La Chine construit d’immenses réservoirs pour stocker son surplus d’énergie renouvelable

Le défi du stockage dans une superpuissance solaire

Lorsque le président Xi Jinping a annoncé, en décembre 2020, que la Chine installerait 1 200 gigawatts de capacité éolienne et solaire d’ici à 2030, l’objectif semblait ambitieux. Pourtant, le pays a atteint ce seuil en juillet 2024, avec six ans d’avance. Fin 2025, les capacités éolienne et solaire cumulées avaient dépassé les 1 840 gigawatts, soit 47,3 % des capacités électriques du pays. Cette expansion ne montre aucun signe de ralentissement. Entre janvier et mai 2025, la Chine a ajouté à elle seule 198 gigawatts de capacité solaire et 46 gigawatts de capacité éolienne. Au seul mois de mai, le pays a installé 93 gigawatts de capacité solaire et 26 gigawatts de capacité éolienne. Selon l’analyste spécialisé dans l’énergie Lauri Myllyvirta, ces ajouts pourraient produire autant d’électricité que la Pologne, la Suède ou les Émirats arabes unis, selon les conditions.

Cette croissance fulgurante a fait émerger un problème inattendu. Les énergies renouvelables sont disponibles lorsque le soleil brille et que le vent souffle, pas nécessairement au moment où les consommateurs ont besoin d’électricité. En 2025, des pays du monde entier ont fait état de niveaux records d’écrêtement, c’est-à-dire de mise au rebut de l’énergie, lorsque les réseaux ne peuvent pas absorber le surplus d’électricité. Le Brésil a perdu 20 % de sa production solaire, tandis que l’Allemagne, la France et les Pays-Bas ont réduit ensemble leur production d’électricité renouvelable de 3,9 térawattheures. La Chine est désormais confrontée au défi central du stockage de l’énergie pour répondre aux besoins, et non plus seulement de l’augmentation de sa production.

Le secteur du stockage par batteries a progressé de 75 % en 2025 par rapport à 2024, mais cette expansion rapide ne suffit toujours pas à répondre aux besoins. Les batteries chimiques sont efficaces pour réguler la fréquence à court terme, mais elles se dégradent et se heurtent à des contraintes d’approvisionnement lorsqu’on les déploie pour stocker de l’énergie pendant plusieurs heures. La solution repose sur une technologie ancienne, déployée à une nouvelle échelle : le stockage hydraulique par pompage. Ces installations fonctionnent comme d’immenses batteries, avec une durée de vie de 70 à 100 ans, des coûts d’entretien inférieurs à ceux des solutions chimiques et sans recours aux terres rares.

Le fonctionnement du stockage par pompage : la gravité comme batterie

Le principe du stockage hydraulique par pompage repose sur des lois physiques élémentaires. Des milliers de tonnes d’eau sont stockées en hauteur dans un bassin supérieur, où elles emmagasinent de l’énergie sous forme d’énergie potentielle gravitationnelle. Lorsqu’on la libère, l’eau s’engouffre dans des turbines reliées à des générateurs, qui convertissent cette énergie potentielle en électricité. Contrairement aux barrages hydroélectriques classiques, tributaires du débit des cours d’eau, les installations de pompage-turbinage réutilisent la même eau en circuit fermé et peuvent fonctionner indépendamment des pluies saisonnières.

Lorsque la demande est faible ou que la production renouvelable est élevée, ces centrales utilisent le surplus d’électricité pour pomper l’eau d’un bassin inférieur vers un bassin supérieur. Aux heures de pointe, l’eau redescend dans les turbines pour produire de l’électricité à la demande. Ce système de stockage simple, fondé sur la gravité, représente aujourd’hui plus de 90 % des capacités mondiales de stockage d’énergie de longue durée.

