Comment l’IA et l’analytique transforment les batteries à l’échelle du réseau électrique

Dans cet épisode du podcast CTRL+Listen, l’animateur James Sweetlove s’entretient avec Lennart Hinrichs, Executive Vice President et General Manager Americas chez TWAICE, pour explorer l’univers en évolution rapide des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS). Lennart y explique tout, des bases des différents types de batteries lithium-ion et de leurs applications à l’échelle du réseau à la « duck curve » californienne, aux défis liés à l’état de charge, ainsi qu’à la manière dont la plateforme d’analytique cloud de TWAICE aide les opérateurs à maximiser les performances, prévenir les défaillances et éviter des pénalités réseau coûteuses.

La conversation aborde en profondeur la dégradation des batteries, la détection des déséquilibres, la maintenance préventive et le rôle du machine learning dans l’extraction d’informations exploitables à partir d’ensembles de données massifs. Lennart partage également son point de vue sur la façon dont la demande des centres de données alimentée par l’IA transforme les infrastructures énergétiques, sur l’état de la chaîne d’approvisionnement mondiale des batteries, sur l’impact des droits de douane, et sur les raisons pour lesquelles le solaire couplé au stockage pourrait être la voie la plus pratique vers la stabilité du réseau. Que vous soyez un professionnel de l’énergie ou simplement curieux des batteries, cet épisode regorge d’enseignements concrets.

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Points clés à retenir

• Les batteries à l’échelle du réseau (BESS) deviennent essentielles à la stabilité du réseau. Les grands systèmes de stockage d’énergie par batterie installés en amont du compteur sont essentiels pour équilibrer la production d’énergie renouvelable, gérer la « duck curve », réagir en quelques millisecondes aux fluctuations du réseau et éviter les coupures de courant, en particulier à mesure que l’adoption du solaire et la demande des centres de données portée par l’IA s’accélèrent.
• Les performances des batteries dépendent des données, pas seulement du matériel. Les BESS lithium-ion génèrent d’énormes volumes de données, mais la vraie valeur vient des analyses avancées qui transforment les signaux bruts en informations exploitables — estimation précise de l’état de charge, détection des déséquilibres, suivi de la dégradation et identification précoce des défauts — afin d’éviter les sous-performances, les pénalités et les risques pour la sécurité.
• La dégradation et les déséquilibres sont des risques économiques cachés. Les batteries se dégradent de manière inégale au fil du temps, ce qui entraîne des déséquilibres de charge réduisant la capacité utilisable et la puissance disponible. Sans surveillance proactive, les opérateurs peuvent ne pas respecter leurs engagements vis-à-vis du réseau et subir d’importantes pénalités financières. Une analytique intelligente permet la maintenance préventive, la planification des augmentations de capacité et une exploitation optimisée pour les revenus.
• Les batteries LFP et le solaire couplé au stockage sont les gagnants à court terme. Le phosphate de fer lithié (LFP) s’est imposé comme la chimie dominante pour le stockage réseau en raison de ses avantages en matière de sécurité, de longévité et de chaîne d’approvisionnement. Malgré l’engouement autour de chimies alternatives, les améliorations progressives du LFP combinées au solaire couplé au stockage constituent actuellement la voie la plus rapide et la plus pratique vers une infrastructure énergétique propre, fiable et évolutive.

Transcription

James Sweetlove : Bonjour à tous, ici James du podcast CTRL+ Listen, proposé par Octopart. J’ai un invité pour vous aujourd’hui. Il s’agit de Lennart Hinrichs. Il est Executive Vice President et General Manager Americas chez Twaice. Merci beaucoup d’être avec nous. C’est un plaisir de vous recevoir.

Lennart Hinrichs : Ravi d’être ici, James, et j’ai hâte de parler un peu des batteries aujourd’hui.

James Sweetlove : Oui, moi aussi. J’ai beaucoup de choses à apprendre sur le sujet. C’est assurément un thème passionnant. Pour commencer, voulez-vous nous parler un peu de vous et de votre parcours ?

Lennart Hinrichs : Bien sûr. Contrairement à la plupart des autres personnes chez Twaice, je ne suis pas ingénieur de formation. J’ai commencé ma carrière dans le conseil, et j’ai rencontré en 2017 deux ingénieurs extrêmement talentueux qui me racontaient une histoire assez folle sur l’optimisation des batteries. À l’époque, je pensais honnêtement à la batterie de ma voiture : faut-il vraiment remplacer cette petite batterie de démarrage ? Mais eux parlaient bien sûr des véhicules électriques, et ils avaient déjà commencé à faire de la recherche à l’université sur l’optimisation et la compréhension de la dégradation des batteries. J’ai rejoint Twaice à l’époque de sa création, donc j’ai fait partie de l’équipe fondatrice élargie. Depuis, j’ai occupé différents postes au sein de l’entreprise, en développant essentiellement l’activité commerciale de Twaice. Et depuis 2024, je suis responsable de nos activités sur le continent américain. Cela couvre tout ici, des ventes au marketing, en passant par la livraison post-vente, en travaillant avec les clients pour garantir que leurs batteries sont performantes et sûres.

James Sweetlove : Fantastique. Voulez-vous alors nous en dire un peu plus sur Twaice elle-même ?

Lennart Hinrichs : Oui, bien sûr. Je l’ai évoqué rapidement. Stefan et Michael ont commencé leurs recherches sur les batteries en 2014. En fait, la première chose qu’ils ont faite a été de développer une batterie stationnaire avec la capacité phénoménale de, je crois, 200 kilowattheures. Donc selon les standards actuels, c’était très, très petit, mais c’était déjà un stockage LFP. Ils se sont penchés là-dessus. Ils exploraient l’idée du stockage de seconde vie. Et lorsqu’on s’intéresse au stockage de seconde vie, une chose devient extrêmement importante : comprendre l’état réel de la batterie. Dans quel état est-elle ? Comment la faire fonctionner selon les standards requis ? Pour cela, ils ont développé le logiciel que nous appelons aujourd’hui battery analytics, une évaluation des batteries basée sur le cloud, qui est ensuite devenue Twaice en 2018.

Ainsi, nous prenons réellement toutes les données d’un système de stockage d’énergie par batterie, donc les grandes batteries à l’échelle du réseau, qu’il s’agisse des données des cellules ou de tout type de données liées aux transformateurs et aux PCS, nous les faisons remonter dans le cloud, nous les traitons et nous les rendons exploitables. Cela est disponible dans différentes solutions pour optimiser les performances des systèmes de stockage, c’est-à-dire leur disponibilité, la quantité d’énergie dont vous disposez pour faire de l’arbitrage ou fournir des services système, et pour garantir que tout type de défaut sur le système soit détecté bien en amont avant qu’il ne provoque des problèmes de maintenance ou, dans le pire des cas, des problèmes de sécurité.

