Questions fréquemment posées
Besoin de précisions ? Retrouvez vos questions les plus récurrentes dans les sections ci-dessous.
L’outil AutoCalSol est développé depuis 2018 par une équipe d’ingénieur-expert en solaire photovoltaïque à l’Institut National de l’Energie Solaire.
Reconnue pour son expertise nationale et internationale, l’INES fait monter en compétence la filière photovoltaïque par des
formations professionnelles de qualité, par un accompagnement technique de maître d’ouvrage et par des programmes de R&D associés à de nombreux partenaires.
Les résultats de la simulation AutoCalSol se basent sur des données reconnues :
- Données solaires de PVGIS fournies par le Centre commun de recherche de la Commission européenne
- Calcul de la production via la librairie open-source python PVLIB
- Calculs énergétiques internalisés (homogénéisation du pas de temps, énergies autoconsommées, injectées et soutirées, taux d’autoconsommation et d’autoproduction)
- Données économiques et tarifaires mises à jour régulièrement selon l’évolution du contexte réglementaire, du marché photovoltaïque et des arrêtés tarifaires
L’outil AutoCalSol reste un outil pour réaliser des études d’opportunité.
Les résultats doivent être consolidés par des logiciels « experts » en phase de faisabilité détaillée.
En effet, il est nécessaire d’estimer la rentabilité d’un projet avec le choix des bons matériels (modules en onduleurs PV) et du câblage électrique.
Néanmoins, nous observons des résultats très similaires sur des projets standards entre AutoCalSol et des logiciels plus détaillés comme PVSYST et ARCHELIOS :
- Moins de 5% de différence sur la production solaire annuelle (si masques proches faibles)
- Les taux énergétiques (autoconsommation et autoproduction) sont équivalents
- Les résultats économiques (TRA, TRI, LCOE) sont très proches (5% d’écart)
Toutes les informations concernant la souscription ou le renouvellement de votre licence sont disponibles dans la rubrique "Offres" de notre site. Vous y trouverez des réponses détaillées sur les procédures et les moyens de paiement pour souscrire une licence annuelle, renouveler votre licence ou encore obtenir une licence d’essai valable 48 heures.
La licence vous permet d’accéder à un espace partenaire dédié, où vous pouvez enregistrer jusqu’à
200 études d’opportunités par an.
Vous avez la possibilité de reprendre vos études à tout moment et de générer un rapport PDF récapitulatif de chaque étude.
Il est possible de contacter l’équipe AutoCalSol via l’adresse mail suivante : autocalsol@ines-solaire.org
Nous pourrons répondre à vos questions sur les thèmes suivants :
- Utilisation de l’outil et étapes de simulations
- Hypothèses de calculs et données d’entrée
- Problèmes ou bugs repérés lors de la simulation
- Problème lors de la souscription à une licence annuelle
- Partenariat éventuel et contribution à l’amélioration continue de l’outil
Nous devons répondre à de nombreuses sollicitations et nous faisons notre possible pour vous adresser un retour dans les meilleurs délais.
Pour des raisons d’efficacité dans nos missions d’amélioration de l’outil, nous privilégions toujours le mail au téléphone dans nos échanges. Merci de votre compréhension !
Pour personnaliser le document et que votre configuration s’applique pour l’ensemble de vos études, il vous faut éditer les descriptifs, vôtre logo ou d’autres informations depuis l’onglet « Mon espace », puis « Personnalisation du PDF ». Vous pouvez ensuite sélectionner la section à modifier, et descendre en bas de la page en glissant à l’aide de la molette pour ajouter une note.
La manière optimale d’
- Vous vous rendez sur vos études enregistrées, sans cliquer directement sur télécharger le rapport (auquel cas il serait incomplet), mais sur éditer.
- Une fois le projet chargé, via le menu à gauche, donc sans utiliser les boutons de passages d’étapes, rendez-vous à la dernière étape pour générer le rapport et télécharger le document.
Info : Dans la section contenu, certaines cases sont naturellement grisées, cela ne signifie pas que les informations sont manquantes dans le document. Au contraire cela signifie qu’elles apparaissent obligatoirement.
En d’autres termes, vous ne pouvez les retirer, car nous considérons qu’il s’agit des informations minimales pour que le document qui résume l’étude fasse sens.
Si le téléchargement du PDF ne se lance pas, il est souvent pertinent d’essayer depuis un autre navigateur !
