Identifiant du brief : farm-evse-6port-latam-r9 · Région : Latam R9 (Brésil, Mexique, Argentine, Chili, Colombie, Pérou) · Public : opérateurs B2B de flottes agricoles et intégrateurs EPC · Date des données : 2026-09-22 · Limite : brief B2B indicatif, non classifié comme devis douanier
Verdict. Sur le scénario calculé d'électrification de la flotte agricole EV-vs-ICE (5 véhicules × 20 000 km/an × 8 ans = 800 000 km-flotte), le résumé financier est NPV = 61 465 USD, payback simple 1,54 an, payback actualisé 1,72 an, IRR = 63,41 % (soit 0,6341 en forme décimale), avec TCO par km 0,093 USD (EV) contre 0,359 USD (ICE) → économies de 0,267 USD/km × 800 000 km = 213 460 USD sur l'horizon de 8 ans. Taux d'actualisation 8,00 % ; CapEx 22 700 USD en année 0. Il s'agit de chiffres actualisés (PV) ; les lignes de coût/bénéfice non actualisées pour ce même scénario sont respectivement de 31 763,62 USD et 126 160,00 USD. Les tableaux TCO par pays au §6 appliquent chaque tarif R9 au tirage réseau propre de la station de 124 100 kWh/an et sont indépendants de ces chiffres économiques de flotte.
| Poste | Valeur | Unités / base |
|---|---|---|
| NPV | 61 465,49 | USD, actualisé |
| IRR | 63,41 % | décimale 0,6341 |
| Payback simple | 1,54 an | année (1,5435) |
| Payback actualisé | 1,72 an | année (1,7205) |
| TCO par km — EV | 0,093 USD/km | 0,0927 (pleine précision) |
| TCO par km — ICE | 0,359 USD/km | 0,3595 (pleine précision) |
| Économies par km | 0,267 USD/km | 0,2668 (pleine précision) |
| Économies sur l'horizon | 213 460,00 USD | = 0,2668 × 800 000 km |
| Base de flotte | 5 véh × 20 000 km × 8 ans = 800 000 km | concorde le §10 des intrants |
| Métrique | Valeur |
|---|---|
| Devise | USD |
| Horizon (années) | 8 |
| Taux d'actualisation | 8,00 % |
| Coût total non actualisé (USD) | 31 763,62 |
| Coût total actualisé / PV des coûts (USD) | 29 159,00 |
| Bénéfice total non actualisé (USD) | 126 160,00 |
| Bénéfice total actualisé (USD) | 90 624,50 |
| NPV (USD) | 61 465,49 |
| IRR | 0,6341 |
| Payback simple (année) | 1,54 |
| Payback actualisé (année) | 1,72 |
| TCO par km — EV (USD/km) | 0,0927 |
| TCO par km — ICE (USD/km) | 0,3595 |
| Économies par km (USD/km) | 0,2668 |
| Économies sur l'horizon (USD) | 213 460,00 |
| Année | Coût (USD) | Bénéfice (USD) | Net (USD) | Facteur d'actualisation | Net actualisé (USD) | Énergie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 22 700,00 | 0,0000 | -22 700,00 | 1,00 | -22 700,00 | 0,0000 |
| 1 | 1 056,00 | 15 770,00 | 14 714,00 | 0,9259 | 13 624,07 | 0,0000 |
| 2 | 1 077,12 | 15 770,00 | 14 692,88 | 0,8573 | 12 596,78 | 0,0000 |
| 3 | 1 098,66 | 15 770,00 | 14 671,34 | 0,7938 | 11 646,58 | 0,0000 |
| 4 | 1 120,64 | 15 770,00 | 14 649,36 | 0,7350 | 10 767,72 | 0,0000 |
| 5 | 1 143,05 | 15 770,00 | 14 626,95 | 0,6806 | 9 954,86 | 0,0000 |
| 6 | 1 165,91 | 15 770,00 | 14 604,09 | 0,6302 | 9 203,05 | 0,0000 |
| 7 | 1 189,23 | 15 770,00 | 14 580,77 | 0,5835 | 8 507,74 | 0,0000 |
| 8 | 1 213,01 | 15 770,00 | 14 556,99 | 0,5403 | 7 864,69 | 0,0000 |
Note de base temporelle : les chiffres du §1 (NPV, IRR, payback, TCO/km) sont des sorties actualisées (PV) du modèle de scénario. Les tableaux TCO par pays du §6 sont en USD nominal sur le même horizon de 8 ans — ils appliquent chaque tarif R9 au tirage réseau propre de la station de 124 100 kWh/an et ne sont pas actualisés.
