CAES, stockage d'énergie par air comprimé · Glossaire

CAES signifie Compressed Air Energy Storage, en allemand Druckluftspeicher, soit stockage d'énergie par air comprimé. Ces installations utilisent de l'énergie électrique pour comprimer de l'air, puis produisent à nouveau de l'électricité avec cet air comprimé. À proprement parler, un stockage par air comprimé ne stocke pas d'électricité, mais un potentiel énergétique : l'air est placé sous une pression élevée. Lors de la détente, il entraîne une turbine ou un autre détendeur.

Le principe est simple, la technique ne l'est pas. À la charge, des moteurs électriques entraînent des compresseurs. Ceux-ci refoulent l'air dans un espace de stockage, par exemple une cavité saline souterraine, une cavité rocheuse ou un réservoir sous pression. À la décharge, l'air comprimé revient de manière contrôlée, est détendu et entraîne une machine qui produit de l'électricité via un générateur. Il faut distinguer deux grandeurs caractéristiques. La puissance indique la vitesse à laquelle le stockage peut absorber ou restituer de l'électricité (en kilowatts, mégawatts ou gigawatts). Le contenu énergétique indique pendant combien de temps cette puissance est disponible (en kilowattheures, mégawattheures ou gigawattheures). Pour les stockages par air comprimé, cette séparation est particulièrement nette : les compresseurs, les turbines et les générateurs déterminent la puissance. Le volume de stockage, la plage de pression et la gestion de la température déterminent le contenu énergétique. Les puissances de charge et de décharge peuvent alors différer fortement.

Les stockages par air comprimé font partie des stockages mécaniques. Les batteries, en revanche, stockent l'énergie par voie électrochimique. Dans les stockages d'hydrogène, l'électricité est convertie en énergie chimique par électrolyse. La station de transfert d'énergie par pompage (STEP) est techniquement proche : elle aussi convertit l'électricité en une autre forme d'énergie physique, puis la reconvertit plus tard. Là, de l'eau est pompée vers un bassin situé plus haut ; dans le stockage par air comprimé, de l'air est comprimé. Les deux techniques nécessitent des sites appropriés. Elles diffèrent toutefois par la géographie, le rendement, le mode de construction, l'autorisation et la durée de stockage possible. La centrale de Huntorf est donc parfois qualifiée de station de pompage-turbinage du nord de l'Allemagne.

La chaleur détermine le rendement

Lors de la compression, l'air s'échauffe ; lors de la détente, il se refroidit fortement. Cette question de la chaleur n'est pas accessoire. Elle détermine quelle part de l'énergie électrique investie est ensuite à nouveau disponible sous forme d'électricité. Si la chaleur de compression est perdue, une part importante de l'énergie est perdue. Si l'air est réchauffé avant la détente, on peut en tirer davantage de travail.

Stockages diabatiques par air comprimé : ils cèdent en grande partie la chaleur de compression à l'environnement. Avant la turbine, l'air comprimé froid doit donc être réchauffé. Dans les deux installations classiques, Huntorf (Allemagne) et McIntosh (États-Unis), cela se fait en brûlant du gaz naturel dans une turbine à gaz. De telles installations sont des centrales hybrides : elles stockent de l'air comprimé, mais consomment en outre du combustible. Pour Huntorf, la littérature indique un rendement d'environ 42 pour cent, pour McIntosh d'environ 54 pour cent. McIntosh utilise un récupérateur qui préchauffe l'air de combustion avec les gaz d'échappement de la turbine. Comme deux vecteurs énergétiques sont utilisés, l'électricité et le gaz, ces valeurs dépendent fortement de la méthode de calcul. On ne peut pas les comparer directement au rendement d'une batterie.
Stockages adiabatiques par air comprimé : ils stockent la chaleur de compression dans un stockage de chaleur à haute température et la restituent à l'air lors de la décharge. Avec une turbine dimensionnée en conséquence, l'appoint de gaz naturel n'est alors plus nécessaire. Le stockage de chaleur doit toutefois supporter des températures élevées, de nombreux cycles et de grandes quantités d'énergie. Dans les projets et selon les indications des exploitants, des rendements électricité-électricité d'environ 70 pour cent sont cités.
Concepts isothermes ou quasi isothermes : la température de l'air doit rester aussi constante que possible pendant la compression et la détente. C'est techniquement exigeant, car la chaleur doit être transférée très rapidement. De tels concepts se trouvent pour la plupart au stade du développement ou de la démonstration.

La désignation CAES ne révèle donc pas encore quel impact climatique, quel rendement ou quel mode d'exploitation sont en jeu. Un stockage par air comprimé avec réchauffage au gaz joue dans le système électrique un autre rôle qu'un stockage adiabatique sans combustion.

