Comment fonctionne le stockage souterrain d’énergie? CAES, UHS et UGS comparés
Le sous-sol joue déjà un rôle essentiel dans la gestion des systèmes énergétiques. Aux États-Unis, plusieurs milliers de milliards de pieds cubes de gaz naturel sont conservés dans des formations géologiques afin d’équilibrer l’offre et la demande. Avec la croissance du solaire et de l’éolien, cette fonction pourrait prendre une importance encore plus grande.
Le stockage souterrain d’énergie regroupe plusieurs applications, notamment le stockage d’air comprimé (CAES), le stockage d’hydrogène (UHS) et le stockage de gaz naturel (UGS). Elles partagent une même logique : exploiter des formations géologiques profondes, comme les cavernes de sel, les réservoirs épuisés et, dans certains cas, les aquifères, afin de conserver de grandes quantités d’énergie pendant des durées allant de quelques heures à plusieurs saisons.
Chaque approche répond toutefois à des besoins différents. La capacité, la durée de stockage, le rendement, la vitesse de soutirage et les contraintes géologiques déterminent les solutions les mieux adaptées à chaque contexte.
Tableau 1 — Comparaison des principales technologies de stockage souterrain d'énergie
| Formation | Profil de développement | Gaz coussin requis | Cycles indicatifs | Caractéristiques opérationnelles |
|---|---|---|---|---|
| Réservoirs épuisés | Souvent facilités par les données et les infrastructures existantes | Environ 50 % | 1 à 2 par an | Grande capacité et utilisation principalement saisonnière |
| Cavernes de sel | Aménagement spécialisé, mais forte délivrabilité | Environ 20 à 30 % | Jusqu'à 10 à 12 par an | Injection et soutirage rapides, adaptés à des cycles fréquents |
| Aquifères | Caractérisation et développement généralement plus complexes | Environ 50 à 80 % | 1 à 2 par an | Grande capacité potentielle, mais comportement moins bien connu avant l'aménagement |
Le stockage d'air comprimé (CAES) : transformer le sous-sol en batterie mécanique
Le stockage d’énergie par air comprimé fait partie des rares technologies de stockage commercialisées à grande échelle pouvant fournir plus de 100 MW à partir d’une seule unité [1][2]. Exploité depuis plusieurs décennies, le CAES constitue également l’une des solutions les plus éprouvées pour stocker de grandes quantités d’électricité sous une forme mécanique.
Principe de fonctionnement : convertir l’électricité en air comprimé
Le CAES, pour Compressed Air Energy Storage, utilise les surplus d’électricité pour comprimer de l’air à haute pression. Celui-ci est ensuite injecté dans une caverne souterraine ou dans un autre réservoir adapté. Lorsque le réseau a besoin d’électricité, l’air est soutiré, détendu dans une turbine puis utilisé pour entraîner un générateur.
Dans une turbine à gaz conventionnelle, la compression et la détente de l’air se déroulent au sein d’un même cycle. Le CAES sépare ces deux étapes dans le temps en conservant l’air comprimé entre les périodes de charge et de production. L’installation peut ainsi consommer de l’électricité lorsqu’elle est abondante, puis en restituer ultérieurement en fonction des besoins du réseau.
Plusieurs types d’ouvrages peuvent être envisagés pour conserver l’air, notamment les cavernes de sel, les cavités aménagées dans la roche dure, certains aquifères et des réservoirs construits en surface [2]. Les installations souterraines de grande capacité utilisent souvent des cavernes de sel dont le volume peut atteindre plusieurs centaines de milliers de mètres cubes [1]. Le CAES est principalement adapté à l’équilibrage du réseau sur des périodes allant de quelques heures à plusieurs semaines. Il peut également contribuer à certains services de réglage de la fréquence, notamment les réserves tertiaires et, dans une moindre mesure, secondaires [1]. La durée de vie d’une installation est généralement estimée entre 30 et 40 ans [1].