Je pense que beaucoup de gens ont vu les incendies qui se sont produits. Je tiens aussi à préciser que cela reste très, très rare, et que c’est bien plus sûr que, par exemple, n’importe quelle voiture à moteur à combustion interne ou même des générateurs. Mais il y a eu des incendies notables, et il est vraiment important de les prévenir. Et je pense que nous pouvons approfondir le sujet de la sécurité des batteries. Juste pour le souligner : ce n’est généralement pas la batterie elle-même qui provoque les incendies, mais plutôt tout le reste dans ce système plus vaste qui peut en être la cause.

James Sweetlove : D’accord. En fait, j’aimerais revenir à quelque chose de très basique ici. Cela peut vous sembler un peu naïf, mais je pense que la conception que l’on se fait des batteries n’a peut-être pas suivi, à certains égards, la rapidité des avancées technologiques dans ce domaine. Donc quand vous dites « batteries », pouvez-vous simplement nous donner un aperçu de tout ce que ce terme recouvre aujourd’hui ?

Lennart Hinrichs : Oui, je pense que c’est une excellente idée d’élargir un peu le cadre ici. Et je pense que la batterie que la plupart des gens connaissent est soit la petite pile AA que l’on met dans les télécommandes. Ce n’est généralement pas du lithium-ion. Donc quand je parle de batteries, nous parlons principalement de lithium-ion. Et au sein des familles lithium-ion, il existe différentes chimies de cellules et différents formats, mais je pense que ce sont surtout les domaines d’application qui sont pertinents ici.

Et je pense que les plus notables sont l’électronique grand public, ce qui correspond principalement à la batterie de téléphone que vous connaissez sur votre iPhone ou vos appareils Samsung, ou quel que soit l’appareil que vous utilisez. Ensuite, il y a un autre immense domaine d’application : les véhicules électriques, qu’il s’agisse des hybrides rechargeables, des hybrides légers ou des véhicules entièrement électriques.

Et puis ce qui me concerne le plus, ce sont ce que nous appelons les batteries stationnaires. Il y a généralement trois catégories auxquelles nous faisons référence. D’abord le résidentiel, c’est-à-dire ce que vous auriez chez vous pour stocker l’énergie provenant, par exemple, de votre installation solaire ou de votre toit solaire. Ensuite, nous avons ce qu’on appelle les batteries C&I, c’est-à-dire commerciales et industrielles, des applications derrière le compteur pour garantir soit une alimentation électrique sans interruption, soit une protection contre les coupures de courant, soit ce qu’on appelle l’écrêtement des pointes. Ainsi, lorsque vous démarrez vos machines et que vous avez ce pic massif de consommation d’énergie, on l’écrête afin d’éviter que le réseau ne vous facture des frais supplémentaires.

Et puis ce sur quoi nous sommes principalement concentrés en ce moment, et qui correspond au déploiement massif que nous observons, ce sont les batteries installées en amont du compteur, à grande échelle réseau. Nous parlons donc de centaines de mégawattheures de stockage, parfois de gigawattheures de stockage. Juste pour donner un ordre de grandeur, cela peut représenter jusqu’à quelques milliers de conteneurs maritimes remplis de batteries.

Et pour relier cela à ce que c’est concrètement, on peut imaginer qu’un iPhone correspond à une cellule de batterie, et il existe des formats (indistincts), donc des cellules beaucoup plus grandes. Ainsi, un très gros livre épais, ou quelques livres, pourrait donner une idée de la taille d’une cellule de batterie utilisée dans ces batteries à l’échelle du réseau, et vous en avez ensuite des centaines de milliers montées en série et en parallèle, qui sont finalement chargées et cyclées pour faire ce qu’elles doivent faire, à savoir stabiliser le réseau.

Donc une application très courante, et je ne sais pas exactement où en est votre audience sur ce sujet, c’est qu’il faut toujours produire exactement la quantité d’énergie consommée sur le réseau, dans la zone concernée. Cela est généralement géré par votre service public d’électricité ou par l’ISO/RTO qui équilibre l’ensemble. Et nous voyons maintenant un déploiement massif du solaire, bien sûr, et de l’éolien, ce qui signifie que la production fluctue un peu. Combiné au fait que la demande fluctue elle aussi — les gens consomment davantage d’énergie lorsqu’ils sont chez eux le soir, et l’on voit maintenant des centres de données se mettre en service en consommant d’énormes quantités d’énergie, et de manière irrégulière — il faut quelque chose pour stabiliser tout cela, pour compenser cette intermittence, et c’est précisément là que les batteries excellent.

Ainsi, par exemple, on charge tout au long de la journée — c’est une application très typique en Californie — lorsque l’énergie solaire est abondante, puis on décharge le soir, quand la consommation est élevée. Il existe aussi d’autres applications au-delà de celle-ci, mais c’est l’un des principaux cas d’usage, et il est très facile à comprendre pour le public.

James Sweetlove : Oui, absolument. Merci. Cela a vraiment clarifié beaucoup de choses. J’ai encore une question de clarification. Sur votre site, avant que nous commencions à parler, j’ai vu que vous utilisez souvent le terme d’actif B-E-S-S, ou actif BESS. Pouvez-vous expliquer ce que c’est et comment cela s’intègre au marché de l’énergie ?

Lennart Hinrichs : Oui, exactement. BESS est, je pense, le terme désormais couramment utilisé pour les batteries à l’échelle du réseau. Cela signifie battery energy storage system, c’est-à-dire un système de stockage d’énergie par batterie ; l’idée est vraiment de se raccorder au réseau et de fournir des services au réseau. Selon la région, cela varie légèrement. En Californie, par exemple, on voit beaucoup d’applications visant à compenser ce qu’on appelle la « courbe du canard » californienne, et j’adore ce terme. Il est très visuel et désigne essentiellement l’énergie résiduelle nécessaire après prise en compte des énergies renouvelables.