Installations de référence

Huntorf, près d'Elsfleth en Basse-Saxe, a été mise en service en décembre 1978 comme première installation de stockage par air comprimé au monde. Elle est aujourd'hui exploitée par Uniper. L'installation refoule de l'air dans deux cavités salines. En cas de besoin, elle brûle l'air comprimé avec du gaz naturel dans une turbine à gaz. Selon Uniper, la turbine atteint sa pleine puissance de 321 mégawatts en douze minutes. À l'origine, la puissance était d'environ 290 mégawatts. La puissance du compresseur n'est que d'environ 60 à 70 mégawatts. La charge dure donc nettement plus longtemps que la décharge : environ huit heures de compression correspondent à environ deux à trois heures de pleine charge. Ce n'est qu'en 1991 que McIntosh, dans l'État américain de l'Alabama, est venue s'ajouter comme deuxième installation de ce type. Elle a une puissance de 110 mégawatts et une durée de décharge nettement plus longue.

Entre-temps, c'est surtout la Chine qui fait avancer la technique. En janvier 2025, l'installation Nengchu-1, dans le district de Yingcheng, province du Hubei, a été raccordée au réseau à pleine puissance. Elle fonctionne sans appoint de combustible et utilise deux cavités d'une ancienne mine de sel. Selon l'exploitant, elle a une puissance de 300 mégawatts, un contenu de stockage d'environ 1 500 mégawattheures et un rendement de conversion d'environ 70 pour cent. Ces valeurs proviennent de l'exploitant et n'ont pas été mesurées de manière indépendante.

Site, volume de stockage et raccordement au réseau

Les grands stockages par air comprimé sont surtout rentables là où de grands vides souterrains sont disponibles. Les cavités salines y jouent un rôle important. Elles sont créées de manière ciblée par lessivage, sont largement étanches au gaz et supportent des pressions élevées. À Huntorf, la pression de service se situe, selon le niveau de remplissage, approximativement entre 50 et 70 bar. Les mêmes cavités entrent toutefois aussi en ligne de compte pour le gaz naturel ou l'hydrogène. Il en résulte une concurrence entre sites : la disponibilité effective d'un vide approprié pour le CAES dépend de la géologie, de l'autorisation, du raccordement au réseau et d'autres plans d'utilisation.

Des réservoirs sous pression en surface sont possibles. Pour de grandes quantités d'énergie, les matériaux et les coûts deviennent toutefois vite un problème. Les cavités souterraines offrent un grand volume, mais lient l'installation à un site. Une batterie peut être construite près d'un poste de transformation, d'un parc solaire ou d'un goulet d'étranglement du réseau de distribution. Un grand stockage par air comprimé, en revanche, suit la géologie et doit être raccordé au réseau électrique, le cas échéant aussi à des systèmes de gaz ou de chaleur. Un stockage situé dans le nord de l'Allemagne peut absorber des excédents d'électricité éolienne si le raccordement au réseau et les règles de marché le permettent. Il ne résout toutefois pas une congestion locale dans un réseau de distribution éloigné.

Distinction par rapport aux batteries, à l'hydrogène et aux stockages de longue durée

Le CAES est souvent qualifié de stockage de longue durée. Cela peut être exact, mais mérite d'être précisé. Le stockage de longue durée peut désigner des heures, des jours, des semaines ou des saisons entières. Les stockages par air comprimé existants se déchargent typiquement sur quelques heures jusqu'à environ une journée. Des durées plus longues sont possibles, mais dépendent de la taille du stockage, du niveau de pression, des coûts et du dimensionnement. Pour des réactions très rapides et de nombreux cycles, les batteries sont souvent mieux adaptées. Pour des quantités d'énergie saisonnières, c'est généralement l'hydrogène qui est évoqué : les stockages chimiques peuvent conserver de très grandes quantités d'énergie longtemps, mais perdent beaucoup d'énergie lors de la conversion.

Le rendement seul ne suffit pas pour établir la distinction. Les batteries atteignent en général des rendements électriques plus élevés et réagissent très rapidement. Elles conviennent au maintien de la fréquence, au report à court terme de l'électricité solaire et aux applications proches du réseau. Les stockages par air comprimé peuvent être moins chers par quantité d'énergie stockée lorsque le volume de stockage est important. Ils nécessitent toutefois des sites appropriés et une technique d'installation plus complexe. La technique pertinente dépend de la tâche : puissance de réserve, report quotidien, Dunkelflaute (période sombre et sans vent), gestion des congestions ou puissance garantie.

Un stockage par air comprimé offre de la flexibilité lorsque la charge et la décharge peuvent être pilotées au service du système. Cette flexibilité a des limites : la charge minimale, le temps de démarrage, l'état de pression et de température et la capacité de stockage libre restreignent l'utilisation. Un stockage vide ne peut fournir aucune puissance, un stockage plein ne peut plus absorber d'excédent. Les stockages ne sont donc pas une réserve abstraite, mais des installations avec un niveau de remplissage, un site et des coûts d'exploitation.