Les trois variantes du CAES : diabatique, adiabatique, isotherme
Le rendement du stockage d’énergie par air comprimé dépend en grande partie de la manière dont l’installation gère la chaleur. Lorsqu’un gaz est comprimé, sa température augmente. À l’inverse, il se refroidit pendant sa détente. La chaleur produite lors de la compression peut donc être rejetée, conservée pour une utilisation ultérieure ou limitée dès le départ. Ces différentes stratégies thermiques permettent de distinguer trois grandes variantes du CAES.
Ces distinctions ont des conséquences directes sur l'efficacité et la maturité de chaque variante :
CAES diabatique : dans cette configuration, la chaleur générée pendant la compression est évacuée dans l’environnement plutôt que stockée [2]. Avant d’être dirigé vers la turbine, l’air comprimé doit ensuite être réchauffé, généralement par la combustion de gaz naturel. Ce fonctionnement explique en partie son rendement aller-retour relativement limité, qui se situe généralement entre 40 et 60 % [1]. Il s’agit néanmoins de la variante la plus mature, avec un niveau de maturité technologique 9 (TRL 9) et plusieurs décennies d’exploitation commerciale [1].
CAES adiabatique (A-CAES) : cette approche vise à conserver la chaleur produite pendant la compression dans un système de stockage thermique. Elle peut ensuite être réutilisée pour réchauffer l’air au moment de la détente, ce qui réduit ou élimine le recours à un combustible externe [2]. Cette meilleure gestion de la chaleur permet d’envisager un rendement de l’ordre de 70 à 75 % [2]. Le CAES adiabatique demeure toutefois moins mature que la configuration diabatique. La référence [1] lui attribue un niveau de maturité technologique 5 (TRL 5), ce qui correspond encore à une phase de développement et de démonstration.
CAES isotherme : cette variante cherche à maintenir la température de l’air aussi stable que possible pendant la compression et la détente [2]. En limitant les variations thermiques, elle vise à réduire les pertes associées à l’échauffement et au refroidissement du gaz. Un processus parfaitement isotherme reste toutefois difficile à réaliser dans des conditions industrielles. Les solutions étudiées reposent donc sur des dispositifs d’échange thermique destinés à rapprocher le fonctionnement réel de ce comportement idéal. Des prototypes ont été développés, mais cette technologie n’est pas encore commercialisée à grande échelle [2].
La gestion de la chaleur influence aussi les pertes pendant la période de stockage. Dans un système adiabatique, l’énergie thermique conservée peut se dissiper progressivement, avec des pertes estimées entre 0,5 et 1 % par jour [1]. Le CAES diabatique ne stocke pas cette chaleur et n’est donc pas exposé au même type de perte thermique au fil du temps. Cela ne signifie toutefois pas que son cycle est sans pertes, puisque son rendement global demeure affecté par le rejet initial de chaleur, la compression, la détente et l’utilisation d’un combustible pour réchauffer l’air.
Le stockage souterrain d’hydrogène (UHS) : conserver un vecteur énergétique à grande échelle
Le stockage souterrain d’hydrogène est étudié comme une solution permettant de conserver de grandes quantités d’hydrogène sur de longues périodes. Contrairement aux réservoirs installés en surface, dont la capacité reste généralement limitée, certaines formations géologiques peuvent accueillir des volumes beaucoup plus importants. Cette approche présente donc un intérêt particulier lorsque la production et la consommation d’hydrogène ne surviennent pas au même moment [3].
Pourquoi stocker l'hydrogène sous terre ?
L’UHS, pour Underground Hydrogen Storage, consiste à injecter de l’hydrogène gazeux dans une formation souterraine adaptée, puis à le récupérer lorsque la demande augmente. Le gaz peut ensuite être utilisé pour alimenter des procédés industriels, produire de l’électricité ou répondre à d’autres besoins énergétiques.
