Publié le 18 janvier 2026 à 15h45. Face à l’essor des énergies renouvelables, une solution innovante de stockage d’énergie voit le jour en Angleterre : des batteries utilisant de l’air comprimé et liquéfié, une alternative potentielle aux batteries traditionnelles et aux centrales hydroélectriques.
- La première installation commerciale de stockage d’énergie à air liquide est en construction près de Carrington, dans le nord-ouest de l’Angleterre.
- Cette technologie permet de stocker l’énergie excédentaire produite par les sources renouvelables pour la restituer en cas de besoin, palliant ainsi leur intermittence.
- Si elle s’avère viable, cette solution pourrait contribuer à réduire la dépendance aux combustibles fossiles et stabiliser les réseaux électriques.
Alors que la production d’électricité renouvelable dépasse pour la première fois celle du charbon à l’échelle mondiale, la question du stockage de cette énergie devient cruciale. Le soleil ne brille pas toujours, le vent ne souffle pas en permanence : il est donc impératif de pouvoir conserver l’énergie produite pour la restituer lorsque la demande est forte. Si les batteries au lithium à grande échelle et les centrales hydroélectriques à pompage sont souvent évoquées, une autre piste, moins connue, gagne du terrain : le stockage d’énergie par air liquide.
Près de la ville de Carrington, dans le Grand Manchester, les fondations d’une usine pilote sont en cours de pose. Ce complexe industriel abritera des réservoirs remplis d’air comprimé et refroidi à l’état liquide, utilisant l’électricité excédentaire produite par les sources renouvelables. L’énergie ainsi stockée pourra être libérée ultérieurement pour répondre aux pics de consommation.
Le projet, porté par la société Highview Power, ambitionne de démontrer la faisabilité économique et technique de cette technologie. Ses promoteurs sont convaincus que le stockage d’énergie par air liquide pourrait jouer un rôle majeur dans la transition énergétique, même si, pour l’instant, son coût reste élevé.
Le défi du stockage d’énergie est intimement lié à l’intermittence des énergies renouvelables. Les centrales fonctionnant aux combustibles fossiles, comme le charbon et le gaz, peuvent être démarrées et arrêtées à volonté, assurant un approvisionnement électrique prévisible. Les énergies renouvelables, en revanche, sont tributaires des conditions météorologiques. Cette variabilité pose des problèmes aux réseaux électriques, qui doivent s’adapter en permanence pour éviter les pénuries ou les surcharges.
Une solution consiste à stocker l’énergie excédentaire pour la restituer en cas de besoin. Cela permet de garantir un approvisionnement fiable et de minimiser les risques pour le réseau. Shaylin Cetegen, ingénieure chimiste au Massachusetts Institute of Technology (MIT) qui étudie les systèmes de stockage d’énergie, explique : « À mesure que l’utilisation des énergies renouvelables augmente, il devient de plus en plus important de développer une capacité de stockage à l’échelle du réseau. »
Pendant des décennies, l’hydroélectricité pompée a été la principale forme de stockage d’énergie. L’électricité excédentaire est utilisée pour pomper de l’eau vers un réservoir en altitude, puis l’eau est relâchée pour faire tourner des turbines et produire de l’électricité. En 2021, le monde disposait de 160 gigawatts de capacité hydroélectrique pompée.
Plus récemment, le stockage par batteries à grande échelle a connu un essor rapide. Selon l’Agence internationale de l’énergie, la capacité de stockage par batterie à l’échelle du réseau est passée de 1 gigawatt en 2013 à plus de 85 gigawatts en 2023, avec plus de 40 gigawatts ajoutés rien qu’en 2023.
Le stockage d’énergie par air liquide, en revanche, est une technologie relativement nouvelle. L’idée de base date de 1977, mais elle n’a suscité un intérêt croissant que ces dernières années.
Le processus se déroule en trois étapes. Tout d’abord, l’air est extrait de l’atmosphère et purifié. Ensuite, il est comprimé à plusieurs reprises jusqu’à atteindre une pression très élevée. Enfin, il est refroidi jusqu’à se liquéfier grâce à un échangeur de chaleur multicanal, un dispositif permettant un transfert de chaleur contrôlé. « L’énergie que nous recevons du réseau alimente ce processus de recharge », explique Cetegen.