Rôle économique et réglementation

Un stockage par air comprimé gagne de l'argent lorsque l'écart de prix entre la charge et la décharge couvre les pertes, les coûts d'exploitation et de capital ainsi que les prélèvements. Pour les installations diabatiques s'ajoutent les coûts de combustible et de CO2 du réchauffage au gaz. Avec davantage d'électricité éolienne et solaire, il y a plus fréquemment des heures à prix bas ou négatifs et d'autres à prix élevés. Pour des installations à forte intensité capitalistique, le seul négoce d'énergie ne suffit toutefois souvent pas lorsque les pics de prix sont rares ou difficiles à calculer. D'autres sources de revenus peuvent être l'énergie de réglage, le redispatching, les mécanismes de capacité, la réserve de réseau ou des contrats avec de gros consommateurs. Chaque application suit ses propres règles, et toutes les rémunérations ne se combinent pas avec tous les modes d'exploitation. Ce qui est utile du point de vue de l'économie nationale et ce qui est rentable du point de vue privé ne coïncident pas automatiquement.

Les redevances d'utilisation des réseaux, les prélèvements et la question de savoir si un stockage est classé comme consommateur final ou comme producteur ont une grande influence. En Allemagne, le § 118, al. 6, de l'EnWG exonère des redevances d'utilisation des réseaux pour l'électricité stockée, pendant 20 ans, les nouvelles installations de stockage d'énergie électrique mises en service jusqu'au 4 août 2029. Cela ne vaut que dans la mesure où l'électricité est réinjectée avec un décalage dans le même réseau, et seulement pour les redevances d'utilisation des réseaux au sens strict. Les contributions (Umlagen) et les redevances de concession ne sont pas couvertes. La règle s'applique indépendamment de la technique, mais est en pratique surtout discutée pour les stockages par batteries. La question de savoir si elle convient à une installation concrète par air comprimé, en particulier avec appoint de gaz, doit être examinée au cas par cas. Pour les mises en service après cette date butoir, l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) élabore une nouvelle systématique des redevances d'utilisation des réseaux. Celle-ci n'était pas encore achevée en novembre 2026.

Malentendus typiques

Malentendu 1 : les stockages par air comprimé pourraient absorber des excédents d'électricité de façon presque illimitée. En réalité, la puissance du compresseur, le niveau de remplissage, la plage de pression et le site limitent l'absorption. À Huntorf, la puissance de charge ne représente qu'environ un cinquième de la puissance de décharge. Malentendu 2 : chaque kilowattheure stocké a la même valeur. Un kilowattheure issu d'une nuit très venteuse, restitué le soir suivant, agit différemment dans le système qu'un kilowattheure dont on n'a besoin qu'après plusieurs jours sans vent. Le moment de la disponibilité fait partie de la valeur.

Malentendu 3 : la capacité de stockage équivaut à la sécurité d'approvisionnement. Un stockage par air comprimé y contribue s'il est mobilisable pendant les heures critiques et préalablement chargé. Il ne remplace toutefois ni la planification d'une puissance garantie, ni le développement du réseau, ni le pilotage de la charge. Pour la charge résiduelle, c'est-à-dire la demande d'électricité après déduction de l'injection éolienne et solaire, le CAES peut être une option d'équilibrage importante. Son efficacité dépend de la hauteur et de la durée des pics de charge résiduelle.

Le CAES est une réponse possible au besoin croissant de report dans le temps, mais pas une solution universelle. Le terme désigne une famille de techniques de stockage. L'utilité concrète d'une installation ne ressort qu'à partir de la gestion de la chaleur, du site, de la durée de stockage, des règles de marché et de la fonction réseau.

Sources

Energy Transformation Hub Northwest – Compressed air energy storage plant Huntorf — Uniper; unbekannt. Abschnitt Huntorf
Fast einmaliges Kraftwerk in Elsfleth: „Alte Dame“ hat Zukunft — Nordwest-Zeitung; unbekannt (ca. 2022). Infokasten zur Funktionsweise
Diplomarbeit zu Druckluftspeicherkraftwerken (CAES) — Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg; unbekannt. Vergleichstabelle Huntorf/McIntosh
World’s largest compressed air energy storage facility commences full operation in China — ESS News; 2025-01-10. Absätze zum Projekt Nengchu-1
Neue Netzentgelt-Privilegien für Speicheranlagen und Ladepunkte – Stehen die Befreiungen auf dünnem Eis? — Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE); unbekannt (ca. Ende 2025). Abschnitt „Was wurde konkret geändert und warum?“

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Edited by eCMS on 11.11.2026 16:42