Comment les pertes d'efficacité aller-retour modifient la rentabilité des projets de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS)

La performance grignote les bénéfices.

Lorsque les programmeurs conçoivent un système de stockage d'énergie par batterie en se basant sur un pourcentage de rendement garanti, chaque prévision de décharge, opération d'arbitrage, remboursement de capacité et redevance de demande évitée repose sur de l'énergie électrique qui pourrait ne jamais parvenir au compteur de revenus.

Alors pourquoi les performances aller-retour sont-elles toujours reléguées dans l'onglet « Hypothèses » ?

Pour parler franchement, le rendement aller-retour des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) semble satisfaisant lorsqu'il est exprimé sous forme de pourcentage. Un système 88% ne semble pas nettement moins performant qu’un système 92%. Cependant, si l’on applique ces chiffres à un projet de 100 MW/400 MWh fonctionnant selon un cycle quotidien, les quatre facteurs de proportion manquants représentent une perte de 16 MWh d’électricité commerciale par cycle.

Cela représente 5 840 MWh par an.

À un prix de vente de $90/MWh, cette différence correspond à $525 600 de recettes brutes annuelles avant que les coûts liés à la destruction, aux temps d'arrêt, aux améliorations, aux frais de réseau et au service de la dette ne soient intégrés au modèle.

Un faible pourcentage. Une blessure grave.

L'efficacité aller-retour du système BESS est une variable monétaire, et non une spécification technique figurant dans la fiche technique

Le rendement aller-retour du système BESS correspond au rapport entre la puissance électrique fournie et l'énergie électrique facturée sur une période de fonctionnement complète.

La formule de base est simple :

Rendement aller-retour = énergie libérée ÷ énergie emmagasinée

Si l'on charge un système avec 100 MWh et que l'on récupère 88 MWh, son rendement déterminé est de 88%. Les 12 MWh restants ont été consommés ou dissipés par la résistance des cellules, la conversion de puissance, les transformateurs, le câblage, la surveillance thermique, les commandes, les pompes, les ventilateurs, les réserves du système anti-incendie et divers autres équipements auxiliaires.

Le ministère américain de l'Énergie recommande d'évaluer l'efficacité à partir des données de charge et de décharge mesurées sur le long terme, plutôt que de se baser sur un seul cycle contrôlé. Sa méthode d'évaluation tient compte du fait que la température, le taux de charge, les conditions de fonctionnement, ainsi que l'état initial et final de la charge peuvent influencer les performances mesurées.

Cette distinction est importante car, dans le modèle d'investissement financier, ce chiffre est rarement un simple paramètre de conception. Il détermine :

• Débit d'énergie commercialisable
• Coût de l'énergie de recharge
• Écarts de rentabilité en arbitrage
• Captage de l'énergie solaire
• Prévisions de revenus des commerçants
• Résultats de la certification des ressources renouvelables
• Durée de remboursement
• Couverture d'assurance du service de la dette
• Valeur actuelle nette et taux de rendement interne

Mon point de vue est simple : un comité d'investissement financier devrait traiter une hypothèse d'efficacité nécessitant un ajustement de la même manière qu'il traite une prévision du prix de l'électricité nécessitant un ajustement. Dans les deux cas, cela peut gonfler les rendements. Dans les deux cas, cela peut donner l'impression qu'un projet peu solide est finançable.

En quoi exactement l'efficacité aller-retour influe-t-elle sur les rendements des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?

Les performances aller-retour ont un impact sur les rendements du BESS par le biais de deux mécanismes simultanés : d'une part, le système achète plus d'électricité qu'il ne peut en commercialiser ; d'autre part, le prix garanti de chaque MWh livré augmente à mesure que davantage d'électricité disparaît au sein du réseau.

Coût moyen de l'énergie électrique de recharge : $30/MWh.

