Comment évaluer la réduction des émissions de carbone liée au stockage commercial par batterie

Le stockage par batterie ne produit pas d'électricité propre. Il permet simplement de déplacer l'énergie électrique dans le temps.

Cette distinction est systématiquement occultée dans les arguments de vente, qui mettent en avant un symbole de batterie écologique, un chiffre de décharge annuelle et un nombre étrangement précis de “ tonnes de dioxyde de carbone économisées ”. Je ne fais pas confiance à ce chiffre à moins que l’analyste ne puisse préciser quelle source a alimenté la batterie, quelle production d’électricité a été remplacée, comment les pertes d’efficacité ont été prises en compte, et quel coût du carbone a permis de convertir ce résultat en valeur monétaire.

Le timing change tout.

Une batterie qui se recharge pendant une période de faible émission marquée par un excédent d'énergie solaire et qui se décharge lorsque la production d'une centrale à gaz de pointe est faible peut générer un réel bénéfice en termes d'émissions de carbone, tandis que ce même équipement, s'il suit un programme de charge basé uniquement sur les prix, pourrait se recharger à partir d'une production à forte intensité de charbon, perdre de l'énergie lors de la conversion et augmenter les émissions nettes.

Mais alors, qu'est-ce qu'on évalue exactement ?

Nous évaluons la différence entre les émissions générées par la facturation et celles évitées grâce à la production d'électricité. Rien de plus. Et rien d'aussi simpliste que de multiplier les mégawattheures produits chaque année par le tarif régional du réseau.

La réalité : l'espace nécessaire au stockage des batteries peut accroître les émissions de carbone

Le stockage industriel par batterie connaît une expansion rapide. L'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) a indiqué que plus de 20,7 GW de capacité de stockage par batterie à l'échelle industrielle étaient disponibles en juillet 2024, après que les opérateurs eurent ajouté 5 GW au cours des sept premiers mois de cette année-là. L'EIA souligne également un facteur souvent négligé : les batteries constituent des ressources énergétiques supplémentaires et absorbent davantage d'énergie électrique lors de la recharge qu'elles n'en restituent ensuite au réseau. : contentReference [oaicite:0] index=0

Ces pertes posent problème.

Supposons qu'une batterie restitue 100 MWh après avoir été rechargée avec un rendement aller-retour de 88%. Elle a nécessité environ 113,6 MWh d'énergie électrique d'entrée. L'analyse carbone doit prendre en compte les émissions générées par l'ensemble de ces 113,6 MWh, et non se contenter de mettre en avant les 100 MWh restitués.

Une étude réalisée en janvier 2024 dans le cadre du « Plan Énergie » a révélé que le déploiement de systèmes de stockage pourrait réduire les coûts et les émissions dans certaines régions, tout en augmentant les rejets de gaz à effet de serre à court terme dans une partie de l’est des États-Unis, à moins que des capacités supplémentaires de production d’énergie renouvelable ne soient mises en place. La motivation économique liée à l'installation d'une batterie et la motivation écologique liée à son exploitation n'étaient pas immédiatement compatibles : contentReference [oaicite:1]

C'est là tout le problème épineux de ce secteur. Une batterie performante n'est pas nécessairement une batterie à faible empreinte carbone.

Et le fait qu'une batterie soit qualifiée de “ compatible avec les énergies renouvelables ” ne constitue pas une preuve de réduction des émissions de carbone.