Cette solution est principalement envisagée pour le stockage saisonnier de l’hydrogène et la gestion de volumes qui seraient difficiles à conserver uniquement dans des équipements de surface [3][6]. Elle pourrait notamment permettre d’accumuler une partie de la production issue de périodes de forte disponibilité électrique, puis de la mobiliser plusieurs semaines ou plusieurs mois plus tard.
Des projets pilotes ont déjà permis d’étudier le comportement de l’hydrogène dans différentes formations. Dans le cadre du projet autrichien Underground Sun Storage, jusqu’à 82 % de l’hydrogène injecté dans un mélange gazeux a pu être récupéré, sans problème significatif d’intégrité de la roche observé pendant l’essai [3]. Ce résultat montre la faisabilité technique de certaines configurations, mais il ne peut pas être généralisé à tous les réservoirs, puisque les performances varient selon les caractéristiques du site.
Les principaux avantages étudiés comprennent notamment :
Une capacité de stockage potentiellement élevée, adaptée à la gestion de volumes importants d’hydrogène.
Une utilisation sur de longues durées, notamment pour rapprocher une production variable des besoins saisonniers.
Une occupation limitée en surface, puisque l’essentiel du volume de stockage se trouve dans le sous-sol.
La possibilité de réutiliser certaines infrastructures existantes, en particulier dans les anciens sites de stockage de gaz, sous réserve d’analyses techniques et de travaux d’adaptation [3].
Les trois types de formations géologiques pour l’UHS
Une formation géologique peut servir de réservoir lorsqu’elle présente des propriétés permettant de contenir un gaz sous pression et de le récupérer dans des conditions contrôlées. Pour le stockage géologique de l’hydrogène, trois grandes catégories sont principalement étudiées : les cavernes de sel, les réservoirs épuisés et les aquifères salins.
Les cavernes de sel figurent parmi les options les plus matures et les plus favorables au stockage cyclique de l’hydrogène. Le sel présente une très faible perméabilité et peut refermer progressivement certaines microfissures sous l’effet de la pression. Les cavernes peuvent également supporter des cycles relativement fréquents d’injection et de soutirage [3]. Dans certaines configurations, les pertes estimées demeurent inférieures à 0,1 % par année [10], bien que cette valeur ne puisse pas être appliquée uniformément à tous les sites. Leur principale limite réside dans leur répartition géographique, puisque leur développement exige des formations salifères suffisamment épaisses et adaptées.
Les réservoirs de gaz ou de pétrole épuisés offrent généralement une capacité importante et peuvent bénéficier de puits, de conduites et de données géologiques déjà disponibles. Leur comportement est également mieux connu que celui de formations encore inexploitées. Toutefois, l’hydrogène peut interagir avec les fluides résiduels, les minéraux et les microorganismes présents dans le réservoir. Une partie du gaz peut aussi demeurer retenue dans les pores de la roche ou se mélanger au gaz coussin, ce qui réduit la fraction récupérable et peut accroître les besoins de purification [3].
Les aquifères salins présentent un potentiel volumétrique considérable et sont présents dans de nombreuses régions. Ils demeurent cependant moins bien caractérisés pour le stockage de l’hydrogène que les cavernes de sel et les réservoirs épuisés. Leur utilisation exige une connaissance détaillée de la roche-réservoir, de la couche de couverture, des fluides souterrains et des réactions biologiques possibles. Dans les scénarios les plus défavorables étudiés pour certains aquifères à haut risque, les pertes liées à l’activité microbienne pourraient être importantes, mais ces estimations représentent des limites supérieures et non des valeurs typiques pour l’ensemble des sites [10].
Les défis techniques du stockage d'hydrogène souterrain
Le stockage souterrain d’hydrogène repose sur la capacité d’une formation géologique et des infrastructures associées à contenir le gaz sous pression, puis à le restituer avec une qualité suffisante. Cette performance ne dépend pas uniquement du volume disponible. Elle est aussi influencée par la composition de la roche, la présence d’eau ou de gaz résiduels, l’activité microbienne et le comportement du réservoir pendant les cycles d’injection et de soutirage [3].
