Stockage par batterie de 2 MWh en remplacement de groupes électrogènes diesel sur un camp minier isolé en Afrique du Sud. Horizon 10 ans, ZAR nominal, taux d'actualisation 12,00 %.
Verdict : VAN = −20 295 791 ZAR sur 10 ans aux paramètres vérifiés. Équipement : armoire CATL EnerC+ 372/1000-1500, rév. 2024-03 (6 armoires × 372 kWh nominal, ≈ 2 000 kWh utile), associée à un PCS Sungrow ST1000CP (1 000 kW continu). Site : camp minier à ciel ouvert isolé dans le Northern Cape, Afrique du Sud, hors réseau. Horizon : 10 ans. Date des preuves : 2024-10-04 (audit du modèle TCO). Limitation : les bénéfices ne compensent jamais le CAPEX ni l'O&M nominal aux hypothèses délimitées retenues ; le retour simple et le retour actualisé sont donc indéfinis (—) ; LCOS = 5,97 ZAR/kWh.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Devise | ZAR |
| Horizon (années) | 10 |
| Taux d'actualisation | 12,00 % |
| Coût total non actualisé (ZAR) | 22 551 396,77 |
| Coût total actualisé / VA des coûts (ZAR) | 20 747 810,76 |
| Bénéfice total non actualisé (ZAR) | 785 435,93 |
| Bénéfice total actualisé (ZAR) | 452 019,74 |
| VAN (ZAR) | -20 295 791,02 |
| IRR | s.o. |
| Retour simple (année) | — |
| Retour actualisé (année) | — |
| LCOS (ZAR/kWh) | 5,97 |
Décision : aux paramètres retenus, le BESS configuré ne se rentabilise pas dans l'horizon de 10 ans ; le LCOS = 5,97 ZAR/kWh dépasse le bénéfice unitaire modélisé par kWh. À considérer comme un actif stratégique / environnemental, sauf si l'un des leviers du §5 est actionné. La version narrative antérieure évoquant « un retour d'environ 3 ans » et un bénéfice net de 38,3 m ZAR est retirée ; elle contredisait les tableaux audités et est remplacée par les chiffres ci-dessus.
Le site de référence est un camp minier à ciel ouvert et isolé situé dans la province du Northern Cape en Afrique du Sud, équipé d'un parc diesel de 6 MVA pour une charge moyenne du camp de 3,0 MW et un pic de 4,2 MW. Le profil de charge est dominé par les blocs d'hébergement (CVC, éclairage, restauration), des pompes de dénoyage (cycliques) et un petit atelier de concassage. Le site fonctionne 24/7, 365 jours/an. Le raccordement au réseau n'est pas disponible ; la ligne MT Eskom la plus proche se trouve à environ 38 km, en zone montagneuse, ce qui exclut à court terme toute interconnexion réseau.
Le système de stockage d'énergie par batterie (BESS) évalué dispose d'une capacité énergétique utile de 2 000 kWh (2 MWh) aux bornes de la batterie, associée à un système de conversion de puissance (PCS) quatre quadrants de 1 000 kW (1 MW). Stratégie d'exploitation : écrêtage des pointes sur le parc diesel, avec un mode secondaire pour une fenêtre « diesel off » en milieu de journée afin d'absorber le curtailment PV (le volet PV est exclu du présent TCO).
Chaque ligne sourcée est traçable jusqu'à un document nommé. Les lignes qui conditionnent le poste de bénéfice mais qui n'étaient pas chiffrées dans la version initiale sont présentées comme des hypothèses délimitées explicites identifiées par un numéro (A1–A4). Le calcul des bénéfices utilise ces valeurs d'hypothèse à l'identique.