Commencez par la seule formule carbone défendable

L'empreinte carbone d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) doit être déterminée période par période :

Émissions évitées nettes = rejets évités tout au long du processus de rejet − émissions générées tout au long du processus de chargement

Pour les données horaires, le calcul s'effectue comme suit :

Le bilan carbone du réseau Internet s'établit comme suit : CO₂e = Σ (MWh déchargés × MEF de la période de décharge) − Σ (MWh chargés × MEF de la période de charge)

Où :

• MEF méthodes de calcul des émissions minimales, généralement exprimées en kgCO₂e/MWh ou en tCO₂e/MWh.
• Facturation en MWh désigne l'énergie électrique entrant dans le système de batterie, qui comprend l'énergie par la suite perdue lors de la conversion, de la gestion thermique, de la consommation en veille et en raison de la résistance interne.
• MWh produits une alimentation électrique fonctionnelle fournie à la limite dimensionnelle convenue.
• Émissions de CO₂e évitées grâce au Web il faut le déclarer avant que quiconque n'annonce une réduction des émissions de carbone.

Lorsque seules l'énergie fournie et le rendement aller-retour sont disponibles, indiquez l'énergie facturée comme suit :

MWh facturés = MWh injectés ÷ Rendement aller-retour

Par exemple, un débit annuel de 1 000 MWh avec un rendement aller-retour de 90% nécessite environ 1 111 MWh de puissance facturée.

C'est assez simple.

Cependant, la fiabilité de la formule dépend entièrement de la qualité des données relatives aux émissions qui y sont intégrées. Si vous utilisez une variable erronée, le tableur produira immanquablement des résultats sans valeur, même s'ils sont présentés de manière soignée.

L'intensité carbone de l'énergie électrique ordinaire n'est pas la même que celle des émissions limitées

La base de données eGRID de l'EPA constitue une source fiable d'informations sur les émissions liées à la production d'électricité aux niveaux régional et sous-régional. Elle sert à établir des inventaires par site, à réaliser des analyses comparatives, à mener des tests et à fournir des données historiques ; l'EPA recommande expressément d'utiliser des taux sous-régionaux plutôt que des taux nationaux globaux pour estimer les émissions liées à la consommation d'électricité. : contentReference [oaicite:2]

Cependant, l'intensité carbone moyenne annuelle de l'électricité ne permet pas d'identifier le producteur qui réagit à une variation progressive des lots à 14 h ou à 20 h. C'est précisément ce que l'élément « émissions minimales » tente d'estimer.

Facteur carbone	Ce qu'il détermine	Meilleure utilisation	Expertise de batterie haut de gamme
Facteur annuel moyen sur le réseau	Débits typiques pour l'ensemble de la production sur une année	Stocks d'entreprises et tests réalisés à un stade très précoce	Masque les problèmes de charge et de décharge horaires
Variable ordinaire mensuelle régulière	Émissions typiques générées en l'espace d'un mois	Analyse saisonnière	Il ne dispose toujours pas de la variante intrajournalière
Élément typique horaire	Émissions moyennes par heure	Amélioration des rapports fonctionnels	Ne détecte pas systématiquement le générateur minimal
Facteur d'émission limité à court terme	Décharges provoquées ou évitées par une légère variation de charge	Évaluation de la mise au rebut des batteries et des émissions évitées	Appels en faveur de données régionales adaptées et d'une interprétation réfléchie
Aspect marginal à long terme	Ajustements de génération et de capacités déclenchés au fil du temps	Évaluation des investissements et des projets	Ne permet pas d'évaluer avec précision les économies réalisées par heure d'exploitation

Mon point de vue est sans détour : les normes annuelles servent à établir une estimation préliminaire, mais ne permettent pas de fournir une valeur significative des émissions de carbone évitées à présenter aux investisseurs, aux auditeurs ou à un comité de développement durable.

Ce facteur ressort clairement des études publiées. Une étude publiée en 2023 dans le Journal of Cleanser Production a évalué 100 capacités de stockage, 5 durées de décharge et deux méthodes de contrôle dans dix centres commerciaux et industriels. Dans un grand centre commercial, l’optimisation de la distribution de l’énergie stockée a permis de réduire indirectement les émissions de CO₂ de plus de 31%, tout en réduisant les coûts d’électricité de plus de 10%. Cette étude s’est appuyée sur des données de distribution limitées variant dans le temps, plutôt que de partir du principe que chaque kilowattheure avait le même impact carbone. : contentReference [oaicite:3]

Une classe de batterie identique. Des logiques de commande différentes. Un résultat sensiblement différent.

