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Interview de Frédéric Guyard (AGNES) :

Qu’est-ce que le stockage d’énergie par air comprimé ?

Le stockage d’énergie sous forme d’air comprimé permet de stocker de l’énergie en utilisant l’énergie électrique pour comprimer de l’air, en stockant cet air comprimé dans un réservoir pressurisé et en détendant cet air comprimé dans une turbine pour produire de l’électricité pendant les heures de pointe ou selon les besoins du réseau électrique.

Ce réservoir pressurisé peut aller d’un simple tuyau de quelques mètres cubes à une caverne de plusieurs centaines de milliers de mètres cubes. Les puissances installées vont de quelques mégawatts à plusieurs centaines de mégawatts. Le stockage d’énergie sous forme d’air comprimé est appelé « CAES » (Compressed Air Energy Storage).

Quelles sont les dynamiques du développement des projets CAES dans le monde aujourd’hui ?

Aujourd’hui, deux sites sont opérationnels : Huntorf en Allemagne, en fonctionnement depuis 1979, avec une puissance installée de 290 MW et McIntosh, Alabama, aux Etats-Unis, en fonctionnement depuis 1991 avec une puissance installée de 110 MW. Un site a été démarré à Hokkaido au Japon en 2001 pour une phase de tests, puis a été arrêté.

La figure ci-dessous illustre le rythme de développement des projets CAES. Une nette accélération a eu lieu à partir de 2011 où la constante de temps entre chaque nouveau projet CAES est passée de 10 ans à 1 an. L’intermittence causée par l’intégration des énergies renouvelables est un des facteurs principaux expliquant cette nette accélération.


Figure 1: Nette accélération du rythme des projets CAES

La carte ci-dessous donne une vision spatiale de tous les projets CAES en cours.


Figure 2: Répartition géographique des projets CAES en cours

La majorité de ces nouveaux projets est localisée aux Etats-Unis. Ceci résulte tout d’abord d’initiatives menées par le Department of Energy (DOE) américain pour stimuler le démarrage de cette filière (> 60 M$ investis). Cette filière est de plus en plus autonome, comme le montre le fait que le stockage d’énergie ait été le secteur dans lequel les fonds de capital risque américains aient le plus investi au 3e trimestre 2011.

En Europe les projets sont, majoritairement, au stade de la recherche et du développement (R&D). D’après les informations publiques disponibles, le projet ADELE en Allemagne prévu en 2018 sera probablement le prochain projet CAES en Europe. La France est active sous la forme de projets R&D tels que les projets SEARCH, SETHER et SACRE, en partie financés par l’ANR.

Quels sont les avantages du CAES par rapport aux autres technologies de stockage ?

Le CAES offre une solution de stockage d’énergie à grande échelle de l’ordre du gigawattheure. La seule autre technologie capable d’offrir ce service est la technologie STEP, hors le potentiel de croissance de cette technologie est très limité, car la plupart des sites adéquats ont déjà été utilisés.

Au niveau thermodynamique, grâce à de nouvelles technologies de stockage d’énergie thermique, le rendement des unités CAES peut désormais approcher 70 %, rendant le CAES tout à fait compétitif par rapport à des moyens de production traditionnels de production d’énergie comme des centrales à gaz à cycle combiné ayant un rendement autour de 60 %.

Enfin, au niveau économique, selon une étude menée par Electricity Storage Association (www.electricitystorage.org) le CAES est une des technologies qui présente les dépenses d’investissement (CAPEX en €/MW installé) et d’exploitation (OPEX en €/MWh produit) les plus compétitives, comme le montre le graphe ci-dessous.


Figure 3: CAPEX et OPEX des différentes technologies de stockage d’énergie
Note : les « Metal-Air Batteries » rechargeables sont encore en cours de R&D. (Source: www.electricitystorage.org)

Quels sont les obstacles au développement de la filière CAES en France ?

