)</td><td>580</td><td>566</td><td>906</td><td>3 x 70</td></tr><tr><td>Gamme de pression (bar)</td><td>70 – 137</td><td>55 – 152</td><td>68 – 202</td><td>45</td></tr><tr><td>Energie (GWh)</td><td>81</td><td>123</td><td>274</td><td>27</td></tr></tbody></table>

En Europe, outre le site de Teeside au Royaume-Uni qui opère depuis 1972 par balancement de saumure, seul le pilote européen Hypster a été développé sur le site d'Etrez en France pour étudier plus en détail le comportement d'un stockage d'hydrogène en cavité saline (règlementation, complétion du puits, étanchéité, cyclage, risques...). Des projets équivalents sont également en cours en Allemagne et aux Pays-Bas toujours dans des cavités salines. Un autre projet européen avec un TRL 8 démarrera en 2024 pour passer à l'échelle industrielle sur un site français avec aussi un site allemand en perspective.
En ce qui concerne le stockage de l'hydrogène gazeux en cavité minée, c'est le principe de la cavité de Skallen et son revêtement qui est retenu avec une attention particulière sur le comportement du liner métallique face à l'hydrogène (type d'acier à utiliser, risque de fragilisation avec l'hydrogène, effet des sollicitations cycliques...). Dans ce cadre, un projet est mené actuellement en Suède (Damasceno et al. 2023). De la même façon, des travaux de recherche et de développement sont en cours en France pour développer des solutions technico-économiques permettant le stockage de l'hydrogène gazeux à haute pression en cavité minée revêtue et passer très rapidement à un démonstrateur (https://vighy.france-hydrogene.org/projets/geogaz/).

Comme signalé précédemment, le gain très significatif en densité énergétique apporté par la liquéfaction du gaz remet à l'ordre du jour ce concept pour le stockage cryogénique de l'hydrogène en cavité minée revêtue. Des réflexions sont engagées en se basant sur le prototype développé en Corée du Sud pour le stockage du GNL, mais il est encore trop tôt pour envisager un démonstrateur. Pour le moment, la priorité est donnée aux projets de stockage en phase gazeuse et il est certain que la réussite de ces projets ouvrira des perspectives très prometteuses pour le stockage en cavité minée revêtue qui reste une alternative intéressante lorsqu'un massif salifère n'est pas présent dans la zone d'intérêt.

Références

Damasceno, D.R., Spross, J. and Johansson, F. - Rock mass response for lined rock caverns subjected to high internal gas pressure, Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering 15 (2023) 119-129.

Gatelier N. - Underground storage of LNG in mined rock cavern, International Gas Union Research Conference, Paris 2008, France.

Johansson J., Mansson, L. and Marion, P. - Demonstration of the LRC storage, Skallen – Sweden, International Gas Union, 23rd Word Gas Conference, June 5-9, 2006, Amsterdam, The Netherlands.

Nadau L., Leplay P., Fourmigue J.F., Memponteil A. and Hadj Hassen F. - A regenerator pilot to evaluate the technical and economic relevance of energy storage by adiabatic compressed air energy storage by ceramic media, 9th International Renewable Energy Storage Conference, Mar 2015, Dusseldorf, Germany