Comment calculer précisément la réduction des émissions de carbone grâce au stockage par batterie

Prenons l'exemple d'une batterie professionnelle de 500 kWh, d'une puissance nominale de 250 kW. Supposons qu'elle fournisse 120 MWh par an, après déduction des pertes, et que cette production soit injectée sur le réseau pendant les périodes nocturnes à fortes émissions.

Ces données sont hypothétiques ; il ne s'agit pas d'une prévision concernant un site précis :

Saisie	Présomption
Énergie produite annuellement	120 MWh
Performances aller-retour	88%
Énergie facturée calculée	136,36 MWh
Faibles recettes lors de la facturation	0,20 tCO₂e/MWh
Échappements bas déplacés lors du déchargement	0,65 tCO₂e/MWh

L'énergie électrique dissipée permet d'éviter :

120 MWh × 0,65 tCO₂e/MWh = 78,00 tCO₂e

Motifs de facturation :

136,36 MWh × 0,20 tCO₂e/MWh = 27,27 tCO₂e

La réduction annuelle des émissions de carbone liée à Internet s'explique ainsi :

78,00 − 27,27 = 50,73 tCO₂e

C'est le chiffre qui s'impose pour l'évaluation de la réduction des émissions de carbone. Pas 78 tonnes. Pas les émissions liées à 120 MWh sur la base d'une moyenne annuelle du réseau. Le résultat valable est de 50,73 tonnes métriques, après prise en compte des décharges de charge et des pertes d'efficacité.

Définissez maintenant une valeur financière :

Situation relative au prix du carbone	A évité tout rejet tout au long de l'année	Valeur annuelle du carbone
$50/tCO₂e	50,73 tCO₂e	$2,537
$100/tCO₂e	50,73 tCO₂e	$5,073
$190/tCO₂e	50,73 tCO₂e	$9,639

La valeur $190 ne correspond pas à un prix générique des crédits carbone. Elle correspond à l’un des prix sociaux du carbone estimés par l’EPA pour les émissions de 2020, dans le cadre d’un scénario à court terme avec un taux d’actualisation de 2,0%, exprimé en dollars de 2020. Les résultats des simulations de l’EPA varient en fonction du modèle de dommages, du taux d’actualisation et de l’année d’émission ; les experts doivent donc considérer ce chiffre comme un scénario spécifique de dommages sociétaux, et non comme un revenu garanti pour un projet. : contentReference [oaicite:4]

Cette distinction revêt une importance considérable. Un avantage social n’est pas de l’argent en banque.

Privilégiez le coût carbone avant de vous réjouir du résultat

L'évaluation de la réduction des émissions de carbone peut déboucher sur plusieurs conclusions différentes, et les experts ont tendance à passer de l'une à l'autre lorsque la rentabilité d'un projet semble compromise.

Ne le permettez pas.

A taux de tolérance de conformité correspond à la valeur de marché d'une allocation dans le cadre d'un programme de gestion des émissions. Un prix interne du carbone correspond à la valeur des décisions prises par une entreprise. A taux des crédits carbone reflète le prix d'une note de crédit confirmée répondant à une approche et à des critères de qualité spécifiques. A coût social du carbone estimations des coûts, dommages sociaux liés à des statistiques supplémentaires sur les émissions de CO₂.

Ces éléments ne sont pas compatibles.

