Méthode de calcul

Le modèle suit trois étapes : une simulation horaire de l'énergie, un modèle financier annuel sur trente ans, puis les indicateurs. Chaque formule ci-dessous existe à l'identique dans le classeur Excel exporté, avec le même nom.

1. Énergie : douze journées types

Pour chaque mois, une journée de 24 heures est simulée à partir de l'heure de début (lever du soleil par défaut). La production solaire du jour vaut la production annuelle répartie selon les facteurs mensuels, puis selon la forme horaire :

E_PV_AN = kWc × productible × disponibilité Solaire du jour (mois m) = E_PV_AN × facteur_m ÷ Σ(facteur × jours) Solaire de l'heure h = solaire du jour × forme_PV(h) ÷ Σ forme_PV

Chaque heure applique le pilotage suivant : le solaire sert la charge, le surplus charge la batterie, la batterie couvre le déficit, puis le réseau, puis le groupe.

Charge batterie = MIN(surplus ; puissance ; (capacité − état) ÷ √rendement) Décharge = MIN(déficit ; puissance ; (état − état minimal) × √rendement) Réseau = déficit résiduel × présence du réseau Groupe = MIN((1 − présence) × déficit résiduel ; (1 − présence) × puissance du groupe) Gasoil (L) = fraction de marche × F0 × puissance nominale + F1 × puissance produite

La courbe de consommation du groupe est linéaire, comme dans HOMER : F0 est la consommation à vide par kW nominal, F1 la pente par kW produit. Sous la charge minimale, le groupe produit quand même ce minimum et le gasoil est compté. La même simulation est faite pour la situation de référence (réseau, groupe ou les deux, sans solaire ni batterie).

2. Investissement et financement

Investissement = équipements + autres + développement + aléas + douane + TVA non récupérable Dette = part de dette × (investissement − subvention) ÷ (1 − part de dette × k) k = taux × mois de construction ÷ 24 + commission

Cette écriture résout directement la circularité entre la dette et les intérêts intercalaires, qui sont calculés sur un encours moyen égal à la moitié de la dette pendant les travaux. Le remboursement suit l'un de trois profils : annuités constantes (fonction VPM), amortissement constant, ou sculpture sur le DSCR cible (capital de l'année = CFADS ÷ DSCR cible − intérêts). Pour une dette en devise, l'encours est suivi en devise et le service de la dette est converti chaque année au cours projeté.

3. Flux annuels

EBE = revenus − charges d'exploitation Impôt = MAX(0 ; EBE − amortissements − intérêts − renouvellements − déficits reportés) × taux d'IS CFADS = EBE − impôt − renouvellements DSCR = CFADS ÷ service de la dette Flux des fonds propres = CFADS − service de la dette (+ valeur résiduelle la dernière année)

En autoconsommation, le revenu est le coût évité de la situation de référence (factures réseau, gasoil, entretien du groupe) : l'EBE du projet est alors l'économie nette.

4. Cinq façons de lire le LCOE

LCOE nominal. La méthode de référence du DOE, de NREL et d'IRENA : coûts actualisés divisés par les kWh actualisés, au coût moyen pondéré du capital nominal.

LCOE = [I₀ + Σ (charges_t + renouvellements_t − valeur résiduelle_t) ÷ (1+r)^t] ÷ Σ E_t ÷ (1+r)^t

LCOE réel. Le prix de l'année 1 qui, indexé sur l'inflation, couvre exactement les mêmes coûts. C'est celui qu'on compare entre pays et entre années.

r_réel = (1 + r) ÷ (1 + inflation) − 1 LCOE réel = VA des coûts × (1 + inflation) ÷ Σ E_t ÷ (1 + r_réel)^t

LCOE sans subvention. Le même calcul, subvention réintégrée, pour montrer ce que coûte vraiment le kWh à la collectivité.

LCOE rapide, méthode du facteur de charge d'E. Bodmer : investissement × facteur de récupération du capital, plus les charges de l'année 1, divisé par les kWh de l'année 1. Il sert de contrôle de vraisemblance ; il ignore la dégradation et la fiscalité.