Les installations modernes utilisent de plus en plus des moteurs-générateurs à vitesse variable, qui permettent aux exploitants d’ajuster la consommation d’électricité pendant le pompage au lieu de fonctionner à un régime fixe. Cette souplesse améliore les services de stabilisation du réseau. La technologie permet d’absorber de très grandes quantités d’électricité excédentaire et de les restituer pendant plusieurs heures, voire plusieurs jours. Elle est donc idéale pour équilibrer la production intermittente de l’éolien et du solaire. Les batteries lithium-ion dominent le stockage à court terme, mais leur déploiement à grande échelle pour des décharges de plusieurs heures reste coûteux et elles se dégradent lorsqu’elles sont soumises à des cycles fréquents.

La géographie chinoise offre des avantages naturels. Selon des études, 79 % du potentiel de stockage par pompage du pays se situe dans les régions du nord-ouest et du sud-ouest, où le relief montagneux offre des dénivelés propices à la construction de bassins. Les ingénieurs ont toutefois commencé à déployer des solutions novatrices dans les régions plus plates, montrant qu’avec suffisamment d’ingéniosité, cette technologie peut s’adapter à des paysages variés.

Des projets records transforment le paysage

La Chine ne se contente pas de construire des centrales de pompage-turbinage : elle bâtit les installations les plus grandes et les plus ambitieuses jamais conçues. Achevée en août 2024 dans la province du Hebei, la centrale de pompage-turbinage de Fengning est la plus grande au monde. Exploitée par la State Grid Corporation of China, elle compte 12 groupes réversibles pompe-turbine de 300 mégawatts chacun, pour une puissance installée totale de 3,6 gigawatts. Lancé en juin 2013, le chantier a dépassé l’ancienne détentrice du record, la centrale de Bath County, aux États-Unis. Fengning est désormais un pilier de la stabilité du réseau électrique du nord de la Chine. Dans sa deuxième phase, l’installation utilise des générateurs à vitesse variable de pointe, d’une puissance nominale de 330 MVA en mode générateur et de 345 MVA en mode pompe, ce qui permet de s’adapter précisément aux fluctuations de la fréquence du réseau.

Fengning détient le record de puissance, mais la centrale de pompage-turbinage de Zhenjiang (Jurong), dans la province du Jiangsu, possède le barrage le plus haut de son genre. Mise en service en octobre 2025, elle est dotée d’un barrage de bassin supérieur de 182,3 mètres de haut, soit environ l’équivalent d’un immeuble de 60 étages et une hauteur supérieure à celle de la statue de la Liberté. Cette prouesse d’ingénierie s’est révélée particulièrement difficile, car le Jiangsu est essentiellement plat. Les ingénieurs ont utilisé les matériaux excavés sur le site pour construire le barrage, créant un dénivelé artificiel dans la vallée de Lunshan, où la nature n’en avait pas prévu.

Les équipements de la centrale de Jurong sont installés dans une caverne souterraine située à 800 mètres de profondeur. Elle abrite six groupes réversibles de 225 mégawatts chacun, pour une puissance totale de 1,35 gigawatt. Le bassin supérieur peut contenir 17,07 millions de mètres cubes d’eau. Le système consomme environ 1,8 milliard de kilowattheures par an lors du pompage et en produit 1,35 milliard lors du turbinage. Selon Wang Chenhui, directeur du département du développement de la compagnie d’alimentation électrique de Zhenjiang, filiale de State Grid, la centrale fournit une capacité de régulation bidirectionnelle d’environ 2,7 millions de kilowatts, soulageant le réseau électrique aux heures de pointe dans la région industrielle du delta du Yangtsé. Selon les projections officielles, elle permettra d’éviter la consommation d’environ 140 000 tonnes de charbon par an et de réduire les émissions de dioxyde de carbone d’environ 349 000 tonnes par an. Elle fournira de l’électricité à quelque 360 000 foyers.

En pleine exploitation, elle fournira une capacité de régulation bidirectionnelle d’environ 2,7 millions de kilowatts, soulageant le réseau électrique aux heures de pointe.