Le rapport d'évaluation doit prendre en compte :

Critères d'évaluation	S'agit-il de bénéfices financiers ?	Un traitement adapté
Coût évité lié à la mise en conformité	Éventuellement	Ne s'applique que lorsque la tâche permet manifestement de réduire au minimum une obligation visée par la présente disposition
Notation des crédits carbone négociables	Peut-être	Ne s'applique que lorsqu'il existe une méthode autorisée, un droit de possession, une voie de confirmation et un acheteur
Prix du carbone sur le marché intérieur	Non, sauf si cela est lié à un plan de dépenses interne	Afficher comme valeur d'option de suivi
Prix social du carbone	Non	Comptabiliser comme un avantage social, distinct des flux de trésorerie financiers
Volonté de paiement du client	Peut-être	Ne considérer cela comme un potentiel de hausse du secteur industriel que si cela est étayé par des contrats ou des données de marché fiables

Voici ma règle d'or : ne jamais, au grand jamais, gonfler le retour sur investissement des systèmes de stockage industriel par batterie en intégrant un prix théorique du carbone dans les recettes d'une opération, tout en présentant simultanément ce même montant comme un avantage ESG ailleurs.

Il s'agit d'une stratégie de double comptage déguisée.

Intégrer le carbone dans le calcul du retour sur investissement des systèmes de stockage d'énergie par batterie à usage commercial sans compromettre la conception

La conception du retour sur investissement (ROI) d'un système commercial de stockage par batterie prend généralement en compte l'arbitrage énergétique, la réduction des frais liés à la demande, la réponse à la demande, les règlements de capacité, les services auxiliaires, la durabilité, les incitations fiscales, les coûts d'exploitation, l'extension, la détérioration et les coûts de remplacement.

Le carbone doit figurer aux côtés de ces valeurs, et non y être obscurément intégré.

Utilisation :

Avantage annuel lié à l'activité = économies tarifaires + recettes liées aux services au réseau + valeur de l'énergie + valeur du carbone reconnue − coûts d'exploitation − coût de démantèlement

Calculez ensuite la valeur nette actuelle :

VAN = − premier investissement financier + Σ flux de trésorerie nets annuels ÷ (1 + taux d'actualisation)^ année

Effectuez au moins 3 tests de carbone :

1. Situation financière : Se composer exclusivement de flux de trésorerie liés au carbone provenant de droits acquis, de la mise en conformité ou de toute autre source réalisable.
2. Situation des prix internes : Utilisez le taux de carbone interne approuvé par l'entreprise.
3. Exemple illustrant la valeur sociétale : Utilisez un prix social du carbone reconnu et consignez-le en dehors du scénario de flux de trésorerie.

Cette distinction met en évidence des hypothèses peu fondées. Elle empêche également un groupe dédié au développement durable de revendiquer un bénéfice de $100/tCO2e alors que le financement repose tacitement sur l'hypothèse de $0.

Et il y a un autre chiffre qui mérite d'être calculé :

Coût de réduction limité = coût par étape d'une exploitation respectueuse du carbone ÷ rejets supplémentaires évités

Une gestion de la production optimisée en termes d'émissions de carbone entraîne une perte de $4 000 de revenus d'arbitrage annuels, mais permet d'éviter l'émission de 50,73 tCO₂e. Son faible coût de réduction est approximativement de :

$4 000 ÷ 50,73 = $78,85/ tCO₂e

Si le taux de carbone interne approuvé de l'entreprise est de $100/tCO2e, ce compromis peut s'avérer judicieux. À $50/tCO2e, ce n'est peut-être pas le cas.

C'est là que l'évaluation de la réduction des émissions de carbone devient un outil de suivi plutôt qu'un simple exercice de communication.

La taille de la batterie n'est pas synonyme de performances en matière de carbone

Une batterie de 5 MWh n'a pas automatiquement une valeur cinq fois supérieure à celle d'une batterie de 1 MWh. La valeur carbone dépend du débit annuel, de la répartition marginale des émissions, du rendement aller-retour, de la détérioration, de la disponibilité et de l'existence d'une puissance de recharge à faible empreinte carbone suffisante.

Choisir une taille trop grande peut faire mal.

