Stockage d'énergie par air comprimé · Glossaire

Un stockage d'énergie par air comprimé (en anglais Compressed Air Energy Storage, CAES) est un stockage mécanique d'électricité. Lors de la charge, l'électricité entraîne un compresseur qui comprime l'air ambiant à haute pression et le refoule dans un espace de stockage. Lors de la décharge, l'air comprimé s'écoule à travers une machine de détente ou une turbine qui entraîne un générateur. Ce n'est donc pas l'électricité elle-même qui est stockée, mais un état physique : de l'air comprimé dans une cavité. On peut se le représenter comme un très grand ballon souterrain que l'on gonfle lorsque l'électricité est bon marché et qui libère son air via une turbine lorsque l'on a besoin d'électricité.

Deux grandeurs décrivent la conception technique, et elles ont des fonctions différentes dans le système électrique. La puissance, généralement indiquée en mégawatts (MW), indique à quelle vitesse le stockage peut se charger ou se décharger. La capacité de stockage, en mégawattheures (MWh), indique la quantité totale d'énergie qu'il peut restituer. Un stockage par air comprimé de 100 MW de puissance et de 800 MWh de capacité utilisable pourrait, en théorie, injecter à pleine puissance pendant huit heures. Pour les stockages par air comprimé, les puissances de charge et de décharge peuvent en outre différer fortement. À la centrale de Huntorf, le compresseur absorbe nettement moins de puissance que la turbine n'en délivre. La charge y dure donc plus longtemps que la décharge. Ces indicateurs sont plus parlants pour situer une installation que la simple désignation de stockage, car les différentes technologies de stockage diffèrent fortement par leur puissance, leur capacité, leurs coûts et leurs exigences en matière de site.

Pour les grandes installations, on utilise le plus souvent des cavités souterraines, notamment des cavités salines créées par dissolution. Le sel gemme est quasiment étanche au gaz, et la technique est connue du stockage de gaz naturel. À Huntorf, deux cavités totalisant environ 300 000 mètres cubes se situent à une profondeur d'environ 650 à 800 mètres. Leur pression de service est d'environ 50 à 70 bars. Des réservoirs sous pression, des stockages tubulaires, des cavités minières ou des couches rocheuses poreuses sont aussi envisageables. Pour de grandes quantités d'énergie, ils sont toutefois souvent plus coûteux ou moins éprouvés. La question du site est donc centrale : un stockage par air comprimé dépend beaucoup plus de la géologie, de l'autorisation, du raccordement au réseau et de la surface disponible qu'un stockage par batteries construit de manière modulaire.

Compression, chaleur et rendement

La question technique centrale est la suivante : que devient la chaleur produite lors de la compression ? Quiconque actionne vigoureusement une pompe à vélo constate qu'elle chauffe. À l'inverse, l'air se refroidit fortement lors de la détente. Si la chaleur de compression est perdue et qu'il faut fournir de la chaleur neuve lors de la décharge, le rendement de l'ensemble du système diminue nettement.

Dans les stockages par air comprimé diabatiques, première génération, la chaleur de compression est en grande partie cédée à l'environnement. Avant la turbine, l'air comprimé est de nouveau chauffé, dans les anciennes installations existantes par la combustion de gaz naturel. Un exemple est Huntorf, en Basse-Saxe : l'installation a été mise en service en 1978 comme première centrale CAES commerciale au monde. Uniper l'exploite aujourd'hui avec 321 MW, et la turbine à gaz atteint sa pleine puissance en environ douze minutes. Pour chaque kilowattheure d'électricité restitué, l'installation utilise environ 0,83 kWh d'électricité pour le compresseur et environ 1,56 kWh de gaz naturel. Rapporté à l'ensemble de l'énergie engagée, cela donne un rendement d'environ 42 pour cent. La seconde ancienne installation connue, McIntosh en Alabama (110 MW, depuis 1991), atteint environ 54 pour cent.

Cet exemple de calcul montre pourquoi les installations diabatiques ne sont pas de purs stockages d'électricité au sens strict. Si l'on comparait uniquement l'électricité entrante et l'électricité sortante, il en sortirait plus d'électricité qu'on n'en a injecté. La raison est le combustible supplémentaire. De telles installations sont des formes hybrides entre stockage et centrale à gaz. Pour le bilan climatique, les coûts de combustible, la dépendance au combustible et le rôle sur le marché, les apports d'électricité et de gaz doivent donc être indiqués séparément. Uniper a annoncé vouloir remplacer à moyen terme le gaz naturel par de l'hydrogène à Huntorf. Il s'agit d'une déclaration d'intention et non d'un état d'exploitation réalisé.