Au-delà des installations de stockage autonomes, la Chine mise sur des aménagements hybrides associant hydroélectricité classique et pompage-turbinage. Situé dans l’ouest du Sichuan, à 3 000 mètres d’altitude sur le plateau tibétain, le projet de Lianghekou constitue le plus grand système hybride au monde. Il associe une centrale hydroélectrique classique de 3 000 mégawatts à une installation de pompage-turbinage de 1 200 mégawatts, formant un complexe de 4,2 gigawatts. Le projet est relié à la centrale hydroélectrique de Yagen de niveau 1, qui sert de bassin inférieur et crée ainsi une immense batterie hydraulique. Le creusement de la centrale souterraine, située à 500 mètres sous la surface de la montagne, est achevé et le bétonnage du bassin inférieur est en cours.

Dans la province de l’Anhui, la centrale de pompage-turbinage de Jixi fonctionne depuis 2021 comme une « super banque d’énergie » pour l’est de la Chine. D’une puissance de 1,8 million de kilowatts, elle a répondu à 106 demandes d’intervention d’urgence du réseau, avec un taux de démarrage réussi de 100 %. En 2024, elle avait produit 2,479 milliards de kilowattheures, tout en réduisant la consommation annuelle de charbon d’environ 216 000 tonnes et les émissions de dioxyde de carbone de 475 000 tonnes. L’installation a généré une valeur de production de 1,684 milliard de yuans en 2024, contribuant fortement au développement économique local, tout en étant reconnue comme un projet modèle national pour la conservation des sols et des eaux.

Innover selon la géographie : des montagnes aux côtes

Le développement traditionnel du pompage-turbinage se concentre dans les régions montagneuses, où les vallées naturelles offrent des emplacements tout trouvés pour les bassins supérieur et inférieur. En Chine, le nord-ouest et le sud-ouest représentent 79 % du potentiel total de stockage d’énergie du pays, la seule province du Qinghai en apportant 32 %. Ces régions présentent les dénivelés importants nécessaires à une production efficace d’électricité. Des recherches utilisant des systèmes d’information géographique et des modèles numériques de terrain ont recensé 532 grands réservoirs existants qui pourraient accueillir des bassins supérieurs, pour un potentiel théorique de 9 671 gigawattheures. Le potentiel réalisable, de 8 717 gigawattheures, représente environ 1,74 fois la capacité actuelle de stockage par pompage prévue ou réservée par le pays.

La demande énergétique de la Chine est toutefois concentrée dans les provinces côtières de l’est, où la platitude du terrain a longtemps compliqué le développement du stockage. La réussite du projet de Jurong, dans le Jiangsu, montre que le pompage-turbinage à grande échelle peut fonctionner même dans des régions au relief peu favorable. En créant des dénivelés artificiels et en construisant les centrales sous terre, les ingénieurs peuvent désormais installer des infrastructures de stockage à proximité des grands centres de consommation, au lieu d’acheminer l’électricité sur de longues distances depuis des montagnes reculées.

Pour l’avenir, des chercheurs étudient le stockage d’énergie par pompage utilisant l’eau de mer le long du vaste littoral chinois. Cette approche utilise l’océan comme bassin inférieur, supprimant les besoins en eau douce et la concurrence avec les usages agricoles ou municipaux. Une étude récente a recensé environ 20 000 sites côtiers potentiels, pour une capacité de stockage cumulée de 4 379 gigawattheures. Parmi eux, 87 sites affichent des coûts de construction proches de ceux des systèmes classiques à eau douce, à environ 949 euros par kilowatt, notamment lorsqu’ils exploitent des dépressions naturelles du littoral qui limitent les travaux d’excavation. Cette technologie pourrait jouer un rôle essentiel dans l’intégration des parcs éoliens en mer des provinces côtières, en offrant un cadre évolutif pour coordonner le stockage et le développement des énergies renouvelables.