Avec un rendement de 92%, la production d'un MWh commercial nécessite environ 1,087 MWh de puissance facturée. Le coût énergétique efficace s'élève donc à environ $32,61 par MWh livré.

Avec un rendement de 82%, la production de ce même MWh commercial nécessite environ 1,220 MWh. Le prix de facturation effectif s'élève alors à environ $36,59 par MWh livré.

Rien n'a changé sur le marché. La batterie s'est contentée de transformer une plus grande partie de l'énergie électrique captée en chaleur et en énergie d'appoint.

C'est là que les modèles simplifiés de retour sur investissement des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) présentent des lacunes. Ils calculent les revenus en se basant sur la capacité libérée, mais évaluent les coûts de recharge comme si chaque MWh acquis était finalement récupéré. Or, ce n'est pas le cas.

Une formule de marge brute plus justifiable est la suivante :

Marge brute par cycle = MWh cédés × prix catalogue − MWh facturés × prix d'acquisition

Et la puissance fournie devrait être liée au rendement mesuré ou requis de la climatisation :

MWh libérés = MWh chargés × rendement aller-retour du climatiseur

Si l'on fait abstraction de cette relation, le modèle n'est ni prudent, ni agressif, ni optimiste.

C'est faux.

Un écart de performance de quatre points peut faire perdre des millions sur un seul poste

Prenons l'exemple d'une batterie de 100 MW/400 MWh effectuant un cycle complet comparable par jour.

Hypothèses :

• Énergie facturée : 400 MWh par cycle
• Coût de recharge : 1 TP 4 T 30/MWh
• Coût de libération : $90/MWh
• Cycles : 365 par an
• Pas de destruction, d'amélioration, de temps d'arrêt, de frais fixes d'exploitation et de maintenance, de taxes, de coûts liés au réseau ni de frais de financement
• Mesure de l'efficacité au niveau du compteur de consommation du climatiseur

Performances aller-retour du courant alternatif	Énergie restituée par cycle	Énergie perdue par cycle	Coût effectif de facturation par MWh fourni	Marge brute annuelle	Perte de marge par rapport à 92%
92%	368 MWh	32 MWh	$32.61	$7,708,800	$0
88%	352 MWh	48 MWh	$34.09	$7,183,200	$525,600
85%	340 MWh	60 MWh	$35.29	$6,789,000	$919,800
82%	328 MWh	72 MWh	$36.59	$6,394,800	$1,314,000

Le modèle 82% génère une marge brute annuelle inférieure de $1,314 million à celle du modèle 92%.

En maintenant toutes les autres hypothèses constantes pour une projection sur 15 ans, la différence non actualisée atteint $19,71 millions. L'efficacité réelle serait certainement plus complexe, car les performances des batteries, leur capacité utile, leur calendrier d'utilisation, la fréquence des cycles de charge et les écarts de marché évoluent tous au fil du temps.

Mais cela n'affaiblit pas l'argument. Au contraire, cela le renforce.

La version illustrative ne tient pas compte des coûts qui aggravent généralement la situation.

Pourquoi la norme 85% est utile, mais ne constitue pas une solution universelle

Le rapport annuel « Technology Baseline » 2023 du Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL) table sur une performance aller-retour de 851 TP3T pour les systèmes de stockage par batterie à grande échelle et prévoit environ un cycle par jour pour son système de référence d'une durée de quatre heures.

Cette présomption relative à la norme 85% s'applique à la préparation au plus haut niveau. Elle ne constitue pas une autorisation d'intégrer directement la norme 85% dans chaque version financière.

Les performances réelles du parc ont historiquement été réduites dans certaines conditions d'exploitation. L'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) a fait état, dans son analyse des données d'exploitation de 2019, d'une performance moyenne mensuelle en cycle aller-retour de 821 TP3T pour le parc américain de batteries à grande échelle destinées aux services publics.

