Les producteurs indépendants d'électricité (IPP) et les services publics européens ont financé leurs premiers projets de batteries à grande échelle en tablant sur une durée de vie de 15 ans, soit le même horizon de planification que celui utilisé pour les éoliennes. Les données de terrain fournies par les exploitants de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) à grande échelle indiquent désormais une durée bien plus courte : cinq ans.
Dans un article publié dans Enlit World, Abilash Krishnan, vice-président chargé de l'innovation Power Factors, explique les raisons de l'apparition de cet écart et ce que les opérateurs doivent changer, tant au niveau de leurs flottes existantes que des nouvelles constructions.
La cumulation des revenus sur plusieurs marchés (marchés de capacité, réponse en fréquence, arbitrage) récompense une exploitation intensive des cycles, mais les modèles financiers initiaux sous-estimaient le coût d'usure lié à une exploitation aussi intensive des cellules.
Les installations BESS génèrent des données bien plus détaillées que celles issues de l'énergie solaire ou éolienne : il s'agit souvent de données télémétriques au niveau de chaque cellule, enregistrées à la milliseconde près, et la plupart des systèmes de surveillance existants n'ont pas été conçus pour les traiter ou les interpréter avec une telle précision.
Les opérateurs sont confrontés à deux questions en suspens : comment gérer des équipements dont la dégradation a déjà été plus rapide que prévu, et comment définir les spécifications des nouvelles installations (à commencer par la télémétrie au niveau des cellules) pour éviter que cela ne se reproduise.
Avec une résolution des données adéquate, le coût de l'usure devient un facteur pris en compte en temps réel dans les décisions relatives aux cycles ; les opérateurs peuvent ainsi comparer le chiffre d'affaires généré par un cycle donné à son coût d'usure avant de le lancer.
Le modèle hybride « solaire + stockage » est en train de s'imposer comme la norme en Europe, ce qui signifie que les opérateurs doivent de plus en plus gérer deux courbes de dégradation et deux logiques de revenus différentes au sein d'un même réseau interconnecté.
Une durée de vie de quinze ans était considérée comme un seuil raisonnable pour qualifier une éolienne de « vieille ». Cinq ans s'imposent désormais comme le seuil équivalent pour les batteries, ce qui représente une réduction de deux tiers de la durée de vie prévue des actifs et qui modifie la façon dont les exploitants envisagent chaque cycle d'exploitation. Le problème fondamental n'est pas seulement d'ordre opérationnel ; il est d'ordre diagnostique. Les données nécessaires pour détecter une dégradation précoce ont, pour l'essentiel, toujours été disponibles. La plupart des exploitants ne disposaient tout simplement pas d'une résolution de surveillance suffisante pour la repérer avant qu'elle ne se traduise par un impact négatif sur le bilan.
Cela pousse le secteur à considérer l'analyse de la durée de vie utile résiduelle et une meilleure conservation des données comme des conditions indispensables, et non plus comme de simples atouts supplémentaires, d'autant plus que les projets de modernisation hybrides « solaire + stockage » introduisent la question de la durée de vie de cinq ans dans des portefeuilles initialement conçus autour d'une durée de vie de 25 ans pour les installations solaires.
À propos d'Abilash : Abilash Krishnan est vice-président chargé de l'innovation chez Power Factors, où il dirige les initiatives visant à identifier et à développer les tendances émergentes à la croisée des énergies renouvelables, de la technologie et de l'intelligence artificielle.
Lire l'article complet sur Enlit World