Le prix de l'électricité le plus élevé n'est pas toujours le meilleur moment pour décharger
L'arbitrage tarifaire utilise un BESS C&I pour charger lorsque l'électricité est relativement peu coûteuse et décharger lorsque l'électricité du réseau est plus chère. Mais l'écart tarifaire seul ne détermine pas la valeur. Les pertes aller-retour, l'état de charge de la batterie, la puissance de charge et de décharge, la dégradation, les frais de demande, la production solaire et la réserve de secours affectent tous la décision de dispatch. En pratique, l'EMS peut délibérément garder la batterie au repos pendant une période tarifaire coûteuse si un pic de demande de valeur supérieure est attendu plus tard.
NREL modélise le stockage de batteries commerciales avec à la fois des puissances et des énergies nominales et inclut explicitement l'efficacité aller-retour et les hypothèses de cyclage dans son cadre de performance et économique.
La façon la plus simple de comprendre l'arbitrage est de suivre une usine pendant une journée de travail.
01:00 — L'électricité bon marché arrive
Supposons ce tarif illustratif :
| Période | Prix de l'électricité |
|---|---|
| 00:00–06:00 | 0,08 $/kWh |
| 06:00–16:00 | 0,13 $/kWh |
| 16:00–21:00 | 0,22 $/kWh |
| 21:00–24:00 | 0,12 $/kWh |
L'usine a unBESS de classe 500kWh.
À 01:00, l'état de charge de la batterie est de 25%.
Le commandement évident est :
Charger.
Mais combien ?
Si la production PV sur le toit de demain est censée produire un surplus d'énergie substantiel, charger la batterie à 100 % pendant la nuit peut gaspiller une opportunité de charge gratuite à midi.
S'il n'y a pas de PV et que la batterie fera face à un long pic en soirée, un objectif plus élevé pendant la nuit peut avoir du sens.
Donc, l'EMS a besoin de plus qu'une horloge.
Il a besoin d'un état de charge cible basé sur le prochain devoir attendu.
05:30 — Avons-nous terminé de charger à temps ?
Supposons que l'EMS veuille ajouter300kWhavant la fermeture de la fenêtre hors pointe.
Il y a cinq heures disponibles.
En ignorant les pertes pour un premier contrôle :
300kWh ÷ 5h = 60kW
La batterie a donc besoin d'environ 60kW de puissance de charge moyenne du côté de la batterie avant de tenir compte des pertes réelles du chemin de charge et des contraintes d'exploitation.
Si le PCS ne peut charger qu'à 50kW, la stratégie tarifaire est physiquement impossible telle qu'écrite.
Une batterie plus grande ne résout pas ce problème.
Le projet a besoin de suffisamment dekW pour déplacer les kWh requis à l'intérieur de la fenêtre tarifaire.
C'est une des raisons pour lesquelles la puissance PCS appartient à un modèle d'arbitrage dès le départ.
11:30 — Le solaire change la valeur de l'énergie stockée
La production est en cours et la production photovoltaïque sur le toit dépasse maintenant la demande de l'installation de 80 kW.
Le système de stockage d'énergie (BESS) a de la capacité disponible.
Le système de gestion de l'énergie (EMS) a maintenant plusieurs options :
charger à partir de l'excédent photovoltaïque
exporter l'excédent
réduire la production photovoltaïque si nécessaire
ou conserver la capacité de la batterie pour un autre usage.
La bonne décision dépend de la valeur d'exportation du site et des prix de l'électricité ultérieurs.
Si l'énergie solaire exportée rapporte peu alors que le coût de l'électricité du réseau en soirée est de 0,22 $/kWh, stocker l'excédent peut être attrayant.
Si la compensation d'exportation est forte, le calcul change.
L'énergie stockée n'ajoute de la valeur économique que lorsque l'achat évité en période de pointe dépasse les pertes de cycle, la dégradation de la batterie et d'autres coûts associés au stockage et à la libération de cette énergie.
16:00 — Le tarif passe à 0,22 $/kWh
Maintenant, l'opportunité classique d'arbitrage apparaît.
Supposons que le BESS délivrera200 kWhpendant la période coûteuse.
