La baisse du prix des batteries n'entraîne pas nécessairement une réduction du coût total de stockage sur toute leur durée de vie. Coût moyen pondéré du stockage (LCOS) selon la méthode BESS compare la valeur actuelle des coûts liés au cycle de vie à la valeur actuelle de l'énergie fournie pendant toute la durée du projet, ce qui permet de classer les propositions de stockage C&I techniquement viables selon un critère économique cohérent.
Une comparaison pertinente des LCOS ne peut être effectuée qu’une fois que le régime de fonctionnement du projet a été défini. La puissance requise et la durée de décharge doivent figurer dans le Processus de conception du système BESS C&I. L'énergie en courant alternatif fournie doit provenir d'une base de mesure convenue, telle que le test de capacité des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) à usage commercial, tandis que le débit prévu sur toute la durée de vie doit rester compatible avec le Garantie C&I BESS.
Trois conditions déterminent si l'offre A et l'offre B peuvent être comparées :
| Saisie | Base obligatoire |
|---|---|
| Limite de coût | Mêmes catégories de coûts du cycle de vie |
| Limite énergétique | Même point de livraison et même méthode de comptabilisation pour l'électricité |
| Service sur site | Même profil de répartition et même besoin annuel en énergie fournie |
La décision d'achat ne se résume donc pas à choisir le fournisseur qui propose le prix le plus bas pour les batteries.
La véritable question est de savoir quel système de stockage d'énergie par batterie (BESS), techniquement adapté, fournit l'énergie nécessaire au site au moindre coût sur l'ensemble du cycle de vie.
Le coût de la batterie par kWh le plus bas n'est pas nécessairement le LCOS le plus bas
Installé 1 TP6T / kWh reste utile pour comparer l'intensité en capital initiale, mais le LCOS répond à une autre question.
Considérons deux propositions de 2 MWh :
| Proposition | Offre A | Offre B |
|---|---|---|
| Prix « clé en main » | $1,00 million | $1,08 million |
| Énergie nominale | 2 MWh | 2 MWh |
| Coût d'installation | 1 TP6T500/kWh | 1 TP 6 T 540/kWh |
L'offre A l'emporte haut la main dans la comparaison au premier prix.
Ce calcul ne tient pas compte de plusieurs facteurs susceptibles de modifier le résultat du cycle de vie :
- énergie fournie en courant alternatif ;
- dégradation au cours de la période étudiée ;
- utilisation du site ;
- augmentation future ;
- Exploitation et maintenance, ainsi que les interventions à mi-vie ;
- consommation auxiliaire ;
- la facturation de l'électricité lorsqu'elle est prise en compte dans la méthodologie choisie.
Coût d'installation par kWh = coût d'installation du projet ÷ base d'énergie installée spécifiée
BESS LCOS = valeur actuelle des coûts du cycle de vie pris en compte ÷ valeur actuelle de l'énergie fournie pendant toute la durée de vie
Le fait d'utiliser différentes unités d'affichage ne modifie en rien l'indicateur économique : 1 TP6T0,10/kWh = 1 TP6T100/MWh.
Initialement plus bas 1 TP6T / kWh ne constitue un véritable avantage en matière d'approvisionnement que si cette même proposition reste la moins chère une fois pris en compte les coûts liés au cycle de vie et à la durée de vie utile.
Normaliser les deux propositions avant de comparer leur LCOS
Les valeurs LCOS communiquées par les fournisseurs ne peuvent pas être classées tant que les hypothèses sur lesquelles elles reposent n'ont pas été harmonisées.
L'offre A pourrait indiquer 1 TP6T120/MWh en utilisant un modèle sur 15 ans qui ne tient pas compte des frais de recharge, tandis que l'offre B indique 1 TP6T145/MWh en se basant sur un modèle sur 20 ans qui tient compte du coût de la recharge électrique. Cette différence apparente ne permet pas vraiment de déterminer quel système est réellement le plus économique.
Il convient tout d'abord de normaliser les hypothèses courantes :
| Comparer | Règle obligatoire |
|---|---|
| Durée de vie du projet | Utilisez la même période d'étude |
| Limite de coût | Inclure les mêmes catégories de coûts |
| Limite énergétique | Utilisez la même définition de distribution CA |
| Service sur site | Utiliser la même demande d'expédition |
| Base financière | Harmoniser le traitement comptable des remises et des coûts de facturation |
| Preuves relatives au produit | Préserver les différences techniques réelles |
La normalisation doit permettre d'éliminer les différences entre les feuilles de calcul, et non les différences entre les produits.
