Véhicules électriques, ordinateurs portables, téléphones, aspirateurs sans fil, chiens robots (quoi ?). Ils ont tous un point commun. Ils sont alimentés par des batteries lithium-ion, dont la capacité de stockage d'énergie diminue avec le temps. Le stockage à grande échelle sur le réseau obéit aux mêmes lois physiques que votre compagnon canin robotisé : les batteries se dégradent en fonction de multiples facteurs, notamment l'environnement (par exemple, la température), le temps et l'utilisation (par exemple, le cycle de fonctionnement, la profondeur de décharge, etc.). Pour les propriétaires d'actifs, gérer la dégradation des batteries fait partie de la gestion d'actifs. Dans ce fil, nous expliquons les points clés à prendre en compte.

Note – c’est un sujet de recherche très actif et, comme toute technologie encore jeune, le monde est encore en train de tout comprendre…

Qu'est-ce que la dégradation d'une batterie ?

Les cellules lithium-ion fonctionnent grâce au déplacement des ions entre les électrodes positives et négatives. Ce concept existe depuis les premières batteries (plus d’un siècle), et en théorie, ce mécanisme devrait fonctionner indéfiniment. Mais, bien sûr, la théorie ≠ la réalité. En pratique, les composants d’une cellule (électrodes, électrolyte, collecteurs de courant et additifs) subissent des transformations physiques et chimiques lors de leur fonctionnement, ce qui réduit l’énergie stockable (capacité) et la puissance maximale délivrable de la cellule.

Ces changements physiques diminuent les performances et peuvent survenir plus ou moins rapidement selon la manière dont les cellules sont utilisées.

Pour faire simple, utiliser une batterie de manière « intensive » dégrade ses performances plus rapidement qu’une utilisation « douce ».

Métriques, métriques, métriques

Cycles – « cycles » est un terme largement utilisé pour compter le nombre de charges et décharges complètes d’une batterie. Ce chiffre est généralement net et cumulatif. Par exemple, il n’est pas nécessaire d’effectuer une charge complète de 100 % en une seule fois. Plusieurs petites charges qui s’additionnent à 100 % (soit un cycle) comptent aussi. Lorsqu’on parle de cycles, il faut savoir où on les mesure : certains les comptent au niveau des cellules (côté DC des convertisseurs), d’autres ailleurs (côté AC, connexion réseau mesurée, etc.). Ces nuances peuvent inclure ou exclure les pertes du reste du système, ce qui change totalement la métrique.

État de Charge (SoC) – le niveau de charge d’une cellule par rapport à sa capacité, généralement exprimé en % (0 % = vide, 100 % = plein). Pour certaines cellules lithium-ion, fonctionner dans une plage restreinte peut prolonger leur durée de vie. Par exemple, utiliser la cellule uniquement entre 20 % et 80 % de SoC.

Profondeur de Décharge (DoD) – un indicateur parfois utilisé à la place du SoC, qui mesure la quantité de charge retirée de la batterie par rapport à la charge totale (DoD = 100 % – SoC).

État de Santé (SoH) – un indicateur de l’état d’une cellule par rapport à des conditions idéales, généralement exprimé en %. Cette métrique est souvent utilisée avec la capacité énergétique comme indicateur de dégradation. Au premier jour de mise en service, on s’attend à un SoH très proche de 100 %. Un actif en fonctionnement depuis un certain temps aura un SoH inférieur à 100 %.

Température (T) – la température a un impact énorme sur la performance et la dégradation des cellules. Les cellules peuvent chauffer très vite, d’où l’importance des systèmes de refroidissement. Il est aussi essentiel de maintenir les cellules au-dessus d’une température minimale (généralement 10 à 20 °C) pour des performances optimales.

Quelles données avons-nous sur la dégradation des batteries ?

Commençons par la recherche académique :

Les données (applicables) sur la dégradation des batteries sont rares. Bien sûr, il existe de nombreuses données issues de la recherche universitaire sur la dégradation des cellules. Mais ces recherches portent souvent sur des cellules uniques ou de petits groupes, et concernent surtout d’autres usages (véhicules électriques, aviation, électronique grand public), qui présentent des caractéristiques différentes du stockage à grande échelle (par exemple, organisation des cellules, températures, profils de charge). Il y a aussi des contraintes de temps, de coût et d’espace pour les essais en laboratoire, qui amènent souvent les chercheurs à simuler ou à faire des hypothèses.