Pour un exemple simplifié, utilisez :
Prix de charge en période creuse = 0,08 $/kWh
Prix de l'électricité en période de pointe = 0,22 $/kWh
Efficacité de cycle = 90 %
Pour délivrer 200 kWh plus tard, le système aurait besoin d'environ :
200 ÷ 0,90 = 222,2 kWh
d'énergie de charge selon cette hypothèse d'efficacité simplifiée.
Valeur de l'électricité de pointe évitée :
222,2 × 0,08 $ ≈ 17,78 $
Valeur de 200 kWh d'achat de réseau en période de pointe évité :
200 × 0,22 $ = 44,00 $
Valeur brute d'arbitrage illustrative :
44,00 $ − 17,78 $ = 26,22 $
C'est la valeur de ce déplacement simplifié des prix de l'énergie avant de considérer d'autres coûts de projet ou d'autres usages de la batterie.
Ce n'est pas 28 $.
Il suffit de multiplier :
200 × (0,22 $ − 0,08 $)
ignorerait l'énergie de charge supplémentaire requise en raison des pertes.
17:30 — L'EMS refuse de décharger
Le prix de l'électricité est toujours élevé.
Pourtant, le système de gestion de l'énergie (EMS) maintient la batterie.
Pourquoi ?
À 18h00, plusieurs lignes de production devraient se chevaucher.
L'installation paie un tarif de demande basé sur son pic de facturation.
Si un arbitrage agressif à 16h00 laisse un état de charge (SoC) insuffisant pour réduire la demande à 18h00, l'usine pourrait économiser quelques dollars sur l'énergie et en perdre beaucoup plus sur les frais de demande.
La batterie ne peut pas dépenser les mêmes kWh stockés deux fois.
Ainsi, l'EMS peut préserver :
100–150kWh
pour le pic de demande attendu.
C'est là qu'un simple calendrier tarifaire devient une stratégie de dispatch.
Pour un projet Ruibit/Dawnice C&I, je demanderais donc si le système est censé fonctionner :
uniquement sur l'arbitrage énergétique
ou
arbitrage + réduction de pic + décalage PV + secours
avant de décider combien d'énergie utilisable peut réellement être attribuée à chaque tâche.
18:05 — Le lissage des pics prend la priorité
La demande de l'usine atteint :
680kW
La demande cible du réseau du site est :
550kW
Contribution requise du BESS :
680 − 550 = 130kW
Maintenant, le PCS doit fournir environ 130kW pour la réduction de pic.
Si le PCS est seulement noté à 100kW, aucun algorithme EMS ne peut le faire fournir 130kW en continu au-delà de sa capacité autorisée.
Si la batterie n'a que 40kWh disponibles, elle peut également manquer d'énergie suffisante pour maintenir la réduction pendant un long événement.
L'arbitrage et la réduction de pic rivalisent donc sur deux dimensions :
kW PCS
et
kWh de batterie disponible.
La stratégie de contrôle doit protéger les deux.
21:00 — La batterie doit-elle être vide ?
Pas nécessairement.
Supposons que le tarif tombe à 0,12 $/kWh, mais que le client nécessite 20 % de SoC réservé pour le secours.
Cette réserve n'est pas disponible pour un arbitrage ordinaire.
Garder de l'énergie inutilisée peut sembler inefficace sur un tableau de revenus quotidien.
Mais le client a également acheté de la résilience.
Le système de gestion de l'énergie doit respecter cette exigence.
Un modèle financier qui suppose que la batterie utilise 100 % de l'énergie disponible pour l'arbitrage tout en maintenant simultanément une réserve de secours complète compte double l'actif.
L'écart tarifaire a besoin d'une vérification du seuil de rentabilité
Il existe une manière utile de tester si un écart de prix vaut même la peine d'être examiné.
Si le coût de l'électricité hors pointe est :
$0.10/kWh
et que l'efficacité aller-retour est :
90 %
alors le coût énergétique nécessaire pour livrer 1 kWh plus tard est d'environ :
$0.10 ÷ 0.90 = $0.111/kWh
Ainsi, un prix de pointe légèrement supérieur à $0.111/kWh laisse très peu de valeur brute d'arbitrage avant de considérer la dégradation, la consommation auxiliaire, l'O&M ou d'autres coûts.