Les stockages par air comprimé adiabatiques (A-CAES ou AA-CAES) captent la chaleur de compression dans un stockage de chaleur, par exemple dans de l'eau sous pression, des sels fondus ou des lits de matériaux solides. Lors de la décharge, ils s'en servent pour réchauffer de nouveau l'air. L'installation se passe ainsi de combustible et peut atteindre un rendement électricité-électricité plus élevé. Cela exige toutefois des échangeurs de chaleur, des stockages de chaleur à haute température et une conduite d'exploitation précise. Des installations de plus grande taille de ce type sont désormais en service. À Yingcheng (province du Hubei, Chine), l'installation Nengchu-1 a été raccordée commercialement au réseau en janvier 2025. Elle fonctionne sans chauffage d'appoint, utilise deux cavités salines et dispose de 300 MW de puissance pour environ 1 500 MWh de capacité de stockage. L'exploitant indique un rendement de conversion d'environ 70 pour cent. Ce chiffre provient de l'exploitant et n'a pas été vérifié de manière indépendante. Les concepts isothermes poursuivent une autre approche : la compression et la détente doivent se dérouler, grâce à un transfert de chaleur intensif, à une température aussi constante que possible. Ils sont jusqu'à présent surtout au stade du développement et de la démonstration. Le terme de stockage par air comprimé recouvre donc plusieurs variantes qui ne sont équivalentes ni sur le plan énergétique ni sur le plan économique.

Distinction par rapport aux batteries et aux stations de transfert d'énergie par pompage

Les stockages par air comprimé sont souvent classés dans la même catégorie que les stockages par batteries et par pompage, parce que tous trois déplacent l'électricité dans le temps. Sur les plans technique et économique, ils diffèrent toutefois nettement. Les stockages par batteries réagissent en fractions de seconde, peuvent être construits en petites unités et conviennent bien aux courtes durées de stockage, aux services de fréquence, au soutien local du réseau et aux cycles quotidiens. Pour de longues durées de stockage, ils deviennent toutefois de plus en plus coûteux, car chaque kilowattheure supplémentaire nécessite des cellules supplémentaires.

Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) stockent l'énergie sous forme d'énergie potentielle de l'eau. Elles ont des rendements élevés et des décennies d'expérience d'exploitation, mais requièrent des dénivelés, de l'eau, des autorisations et des interventions dans le paysage. Les stockages par air comprimé se situent entre ces catégories. Là où des cavités appropriées existent, ils peuvent fournir de grandes quantités d'énergie pendant plusieurs heures. Leurs temps de démarrage, de l'ordre de quelques minutes, suffisent pour de nombreuses tâches dans le système électrique, mais sont nettement plus longs que ceux des batteries.

La distinction est aussi importante sur le plan économique. Pour les stockages par air comprimé, les coûts des composants de puissance (compresseur, turbine, générateur, raccordement au réseau) évoluent différemment des coûts du volume de stockage. Si une grande cavité est disponible à bon prix, une durée de stockage supplémentaire peut être moins chère qu'avec des technologies qui nécessitent de nouveaux modules coûteux pour chaque kilowattheure supplémentaire. Cela rend les stockages par air comprimé intéressants surtout pour des durées de stockage intermédiaires, mais pas automatiquement pour tous les besoins de stockage.

Importance dans le système électrique

Les stockages par air comprimé peuvent absorber de l'électricité lorsque l'électricité éolienne et solaire est abondante et que la demande est faible. Lorsque la charge résiduelle, c'est-à-dire la demande diminuée de l'injection renouvelable dépendante de la météo, augmente plus tard, ils la réinjectent. Avec des parts croissantes de production fluctuante, ce déplacement dans le temps prend de la valeur. Les stockages peuvent réduire l'écrêtement, atténuer les pics de prix et éviter des démarrages de centrales conventionnelles, pour autant que les règles du marché et la situation du réseau le permettent. Le responsable d'exploitation de Huntorf l'a un jour formulé ainsi : même un rendement de stockage de 42 pour cent vaut mieux que d'arrêter des parcs éoliens faute de capacité de transport.

Un stockage par air comprimé n'est pourtant pas une production garantie. Il ne peut restituer que ce qu'il a préalablement stocké, déduction faite des pertes et, pour les installations diabatiques, majoré de l'énergie du combustible. Sa disponibilité dépend du niveau de remplissage, de la disponibilité technique, du raccordement au réseau et de la stratégie d'exploitation. Pour la sécurité d'approvisionnement, la puissance installée ne compte donc pas à elle seule. Ce qui est décisif, c'est que le stockage soit suffisamment rempli aux heures critiques et que sa durée de décharge corresponde à la durée de la pénurie. Huntorf, par exemple, ne peut délivrer sa pleine puissance que pendant quelques heures.

Un stockage par air comprimé peut aussi jouer un rôle dans l'exploitation du réseau. De grandes installations peuvent, à certains nœuds du réseau, absorber ou injecter de la puissance et ainsi influer sur les congestions. Uniper indique que Huntorf peut fournir des services de réseau. L'effet sur le réseau dépend toutefois du lieu. Un stockage mal situé peut lisser les prix du marché sans soulager une congestion concrète du réseau. Un stockage placé de manière favorable au réseau peut en revanche aider à mieux utiliser l'injection renouvelable.