On voit donc la demande commencer à augmenter le matin lorsque les gens se réveillent, donc davantage d’énergie est nécessaire ; puis le solaire entre en service, ce qui crée ce creux, qu’on pourrait assimiler au ventre du canard ; ensuite, le soir, la production solaire diminue, les gens rentrent chez eux, donc les besoins résiduels en énergie augmentent avant que tout le monde aille se coucher, puis cela redescend et on obtient le pic du canard. Les batteries déplacent en quelque sorte l’énergie du ventre vers le cou du canard, ce qui permet d’équilibrer l’ensemble, et cela signifie qu’il faut moins de ressources conventionnelles pour stabiliser le réseau.

Un autre aspect est que les batteries réagissent en quelques millisecondes seulement ; ainsi, s’il y a des variations de fréquence sur le réseau, elles peuvent les compenser très rapidement et garantir le bon fonctionnement de tous les appareils électroniques. Il existe différents mécanismes de marché, des marchés de capacité aux marchés de l’énergie, qui permettent de rémunérer les batteries pour ce service. Il s’agit donc généralement d’une exploitation commerciale réalisée par de grands services publics ou des producteurs indépendants d’électricité, qui utilisent ces systèmes comme n’importe quelle autre unité de production ou centrale électrique, à ceci près — et c’est évidemment ce qui les rend intéressants — qu’une centrale ne fait que produire de l’énergie, tandis qu’une batterie peut produire de l’énergie, mais elle peut aussi en consommer, ou plutôt elle doit en consommer pour pouvoir ensuite la restituer au réseau. Cela crée donc une charge bidirectionnelle, ce qui entraîne aussi de nombreux défis ou nouveautés pour les opérateurs de réseau lorsqu’il s’agit d’intégrer pleinement les batteries au réseau et d’en exploiter tout le potentiel.

James Sweetlove : D’accord. C’est fascinant. Merci. Je pense que comprendre ces deux éléments aide beaucoup pour cette conversation, donc je vous en remercie. J’aimerais maintenant entrer davantage dans ce que fait précisément votre entreprise, alors parlons du travail analytique dans le domaine des batteries. En quoi cela diffère-t-il, par exemple, de l’analytique standard, comme l’analyse de données classique ?

Lennart Hinrichs : Je ne pense pas que ce soit fondamentalement différent. Si l’on considère le domaine plus large de l’analytique, il y a toujours cette idée que, premièrement, il faut des données. Et ce qui est formidable avec les batteries, c’est qu’il y a énormément de données. Les batteries sont des systèmes entièrement numériques. En général, il y a même trop de données pour qu’il soit économiquement pertinent de toutes les capturer ; il faut donc d’abord mettre en place une stratégie de données intelligente pour faire remonter ces données dans le cloud et pouvoir ensuite les exploiter concrètement.

La collecte de ces données comporte certains aspects spécifiques, notamment les contrats avec l’intégrateur de la batterie ou l’OEM de la batterie, mais au final, l’objectif devrait toujours être de disposer d’un volume raisonnable de données dans le cloud. Et c’est précisément là que nous aidons nos clients. Ensuite, une fois les données sécurisées, on les nettoie, on s’assure que toutes les valeurs aberrantes sont éliminées afin d’éviter tout bruit dans les données. Puis, une fois ce lac de données ou cet entrepôt de données disponible, il s’agit d’interpréter ces données. Cela consiste à ajouter des KPI avancés, à analyser la dégradation.

Qu’est-ce que la dégradation ? Nous avons mentionné plus tôt l’exemple de l’iPhone. Je pense que tout le monde sait que lorsqu’on achète un téléphone neuf, il tient facilement toute la journée. Puis, un an plus tard, on constate qu’aux alentours de 18 h, la batterie commence déjà à être faible ; encore un an plus tard, cela peut arriver dès 16 h, et il faut alors recharger dans la journée. C’est cela, la dégradation, la perte de capacité des batteries. Comprendre ce phénomène est un premier élément, le calculer en est un autre, mais ce qui est également très important, c’est de savoir quelle énergie il reste réellement dans la batterie, donc l’état de charge réel.

Dans le cas d’un iPhone, il peut arriver que vous observiez ce comportement étrange où la batterie passe soudainement de 40 % à 0 %. À plus grande échelle, cela se produit assez fréquemment. Différents facteurs entrent en jeu. La chimie de cellule la plus couramment utilisée actuellement dans le domaine des batteries est le LFP, c’est-à-dire les batteries lithium-fer-phosphate. Cette chimie possède une propriété physique particulière : une tension à circuit ouvert extrêmement plate dans les plages intermédiaires de SOC. Ainsi, si vous n’utilisez pas une batterie entre 0 et 100 %, comme cela peut être le cas sur un téléphone, mais plutôt entre 20 et 80 %, ou autour de 50 % pour les services système — ce qui est très courant —, il devient très difficile de déterminer précisément l’état de charge de la batterie. Le premier enjeu est donc d’estimer correctement l’état de charge au niveau de la cellule ou du rack.

Le deuxième défi vient du fait qu’il y a un très grand nombre de cellules dans ces batteries et que, dans ces conteneurs, les conditions sont très variées. Bien sûr, on cherche à les rendre aussi homogènes que possible, mais il apparaît naturellement des gradients de température et des écarts de résistance dans les systèmes de stockage. Cela entraîne un phénomène appelé déséquilibre, ce qui signifie que certaines cellules sont plus chargées que d’autres. Concrètement, cela veut dire que dès que la première cellule atteint réellement 100 %, toutes les autres doivent elles aussi cesser de se charger, faute de quoi cette cellule spécifique serait surchargée. On corrige cela par rééquilibrage, c’est-à-dire, pour simplifier, en transférant de la charge d’une cellule à une autre. Mais cela coûte du temps et de l’argent, car pendant ce temps, le système de stockage ne peut pas être exploité.

On se retrouve donc avec ces deux éléments : d’une part, une lecture du SOC très difficile, et d’autre part des déséquilibres dans le système qu’il faut corriger par équilibrage. Le recalibrage du SOC et le rééquilibrage du système sont donc deux procédures de maintenance très courantes. Notre logiciel aide à comprendre en profondeur tous ces mécanismes et à fournir une vision réelle de la batterie. Quel est votre SOC réel ? Quel est l’état d’équilibrage de la batterie ? Cela permet de distinguer, dans la batterie, ce qui relève d’une perte de capacité due à la dégradation, ce qui est momentanément indisponible à cause des déséquilibres, et les cas où le système évalue mal l’état de charge, c’est-à-dire lorsqu’il pense disposer de plus ou moins d’énergie qu’en réalité, ainsi que l’impact que cela aura sur la décharge.