L'écart doit survivre aux pertes.
C'est plus utile que de simplement demander :
Quelle est la différence entre les prix de pointe et hors pointe ?
Ce que je veux avant de modéliser l'arbitrage C&I
Pour un projet sérieux, je demanderais :
des données de charge par intervalle
un calendrier tarifaire complet
les règles de facturation de la demande
des données de génération PV
les limites de charge/décharge du PCS
l'énergie de batterie utilisable
l'efficacité aller-retour et sa limite de mesure
le SoC minimum et maximum
une réserve de secours
les limites de cyclage attendues
les priorités de fonctionnement de l'EMS
Ensuite, je simulerais le dispatch réel plutôt que de supposer un cycle de charge/décharge parfait chaque jour.
La méthodologie d'évaluation du stockage de batterie du DOE met également l'accent sur la performance mesurée et les métriques d'efficacité et de capacité définies lors de l'évaluation du fonctionnement du BESS.
Donc, ne citez pas un projet d'arbitrage basé uniquement sur la capacité de la batterie. Demandez au fournisseur de vérifier la capacité énergétique, la puissance du PCS, la fenêtre de charge, la logique de contrôle et les exigences de réserve.
L'arbitrage est une décision EMS, pas seulement un calcul tarifaire
La version simple de l'arbitrage en fonction du temps d'utilisation est :
charger bas → décharger haut
Un véritable site C&I ajoute une autre couche :
L'électricité bon marché est-elle disponible assez longtemps pour charger ?
Le PV fournira-t-il une énergie moins chère plus tard ?
Combien d'efficacité de cycle élimine-t-elle l'écart ?
Un pic de demande est-il à venir ?
Combien de SoC doit rester pour la sauvegarde ?
Le PCS peut-il déplacer suffisamment de puissance lorsque l'occasion se présente ?
Utiliser la batterie maintenant est-il plus précieux que de la conserver pour le prochain événement ?
Cette question finale est celle où l'EMS mérite sa place.
L'électricité la moins chère n'est pas automatiquement le meilleur moment pour charger, et le tarif le plus élevé n'est pas automatiquement le meilleur moment pour décharger. Le meilleur dispatch est celui qui attribue les kW et kWh de batterie limités à la tâche de la plus haute valeur sans compter la même énergie stockée deux fois.
Questions fréquentes
1. Comment fonctionne l'arbitrage selon l'heure d'utilisation avec un BESS C&I ?
Le BESS se charge lorsque l'électricité est relativement peu coûteuse et se décharge pendant les périodes de prix plus élevés. La valeur réelle dépend del'écart tarifaire, de l'efficacité, des limites de la batterie et de la stratégie de dispatch de l'EMS.
2. Comment l'efficacité du cycle aller-retour affecte-t-elle les économies d'arbitrage du BESS ?
Les pertes d'énergie signifient que le BESS doit acheter plus d'énergie de charge qu'il n'en livre par la suite. Lecoût d'électricité de pic évité doit dépasser les coûts de charge, les pertes, la dégradation et d'autres coûts d'exploitation.
3. Pourquoi l'EMS pourrait-il éviter de décharger pendant une période tarifaire coûteuse ?
L'EMS peut préserver le SoC pour unpic de demande de plus haute valeur, une réserve de sauvegarde ou un autre événement attenduau lieu d'utiliser la batterie immédiatement pour l'arbitrage.
4. Quelles données sont nécessaires pour évaluer l'arbitrage BESS C&I ?
Utiliserles données de charge par intervalles, les horaires tarifaires, les charges de demande, la génération PV, les limites PCS, l'énergie utilisable de la batterie, l'efficacité de cycle, les limites de SoC, la réserve de sauvegarde et les priorités de l'EMS.
5. La même énergie de batterie peut-elle être utilisée pour l'arbitrage et le lissage de pointe ?
Pas simultanément. Utiliser l'énergie stockée pour l'arbitrage réduit le SoC disponible pour le lissage des pics ultérieurs, donc l'EMS doit prioriser le devoir de plus haute valeur.
