Le stockage d’énergie par air comprimé (CAES) : la solution pour stabiliser les énergies renouvelables?
Introduction
En 2024, la Chine a mis en service la plus grande installation de stockage d’énergie par air comprimé (CAES) au monde : un projet de 4,2 GWh capable de réduire jusqu’à 490 000 tonnes de CO₂ par an [8]. Cette annonce illustre l’intérêt croissant pour les solutions de stockage à grande échelle, devenues indispensables à mesure que les énergies renouvelables prennent une place centrale dans les réseaux électriques.
L'intermittence des énergies renouvelables représente un défi de taille pour la stabilité des réseaux électriques. Lorsque le soleil brille intensément ou que le vent souffle fort, la production d'électricité peut dépasser largement la demande. À l'inverse, lors des périodes calmes ou nocturnes, la production chute alors que la consommation peut rester élevée. Ce déséquilibre entre l'offre et la demande soulève une question fondamentale : comment stocker efficacement l'énergie produite en excédent pour la redistribuer au moment opportun?
Qu’est-ce que le stockage d’énergie par air comprimé ?
Le stockage de l’énergie par air comprimé représente une approche innovante du stockage d'énergie à grande échelle. Aussi appelé CAES (pour “Compressed Air Energy Storage” en anglais), cette technologie transforme l'électricité excédentaire en énergie potentielle sous forme d'air comprimé, stocké dans des formations géologiques souterraines pour être reconverti en électricité lorsque la demande l'exige.
Principe de fonctionnement : la phase de charge
Lorsque la production d'électricité renouvelable dépasse la demande du réseau — par exemple lors d’un pic de production éolienne ou solaire — un système CAES utilise cet excédent pour faire fonctionner un compresseur. L’air est alors comprimé et injecté dans une structure de stockage souterraine, le plus souvent une caverne saline [1][3].
Concrètement, l’électricité excédentaire alimente le compresseur, qui augmente la pression de l’air et le pousse dans une zone de stockage souterraine naturelle, où il peut être conservé longtemps avec une auto-décharge relative faible, sur des durées allant d’heures à jours, voire mois selon l’échelle du système [2].
Principe de fonctionnement : la phase de décharge
Ainsi, le véritable intérêt du CAES se révèle durant les périodes de forte demande électrique. Lorsque les besoins du réseau augmentent, typiquement en soirée lorsque les ménages rentrent du travail et allument appareils électroménagers et systèmes de chauffage, l'air stocké est libéré des cavernes souterraines. Cet air sous pression est réchauffé puis dirigé vers des turbines, similaires à celles utilisées dans les centrales électriques conventionnelles. La détente de l'air comprimé fait tourner ces turbines, qui entraînent des générateurs produisant l'électricité nécessaire pour répondre à la demande [1][3].
Ce cycle de compression et d'expansion permet ainsi de découpler temporellement la production et la consommation d'électricité, offrant une flexibilité essentielle pour l'intégration massive des énergies renouvelables dans le mix énergétique.
L'infrastructure de stockage géologique
Le choix du stockage souterrain n'est pas anodin. L'air comprimé présente une densité énergétique relativement faible, ce qui nécessite des volumes de stockage considérables pour atteindre des capacités significatives. Les formations géologiques souterraines constituent la solution la plus économique et pratique pour répondre à cette exigence [4].
Les cavernes salines représentent actuellement l'option privilégiée pour le stockage CAES. Ces cavités sont créées artificiellement dans les bassins salins par un processus de dissolution contrôlée. Les dépôts de sel gemme se retrouvent dans diverses régions du monde, offrant ainsi un potentiel géographique étendu pour le déploiement de la technologie CAES [4].
En Europe, près d’un tiers des stocks de gaz naturel est déjà conservé dans ce type de cavernes, sans qu’aucune ne se soit effondrée, ce qui témoigne de leur fiabilité [4].
Exigences techniques des cavernes souterraines
L'implantation d'une installation CAES repose sur des critères géotechniques stricts. Les études [7] indiquent notamment :
une épaisseur suffisante de sel compétent à une profondeur appropriée,
un approvisionnement adéquat en eau pour la dissolution du sel,
un mode d’élimination de la saumure acceptable sur les plans environnemental et économique.