Des différences réelles entre les systèmes concurrents peuvent subsister dans :
- énergie CA exploitable ;
- dégradation ;
- consommation auxiliaire ;
- débit garanti ;
- calendrier de l'augmentation ;
- coût du service sur l'ensemble du cycle de vie.
Ces différences doivent figurer dans le LCOS final, car elles reflètent les performances de chaque système au sein d'un même projet.
Une fois les hypothèses du projet harmonisées, la question suivante est de savoir si les deux propositions prennent en compte le coût du cycle de vie de la même manière.
Utilisez la même limite de coût du cycle de vie pour les deux offres
Identique 1 TP6T / MWh Ces appareils ne garantissent pas une méthodologie LCOS identique.
L'analyse des coûts de stockage réalisée par Ember en est un bon exemple. Sa méthodologie fait état d'environ 1 TP 6 T 65/MWh tout en excluant les coûts liés à la recharge électrique. Les hypothèses sous-jacentes comprennent une durée de vie du projet de 20 ans, un cycle quotidien, un rendement aller-retour de 90%, un taux d'actualisation de 7% et une dégradation au fil du temps. Voir le Analyse du système de stockage par batterie Ember.
Lazard LCOS v11.0 utilise une limite différente. Son année 2026 non subventionné L'autonomie en mode autonome de quatre heures est d'environ $210–292/MWh, l'électricité nécessaire à la recharge étant incluse, sur la base d'une hypothèse de 1 TP6T par MWh et d'un projet américain différent ainsi que de modalités de financement distinctes. Voir Lazard LCOS v11.0.
Ces deux chiffres peuvent être valables en soi tout en ne se prêtant pas à une comparaison directe.
L'approvisionnement C&I nécessite donc une limite budgétaire clairement définie :
| Coût du cycle de vie | Traitement de comparaison |
|---|---|
| Équipements et EPC | Utilisez la même portée de projet |
| Exploitation et maintenance | Inclure selon les mêmes modalités de service |
| Recharge électrique | Les deux incluent ou les deux excluent |
| Augmentation | À inclure si nécessaire |
| Remplacement à mi-vie | À inclure lors de la modélisation |
| Valeur résiduelle | Traitez de manière régulière |
La consommation auxiliaire doit également obéir à une règle comptable. L'injection nette de courant auxiliaire peut déjà refléter certaines charges auxiliaires ; par conséquent, cette même perte ne doit pas être comptabilisée une seconde fois ailleurs dans le modèle.
L'alignement des coûts et des limites permet de regrouper les feuilles de calcul de deux fournisseurs en un seul cadre économique comparable.
Les équipes qui comparent déjà des propositions de stockage peuvent profiter de cette étape pour résoudre les divergences de périmètre avant que les valeurs LCOS globales ne soient classées. MegSolid peut aider à harmoniser les portée du projet, point de mesure du courant alternatif, exigences relatives à la mise en service sur site et données spécifiques au produit afin qu'un LCOS dont la qualité semble inférieure ne soit pas simplement le résultat d'une limite de calcul plus étroite.
Utiliser la même limite d'énergie fournie dans les deux modèles LCOS
La normalisation des coûts ne résout que la moitié du problème de comparaison. Le dénominateur doit faire l'objet de la même rigueur.
Les valeurs nominales des batteries ne doivent pas être automatiquement considérées comme l'énergie totale fournie sur toute leur durée de vie. Le LCOS dépend de l'énergie qui parvient au point de mesure CA convenu, dans le respect des contraintes d'exploitation du projet.
La relation est la suivante :
Énergie nominale → plage de fonctionnement du projet → énergie utilisable → effets de conversion et effets auxiliaires → énergie alternative fournie
Les notes attribuées par MegSolid montrent pourquoi cette distinction est importante :
- ESSA0100B-0215 : 215,04 kWh d'énergie nominale
- Energon 261 : 261,24 kWh d'énergie nominale
Aucune de ces valeurs ne permet de déterminer la puissance alternative disponible pour le dénominateur LCOS.
