Stockage d'énergie : Capturer l'énergie à travers le temps

L'énergie est plus utile lorsqu'elle est disponible à la demande — quand les lumières s'allument à la simple pression d'un interrupteur, quand le moteur démarre d'un tour de clé, quand la chaudière s'enclenche au contact d'un thermostat. Pourtant, la production d'énergie coïncide rarement parfaitement avec la demande énergétique : le soleil ne brille pas la nuit, le vent ne souffle pas les jours calmes, et les centrales électriques connaissent des arrêts programmés et imprévus. La capacité à stocker l'énergie — à la capturer lorsqu'elle est abondante ou bon marché et à la restituer lorsqu'elle est nécessaire ou précieuse — est l'un des défis techniques fondamentaux de la civilisation.

Les technologies de stockage d'énergie couvrent une gamme extraordinaire d'échelles et de principes : de la petite batterie lithium-ion d'un smartphone à l'immense installation hydroélectrique par pompage-turbinage capable de stocker des centaines de mégawattheures pour l'équilibrage du réseau ; de la masse thermique d'un mur de briques absorbant la chaleur pendant la journée et la restituant la nuit à l'antique glacière préservant la glace récoltée en hiver pour l'usage estival ; de l'hydrogène stocké dans un véhicule à pile à combustible à l'énergie potentielle d'un poids soulevé dans un système de stockage gravitationnel. Ce que toutes ces technologies ont en commun, c'est la capacité de découpler le moment de la production d'énergie du moment de la consommation d'énergie.

L'importance du stockage d'énergie a considérablement augmenté avec l'expansion des énergies renouvelables variables — en particulier l'éolien et le solaire — dont la production fluctue en fonction des conditions météorologiques plutôt que de suivre la demande en électricité. Un système électrique avec une faible proportion d'énergie renouvelable variable peut absorber cette variabilité grâce à une production conventionnelle flexible, à la gestion de la demande et à l'interconnexion des réseaux. À mesure que la pénétration des renouvelables progresse vers cinquante, quatre-vingts ou cent pour cent de l'approvisionnement annuel en électricité, le défi consistant à équilibrer l'offre et la demande sur des échelles de temps quotidiennes, saisonnières et plurijournalières devient de plus en plus central — et le stockage d'énergie devient de plus en plus précieux.

Cet article couvre tout le spectre des technologies de stockage d'énergie : les batteries électrochimiques, le pompage-turbinage hydraulique, l'air comprimé, le stockage thermique, les volants d'inertie, les supercondensateurs, l'hydrogène et les technologies émergentes incluant le stockage gravitationnel et les batteries à flux, en retraçant leur histoire depuis la récolte antique de la glace jusqu'aux immenses fermes de batteries du vingt-et-unième siècle.

Le stockage d'énergie dans l'Antiquité et à l'époque prémoderne

Bien que le terme « stockage d'énergie » soit un concept moderne, la pratique sous-jacente — capturer de l'énergie ou ses effets à un moment donné pour les utiliser à un autre — est ancienne, et les sociétés prémodernes ont développé des méthodes sophistiquées de stockage de l'énergie sous diverses formes.

La récolte et le stockage de la glace — collecter de la glace sur des étangs et des rivières gelés en hiver et la conserver dans des chambres souterraines isolées pour l'usage estival — étaient pratiqués en Chine dès 1100 avant notre ère, avec des descriptions du stockage de glace dans des textes de la dynastie Zhou. Les ingénieurs perses construisirent des yakhchal — des glacières souterraines en forme de dôme dotées d'épaisses parois isolantes et d'une structure d'ombrage extérieure réfléchissante — capables de préserver la glace récoltée dans les torrents de montagne tout au long de l'été désertique, assurant la réfrigération des aliments et la production de glace pour la boisson dans la chaleur du plateau iranien. Les yakhchal étaient en usage depuis environ 400 avant notre ère et ont continué à être entretenus dans certaines villes iraniennes jusqu'au vingtième siècle.

Dans le nord de l'Europe, la récolte de la glace était une industrie importante au Moyen Âge, avec de la glace stockée dans des caves souterraines ou des glacières construites à cet effet pour un usage estival dans les monastères, les manoirs et, finalement, pour la conservation commerciale des aliments. L'industrie norvégienne d'exportation de glace — acheminant de la glace récoltée sur les lacs norvégiens vers la Grande-Bretagne et l'Europe continentale — constituait une activité commerciale substantielle au dix-neuvième siècle, les opérations norvégiennes de coupe et d'exportation de glace approvisionnant les poissonniers, les brasseurs et les hôpitaux britanniques avant que la réfrigération mécanique ne rende la glace naturelle inutile.