Les données solaires utilisées lors d’une simulation AutoCalSol sont issues de la base de données
PVGIS fournie par le JRC (Joint Research Centre) de la Commission Européenne.
De nombreuses études ont validé la fiabilité des données issues de PVGIS, en les comparant notamment à des données
mesurées par des stations au sol.
Il est important d’avoir en tête quelques éléments lors de la simulation :
- Le traitement des données solaires par PVGIS dépend de la région géographique du site étudié. Pour la France, la base SARAH-2 est utilisée et provient du satellite géostationnaire METEOSAT (±65° longitude et ±65° latitude). Pour les données situées hors France, se référer à la documentation de PVGIS pour connaître plus précisément la source de données en fonction de la localisation.
- La résolution spatiale des données est de 0.05° soit environ 5 km. Cela signifie que la donnée solaire est identique dans un rayon de 5 km autour du projet.
- Les séries temporelles pour les données solaires couvrent les années 2005 à 2020, soit 16 années complètes récentes. À partir de ces 16 années, un traitement statistique est appliqué afin de reconstruire une seule année de données représentative appelée TMY. AutoCalSol applique un traitement spécifique des données météorologiques, différent de celui proposé par PVGIS, et les données ne peuvent donc être comparées de manière brute.
L’irradiation solaire annuelle de l’installation photovoltaïque est estimée en deux étapes :
- Estimation de l’irradiation globale horizontale (données solaires)
- Estimation de l’irradiation globale inclinée (calcul de transposition par l’INES)
Une année météorologique typique (TMY) est une année reconstruite statistiquement pour être représentative d’un
climat local sans utiliser de données moyennées.
Différentes données météorologiques sont utilisées pour construire intelligemment une TMY : irradiation solaire,
température, vitesse du vent, humidité relative, …
Chaque mois qui compose la TMY est « bien » sélectionné comme représentatif par rapport aux dernières années passées
(au moins 10 années de données) afin de capturer les variations saisonnières et interannuelles.
Nous utilisons dans AutoCalSol des années météorologiques typiques (TMY) différentes de celles proposées directement
par PVGIS. Nous appliquons notre propre traitement statistique des données horaires sur une période de
16 ans.
Ceci nous permet de donner davantage de poids dans la construction de la TMY que PVGIS.
Le tableau suivant détaille les poids donnés aux différentes variables en fonction de l’outil choisi :
| VARIABLE | PVGIS [1] | AUTOCALSOL |
|---|---|---|
| RAYONNEMENT GLOBAL | 0.33 | 0.75 |
| RAYONNEMENT DIFFUS | 0.33 | 0.20 |
| TEMPERATURE AMBIANTE | 0 | 0.05 |
| VITESSE DU VENT | 0.33 | 0 |
[1] T. Huld et al., Assembling Typical Meteorological Year Data Sets for Building Energy Performance Using Reanalysis and Satellite-Based Data, Atmosphere 2018
Comme on peut le constater, PVGIS choisit de donner un poids équivalent à la température ambiante, la
vitesse du vent et l’irradiation globale.
Comme explicité dans [1], ces données sont adaptées pour des applications de type bâtiment.
AutoCalSol a donc pris le parti de proposer d’autres coefficients donnant plus de poids à l’ensoleillement.
L’estimation de la production photovoltaïque par l’outil AutoCalSol ne peut être comprise comme
LA production que l’on est CERTAIN d’atteindre avec l’installation solaire simulée.
Plusieurs facteurs d’incertitude sont à considérer :
- La méthode de calcul de l’irradiation à partir d’images satellite
- La variabilité interannuelle du gisement annuel
- La transposition de l’irradiation horizontale dans un plan incliné (celui des panneaux)
- Le calcul de l’impact des masques solaires proches et lointains
- La modélisation du système photovoltaïque (onduleur, pertes, température des panneaux, etc…)
On peut globalement considérer qu’une incertitude raisonnable se situe à 10% autour de la production
calculée par AutoCalSol.
Compte tenu du manque de détails électriques et matériels qui impactent le calcul de la production, l’INES ne peut
s’engager sur plus de précision liée à la production photovoltaïque.
Si vous êtes près de collines ou de montagnes, il peut y avoir des moments où le soleil est derrière
les collines et le rayonnement solaire sera réduit à celui provenant du ciel ou des nuages.
AutoCalSol utilise des informations sur l’élévation du terrain avec une résolution de 3 secondes d’arc
(environ 90 m).