L'énergie en courant alternatif fournie spécifiquement pour le projet doit provenir de la limite électrique approuvée. Le test SOC, l'emplacement du compteur, la procédure de test et les critères d'acceptation restent dans le cadre de la Guide de test de capacité des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) à usage commercial.
Le LCOS utilise le résultat énergétique validé plutôt que de reproduire la procédure d'essai.
Une fois les limites du dénominateur fixées, la demande annuelle du site peut alors être appliquée de manière cohérente aux deux propositions.
Utilisez le même barème de service, mais pas nécessairement le même EFC annuel
Les cycles complets équivalents correspondent à la production du site et à l'énergie utilisable ; il ne s'agit pas nécessairement d'une donnée commune aux deux fournisseurs.
Supposons que le site nécessite 500 MWh de décharge annuelle des batteries:
- Offre A – Énergie CA utilisable validée : 2,0 MWh
- Énergie CA utilisable validée pour l'offre B : 2,5 MWh
Le taux d'utilisation annuel qui en résulte est le suivant :
Offre A : EFC annuel = 500 MWh ÷ 2,0 MWh = 250 EFC
EFC annuel de l'offre B = 500 MWh ÷ 2,5 MWh = 200 EFC
Ces deux systèmes répondent aux mêmes besoins annuels du site, même si le nombre de cycles complets équivalents diffère.
La règle de normalisation correcte est donc la suivante :
Maintenir constante l'exigence de répartition du site et permettre que l'EFC de chaque proposition découle de sa base d'énergie utilisable validée.
Le service d'exploitation C&I peut relever de plusieurs services :
| Service sur site | Entrée de commande du LCOS |
|---|---|
| Égalisation de la charge | Besoins énergétiques annuels pendant les pics de consommation |
| Changement de mode TOU | Expéditions annuelles à partir des fenêtres tarifaires |
| Déplacement photovoltaïque | Excédent solaire annuel exploitable |
| Sauvegarde + utilisation commerciale | Expédition restante après la réserve |
| Fonctionnement mixte | Énergie totale produite annuellement |
La mission de réduction des pics de consommation devrait s'aligner sur l'objectif réel du PCC décrit dans le Guide de régulation de la charge de pointe des batteries.
La marge de capacité photovoltaïque doit s'inscrire dans la stratégie du site en matière de Guide sur la priorité de recharge photovoltaïque.
Lorsque plusieurs services se disputent la même énergie stockée, ils doivent respecter la procédure approuvée Logique de priorité du système EMS de BESS.
La puissance et la durée devraient déjà avoir été définies par le biais de la Guide sur le rapport puissance/énergie du système BESS C&I. Le LCOS applique cette exigence opérationnelle approuvée au lieu de remettre en cause la décision relative au dimensionnement.
Une fois que l'on connaît la distribution annuelle, on peut appliquer un facteur de dégradation à l'énergie qui reste disponible au fil du temps.
Dégradation du modèle avant le calcul de l'énergie totale fournie pendant la durée de vie
L'énergie utilisable de la première année ne doit pas être multipliée par la durée de vie du projet et considérée comme la production totale sur toute la durée de vie.
Deux systèmes qui semblent similaires au moment de leur mise en service peuvent présenter des différences substantielles au bout de 15 ou 20 ans lorsque leurs profils de dégradation diffèrent.
La modélisation LCOS justifiable permet de calculer :
- 1. l'énergie fournie en courant alternatif au cours de la première année ;
- 2. livraison reportée à une année ultérieure en raison d'une dégradation ;
- 3. les variations énergétiques dues à une augmentation ou à un remplacement ;
- 4. la valeur actualisée de l'énergie qui sera fournie à l'avenir.
Les hypothèses communes doivent rester communes :
- service sur site ;
- sur le plan environnemental ;
- méthodologie de calcul ;
- période d'études.
Les différences entre les produits pris en charge doivent rester visibles.
Une dégradation plus lente peut augmenter l'énergie cumulée fournie, même si les deux propositions répondent aux mêmes besoins du site. En revanche, une énergie utilisable constante jusqu'à la dernière année de l'étude peut surévaluer le dénominateur et donner l'impression que le LCOS est artificiellement bas.
La dégradation permet également de déterminer à quel moment un soutien futur des capacités pourrait s'avérer nécessaire.