Tarif d'équilibre. Le tarif de l'année 1 qui donne exactement le TRI fonds propres visé après dette et impôt, trouvé par dichotomie comme la Valeur cible d'Excel. C'est le « LCOE financier » que négocie un développeur.

Le modèle affiche aussi le coût du kWh de la situation de référence, le LCOE du seul kWh solaire utile et le coût actualisé du stockage (LCOS). L'écart entre le LCOE solaire et le LCOE du système qui sert la charge est le coût d'intégration : le prix du kWh garanti, et non seulement du kWh produit.

5. Ratios bancaires

DSCR minimal et moyen sur les années de service de la dette ; LLCR, somme des CFADS actualisés au taux de la dette sur la durée du prêt divisée par la dette ; PLCR, la même somme sur toute la durée du projet ; retour sur fonds propres, première année où les flux cumulés deviennent positifs.

6. Hypothèses de méthode

H1. La batterie est au minimum de charge à l'heure de début de la journée type ; l'énergie restant le soir n'est pas reportée au lendemain (approche prudente).

H2. Les coupures du réseau sont traitées en espérance : chaque heure, le réseau sert la part du temps où il est présent, le groupe tourne pendant le reste.

H3. La batterie n'est chargée que par le solaire.

H4. La dégradation des panneaux réduit chaque année le solaire servi ; la perte est reportée sur le réseau puis sur le groupe (au gasoil marginal F1), sinon comptée non servie.

H5. Intérêts intercalaires sur un encours moyen de la moitié de la dette pendant la construction.

H6. Les renouvellements (batterie, onduleurs, groupe) sont passés en charges l'année où ils ont lieu.

H7. Déficits reportables sans limite de durée ; l'impôt « hors dette » du TRI projet ne reporte pas les déficits.

H8. Dette en devise : les pertes de change ne sont pas déduites de l'impôt.

7. Analyse automatique des hypothèses

À chaque calcul, chaque hypothèse utilisée est examinée. Chaque constat indique son fondement, pour que le lecteur sache sur quoi il repose :

Statut de la valeur : sourcée, reprise des classeurs de départ, à confirmer, saisie par l'utilisateur. Référence sourcée : écart entre la valeur et la ou les références datées du site, converties dans la même unité (au-delà de 25 %, l'écart est à justifier). Règle de prudence du modèle : référence de plus de trois ans, absence de provision pour aléas, d'assurance ou de remplacement d'onduleurs. Cohérence du modèle : contradictions entre hypothèses (prêt plus long que l'exploitation, différé égal à la durée du prêt, groupe plus petit que la pointe, amortissement plus long que la vie du projet). Conséquence calculée : ce que la valeur implique (heures de coupure par mois, cycles de batterie, consommation spécifique du groupe à sa charge réelle, montant de TVA non récupérable). Sensibilité calculée : rang de l'hypothèse dans la tornade et amplitude de variation du LCOE et du TRI. Plage indicative : valeur hors d'une plage d'ordre de grandeur que le modèle signale, sans valeur de norme, à valider par un expert.

Les hypothèses à confirmer sont classées par influence sur le coût du kWh : ce sont les priorités de vérification. Pour chaque hypothèse et pour chaque secteur, un expert peut ajouter son avis ; il apparaît dans le rapport, dans le classeur Excel (colonne « Avis de l'expert ») et dans le jeu de données Power BI.

8. Vérification

À chaque version, un test automatique génère des classeurs pour onze cas (sept types de projet, cinq pays, dettes sculptée, linéaire et en devise, subvention, injection, prix du carbone), les recalcule avec un tableur et compare 32 indicateurs et cinq séries annuelles au moteur du site. Un écart de plus d'un millionième fait échouer la version.

9. Limites

Le modèle raisonne sur des journées types mensuelles et non sur les 8 760 heures d'une année : il ne capte ni les jours sans soleil consécutifs ni la variabilité d'un jour à l'autre, qui comptent pour dimensionner une batterie de site isolé. Pour une étude de dimensionnement fine, utilisez un outil horaire (HOMER, PVsyst) puis reportez ses totaux annuels ici. Le LCOE ne mesure pas la valeur de l'énergie selon l'heure où elle est produite ; c'est pour cela que le site affiche aussi le coût de la situation de référence et le tarif d'équilibre.