L'écart entre 85% et 82% peut provenir de plusieurs sources :

• Différentes limites de mesure
• Admission complémentaire
• Fonctionnement du PCS à charge partielle
• Température ambiante élevée ou basse
• Besoins en matière de refroidissement et de chauffage ou de refroidissement par liquide
• Pertes des transformateurs
• Contraintes liées à l'état de charge
• Modèles d'expédition rapide
• Vieillissement de la batterie
• Méthodologie de mesure
• Opérations qui sont comptabilisées et décomptabilisées au cours de la même période de reporting

Ainsi, une présomption de type 85% peut être classique pour une installation et ambitieuse pour une autre.

Ce qui importe, ce n'est pas de savoir si ce pourcentage semble normal. Ce qui importe, c'est de savoir si le périmètre du système, le cycle d'engagement, l'environnement, la configuration des appareils et les conditions de garantie correspondent à la mission financée.

Efficacité aller-retour CA/CC : la limite peut influencer la décision d'investissement financier

Le rendement aller-retour en courant continu (CC) mesure généralement l'énergie du côté de la batterie du système de conversion d'énergie. Le rendement aller-retour en courant alternatif (CA) prend en compte l'énergie traversant les limites d'un climatiseur et peut inclure les pertes liées à la conversion et celles au niveau du site, selon l'emplacement des compteurs.

La différence de portion peut sembler minime.

La différence financière n'est peut-être pas si importante.

Une figure représentant une cellule de batterie ou un bloc de courant continu peut ne pas comporter :

• pertes liées à la conversion informatique
• Pertes des transformateurs moyenne tension
• Pertes liées à la climatisation et au câblage en courant continu
• Pompes de refroidissement par liquide
• Systèmes de climatisation
• Chauffages d'armoire
• Systèmes de gestion des batteries
• Systèmes de gestion de l'énergie
• Équipements de détection et d'extinction d'incendie
• Équipements de communication et de contrôle
• Prise d'air de secours

C'est pourquoi il est trompeur de comparer le rendement d'un module de batterie à celui d'une installation complète en termes de chiffre d'affaires. L'investisseur paie pour l'électricité fournie au compteur industriel, et non pour l'électricité sortant d'une cellule située à l'intérieur de la pièce.

Prenons un élément tel qu'un Système de stockage d'énergie LiFePO4 tout-en-un de 100 kW et 215 kWh. L'architecture intègre la batterie, le système de conversion de puissance (PCS), le système de gestion de l'énergie (EMS), le système de gestion de la batterie (BMS), le système de refroidissement, la sécurité incendie et les interactions. Ces composants intégrés simplifient l'approvisionnement, mais ils soulignent également que l'efficacité du système doit être évaluée dans son ensemble, en tant que système opérationnel complet, plutôt que d'être déduite uniquement de la chimie des cellules.

C'est exactement la même logique qui s'applique à plus grande échelle. A Système de stockage d'énergie C&I à refroidissement par liquide de 1,25 MW et 2,65 MWh comprend un étage de puissance de 1 250 kW, un système de climatisation à fluide, des commandes et des interfaces utilisateur de communication. Sa performance « bankable » correspond à l’énergie récupérée dans les limites dimensionnelles convenues dans le cadre du cycle de responsabilité contractuel, et non à un pourcentage générique de LiFePO4.

La dure réalité concernant les affirmations relatives aux performances des fournisseurs

Un argument très convaincant n'est pas nécessairement faux. Il peut simplement répondre à une question plus restreinte que celle à laquelle le capitaliste pense qu'il répond.

Cette valeur a-t-elle été déterminée au niveau de la cellule, du composant, du rayonnage, du bus CC, des bornes du système de conversion de puissance (PCS), de la sortie CA basse tension, du transformateur moyenne tension ou du compteur d'énergie ?

À quelle température ?

À quel taux C ?

En quoi consistait l'utilisation des auxiliaires ?

Le système existait-il dès le début ?