Une fois qu'un système a identifié les intervalles de charge à faibles émissions et de décharge à fortes émissions les plus rentables, la capacité excédentaire peut rester inutilisée ou être exploitée par cycles lorsque les écarts de prix du carbone sont moins importants. L'avantage marginal en termes de carbone du dernier composant de la batterie peut être bien inférieur à celui du premier.

Pour l'évaluation modulaire, un Batterie LiFePO4 de 5,12 kWh montée en rack constitue une unité utile dans les scénarios mettant en avant les capacités structurelles, tandis qu’un Batterie de 51,2 V et 314 Ah montée en rack, d'une capacité d'environ 16,08 kWh modifie l'équilibre entre le nombre de modules, les contraintes existantes, l'espace au sol et la conception du système. Les spécifications indiquées expliquent pourquoi la puissance doit être convertie de la tension et des ampères-heures en kilowattheures utilisables avant de lancer tout modèle de rendement. : contentReference [oaicite:5]

À titre de référence :

51,2 V × 100 Ah = 5,12 kWh

51,2 V × 314 Ah = 16,08 kWh

Il s'agit là de valeurs nominales. Le modèle de calcul des émissions de carbone devrait se baser sur la consommation d'énergie réelle du climatiseur mesurée à une limite définie, et non sur la puissance nominale en courant continu multipliée par un nombre de cycles optimiste.

Pour les installations de petite taille ou les installations décentralisées, la variable « form » peut également avoir une incidence sur la mise en service effective. A Système de batterie LiFePO4 mural de 5,12 kWh et un Batterie LiFePO4 mobile au sol de 32,15 kWh mettre en évidence différentes techniques d'aménagement et de conception. Ces exemples ne doivent pas être considérés comme des preuves de conformité à une norme industrielle donnée, à un onduleur spécifique, à une exigence en matière de sécurité incendie, à une structure de garantie ou à un cycle de responsabilité. : contentReference [oaicite:6]

Dans les brochures d'achat, le matériel est présenté en premier. Dans l'évaluation carbone, les données d'émission sont mentionnées en premier.

Les déclarations relatives au cycle de vie devraient être converties en flux de carbone

Les spécifications des batteries indiquent souvent une durée de vie supérieure à 6 000 cycles. Cela semble incontestable, jusqu'à ce que nous examinions les problèmes rencontrés.

Les exemples liés au LiFePO4 mentionnent des problèmes liés à la durée de vie, tels que le courant de décharge de 0,2 C, une profondeur de décharge de 80% et une température de 25 °C. Les sites industriels réels peuvent fonctionner à des taux C plus élevés, dans des plages de température plus étendues, avec des plages d’état de charge inégales et des routines de cumul de revenus qui entraînent une dégradation différente. : contentReference [oaicite:7] index=7

Ne vous fiez pas à une autonomie annoncée de plus de 6 000 cycles complets simplement parce que le chiffre “ 6 000 ” apparaît sur la fiche produit.

Au lieu de cela, modélisez :

Débit cumulé sur toute la durée de vie = capacité utile × nombre de cycles complets équivalents × modification de la rétention

Il faut ensuite calculer les émissions liées à l'utilisation d'Internet sur toute la durée de vie de l'appareil en se basant sur des hypothèses annuelles concernant le réseau électrique. Ce calcul est important car l'intensité carbone du réseau électrique évolue. Une batterie installée en 2026 pourrait remplacer un générateur relativement émetteur de carbone au cours de ses premières années d'utilisation, mais bénéficier d'un réseau plus propre en 2034.

Paradoxalement, cette même batterie peut s'avérer plus importante pour une assimilation durable tout en permettant d'éviter une réduction du nombre de « bunches » par MWh déchargé.

Que doivent prendre en compte les investisseurs : l'écart carbone d'aujourd'hui, celui de demain, ou les deux ?

Les deux – mais dans des prévisions annuelles distinctes, qui ont été revues à la baisse de manière continue.