Prévoir le coût des travaux d'amélioration lorsque la capacité de fonctionnement est rétablie à un stade ultérieur
Dans les prévisions énergétiques, il n'est pas possible de rétablir la capacité à long terme sans ajouter également le coût futur qui y est associé.
L'augmentation concerne donc les deux aspects du modèle LCOS :
| Données d'augmentation | effet LCOS |
|---|---|
| Seuil / an | Définit le calendrier des coûts futurs |
| Augmentation de la capacité | Évolution de l'énergie utilisable en fin de vie |
| Coût d'installation | Augmente le coût du cycle de vie |
| Temps d'arrêt | Peut réduire l'énergie fournie |
La méthodologie LCOS de l'ESGC du PNNL établit une distinction entre l'augmentation de capacité et le remplacement complet du système de stockage, ce qui s'avère utile pour modéliser un soutien de capacité incrémental plutôt que de partir du principe qu'un bloc de stockage entier est remplacé. Voir le Documentation du manuel d'utilisation du LCOS de l'ESGC du PNNL.
Une augmentation anticipée peut réduire l'avantage économique d'une offre initiale moins chère, car les dépenses futures doivent être engagées plus tôt.
Le calendrier doit découler du modèle de dégradation du projet ou des dispositions contractuelles, et non d'une année type du secteur.
Les conditions de garantie doivent donc reposer sur les mêmes hypothèses d'exploitation que celles qui ont permis d'établir les prévisions de dégradation et d'augmentation.
Vérifiez si la garantie couvre le débit prévu sur toute la durée de vie du modèle
Les modèles financiers peuvent donner lieu à des résultats LCOS artificiellement attractifs lorsque le débit cumulé sur la durée de vie est surestimé.
L'énergie ne doit pas rester au dénominateur lorsque l'enveloppe d'exploitation contractuelle ne permet pas de prendre en charge la répartition modélisée.
Vérifier le fonctionnement simulé par rapport à :
- débit de garantie ;
- les limites applicables du DoD et du SOC ;
- conditions de température ;
- conditions relatives aux capacités en fin de vie ;
- restrictions d'expédition applicables.
La règle de décision est simple :
Une durée de vie modélisée dépassant la durée couverte par la garantie ne doit pas être utilisée pour justifier le dénominateur du LCOS.
L'interprétation détaillée des conditions relatives au DoD, à l'EOL et au débit figure dans le Guide de garantie C&I BESS.
Les informations relatives à la garantie ont ici un rôle bien précis : confirmer que la durée de vie prévue par le modèle financier est justifiée sur le plan contractuel.
Les dépenses d'exploitation liées au cycle de vie doivent faire preuve de la même cohérence.
Prendre en compte une seule fois les charges d'exploitation et de maintenance ainsi que les charges auxiliaires
La mise en service ne marque pas la fin des dépenses liées au projet.
Les équipements de refroidissement, les pompes, les ventilateurs, l'entretien programmé, les pièces de rechange et le remplacement à mi-vie peuvent tous influer sur le coût final par kWh fourni.
| Élément du cycle de vie | Traitement par LCOS |
|---|---|
| Service régulier | Exploitation et maintenance annuelles |
| Refroidissement / systèmes auxiliaires | Coût ou bilan énergétique du traitement |
| Composants en milieu de cycle de vie | Coût du cycle de vie futur |
| Pièces de rechange | Indemnité d'exploitation et d'entretien ou de remplacement |
| Interruption du service | Réduire les livraisons lorsque le matériel |
Deux règles comptables permettent d'éviter la plupart des erreurs.
Ne comptez pas deux fois les verbes auxiliaires. La puissance réactive nette fournie peut déjà tenir compte des charges auxiliaires applicables ; il ne faut donc pas déduire une seconde fois cette même perte d'énergie.
Ne comptez pas deux fois la dégradation. Les effets thermiques ou environnementaux déjà pris en compte dans la courbe de dégradation ne doivent pas être saisis à nouveau sous forme de pénalité distincte pour perte de capacité, sauf si un autre coût réel est également engagé.
Chaque effet lié au cycle de vie doit apparaître une seule fois, au moment où il modifie effectivement le coût ou l'énergie fournie.
Une fois que les coûts, les droits, la dépréciation, les augmentations, la garantie et l'exploitation et la maintenance ont été harmonisés, les deux offres peuvent enfin être intégrées dans un seul modèle LCOS.