Cela signifie que pour chaque 90 m, nous avons une valeur pour l’élévation du sol.
À partir de ces données, nous calculons la hauteur de l’horizon autour de chaque emplacement géographique.
Ces données sont ensuite utilisées pour calculer les moments où le soleil est caché par des collines ou des montagnes.
Lorsque cela se produit, le rayonnement solaire est alors défini comme la partie diffuse du rayonnement.
Avec une résolution d’environ 90 m, les calculs d’AutoCalSol ne peuvent pas prendre en compte les effets des
ombres des objets proches tels que les maisons ou les arbres.
Cependant, AutoCalSol offre la possibilité de permettre à l’utilisateur de télécharger un fichier de données avec
la hauteur d’horizon à utiliser au lieu des informations d’horizon intégrées.
Le fichier de l’horizon importé dans AutoCalSol doit être un fichier texte simple
(extension .txt) et doit comporter une valeur par ligne (ex: 6.7), qui correspond à la
hauteur de l’horizon, exprimée en degrés.
Ces valeurs seront projetées dans toutes les directions autour de l’emplacement du site (à 360°).
AutoCalSol considèrera uniquement 48 lignes, cela correspond à un pas de 7,5° (360°/48),
c’est largement assez précis.
Les hauteurs de l’horizon (en °) doivent être données dans le sens horaire commençant au
nord.
C’est-à-dire, en partant du Nord vers l’Est, puis passant par le Sud, l’Ouest
et de retour au Nord.
Deux valeurs adjacentes ont la même distance angulaire entre elles autour de l’horizon.
Par exemple, si le fichier a 36 valeurs, AutoCalSol prendra la première valeur comme la hauteur de l’horizon dans la direction nord, la valeur suivante sera la hauteur de l’horizon 10 degrés vers l’est du nord, et successivement jusqu’à la dernière valeur, qui sera la hauteur de l’horizon dans la direction 10 degrés à l’ouest du Nord.
La puissance crête pour les installations solaires représente la puissance que peut fournir un dispositif photovoltaïque
dans des conditions standard de fonctionnement.
Ces conditions sont appelées conditions de test standard (STC pour Standard Test Conditions), soit :
- Une irradiation solaire de 1 000 W/m².
- Une température de cellule de 25 °C.
- Une masse d’air (AM) de 1,5.
La puissance de l’onduleur correspond à la capacité maximale qu’un onduleur peut gérer et transformer
pour alimenter un réseau ou des appareils en courant alternatif (CA).
Dans un système photovoltaïque, l’onduleur convertit le courant continu (CC) produit par les panneaux
en courant alternatif.
Sa puissance nominale est importante, car elle doit être adaptée à la puissance crête totale des
panneaux connectés.
Cependant, les onduleurs sont souvent sous-dimensionnés par rapport aux panneaux solaires pour des raisons
d’optimisation économique, de rendement, et parce que les panneaux ne produisent pas toujours leur
puissance crête en raison de la variabilité des conditions météorologiques et des pertes dans le
système PV.
Le Performance Ratio (PR) d’une installation photovoltaïque est un indicateur qui mesure l’efficacité de l’installation en comparant l’énergie réellement produite à l’énergie théoriquement produite dans des conditions idéales.
Exprimé en pourcentage, il prend en compte les pertes liées aux facteurs externes comme les variations de température, l’ombrage, la poussière, et les pertes liées à l’onduleur ou encore aux câbles.
Un PR élevé (généralement entre 80 % et 90 %) indique une bonne performance de l’installation, tandis qu’un PR plus bas signale des inefficacités ou des dysfonctionnements.
L’étape « Consommation » en ACI est composée de deux onglets distincts. Ces onglets sont visibles une fois le type d’abonnement sélectionné :
- 1 - Tarif
- 2 - Consommation
Le renseignement des champs présents dans les deux onglets « 1 – Tarifs » et « 2 – Consommation » sont des prérequis indispensables pour valider l’étape et simuler les flux énergétiques de l’étape suivante : « Autoconsommation ».
La première partie « 1 – Tarif » permet de définir le tarif d’achat, pour la fourniture classique d’électricité, ainsi que des éventuelles plages d’heures pleines et heures creuses (HP/HC). Ce tarif permettra à l’étape « Bilan économique » de calculer le montant de la facture sans projet PV, avec projet PV ainsi que les économies si autoconsommation.
La seconde « 2 – Consommation » permet d’établir un profil de consommation (une courbe) à partir des trois méthodes de constructions proposées par l’outil (profil type Enedis, relevé de puissance compteur, bilan de puissance).