Tester la dégradation sur 10 ans prend, eh bien, 10 ans. Qui veut prolonger sa thèse de doctorat sur 10 ans ? Personne, on imagine.

Il est courant de simuler, d’extrapoler ou d’accélérer les cycles (10 ans de cycles en 1 an, peut-être ?). Le coût pose aussi problème : acheter un conteneur de 12 mètres rempli de cellules (pour les dégrader) est une opération coûteuse, donc la recherche se fait souvent à plus petite échelle. C’est logique, mais cela ne prend pas en compte toutes les dynamiques du monde réel – gestion thermique et refroidissement dans les conteneurs, variations saisonnières, pannes, etc. Mention spéciale au Centre for Research into Electrical Energy Storage and Applications (CREESA), dirigé par l’Université de Sheffield, qui a acquis, construit et exploite un système de stockage d’énergie de 5 MW dédié à la recherche académique – chapeau. Cependant, on ne peut pas appliquer directement les données du système CREESA à d’autres actifs au Royaume-Uni, car il utilise des cellules lithium-titanate, une chimie supérieure mais très coûteuse, donc peu déployée ailleurs au Royaume-Uni. En résumé, la recherche académique sur la dégradation des cellules est très active, mais il existe toujours un écart entre la recherche et les usages réels pour le stockage d’énergie à grande échelle. Les données applicables à la dégradation des actifs de stockage à l’échelle des services publics restent difficiles à obtenir.

Que pouvons-nous apprendre de la dégradation des batteries sur les actifs opérationnels ?

Le marché du stockage d’énergie au Royaume-Uni arrive à maturité : environ 1 GW de stockage sur réseau, réparti sur une soixantaine d’actifs installés ces 5 dernières années, fournit de nombreux points de données pour des « applications réelles ». Cependant, les propriétaires et fabricants gardent généralement ces données pour eux. La plupart des actifs opérationnels au Royaume-Uni ont entre 1 et 4 ans d’âge et ont principalement servi à des services de réponse en fréquence (comme le FFR).

D’après des retours anecdotiques sur les garanties de cellules, nous pensons que la majorité des actifs opérationnels au Royaume-Uni conservent une capacité utile de 90 à 95 % (soit une dégradation de 5 à 10 %). Mais cela reste une garantie, pas une mesure réelle.

Que disent les fabricants sur la dégradation des batteries ?

Globalement, les fabricants adoptent une approche prudente et spécifient la durée de vie des cellules lithium-ion en nombre de cycles complets de charge/décharge, mais cela simplifie la réalité du terrain. Règle générale du secteur : prévoir de conserver entre 75 et 85 % de la capacité énergétique après 10 ans pour un système fonctionnant à 1,5 à 2 cycles par jour (pour un système d’une heure). Cela reste soumis à de nombreux paramètres de spécification, de profil de charge et d’utilisation.

Mesurer la dégradation des batteries

Tout au long de la vie de votre actif, mesurer la dégradation des batteries sera essentiel pour être un « opérateur averti » et particulièrement important si la dégradation fait partie de votre contrat de garantie. Avec des garanties pouvant aller jusqu’à 15 ans, des mesures régulières sont indispensables. Dans certains cas, les tests de dégradation permettent de déterminer si un fabricant doit remplacer l’équipement ou verser une compensation financière (£££), d’où la nécessité de définir la procédure de test dès le départ et de l’intégrer au contrat.

La méthode la plus complète pour mesurer la dégradation consiste à réaliser un test de capacité énergétique. Le système est chargé à 100 % de SoC puis déchargé en continu à une puissance donnée jusqu’à atteindre 0 % de SoC (soit une décharge d’une heure à puissance nominale de 100 % à 0 % SoC). Ce test est excellent pour évaluer la performance car il est très « exigeant », ce qui permet aussi de tester les systèmes auxiliaires (comme le refroidissement). Cependant, ces tests eux-mêmes causent une certaine dégradation (imaginez récupérer votre voiture après un contrôle technique et découvrir 1 000 km de plus au compteur). Pour limiter ces effets, certains fabricants recommandent de réaliser ce test à moins de 50 % de la puissance nominale, ou de restreindre les niveaux de SoC (par exemple, décharger de 80 % à 20 % de SoC et extrapoler). Le débat reste ouvert.