Pourquoi vous entendrez de plus en plus parler de stockage d’énergie
Quatre conteneurs de batteries stockent de l’énergie solaire à Summerland, en Colombie-Britannique. Photo : District of Summerland
Le soleil et le vent génèrent de l’électricité en abondance… mais pas toujours au moment où on en a besoin. La solution ? Stocker cette énergie. Des entreprises d’ici y travaillent.
C’est un des défis les plus pressants du 21e siècle. Pour limiter le réchauffement climatique, le monde entier doit migrer rapidement des énergies fossiles vers les énergies renouvelables. Cette transition énergétique est bien entamée. Alors que le solaire et l’éolien ne fournissaient que 4 % de l’électricité mondiale il y a 10 ans, c’est 15 % aujourd’hui. Et le monde aura investi cette année deux fois plus d’argent en énergies vertes (et en efficacité énergétique) qu’en énergies fossiles, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE).
Mais il y a un hic. « Le solaire et l’éolien produisent en masse ! Le problème, c’est qu’on a très peu de contrôle sur le moment où l’énergie est produite. On est à la merci du vent, on est à la merci du soleil », souligne Patrick Turcotte, ingénieur électrique et chargé de cours en énergies renouvelables à l’École de technologie supérieure, à Montréal. Autrement dit, les pics de production ne concordent pas toujours avec les pointes de consommation.
Or, un réseau électrique n’a « aucune élasticité : ce qui y entre doit ressortir instantanément, la production doit correspondre à la demande », indique le spécialiste.
« Présentement, [en périodes de surplus énergétiques], on fait des découplages : on doit débrancher les éoliennes parce qu’on n’a plus la capacité de les mettre sur le réseau », illustre Normand Mousseau, directeur scientifique de l’Institut de l’énergie Trottier, à Polytechnique Montréal. « Inversement, il y a des moments où on serait contents d’avoir de l’énergie, mais, là, il n’y a pas de vent ! Donc, si on veut pouvoir se servir de manière optimale de ces infrastructures-là, on doit d’être capables de garder notre énergie pour quand on en a besoin. »
La solution ? Entreposer les surplus d’énergie, pour les utiliser durant les heures de forte consommation. Mais il faudra pour cela installer beaucoup, beaucoup d’infrastructures de stockage. L’AIE estime les besoins mondiaux à 1500 GW dès 2030. Et il faudrait atteindre une capacité de 3000 GW en 2035. Soit… 12 fois plus que ce qui existait en 2023 !
À l’heure actuelle, deux technologies dominent : les batteries ou les réservoirs d’eau pompée en hauteur. Mais une panoplie de technologies exotiques est aussi en développement : hydrogène, air comprimé, stockage gravitaire… « Le progrès du renouvelable passe immanquablement par l’entreposage d’énergie à grande échelle, dit Patrick Turcotte. Et en ce moment, c’est là le défi. Si on résout les problèmes de stockage, il n’y a plus rien qui se dresse sur le chemin vers une exploitation massive des énergies renouvelables modernes. »
Illustration : Adaptée de RheEnergise
L’anomalie québécoise
Stocker l’énergie, on le fait déjà au Québec. Avec ses 28 immenses lacs-réservoirs, Hydro-Québec dispose de 180 térawattheures de capacité de stockage (soit la quantité d’énergie générée si les réservoirs étaient au plus haut et qu’on turbinait toute l’eau qu’ils contiennent).
« Il pourrait ne pas y avoir une goutte de pluie pendant un an, et Hydro-Québec pourrait continuer à répondre à la demande sans problème ! Personne au monde ne s’approche de ça ! » souligne Normand Mousseau. Autre façon de le voir ? Les réservoirs contiennent assez d’énergie pour recharger 2 milliards de batteries de voitures électriques !
Des réserves aussi colossales, permettant de répondre aux besoins pendant plusieurs mois d’affilée, sont une nécessité dans notre climat nordique : les crues des rivières surviennent au printemps, mais nos pointes de demande énergétique surviennent 8 mois plus tard, l’hiver suivant, à cause de nos besoins en chauffage.
En fait, parmi les différentes formes d’énergie renouvelable, seules les centrales hydroélectriques munies d’un barrage permettent de stocker l’énergie pour l’utiliser au moment voulu.