La masse thermique — la capacité des matériaux denses (pierre, brique, terre, eau) à absorber lentement la chaleur et à la restituer lentement — a été exploitée comme forme de stockage thermique passif dans l'architecture depuis l'Antiquité. Les épaisses parois en pierre des bâtiments égyptiens, grecs et romains absorbaient la chaleur solaire pendant la journée et la rayonnaient la nuit, modérant les températures intérieures. L'architecture traditionnelle des déserts — les épaisses parois en briques crues des bâtiments du Moyen-Orient et d'Afrique du Nord, les habitations troglodytiques de Cappadoce, les maisons enterrées du sud-ouest américain — utilisait la masse thermique et le contact avec la terre pour maintenir des températures intérieures relativement stables malgré d'extrêmes variations de température quotidiennes.

Les moulins à eau et le stockage d'eau pompée représentent les premières formes de stockage gravitationnel d'énergie. Les ingénieurs romains en terrain vallonné utilisaient l'eau de réservoirs en hauteur pour actionner des moulins à eau situés à des altitudes inférieures, exploitant l'énergie potentielle liée à la différence d'altitude. Certains systèmes de moulins romains et médiévaux utilisaient le concept du bief — en retenant l'eau derrière un barrage pendant la nuit (lorsque le moulin était à l'arrêt) et en la relâchant pendant la journée de travail pour maintenir un débit constant à travers la roue du moulin — stockant ainsi efficacement l'énergie potentielle (sous forme d'eau surélevée) sur le cycle journalier.

La pile voltaïque et la naissance du stockage électrochimique d'énergie

L'invention de la pile voltaïque par Alessandro Volta en 1800 — le premier dispositif capable de produire un courant électrique continu — fut simultanément la naissance du stockage pratique d'énergie électrique et l'une des réalisations scientifiques les plus importantes de l'histoire. La pile de Volta, construite de disques alternés de zinc et de cuivre séparés par un tissu imbibé de saumure, produisait un courant électrique par des réactions électrochimiques aux interfaces métal-électrolyte, démontrant que l'énergie chimique pouvait être directement convertie en énergie électrique.

L'invention de Volta fut annoncée dans une lettre au président de la Royal Society de Londres en mars 1800 et déclencha immédiatement une vague d'investigations scientifiques. Les chimistes anglais William Nicholson et Anthony Carlisle utilisèrent une pile voltaïque pour électrolyser l'eau quelques semaines seulement après l'annonce de Volta, la divisant en hydrogène gazeux et en oxygène — la première production électrochimique d'hydrogène. Humphry Davy utilisa d'imposantes piles voltaïques à la Royal Institution pour isoler les éléments potassium, sodium, calcium, magnésium, baryum et strontium par électrolyse — des découvertes qui étendirent fondamentalement la connaissance des éléments chimiques.

Cependant, la pile voltaïque (et ses successeurs, la cellule de Daniell et d'autres batteries primaires) était une cellule primaire — elle pouvait produire de l'électricité mais ne pouvait pas être rechargée, et sa capacité s'épuisait lorsque les réactifs chimiques étaient consommés. La percée des batteries rechargeables (secondaires) — des dispositifs pouvant être chargés avec de l'électricité et déchargés à plusieurs reprises — survint en 1859 lorsque Gaston Planté, un physicien français, inventa l'accumulateur au plomb-acide : une cellule utilisant des électrodes en plomb et un électrolyte en acide sulfurique qui pouvait être chargée en y faisant passer un courant et ensuite déchargée pour délivrer un courant électrique, les réactions électrochimiques étant réversibles.

La batterie plomb-acide de Gaston Planté, présentée à l'Académie française des sciences en 1860, fut immédiatement reconnue comme une invention significative. La réversibilité de la cellule plomb-acide — la capacité à subir des milliers de cycles charge-décharge — la distinguait fondamentalement des cellules primaires et ouvrait la possibilité du stockage d'énergie électrique pour des applications pratiques. Planté améliora sa conception au cours des années suivantes, et la modification apportée par Camille Faure en 1881 (remplaçant les électrodes en plomb lisse par des plaques enduites d'une pâte de minium, augmentant considérablement la surface et la capacité) rendit la batterie plomb-acide pratique pour la fabrication à grande échelle.

