Depuis le 2 octobre 2026, le désert de Gobi abrite une centrale d’un genre nouveau.
Le groupe China Huadian, l’un des cinq producteurs électriques publics chinois, a connecté au réseau sa centrale de stockage par compression de dioxyde de carbone de Mulei, dans la région autonome ouïgoure du Xinjiang.
Puissance installée : 100 mégawatts. Capacité : 1 000 mégawattheures, soit dix heures de production à pleine charge. L’équivalent de la plus grosse batterie lithium déployée en France.
À cette échelle, aucune installation similaire n’existe ailleurs dans le monde. Le concurrent occidental le plus avancé, l’italien Energy Dome, soutenu par Google, plafonne à 23 mégawatts. La Chine vient d’ouvrir un écart de un à cinq sur une technologie que l’Europe pensait maîtriser.
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Mulei, la centrale chinoise qui se prenait pour une batterie
Le projet s’appelle officiellement China Huadian Xinjiang Mulei Compressed CO2 Energy Storage Project. Il est installé dans le comté autonome kazakh de Mori, à l’orée du désert de Gobi, à proximité des grands parcs éoliens et solaires que la Chine déploie depuis dix ans dans ses provinces occidentales. Son gros œuvre a été achevé le 10 juillet 2025, la connexion au réseau est intervenue le 30 septembre 2026, et l’annonce publique a suivi le 2 octobre. Il a été intégré par la National Energy Administration (NEA) chinoise à son quatrième lot d’équipements majeurs considérés comme première industrialisation nationale.
Sa fonction est simple : absorber l’électricité excédentaire des parcs éoliens et solaires voisins pendant les heures creuses, puis la restituer au réseau lorsque la demande atteint sa pointe. Les chiffres annoncés par Huadian donnent 290 gigawattheures stockés par an et 180 gigawattheures restitués. Cette dernière valeur est l’énergie utile. Autrement dit, le rendement cycle de l’installation (en anglais round-trip efficiency) s’établit autour de 62 %. C’est inférieur aux 75 % que revendique Energy Dome en Italie, mais c’est la première valeur réellement mesurée sur un équipement de cette taille.
Comment on stocke de l’électricité avec du CO2
Le principe repose sur un paradoxe utile. Le dioxyde de carbone, molécule honnie du climat, est aussi un fluide thermodynamique remarquable. À température ambiante, il peut passer de l’état gazeux à l’état liquide sous une pression d’environ 70 bars, soit l’équivalent de la pression d’une bouteille de plongée. Cette conversion absorbe de l’énergie lorsqu’on comprime, et en restitue lorsqu’on détend. Un cycle fermé.
Concrètement, la centrale de Mulei fonctionne en deux temps. Pendant les heures creuses, l’électricité excédentaire du réseau entraîne un compresseur qui transforme du CO2 gazeux à pression atmosphérique en CO2 liquide. La chaleur dégagée par la compression est captée et stockée dans 97 unités dédiées. Le liquide, lui, est entreposé dans 141 réservoirs. Lorsque la demande électrique monte, le CO2 liquide est réchauffé grâce à la chaleur préalablement stockée, se détend brutalement et entraîne une turbine qui produit de l’électricité renvoyée au réseau. Puis le gaz détendu revient à son point de départ, dans cinq grands réservoirs tampons, pour un nouveau cycle. Aucune émission vers l’atmosphère : le CO2 reste prisonnier du circuit.
Les équipements critiques (compresseurs, turbines, systèmes de contrôle) sont intégralement fabriqués en Chine. La turbine affiche un rendement de plus de 90 % selon Huadian, avec un débit massique de gaz de 1 472 tonnes par heure. C’est le point sur lequel les ingénieurs chinois insistent : la turbine CO2 reste la pièce maîtresse, celle qui conditionne la rentabilité économique de toute la chaîne.