Des données issues de la pratique révèlent pourquoi les services de terrain et de régulation ne peuvent pas être dissociés

Ces trois éléments doivent empêcher les analystes d’utiliser des affirmations génériques du type “ économies réalisées par MWh ”.

Dans un premier temps, l'étude de 2023 sur les centres industriels et commerciaux a révélé qu'une optimisation de la gestion des lots et une participation accrue à la réponse à la demande pouvaient permettre à la fois une réduction substantielle des émissions et des économies financières dans un centre de grande envergure. Il s'agit là d'un scénario favorable : le réseau électrique, les tarifs, la charge des bâtiments et la méthode de distribution étaient harmonisés. : contentReference [oaicite:8]

Deuxièmement, l'évaluation du Plan énergétique 2024 a révélé que les investissements dans les capacités de stockage dans certains États de l'Est pourraient s'avérer financièrement intéressants, tout en entraînant une augmentation des émissions de gaz à effet de serre à court terme sans progression correspondante des énergies renouvelables. C'est là l'avertissement du plan : les bénéfices privés et les avantages publics en matière de carbone pourraient aller dans des directions opposées. : contentReference [oaicite:9] index=9

Troisièmement, un pré-publication d’une modélisation réalisée en Grande-Bretagne en 2024 a estimé que l’impact carbone lié à l’exploitation d’une batterie lithium-ion de 1 MW pendant deux heures en hiver pourrait varier entre environ 230 kgCO₂ par heure d’énergie supplémentaire fournie et 71 kgCO₂ par heure d’émissions évitées, en fonction de la région et des conditions d’exploitation. Cette analyse n'est pas rigoureuse. Il s'agit d'une inversion du résultat environnemental. : contentReference [oaicite:10] index=10

La composition chimique de la batterie n'a pas changé d'une situation à l'autre. C'est le système d'alimentation qui s'est adapté en fonction.

C'est pourquoi les réductions d'émissions de carbone liées aux systèmes de stockage par batterie destinés aux entreprises doivent être évaluées en fonction du site, de la période et du mode de gestion de la production.

Établir une piste d'audit avant de déposer une demande d'indemnisation au titre de l'assurance « émissions évitées »

Pour qu'une évaluation soit défendable, il ne suffit pas de se baser uniquement sur les dépenses annuelles liées aux services publics.

Veillez au minimum à respecter les points suivants :

Zone de données	Résolution recommandée	Pourquoi est-ce important ?
Puissance de charge de la batterie	Par heure ou à une fréquence plus fine	Calcule les échappements provoqués par la recharge
Énergie électrique libérée par la décharge d'une batterie	Par heure ou plus fréquemment	Calcule l'électricité fournie et la production remplacée
État de charge	Par heure ou à une fréquence plus fine	Détecte les documents d'expédition impossibles et les erreurs de limites
Importer et exporter les données de comptage	Par heure ou plus fréquemment	Distingue l'utilisation sur site, la recharge sur le réseau, la recharge photovoltaïque et les exportations
Facteur d'émission minimal	Appariés par période	Prend en compte la différence en termes d'émissions de carbone entre les périodes de facturation et de décharge
Pertes sur les allers-retours	Mesuré à la limite indiquée	Évite les exagérations et se tient à l'écart des rejets
Réduction ou excédent d'énergie renouvelable	Spécifique à un intervalle, le cas échéant	Permet de justifier auprès des assureurs des factures qui, sans cela, auraient été rejetées
Dégradation de la batterie	Annuelle	Réajuste les prévisions de débit et la valeur carbone
Taux de carbone	Gestion des versions par année	Mette fin à la sélection arbitraire rétroactive

Documentez également la situation de référence. La centrale aurait-elle sinon puisé dans le réseau électrique, coupé l'alimentation solaire, fait fonctionner un générateur diesel ou modifié la demande à l'aide d'un système de régulation supplémentaire ?