La profondeur optimale du toit de la caverne se situe aux environs de 800 mètres, permettant d'atteindre des pressions de fonctionnement maximales de 9,0 MPa ou moins. Les températures des parois de la caverne ne doivent pas dépasser 80°C pour préserver l'intégrité structurelle du sel.
D'autres contraintes dimensionnelles s'appliquent également : l'épaisseur minimale de sel au-dessus d'une cavité creusée par dissolution doit être d'au moins 150 mètres pour assurer une couverture protectrice adéquate, tandis que la portée horizontale de la caverne ne doit pas excéder 60 mètres afin de maintenir la stabilité mécanique de la structure [7].
Les différents types de systèmes CAES et leur efficacité
Il existe trois grandes familles de systèmes CAES, qui se distinguent par leur gestion de la chaleur et leur performance énergétique.
CAES diabatique : la première génération
La compression de l'air génère inévitablement de la chaleur. Lorsque l'air est confiné dans un espace réduit, les particules se rapprochent et entrent en collision plus fréquemment, provoquant une élévation de température. À une pression de 70 bars, l'air peut atteindre environ 650°C selon le volume comprimé [4].
Cette chaleur pose un problème technique majeur. Les cavernes salines ne peuvent accueillir de l'air à des températures supérieures à 42°C sans risquer une détérioration de leur structure. Pour contourner cette limitation, les systèmes CAES diabatiques traditionnels évacuent la chaleur excédentaire par le biais de tours de refroidissement, perdant ainsi une partie importante de l'énergie investie dans la compression [4].
Les deux installations CAES diabatiques actuellement en opération — celle de Huntorf en Allemagne et celle de McIntosh en Alabama — ont adopté une approche qui consiste à alimenter l'air comprimé récupéré dans une turbine à gaz. Cette méthode améliore certes l'efficacité de la turbine comparativement à son fonctionnement standard, mais elle nécessite tout de même la combustion de gaz naturel, représentant 50 à 60% de la consommation d'une centrale électrique à gaz de taille équivalente. Cette dépendance aux combustibles fossiles limite l'attractivité environnementale de cette première génération de CAES [4].
CAES adiabatique : vers une solution sans combustibles fossiles
Le terme "adiabatique" désigne un processus où aucune énergie thermique n'entre ni ne sort du système à quelque étape que ce soit — il s'agit donc d'un système thermiquement fermé. Les technologies CAES adiabatiques équilibrent la gestion de la chaleur sur l'ensemble du cycle de compression et d'expansion pour garantir qu'aucune énergie n'est gaspillée [4].
Dans un système adiabatique avancé, la chaleur générée pendant la compression est extraite et stockée séparément dans un système de stockage thermique dédié. Cette chaleur est ensuite réinjectée dans le système durant la phase d'expansion, éliminant ainsi le besoin de recourir à des combustibles fossiles ou à toute autre source de combustible externe pour réchauffer l'air avant son passage dans les turbines [4].
Les systèmes adiabatiques de nouvelle génération affichent des performances remarquables. La technologie propriétaire développée par des entreprises comme Storelectric atteint une efficacité d'environ 62% pour une installation de 40 MW, pouvant grimper jusqu'à 67% pour des installations de 500 MW. Ces performances ont été validées par de nombreuses firmes d'ingénierie multinationales reconnues, notamment Costain, Fortum, Siemens et Mott MacDonald. L'approche adiabatique est constructible avec les technologies existantes tout en demeurant économiquement viable [4].
CAES isotherme : maintenir une température constante
La troisième approche, le CAES isotherme, vise à maintenir une température constante tout au long du processus de compression et d'expansion. Cette méthode contraste avec les approches diabatique (qui utilise du carburant) et adiabatique (qui stocke la chaleur de compression) [5].
Bien que théoriquement avantageuse, la technologie isotherme demeure moins mature que ses homologues diabatique et adiabatique. Les défis techniques liés au maintien d'une température constante durant des compressions à haute pression freinent encore son déploiement commercial à grande échelle.
Quels sont les objectifs du CAES dans la transition énergétique ?