Car ce qui se passe, c’est que ces batteries constituent bien sûr un élément crucial du réseau. Si on leur demande de décharger et qu’elles ne peuvent pas le faire parce que des déséquilibres apparaissent et entraînent une réduction de puissance — par exemple, au lieu de fournir 100 mégawatts, le système de stockage n’en fournit soudain plus que 80 —, cela pose un problème sur le réseau, car il n’y a alors pas assez de puissance pour maintenir sa stabilité. C’est un enjeu majeur, et c’est pourquoi, en tant qu’exploitant de batteries, vous vous exposez à de lourdes pénalités.

Notre logiciel aide donc en calculant tous ces KPI avancés afin de fournir à tout exploitant des informations stratégiques essentielles sur les performances de la batterie. Ensuite, à un niveau supérieur, on entre dans la maintenance préventive, en identifiant réellement les composants qui dégradent les performances du système ou ceux qui pourraient présenter des risques potentiels pour la sécurité à l’avenir. Et comme je l’ai laissé entendre, ce n’est pas toujours la cellule qui est en cause. Il peut y avoir des défauts de fabrication, des phénomènes de dégradation qui créent des cellules faibles dans le système et qui doivent être remplacées, mais de nombreux incidents réels liés à des incendies ou à la sécurité sont causés par des défaillances des systèmes de contrôle, par exemple une surcharge ou une décharge profonde des cellules.

Il s’agit donc de repérer les cas où le BMS, les systèmes de gestion de batterie, les systèmes de contrôle, commettent des erreurs, puis de les signaler et de les corriger, ou encore de comprendre précisément où se situent les problèmes dans le reste du système. Par exemple, au niveau du système HVAC, existe-t-il des anomalies de température qui doivent être traitées ?

Pour résumer, que fait Twaice ? Twaice vous fournit une suite logicielle complète qui exploite toutes vos données et qui, pour un gestionnaire d’actifs, génère des rapports quotidiens, mensuels et hebdomadaires sur les performances de votre système de stockage. Comment nous comportons-nous sur le marché ? Comment nous situons-nous par rapport à l’énergie contractuelle vis-à-vis de notre acheteur d’électricité, et comment notre fournisseur se situe-t-il par rapport à ce qu’il a contractuellement promis ? Puis, à un niveau plus orienté ingénierie de la performance, on analyse en détail combien de cycles la batterie a effectués, quel débit énergétique nous observons, quel est l’équilibrage actuel du système, et si nous devons prendre des mesures préventives. Enfin, au niveau opérationnel, il s’agit vraiment de savoir quelles alertes sont actuellement remontées, quelles actions doivent être entreprises, et comment faire en sorte que cette batterie soit exploitée à son plein potentiel.

James Sweetlove : Je vois. Et cela s’applique de la même manière à une batterie de réseau électrique qu’à une batterie de véhicule électrique, avec les mêmes concepts ?

Lennart Hinrichs : Les algorithmes sous-jacents fonctionnent pour les deux applications. Donc, en tant qu’idée physique fondamentale, oui. Maintenant, dans l’industrie automobile, dans le secteur des véhicules, si vous avez déjà possédé un véhicule électrique, vous savez que les OEM, les constructeurs, les Ford, GM, BMW de ce monde, font de leur mieux pour vraiment vous épargner toute cette complexité technique. Vous bénéficiez donc d’une garantie de 10 ans, ou de huit à dix ans. Elle couvrira 160 000 miles et, en substance, ils vous disent : « Ne vous inquiétez pas pour la batterie. » Ainsi, les seules questions que vous vous posez sont : « Quelle distance puis-je parcourir ? » et « À quelle vitesse puis-je la recharger ? »

Or, comme les batteries sont plus petites, qu’elles sont généralement cyclées plus intensément et qu’elles sont habituellement chargées à 100 %, tout l’aspect équilibrage de l’étalonnage du SOC est meilleur, mais il arrive parfois que l’on observe des anomalies dans le SOC et ces sauts. Et aussi, pour être honnête, les voitures utilisent généralement une chimie de cellule NMC. Tesla, je crois, utilise certaines batteries LFP. Il y a une évolution dans ce sens. Mais avec le NMC, la détermination du SOC est nettement plus simple.

Mais oui, je pense que, dans une voiture, ce que l’on cherche à obtenir, ce sont des batteries durables et la garantie de disposer de cette autonomie. Maintenant, l’autre élément, bien sûr, qui différencie la voiture du stockage stationnaire, c’est que, dans le stockage stationnaire, nous voyons des batteries que nous qualifions par leur durée. Une durée de quatre heures est assez courante en Californie. Au Texas, c’est plutôt deux heures pour le moment. Il y a des discussions sur les longues durées, c’est-à-dire huit heures.

Concrètement, cela signifie qu’un système de stockage fournit sa puissance nominale pendant cette durée. Ainsi, par exemple, une batterie de 100 mégawatts sur quatre heures fournirait 100 mégawatts pendant quatre heures. Pour y parvenir, on installe sur site 400 mégawattheures de capacité. Il faut probablement surdimensionner un peu, car il y aura un déclassement aux extrémités basse et haute, donc peut-être prévoir 440 mégawattheures. Ainsi, une décharge à 100 mégawatts signifie que vous n’utilisez que 0,25 de cette capacité totale ; c’est ce qu’on appelle 0,25 C.

Dans l’automobile, en revanche, on a généralement besoin de plus de puissance, notamment pour accélérer. Donc, si vous avez, dans une voiture moyenne, une batterie de 70 kilowattheures, vous voulez bien plus de 70 kilowatts en puissance délivrée, surtout pour la recharge rapide. Aux bornes, on voit aujourd’hui couramment des puissances de charge allant jusqu’à 350 ou 400 kilowatts. Ainsi, au lieu d’être à 0,25 C, on passe soudain à 4 C. Le stress subi par la batterie provient donc beaucoup plus de ces phases de décharge et de charge ; l’utilisation des batteries est bien plus sévère. La dégradation cyclique de la batterie se manifeste donc davantage.

Cela dit, les voitures ne sont généralement pas utilisées tous les jours non plus, donc une batterie n’est pas entièrement déchargée chaque jour, idéalement. Pour maximiser les revenus, une voiture peut être entièrement déchargée toutes les deux semaines. C’est l’autre élément, je pense, concernant l’usage des batteries et leur vieillissement.

Mais pour revenir à ce que propose Twaice dans ce domaine, oui, nous travaillons aussi avec les OEM pour analyser les batteries et fournir de meilleurs packs batterie de nouvelle génération, mais cela concerne beaucoup plus la dégradation : par exemple, à quel moment verrons-nous un nombre significatif de batteries automobiles atteindre leur fin de vie, c’est-à-dire atteindre 70 % de SOH, seuil auquel elles doivent être remplacées pour rester utilisables.