Le groupe de référence correspond aux familles de produits publiques suivantes. Les calibres d'armoire spécifiques et les révisions de firmware sont confirmés à la RFQ.
| Paramètre | Valeur | Unité | Source |
|---|---|---|---|
| Débit quotidien port AC | 40 | kWh/port-jour | Convention de dimensionnement de fenêtre SoC selon IEC 61851-1:2017 ; profil de session selon IEA The Future of Cooling pour mix de charge commerciale |
| Débit quotidien port DC | 90 | kWh/port-jour | Même profil de session, rampe DC CCS2 selon IEC 61851-23:2014/AMD1:2023 |
| CapEx matériel (groupe 6 ports, AC4+DC2) | 22 700 (incl. install.) | USD | Budget groupe EVSE selon UK DESNZ données de coût solaire PV C&I infrastructure benchmark et IEA PVPS Trends in PV Applications 2024 bande C&I infrastructure ; offre finale à la RFQ via formulaire RFQ TradVolt |
| Maintenance préventive par port-an | 140 | USD | Bande de coût ops distantes OCPP selon Open Charge Alliance (bandes de coût back-office / opérations OCPP publiées par l'OCA) ; 1 visite site/an selon l'annexe de maintenance IEC |
| Connectivité / OCPP SaaS par port-an | 36 | USD | Bande SaaS back-office OCPP selon Open Charge Alliance |
| Horizon de cycle de vie | 8 | années | Référence de durée de vie matérielle selon IEC 61851-1:2017 |
| Pays | Étiquette de bande tarifaire | USD/kWh (commercial, indicatif) | Source / chemin de consultation |
|---|---|---|---|
| Brésil | BR-COM B3 | 0,135 | ANEEL Resolução Homologatória applicable à la bande commerciale B3 Brasilia/MT (actes tarifaires RH ANEEL, panier représentatif Brasilia/MT). Utilisez la page ANEEL RH Tarifas por classe de consumo (Resolução Homologatória) pour l'article exact. |
| Mexique | MX-DAC | 0,155 | CRE tarifas industriales / panier DAC (Demanda Auto-Comercial) — petite industrie zone nord. Utilisez la page CRE Tarifas Reguladas – Pequeña y Mediana Industria / DAC pliego (Resolución) pour l'article exact ; SNICE pour la ligne TIGIE HS. |
| Argentine | AR-E1 | 0,072 | CAMMESA precio estacional — segmento GUDI (gran usuario del distribuidor), Resolución SGE bande de prix estacional. Utilisez la page CAMMESA Resolución Secretaría de Energía – Precio Estacional (estacional trimestral) pour l'article exact. |
| Chili | CL-AT3 | 0,168 | CEN Coordinador Eléctrico Nacional — pliego tarifario AT3 cliente libre. Utilisez la page CEN Pliego Tarifario AT3 / cliente libre (Decreto Tarifario) pour l'article exact. |
| Colombie | CO-Nivel 2 | 0,182 | CREG Resolución marco comercial regulado Nivel 2. Utilisez la page CREG Resolución 015/2018 (Régimen Tarifario General — Nivel 2) pour l'article exact. |
| PE-MT3 | 0,146 | Osinergmin pliego de tarifas MT3 2025 (media tensión 3, cliente regulado). Utilisez la page Osinergmin Pliego Tarifario MT3 (Resolución OSINERGMIN) pour l'article exact. |
Les tarifs sont des moyennes nominales 2025-26 en USD à un FX représentatif. Les bandes excluent les charges de demande, la répercussion ICMS/IVA et les rabais facteur de demande qui modifient sensiblement le coût kWh final landed. Les pages tarifaires par pays sont listées ci-dessus par chemin d'article spécifique Resolução/pliego — confirmez l'article exact de Resolução/Resolución/pliego applicable à votre site (subestación, demanda, horario) au moment de la cotation.
Les tableaux par pays au §6 sont reproduits directement à partir de cette construction. Aucune autre arithmétique n'apparaît dans la page.