Répondre à l’intermittence des énergies renouvelables
La variabilité intrinsèque des sources renouvelables crée un décalage constant entre production et consommation d’électricité [2]. Le CAES permet de dissocier le moment où l’énergie est produite de celui où elle est consommée, facilitant ainsi l’intégration massive de l’éolien et du solaire.
Le CAES fournit un mécanisme efficace pour découpler le moment de la génération renouvelable du moment de la demande d'électricité. Cette flexibilité temporelle transforme fondamentalement la façon dont les énergies renouvelables peuvent être intégrées au réseau. Plutôt que de devoir équilibrer instantanément production et consommation, les opérateurs peuvent désormais stocker l'énergie produite durant les heures creuses et la restituer durant les périodes de pointe.
Lien interne : En lire plus sur "Le CAES : pourquoi cette technologie est-elle indispensable à la décarbonation des réseaux électriques?"
Un stockage d’énergie à long terme
L'une des caractéristiques distinctives de cette technologie réside dans sa capacité de stockage à long terme. Les systèmes de stockage d’énergie par air comprimé peuvent conserver de l'énergie pendant des périodes prolongées, s'étendant de quelques heures à plusieurs jours. Cette capacité s'avère cruciale pour lisser les fluctuations des sources d'énergie renouvelable intermittentes.
Contrairement à certaines technologies de stockage limitées à des décharges de courte durée, cette infrastructure peut stocker de grandes quantités d'énergie pendant des périodes étendues sans dégradation significative. Cette caractéristique le rend particulièrement adapté aux stratégies de gestion saisonnière de l'énergie, où l'électricité produite durant les mois d'été pourrait théoriquement être stockée pour répondre aux besoins hivernaux accrus.
Stabilisation du réseau et gestion des pointes
Les systèmes de stockage CAES peuvent injecter ou absorber de l'énergie rapidement pour stabiliser la fréquence et la tension du réseau électrique. Cette capacité de réponse rapide est essentielle pour maintenir la qualité et la fiabilité de l'approvisionnement électrique, particulièrement dans un contexte où la part des énergies renouvelables variables augmente constamment.
La gestion des pointes de demande représente un autre avantage économique majeur. Plutôt que de construire et maintenir des centrales de pointe qui ne fonctionnent que quelques heures par an durant les périodes de demande maximale, le CAES permet d'utiliser l'électricité produite en heures creuses (souvent à moindre coût) pour répondre aux besoins des heures de pointe.
Réduction des émissions de gaz à effet de serre
Dans les systèmes adiabatiques avancés, le CAES peut minimiser ou éliminer complètement le besoin de gaz naturel pour réchauffer l'air durant la phase d'expansion, réduisant ainsi substantiellement les émissions de gaz à effet de serre.
Les données opérationnelles confirment l'impact environnemental positif du CAES. L'installation de Feicheng réduit la consommation de charbon de près de 190 000 tonnes et les émissions de dioxyde de carbone de 490 000 tonnes annuellement [8]. Un autre projet chinois permet d'économiser 42 000 tonnes de charbon et 109 000 tonnes de CO₂ par an [9].
Les avantages concurrentiels du CAES
Au-delà de son rôle dans la transition énergétique, le CAES présente des caractéristiques techniques et économiques qui le distinguent des autres solutions de stockage d'énergie, particulièrement pour les applications à grande échelle et à long terme.
Durée de vie et cycles exceptionnels
Avec une durée de vie dépassant 40 ans et plus de 13 000 cycles de charge-décharge, le CAES présente l'un des coûts énergétiques les plus bas parmi les systèmes de stockage d'énergie, malgré son coût en capital initial élevé [2].
Faible auto-décharge
L'auto-décharge quotidienne minimale du CAES améliore sa capacité de stockage de longue durée, le rendant particulièrement adapté aux applications de gestion énergétique à long terme [2].
Contrairement aux batteries qui perdent progressivement leur charge même lorsqu'elles ne sont pas utilisées, l'air comprimé dans une caverne souterraine bien étanche peut être conservé pendant des semaines, voire des mois, avec des pertes énergétiques négligeables. Cette caractéristique ouvre la porte à des stratégies de stockage saisonnier, où l'énergie excédentaire d'une saison pourrait être conservée pour une autre.