Les batteries plomb-acide alimentèrent les premiers véhicules électriques, à partir des années 1880 et 1890. Les véhicules électriques — à l'origine des voitures à chevaux équipées de moteurs électriques et de grandes batteries — étaient plus pratiques que les premiers véhicules à essence à bien des égards : ils étaient plus silencieux, ne nécessitaient pas de démarrage manuel à la manivelle et étaient plus fiables mécaniquement. En 1900, les véhicules électriques étaient plus répandus que les véhicules à essence aux États-Unis. L'Electric Carriage and Wagon Company de New York (appelée plus tard Electric Vehicle Company) exploitait une flotte de centaines de taxis électriques à New York en utilisant des batteries plomb-acide.

Les limitations de la batterie plomb-acide — lourde, encombrante, densité d'énergie limitée (environ trente à quarante wattheures par kilogramme) et sensible aux décharges profondes — désavantagèrent finalement les véhicules électriques par rapport aux voitures à essence au fur et à mesure que le moteur à combustion interne s'améliorait. Mais les batteries plomb-acide trouvèrent un rôle durable dans les systèmes de démarrage, d'éclairage et d'allumage (SLI) des véhicules à moteur à combustion interne, dans les alimentations sans interruption (ASI) pour les applications industrielles et de télécommunications, et dans les applications de stockage sur réseau stationnaire.

L'hydroélectricité par pompage-turbinage : la technologie dominante de stockage sur réseau

L'hydroélectricité par pompage-turbinage — utilisant l'électricité pour pomper de l'eau en amont vers un réservoir lorsque l'énergie est bon marché ou abondante, puis libérant l'eau à travers des turbines pour produire de l'électricité lorsque celle-ci est nécessaire — est la technologie de stockage d'énergie dominante dans le monde par capacité installée, représentant environ quatre-vingt-dix à quatre-vingt-quinze pour cent de tout le stockage massif d'énergie électrique à l'échelle mondiale.

Le principe du pompage-turbinage est simple : il convertit l'énergie électrique en énergie potentielle gravitationnelle (en élevant l'eau) et la retransforme en énergie électrique (en libérant l'eau à travers une turbine). L'énergie stockée est proportionnelle à la masse d'eau, à la différence de hauteur entre les réservoirs supérieur et inférieur et à l'accélération gravitationnelle. Une installation pompant cent mille mètres cubes d'eau à une hauteur de différence de cinq cents mètres stocke environ cent trente-six mégawattheures d'énergie — suffisamment pour couvrir les besoins moyens en électricité d'environ cinq mille foyers européens pendant une heure.

La première installation hydroélectrique par pompage-turbinage fut construite en 1907 à Rheinfelden, en Suisse — une installation modeste exploitant la différence de hauteur entre les parties supérieure et inférieure d'un déversoir sur le Rhin pour stocker et restituer de l'énergie au système électrique régional. Les ingénieurs italiens développèrent davantage le pompage-turbinage dans les années 1920 et 1930, reconnaissant sa valeur pour équilibrer les importantes fluctuations diurnes de la demande en électricité dans les systèmes dominés par de grandes centrales hydroélectriques.

L'expansion massive du pompage-turbinage eut lieu dans la période d'après-guerre, portée par la construction de grandes centrales nucléaires produisant de l'électricité à des taux constants indépendamment des variations de la demande. Les centrales nucléaires ne pouvaient pas facilement moduler leur production pour suivre la demande, de sorte que le pompage-turbinage offrait la flexibilité nécessaire pour absorber l'excès de production nucléaire pendant les heures de faible demande (typiquement la nuit) et la restituer pendant les périodes de forte demande. Les pays dotés à la fois d'énergie nucléaire et d'une topographie adaptée — France, Japon, Allemagne, États-Unis — investirent massivement dans le pompage-turbinage des années 1960 aux années 1980.

La station de pompage-turbinage de Bath County en Virginie, aux États-Unis, achevée en 1985, fut pendant de nombreuses années la plus grande installation de pompage-turbinage au monde, avec une capacité de production installée d'environ trois mille gigawatts et une capacité de stockage suffisante pour alimenter une ville type pendant plusieurs heures. L'installation pompe l'eau entre deux réservoirs séparés par environ trois cents mètres de hauteur, avec six pompes-turbines pouvant fonctionner aussi bien en mode pompage qu'en mode production.