Lorsque le réseau a besoin d’énergie, l’air liquéfié est vaporisé, redevenant gazeux. Ce gaz est ensuite utilisé pour entraîner des turbines, produisant ainsi de l’électricité. L’air est ensuite rejeté dans l’atmosphère.
Des techniques intelligentes permettent d’optimiser l’efficacité du processus. La compression de l’air génère de la chaleur, qui peut être récupérée pour aider à liquéfier l’air. « Sans ces cycles de récupération thermique, l’efficacité du procédé est d’environ 50 %, mais en les mettant en œuvre, on peut dépasser les 60 %, approchant les 70 % », précise Cetegen.
La nouvelle usine de Carrington, première installation commerciale à l’échelle mondiale, est le fruit de 20 ans de développement par Highview Power. Elle fait suite à une usine pilote située dans la ville voisine de Pilsbury. La centrale de Carrington sera capable de stocker 300 mégawattheures d’électricité, soit suffisamment pour alimenter brièvement jusqu’à 480 000 foyers.
Le projet se déploiera en deux phases. La turbine devrait être opérationnelle en août 2026, contribuant à stabiliser le réseau électrique avant même de produire de l’électricité. Selon Richard Butland, PDG de Highview Power, les exploitants de réseaux électriques ont parfois recours à des centrales à gaz pour stabiliser le réseau, ce qui représente un coût important. « En proposant une alternative, nous pouvons les aider à éviter cela », affirme-t-il.
Le système de stockage d’énergie à air liquide devrait être pleinement opérationnel en 2027. Highview Power prévoit de réaliser des bénéfices en vendant de l’électricité au réseau aux moments de forte demande.
La viabilité économique du stockage d’énergie reste un défi complexe. Cetegen et ses collègues ont évalué la faisabilité du stockage d’énergie par air liquide dans 18 régions des États-Unis, en comparant différents scénarios de décarbonation. Ils ont estimé la rentabilité d’un projet sur une période de 40 ans. Leurs conclusions indiquent que le stockage d’énergie par air liquide pourrait être viable en Floride et au Texas dans le scénario de décarbonation le plus ambitieux, mais pas ailleurs.
Cetegen nuance toutefois ces résultats. Leur étude était volontairement conservatrice et a révélé que d’autres formes de stockage d’énergie, comme l’hydroélectricité pompée et les batteries, étaient encore moins viables économiquement. Le principal obstacle réside dans le manque d’utilisation des installations de stockage dans leurs premières années, en raison de l’insuffisance d’énergie renouvelable sur le réseau électrique américain.
« Le système n’était pas beaucoup utilisé dans les premières années », souligne-t-elle.
Cetegen met en avant un autre avantage du stockage d’énergie par air liquide : son coût potentiellement plus faible. Le coût actualisé du stockage (CAC), qui estime le coût de chaque unité d’énergie stockée pendant la durée de vie du projet, pourrait être aussi bas que 45 dollars par mégawattheure pour l’air liquide, contre 120 dollars pour l’hydroélectricité pompée et 175 dollars pour les batteries lithium-ion.
« Même si aucune de ces méthodes de stockage n’est actuellement économiquement viable sans soutien politique, le stockage d’énergie par air liquide s’impose comme une option particulièrement rentable pour le stockage à grande échelle », conclut Cetegen.
Butland prédit que les réseaux électriques futurs s’appuieront sur une combinaison de technologies de stockage. L’hydroélectricité pompée est très efficace et durable, mais dépend de la géographie. Les batteries sont performantes et peuvent être installées n’importe où, mais doivent être remplacées tous les 10 ans environ. L’air liquide offre l’avantage de pouvoir stocker l’énergie sur de longues périodes avec des pertes minimales.
Alors que le monde s’oriente vers une énergie plus verte, les réseaux électriques doivent être repensés. « Nous reconstruisons tous les réseaux à l’échelle mondiale, en nous basant sur la prochaine génération », affirme Butland. Et cette prochaine génération pourrait bien inclure un stockage important d’énergie utilisant de l’air liquide.
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