Les technologies de stockage de l’électricité fondées sur les gaz sont devenues plus sérieuses en termes d’échelle et de mise en œuvre, mais cela n’a pas tranché la question la plus importante : peuvent-elles fournir un service de stockage à un coût compétitif lorsque les projets sont reproduits, et non lorsqu’il s’agit de construire une seule installation pilote ? L’analyse de Michael Barnard examine cette question à la lumière de projets récents en Chine, aux États-Unis et en Europe, et conclut que l’augmentation de l’échelle n’a pas encore démontré une amélioration comparable de l’économie des projets.
Des projets plus grands, mais des preuves encore limitées
Au cours des deux dernières années, le secteur a vu la mise en service d’une installation de stockage par air comprimé d’une puissance de 600 mégawatts et d’une capacité de 2,4 gigawattheures à Huai’an, en Chine. Le projet Willow Rock de Hydrostor, d’une puissance nette de 500 mégawatts et d’une capacité de 4 000 mégawattheures, progresse également dans les procédures d’autorisation en Californie. Dans d’autres technologies, l’installation de stockage d’air liquide de Highview Power, d’une puissance de 50 mégawatts et d’une capacité de 300 mégawattheures, est entrée en phase de construction, tandis qu’Energy Dome a développé en Sardaigne une installation de 20 mégawatts et de 200 mégawattheures reposant sur le dioxyde de carbone.
Ces projets dépassent largement le cadre des laboratoires et des démonstrations théoriques, mais ils ne suffisent pas à eux seuls à prouver que l’industrie peut se développer à grande échelle. Construire une machine gigantesque démontre la faisabilité technique, et non le fait que les clients choisiront la même technologie pour le deuxième, le dixième ou le centième projet.
La complexité thermique et technique reste au cœur du problème
La disponibilité d’un gaz bon marché ne suffit pas à créer un système de stockage bon marché. La compression du gaz génère de la chaleur, ce qui exige des réservoirs thermiques, des échangeurs, des conduites et des systèmes de contrôle pour récupérer l’énergie avant la détente. Le stockage d’air liquide ajoute quant à lui des opérations de refroidissement cryogénique, des réservoirs isolés et la récupération de la chaleur et du froid, en plus des compresseurs et des détendeurs.
L’utilisation du dioxyde de carbone dans la conception d’Energy Dome constitue une amélioration thermodynamique importante, car sa liquéfaction s’effectue à des températures et à des pressions plus faciles à gérer que dans le cas de l’air liquide. Cela ne supprime toutefois pas la nécessité d’une installation industrielle complète qui comprime, refroidit, liquéfie et stocke le gaz, avant de le réchauffer et de le détendre à nouveau.
Le rendement ne confère pas à ces technologies un avantage évident
Le rendement du cycle des systèmes matures de stockage hydroélectrique par pompage commence autour de 80 %, tandis que les prix des systèmes de stockage par batteries ont atteint en 2025 environ un tiers de leur niveau de 2020 à l’échelle mondiale, selon les données de l’Agence internationale de l’énergie. Une revue critique publiée en 2025 situe généralement le rendement des systèmes autonomes de stockage d’air liquide entre 50 % et 60 %, avec une amélioration plus importante lorsqu’ils utilisent une source extérieure de chaleur ou de froid.
L’évaluation du personnel de la California Energy Commission concernant le projet Willow Rock estime le rendement aller-retour à environ 60 %. Le projet nécessite quatre trains de compresseurs et de turbines, des réservoirs thermiques communs, une cavité rocheuse creusée et une ligne de transport de 19 miles. Cette solution peut être pertinente dans des sites dépourvus de conditions favorables au stockage hydroélectrique et ayant besoin d’un stockage de huit heures, mais elle n’en fait pas pour autant un produit industriel facile à reproduire ; les coûts se déplacent vers l’excavation, les travaux géotechniques, la gestion de l’eau et la construction propre à chaque site.
Qu’est-ce qui change concrètement ?
Certains projets bénéficient de conditions locales spécifiques, comme l’utilisation du froid disponible à proximité d’installations de regazéification du gaz naturel liquéfié ou la valorisation de chaleur industrielle fatale. Toutefois, la viabilité dans ces cas dépend d’un site voisin, de son calendrier d’exploitation et de la valeur de la chaleur ou du froid s’ils n’étaient pas utilisés pour le stockage. Une installation donnée peut donc réussir sans que la technologie devienne une option générale et reproductible sur différents marchés.
Les affirmations concernant la longue durée de vie sont confrontées à un défi similaire. Energy Dome annonce un rendement net supérieur à 70 %, une durée de vie de plus de 30 ans et l’absence de dégradation de la capacité ou des performances. Cependant, l’installation commerciale n’a pas fonctionné pendant une durée proche de trente ans pour démontrer ce point. L’absence de décomposition chimique des molécules de dioxyde de carbone ne signifie pas que les compresseurs, les turbines, les pompes, les vannes, les paliers, les joints, les échangeurs et les réservoirs de stockage fonctionneront sans entretien ni remplacement.
Du premier prototype à un marché reproductible
Le projet d’Energy Dome en Sardaigne bénéficie du soutien de la Banque européenne d’investissement en tant que premier projet destiné à développer une technologie à l’échelle des services publics, ce qui constitue un usage logique du financement de l’innovation. Mais cela ne prouve pas que les projets matures seront compétitifs commercialement sans soutien.
L’analyse souligne que la courbe d’apprentissage ne suffit pas à elle seule à justifier les prévisions de baisse des coûts. Les batteries bénéficient d’une fabrication à grande échelle des cellules, des modules et de l’électronique de puissance, tandis que les installations de gaz comprimé restent liées aux emprises au sol, aux fondations, aux récipients sous pression, au stockage thermique, aux conduites, au raccordement au réseau et à l’exploitation sur site. De même, l’excavation et les travaux souterrains ne se transforment pas automatiquement en un produit fabriqué en grandes quantités simplement parce qu’un autre projet est réalisé.
Lecture éditoriale : le véritable changement réside dans le passage de ces technologies des schémas et des petits prototypes à de grandes installations pilotes, ce qui constitue un progrès d’ingénierie qui mérite d’être suivi. Mais le critère de maturité commerciale n’est pas encore rempli : les projets doivent être reproduits parce que leurs performances économiques dépassent celles des batteries ou du stockage hydroélectrique, et non parce qu’un seul projet a pu être construit. La conclusion reste ouverte pour des applications locales spécifiques, tandis que la source ne fournit jusqu’à présent aucune preuve d’une compétitivité à grande échelle.