L'examen a-t-il suivi un cycle complet ?

Les coûts initiaux et finaux étaient-ils identiques ?

La consommation en mode veille a-t-elle été détectée ?

Sans ces solutions, l’expression “ performances pouvant atteindre 95% ” relève du langage publicitaire et ne constitue pas une hypothèse de niveau financier.

Je refuserais toute version de scénario de base qui s'appuierait sur le pourcentage maximal annoncé par un fournisseur sans être accompagnée d'un protocole d'essai, d'un schéma du système, d'une limite de mesure, d'une définition du cycle de service et d'une procédure en cas de performances insuffisantes.

Et en effet, les garanties ont leur importance.

Une garantie fondée uniquement sur la capacité maintenue pourrait offrir une protection contre une destruction excessive, tout en n'assurant qu'une protection limitée contre une faible efficacité de conversion ou des charges de soutien élevées. Les programmeurs doivent rechercher des engagements distincts concernant l'énergie fonctionnelle, les performances aller-retour de la climatisation, le calendrier et les performances de rétroaction.

Sinon, le projet peut respecter sa garantie de capacité de service tout en manquant ses prévisions de chiffre d'affaires.

Une approche de refroidissement peut à la fois améliorer les performances et réduire la consommation d'énergie

La gestion thermique aboutit à un compromis délicat.

Les cellules fonctionnent de manière optimale dans une plage de températures contrôlée. Une chaleur excessive augmente la résistance, accélère la détérioration et peut nécessiter une réduction de la puissance nominale. Cependant, les dispositifs de refroidissement consomment de l'énergie électrique ; le système peut donc améliorer l'état des batteries tout en réduisant le rendement mesuré au niveau de la centrale.

Ce n'est pas une opposition. C'est une question de frontière.

A Armoire ESS C&I LiFePO4 à refroidissement liquide, 241 kWh, 125 kW pourrait permettre une régulation plus précise de la température qu'un système classique à refroidissement par air, en particulier en cas de cycles de fonctionnement commerciaux continus. Toutefois, la conception économique doit encore tenir compte de l'aspiration de la pompe, des charges de régulation, du comportement en charge partielle et de la dissipation en fonction de la température.

Pour les tâches plus importantes, le refroidissement par liquide prend une dimension bien plus globale, car les besoins en refroidissement s'étendent sur plusieurs baies ou conteneurs. La question pertinente n'est pas “ Le refroidissement par liquide consomme-t-il beaucoup plus d'électricité ? ”

La question la plus pertinente est la suivante : “ Le système dans son ensemble génère-t-il davantage de revenus sur le web tout au long de son cycle de vie, une fois pris en compte les facteurs de performance, de dégradation, de disponibilité, de maintenance et d’amélioration ? ”

C'est souvent le cas.

Souvent, c'est une solution à refroidissement par air, moins coûteuse, qui l'emportera sans aucun doute.

Toute personne qui recourt à une réponse passe-partout propose des outils, sans pour autant évaluer les aspects économiques.

Les pertes d'efficacité et les difficultés rencontrées par les vendeurs pèsent davantage sur les projets que les emplois créés

L'impact des pertes d'efficacité des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) dépend fortement du volume des recettes.

Un projet d'énergie renouvelable peut tirer une grande partie de ses revenus de sa simple disponibilité plutôt que du transport de volumes importants d'électricité. L'efficacité reste importante, notamment pendant les phases de mise en service et d'exploitation continue, mais son impact direct sur le chiffre d'affaires annuel peut être limité.

Un projet d'arbitrage commercial est différent. Sa marge repose sur des achats et des ventes d'énergie répétés. Chaque MWh manqué remet en cause le modèle économique même de l'entreprise.

Les tâches de réponse en fréquence peuvent effectuer des cycles courts, mais fréquents. Les opérations de décalage solaire peuvent effectuer un cycle complet par jour. Les systèmes de réduction des pics de consommation installés en aval du compteur peuvent se mettre en marche et s'arrêter en fonction des pics tarifaires. Chaque profil établit une relation différente entre les performances, la dégradation et les revenus.

