RheEnergise a démontré le fonctionnement d’un système de stockage hydroélectrique utilisant un liquide à haute densité dans le Devon, avec une puissance nominale de 500 kilowatts, mais la démonstration pilote n’a fourni qu’environ 15 minutes de décharge complète au lieu de quatre heures. L’analyse conclut que l’allongement de la durée de stockage pourrait pousser la technologie à concurrencer les batteries ou la confronter à d’énormes besoins en minerais.
La société RheEnergise a démontré que le stockage hydroélectrique utilisant un liquide à haute densité pouvait fonctionner hors laboratoire, après avoir construit, sur le site de Cornwood dans le Devon, deux réservoirs supérieur et inférieur, installé les pompes, les conduites et les équipements de production, puis pompé un liquide exclusif de l’entreprise vers le haut avant de le faire repasser par une turbine. La démonstration pilote a atteint la puissance nominale de 500 kilowatts, mais elle n’était pas raccordée au réseau et n’a fourni qu’environ 15 minutes de décharge à pleine puissance.
Cette analyse s’appuie sur une étude publiée par Michael Barnard ainsi que sur le rapport gouvernemental final consacré à la démonstration pilote britannique. La conclusion principale n’est pas que la technologie a échoué, mais que démontrer le fonctionnement du système est différent de démontrer sa capacité à passer à l’échelle économiquement pour des projets de stockage de plusieurs heures ou de plusieurs gigawatts.
Qu’a démontré le projet de Cornwood ?
Le système a été conçu à l’origine pour fonctionner pendant quatre heures à une puissance de 500 kilowatts, mais les difficultés à produire une quantité suffisante de liquide conforme aux spécifications requises ont réduit le stock disponible. Le système intégré a également enregistré un rendement aller-retour de 59 % avant la prise en compte des consommations auxiliaires, qui n’avaient pas encore été mesurées. En revanche, RheEnergise prévoit un rendement d’environ 80 % pour les systèmes commerciaux, avec une amélioration possible des performances des équipements de plus grande taille. L’écart entre cette hypothèse et la mesure actuelle reste toutefois un point qui doit être démontré en pratique.
La démonstration a également révélé des difficultés opérationnelles, notamment la sensibilité du barytine à l’humidité, la lenteur inattendue du processus de mélange, les différences de chimie des matériaux de substitution, ainsi que la nécessité de plusieurs mois de recherche de pannes et de reformulation du processus de production du liquide. Ces résultats sont normaux pour un projet pionnier, mais ils signifient que le liquide n’est pas simplement un substitut inerte de l’eau : il constitue une partie complexe de la centrale de stockage elle-même.
La densité n’est pas un avantage gratuit
La densité du liquide utilisé est environ 2,5 fois supérieure à celle de l’eau. D’un point de vue technique, cela permet de stocker la même énergie gravitationnelle avec un volume de liquide plus faible ou une hauteur moins importante, ce qui pourrait ouvrir des sites ne convenant pas aux centrales hydroélectriques à pompage traditionnelles. Mais cet avantage exige de fabriquer un liquide chargé en minerais, tout en maintenant son homogénéité, ses propriétés chimiques et son comportement pendant le pompage et la décharge.
Le problème s’accentue avec l’allongement de la durée de stockage. À puissance et hauteur constantes, chaque heure supplémentaire nécessite approximativement une quantité proportionnelle de liquide et, par conséquent, une quantité plus importante de minéral alourdissant. L’analyse utilise l’exemple d’une puissance de 600 mégawatts pendant 18 heures et estime qu’une composition riche en barytine, selon les informations divulguées dans un brevet de RheEnergise, pourrait nécessiter environ 8,8 millions de tonnes de barytine pour le seul liquide actif. Cela n’inclut ni le stock inactif, ni les pertes de traitement, ni les réserves.
Le dilemme de la durée et de la concurrence
La durée de stockage place la technologie face à des concurrents différents. Si RheEnergise cible des systèmes plus courts, de quatre, six ou huit heures par exemple, l’approvisionnement en minerais devient relativement plus facile, mais l’entreprise entre dans un domaine où les batteries lithium-ion disposent d’une forte présence et de coûts en baisse. L’analyse indique que l’enquête de BloombergNEF en 2025 a estimé le prix des packs de batteries pour le stockage stationnaire à environ 70 dollars par kilowatt-heure, tout en précisant que le prix du pack n’équivaut pas au coût total d’un système de stockage installé.
L’orientation commerciale initiale de l’entreprise se concentre également sur des unités d’une puissance comprise entre 10 et 20 mégawatts, pour une durée de stockage d’environ quatre à huit heures. En revanche, le passage à 12, 18 ou 24 heures réduit la pertinence de la comparaison avec les batteries, mais augmente presque linéairement les besoins en minerais avec l’énergie stockée, tout en renforçant l’avantage du stockage hydroélectrique traditionnel, qui utilise l’eau, un fluide bon marché et stable ne nécessitant pas la fabrication d’un matériau spécialisé.
Où la technologie pourrait-elle réussir concrètement ?
L’analyse estime que l’occasion la plus réaliste pourrait se trouver sur des sites précis situés à proximité de mines ou de carrières. Un même site pourrait réunir un terrain précédemment affecté par une activité industrielle, une topographie adaptée, une connexion limitée au réseau et un stock important d’un matériau approprié ou de déchets pouvant être utilisés. Mais ce modèle n’élimine pas la contrainte liée au site : il y ajoute de nouvelles exigences concernant la densité et la chimie du matériau, son taux de récupération, le comportement de ses particules et l’économie de son traitement.
Concrètement, Cornwood a démontré qu’il était possible de pomper le liquide dense et d’en récupérer l’électricité. Elle n’a toutefois pas encore démontré que ce système pouvait fournir un stockage de longue durée à un coût et à une échelle capables de concurrencer les solutions alternatives. Réduire la durée le rapproche des batteries, tandis que l’allonger accroît sa dépendance aux minerais et remet en avant l’avantage de l’eau dans les centrales hydroélectriques à pompage traditionnelles. Selon les éléments actuellement disponibles, la technologie semble donc destinée à des domaines d’application précis plutôt qu’à constituer une solution générale pour le marché du stockage de longue durée.