Comparez les deux offres à l'aide d'un seul modèle LCOS
L'exemple ci-dessous est donné à titre indicatif uniquement et ne reflète ni les performances des produits MegSolid, ni une offre commerciale.
L'offre A sert de référence :
| Résultat du cycle de vie | Offre A | Offre B |
|---|---|---|
| Indice des coûts initiaux | 100 | 108 |
| PV des activités d'exploitation et de maintenance et des services | 18 | 15 |
| PV d'augmentation | 14 | 9 |
| Coût total du cycle de vie | 132 | 132 |
| Indice de l'énergie fournie sur toute la durée de vie | 100 | 108 |
L'offre A est moins chère à l'installation.
Les dépenses futures effacent cette différence initiale, ramenant les deux systèmes au même indice de coût actualisé sur le cycle de vie. L'offre B fournit alors 8% d'énergie actualisée en plus sur toute la durée de vie, selon les hypothèses présentées à titre d'exemple.
Indice LCOS de l'offre A = 132 ÷ 100 = 1,32
Indice Bid B LCOS = 132 ÷ 108 ≈ 1,22
Dans cet exemple, l'offre B présente donc le LCOS le plus bas, malgré son prix initial plus élevé.
Cet exemple ne signifie pas qu'il faille privilégier des dépenses d'investissement plus élevées.
La règle relative aux marchés publics est plus restrictive :
Le prix initial ne devrait déterminer l'achat que si le calcul du cycle de vie complet confirme que cette même proposition présente également le coût par unité d'énergie fournie le plus bas.
Le classement doit encore passer un dernier test avant d'être considéré comme définitif.
Vérifier si le « LCOS Winner » reste stable
Le LCOS de base ne suffit pas à lui seul lorsque des modifications réalistes des hypothèses peuvent inverser le classement.
L'analyse de sensibilité doit se concentrer sur les données d'entrée susceptibles d'influencer la décision :
- énergie produite annuellement ;
- dégradation ;
- calendrier de l'augmentation ;
- tarification de l'électricité ;
- Exploitation et maintenance ;
- taux d'actualisation.
Les résultats peuvent être interprétés directement :
| Résultat de la sensibilité | Signification du terme « approvisionnement » |
|---|---|
| La même offre remporte l'appel d'offres dans tous les cas avérés | Le classement est fiable |
| Des hypothèses réalistes changent le vainqueur | Commencez par résoudre l'entrée incertaine |
| Seuls les cas extrêmes font changer de vainqueur | Le classement est relativement stable |
Le seuil de rentabilité revêt souvent plus d'importance que le chiffre du scénario de base.
Un classement susceptible d'évoluer dans le cadre d'un scénario réaliste de répartition ou de renforcement des effectifs ne devrait pas être présenté comme une décision d'approvisionnement définitive tant que les données incertaines ne s'appuient pas sur des éléments probants plus solides.
Une fois les propositions de stockage classées par ordre de priorité, le LCOS ne permet toujours pas de déterminer si le projet en lui-même génère suffisamment de valeur.
Le LCOS et le ROI répondent à des questions différentes
Le LCOS évalue le coût de mise en œuvre du stockage. Le ROI évalue les avantages économiques générés par le projet de stockage.
| Système métrique | Décision |
|---|---|
| LCOS | Quelle proposition de système de stockage d'énergie par batterie (BESS) présente le coût le plus bas par unité d'énergie fournie ? |
| ROI | L'installation du BESS génère-t-elle une valeur économique suffisante ? |
Les économies réalisées grâce à la réduction des pics de consommation, les recettes issues de l'arbitrage tarifaire et les pertes de production évitées doivent être intégrées dans le modèle d'évaluation du projet, et non dans le LCOS, dans le seul but de faire apparaître le coût de stockage comme plus faible.
Même un LCOS faible peut générer un retour sur investissement modeste lorsque le site présente un potentiel de valeur limité. À l'inverse, un LCOS plus élevé peut tout de même permettre d'obtenir des rendements intéressants lorsque les frais liés à la demande, les écarts tarifaires ou les pertes d'exploitation sont importants.
Le volet « valeur » reste dans le Guide sur la zone d'intérêt (ROI) pour l'aplanissement des pics C&I.