Les profils types de consommation proposés par Enedis en France proviennent de l’analyse statistique des habitudes de consommation électrique de différents types de clients (ménages, professionnels, industries, etc.).
Enedis, en tant que gestionnaire du réseau de distribution d’électricité, collecte et analyse les données de consommation électrique de manière anonyme et agrégée.
Ces profils types permettent de modéliser la consommation moyenne d’un client en fonction de son type d’usage, de sa puissance souscrite et, parfois, de facteurs comme le climat ou les heures de pointe.
Ces profils aident à répartir la consommation globale sur le réseau pour optimiser la gestion de l’électricité, prédire la demande et améliorer le dimensionnement des infrastructures.
Pour l’instant, l’import de fichier de consommation sous la forme de relevé de puissance compteur n’est pas idéal dans le logiciel. Celui-ci s’attend à recevoir un fichier qui remplit strictement les conditions suivantes :
- Format
.txt - Intervalle de temps : entre 5 minutes et 1 heure
- Le pas de temps doit être régulier sur la période d’analyse
- La période doit représenter exactement une année entière
- La première ligne du fichier doit être identique à celle du fichier d’exemple
Pour assurer le bon chargement du fichier par l’outil n’hésitez pas à cliquer sur le lien prévu à cet effet « Télécharger » qui paraît sous le champ d’insertion du fichier et à reprendre le formalisme utilisé.
Le graphe "Superposition Production PV / Consommation électrique" offre une vue d’ensemble sur une année complète de vos données énergétiques :
- La production photovoltaïque
- La consommation électrique
- L’autoconsommation
- Le soutirage
- L’injection
Note : Les trois dernières courbes (autoconsommation, soutirage et injection) sont masquées par défaut. Pour les afficher, il suffit de cliquer sur les cercles gris situés sous le graphique.
L’analyse annuelle globale n’étant pas toujours la plus parlante, nous vous recommandons de :
- Sélectionner une période plus courte (une journée en été ou en hiver, ou une semaine)
- Utiliser les options de zoom disponibles en haut à gauche (1j, 1s, ...)
- Naviguer vers la période souhaitée à l’aide de la barre glissante située sous le graphique
Cette approche vous permettra d’obtenir une vision plus précise et exploitable de vos données énergétiques.
Les diagrammes circulaires de répartition de la production et de la consommation révèlent deux indicateurs clés de votre performance énergétique solaire :
Le taux d’autoconsommation (TAC) :
Part de l’énergie solaire produite effectivement consommée localement
Calcul :
TAC (%) = (Énergie PV autoconsommée / Production totale PV) × 100
Exemple :
Un TAC à 100% signifie que toute la production locale est consommée sur place
Point de vigilance :
maximiser le TAC peut parfois conduire à des arbitrages contre-productifs entre production et consommation (exemple : un seul panneau sur une grande toiture)
Le taux d’autoproduction (TAP) : Part de la consommation locale couverte par l’énergie solaire produite
Calcul :
TAP (%) = (Énergie PV autoconsommée / Consommation totale) × 100
Exemple :
Un TAP à 70% indique que 70% de la consommation provient de la production locale
Avantage :
augmenter le TAP encourage des comportements vertueux : réduction de la consommation et développement de plus grandes capacités de production renouvelables
Les diagrammes circulaires présentent :
- Production PV : parts autoconsommée et injectée
- Consommation électrique : parts autoconsommée et soutirée du réseau
Conseil : survolez les segments pour découvrir les quantités précises d’énergie.
Remarque : les quantités d’énergie autoconsommée sont rigoureusement identiques entre les deux diagrammes.
Sur le bas de page de l’étape « Autoconsommation », en cliquant sur « Afficher/Cacher le tableau », vous pouvez consulter le bilan énergétique au pas de temps horaire (production, consommation, autoconsommation, injection et soutirage).
Après avoir cliqué, un deuxième bouton apparaît. Celui-ci vous permet de télécharger les données dans un fichier .csv.
Le tarif de l’électricité se définit dans AutoCalSol au niveau de l’étape « Consommateur ».
Si l’établissement au sein duquel la consommation d’électricité est simulée est assujetti à la TVA, il vous faudra renseigner un tarif de l’électricité qui comprend la taxe.