C'est pourquoi une batterie identique peut présenter des rendements mesurés différents au niveau du système de stockage d'énergie sur deux sites distincts.

Envoyez l'appareil après y avoir apporté les modifications.

Le marché connaît une expansion suffisamment rapide pour que des hypothèses peu solides puissent passer inaperçues au milieu d’une forte croissance du secteur. L’EIA a indiqué que les États-Unis avaient ajouté 6,4 GW de stockage par batterie en 2023, soit une augmentation annuelle de 70%, alors que les développeurs avaient initialement prévu 14,3 GW d’extensions pour 2024. Cette même entreprise a mis en avant la centrale solaire Gemini de 690 MW, dotée d'une capacité de stockage par batterie de 380 MW, ainsi que le projet Menifee Power Financial Institution de 460 MW.

Reuters a rapporté en août 2024 que le coût international des batteries s'élevait à $139/kWh en 2023, soit un niveau inférieur aux $780/kWh enregistrés un an plus tôt. L'agence a également indiqué que 1 028 GW de capacité de stockage d'énergie étaient raccordés au réseau électrique américain à la fin de l'année 2023 et a cité le projet de batterie d'Edgewater, d'une puissance de 99 MW, comme un exemple d'utilisation des infrastructures existantes des centrales électriques.

La baisse des prix des outils favorise la reprise de l'emploi chez BESS. Elle peut en outre détourner l'attention des investisseurs des hypothèses d'exploitation inférieures aux attentes.

Les batteries bon marché ne permettent pas d'obtenir de l'électricité totalement gratuite.

La dégradation et la perte d'efficacité ne doivent pas être modélisées comme un seul et même point.

La dégradation des capacités et la perte d'efficacité sont liées, mais elles ne sont pas interchangeables.

La perte de capacité réduit la quantité de MWh que la batterie peut stocker et restituer. La baisse de rendement augmente la quantité d'énergie nécessaire pour recharger chaque MWh déchargé.

Un projet peut donc être confronté à :

• Capacité fonctionnelle réduite avec une efficacité garantie
• Garantir la capacité fonctionnelle malgré des pertes internes plus importantes
• Baisse des capacités et perte d'efficacité
• Une consommation plus élevée sans dégradation significative des cellules

Ces cas donnent lieu à divers bénéfices, garanties de service et résultats en matière d'amélioration.

Par exemple, un Armoire contenant une batterie haute tension LiFePO4 de 215 kWh et 768 V fiches techniques 90% : profondeur de décharge et courant de décharge inférieur ou égal à 0,5 C. Ces critères expliquent les limites fonctionnelles de fonctionnement et les caractéristiques de consommation électrique, mais ils ne remplacent pas un modèle complet d'efficacité de la climatisation intégrant l'ordinateur et les équipements sur site correspondants.

L'analyse économique devrait inclure des hypothèses annuelles distinctes pour :

• Capacité d'énergie utile
• Rendement de charge
• Efficacité de la mise en circulation
• Admission complémentaire
• Accessibilité
• Réduction de la puissance nominale
• Amélioration
• Calendrier de destruction
• Destruction par cycles

Il peut être pratique de regrouper chacun de ces éléments en un seul pourcentage annuel de “ dégradation ”. Cela rend toutefois difficile de comprendre pourquoi les flux de trésorerie n'ont pas atteint les prévisions.

Comment élaborer précisément un modèle d'efficacité BESS viable sur le plan financier

Commençons par la limite de mesure.

Le modèle doit préciser exactement où l'énergie de charge est injectée et où l'énergie restituée est distribuée. Pour une application commerciale raccordée au réseau alternatif, le rendement alternatif « du compteur au compteur » est généralement bien plus déterminant pour le retour sur investissement d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) que les performances des cellules ou de l'ensemble du système.