Rythme de construction et contrôles qualité

Le rythme de développement de la Chine dépasse de loin celui de ses concurrents dans le monde. En mai 2023, le pays exploitait 50 gigawatts de capacité de stockage par pompage, soit 30 % du total mondial. En août 2025, la capacité installée atteignait 62,365 gigawatts, dépassant par anticipation l’objectif du 14e plan quinquennal. Le pays compte actuellement 89 gigawatts en construction, et les promoteurs demandent des autorisations pour 276 gigawatts supplémentaires. La Chine vise 400 gigawatts d’ici à 2035, ce qui ferait du pompage-turbinage le pilier du système national de stockage de longue durée.

Cette accélération repose sur des techniques d’ingénierie avancées et des méthodes de construction industrialisées. Sur le chantier de Pingjiang, dans la province du Hunan, des ingénieurs ont utilisé un tunnelier à diamètre variable baptisé Tianyue pour creuser un puits incliné de 1 338 mètres, à 50 degrés. Cette machine, une première mondiale, a modifié son diamètre d’excavation de 6,5 à 8 mètres pendant sa progression, grâce à un système hydraulique à triple ancrage pour éviter de glisser. Elle mesure 87 mètres de long et pèse 900 tonnes. Son système à triple ancrage forme ce que le fabricant CRCHI décrit comme une « matrice triangulaire antidérapante » : la machine s’ancre dans les parois du puits et progresse en toute sécurité vers le haut en alternant les pinces centrales et arrière tous les 1,5 mètre, afin de maintenir une contre-poussée continue. Ces innovations permettent d’accélérer les chantiers, certaines unités étant mises en service seulement 18 mois après le début de leur installation.

Cette cadence rapide a toutefois révélé des difficultés en matière de contrôle qualité. Fin 2025, le projet de pompage-turbinage de Yongan, dans la province du Fujian, une installation phare de 7,5 milliards de yuans (1,06 milliard de dollars), s’est retrouvé au cœur d’un scandale après la révélation de « graves défauts de qualité » dans la construction du bassin inférieur. L’Administration nationale de l’énergie a ouvert une enquête sur des allégations concernant l’utilisation de matériaux non conformes et des pratiques négligentes sur ce site, qui figure parmi les projets prioritaires du plan quinquennal national couvrant la période 2021-2025. Power Construction Corporation of China, maison mère des entreprises chargées des travaux, a constitué un groupe d’enquête spécial et s’est engagée à traiter les problèmes conformément aux lois et règlements. Cet incident met en lumière la tension entre rapidité de construction et rigueur technique alors que la Chine s’efforce de développer ses infrastructures de stockage.

La course mondiale au stockage de longue durée

Le développement chinois s’inscrit dans un regain mondial d’intérêt pour le pompage-turbinage. L’Association internationale de l’hydroélectricité indique que des promoteurs du monde entier envisagent 570 gigawatts de nouvelles capacités de stockage par pompage, dont environ 40 % en Chine. Eddie Rich, directeur général de l’AIH, souligne que les niveaux records d’écrêtement des énergies renouvelables sont un signal d’alarme : les capacités de production doivent s’accompagner d’infrastructures de stockage.

Les niveaux records d’écrêtement observés en 2025 constituent un signal d’alarme clair. Le monde développe rapidement ses capacités de production d’énergie propre, mais il faut désormais construire les infrastructures nécessaires pour l’utiliser ou la stocker au même rythme.

Rich a ajouté : « Si nous prenons au sérieux la sécurité énergétique, la souveraineté énergétique et la résilience, le pompage-turbinage doit être considéré comme un pilier, et non comme une réflexion après coup. »

D’autres pays avancent plus lentement en raison des obstacles réglementaires et des procédures d’autorisation. En Europe, le projet allemand de Riedl, d’une puissance de 300 mégawatts, a obtenu son autorisation après plus de dix ans de planification, tandis que l’installation autrichienne de Limberg III a été mise en service en septembre 2025, après quatre années de travaux souterrains intensifs. Aux États-Unis, plus de 90 projets sont en cours de développement, dont l’installation de Goldendale, dans l’État de Washington, d’une puissance de 1 200 mégawatts. Mais les procédures d’autorisation, régies par des lois datant des années 1980, signifient que la plupart ne seront pas opérationnels avant au moins dix ans.

