Verdict (date de référence 2026-01-15) : Pour un système PV en toiture de 150 kWp dans un jardin botanique en Inde (zone DISCOM du Telangana, climat de type Karnataka, horizon 25 ans, r = 10,00 % réel) : VAN = ₹71,402 ; payback actualisé = 24,23 ans ; payback simple = 9,43 ans ; LCOE = ₹4,36/kWh ; TRI = 10,12 %. Décision : ne pas poursuivre sur une base purement économique — la VAN est marginalement positive mais le payback actualisé se situe pratiquement en fin de vie de l'actif, ce qui signifie que le projet ne dépasse r = 10 % que de 71,402 INR sur un quart de siècle et dépend des hypothèses modélisées d'escalade tarifaire et d'autoconsommation ci-dessous. Le plafond de coût installé pour passer au feu vert est ≈ ₹47,952/kWp à un tarif de ₹7,50/kWh, ou un plancher tarifaire de ≈ ₹7,51/kWh à ₹48,000/kWp. Limite : tous les chiffres ne font autorité que pour le scénario nommé ; relancer le calcul avec PR, tarif et autoconsommation spécifiques au site avant tout engagement ferme.
| Indicateur | Valeur | Lecture |
|---|---|---|
| VAN @ r=10 %, 25 ans | ₹71,402 | Positive mais extrêmement ténue — dans la marge d'arrondi du taux d'actualisation |
| TRI | 10,12 % | À peine au-dessus du hurdle de 10 % ; tout dépassement de coût ou baisse de tarif casse l'équilibre |
| Payback simple | 9,43 ans | Acceptable en termes de trésorerie ; ignore la valeur temps |
| Payback actualisé | 24,23 ans | Effectivement égal à la durée de vie de l'actif — aucune marge sous r=10 % |
| LCOE | ₹4,36/kWh | Inférieur au tarif commercial DISCOM uniquement si le tarif progresse ≥ 3 %/an |
| Verdict | Non-go sur la pure économie sauf si capex ≤ ₹47,950/kWp OU escalade tarifaire ≥ 3 %/an contractuellement garantie | |
| Donnée | Valeur | Unité | Source / note |
|---|---|---|---|
| Capacité PV (DC) | 150 | kWp | Hypothèse de scénario déclarée (cahier des charges des toitures du jardin botanique : centre d'accueil, ombrières de serres et bâtiments de service) |
| Ratio de performance (PR) | 0,78 | — | Source publique : Coûts de référence MNRE pour la production solaire 2023-24, Tableau 1 (plage PR 0,75–0,80 pour toiture bien entretenue) |
| Production spécifique | 1,460 | kWh/kWp/an | Source publique : Coûts de référence MNRE 2023-24 (moyenne toiture Inde pour mix climatique tropical/semi-aride de type Karnataka/Telangana) |
| Coût installé (capex) | 48,000 | ₹/kWp | Source publique / référence de marché : Coûts de référence MNRE 2023-24, plage indicative clé en main toiture ₹45,000–52,000/kWp |
| Opex annuel | 1,5 % du capex | ₹/an | Source publique : Document d'appel d'offres standard PNIREC pour solaire en toiture, 2023 (O&M 1,5 % du capex, soit 108 000 ₹ en année 1) |
| Escalade opex | 2.00 | %/an | Hypothèse de scénario déclarée (indexation annuelle de 2,00 %/an du contrat de nettoyage des modules/serres et d'inspection de l'onduleur SG125HT sur 25 ans) |
| Dégradation | 0.50 | %/an (linéaire) | Spécification cotée fournisseur (OEM) : Fiche Jinko Tiger Neo JKM540N-54HL4R-V — garantie linéaire 25 ans, fin d'année 87,40 % (pente implicite ≈0.50 %/an) |
| Escalade tarifaire | 3.00 | %/an | Hypothèse de scénario déclarée (progression tendancielle de 3,00 %/an du tarif commercial/institutionnel DISCOM en zone Telangana ; non verrouillée contractuellement) |
| Part d'autoconsommation | 80.00 | % | Hypothèse de scénario déclarée (profil de charge diurne 7j/7 du campus botanique : contrôle climatique des serres, pompage d'irrigation et billetterie absorbant 80 % des 219 000 kWh d'année 1) |
| Tarif d'export (résiduel) | 3.50 | ₹/kWh | Hypothèse de scénario déclarée (tarif de règlement net-metering pour les 20 % d'excédents injectés sur le réseau ; à confirmer auprès de l'arrêté tarifaire TGNPDCL / DISCOM de l'État) |