Le CAES pâtit tout d’abord de l’environnement réglementaire défavorable au stockage d’énergie en France. Un investissement dans une unité de stockage d’énergie crée de la valeur pour un bon nombre d’acteurs :

  • le producteur : certains producteurs pourront augmenter leurs revenus grâce à l’unité de stockage qui sera un client supplémentaire pour eux pendant la nuit ;
  • l’opérateur du réseau électrique : l’unité de stockage permet d’absorber l’intermittence des énergies renouvelables et l’opérateur du réseau électrique pourra ainsi réduire ses investissements ;
  • le client : pendant les heures de pointe, la présence d’une unité de stockage permet de réduire la congestion du réseau électrique, menant ainsi à une baisse du prix de l’électricité pour le consommateur.

Cependant, la réglementation en vigueur ne permet pas d’inclure ces « externalités positives » dans la rémunération du stockage. Une évolution de cette réglementation permettrait d’améliorer la rentabilité de la filière CAES et, donc, de favoriser son développement.

L’identification de réservoirs de stockage adéquats est le deuxième aspect limitant le développement de la filière CAES. L’approche la plus répandue consiste à utiliser des cavernes souterraines (ex : Huntorf et McIntosh). Néanmoins, les cavernes présentent plusieurs inconvénients qui peuvent être fatals pour le développement d’un projet CAES.

  • les sites ayant une bonne géologie sont rarement proches des zones géographiques où le CAES pourrait apporter une valeur significative au réseau électrique.
    L’abandon du projet Iowa Storage Energy Park (ISEP) aux Etats-Unis en 2011 illustre l’ampleur du risque lié à la cavité souterraine. Après 8,6 M$ investis dans ce projet, le DOE a décidé d’arrêter le projet CAES ISEP de 270 MW, car la porosité de la caverne n’était pas suffisante pour opérer la caverne dans des conditions économiques rentables ;
  • les variations de pression inhérentes aux cavernes souterraines pénalisent le rendement thermodynamique global et le coût des machines. Typiquement, pour un projet de CAES souterrain, la caverne est pressurisée jusqu’à environ 80 bars pendant le chargement du stockage, hors la turbine produisant l’électricité opère autour de 40 bars. L’énergie issue de la détente de 80 bars à 40 bars est ainsi perdue.

Le CAES sous-marin développé par AGNES permet de s’affranchir de ces deux obstacles :

  • d’une part, l’humanité s’est historiquement développée le long de la mer. Par conséquent, le stockage sous-marin est naturellement proche de zones densément peuplées qui ont des problèmes de congestion électrique, car en bout de ligne ;
  • d’autre part, le stockage sous-marin permet d’avoir une pression constante grâce à la hauteur d’eau constante et évite, donc, les fluctuations de pression du stockage souterrain. Le rendement thermodynamique est, donc, amélioré et l’investissement dans les machines réduit.

Le stockage sous-marin apparaît, donc, comme un facilitateur pour le développement de la filière CAES en France et aura un rôle d’autant plus important à jouer pour absorber l’intermittence des parcs éoliens offshore.


Frédéric Guyard
11 septembre 2012


Frédéric Guyard a rejoint Alain DELSUPEXHE en novembre 2011 pour fonder la société AGNES. Frédéric y assume les responsabilités de directeur technique et supervise également tous les aspects liés au développement commercial d’AGNES.
Avant de rejoindre AGNES, Frédéric a travaillé plus de 6 ans chez Air Liquide dans des postes techniques, managériaux et commerciaux, dont 3 ans à Hangzhou en Chine.
Frédéric est diplômé de l’Ecole des Mines de Paris et a étudié un semestre à Pékin grâce à une bourse du gouvernement chinois.

AGNES est un développeur de projets spécialisé dans le domaine du stockage sous-marin d’énergie sous forme d’air comprimé.

Le stockage sous-marin d’énergie sous forme d’air comprimé permet d’absorber l’intermittence de production des parcs éoliens en mer. Ce procédé peut s’appliquer aussi aux congestions sur les réseaux de transport d’électricité et permet de stocker de l’électricité de base (typiquement nucléaire) en heures creuses pour la restituer pendant les pics de consommation dans des conditions de coût et de volume similaires à celles des STEP. Ce mode de stockage permet de restituer plusieurs centaines de mégawattheures pendant près de dix heures.

Cette solution innovante développée par AGNES fait l’objet de plusieurs brevets français. AGNES travaille, actuellement, avec les plus grands fournisseurs de turbines. En termes de marché, AGNES a identifié plus de 50 sites dans le monde et prépare, actuellement, son premier démonstrateur.
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