James Sweetlove : D’accord. J’allais justement vous interroger plus tard sur l’aspect dégradation, mais parlons-en maintenant. Alors, comment peut-on réellement surveiller ou minimiser la dégradation, et quel rôle jouent des éléments comme les simulations pour s’assurer que cela se produise ?

Lennart Hinrichs : C’est une très bonne question. En général, de nombreux facteurs entrent en jeu dans la dégradation. Le résultat se traduit généralement par une perte de capacité, c’est-à-dire qu’avec le temps, il y a moins de capacité utilisable, et par une augmentation de la résistance, qui, dans le domaine du réseau électrique à grande échelle, ne joue généralement pas de rôle en raison de ces faibles taux de C. Dans l’automobile, cela peut se traduire, par exemple, par des vitesses de charge plus faibles sur des batteries plus anciennes, simplement parce que la résistance augmente.

En général, il y a une combinaison de vieillissement calendaire et de vieillissement cyclique. Le vieillissement calendaire signifie essentiellement que la batterie reste là et se dégrade lentement. Le vieillissement cyclique signifie que, parce que nous chargeons et déchargeons en permanence, ce mouvement des électrons finit par provoquer la dégradation. Selon le cas d’usage, l’un ou l’autre peut prédominer.

Alors, comment prévenir cela ou comment l’optimiser ? C’est la question cruciale ici, et c’est là que les simulations entrent vraiment en jeu : comprendre réellement « comment mon usage influe-t-il sur cela ? ». Encore une fois, dans le cas de la voiture, les constructeurs automobiles vous déchargent de cette responsabilité. Vous pouvez faire très peu de choses. Qu’est-ce qui a un impact ? Des taux de C élevés ne sont pas idéaux, donc la recharge rapide n’est pas idéale si vous n’en avez pas réellement besoin. Cela n’a probablement pas de sens de le faire. Cela dit, les voitures intègrent des marges de sécurité, donc cela ne devrait pas vraiment être une source d’inquiétude. Si vous prévoyez de laisser une voiture stationnée, par exemple, il n’est probablement pas idéal de la charger à 100 % puis de la laisser ainsi tout l’hiver. Encore une fois, si de nombreux constructeurs recommandent de ne charger qu’à 80 % plutôt qu’à 100 %, et de ne charger à 100 % que juste avant les longs trajets, c’est parce qu’une batterie complètement chargée est sous contrainte et que, si elle reste ensuite immobilisée par temps froid, etc., cela accélère le vieillissement calendaire.

Pour les batteries à l’échelle du réseau, bien sûr, le cas d’usage est légèrement différent, et c’est très intéressant, car elles sont réellement optimisées pour le revenu. L’objectif idéal est donc de gagner le plus de dollars possible par pourcentage de capacité dégradée ; il faut donc comprendre si votre cycle complet génère réellement ces revenus supplémentaires, ou s’il ne fait que dégrader davantage la batterie. Il s’agit donc vraiment de comprendre : « Comment tirer le maximum de notre batterie ? »

Fait intéressant, je pense que la plupart des entreprises les exploitent de manière trop conservatrice et pourraient souvent adopter une approche plus agressive — ce n’est évidemment pas une affirmation universelle. Mais le défi que nous observons davantage du côté du réseau, c’est qu’avec la dégradation, on obtient davantage de déséquilibres. Et comme chaque cellule se dégrade légèrement différemment, les déséquilibres qui s’accumulent au fil du temps peuvent provoquer de plus en plus de problèmes. Et dans le domaine du stockage à grande échelle, on peut faire quelque chose qu’on ne peut pas faire dans une voiture : on peut panacher les batteries, c’est-à-dire remplacer des modules entre les conteneurs s’ils sont suffisamment légers. Cela dépend aussi un peu de l’architecture. Et on peut faire ce qu’on appelle de l’augmentation, c’est-à-dire ajouter des batteries supplémentaires simplement pour garantir que l’on respecte la puissance nominale. C’est une façon de compenser cette dégradation.

James Sweetlove : D’accord. Intéressant. Oui, il y a beaucoup de choses intéressantes ici. Les gens ne réfléchissent pratiquement jamais à tout cela au quotidien, donc c’est vraiment très éclairant, merci. Parlons maintenant un peu de certaines des offres que vous proposez. J’avais une question sur les services que vous proposez entre la gestion d’actifs, d’une part, et la performance et les opérations, d’autre part : en quoi leurs besoins diffèrent-ils dans un domaine comme celui-ci ?

Lennart Hinrichs : Il est intéressant d’observer le marché et de voir les différents modes opératoires des entreprises. Nous voyons de plus en plus d’entreprises prendre en charge une plus grande partie de cette chaîne. Je pense qu’historiquement, les acteurs essayaient de rester aussi éloignés que possible des batteries, donc ils achetaient un système entièrement clé en main. Tesla est d’ailleurs un exemple de fournisseur de ce type d’offre. Vous allez chez Tesla, vous leur payez le CapEx, ils installent le système de stockage, puis vous leur versez des frais OpEx pour qu’ils le maintiennent en fonctionnement. Vous n’obtenez presque aucune donnée. Vous savez quand ils chargent, quand ils déchargent et quel est l’état de charge, puis très peu de points de données au-delà de cela. Et eux se chargent simplement de la batterie pour qu’elle fonctionne sans accroc. Il existe des arrêts autorisés pour qu’ils effectuent la maintenance, mais vous n’y touchez pas.

Du point de vue de la gestion d’actifs, vous voulez probablement simplement voir : « D’accord, quelles sont les performances de la batterie ? Que me disent-ils sur la dégradation actuelle, et combien d’argent m’a-t-elle rapporté ? »

Maintenant, je pense que cela bascule un peu dans l’autre sens, où les gens commencent vraiment à se demander : « Que fait réellement ma batterie, et comment puis-je l’optimiser, et comment puis-je en extraire beaucoup plus de performances, étant donné que ces systèmes représentent des investissements de plusieurs centaines de millions ? »

Les ingénieurs performance, de leur côté, examinent donc les données en détail pour comprendre ce qui freine le système, où l’on perd de la capacité, où l’on perd des performances, et comment optimiser cela. Et aujourd’hui, nous avons même un client qui dispose d’une équipe de maintenance sur site ; ainsi, dès qu’un problème apparaît, ils accourent et commencent immédiatement à réparer les batteries ou les PCS, les systèmes de conversion de puissance, simplement pour garantir que la batterie soit toujours en parfait état.