En l'absence de norme, aucune allégation d'émissions évitées ne peut être considérée comme légitime.

Les produits GHG Method distinguent la comptabilité des stocks d'entreprise de la comptabilité par projet ou des effets induits. La comptabilité de niveau 2 répartit les émissions liées à l'électricité achetée, tandis que l'évaluation des émissions évitées compare un projet à un scénario contrefactuel et doit faire l'objet d'un rapport distinct, au lieu d'être simplement compensée de manière implicite dans les périmètres de l'entreprise. : contentReference [oaicite:11]

Il ne s'agit pas ici de données comptables. Il s'agit de déterminer si une demande d'indemnisation résiste à l'analyse.

La réglementation que je proposerais à un comité d'investissement d'examiner

Autoriser un « carbon » uniquement lorsque les 5 tests ont été réussis :

1. L'énergie de charge et de décharge est mesurée à une limite spécifiée.
2. Les éléments relatifs aux décharges spécifiques à chaque intervalle sont proposés ou les restrictions sont clairement indiquées.
3. Les pertes liées à la charge, au soutien de la charge et aux allers-retours sont prises en compte.
4. Le coût du carbone correspond à un objectif précis et n'est pas exprimé en termes monétaires, sauf s'il est monétisable.
5. Une gestion de la distribution respectueuse de l'environnement est intégrée à la stratégie de gestion énergétique et vérifiée après la mise en service.

Si l'on échoue à un examen, la valeur de celui-ci doit être revue à la baisse.

Si l'on échoue trois fois, il faut le retirer.

Une batterie ne doit pas être considérée comme respectueuse de l'environnement simplement parce que sa composition chimique est du LiFePO₄, que son boîtier est peint dans une couleur “ écologique ” ou que sa présentation comporte les mots « énergie intelligente ». Son impact environnemental doit résulter d'actions concrètes mesurables.

Foire aux questions

En quoi consiste l'évaluation de la réduction des émissions de carbone pour les installations commerciales de stockage par batterie ?

L'évaluation de la réduction des émissions de carbone pour les installations de stockage d'énergie par batterie à usage professionnel consiste à calculer la quantité de CO₂ équivalent évitée grâce au décalage temporel de la consommation d'électricité, puis à attribuer une valeur monétaire à ces réductions confirmées en utilisant un coût du carbone, le prix des quotas de conformité, un taux d'opportunité interne ou le coût social du carbone, selon le critère retenu.

L'estimation doit soustraire les émissions générées par la recharge de celles évitées grâce à la décharge. Elle doit en outre préciser si le résultat correspond à des gains financiers, à des coûts de mise en conformité évités, à la valeur d'utilité interne ou à un avantage social plus large.

Qu'est-ce qu'un facteur d'émission marginal ?

Un « élément de décharges limitées » correspond à une estimation, spécifique à un moment et à un lieu donnés, des décharges déclenchées ou déplacées par un léger ajustement de la demande en énergie électrique ; il s'agit donc de la donnée retenue pour évaluer l'impact opérationnel d'une batterie, plutôt que de se contenter de définir le mix de production historique type du réseau.

Certains facteurs peuvent varier considérablement d'une heure à l'autre et d'une région à l'autre. Un tarif d'électricité bas n'est pas toujours synonyme de recharge à faibles émissions, notamment lorsque le charbon, le gaz, les problèmes de transport d'électricité, les restrictions de production et les performances environnementales interagissent de manière différente.

Dans quels cas les systèmes de stockage d'énergie par batterie à usage commercial permettent-ils de réduire les émissions de carbone ?

Le stockage industriel par batterie permet de réduire les émissions de carbone lorsque les émissions évitées pendant la décharge dépassent celles générées pendant la recharge, y compris les pertes d'énergie liées au cycle complet, et lorsque la comparaison s'appuie sur un scénario contrefactuel valable, selon lequel un producteur d'électricité ou le réseau aurait autrement fourni ces quantités d'électricité.