Après les problèmes de fonctionnement de ce modèle, plus aucune valeur n'apparaît dans la brochure.

Au minimum, l'examen doit porter sur :

1. Efficacité au début et à la fin de la vie
2. Lots complémentaires pour la saison estivale et la saison hivernale
3. Performances informatiques à pleine puissance et à charge partielle
4. Jours de répartition à cycle unique et à cycles multiples
5. Différentes plages d'état de charge
6. Température prévue et altitude
7. Pertes dans les transformateurs et les câbles
8. Prise d'air de secours
9. Amélioration prévue
10. Erreur de mesure et résolution des informations

Un modèle robuste devrait également inclure un tableau de sensibilité. Je m’assurerais certainement d’examiner au moins le scénario de base, le scénario du concepteur indépendant, un scénario pessimiste modéré et un scénario pessimiste grave.

Pour les applications à l'échelle des conteneurs, la configuration des périphériques doit rester associée à l'instance de production. A Système de stockage d'énergie (ESS) en conteneur de 20 pieds, d'une puissance de 500 kW et d'une capacité de 1,5 MWh dispose d'une capacité nominale de trois heures dans le cadre d'un partenariat « power-to-energy », tandis que ses applications peuvent inclure l'écrêtement des pics de consommation, l'alimentation de secours, le soutien au réseau et la commutation entre le réseau et le mode hors réseau. Chaque application présente un profil de fonctionnement différent et, de ce fait, un rendement final différent.

Ne vous contentez pas de vous demander si le système est efficace.

Demandez-vous si cela est efficace pendant les heures qui génèrent de la valeur.

Ce dont les investisseurs doivent disposer avant la clôture financière

Avant d'accepter une hypothèse d'efficacité aller-retour du système BESS, les investisseurs et les établissements de crédit doivent exiger des justificatifs établissant les spécifications techniques permettant de prévoir les flux de trésorerie.

L'offre de base devrait comprendre :

• Schéma du système en une ligne indiquant la limite dimensionnelle
• Performances aller-retour garanties du climatiseur Surefire
• Conditions de température et de puissance pour les essais
• Thérapie des auxiliaires
• Les valeurs liées au début et à la fin de la vie
• Courbes de rendement des ordinateurs à charge partielle
• Performances du transformateur
• Devis pour la charge de refroidissement
• Caractéristiques techniques de comptage
• Essais de mise en service
• Traitement annuel de contrôle des performances
• Problèmes résolus ou solution supplémentaire
• Exclusions claires
• Méthode permettant de tenir compte des différences d'état de charge

L'approche du DOE préconise l'utilisation de données de comptage sur une longue période, car les états initiaux et finaux de la charge peuvent fausser les analyses à court terme, tandis que la température et le prix d'achat peuvent influencer les performances.

C'est ce que les modèles financiers traditionnels doivent imiter : prendre en compte l'énergie en entrée, mesurer la puissance en sortie, utiliser suffisamment de données et cesser de prétendre que chaque perte peut être représentée par un pourcentage bien net, comme en laboratoire.

Questions fréquemment posées

Qu'entend-on par « efficacité aller-retour » du système BESS ?

Le rendement aller-retour du système BESS correspond à la part d'énergie électrique récupérée après un cycle complet de charge et de décharge ; il est calculé en divisant l'énergie déchargée par la puissance chargée à l'intérieur d'une limite définie du système. Un résultat de 90% signifie que 10% de l'électricité acquise ou produite est perdue avant sa vente ou son utilisation.

La section doit préciser si la mesure est effectuée côté courant continu, au niveau de l'ordinateur ou au niveau d'un compteur de courant alternatif. En l'absence de délimitation claire, les comparaisons entre éléments ou tâches peuvent prêter à confusion.