Malentendus courants

Rendement égal valeur pour le système : un rendement plus faible signifie qu'il faut davantage d'électricité de charge. Un stockage peut néanmoins être pertinent s'il stocke de grandes quantités d'énergie à bon prix, couvre de rares situations de pénurie ou évite un écrêtement dont l'électricité resterait sinon inutilisée. L'évaluation dépend des prix de l'électricité, de l'intensité en CO₂ de l'électricité de charge, de la durée de stockage, du nombre de cycles et des alternatives. En outre, les indications de rendement doivent être comparables : pour les installations diabatiques, il doit être clair si l'apport de combustible a été pris en compte.
Air comprimé égal sans émissions : cela ne vaut que pour les installations sans chauffage d'appoint fossile et avec une électricité de charge à faibles émissions. Les installations diabatiques au gaz naturel sont des formes hybrides entre stockage et production thermique. Leurs émissions et leurs coûts de combustible doivent être comptabilisés en toute transparence.
Le stockage comme solution universelle : la flexibilité peut provenir des stockages, mais aussi d'une demande flexible, de centrales pilotables, du développement du réseau, des échanges d'électricité européens ou du couplage sectoriel. Les stockages par air comprimé résolvent surtout des tâches de déplacement sur plusieurs heures. Ils ne remplacent ni le réglage rapide dans chaque réseau de distribution ni une réserve d'énergie saisonnière.

Marché, régulation et conditions d'investissement

La construction de stockages par air comprimé ne se décide pas uniquement sur la faisabilité technique. Les investisseurs ont besoin de revenus issus des écarts de prix entre les périodes de charge et de décharge, des services système, d'éventuels mécanismes de capacité ou de prestations utiles au réseau. Si les marchés fournissent surtout des signaux de prix à court terme et rémunèrent à peine la disponibilité à long terme, les perspectives de revenus sont incertaines pour des stockages à forte intensité capitalistique. Cela concerne particulièrement les stockages par air comprimé, car l'autorisation, l'aménagement des cavités et la construction durent nettement plus longtemps que pour de nombreux projets de batteries. Depuis Huntorf, aucun autre stockage commercial par air comprimé n'a été mis en service en Allemagne.

Sur le plan réglementaire, il importe de savoir si les stockages sont traités comme consommateurs finals, comme producteurs ou comme catégorie à part. De cela dépendent les redevances de réseau, les prélèvements, les conditions de raccordement et les obligations de redispatching. En Allemagne, le § 118 al. 6 EnWG exonère pendant 20 ans des redevances d'utilisation du réseau pour le soutirage d'électricité destinée au stockage les installations de stockage d'énergie électrique construites après le 31 décembre 2011 et mises en service au plus tard le 4 août 2029. La règle est neutre sur le plan technologique et s'applique donc en principe aussi aux nouveaux stockages par air comprimé, pas seulement aux batteries. L'exonération ne couvre pas les prélèvements et contributions autres que la redevance de réseau. Pour les installations mises en service plus tard, la Bundesnetzagentur entend réorganiser les redevances de réseau dans le cadre de sa réforme. Les nouveaux stockages seront ensuite vraisemblablement soumis aux redevances de réseau. En novembre 2026, les détails n'étaient pas encore définitivement arrêtés. Pour les stockages par air comprimé aux longs délais de préparation, la fenêtre de mise en service jusqu'en 2029 est difficilement atteignable. Le futur cadre juridique devient ainsi déterminant pour les nouveaux projets.

Les stockages par air comprimé illustrent une propriété fondamentale du futur système électrique : le besoin de stockage ne naît pas seulement d'un manque d'énergie, mais du fait que la production, la consommation et la capacité du réseau divergent dans le temps. La technique peut compenser en partie ce décalage lorsque le site, la durée de stockage, le rendement, les règles du marché et les exigences du réseau s'accordent. Un stockage par air comprimé n'est donc ni un substitut général aux centrales ni une curiosité technique. C'est une option liée au site pour déplacer de grandes quantités d'électricité sur plusieurs heures. Sa valeur ne se révèle que par sa fonction concrète dans le système électrique.

Sources

Energy Transformation Hub Northwest – Compressed air energy storage plant Huntorf — Uniper SE; unbekannt. Abschnitt Compressed air energy storage plant Huntorf
Diplomarbeit zu Druckluftspeicherkraftwerken (Kapitel 4: Grundlagen) — Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg; unbekannt. Kapitel 4, Vergleichstabelle Huntorf/McIntosh und Wirkungsgradrechnung
Druckluftspeicher Huntorf: Der Energiewende-Exot — Ørsted (Energiewinde); unbekannt. Abschnitte zu Funktionsweise und Wirkungsgrad
World's largest compressed air energy storage facility commences full operation in China — ESS News; 2025-01-10. Gesamter Artikel
Batteriespeicher: Neues zu Netzanschlüssen und Netzentgelten — Becker Büttner Held (BBH-Blog); unbekannt. Abschnitt Diskussion um Netzentgeltbefreiung (§ 118 Abs. 6 EnWG)

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:32