D’après pv magazine international.
Des chercheurs de l’université de Sheffield, au Royaume-Uni, ont comparé les performances des batteries lithium-ion (LIB) à celles des batteries à flux de vanadium redox (VFB) dans une installation photovoltaïque commerciale modélisée en Californie.
« La principale contribution de ce travail est de procéder à ce type d’optimisations à objectifs multiples pour les systèmes VFB et LIB en utilisant les modèles de dégradation les plus détaillés disponibles pour chaque technologie », ont-ils déclaré, précisant qu’ils ont considéré le surdimensionnement solaire, la puissance de stockage et la durée du stockage comme les principales variables.
Le groupe a utiliser une programmation mixte en nombres entiers pour calculer le taux d’autosuffisance des solutions de stockage et d’un système hybride VFB-LIB. La puissance de l’installation solaire retenue était de 636 kW, soit celle nécessaire pour alimenter une épicerie dans un bâtiment à un seul étage.
« L’installation est active sept jours sur sept et affiche un large pic entre 6 heures et 23 heures », indiquent les chercheurs. « En été, des pics de charge plus courts se produisent pendant les heures d’activité, vraisemblablement en raison de la charge de refroidissement de l’air. »
Les efficacités AC en aller et retour des LIB et VFB ont été estimées à respectivement 0,94 et 0,78, et le fonctionnement de la centrale a été optimisé 24 heures sur 24, en partant de l’hypothèse que la prévision de la production photovoltaïque et de la demande était parfaite sur cette période. Un algorithme de comptage du flux de pluie a été appliqué au profil de l’état de charge (SOC) de la LIB et de la VFB afin de calculer leur dégradation.
Les universitaires ont constaté que les systèmes LIB et VFB, ainsi que leur hybridation, avec une matrice PV surdimensionnée, pouvaient atteindre un coût énergétique nivelé (LCOE) de moins de 0,22 $/kWh, tout en offrant un taux d’autosuffisance de 0,95.
« Entre 0,8 et 0,95 SSR, la durée optimale des deux systèmes est de 6 à 7,5 heures », ont déclaré les scientifiques. « Le choix optimal du LIB ou du VFB dépend à la fois des hypothèses de CAPEX et de celles concernant la température des cellules LIB par rapport au climat ambiant. »
Le groupe a déclaré que les LIB sont l’option la moins chère avec un SSR élevé, car elles nécessitent un surdimensionnement de la batterie et un nombre de cycles plus faible.
« Les fabricants de VFB devraient se concentrer sur les sites présentant des fourchettes de températures ambiantes hautes, car le LIB subira un LCOE accru dans ces situations », indiquent les scientifiques. « Étant donné que les coûts d’exploitation marginaux de la technologie LIB et de la technologie VFB coïncident en fonction du scénario, il est probable que d’autres facteurs entreront en ligne de compte lors du choix entre les deux technologies. »
Les scientifiques ont présenté leurs conclusions dans « The economics of firm solar power from Li-ion and vanadium flow batteries in California », qui a été récemment publié dans Large-scale Energy Storage.
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