Un à cinq face à l’italien Energy Dome
L’italien Energy Dome, fondé en 2020 à Milan par Claudio Spadacini et Francesco Oppici, est jusqu’ici le visage occidental de cette technologie. L’entreprise a levé environ 83 millions de dollars (71 millions d’euros) auprès de 360 Capital Partners, de la Caisse des dépôts italienne et d’Eni Next, le fonds du groupe pétrolier italien. En juillet 2025, Google y est entré au capital et a signé un partenariat commercial pour utiliser la technologie dans les contrats d’alimentation de ses centres de données.
Les projets d’Energy Dome actuellement opérationnels ou en construction vont de 20 à 23 mégawatts. Son installation de référence, en Sardaigne, délivre 20 mégawatts pendant 10 heures (200 MWh), avec Engie comme acheteur de l’électricité stockée. En Irlande, le projet du comté d’Offaly avec Lumcloon Energy monte à 23 mégawatts pour 200 MWh. En Arizona, le partenariat avec le Salt River Project et Google vise 19 mégawatts. En Victoria (Australie), un accord conclu en juillet 2026 avec la State Electricity Commission porte sur une batterie de 10 heures, également aux alentours de 20 mégawatts. Un projet indien avec le groupe public NTPC est annoncé pour la seconde moitié de 2026.
La centrale de Mulei pèse donc à elle seule l’équivalent de quatre à cinq projets commerciaux d’Energy Dome. Ce rapport d’échelle est fondamental dans l’industrie électrique : ce qui compte, c’est la capacité à répliquer rapidement une installation à l’échelle d’un réseau national. L’italien conserve l’avance méthodologique (contrats signés avec des utilities américaines, européennes, australiennes et indiennes) et un atout technologique annoncé supérieur en rendement. Le chinois dispose de la masse industrielle et d’un bilan d’exploitation réel sur un équipement cinq fois plus gros.
Le stockage long dans la famille des alternatives
Le CO2 CAES n’est pas la seule option pour stocker de l’électricité sur plusieurs heures. Pour comprendre où elle se situe, il faut la positionner face aux autres technologies de stockage longue durée disponibles ou en développement.
| Technologie | Rendement cycle | Durée typique | Contrainte géographique | Durée de vie | Maturité commerciale |
|---|---|---|---|---|---|
| STEP (pompage-turbinage) | 75 à 85 % | 10 à 100 heures | dénivelé et plans d’eau | 60 à 100 ans | industrielle, mature |
| CAES air (cavernes) | 55 à 70 % | 6 à 24 heures | cavernes salines ou cavités | 30 à 40 ans | démonstrateurs 100 MW |
| CO2 CAES (Mulei, Energy Dome) | 62 à 75 % | 8 à 24 heures | aucune (surface plane suffit) | 30 ans et plus | 1er 100 MW en service (2026) |
| Batterie lithium (4h) | 85 à 92 % | 1 à 4 heures | aucune | 10 à 15 ans | industrielle, déployée partout |
| Hydrogène (électrolyse + pile) | 30 à 45 % | jours à semaines | aucune | 15 à 25 ans | prototypes industriels |
Chaque technologie trouve sa place dans un segment particulier. La batterie lithium reste imbattable pour les cycles courts jusqu’à 4 heures. La STEP, mature et massive, régit le stockage saisonnier dans les pays qui ont les reliefs adéquats. L’hydrogène se destine aux durées très longues (semaines ou mois) mais paie son rendement médiocre. Le CO2 CAES vise la fenêtre intermédiaire des 8 à 24 heures, celle où le lithium devient trop cher à cause du volume de cellules à mobiliser, et où la STEP n’est pas disponible faute de topographie.
Le chiffre à lire entre les lignes
Le rendement de 62 % mesuré à Mulei mérite une lecture attentive. Il est inférieur de 10 à 15 points aux annonces d’Energy Dome, et il est inférieur à ce qu’un bon projet STEP délivre. Cela signifie que pour 100 kilowattheures envoyés dans la centrale, 38 sont perdus en chaleur, en pertes mécaniques et en pertes thermodynamiques. Chaque kilowattheure stocké coûte donc, dans l’absolu, plus cher que son équivalent dans une batterie lithium.