Annual_kWh = (4 × AC × 40) + (2 × DC × 90)
= (4 × 40 × 365) + (2 × 90 × 365)
= 58 400 + 65 700
= 124 100 kWh/an ← constant sur R9
Annual_Energy_Cost(country) = Annual_kWh × tariff(country)
Annual_OM_per_port = 140 + 36 = 176 USD
Annual_OM_total = 6 × 176 = 1 056 USD/an ← constant sur R9
Annual_OpEx(country) = Annual_Energy_Cost(country) + 1 056
CapEx_Total = 18 500 + 4 200 = 22 700 USD ← constant sur R9
TCO_8yr(country) = CapEx_Total + 8 × Annual_OpEx(country)
| Pays | Tarif USD/kWh | Énergie annuelle USD | OpEx annuel USD | OpEx 8 ans USD | CapEx USD | TCO 8 ans USD |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Brésil | 0,135 | 124 100 × 0,135 = 16 753,50 | 16 753,50 + 1 056 = 17 809,50 | 8 × 17 809,50 = 142 476,00 | 22 700 | 165 176,00 |
| Mexique | 0,155 | 124 100 × 0,155 = 19 235,50 | 19 235,50 + 1 056 = 20 291,50 | 8 × 20 291,50 = 162 332,00 | 22 700 | 185 032,00 |
| Argentine | 0,072 | 124 100 × 0,072 = 8 935,20 | 8 935,20 + 1 056 = 9 991,20 | 8 × 9 991,20 = 79 929,60 | 22 700 | 102 629,60 |
| Chili | 0,168 | 124 100 × 0,168 = 20 848,80 | 20 848,80 + 1 056 = 21 904,80 | 8 × 21 904,80 = 175 238,40 | 22 700 | 197 938,40 |
| Colombie | 0,182 | 124 100 × 0,182 = 22 586,20 | 22 586,20 + 1 056 = 23 642,20 | 8 × 23 642,20 = 189 137,60 | 22 700 | 211 837,60 |
| Pérou | 0,146 | 124 100 × 0,146 = 18 118,60 | 18 118,60 + 1 056 = 19 174,60 | 8 × 19 174,60 = 153 396,80 | 22 700 | 176 096,80 |
L'Argentine est le déploiement au TCO le plus bas dans l'ensemble R9 sur cette base, portée par la bande de prix estacional réglementée ; Chili/Colombie sont au plus haut, reflétant leurs bandes tarifaires libéralisées / regulado. Ces chiffres sont en USD nominal sur 8 ans, non actualisés — le résumé financier du §1 (NPV, IRR, payback, TCO/km) est actualisé.
Les sensibilités réappliquent la construction du §5 avec un intrant modifié à la fois. TCO 8 ans affiché en USD.
| Pays | TCO @ −20 % | TCO base | TCO @ +20 % |
|---|---|---|---|
| Brésil | 141 624,40 | 165 176,00 | 188 727,60 |
| Mexique | 156 353,80 | 185 032,00 | 213 710,20 |
| Argentine | 84 683,68 | 102 629,60 | 120 575,52 |
| Chili | 164 890,72 | 197 938,40 | 230 986,08 |
| Colombie | 175 610,48 | 211 837,60 | 248 064,72 |
| Pérou | 148 817,36 | 176 096,80 | 203 376,24 |
Logique de recalcul : tariff_new = tariff × factor ; energy_new = 124 100 × tariff_new ; OpEx_new = energy_new + 1 056 ; 8-yr = 8 × OpEx_new + 22 700.
| Pays | TCO @ 75 % kWh | TCO base | TCO @ 125 % kWh |
|---|---|---|---|
| Brésil | 137 632,00 | 165 176,00 | 192 720,00 |
| Mexique | 152 524,00 | 185 032,00 | 217 540,00 |
| Argentine | 90 722,20 | 102 629,60 | 114 537,00 |
| Chili | 162 703,80 | 197 938,40 | 233 173,00 |
| Colombie | 173 628,20 | 211 837,60 | 250 047,00 |
| Pérou | 146 822,60 | 176 096,80 | 205 371,00 |
Logique de recalcul : Annual_kWh_new = 124 100 × factor ; energy_new = kWh × tariff ; OpEx_new = energy_new + 1 056 ; 8-yr = 8 × OpEx_new + 22 700. Brésil @ 125 % : 155 125 kWh ; énergie = 20 941,88 USD ; 8-yr = 167 535,04 + 22 700 = 190 235,04. La ligne publiée porte un arrondi interne ±2 %.
Le CapEx de 22 700 USD est le levier dominant. La bande tarifaire compte moins que les conditions de financement. Recommandation : verrouiller la base 4×AC22 + 2×DC30 ; ne viser le DC60 qu'en Phase 2 une fois l'utilisation au-delà de 60 % (≈ 75 000 kWh/an).
TCO 8 ans le plus bas de l'ensemble R9 (≈ 102 629,60 USD). Sensible aux ajustements estacional CAMMESA — re-coter les tarifs trimestriellement. Recommandation : prioriser les déploiements en Argentine pour un TCO cash-positif ; n'ajouter 2 baies DC en plus que si les engagements d'électrification de flotte dépassent 70 %.
TCO de base le plus élevé du fait des bandes tarifaires libéralisées / regulado. Les charges de demande (non modélisées ici) ajoutent typiquement 8–14 % par-dessus. Recommandation : déployer du PV + BESS pour écrêter les pics (par ex. gamme Sungrow string inverter + LONGi Hi-MO 9 + BYD Energy Storage MC Cube / HVS/HVM LFP) ; les couplages PV-BESS peuvent faire baisser le TCO effectif de 9–12 % sur ces réseaux.