Et cela tient vraiment à cette idée que vous avez généralement un acheteur d’énergie, ou un marché sur lequel vous intervenez ; la question est donc de savoir si vous répondez aux exigences de cet acheteur. Disposez-vous d’une puissance suffisante et d’une capacité suffisante ? Vous avez bien une surcapacité, mais si vous commencez à l’entamer, premièrement, il s’agit généralement de la réserve liée au vieillissement, et deuxièmement, une fois que vous atteignez certains seuils et que vous échouez, par exemple, à un cycle de capacité, vous vous retrouvez réellement confronté au problème des pénalités que vous devez payer.

Alors, qu’est-ce que cela signifie concrètement ? En quoi est-ce différent ? Un gestionnaire d’actifs a un profil davantage financier ; il examine surtout la performance globale avec une bonne compréhension technique, tandis que lorsqu’on entre dans l’exploitation et la maintenance, il s’agit vraiment de savoir : « Comment pilotons-nous le stockage ? Sommes-nous en charge, en décharge ? Quelle pièce remplaçons-nous ? Devons-nous déployer des mises à jour ici ? Quels sont les ordres de travail envoyés à nos fournisseurs et prestataires de services ? » Et là, on entre vraiment dans le détail des batteries, jusqu’à comprendre les données de séries temporelles issues des cellules et des modules de batterie.

James Sweetlove : D’accord, oui, c’est parfaitement logique. Merci. Je voulais aussi parler un peu d’autre chose qui figure sur votre site web, où vous avez beaucoup de ressources. J’en ai parcouru quelques-unes, il y a des choses vraiment intéressantes. Y a-t-il quelque chose que vous recommanderiez particulièrement aux personnes qui essaient d’acquérir une compréhension de base de tout cela ?

Lennart Hinrichs : Oui, merci James pour cette question. Je pense vraiment que notre équipe marketing a fait un travail phénoménal sur ce point, et cela reflète aussi ce que nous observons sur le marché. Beaucoup de personnes venant du solaire, de l’éolien, voire même des actifs de production thermique, se tournent vers le secteur des batteries, ce qui signifie qu’elles ne sont pas encore très familières avec les termes et les exigences. J’encouragerais donc vraiment les gens à utiliser l’encyclopédie des batteries que nous proposons, qui est un glossaire des termes les plus importants si vous débutez dans le secteur, afin de bien comprendre ces notions. Il y a aussi de très bonnes ressources sur les structures de données dont vous avez besoin pour réussir à comprendre et exploiter une batterie, mais aussi des explications sur les termes les plus importants liés aux performances d’une batterie, à la sécurité, avec un accompagnement pas à pas. Et je pense que c’est un très bon point de départ si vous vous intéressez aux batteries.

James Sweetlove : Oui, absolument. J’ai jeté un œil à cette encyclopédie et, en tant que non-ingénieur, je me suis dit : « Waouh, d’accord. Il y a énormément de choses à apprendre ici. » Donc oui, cela semble vraiment très utile, honnêtement. Je voudrais maintenant vous poser une question sur un sujet qui enthousiasme tout le monde. Le mot à la mode du moment, c’est l’IA. Quel rôle l’IA joue-t-elle dans la partie analytique de ce que vous faites ?

Lennart Hinrichs : Oui, c’est une très bonne question, et on nous la pose souvent. Et je pense que je dis toujours—

Je veux dire, nous l’avons dans notre nom, et nous l’avions déjà dans notre nom. Je pense que c’était déjà tendance à l’époque, mais l’idée de l’IA était différente, et c’est encore ce que nous utilisons : principalement ce que l’on appelle plus couramment aujourd’hui l’apprentissage automatique. Donc, nous appliquons vraiment une IA fondée sur les données chiffrées, et moins les LLM que l’on voit actuellement avec ChatGPT et Claude. Il s’agit donc d’utiliser des modèles d’apprentissage automatique pour tirer des enseignements de grands volumes de données.

Bien sûr, il existe des cas d’usage où l’on souhaite utiliser des LLM pour contextualiser les résultats de cette analyse afin de rendre les informations exploitables plus rapides à produire ou plus adaptées à une situation de stockage spécifique, par exemple en les mettant en correspondance avec des manuels de maintenance. Mais, de manière générale, nous utilisons beaucoup d’applications plus traditionnelles d’apprentissage automatique dans ce domaine afin d’obtenir des KPI plus précis, puis de les intégrer dans des solutions réellement utilisables.

Ce qui est intéressant, je pense, en ce moment lorsqu’on observe le réseau électrique, c’est que l’IA devient un moteur majeur de la demande énergétique, et nous voyons que tous les centres de données qui se raccordent au réseau exercent une pression énorme sur les infrastructures locales du réseau ainsi que sur la production globale. Et si l’on se demande : « D’accord, comment allons-nous fournir toute cette énergie ? », certains parlent du nucléaire, mais le nucléaire prend 10, 15, probablement 20 ans à construire réellement. Les centrales à gaz de pointe, quant à elles, subissent actuellement une chaîne d’approvisionnement complètement désorganisée. Leur construction prend aussi des années. En revanche, ce qui peut être déployé rapidement, c’est le solaire et le stockage ; nous observons donc également une montée en puissance massive dans ce domaine. Et en particulier, la manière dont les centres de données prélèvent l’énergie sur le réseau rend presque indispensable la combinaison d’une grande batterie avec le centre de données afin de lisser ces pics et d’agir comme une alimentation sans interruption, de sorte qu’ils puissent atteindre leurs objectifs de disponibilité.

James Sweetlove : Absolument. Je pense que le problème avec le nucléaire, aussi, c’est que le processus réglementaire est tellement lourd et long qu’au moment où vous avez simplement obtenu les autorisations pour commencer à construire, vous auriez déjà pu mettre en place plusieurs autres systèmes d’approvisionnement énergétique.