Mais l’économie du stockage long ne se résume pas au rendement cycle. Il faut aussi considérer le coût de l’investissement initial par kilowattheure installé, la durée de vie, les besoins en matériaux critiques. Sur ces critères, le CO2 CAES affiche des atouts : pas de lithium, pas de cobalt, pas de nickel, pas de terres rares. Du dioxyde de carbone, de l’acier, de l’eau pour les circuits thermiques. Et une durée de vie annoncée de 30 ans sans dégradation de capacité, là où une batterie lithium perd 20 à 30 % de sa capacité au bout de dix ans.
L’autre atout du site de Mulei, moins souvent souligné, est son indifférence au terrain. Pas besoin de montagne pour une STEP, pas besoin de caverne saline pour un CAES à air. Une surface plane et une alimentation électrique suffisent. Dans le désert de Gobi, les terrains disponibles ne manquent pas, et les parcs éoliens et solaires se multiplient. La Chine fait d’une pierre deux coups : elle stocke son surplus renouvelable là où il est produit, sans avoir à remonter l’électricité vers les grands réseaux côtiers où la demande est forte.
Un terrain où la France manque à l’appel
La France n’est pas présente sur le CO2 CAES. Les trois acteurs identifiables du secteur sont chinois (Huadian, mais aussi Baowu Group avec un démonstrateur à Wuhu dans l’Anhui), italien (Energy Dome et son licencié Ansaldo Energia) et allemand (Everllence, division de MAN Energy Solutions). Aucun industriel français ne figure dans les feuilles de route publiées jusqu’ici.
C’est d’autant plus curieux que la France dispose d’un parc nucléaire majoritaire qui pourrait, à terme, bénéficier d’un stockage longue durée adapté à ses cycles de production, et d’un parc renouvelable en forte croissance qui créera des besoins de stockage dans les prochaines années. RTE, dans ses derniers scénarios, évalue à 10 à 20 gigawatts le besoin de stockage additionnel d’ici 2035. Les batteries lithium ne couvriront pas toute cette fourchette, et la France n’a pratiquement pas de potentiel résiduel pour de nouvelles STEP. Un terrain d’opportunité semble ouvert.
La mise en service de Mulei vient confirmer un enseignement récurrent de la décennie 2020 : la Chine ne se contente plus de copier les technologies occidentales, elle les porte à l’échelle industrielle avant les autres. Energy Dome dispose encore des contrats, du soutien de Google et d’une avance affichée sur le rendement. Huadian dispose du premier retour d’expérience à 100 mégawatts.
Dans l’industrie électrique, le second argument pèse souvent plus lourd que le premier.
Sources principales :
- CGTN, China connects first 100-MW compressed carbon dioxide energy storage project to grid (2 octobre 2026)
https://news.cgtn.com/news/2026-10-02/China-connects-first-100-MW-CO2-energy-storage-project-to-grid-1QUO1slnfDW/p.html
Annonce officielle de la connexion au réseau du projet Mulei de China Huadian : chiffres de capacité (100 MW/1000 MWh), détail infrastructure (5 réservoirs gaz, 141 unités liquide, 97 unités thermique), citation de Ma Guojiang, chef de projet. - China Energy Storage Alliance (CNESA), World’s Largest! China Huadian Corporation’s Mulei 100MW/1000MWh CO2 Energy Storage Project Successfully Topped Out (14 juillet 2025)
http://en.cnesa.org/latest-news/2025/7/14/worlds-largest-china-huadian-corporations-mulei-100mw1000mwh-co-energy-storage-project-successfully-topped-out
Fiche technique du projet : durée de stockage 8 heures, durée de production 10 heures, processus non-combustion, localisation dans l’ouest de la Chine. Source industrielle chinoise de référence. - Energy Dome, pages officielles CO2 Battery et CO2 Battery Plus (consultées en octobre 2026)
https://energydome.com/co2-battery
Fiches techniques des produits d’Energy Dome : rendement cycle 70-75 % annoncé, durée 8-24 heures, durée de vie 30 ans et plus, portefeuille de projets (Sardaigne, Arizona, Irlande, Australie, Inde).