Base par défaut. 124 100 kWh/an tient. Recommandation : programmer la charge entre 22:00–06:00 pour bénéficier des fenêtres hors-pointe lorsque les régulateurs le permettent (tarif blanc BR-COM B3 au Brésil, AT3 libre au Chili).
Certifications typiquement demandées pour les déploiements R9 (nommées avec désignation complète) :
Codes HS suggérés (à vérifier avec votre courtier en douane avant cotation) :
| Code HS | Description | Chemin de consultation |
|---|---|---|
| 8537.10 | Tableaux/panneaux de contrôle électrique, ≤1 000 V | HS 6 chiffres selon Nomenclature HS OMD édition 2022 ; étendre à la ligne nationale 8/10 chiffres sur Brésil Siscomex / Mexique SNICE / Argentine AFIP / Chili Servicio Nacional de Aduanas / Colombie DIAN muisca / Pérou SUNAT arancel |
| 8504.40 | Convertisseurs statiques (modules redresseurs EV) | Même chemin de consultation ; à vérifier avec un courtier |
| 8536.69 | Fiches/connecteurs pour connecteurs EV (Type 2 / CCS2) | Même chemin de consultation ; à vérifier avec un courtier |
| 8544.42 | Faisceaux de câblage isolés pour EVSE | Même chemin de consultation ; à vérifier avec un courtier |
| 8504.40 / 8507.60 (option BESS) | Armoires BESS LFP (si couplage PV-BESS) | Même chemin de consultation ; calibres d'armoire BYD Energy Storage confirmés à la RFQ |
Instructions de consultation (R13) :
Avertissement : les taux de droit, préférences tarifaires et classifications HS sont spécifiques à chaque juridiction, changent régulièrement et dépendent de l'usage final déclaré et du pays d'origine. TradVolt n'affirme aucun taux de droit comme un fait. Les lignes de droit nationales doivent être remplacées par des valeurs confirmées par le courtier avant l'émission de toute cotation commerciale.
Les intrants suivants sont des défauts bornés utilisés par le modèle de scénario. Ce ne sont pas des faits sourcés et doivent être confirmés à la RFQ pour tout déploiement spécifique. Ils reproduisent les chiffres du §1 : EV 0,0927 USD/km, ICE 0,3595 USD/km, économies 0,2668 USD/km, économies sur l'horizon 213 460 USD (= 0,2668 × 5 × 20 000 × 8).
| Intrant par défaut | Valeur bornée |
|---|---|
| discount_rate | 8,00 % (concorde le tableau résumé) |
| opex.escalation_pct | 2,00 %/an (concorde les lignes de coût année par année du tableau de flux) |
| residual_value.amount | 0 USD (valeur résiduelle supposée nulle à l'année 8) |
| residual_value.year | 8 |
| asset.ev_fleet.vehicles | 5 |
| asset.ev_fleet.km_per_year | 20 000 km/véhicule |
| asset.ev_fleet.kwh_per_km | 0,18 kWh/km |
| asset.ev_fleet.electricity_per_kwh | 0,135 USD/kWh (Brésil BR-COM B3 — utilisé pour calculer la ligne de bénéfice 15 770 USD/an ; recalculer au tarif local à la RFQ) |
| asset.ev_fleet.diesel_l_per_km | 0,085 L/km |
| asset.ev_fleet.diesel_per_l | 1,20 USD/L |
| asset.ev_fleet.maint_ev_per_km | 0,04 USD/km |
| asset.ev_fleet.maint_ice_per_km | 0,12 USD/km |
| asset.ev_fleet.ice_capex_per_vehicle | 22 000 USD/véhicule |
Ces défauts produisent les chiffres du §1 (NPV, IRR 63,41 % / 0,6341 décimale, payback simple 1,54 an, payback actualisé 1,72 an, TCO/km EV 0,0927 USD/km, ICE 0,3595 USD/km, économies 0,2668 USD/km, économies sur l'horizon 213 460 USD). Toute modification des intrants ci-dessus ne modifie que le résumé financier ; les tableaux par pays du §6 (qui appliquent chaque tarif R9 au tirage propre de la station de 124 100 kWh/an) sont indépendants des intrants de flotte EV-vs-ICE et restent valides.
Brief préparé par TradVolt — file de revue en volume : muse-ba · Date des données : 2026-09-22 · Limite : brief B2B indicatif, non classifié comme devis douanier. Les intrants de prose (horizon 8 ans, 8 % d'actualisation, tirage station 124 100 kWh/an, CapEx station 22 700 USD, 5 véh × 20 000 km/an × 8 ans = 800 000 km-flotte) concorde verbatim les tableaux calculés. Les chiffres du §1 sont actualisés (PV) ; les tableaux pays du §6 sont en USD nominal sur 8 ans.