Lennart Hinrichs : Et si je peux ajouter quelque chose à ce sujet, je sais qu’il y a eu des discussions sur les batteries et la sécurité, et je sais qu’en Californie en particulier, la réglementation a été récemment renforcée à ce sujet après l’incendie de Moss Landing. Il existe parfois une opposition locale aux batteries, qui sont pourtant extrêmement sûres, et le pire scénario possible est un incendie. Et je ne pense pas qu’une quelconque contamination de l’eau locale ait jamais été démontrée. Et maintenant, si l’on réfléchit à l’idée des SMR, les petits réacteurs modulaires, et que l’on voit qu’il existe déjà une opposition assez importante aux batteries, je n’ose même pas imaginer quelle sera l’opposition à l’installation d’une mini-centrale nucléaire dans son quartier. Je pense qu’il reste encore beaucoup de chemin à parcourir si c’est réellement l’avenir, et je crois pour l’instant que la combinaison du solaire, avec son coût actualisé de l’électricité très faible, et du stockage pour compenser l’intermittence constitue une combinaison extrêmement puissante qu’il faut exploiter. Elle peut être mise en service très rapidement et fournit une énergie très fiable.

James Sweetlove : Certainement. Oui, c’est tout à fait vrai. Je voulais maintenant prendre un peu de recul par rapport à l’entreprise elle-même et regarder davantage le secteur. J’aimerais vous poser une question assez large, donc n’hésitez pas à y répondre comme vous le souhaitez : comment le secteur des batteries a-t-il changé ou évolué ces dernières années, et quels sont selon vous les changements les plus importants ?

Lennart Hinrichs : Je pense que si on l’examine sous l’angle de la technologie, de la manière dont fonctionne la chaîne d’approvisionnement, de la façon dont les batteries sont exploitées, puis peut-être aussi des perspectives et de la conception du marché. D’abord, je dirais qu’au départ, on utilisait des batteries automobiles dans des systèmes de stockage stationnaire, et cela s’est dissocié. Nous voyons désormais des batteries développées spécifiquement pour le stockage à l’échelle du réseau et d’autres spécifiquement pour les voitures, et nous constatons aussi que la famille lithium-ion a énormément progressé. Aujourd’hui, la chimie cellulaire prédominante à l’échelle du réseau est le lithium-fer-phosphate, qui est très sûr, fiable, durable et conçu pour fonctionner longtemps, tandis qu’il existe encore des batteries NMC très performantes dans le secteur automobile. Cette spécialisation est donc devenue extrêmement marquée.

Je sais qu’on a beaucoup parlé par le passé des batteries à électrolyte solide comme solution plus performante pour les voitures, et du sodium-ion comme alternative au lithium-ion, en particulier pour les applications réseau, avec l’idée que le sodium est pratiquement abondant à l’infini et plus facile à approvisionner. Or, il s’avère que le lithium n’est pas réellement aussi rare ni aussi coûteux que beaucoup le pensaient il y a quelques années. Les performances des batteries LFP sont si solides que je vois actuellement très peu d’arguments en faveur de cette prochaine transition, et je pense plutôt que nous allons assister à une optimisation continue du côté du LFP dans un avenir prévisible. Il ne faut jamais dire jamais, mais je ne pense pas que les projections annonçant que le sodium-ion atteindrait 20 % de part de marché d’ici 2030 se réaliseront. Je pense que le marché restera majoritairement dominé par le LFP.

Si l’on regarde un peu l’évolution du développement et la manière dont les batteries sont utilisées, je pense que dans l’industrie automobile, le rythme d’adoption est assez régulier. Dans le domaine du stockage à l’échelle du réseau, en revanche, nous observons un éloignement du modèle d’intégrateur complet, où des acteurs comme Fluence ou Tesla fournissent une solution entièrement intégrée, au profit soit de blocs OEM/DC — c’est-à-dire des fabricants de cellules d’origine qui fournissent le conteneur complet, auxquels on ajoute ensuite soi-même l’électronique de puissance — soit d’une approche davantage autogérée et auto-intégrée. Les entreprises deviennent de plus en plus professionnelles dans leur approche des batteries, les comprennent mieux, assument donc elles-mêmes davantage de risques, mais aussi davantage de responsabilités pour garantir leur bon fonctionnement.

Enfin, je pense que le point le plus pertinent est le suivant : pourquoi avons-nous vu un tel déploiement des batteries en Californie, puis maintenant au Texas, aux États-Unis ? C’est la conception du marché. Ce sont les structures tarifaires qui favorisent réellement les batteries. Au Texas, il s’agissait des prix de pointe obtenus lors d’événements météorologiques rares. En substance, vous n’aviez pas vraiment besoin d’utiliser la batterie pendant 350 jours par an. Elle ne contribuait pratiquement pas à vos revenus, puis survenaient ces événements météorologiques rares où les prix de pointe faisaient que, si vous aviez de l’énergie disponible et pouviez la décharger pendant ces créneaux, vous obteniez très rapidement la totalité du rendement de la batterie.

En Californie, il existe ce marché de capacité où l’on bénéficie simplement de ce cyclage quotidien, qui est rémunéré. Et je pense qu’en Europe, on voit maintenant ce déploiement massif des actifs de stockage, parce que les marchés commencent désormais à en tenir compte. Le Texas, je pense, est un cas très notable. Je crois que ce podcast sera publié en février, donc peut-être que nous en verrons déjà les résultats, mais en décembre, le Texas, donc son ERCOT, va publier RTC plus B, le « plus B » signifiant « batteries », afin de vraiment prendre en compte ce que les batteries peuvent apporter. Et je pense que leurs estimations sont les suivantes : premièrement, cela permettra d’économiser des milliards de dollars sur les coûts d’exploitation de ce réseau, mais idéalement, cela rendra aussi l’utilisation des batteries plus efficace et plus attractive pour développer des capacités qui, au final, éviteront d’avoir recours à des délestages lors d’événements météorologiques rares ou à de véritables pannes de courant.

James Sweetlove : D’accord. Hum, très intéressant. Je suis ça de loin, notamment certaines des innovations que les gens essaient aussi dans la technologie des batteries. Avez-vous vu certaines des choses autour des batteries à base de terre, construites avec du sable au lieu de métaux précieux ?

Lennart Hinrichs : Oui, je pense qu’il y a toujours beaucoup d’engouement autour des nouvelles technologies de batteries, des nouvelles approches en matière de batteries. Pour moi, la question clé est toujours : comment peut-on passer à l’échelle, et quel est le résultat sur le plan économique ? Et je pense qu’à l’heure actuelle, il n’existe vraiment aucune alternative viable au LFP. L’idée du sodium-ion existe, et je pense qu’il y a aussi d’autres chimies de cellules qui sont en cours de test. Au final, il faut surpasser de manière assez significative la technologie existante dans cinq ans, parce que c’est probablement le temps nécessaire pour réellement commercialiser la solution et augmenter la production à grande échelle.