Dans certains pays et selon les contextes, la TVA peut être exonérée pour certains usages particuliers :
- Activités agricoles ou industrielles spécifiques : En France, certains usages professionnels d’électricité dans des domaines comme l’agriculture peuvent bénéficier d’une exonération.
- Zones franches ou territoires spécifiques : Dans certaines régions, comme des départements d’outre-mer (Guadeloupe, Réunion, etc.), des taux réduits ou une exonération totale peuvent s’appliquer.
- Usage humanitaire ou associatif : Dans certains cas, les associations ou les organisations humanitaires peuvent bénéficier d’une exonération.
La facture d’énergie dans la partie économique et les économies de factures réalisées avec l’autoconsommation sont simulées dans l’outil à partir de cette donnée.
Conseil : Pour que l’économie de facture simulée soit représentative, renseignez un tarif qui tient compte de la taxe.
En général, on trouve dans la facture d’électricité la quantité d’énergie consommée (en kWh), ainsi que le montant total TTC (en €). En divisant ce montant total par la quantité d’électricité consommée, vous obtiendrez le montant à renseigner à cette étape.
Les coûts d’investissement initiaux (CAPEX) en photovoltaïque varient linéairement en fonction de la puissance de votre installation photovoltaïque.
Plus la puissance installée est importante, plus le coût par watt crête (€/Wc) diminue, reflétant les économies d’échelle.
| Puissance Installée (kWc) | Coût Moyen Estimé (€/Wc) |
|---|---|
| 0 | 3,00 |
| 3 | 2,50 |
| 9 | 2,00 |
| 36 | 1,50 |
| 100 | 1,00 |
| 500 | 0,80 |
Exemple :
- Pour une installation de 9 kWc, le coût moyen estimé sera de 2€ par watt crête
- Pour une installation de 100 kWc, le coût moyen descend à 1€ par watt crête
L’arrêté tarifaire S21 définit les tarifs réglementaires d’achat de l’électricité photovoltaïque ainsi que les primes associées, comme la prime à l’autoconsommation. Ces tarifs sont déterminés par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et révisés chaque trimestre. Les révisions tiennent compte de divers paramètres, comme le volume des installations raccordées au réseau et l’évolution des coûts de production.
Dans AutoCalSol, les tarifs réglementaires et primes sont également mis à jour à chaque trimestre, en suivant les révisions de l’arrêté tarifaire. Cependant, il peut arriver que des mises à jour soient oubliées ou légèrement retardées. N’hésitez pas à nous solliciter par mail si vous constatez une incohérence.
Pour suivre les évolutions des tarifs dès leur publication officielle, nous vous recommandons de consulter le site de référence photovoltaique.info, géré par l’association HESPUL, qui est un outil incontournable pour obtenir des informations fiables et à jour.
Pour choisir une bonne hypothèse sur l’inflation du prix de l’électricité, il est conseillé d’analyser les tendances historiques et de consulter les prévisions des organismes spécialisés, comme l’Agence Internationale de l’Énergie, en tenant compte des facteurs géopolitiques et des avancées technologiques.
Une approche raisonnable est de prévoir un scénario central autour de 2-3 % par an, en réévaluant régulièrement cette hypothèse selon les évolutions du marché et les politiques énergétiques.
Une inflation de 3 % correspond à un doublement du prix de l’électricité sur une période de 23 ans.
L’actualisation de l’argent est un concept financier qui consiste à évaluer la valeur actuelle d’une somme d’argent que l’on recevra ou dépensera dans le futur. Elle repose sur l’idée que l’argent a une valeur temporelle : une somme reçue aujourd’hui a plus de valeur que la même somme reçue plus tard, car elle pourrait être investie pour générer des intérêts.
L’actualisation se traduit par un taux d’actualisation, qui peut refléter différentes choses selon le projet étudié : les intérêts d’un livret à la banque, le rendement attendu d’un placement ou encore le coût d’opportunité du capital.
Cette technique est couramment utilisée dans les investissements pour comparer des flux de trésorerie futurs et prendre des décisions éclairées en tenant compte de la valeur de l’argent dans le temps.