La séquence de décision reste donc claire :
Le LCOS sélectionne les projets de stockage techniquement viables ; le retour sur investissement (ROI) permet de déterminer si le projet de stockage retenu est économiquement rentable.
Quelles données MegSolid doivent être intégrées au modèle LCOS ?
Les fiches techniques des produits fournissent des informations sur les équipements, mais ces informations ne doivent être utilisées que pour les quantités qu'elles décrivent effectivement.
| Champ publié | Utilisation correcte de la technologie LCOS |
|---|---|
| ESSA 215,04 kWh | Référence énergétique nominale |
| ESSA 100 kW | Puissance d'entrée CA nominale, le cas échéant |
| Système de refroidissement par air intelligent ESSA | L'architecture thermique, et non un coût d'exploitation et de maintenance |
| Energon 261,24 kWh | Référence énergétique nominale |
| Energon 125 kVA | Puissance apparente nominale : non inférieure à 125 kW |
| Energon : rendement maximal du système 90% | Efficacité non aller-retour |
L'Energon 261 utilise un système de refroidissement par liquide, mais l'architecture de refroidissement ne détermine pas à elle seule les coûts d'exploitation et de maintenance (O&M) ni la consommation des équipements auxiliaires sur l'ensemble du cycle de vie. Ces hypothèses dépendent toujours des conditions du projet et des conditions réelles d'exploitation.
Une modélisation complète du LCOS nécessite donc des données supplémentaires spécifiques au projet :
- énergie électrique alternée fournie et validée ;
- exigence relative à la répartition sur site ;
- projet RTE ou base d'énergie nette approuvée ;
- dégradation ;
- débit garanti ;
- Exploitation et maintenance ;
- augmentation ;
- traitement des coûts de recharge ;
- taux d'actualisation.
Les valeurs de la fiche technique définissent l'équipement. Les données du projet définissent la manière dont cet équipement est intégré au modèle de cycle de vie.
Vérification finale de la version C&I BESS LCOS
Titre 1 TP6T / kWh ou les coûts de production (LCOS) communiqués par les fournisseurs ne devraient plus influencer la décision à ce stade.
| Vérifier | Condition de libération |
|---|---|
| Champ d'application | Même période d'étude et même périmètre du projet |
| Énergie | Même définition de la livraison AC |
| Devoir | Exigence de répartition sur le même site |
| Cycle de vie | Dégradation, exploitation et maintenance, ainsi que les travaux d'amélioration inclus |
| Contrat | La garantie couvre le fonctionnement conforme au modèle |
| Finance | Méthodologie commune en matière de coûts et de remises |
| Sensibilité | Le classement « Lower-LCOS » reste crédible |
Si l'une des conditions essentielles fait défaut, cela signifie que les deux résultats ne sont pas encore prêts à être comparés en vue d'un achat.
La séquence de lancement est la suivante :
Normaliser le périmètre du projet → définir l'énergie fournie par les cellules photovoltaïques → appliquer la même charge du site → modéliser la dégradation → inclure les extensions et les coûts d'exploitation et de maintenance → vérifier la couverture de la garantie → actualiser les coûts et l'énergie → comparer le coût moyen de l'énergie (LCOS) → tester la sensibilité
L'offre retenue n'est pas automatiquement celle dont le prix proposé est le plus bas. 1 TP6T / kWh.
Le système techniquement acceptable qui conserve la partie inférieure coût moyen pondéré du stockage d'énergie une fois pris en compte les hypothèses communes relatives au projet et les différences réelles entre les produits, c'est celle-ci qui présente l'argument le plus solide en termes de coût du cycle de vie.
Les hypothèses du modèle doivent rester associées au résultat final du LCOS lorsque le service d'ingénierie transmet la comparaison au service des achats ou au service financier. Le fait de dissocier ce chiffre de son contexte, de ses limites de mesure ou de sa base de calcul peut rendre trompeuse une comparaison qui était auparavant valable.
Les équipes prêtes à passer de la phase d'analyse à celle de sélection des fournisseurs peuvent utiliser une fiche de comparaison LCOS structurée pour garder une trace portée du coût, limite de l'énergie fournie, obligation liée au site, dégradation, augmentation, garantie et hypothèses financières dans un seul dossier d'évaluation, plutôt que de comparer les chiffres des fournisseurs pris isolément.
FAQ
Qu'est-ce que le BESS LCOS ?