| Paramètre | Valeur | Unité | Source nommée |
|---|---|---|---|
| Énergie utile du BESS | 2 000 | kWh | Fiche technique armoire CATL EnerC+ 372/1000-1500, Rév. 2024-03 (6 × 372 kWh = 2 232 kWh nominal, 2 000 kWh utile). Famille produit référencée sur la page dédiée au stockage d'énergie CATL1 ; fiche technique exacte et manuel OEM confirmés au stade RFQ. |
| Puissance continue du PCS | 1 000 | kW | PCS Sungrow ST1000CP, 1 000 kW / 1 250 kVA, 1500 V DC. Famille référencée sur la page d'accueil Sungrow2 ; fiche technique exacte et révision du manuel confirmés au stade RFQ. |
| Rendement aller-retour du BESS (CC–CA, BOL) | 89 | % | Fiche technique CATL EnerC+ 372/1000-1500 Rév. 2024-03 (courbe de cyclage / dégradation communiquée selon le manuel OEM Rév. 2024-03). Page famille produit : https://www.catl.com/en/ess/1 |
| Plafond de throughput annuel du BESS | 330 | cycles/an | Rapport IEA Battery Performance and Aging (2023) — enveloppe d'exploitation Li-ion à échelle industrielle, IEA3 ; convention équivalente utilisée dans BloombergNEF Energy Storage Market Outlook 2024 H1 (BNEF-ESMO-2024H1), jeu de données payant — voir références méthodologiques sur la page corporate BNEF. |
| Dégradation calendaire | 2,0 | %/an | CATL EnerC+ EOL ≤ 70 % à l'année 15, manuel OEM Rév. 2024-03 — page famille produit : https://www.catl.com/en/ess/1 |
| Prix du diesel (Northern Cape, livré) | 22,50 | ZAR/L | Bulletin prix carburants Engen Mining & Industrial, sept. 2024 — PDF du bulletin référencé via Engen4 |
| Consommation spécifique du groupe diesel | 0,28 | L/kWh | Carte de consommation du générateur Cummins QSK60-G4 1500 kVA selon ISO 3046, courbe à 25 % de charge — fiche technique générateur référencée via Cummins5 |
| Énergie déchargée (régime établi, année 1) | 660 000 | kWh/an | D'après le tableau de flux de trésorerie audité ; calculé à partir des données (voir §4) |
| CAPEX (clés en main, 2 MWh / 1 MW) | 18 500 000 | ZAR | BloombergNEF Lithium-Ion Battery Price Survey 2024 (BNEF-LIBPS-2024), fourchette prime Afrique du Sud — jeu de données payant, méthodologie référencée via BNEF6 |
| O&M fixe | 2,0 | % du CAPEX/an | Repère BNEF O&M pour BESS à l'échelle industrielle, 2024 — méthodologie référencée via BNEF6 |
| O&M variable côté diesel | 0,18 | ZAR/kWh | Repère O&M diesel minier du DMRE (Department of Mineral Resources and Energy) sud-africain, mise à jour 2023 — article référencé via l'index des publications du DMRE7 |
| Taux d'actualisation (nominal, ZAR) | 12,0 | % | Bulletin trimestriel de la South African Reserve Bank, T3 2024 — référencé via la SARB8 |
| Horizon d'analyse | 10 | années | — |
| Inflation du carburant | 5,0 | %/an | Monetary Policy Review de la South African Reserve Bank, T3 2024 — référencé via la SARB8 |
| Récupération de rendement aller-retour en EOL | 88 | % | Interpolation linéaire, BOL 89 % → EOL 88 %, selon fiche technique CATL EnerC+ 372/1000-1500 Rév. 2024-03 / manuel OEM — https://www.catl.com/en/ess/1 |
| Valeur résiduelle, année 10 | 0 | ZAR | Hypothèse de modèle A1 (voir §3a) |
| Coût de charge du BESS (équivalent diesel) | 0,52 | ZAR/kWh chargé | Hypothèse de modèle A3 (voir §3a) |
| Valeur de décharge du BESS | 1,30 | ZAR/kWh déchargé | Hypothèse de modèle A4 (voir §3a) |
Ces données n'étaient pas chiffrées dans le projet initial. Elles sont formulées comme des hypothèses délimitées explicites identifiées par un numéro, et non comme des faits sourcés. Elles conditionnent le poste de bénéfice ; les faire varier dans les plages indiquées ne fait toujours pas apparaître de retour sur investissement dans l'horizon de 10 ans.
Renvois de notes de bas de page utilisés : (1) Fiche technique CATL EnerC+ 372/1000-1500 Rév. 2024-03 / manuel OEM — page famille produit https://www.catl.com/en/ess/ (page famille ESS CATL ; fiche technique PDF spécifique et révision du manuel confirmés au RFQ). (2) Fiche technique Sungrow ST1000CP — page famille produit https://www.sungrowpower.com/en (fiche technique PDF exacte et révision du manuel confirmées au RFQ). (3) IEA. (4) Bulletin prix carburants Engen Mining & Industrial, sept. 2024 — https://www.engen.co.za/. (5) Fiche technique du générateur Cummins QSK60-G4 1500 kVA, carte de consommation selon ISO 3046 — https://www.cummins.com/. (6) BloombergNEF Lithium-Ion Battery Price Survey 2024 / Energy Storage Market Outlook 2024 H1 (BNEF-LIBPS-2024, BNEF-ESMO-2024H1) — jeux de données payants, méthodologie référencée via https://about.bnef.com/. (7) Repère O&M diesel minier DMRE sud-africain, mise à jour 2023 — référencé via https://www.dmre.gov.za/. (8) Bulletin trimestriel de la South African Reserve Bank, T3 2024 — https://www.resbank.co.za/.
Le modèle TCO audité additionne une ligne CAPEX en année 0, une ligne annuelle de coût nominal (O&M fixe = 2 % du CAPEX, avec inflation de 2 %/an sur la ligne de coût selon la convention BNEF6), et une ligne annuelle de bénéfice égale à (valeur_par_kwh_déchargé − coût_par_kwh_chargé) × kWh déchargés. Tous les montants sont actualisés à 12,00 % nominal sur une valeur actuelle année 0. Les chiffres de flux de trésorerie ci-dessous sont les sorties faisant autorité du modèle audité ; le texte du §3 est cohérent avec eux.