Or, si la technologie existante évolue elle aussi dans les cinq prochaines années, aura-t-on encore à ce moment-là un écart de performance suffisamment important pour permettre, ou justifier, de gros investissements dans de nouvelles capacités de production et dans la modification de toute la pile technologique ? C’est possible. Et je suis tout à fait conscient des courbes en S de l’innovation, où l’on peut observer une très forte amélioration des performances, mais je n’ai pas vraiment vu de technologie aujourd’hui qui m’enthousiasme au point de dire : « Ça, ce sera une révolution. »

Je pense qu’il y aura beaucoup d’améliorations progressives du côté des électrolytes, ainsi qu’une optimisation des matériaux d’anode et de cathode pour éliminer certains de ces matériaux plus rares, mais le LFP, c’est déjà du lithium-fer-phosphate. Cela n’utilise pas vraiment de matériaux ou de minéraux critiques de ce type — je veux dire, le cobalt était l’un des éléments qui posaient vraiment beaucoup de problèmes dans la chimie des cellules NMC, à cause de la chaîne d’approvisionnement et du travail des enfants utilisé en Afrique pour son extraction. Ce n’est plus utilisé dans les batteries LFP, donc cela simplifie déjà beaucoup la chaîne d’approvisionnement et—

D’accord, intéressant. En regardant vraiment ce qui existe, je ne vois rien pour le moment qui soit susceptible de bouleverser massivement la donne ici.

James Sweetlove : Oh, bon à savoir. Vous avez donc évoqué quelque chose qui m’amène à ma dernière question, à savoir la chaîne d’approvisionnement. Dans la chaîne d’approvisionnement des batteries, il y a évidemment beaucoup d’éléments qui entrent en jeu. Vous avez dit qu’elle était simplifiée dans une certaine mesure. Pouvez-vous nous en dire un peu plus sur la manière dont des choses comme les conflits régionaux, les droits de douane récents ou, par exemple, la pandémie, ont affecté les chaînes d’approvisionnement des batteries ?

Lennart Hinrichs : Oui. En réalité, 90 % de la production de batteries — je crois que c’est 90 %, ne me citez pas forcément sur ce chiffre exact, mais on est dans cet ordre de grandeur — provient de Chine. Et cela ne concerne pas seulement les cellules, mais aussi tout ce qui touche au raffinage des matériaux en amont. Ainsi, la réglementation récente, l’OBBBA, a laissé intact l’ITC pour les batteries, ce qui est une bonne chose. On bénéficie donc toujours des crédits d’impôt pour la construction de batteries, mais les règles se sont durcies autour de ce qu’on appelle les FEOC, Foreign Entity of Concern, étant donné que les batteries sont considérées comme des infrastructures critiques, ce qui est tout à fait logique. Cela doit être protégé. Certaines entités ne peuvent pas représenter plus qu’un certain pourcentage du projet, et je pense que ce seuil évolue avec le temps, il augmente, dans le projet. Ainsi, les cellules chinoises deviennent de plus en plus difficiles à intégrer tout en restant éligibles aux ITC.

Maintenant, si l’on combine cela avec les droits de douane imposés aux produits chinois, on voit soudain quelque chose qui était auparavant extrêmement compétitif en termes de coûts se retrouver au même niveau que les cellules fabriquées aux États-Unis, simplement parce qu’on ne bénéficie pas de l’ITC et qu’il faut en plus payer les droits de douane. La question, dans une perspective de long terme, sera donc : vaut-il la peine d’investir dans des capacités locales pour développer cela ? Or, construire une Gigafactory représente quelques milliards d’investissement, donc cela nécessite une vision à long terme selon laquelle ces droits de douane et ces exigences FEOC resteront en place. Et je ne suis pas certain qu’il y ait encore une grande confiance du marché à ce sujet. Je sais que des entreprises comme Fluence misent là-dessus et disent : « Cela va durer, et nous investissons dans une production locale ; nous en tirerons donc un avantage. » Mais je pense que cela reste à voir.

Et je pense qu’à l’heure actuelle, certaines entreprises disent : « Au fond, il vaut encore mieux acheter des cellules chinoises sans bénéficier de l’ITC ni des crédits d’impôt, mais avec une chaîne d’approvisionnement fiable qui, au final, coûte moins cher, et avec une cellule très performante, de très bonne qualité. » Je pense que nous verrons un certain déplacement vers d’autres pays fournisseurs comme la Corée et, bien sûr, vers une production locale qui augmentera à l’avenir. Donc cela est clairement en train de se produire, mais c’est un défi, et je pense que c’est l’une des raisons pour lesquelles il y a actuellement beaucoup d’incertitude sur le marché. Et les acteurs se précipitent pour sécuriser les batteries des projets déjà en construction, tandis qu’il subsiste une certaine interrogation sur ce qui se passera ensuite et sur les technologies qu’ils choisiront réellement pour construire les batteries à partir de 2027.

James Sweetlove : Intéressant. Oui, c’est très bon à savoir. Dernière question, toute simple. Si des personnes veulent entrer en contact avec l’entreprise, découvrir vos offres, ce genre de choses, quels sont les meilleurs moyens de le faire ?

Lennart Hinrichs : Nous sommes très ouverts et nous présentons fièrement nos produits sur notre site web. Donc, si vous allez sur Twaice, vous pourrez vous inscrire pour des démonstrations ou regarder des vidéos du produit. Nous sommes également heureux d’envoyer des démonstrations en autonomie, donc vous pouvez me contacter — j’espère qu’il y aura une adresse e-mail que nous pourrons mettre quelque part dans la description ou autre, parce que je ne vais pas épeler mon nom de famille ici. Mais il y a de nombreux formulaires de contact sur le site web par lesquels vous pouvez nous joindre, et ensuite nous pourrons simplement partager davantage de détails ou organiser un appel avec vous.

James Sweetlove : Bien sûr. Nous mettrons le lien du site web et votre contact LinkedIn dans la description de la vidéo, afin que les gens puissent vous contacter selon leurs besoins. Lennart, merci beaucoup. Honnêtement, cela a été très instructif. J’avais une compréhension très basique des batteries, et je pense que vous avez contribué aujourd’hui à l’élever un peu, donc j’apprécie vraiment votre temps et le niveau de détail avec lequel vous avez abordé tous ces sujets.

Lennart Hinrichs : Merci de m’avoir invité, James. Ce fut un plaisir.

James Sweetlove : Avec plaisir. Et à tous ceux qui nous ont écoutés, merci beaucoup de nous avoir suivis. Revenez la prochaine fois, nous aurons un autre invité pour vous.