Batteries de stockage : l’état des lieux

L’industrie du stockage par batterie a récemment pris un envol considérable. L’évolution des produits et des pratiques est si rapide qu’une partie de ce qui était vrai il y a deux ans ne l’est déjà plus. C’est pourquoi la firme de génie DNV GL propose des rapports annuels comportant une évaluation du marché et des essais en laboratoire de la durée de vie de plusieurs batteries commerciales. Le troisième de ces rapports annuels, le 2020 Battery Performance Scorecard vient de sortir et dresse un état de lieux utile, dans cette industrie où le vocabulaire de la performance et de la durabilité est encore mal établi.

Précision importante : cette étude ne concerne que les grandes installations de stockage fixe, destinées à appuyer la production électrique à l’échelle commerciale. Elle ne concerne pas les batteries destinées au secteur résidentiel ou à l’industrie automobile, bien que la plupart des concepts puissent s’y appliquer. Elle cherche à déterminer les facteurs vraiment significatifs, dans une industrie où chaque fournisseur propose ses propres indicateurs, ce qui entretient de la confusion chez les entreprises énergétiques qui achètent des batteries.

Évolution du marché

À l’échelle mondiale, la firme Greentech Media estime que les déploiements annuels de batteries de stockage vont être multipliés par 13 entre 2020 et 2024. Aux États-Unis, on prévoit une multiplication par 14, la capacité des déploiements passant de 0,5 GW en 2019 à 7,3 GW en 2025. Cette accélération est rendue possible par la baisse soutenue des prix : ceux-ci baissent de 19 % chaque fois que la capacité installée cumulée double.

À leurs débuts, les batteries de stockage servaient surtout à remplir des fonctions de régulation de la fréquence du réseau électrique. En ce moment, les projets à l’échelle d’un parc solaire ou éolien servent maintenant à étaler l’offre dans le temps en injectant directement de l’électricité dans le réseau. Plusieurs projets en cours de réalisation peuvent fournir plus de 1 GWh de courant. Voir à ce propos mon texte récent sur le boom du stockage aux États-Unis. DNV GL souligne que « la tendance démontre que les renouvelables acheminables sont une réalité ».

Ceux qui installent ces parcs s’attendent à ce que leurs batteries durent aussi longtemps que les éoliennes et les panneaux photovoltaïques qu’ils appuient, soit de 20 à 25 ans. Bien que certains fabricants de batteries offrent des garanties de 20 ans, sinon plus, il est difficile d’évaluer si les batteries dureront aussi longtemps sans perdre une grande partie de leur capacité. L’industrie prévoit compenser les pertes de rendement en augmentant progressivement le nombre de batteries installées, une pratique qui est déjà intégrée au plan d’entretien et au financement des projets.

Évolution des technologies

L’industrie utilise des batteries au lithium de plusieurs types aux caractéristiques légèrement différentes en matière de composition chimique et de format. Il y a quelques années, les chimies les plus populaires étaient les variétés NMC (nickel, manganèse, cobalt) et NCA (nickel, cobalt, aluminium). La tendance favorise actuellement la batterie LFP (lithium, phosphate de fer), une technologie assez ancienne qui fait un retour.

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Au début, on assemblait les batteries à partir de cellules cylindriques semblables à une pile AA. Entre 2015 et 2018, il y a eu une diversification de l’offre. LG Chem proposait des cellules NMC souples, Samsung des cellules NMC prismatiques et Tesla des cellules NCA cylindriques. Ces deux chimies semblaient destinées à dominer le marché. Mais sous l’impulsion de fabricants chinois comme CATL et BYD, la formule LFP regagne en popularité, notamment en raison de sa facilité d’assemblage. Alors que les anciennes batteries étaient faites de plusieurs « packs » individuels regroupant un grand nombre de petites cellules, aujourd’hui on assemble directement de grandes batteries à partir des cellules sans passer par l’intermédiaire du pack.

Selon DNV GL, les prochaines années devraient voir une évolution rapide de la structure des batteries et de la conception des systèmes de stockage, tandis que la formulation chimique devrait rester relativement constante.