Le tableau des résultats économiques présente une comparaison des principaux indicateurs financiers pour trois scénarios distincts :
1. Sans projet photovoltaïque (PV)
2. Vente totale de la production PV
3. Autoconsommation avec injection partielle
Voici un exemple :
| Scénario | Investissement (CAPEX) | Dépenses sur 20 ans (OPEX) | Primes & Subventions | Recettes sur 20 ans (Vente + Économies) |
Facture énergétique moyenne sur 20 ans |
LCOE (Prix de revient) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Consommateur sans PV | 0 € | 0 € | 0 € | 0 € | 338 €/an | - |
| Consommateur - Vente totale | 2 833 € | 567 € | 133 € | 2 521 € | 375 €/an | 13,357 c€/kWh |
| Consommateur - Injection partielle | 2 833 € | 567 € | 220 € | 5 189 € (1 848 € vente + 3 341 € économies) | 238 €/an | 13,002 c€/kWh |
Interprétation des lignes :
1. Sans projet PV :
Dans ce cas, le tableau indique uniquement la facture énergétique annuelle moyenne sur la période d’analyse (20 ans dans cet exemple). Cette moyenne tient compte de deux facteurs principaux :
- L’inflation du prix de l’électricité : avec une inflation positive, la facture augmente au fil des années.
- Le taux d’actualisation : il reflète la valeur décroissante de l’argent dans le temps (un euro aujourd’hui vaut plus qu’un euro demain), ce qui tend à réduire le coût total perçu sur la période.
2. Vente totale :
Ici, toute la production photovoltaïque est vendue à un obligé d’achat (par exemple, EDF OA). Il n’y a aucune autoconsommation, d’où les 0 € d’économies. Les revenus proviennent uniquement de la vente des kWh produits.
3. Injection partielle (autoconsommation) :
Dans ce scénario, une partie de la production est autoconsommée, et le surplus est injecté sur le réseau. Les recettes incluent :
- Les économies réalisées grâce à l’autoconsommation : chaque kWh consommé directement est un kWh « gratuit », évitant l’achat d’électricité au prix du réseau.
- Les revenus issus de la vente du surplus.
Ces revenus tiennent compte de :
- L’inflation du prix de l’électricité soutirée, qui augmente les économies.
- Le taux d’actualisation, qui réduit la valeur des économies futures.
- La dégradation des panneaux solaires, qui diminue progressivement la production et les économies associées.
Pourquoi comparer ces scénarios ?
Comparer la facture énergétique moyenne entre les différents modes de valorisation (vente totale et autoconsommation) est un outil précieux pour identifier le scénario le plus rentable. En particulier, l’autoconsommation avec injection partielle montre souvent une facture énergétique réduite grâce à l’effet combiné des économies et des recettes issues de la vente du surplus.
Comment est calculé le LCOE PV ?
Le LCOE se calcule en divisant le coût total actualisé de l’installation (investissement initial, maintenance, exploitation, etc.) par la quantité totale d’énergie produite actualisée sur toute la durée de vie de l’installation.
Formule simplifiée :
LCOE = Coût total actualisé (CAPEX + OPEX) / Énergie totale produite sur la durée de vie (kWh)
- CAPEX (Capital Expenditures) : Coût initial de l’installation (panneaux solaires, onduleurs, structure, etc.). - OPEX (Operational Expenditures) : Coûts d’exploitation et de maintenance (nettoyage, remplacement des équipements, etc.). - Énergie produite : Production annuelle estimée, pondérée par des facteurs tels que la dégradation des panneaux et les conditions climatiques.
Pourquoi est-il important ?
1. Comparer les sources d’énergie : Le LCOE permet de comparer différentes sources d’énergie (solaire, éolien, nucléaire, fossile) sur une base équitable en tenant compte des coûts sur toute la durée de vie.
2. Évaluer la rentabilité d’un projet : Pour un projet photovoltaïque, un LCOE faible indique une production d’énergie rentable par rapport aux tarifs du marché ou aux autres alternatives.
3. Optimiser les investissements : En comprenant le LCOE, les investisseurs et développeurs peuvent identifier les leviers pour réduire les coûts (choix des équipements, maintenance, etc.).
Facteurs influençant le LCOE PV :
- Durée de vie de l’installation : Plus elle est longue, plus le LCOE diminue.
- Taux de production énergétique : Les régions avec un bon ensoleillement ont un LCOE plus bas.
- Taux d’intérêt ou actualisation : Un taux d’actualisation élevé augmente le LCOE.
- Dégradation des panneaux : Une moindre dégradation améliore la rentabilité.
- Coûts initiaux et de maintenance : Les avancées technologiques réduisent ces coûts, diminuant le LCOE.
En résumé, le LCOE PV est une mesure essentielle pour évaluer le coût de l’énergie solaire, comparer des projets et orienter les décisions dans le développement des énergies renouvelables.