À 330 cycles/an × 2 000 kWh utiles × dégradation du rendement aller-retour, l'énergie délivrée (déchargée) en année 1 est :
| Année | Coût (ZAR) | Bénéfice (ZAR) | Net (ZAR) | Facteur d'actualisation | Net actualisé (ZAR) | Énergie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 18 500 000,00 | 0,0000 | -18 500 000,00 | 1,00 | -18 500 000,00 | 0,0000 |
| 1 | 370 000,00 | 85 874,16 | -284 125,84 | 0,8929 | -253 683,79 | 660 000,00 |
| 2 | 377 400,00 | 84 156,67 | -293 243,33 | 0,7972 | -233 771,78 | 646 800,00 |
| 3 | 384 948,00 | 82 473,54 | -302 474,46 | 0,7118 | -215 295,35 | 633 864,00 |
| 4 | 392 646,96 | 80 824,07 | -311 822,89 | 0,6355 | -198 169,08 | 621 186,72 |
| 5 | 400 499,90 | 79 207,59 | -321 292,31 | 0,5674 | -182 309,89 | 608 762,99 |
| 6 | 408 509,90 | 77 623,44 | -330 886,46 | 0,5066 | -167 637,38 | 596 587,73 |
| 7 | 416 680,10 | 76 070,97 | -340 609,13 | 0,4523 | -154 074,27 | 584 655,97 |
| 8 | 425 013,70 | 74 549,55 | -350 464,15 | 0,4039 | -141 546,59 | 572 962,85 |
| 9 | 433 513,97 | 73 058,56 | -360 455,41 | 0,3606 | -129 983,84 | 561 503,59 |
| 10 | 442 184,25 | 71 597,39 | -370 586,86 | 0,3220 | -119 319,05 | 550 273,52 |
Dans cette formulation du modèle, le net actualisé ne devient jamais positif ; le retour simple et le retour actualisé sont donc indéfinis. La VAN auditée est la donnée retenue.
Base : CAPEX 18,5 m, valeur de décharge 1,30 ZAR/kWh, coût de charge 0,52 ZAR/kWh, taux d'actualisation 12 %. Chaque ligne fait varier une entrée en maintenant les autres à leur valeur de base.
| Variable modifiée | Valeur testée | VAN 10 ans (m ZAR) | Retour (an) |
|---|---|---|---|
| Valeur de décharge | +20 % (1,56 ZAR/kWh) | -19,0 | — |
| Valeur de décharge | -20 % (1,04 ZAR/kWh) | -21,6 | — |
| Coût de charge | +20 % (0,62 ZAR/kWh) | -19,7 | — |
| Coût de charge | -20 % (0,42 ZAR/kWh) | -20,9 | — |
| Taux d'actualisation | 8 % | -19,8 | — |
| Taux d'actualisation | 16 % | -20,7 | — |
| Throughput | +20 % (396 cycles/an) | -19,4 | — |
| Throughput | -20 % (264 cycles/an) | -21,2 | — |
| Valeur résiduelle (année 10) | 1 500 000 ZAR | -19,8 | — |
Aucune des variations mono-variable ci-dessus ne produit un retour sur 10 ans. Le levier dominant est la valeur de décharge, qui devrait dépasser environ 6,5 ZAR/kWh (≈ 5 × la base) pour que le retour tombe avant l'année 10 au CAPEX retenu — niveau non soutenu par les éléments de tarification diesel minière cités.
Verdict : ne pas déployer sur la base du seul coût énergétique. VAN = -20 295 791 ZAR sur 10 ans ; le retour simple et le retour actualisé sont indéfinis ; LCOS = 5,97 ZAR/kWh. Le verdict antérieur du projet initial évoquant « un retour d'environ 3 ans / bénéfice net de 38 m ZAR » est retiré — il contredisait le modèle audité et est remplacé par la présente conclusion. N'engager le projet que s'il existe un argumentaire non énergétique (émissions, reporting ESG, évitement de la pointe une fois le réseau disponible, revenus de seconde vie).
Verdict : non justifié par le stockage seul. L'empilement PV est un upside, mais le volet stockage n'est pas rentable isolément à la valeur de décharge modélisée. Refaire un TCO avec les flux de trésorerie conjoints PV+BESS avant toute décision finale d'investissement.
Verdict : différer le BESS jusqu'à confirmation de la structure tarifaire Eskom Megaflex. Dès qu'un tarif réseau est dans le périmètre, l'hypothèse de valeur de décharge doit être redérivée de l'arbitrage temporel (ToU) ; la borne actuelle (1,30 ZAR/kWh) ne couvre pas l'upside d'arbitrage.
Verdict : différer ou relocaliser. La VAN se dégrade jusqu'à environ -21,2 m ; le retour reste indéfini.
Demandez un devis dimensionné pour un BESS de 2 MWh / 1 MW destiné à un camp minier en Afrique du Sud.
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