Les réductions d'émissions de carbone se produisent probablement lorsque la batterie se recharge à partir d'une source d'électricité à très faible empreinte carbone ou issue d'une production limitée, et se décharge pendant les périodes où la production à forte intensité carbone fonctionne à pleine capacité.

Dans quelle mesure le rendement aller-retour influe-t-il sur les économies de carbone réalisées grâce au stockage par batterie ?

Le rendement aller-retour correspond à la part de la puissance facturée qui est ensuite restituée sous forme d'énergie de décharge utilisable ; il a une incidence sur les économies de carbone, car une batterie doit consommer plus de mégawattheures qu'elle n'en restitue ; une baisse de ce rendement entraîne donc une augmentation des émissions liées à la recharge et peut annuler un avantage en termes de carbone qui serait autrement intéressant.

À un rendement de 90%, la fourniture de 100 MWh nécessite environ 111,1 MWh d'énergie de charge. À un rendement de 80%, cela nécessite 125 MWh. Cette différence de 13,9 MWh entraîne un coût lié aux pertes qui doit être pris en compte dans la conception.

Les économies liées à la réduction des émissions de carbone peuvent-elles améliorer le retour sur investissement des systèmes de stockage par batterie à usage commercial ?

Les économies de carbone ne permettent d'améliorer le retour sur investissement des installations de stockage par batterie à usage industriel que si les émissions évitées sont déterminées de manière justifiable et si le prix du carbone retenu correspond à un flux de trésorerie réel, à une valeur d'utilité interne approuvée ou à un bénéfice social présenté séparément, et non à une ligne de revenus fictive incluse dans le projet uniquement pour en assurer la viabilité.

La meilleure approche consiste à présenter séparément les scénarios économiques, ceux liés au prix interne du carbone et ceux portant sur la valeur sociétale. Les investisseurs peuvent ainsi déterminer si le projet reste viable sans tenir compte de la valeur du carbone, et dans quelle mesure les ajustements apportés aux hypothèses relatives au carbone influent sur la valeur actuelle nette (VAN) ou le délai de récupération.

Le logiciel eGRID de l'EPA est-il adapté au calcul des distances de sécurité par rapport aux échappements des batteries ?

Le système eGRID de l'EPA est suffisant pour les analyses régionales et les inventaires énergétiques basés sur la localisation, mais les prix de production annuels fournis par l'eGRID ne permettent généralement pas de prendre en compte les ajustements horaires de la production liés à la charge et à la décharge des batteries ; ils ne doivent donc pas être considérés comme une approche globale permettant de quantifier les émissions évitées au niveau opérationnel.

Lorsque les données horaires ne sont pas disponibles, les experts peuvent utiliser eGRID comme indicateur de référence publié, réaliser des analyses de sensibilité et préciser clairement que le résultat est une estimation et non une estimation vérifiée des émissions indirectes.

Faire de la distribution de batteries un actif carbone mesurable

Les systèmes de stockage d'énergie par batterie à usage commercial doivent être achetés avec un cahier des charges prévoyant la maîtrise des émissions de carbone, et non avec une simple garantie de réduction des émissions de carbone.

Commencer par modéliser les tonnes produites sur site, la production respectueuse de l'environnement, l'exposition directe aux frais de péage, les pertes liées aux batteries, les faibles décharges horaires, la destruction et le taux de carbone selon différents scénarios financiers et sociétaux. Comparer ensuite les options de capacité modulaire – à partir d'un Batterie LiFePO4 murale de 51,2 V et 314 Ah vers des modèles sur rayonnage ou des modèles sur pied plus volumineux – par rapport à la capacité d'expédition réelle du site, plutôt qu'à un objectif de stockage arbitraire.

La procédure d'abord. Agissez avec discernement. Ne valorisez que ce que les données permettent de justifier.