La capacité mondiale de pompage-turbinage atteignit environ mille six cents gigawatts au milieu des années 2020. La Chine a été de loin le constructeur le plus actif de nouvelles installations de pompage-turbinage au vingt-et-unième siècle, avec des centaines de gigawatts de capacité en construction ou planifiés alors que le pays cherche à équilibrer sa production rapidement croissante d'énergie éolienne et solaire avec un stockage flexible. Le Japon, avec son terrain montagneux et sa dense population, exploite environ vingt-sept gigawatts de pompage-turbinage — parmi les taux les plus élevés par habitant au monde. Le Royaume-Uni, l'Australie, l'Allemagne, la Suisse et plusieurs autres pays développent activement de nouveaux projets de pompage-turbinage pour soutenir l'intégration des énergies renouvelables.

Les contraintes fondamentales du pompage-turbinage sont géographiques — il nécessite des sites avec de grandes différences d'altitude et la capacité de créer ou d'utiliser des réservoirs, ce qui n'est pas possible partout — et environnementales (l'inondation de terres pour des réservoirs déplace des habitats et des communautés). Les systèmes de pompage-turbinage en circuit fermé (utilisant des réservoirs supérieur et inférieur construits à cet effet sans connexion aux masses d'eau naturelles) réduisent les impacts environnementaux mais augmentent les coûts de construction. Le développement du pompage-turbinage souterrain — utilisant des cavités minières existantes ou construites comme réservoir inférieur — a été étudié comme moyen de rendre le pompage-turbinage réalisable dans des zones sans topographie de surface adaptée.

Le stockage d'énergie par air comprimé

Le stockage d'énergie par air comprimé (SEAC) — stockant de l'énergie en comprimant de l'air dans des cavernes souterraines ou des réservoirs pendant les périodes d'excédent d'électricité, et libérant l'air comprimé à travers une turbine pour produire de l'électricité lorsque nécessaire — est l'une des formes les plus anciennes de stockage massif d'énergie électrique et fonctionne dans deux installations commerciales dans le monde.

La thermodynamique du stockage par air comprimé est plus complexe que celle du pompage-turbinage hydraulique. Lorsque l'air est comprimé, il se réchauffe (suivant la loi des gaz parfaits) ; lorsqu'il est libéré et se détend, il se refroidit. Dans un système SEAC simple, la chaleur de compression est dissipée dans l'environnement pendant le stockage, et l'air doit être réchauffé avant la détente pour maintenir un fonctionnement efficace de la turbine. Les installations conventionnelles de SEAC ajoutent une combustion de gaz naturel pour réchauffer l'air avant la détente, en faisant des installations hybrides combinant puissance de gaz et stockage plutôt que des installations de stockage pur.

La première centrale commerciale de SEAC au monde — l'installation de Huntorf en Allemagne, inaugurée en 1978 — stocke de l'air comprimé dans deux cavernes de sel à des profondeurs d'environ six cents à huit cents mètres, avec une capacité de stockage d'environ six cents vingt mégawattheures et une capacité de production de deux cent quatre-vingt-dix mégawatts. L'installation de Huntorf utilise du gaz naturel pour le réchauffage et dessert le réseau du nord de l'Allemagne depuis plus de quatre décennies, démontrant la fiabilité à long terme de la technologie SEAC.

La centrale de SEAC de McIntosh en Alabama, aux États-Unis, inaugurée en 1991 avec une capacité de cent dix mégawatts, utilise un système de récupération de chaleur qui capture la chaleur de compression pour l'utiliser ultérieurement dans le réchauffage de l'air en expansion, améliorant l'efficacité par rapport à la conception de Huntorf. Ces deux installations ont été les seules installations commerciales de SEAC au monde pendant des décennies, bien que de nombreux projets aient été étudiés ou tentés.

Le SEAC adiabatique avancé (AA-SEAC) — un concept dans lequel la chaleur de compression est stockée (dans un système de stockage d'énergie thermique) et restituée pour réchauffer l'air en expansion pendant la production, évitant ainsi le recours à la combustion de gaz naturel — a fait l'objet de recherches importantes, notamment en Europe. Le projet ADELE en Allemagne, mené par un consortium comprenant RWE Power et le DLR, visait à démontrer l'AA-SEAC à l'échelle commerciale, mais le projet ne fut pas achevé tel que prévu initialement en raison de difficultés de financement et de défis techniques. Atteindre une efficacité quasi adiabatique dans des installations de SEAC à grande échelle reste un défi d'ingénierie important.