Plusieurs phénomènes doivent donc être évalués :
L’intégrité mécanique de la formation, puisque les variations répétées de pression peuvent entraîner une déformation progressive de la caverne ou modifier le comportement des roches environnantes.
Les réactions géochimiques, qui peuvent survenir entre l’hydrogène, les minéraux, la saumure et les autres fluides présents dans le sous-sol.
L’activité microbienne, certains microorganismes pouvant consommer l’hydrogène et produire d’autres gaz, ce qui peut réduire la quantité récupérable ou modifier sa pureté.
La rétention dans les pores, particulièrement dans les réservoirs épuisés et les aquifères, où une partie du gaz peut demeurer piégée ou se mélanger aux fluides déjà présents.
La diffusion et les fuites potentielles à travers la roche, les puits ou la couche de couverture [3].
La lixiviation des minéraux, notamment dans les cavernes de sel contenant des impuretés [3].
L’importance de ces mécanismes varie selon la température, la pression, la salinité et la minéralogie du site. Une caractérisation géologique, géochimique et microbiologique permet donc d’estimer la capacité utile du réservoir et de définir des conditions d’exploitation adaptées. Le suivi de la pression, de la composition du gaz et de l’intégrité des puits aide ensuite à observer son évolution au fil des cycles.
Le stockage souterrain de gaz naturel (UGS) : une infrastructure énergétique bien établie
Le stockage souterrain de gaz naturel, ou UGS pour Underground Gas Storage, est utilisé depuis plusieurs décennies pour adapter l’approvisionnement aux variations de la demande. En avril 2026, les installations américaines contenaient environ 6,71 Tcf de gaz naturel, soit près de 190 milliards de mètres cubes. Environ 2,21 Tcf correspondaient à du gaz de travail pouvant être soutiré [4].
Ces volumes illustrent l’importance des infrastructures déjà en place. Elles permettent notamment d’accumuler du gaz pendant les périodes de faible consommation, puis de le récupérer lorsque la demande augmente, particulièrement durant l’hiver.
Les trois types de formations pour le stockage de gaz naturel
Une installation de stockage souterrain de gaz, appelée UGSF en anglais, injecte du gaz naturel dans une formation géologique adaptée afin de le conserver sous pression. Deux catégories de gaz doivent être distinguées :
Le gaz de travail désigne la portion qui peut être injectée et soutirée au cours des cycles d’exploitation.
Le gaz coussin, aussi appelé gaz de base, demeure dans le réservoir afin de maintenir une pression suffisante et de faciliter la récupération du gaz de travail.
Trois principaux types de formations sont utilisés. Leur fonctionnement diffère notamment par la quantité de gaz coussin requise, la vitesse de soutirage et le nombre de cycles possibles [5].
Tableau 3 — Caractéristiques des trois types de formations pour le stockage de gaz naturel
| Formation | Profil de développement | Gaz coussin requis | Cycles indicatifs | Caractéristiques opérationnelles |
|---|---|---|---|---|
| Réservoirs épuisés | Souvent facilités par les données et les infrastructures existantes | Environ 50 % | 1 à 2 par an | Grande capacité et utilisation principalement saisonnière |
| Cavernes de sel | Aménagement spécialisé, mais forte délivrabilité | Environ 20 à 30 % | Jusqu'à 10 à 12 par an | Injection et soutirage rapides, adaptés à des cycles fréquents |
| Aquifères | Caractérisation et développement généralement plus complexes | Environ 50 à 80 % | 1 à 2 par an | Grande capacité potentielle, mais comportement moins bien connu avant l'aménagement |
Sources: [5]
Les réservoirs épuisés sont largement utilisés, car leur géologie a déjà été étudiée et certaines infrastructures peuvent être réemployées. Les cavernes de sel offrent une plus grande souplesse opérationnelle grâce à leur forte capacité de soutirage et à la possibilité d’effectuer plusieurs cycles par année. Les aquifères peuvent accueillir des volumes importants, mais ils nécessitent généralement davantage de travaux de caractérisation et une proportion plus élevée de gaz coussin [5].