Le BESS LCOS, ou coût moyen actualisé du stockage, compare le coût du stockage sur l'ensemble du cycle de vie à l'énergie fournie pendant toute la durée de vie du système. Les systèmes concurrents doivent être évalués selon les mêmes critères de projet, d'énergie et de financement avant que leurs valeurs LCOS ne soient classées.
Quel est un bon système LCOS pour le stockage par batterie ?
Il n'existe pas de valeur LCOS universelle permettant de définir un bon projet de batterie. La durée, la situation géographique, le prix de la recharge, le taux d'utilisation, le financement, la dégradation et la méthode de calcul peuvent modifier considérablement le résultat.
Le coût de stockage par kWh d'une batterie correspond-il au LCOS ?
Non. Le coût par kWh à l'installation compare le coût d'investissement initial à la quantité d'énergie produite par l'installation, tandis que le LCOS prend en compte le coût du cycle de vie et l'énergie fournie sur toute la durée de vie.
La recharge électrique doit-elle être prise en compte dans le coût du cycle de vie (LCOS) des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
L'électricité nécessaire à la recharge peut être prise en compte ou non, selon la méthodologie déclarée. Les valeurs LCOS concurrentes ne doivent être classées que lorsque les deux modèles traitent l'énergie de recharge de manière cohérente.
Faut-il utiliser la capacité nominale de la batterie comme dénominateur du LCOS ?
Pas automatiquement. Le système LCOS C&I doit utiliser l'énergie en courant alternatif fournie spécifique au projet, à la limite de mesure définie, plutôt que de partir du principe que les kWh indiqués sur la plaque signalétique correspondent aux kWh fournis sur site.
En quoi la dégradation affecte-t-elle les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) de type LCOS ?
La dégradation réduit l'énergie fournie au cours de la durée de vie ultérieure. Une modélisation énergétique année par année offre donc un dénominateur plus fiable que l'hypothèse selon laquelle l'énergie utilisable de la première année resterait constante.
Comment l'augmentation est-elle prise en compte dans le LCOS ?
Une extension entraîne des coûts supplémentaires tout au long du cycle de vie et modifie l'énergie utilisable en fin de vie. Le calendrier, la capacité supplémentaire et le coût d'installation doivent tous être pris en compte dans le même modèle.
Deux offres BESS doivent-elles utiliser le même EFC annuel ?
Pas nécessairement. Les deux offres doivent se baser sur les mêmes exigences de répartition du site. Des valeurs d'énergie utilisable validées différentes peuvent donner lieu à des cycles complets équivalents annuels différents.
Un meilleur rendement implique-t-il toujours un LCOS plus faible ?
Non. L'énergie nette fournie est certes importante, mais les dépenses d'investissement (CAPEX), la dégradation, l'exploitation et la maintenance (O&M), l'extension, le taux d'utilisation et le financement ont également une incidence sur le coût actualisé de l'énergie (LCOS).
Un LCOS plus faible équivaut-il à un retour sur investissement plus élevé ?
Non. Le LCOS compare le coût de stockage par unité d'énergie fournie, tandis que le retour sur investissement (ROI) évalue si le projet génère une valeur économique suffisante.
Pourquoi Lazard et Ember peuvent-ils présenter des valeurs LCOS très différentes pour les batteries ?
Des hypothèses différentes concernant le traitement de l'énergie de recharge, la géographie, le financement, l'utilisation et la modélisation peuvent donner lieu à des résultats de LCOS sensiblement différents.
Les résultats de tests comparatifs sur les systèmes LCOS à grande échelle peuvent-ils être directement utilisés pour un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) en usine ?
Les indices de référence à l'échelle industrielle peuvent donner une idée du contexte du marché, mais le rendement en usine, l'énergie fournie, les coûts d'exploitation et de maintenance, les mesures d'optimisation et les modalités de financement peuvent s'écarter considérablement des hypothèses retenues pour ces indices.
Quelles conditions doivent être remplies avant de comparer deux valeurs LCOS du système BESS C&I ?
Il convient tout d'abord d'harmoniser la période d'étude, les limites de coût, la définition de l'énergie de climatisation, les exigences en matière de gestion du site, le traitement des coûts de recharge et la méthodologie financière. Les différences réelles entre les produits doivent être conservées dans le modèle.