Le stockage d'énergie par air liquide (SEAL), ou stockage d'énergie cryogénique, est une approche alternative qui stocke de l'énergie en liquéfiant l'air (en le refroidissant à environ moins cent quatre-vingt-seize degrés Celsius) puis en récupérant l'énergie en laissant l'air liquide s'évaporer et se détendre à travers une turbine. L'installation de stockage Highview Power près de Manchester, en Angleterre, a démontré le SEAL à une échelle pilote de cinq mégawatts, et la société a développé des plans pour des installations plus grandes. Le SEAL peut être construit sur des sites industriels sans exigences géologiques, ce qui le rend potentiellement déployable dans une plus grande variété d'endroits que le SEAC souterrain.

Les batteries lithium-ion : la technologie habilitante de la transition énergétique

La batterie lithium-ion — développée à travers une chaîne de découvertes scientifiques et d'innovations technologiques s'étendant des années 1970 aux années 1990 — est devenue la chimie de batterie dominante pour l'électronique portable, les véhicules électriques et, de plus en plus, pour le stockage d'électricité à l'échelle du réseau, et sa trajectoire de développement depuis le début des années 1990 constitue l'une des courbes d'apprentissage technologique les plus remarquables de l'histoire industrielle.

Le développement de la technologie lithium-ion débuta avec les travaux de M. Stanley Whittingham chez Exxon Research au début des années 1970, qui démontra que les ions lithium pouvaient être intercalés de manière réversible (insérés et retirés) dans le matériau de cathode en sulfure de titane — le principe de fonctionnement fondamental des batteries à intercalation. John Goodenough, travaillant à l'université d'Oxford en 1980, identifia l'oxyde de cobalt et de lithium (LiCoO2) comme matériau de cathode supérieur, offrant une tension et une densité d'énergie plus élevées. Akira Yoshino, travaillant chez la société Asahi Kasei au Japon en 1985, combina une cathode en oxyde de cobalt et de lithium avec une anode en carbone (graphite) dans une configuration pratique de cellule rechargeable — créant l'architecture essentielle de la batterie lithium-ion moderne. Goodenough, Whittingham et Yoshino partagèrent le prix Nobel de chimie 2019 pour leurs contributions au développement de la batterie lithium-ion.

Les premières batteries lithium-ion commerciales furent introduites par Sony en 1991, initialement pour les applications d'électronique grand public (caméscopes, puis téléphones portables et ordinateurs portables). La haute densité d'énergie de la cellule (environ cent cinquante à deux cents wattheures par kilogramme, contre environ trente à quarante pour le plomb-acide et environ soixante à soixante-dix pour le nickel-hydrure métallique), sa haute tension (environ 3,6 volts par cellule) et sa bonne durée de vie en cycles la rendirent supérieure à toutes les chimies de batteries rechargeables précédentes pour les applications portables.

Le coût des batteries lithium-ion chuta considérablement depuis leur introduction en 1991. Les prix des batteries pour véhicules électriques passèrent de plus de mille dollars par kilowattheure en 2010 à environ cent à cent cinquante dollars par kilowattheure au début des années 2020 — une réduction de plus de quatre-vingts pour cent en un peu plus d'une décennie. Cette trajectoire de prix — suivant ce que les chercheurs en batteries appellent un taux d'apprentissage d'environ dix-huit à vingt pour cent de réduction des coûts pour chaque doublement du volume de production cumulé — fut plus rapide que la plupart des observateurs technologiques ne l'avaient prédit en 2010 et transforma l'économie des véhicules électriques et du stockage sur réseau.

Le rôle de Tesla dans la commercialisation des batteries lithium-ion de grand format pour les véhicules électriques et le stockage stationnaire fut déterminant. La Roadster (2008), la Model S (2012) et les véhicules Tesla suivants démontrèrent que les batteries lithium-ion pouvaient alimenter des véhicules à hautes performances avec une autonomie pratique, et la Gigafactory Tesla (inaugurée au Nevada en 2016) démontra l'échelle de fabrication nécessaire pour faire baisser les coûts des batteries vers la parité des véhicules électriques avec les véhicules conventionnels. La Tesla Powerwall (batterie domestique, 2015) et le Powerpack (batterie à l'échelle commerciale, 2015) amenèrent le stockage d'énergie stationnaire à un marché de masse, établissant le stockage d'énergie comme catégorie de produits grand public.