Quelle est la différence entre le rendement aller-retour en courant alternatif et celui en courant continu ?

Le rendement aller-retour en courant alternatif correspond à l'énergie restituée au niveau du compteur de courant alternatif après prise en compte du système de stockage d'énergie (PCS), du transformateur, du câblage, de la surveillance thermique, des commandes et des charges complémentaires, tandis que le rendement aller-retour en courant continu mesure généralement une limite plus restreinte du côté de la batterie et affiche donc généralement un pourcentage plus élevé.

Dans le cadre du financement de projets, le numéro de compte est généralement plus avantageux lorsque les recettes du chantier sont calculées en fonction de la consommation électrique mesurée des climatiseurs.

Quelle est la meilleure performance du système BESS en termes de rentabilité ?

La meilleure efficacité BESS en termes de rentabilité d'une installation correspond au rendement le plus élevé possible, reproductible et vérifié par des mesures, que le système de climatisation peut maintenir dans les conditions prévues de température, de puissance, d'état de charge et de vieillissement ; il ne s'agit pas de la valeur la plus élevée obtenue en laboratoire ou en courant continu, telle qu'indiquée dans une fiche technique dans des conditions d'essai favorables.

Une valeur d'accord de crédit (AC) garantie et exécutoire de type 88% peut s'avérer plus fiable qu'une valeur de type 94% proposée sur le marché, dont les limites sont floues, qui comporte de larges exemptions ou qui ne prévoit aucune mesure de réparation économique.

Dans quelle mesure la performance aller-retour influe-t-elle sur les rendements des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?

L'efficacité du cycle complet influe sur la rentabilité des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) en réduisant au minimum le nombre de MWh commercialisés, en augmentant le coût effectif de chaque MWh livré, en réduisant les créneaux de déploiement rentables et en affaiblissant la sécurité des revenus ; ces effets négatifs s'aggravent en fonction de la fréquence des cycles, des écarts de coûts, de la consommation de soutien, de la dégradation de la capacité et de toute hypothèse relative au service de la dette liée au débit d'électricité.

Les projets qui tirent l'essentiel de leurs bénéfices de l'arbitrage énergétique sont généralement plus exposés que les projets financés principalement par des paiements liés à l'accessibilité ou aux capacités.

Une amélioration des performances aller-retour peut-elle réduire la détérioration de la batterie ?

Une meilleure efficacité en cycle complet peut indiquer une résistance interne réduite et une production de chaleur moindre, mais cela ne garantit pas d'emblée un ralentissement de la détérioration, car le vieillissement de la batterie dépend également de sa composition chimique, de la température, du taux de charge (C-rate), de la profondeur de décharge, de l'état de charge habituel, de la durée d'utilisation et de la méthode de contrôle utilisée pendant le fonctionnement.

La mise en service et la démolition doivent donc figurer comme des hypothèses distinctes dans le modèle de chantier.

Modélisez les pertes avant d'évaluer les rendements

Les pertes d'efficacité du BESS ne sont pas dues à une erreur d'arrondi.

Ils déterminent la quantité d'énergie qui parvient à être injectée sur le réseau, l'ampleur exacte de l'écart de marché, la fréquence à laquelle la gestion de la production reste rentable, et si les flux de trésorerie prévus permettent de répondre aux attentes en matière d'endettement et de fonds propres du projet.

Évaluez donc cet inconvénient.

Comparer les limites de climatisation et de courant continu. Modéliser l'utilisation. Les différentes capacités diminuent en raison de la baisse d'efficacité. Exiger des garanties basées sur les relevés de compteurs. Et réaliser l'analyse d'investissement en appliquant des facteurs de pourcentage inférieurs de plusieurs points à l'hypothèse privilégiée.

Une batterie ne génère pas de revenus grâce à l'électricité économisée dans ses cellules.

Elle tire ses revenus de l'énergie électrique qu'elle réinjecte dans le réseau.