Le Royaume-Uni prévoit de construire 10 gigawatts de capacité de pompage-turbinage d’ici au milieu des années 2030, notamment avec le projet Earba, d’une puissance de 1 800 mégawatts, dans les Highlands écossais. Ces installations doivent absorber le surplus d’énergie éolienne et remplacer les centrales au gaz coûteuses qui ne fonctionnent qu’aux heures de pointe. Au Moyen-Orient, l’Autorité de l’électricité et de l’eau de Dubaï a lancé les essais d’exploitation de l’installation de Hatta, d’une puissance de 250 mégawatts, la première du genre dans la région du Golfe. Dotée d’un barrage supérieur pouvant retenir 5,3 millions de mètres cubes d’eau et d’une centrale souterraine située à 60 mètres de profondeur, elle contribue à la stratégie de Dubaï pour la neutralité carbone à l’horizon 2050.

L’Inde développe des projets de grande envergure pour compléter son parc solaire et éolien en pleine expansion. Le projet de Gandikota, d’une puissance de 1 800 mégawatts, dans l’Andhra Pradesh, utilisera des turbines-pompes réversibles fournies par Andritz. Le complexe de Pinnapuram, développé par Greenko, associe 1 000 mégawatts d’énergie solaire, 550 mégawatts d’énergie éolienne et 1 200 mégawatts de stockage par pompage en circuit fermé. Il s’agit de la première installation indienne associant renouvelables et stockage sur un même site. En Australie, le portefeuille comprend Snowy 2.0, qui ajoutera 2 000 mégawatts de capacité grâce à des tunnels reliant des réservoirs, ainsi que le projet de Kidston, dans le Queensland, qui transforme une ancienne mine d’or en installation de stockage de 250 mégawatts.

Pablo Valverde, directeur général adjoint de l’Association internationale de l’hydroélectricité, a salué les progrès de la Chine.

Il est inspirant de voir comment la première des énergies renouvelables continue de battre de nouveaux records, de soutenir de nouvelles technologies et de faire émerger de nouvelles solutions. Le secteur hydroélectrique ne cesse d’innover, et nous avons hâte d’emmener une délégation internationale en Chine pour en savoir plus sur les dernières avancées.

À retenir

• La Chine a dépassé de six ans ses objectifs pour 2030 en matière d’éolien et de solaire, atteignant 1 840 gigawatts fin 2025. Elle doit désormais stocker l’énergie pour gérer l’intermittence et l’écrêtement de la production.
• Le stockage hydraulique par pompage utilise le surplus d’électricité pour remonter l’eau, qui est ensuite turbinée pour produire de l’électricité. Il représente plus de 90 % du stockage de longue durée mondial et les installations ont une durée de vie de 70 à 100 ans.
• La centrale de Fengning, dans la province du Hebei, est la plus grande installation de pompage-turbinage au monde, avec 3,6 gigawatts. Celle de Jurong, dans le Jiangsu, possède le barrage le plus haut, à 182,3 mètres, prouvant que cette technologie fonctionne aussi en terrain plat.
• La Chine exploite 62 gigawatts de capacité de pompage-turbinage et en a 89 gigawatts en construction. Elle vise 400 gigawatts d’ici à 2035 pour accompagner le développement des énergies renouvelables.
• Les ingénieurs adaptent cette technologie à différentes géographies, avec notamment des systèmes expérimentaux utilisant l’eau de mer et des installations hybrides combinant hydroélectricité classique et stockage.
• Des inquiétudes concernant le contrôle qualité ont émergé sur certains chantiers, notamment à Yongan, dans le Fujian, où une enquête porte sur de présumés défauts de construction, soulignant les risques d’un développement trop rapide.
• Les promoteurs du monde entier envisagent 570 gigawatts de nouvelles capacités de pompage-turbinage. La Chine avance plus vite que les pays occidentaux grâce à des procédures d’autorisation simplifiées, tandis que d’autres pays font face à des délais de plusieurs décennies.