Et c’est cet avantage que veut reproduire l’entreprise RheEnergise avec sa technologie de stockage d’énergie, surnommée « hydro à haute densité ». Fondée en 2019, cette jeune pousse canado-britannique (une quinzaine d’employés dans chaque pays) s’inspire d’une technologie inventée dans les Alpes il y a plus d’un siècle : les centrales hydroélectriques à réserve pompée.
Celles-ci comprennent deux réservoirs d’eau, dont l’un est situé plus haut que l’autre, et qui sont reliés par un tuyau. Quand un parc solaire ou éolien a des surplus d’électricité, on s’en sert pour pomper l’eau du réservoir inférieur vers le réservoir supérieur. Puis, quand on a besoin d’énergie, on laisse l’eau redescendre vers le réservoir inférieur. Ce faisant, l’eau actionne une turbine, ce qui restitue l’énergie. Bref, une sorte de centrale hydroélectrique où l’eau circule en circuit fermé pour stocker de l’énergie produite ailleurs.
Bien que les centrales à réserve pompée soient peu connues au pays, la seule centrale du genre se trouvant à Niagara Falls, elles sont une technologie mature et bien maîtrisée. Elles ne peuvent toutefois pas être bâties n’importe où : il faut des dénivelés importants, d’au moins 300 ou 400 mètres. Mais RheEnergise veut utiliser cette technologie sur des collines deux fois moins hautes. Et elle compte réussir en remplaçant l’eau… par de la boue !
Jouer dans la « bouette »
Les ingénieures Valérie Lamenta et Sheriza Jiwani, de RheEnergise. Le fluide à haute densité est fait à base d’une poudre minérale non toxique, selon l’entreprise. Photo : RheEnergise
La boue en question est appelée « fluide à haute densité », précise l’ingénieure mécanique Valérie Lamenta, qui nous reçoit chez RheEnergise, dans un bâtiment industriel du sud-ouest de Montréal. « C’est essentiellement une poudre minérale en suspension dans l’eau », nous explique-t-elle.
Pour mener à bien les travaux de recherche et développement, elle a conçu avec son équipe toutes sortes d’appareils faits de tuyaux, pompes, valves et sondes variés, qui servent à préparer et à tester différentes formulations du fluide… dans des volumes allant de quelques millilitres à quelques centaines de litres.
On le mélange, on le pompe, on le turbine, on en analyse tous les paramètres : densité, viscosité, teneur en oxygène, conductivité, pH… De quoi prédire le comportement du fluide sur le terrain. Car, dans une installation à l’échelle commerciale, on aura… 15 millions de litres de fluide !
Pour nous donner une idée de ce dont il s’agit, Valérie Lamenta nous tend deux pots en plastique transparents. L’un est rempli d’eau et l’autre contient un liquide beige, semblable à du fond de teint. Le fameux fluide à haute densité. La différence de poids est évidente.
« Le fluide est deux fois et demie plus dense que de l’eau. Ce qui signifie que, quand il fait tourner une turbine [sous l’effet de la gravité], on produit deux fois et demie plus de puissance que si on turbinait de l’eau », explique Valérie Lamenta. Parce que le fluide pousse avec plus de force que l’eau sur les pales de la turbine, plus besoin de montagnes pour obtenir des centrales à réserve pompée : de petites collines suffisent.
C’est la clé du concept, souligne Tamás Bertényi, un des cofondateurs de l’entreprise et directeur de la technologie. « Si on n’a plus besoin de forts dénivelés, on décuple le nombre de sites propices dans le monde. Et comme le fluide stocke plus d’énergie que ne le ferait un même volume d’eau, on peut avoir de plus petits réservoirs [que dans les centrales classiques]. Ça veut dire qu’on peut faire des projets plus petits, plus rapidement, et qu’on peut en faire plusieurs en même temps », dit-il avec enthousiasme.
Un sentiment d’urgence l’anime. « D’ici 2040, à l’échelle mondiale, on estime qu’il faudra 40 fois plus de projets de stockage d’énergie que tout ce que nous avons réalisé dans le dernier siècle ! »
RheEnergise cherche à bouger rapidement, notamment en utilisant des turbines, des valves et des pompes standards, déjà disponibles commercialement. Alors que des projets classiques de centrales à réserve pompée prennent 10 ou 20 ans à voir le jour, l’entreprise estime pouvoir déployer ses projets en seulement 3 ans.