Valorisation des infrastructures géologiques existantes
De plus, cette technologie s'avère particulièrement adaptée aux applications à grande échelle, tirant parti d'infrastructures existantes comme les cavernes salines ou les champs de gaz épuisés.
Cette capacité à réutiliser des formations géologiques naturelles ou des infrastructures pétrolières et gazières en fin de vie offre un double avantage. D'une part, elle réduit les coûts de développement en évitant la construction de structures de stockage artificielles massives. D'autre part, elle permet une reconversion industrielle des sites d'extraction de combustibles fossiles, contribuant ainsi à la transition juste des régions historiquement dépendantes de ces industries.
Stockage d’énergie par air comprimé
Performance du stockage thermique
Les innovations dans les systèmes de stockage thermique associés au CAES adiabatique continuent d'améliorer les performances globales. Parmi les matériaux testés pour le stockage de la chaleur de compression, le stockage thermique à lit de roches a fourni les meilleures performances, produisant 586 MWh d'énergie avec un rendement aller-retour de 0,76 [6].
Ces développements dans les technologies de stockage thermique complémentaires démontrent que cette technologie constitue un domaine d'innovation actif, avec un potentiel d'amélioration continue des performances et de réduction des coûts.
Conclusion
Le stockage d’énergie par air comprimé s’impose comme une solution robuste et durable pour accompagner la montée en puissance des énergies renouvelables. Avec une durée de vie dépassant 40 ans, une efficacité pouvant atteindre 72,1 % dans les installations les plus récentes et des réductions d’émissions allant jusqu’à 490 000 tonnes de CO₂ par an pour un seul projet, le CAES offre des performances remarquables [2][8]. Sa capacité à exploiter des infrastructures géologiques existantes et son indépendance vis-à-vis des minéraux critiques en font une alternative stratégique aux batteries pour le stockage de longue durée.
Alors que le marché mondial devrait atteindre 5,31 milliards de dollars en 2025 [10] et que la Chine prévoit que le CAES fournisse un quart de son stockage d'ici 2030 [9], le Québec possède les ressources géologiques et l'expertise nécessaires pour intégrer cette technologie dans sa stratégie de transition énergétique. Son intégration dispose d’une occasion stratégique pour contribuer à optimiser l’exploitation des ressources hydroélectriques et renouvelables dans le cadre de la transition énergétique provinciale.
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Références
[1] Climate Technology Centre & Network. Compressed Air Energy Storage (CAES). United Nations, https://www.ctc-n.org/technologies/compressed-air-energy-storage-caes.
[2] Bazdar, Elaheh, et al. “Compressed Air Energy Storage in Integrated Energy Systems: A Review.” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 167, 2022, article 112701. Elsevier, https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1364032122005901.
[3] Compressed Air Energy Storage. Energy Education, University of Calgary, https://energyeducation.ca/encyclopedia/Compressed_air_energy_storage.
[4] Adiabatic v Isothermal CAES. Storelectric, https://storelectric.com/adiabatic-v-isothermal-caes/.
[5] What Are the Main Types of CAES Systems? Energy Sustainability Directory, https://energy.sustainability-directory.com/learn/what-are-the-main-types-of-caes-systems/.
[6] Rock-Bed Thermal Energy Storage Performance in CAES. Journal of Energy Storage, https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S2352152X25022881.
[7] Allen, R. D., et al. Geotechnical Issues and Guidelines for Storage of Compressed Air in Excavated Hard Rock Caverns. U.S. Department of Energy, https://www.osti.gov/servlets/purl/5234728.
[8] China Scales Up Long-Duration Storage with 4.2 GWh Compressed Air Project. ESS News, 27 nov. 2024, https://www.ess-news.com/2025/11/27/china-scales-up-long-duration-storage-with-4-2-gwh-compressed-air-project/.
[9] Global Market for Modular CAES Storage. Tree Associates, https://www.tree-associates.com/library/global-market-for-modular-caes-storage-1.
[10] Compressed Air Energy Storage Market Analysis. Data Insights Market, https://www.datainsightsmarket.com/reports/compressed-air-energy-storage-84616.