Les batteries à flux : un stockage électrochimique évolutif

Les batteries à flux — systèmes de stockage d'énergie électrochimique dans lesquels l'électrolyte (le milieu dans lequel l'énergie est stockée) est pompé depuis des réservoirs externes à travers une cellule de conversion électrochimique, plutôt que d'être contenu à l'intérieur de la cellule elle-même — offrent une architecture fondamentalement différente des batteries conventionnelles qui découple la capacité de puissance (déterminée par la taille du bloc de cellules) de la capacité d'énergie (déterminée par le volume du réservoir d'électrolyte), permettant une mise à l'échelle rentable vers de grandes capacités d'énergie.

Dans une batterie conventionnelle telle qu'une cellule lithium-ion, les réactifs stockant l'énergie et le matériel de conversion électrochimique sont tous contenus dans la même unité scellée. Dans une batterie à flux, les réactifs stockant l'énergie (dissous dans un électrolyte liquide) sont stockés dans de grands réservoirs externes, et l'électrolyte est pompé à travers un bloc de cellules électrochimiques où la conversion d'énergie se produit pendant la charge et la décharge. Cette architecture permet d'augmenter simplement la capacité d'énergie en ajoutant davantage d'électrolyte — un avantage pour les applications de stockage de grande envergure et de longue durée.

La batterie à flux redox au vanadium (BFRV), développée par Maria Skyllas-Kazacos et ses collègues de l'université de Nouvelle-Galles du Sud en Australie dans les années 1980, est la chimie de batterie à flux la plus mature commercialement. Les batteries à flux au vanadium utilisent des ions vanadium dans différents états d'oxydation comme espèces d'électrolyte positif et négatif — une caractéristique distinctive qui élimine les problèmes de contamination croisée de l'électrolyte affectant d'autres chimies de batteries à flux. L'électrolyte peut théoriquement être utilisé indéfiniment, car il n'y a pas de dégradation de l'électrolyte lui-même (seules les membranes de cellules et les électrodes se dégradent avec le temps). Des systèmes commerciaux de batteries à flux au vanadium de fabricants incluant Sumitomo Electric (Japon), Rongke Power (Chine) et VRB Energy ont été déployés pour des applications de réseau.

La batterie à flux zinc-brome, la batterie à flux fer-air et diverses chimies de batteries à flux organiques ont également été développées comme alternatives potentiellement moins coûteuses au vanadium, mais leur maturité commerciale est en retard par rapport aux systèmes BFRV. ESS Inc., une société américaine, a commercialisé un système de batterie à flux fer-air utilisant du fer peu coûteux et un électrolyte à base d'eau salée, ciblant le marché du stockage de longue durée.

Les batteries à flux sont particulièrement bien adaptées au stockage de longue durée (quatre à dix heures ou plus) où leur capacité d'énergie évolutive à un coût inférieur par kilowattheure (par rapport au lithium-ion pour les longues durées) offre un avantage économique. L'intérêt croissant pour le stockage de longue durée pour l'équilibrage saisonnier et la gestion de la variabilité plurijournalière des énergies renouvelables stimule un investissement renouvelé dans la technologie des batteries à flux.

Le stockage d'énergie thermique : la chaleur comme milieu de stockage

Le stockage d'énergie thermique (SET) — stocker de l'énergie sous forme de chaleur ou de froid pour un usage ultérieur — est l'une des formes de stockage d'énergie les plus rentables et les plus largement déployées, exploitant la capacité de divers matériaux à absorber et à libérer de grandes quantités d'énergie sous forme de chaleur sensible (variation de température), de chaleur latente (changement de phase) ou de chaleur thermochimique.

Le stockage de chaleur sensible — chauffer ou refroidir une grande masse de matériau (eau, roche, sel fondu, béton) pour stocker de l'énergie sous forme de température élevée ou réduite — est la forme la plus simple de stockage thermique. Les ballons d'eau chaude (largement utilisés pour la production d'eau chaude sanitaire et les systèmes de chauffage hydraulique) stockent l'énergie solaire thermique ou électrique hors pointe sous forme d'eau chaude pour une utilisation tout au long de la journée. Les systèmes de stockage d'énergie thermique souterrain (SETS), comprenant le stockage d'énergie thermique en aquifère (SETA) et le stockage d'énergie thermique en forage (SETF), utilisent la masse thermique du sol pour stocker de l'énergie saisonnière — en chargeant avec de la chaleur (ou du froid) dans une saison et en dé