Elle a justement mis en service cet été un premier projet « démonstrateur » sur une colline dans le sud de l’Angleterre, financé par le gouvernement britannique. Fin juillet, on commençait déjà à remplir le réservoir inférieur.
À elle seule, la préparation du fluide devait prendre de 3 à 4 mois ! « Par contre, une fois le réservoir rempli, c’est le même fluide qui tourne en boucle pendant 50 ans », souligne Valérie Lamenta.
Comme il s’agit d’un prototype, il est simplement raccordé au réseau électrique, sans être relié à un projet solaire ou éolien. Son réservoir contiendra assez de fluide pour produire 500 kWh au moment voulu. En raison des pertes d’énergie liées à la friction, on prévoit que le procédé renverra dans le réseau 80 % de l’électricité utilisée lors du pompage. Un taux d’efficacité comparable à du stockage par batteries.
Si les essais sont concluants, on visera un projet commercial beaucoup plus gros : 20 MW, 10 heures de stockage, sur une colline de 150 mètres, pour environ 50 millions de dollars. RheEnergise est déjà en pourparlers avec divers clients industriels qui souhaitent décarboner leurs opérations, remédier aux interruptions de courant ou, encore, réduire les contraintes financières imposées pour usage intensif de l’électricité. L’industrie minière est particulièrement ciblée : non seulement certaines mines pourraient fournir la poudre minérale requise, mais les sites disposent généralement de dénivelés intéressants.
Stocker pour stabiliser 
Le Québec est déjà plus électrifié que d’autres sociétés. Mais à mesure qu’on remplacera les énergies fossiles – le pétrole de nos voitures à essence ou le gaz naturel de nos fournaises industrielles, par exemple –, nos besoins en électricité iront en augmentant. D’où les appels d’offres d’Hydro-Québec pour de nouveaux parcs éoliens et solaires.
Dans plusieurs cas, ces nouveaux projets s’intègrent sans problème au réseau électrique local. Mais, à certains endroits, leur production variable crée des fluctuations qui mettent à mal la stabilité du réseau. « S’il y a des excès, ça peut faire sauter les postes de transformation. Et s’il y a un manque, ça altère la fréquence et la tension du réseau, ce qui va affecter les équipements », dit Patrick Turcotte.
Sur le réseau, le courant électrique se propage sous forme d’onde. Une onde qu’on veut garder la plus régulière possible. Chaque changement dans la demande ou la production d’énergie vient créer de petits « chocs ». Pour caricaturer, on pourrait dire que, quand vous allumez la lumière, vous faites peut-être démarrer une turbine à la Baie-James… En pratique, les fluctuations de la demande se traduisent effectivement par une rotation légèrement plus rapide ou plus lente de ces gigantesques machines d’acier.
Tant que les énergies intermittentes représentent une petite portion de la production, l’inertie des grosses turbines absorbe sans peine ces fluctuations. Mais plus la proportion de renouvelables augmente dans le bouquet énergétique, plus il faut ajouter du stockage, qui viendra jouer un rôle de « tampon ».
Ainsi, les onduleurs et les convertisseurs de courant qui accompagnent les conteneurs de batteries sont aujourd’hui en mesure de corriger les fluctuations de tension et de fréquence. On vient carrément « imiter » le comportement des grosses turbines, ce qui permet une intégration en douceur des énergies renouvelables.
Entreposage en conteneurs
En attendant, la technologie la plus répandue et la plus rapide à déployer reste celle des systèmes de stockage d’énergie par batteries. Il s’agit le plus souvent de conteneurs remplis de batteries lithium-ion (on abordait leur fonctionnement dans ces pages en mars 2025). C’est la technologie de stockage qui croît le plus rapidement au pays, selon la Régie de l’énergie du Canada, qui prévoit que 1149 MW de batteries géantes seront installées d’ici 2030.
Mais ce n’est rien par rapport à ce qui se passe ailleurs, notamment dans les États ensoleillés du Texas et de la Californie. En Californie, où la population se compare à celle du Canada, on compte déjà 15 700 MW de stockage par batteries et 8000 MW doivent s’ajouter d’ici la fin de 2027.
C’est notamment en raison de la popularité de l’énergie solaire là-bas : on stocke durant le jour, puis on utilise l’énergie le soir même. « Aujourd’hui, un projet solaire couplé à des batteries revient moins cher qu’une centrale au charbon ! » indique Jérémie Lepage, ingénieur principal des ventes chez EVLO, une filiale d’Hydro-Québec qui crée des systèmes de stockage par batterie.
