2,5 M€ de revenus bruts annuels supplémentaires
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Synthèse du projet
L’étude visait à évaluer la performance technico-économique de l’intégration d’un système de stockage par batteries de grande capacité (BESS) à un parc de production énergétique existant.
Le site exploite déjà 1 bloc à biomasse, 5 unités de cogénération et 3 chaudières. L’électricité produite par les cogénérations est valorisée sur le marché intrajournalier et participe à l’équilibrage du réseau. L’objectif était de déterminer si l’ajout d’un BESS pouvait générer des revenus supplémentaires, accroître la flexibilité de la cogénération et améliorer la rentabilité globale du système.
Avec TOP-Energy®, plusieurs configurations ont été simulées pour évaluer la performance économique d'un stockage par batterie représentant un investissement d'environ 18 M€. Les résultats de simulation ont montré que l’optimisation conjointe de la batterie, de la cogénération et du Power-to-Heat pouvait réduire le temps de retour de 8 à 6 ans et générer environ 2,5 M€ de revenus supplémentaires bruts par an sur 15 ans.
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Le défi : transformer un arbitrage énergétique en source de revenu
L’intérêt économique d’un BESS industriel ne dépend pas uniquement de sa capacité de stockage. Sa rentabilité repose sur la capacité d'un site à optimiser plusieurs sources énergétiques et à coordonner le stockage avec les équipements de production existants.
L’étude devait notamment déterminer comment :
- exploiter les écarts de prix sur le marché intrajournalier ;
- générer des revenus sur le marché d’équilibrage ;
- accroître la flexibilité des unités de cogénération ;
- valoriser les interactions entre électricité et chaleur ;
- identifier le dimensionnement de batteries offrant le meilleur compromis entre investissement et rentabilité.
Le modèle devait également respecter la limitation de capacité de raccordement au réseau.
La solution TOP-Energy®
Plusieurs scénarios ont été simulés de l'utilisation d'un système de stockage par batterie seul, jusqu'à l'optimisation globale du portefeuille énergétique (BESS, Power-to-Heat, cogénération flexible).
Les simulations ont comparé des systèmes de batterie de différentes puissances (25 MW / 50 MWh, 50 MW / 100 MWh) avec différents scénarios de prix pour 2024, 2030 et 2035.
Les hypothèses retenues incluaient les profils de production, les coûts d'investissement et les paramètres externes tels que les prix de marché ou les conditions climatiques.
Chaque scénario a été comparé selon des KPI communs :
- coûts d'investissement ;
- retour sur investissement ;
- flux de trésorerie ;
- coûts de production ;
- cyclage du BESS ;
Une étude paramétrique a également fait varier la capacité du stockage pour identifier l’influence du dimensionnement sur les performances technico-économiques.
Solar Eco Power
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Solar Heating
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Solar Panels
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Résultats des simulations
Investissement et stratégie retenue
La stratégie retenue a été celle de l'installation d'un BESS pour 18 M€ d'investissement, avec un couplage optimisé au système énergétique existant.
ROI
Ce scénario combinant stockage, cogénération flexible et Power-to-Heat obtient ainsi le meilleur temps de retour parmi les scénarios comparés avec un temps de ROI sur 6 ans au lieu de 8 ans pour un BESS sans couplage.
Revenus supplémentaires bruts
Grâce au couplage, plusieurs sources de revenus sont valorisées simultanément et permettent de dégager environ 2,5 M€ de revenus supplémentaires bruts par an, provenant de la valorisation sur le marché intrajournalier et de la participation au mécanisme d'ajustement.
Revenus supplémentaires nets
La prise en compte du surcoût d’achat d’électricité et des OPEX du BESS dans le scénario permet d'estimer les revenus supplémentaires nets à 1,44 M€/an sur 15 ans.