Capacités actuelles et rôle stratégique
Le stockage souterrain de gaz naturel contribue principalement à équilibrer les variations saisonnières entre l’offre et la demande. Il soutient également la sécurité d’approvisionnement en permettant de mobiliser rapidement des réserves lorsque la consommation augmente ou qu’une interruption touche les réseaux de transport [5][6].
Ces installations constituent aussi une importante base de connaissances pour le développement du stockage souterrain d’hydrogène. Les décennies d’exploitation du gaz naturel ont permis d’améliorer la compréhension du comportement des réservoirs, du rôle du gaz coussin, de l’intégrité des puits et des cycles d’injection et de soutirage [3].
Conclusion : des solutions souterraines adaptées à des besoins différents
Le stockage souterrain d’énergie regroupe plusieurs approches qui répondent à des usages distincts. Le CAES permet de restituer de l’électricité à partir d’air comprimé, le stockage d’hydrogène vise surtout la gestion de volumes importants sur de longues périodes, tandis que le stockage de gaz naturel repose déjà sur des infrastructures largement déployées. Les cavernes de sel, les réservoirs épuisés et les aquifères offrent chacun des caractéristiques particulières en matière de capacité, de flexibilité et de fréquence d’utilisation.
Aucune solution ne peut toutefois être envisagée indépendamment de son contexte géologique. La nature de la formation, l’intégrité des puits, la qualité du fluide récupéré et les besoins du réseau déterminent la faisabilité et les conditions d’exploitation d’un projet. Les performances annoncées doivent donc être interprétées en fonction du site, de la technologie utilisée et de son niveau de maturité.
Avec l’évolution des systèmes énergétiques, le sous-sol pourrait contribuer davantage à rapprocher la production de la demande, à soutenir l’approvisionnement saisonnier et à intégrer des sources d’énergie variables. Pour rester informé des avancées dans ce domaine et des sujets connexes à l'énergie souterraine et aux ressources naturelles, suivez Squatex sur LinkedIn.
Références
[1] International Energy Agency Energy Storage Technology Collaboration Programme. "Technology: Compressed Air Energy Storage." IEA ES TCP, July 2024, https://iea-es.org/wp-content/uploads/public/FactSheet_mechanical_CAES.pdf.
[2] Rabi, Ayah Marwan, Jovana Radulovic, and James M. Buick. "Comprehensive Review of Compressed Air Energy Storage (CAES) Technologies." Thermo, vol. 3, no. 1, 2023, pp. 104–126. MDPI, https://doi.org/10.3390/thermo3010008.
[3] Doukeh, Rami, et al. "A Review of Hydrogen Storage in Geological Formations." Romanian Journal of Petroleum & Gas Technology, vol. 6, no. 77, 2025. https://doi.org/10.51865/jpgt.2025.01.22.
[4] U.S. Energy Information Administration. "U.S. Underground Natural Gas Storage by Storage Type (Million Cubic Feet)." EIA, Release Date 27 Feb. 2026, https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_stor_type_s1_m.htm.
[5] Federal Energy Regulatory Commission. Current State of and Issues Concerning Underground Natural Gas Storage. Staff Report, 30 Sept. 2004, FERC, https://www.ferc.gov/sites/default/files/2020-05/UndergroundNaturalGasStorageReport.pdf.
[6] International Energy Agency Energy Storage Technology Collaboration Programme. Annual Report 2021. IEA ES TCP, 2022, https://iea-es.org/wp-content/uploads/public/ES_TCP_Annual_Report_2021.pdf.