Les essais en laboratoire

DNV GL a développé des protocoles pour tester en laboratoire la résistance des batteries à divers facteurs de stress. Ces pratiques sont suivies avec intérêt par l’industrie des batteries même si elles ne sont pas encore normalisées. La firme de génie a testé une partie des batteries disponibles dans ses propres laboratoires, mais pour d’autres a dû se contenter de tests effectués par les fabricants eux-mêmes, en conformité partielle avec ces normes.

Le tableau de bord qui en résulte se concentre sur quatre facteurs qui jouent un rôle de premier plan dans la dégradation d’une batterie :

    • Le niveau de charge moyen
    • Les variations d’états de charge
    • La charge de la cellule et le rythme de décharge
    • La température

Traditionnellement, on exprime la durée de vie d’une batterie en termes de « cycles » de recharge et de décharge. DNV GL juge plus précis de parler de débit cumulatif (throughput), défini comme la quantité d’énergie qu’une batterie va stocker et restituer sur l’ensemble de sa durée de vie. Cette mesure tient mieux compte des cycles partiels et du fait qu’une batterie perd lentement de sa performance avec l’âge. L’entreprise utilise aussi le concept de « roulements » (turnover). Ceux-ci sont calculés en divisant le nombre cumulatif d’ampères-heures restitués pendant la vie de la batterie par sa capacité initiale. Autrement dit, l’utilité d’une batterie ne repose pas que sur sa capacité à tenir de la charge, mais aussi sur sa capacité à se recharger et décharger au rythme voulu – cet aspect se dégrade aussi.

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Ces nuances sont cruciales lorsque vient le temps de mesurer le rendement d’un système et ses coûts à chaque étape de sa vie, ce qui implique de bien comprendre le processus de dégradation. Les produits mis à l’épreuve cette année ont montré qu’ils enduraient en moyenne 381 roulements avant de perdre 1 % de leur capacité. Il faut ajouter à cette dégradation provoquée par l’utilisation une perte provoquée par l’âge d’environ 0,2 à 1,0 %, qui est observée sur le terrain que DNV GL ne peut pas mesurer en laboratoire en quelques mois. Une batterie moyenne conserve 90 % de son débit après environ 1 800 roulements.

Les garanties actuellement offertes sur les batteries prévoient habituellement que leur capacité ne diminuera pas à moins de 80 % de leur capacité initiale. Les données obtenues en laboratoire donnent à penser que ce seuil pourrait être atteint après de 3 000 à 3 200 roulements. Rappelons que la pratique actuelle ne consiste pas à remplacer ces batteries usées, mais à ajouter des batteries neuves à l’installation pour maintenir sa capacité au niveau voulu.

Les essais montrent que la température de fonctionnement idéale est de l’ordre de 25 °C. Ceci souligne l’importance d’une bonne température des batteries. L’excès de chaleur ou de froid peut provoquer un stress important lors de la recharge ou de la décharge.

Sur la question de l’état de charge et de ses variations, les résultats vont un peu dans tous les sens. Chaque formule chimique semble avoir des états de charge préférés et des zones où les variations brusques provoquent plus de dégradations, le plus souvent lorsque le niveau de charge est très bas ou très élevé. Les lecteurs intéressés par cet aspect très technique sont invités à se référer au rapport complet.

Dans l’ensemble toutefois, toutefois, les essais montrent que la dégradation est surtout provoquée par la température et le débit, les recharges et décharges très rapides provoquent plus d’usure. L’état de charge et ses variations sont des facteurs mineurs en comparaison.

Comme on le voit, l’industrie du stockage a beaucoup appris ces dernières années. Les prix baissent, la dégradation des batteries est mieux comprise et mieux maîtrisée et les batteries partiellement dégradées ne sont plus systématiquement mises au rebut, ce qui augmente leur vie utile. On ne peut pas encore considérer cette technologie comme arrivée à maturité et il est trop tôt pour prédire quand elle commencera à plafonner.

Source :

DNV GL, 2020 Battery Performance Scorecard

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