C’est d’ailleurs sur le vaste terrain de l’IREQ, l’institut de recherche d’Hydro-Québec, à Varennes, qu’il nous accueille avec son collègue Guillaume Labarthe. Devant nous, un conteneur de 20 pieds de long (6,1 mètres) est posé sur un piètement de béton. Sur le côté, deux portes s’ouvrent en éventail, laissant voir des dizaines de grands tiroirs remplis de cellules de batteries, connectés entre eux par de gros câbles.
Chaque conteneur est coiffé d’une grosse thermopompe : ce système de chauffage-climatisation a pour mission de maintenir la température des batteries entre 20 et 25 degrés Celsius, été comme hiver. De plus petits câbles électriques, eux, servent à renseigner le « cerveau » du système sur ce qui se passe à l’intérieur de chaque batterie : niveau de charge, température, etc.
Ces dernières années, plusieurs accidents liés à des emballements thermiques, processus durant lequel l’électrolyte liquide de la batterie prend feu, ont fait les manchettes. Vélos électriques bas de gamme qui prennent feu spontanément, batteries qui explosent, cellulaire qui s’enflamme sur la table de nuit…
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- Des conteneurs de batterie installés à Parent, en Haute-Mauricie, fournissent 16 heures d’autonomie électrique au village en cas de panne.
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- Un conteneur EVLO renferme des milliers de cellules de batteries… et beaucoup d’électronique pour les surveiller en continu.
Photos: Hydro-Québec ; Evlo
Cette mauvaise presse a rendu le public plus inquiet, reconnaît Jérémie Lepage, qui a participé à des assemblées publiques « extrêmement délicates » au cours des dernières années. Après tout, un seul conteneur renferme au total entre 5000 et 10 000 fois plus d’énergie qu’une batterie de vélo électrique ! Devrait-on craindre ces systèmes ?
Qu’on se rassure : les systèmes de stockage d’énergie par batterie utilisent une chimie plus sécuritaire et sont soumis à des normes et à des certifications de sécurité incendie très strictes.
« En tout temps, on surveille la température de chaque cellule de batterie individuellement à l’intérieur du système. Si on mesure des élévations de température, on arrête le système », dit Jérémie Lepage. Si jamais un incendie survenait quand même, inutile d’essayer de l’éteindre. Le conteneur est conçu pour… le contenir, justement.
« Les pompiers vont simplement ériger un périmètre de sécurité. Le feu d’intensité sévère va durer de 4 à 6 heures. On le sait parce qu’on l’a testé [une exigence des normes, justement], indique Jérémie Lepage. La structure est demeurée intègre, toutes les portes sont restées fermées, il n’y a eu aucune déflagration. »
Le vrai problème du stockage par batteries lithium-ion, c’est plutôt son coût. « Malgré une chute de prix vertigineuse dans les 20 dernières années, les batteries sont encore très chères », indique Patrick Turcotte. Il faut les utiliser souvent pour rentabiliser le prix d’achat.
Dans les cas où on a principalement besoin de stockage saisonnier (sur des semaines ou des mois), comme au Québec, le nombre de batteries requises rend le coût prohibitif, sauf pour certaines applications précises. Hydro-Québec a ainsi doté le village de Parent, en Haute-Mauricie, de batteries pour réduire les interruptions de courant lors du remplacement prévu de l’unique ligne électrique qui alimente le village.
Mais des options de batteries plus abordables s’en viennent. Les batteries au sodium, par exemple, sont moins efficaces, mais ont l’avantage de ne plus dépendre des réserves limitées (et donc chères) de lithium. Il y a aussi les batteries fer-air de l’américaine Form Energy. Moins chères, elles restent compétitives pour du stockage allant jusqu’à 4 jours.
Un nouveau système énergétique
Même si le stockage d’énergie permet de migrer vers les énergies vertes, les infrastructures de stockage ne sont pas sans impacts environnementaux ou sociaux. « Il faut être aveugle pour ne pas voir que, peu importe la source d’énergie qu’on utilise, il y a des conséquences », dit Patrick Turcotte, de l’École de technologie supérieure, avec lucidité. Qu’on se rappelle seulement que les réserves d’énergie d’Hydro-Québec se sont bâties sur les territoires inondés des Premières Nations…
D’abord, on peut réduire nos besoins de stockage en répartissant les parcs solaires et éoliens sur le territoire. Après tout, il est rare qu’il fasse nuageux partout en même temps, ou qu’il ne vente dans aucune région !
Mais la sobriété et l’efficacité énergétique devraient être la priorité. « Je le répète constamment à mes étudiants : le meilleur kilowattheure est celui qu’on ne consomme pas ! » lance Patrick Turcotte.
« Le stockage d’énergie, c’est vraiment la clé qui va débloquer les énergies renouvelables, pense Normand Mousseau. Mon seul pincement au cœur, c’est que le Canada a raté le coche de la transition énergétique. On va être des preneurs de technologie beaucoup plus que des développeurs. Mais quand on aura des solutions de stockage à grande échelle et à bon prix, le renouvelable va dominer toutes les sources d’énergie. »
D’autres technologies à surveiller
Le stockage par pompage et les batteries sont les deux seules technologies matures. Mais les idées foisonnent en matière de stockage d’énergie ! En voici quelques-unes :
L’air comprimé
- Le principe : on comprime de l’air, puis on le stocke dans des bombonnes hors sol ou des structures souterraines (cavités creusées à cet effet dans la roche, mines désaffectées, aquifères, cavernes de sel ou anciens réservoirs de pétrole). Quand on a besoin d’électricité, on laisse sortir l’air, et sa pression fait tourner une turbine.
- Le défi ? « Gérer les changements thermiques. Quand on comprime l’air, ça dégage beaucoup de chaleur. Et quand on le détend, il y a une grosse absorption de chaleur, dit Patrick Turcotte. Dans les premiers projets, dans les années 1970, il arrivait que les pièces métalliques se retrouvent à -50 ou -100 degrés Celsius, ça les rendait cassantes. » Aujourd’hui, des systèmes permettent de gérer ces fluctuations thermiques.
La seule centrale canadienne de stockage par air comprimé, en Ontario. Cette technologie existe depuis plusieurs décennies, mais reste peu utilisée. Photo : Hydrostor
Les volants d’inertie
- Cette technologie fonctionne avec un disque en rotation. Quand on a un surplus d’énergie, on l’accélère. Il reste en mouvement jusqu’à ce qu’on ait besoin d’énergie. On récupère alors son énergie de rotation.
- « Ça fonctionne bien à petite échelle, mais, si on veut éviter les pertes d’énergie par frottement, il faut faire flotter les disques sur des aimants dans des chambres [presque vides d’air]. Ça augmente les coûts. On ne le verra pas à grande échelle dans un avenir proche », dit Patrick Turcotte.
L’hydrogène
- Il s’agit d’utiliser l’électricité pour briser des molécules d’eau et en tirer de l’hydrogène. Celui-ci peut être reconverti en électricité au moment voulu.
- En ce moment, le cycle de conversion électricité-hydrogène/hydrogène-électricité n’est efficace qu’à 35 %. L’hydrogène qu’on produit n’est donc pas utilisé pour stocker de l’électricité à grande échelle; il sert comme gaz industriel ou comme carburant dans certains véhicules.
Le stockage gravitaire
- On hisse une grosse masse (de 20 à 30 tonnes) de béton en hauteur. Quand on a besoin d’énergie, on la laisse retomber, ce qui fait tourner une turbine.
- « Plusieurs entreprises ont échoué, car ce n’était pas assez rentable », dit Patrick Turcotte. Au lieu de construire des tours spécialement pour ça, on pourrait récupérer des puits de mines ou des puits de pétrole en fin de vie.
Illustration : Gravitricity Ltd
PRÉCISION
04/11/2025
L’encadré « D’autres technologies à surveiller » (section L’air comprimé) a été modifié pour refléter que c’est dans les années 1970 que les pièces métalliques pouvaient atteindre des températures très basses. La version originale du texte pouvait laisser croire que les centrales actuelles de stockage d’énergie par air comprimé étaient encore aux prises avec ce problème. Aujourd’hui, des systèmes permettent de gérer les fluctuations de température.
Nous avons aussi précisé que ces centrales peuvent stocker l’air comprimé dans des cavités creusées à cet effet dans la roche. La version originale ne mentionnait que des exemples de cavités préexistantes.