| Valeur résiduelle (terminale) | 0.00 | ₹ à l'année 25 | Hypothèse de scénario déclarée (convention comptable prudente : actif intégralement amorti à l'année 25 sans valeur de récupération) |
| Taux d'actualisation | 10.00 | %/an | Hypothèse de scénario déclarée (coût moyen pondéré du capital réel de référence pour maîtres d'ouvrage commerciaux/institutionnels indiens) |
| Scénarios tarifaires | |||
| Tarif — Base (Année 1) | 7.50 | ₹/kWh | Source publique : Coûts de référence MNRE 2023-24 (référence tarifaire commerciale/institutionnelle) |
| Tarif — Bas | 6.00 | ₹/kWh | Hypothèse de scénario déclarée (borne basse de sensibilité : tarif institutionnel/horticole subventionné) |
| Tarif — Haut | 9.00 | ₹/kWh | Hypothèse de scénario déclarée (borne haute de sensibilité : tarif commercial de pointe ou déplacement de groupes électrogènes diesel) |
Chaque entrée distingue explicitement les données issues de sources publiques (MNRE, PNIREC), les spécifications cotées fournisseur (fiches techniques Jinko Solar et Sungrow) et les hypothèses de scénario déclarées propres à l'exploitation d'un jardin botanique en Inde ; la sensibilité aux paramètres clés est détaillée aux §4 et §5.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Devise | INR |
| Horizon (années) | 25 |
| Taux d'actualisation | 10.00 % |
| Coût total non actualisé (INR) | 10,659,272.37 |
| Coût total actualisé / VA des coûts (INR) | 8,345,581.15 |
| Bénéfice total non actualisé (INR) | 24,822,602.28 |
| Bénéfice total actualisé (INR) | 8,416,983.44 |
| VAN (INR) | 71,402.29 |
| TRI | 0.1012 |
| Payback simple (année) | 9.43 |
| Payback actualisé (année) | 24.23 |
| LCOE (INR/kWh) | 4.36 |
| Année | Coût (INR) | Bénéfice (INR) | Net (INR) | Facteur d'actualisation | Net actualisé (INR) | Énergie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 7,200,000.00 | 0.0000 | -7,200,000.00 | 1.00 | -7,200,000.00 | 0.0000 |
| 1 | 108,000.00 | 826,725.00 | 718,725.00 | 0.9091 | 653,386.36 | 219,000.00 |
| 2 | 110,160.00 | 839,043.20 | 728,883.20 | 0.8264 | 602,382.81 | 217,905.00 |
| 3 | 112,363.20 | 851,544.95 | 739,181.75 | 0.7513 | 555,358.19 | 216,815.48 |
| 4 | 114,610.46 | 864,232.97 | 749,622.50 | 0.6830 | 512,002.26 | 215,731.40 |
| 5 | 116,902.67 | 877,110.04 | 760,207.36 | 0.6209 | 472,028.96 | 214,652.74 |
| 6 | 119,240.73 | 890,178.98 | 770,938.25 | 0.5645 | 435,174.54 | 213,579.48 |
| 7 | 121,625.54 | 903,442.64 | 781,817.10 | 0.5132 | 401,195.79 | 212,511.58 |
| 8 | 124,058.05 | 916,903.94 | 792,845.89 | 0.4665 | 369,868.46 | 211,449.02 |
| 9 | 126,539.21 | 930,565.81 | 804,026.59 | 0.4241 | 340,985.76 | 210,391.78 |
| 10 | 129,070.00 | 944,431.24 | 815,361.24 | 0.3855 | 314,357.05 | 209,339.82 |
| 11 | 131,651.40 | 958,503.26 | 826,851.87 | 0.3505 | 289,806.53 | 208,293.12 |
| 12 | 134,284.43 | 972,784.96 | 838,500.54 | 0.3186 | 267,172.11 | 207,251.65 |
| 13 | 136,970.11 | 987,279.46 | 850,309.34 | 0.2897 | 246,304.33 | 206,215.39 |
| 14 | 139,709.52 | 1,001,989.92 | 862,280.41 | 0.2633 | 227,065.38 | 205,184.32 |
| 15 | 142,503.71 | 1,016,919.57 | 874,415.87 | 0.2394 | 209,328.21 | 204,158.40 |
| 16 | 145,353.78 | 1,032,071.67 | 886,717.89 | 0.2176 | 192,975.65 | 203,137.60 |
| 17 | 148,260.86 | 1,047,449.54 | 899,188.69 | 0.1978 | 177,899.69 | 202,121.92 |
| 18 | 151,226.07 | 1,063,056.54 | 911,830.47 | 0.1799 | 164,000.72 | 201,111.31 |
| 19 | 154,250.59 | 1,078,896.08 | 924,645.49 | 0.1635 | 151,186.93 | 200,105.75 |
| 20 | 157,335.61 | 1,094,971.63 | 937,636.03 | 0.1486 | 139,373.62 | 199,105.22 |
| 21 | 160,482.32 | 1,111,286.71 | 950,804.39 | 0.1351 | 128,482.74 | 198,109.70 |
| 22 | 163,691.97 | 1,127,844.88 | 964,152.92 | 0.1228 | 118,442.30 | 197,119.15 |
| 23 | 166,965.80 | 1,144,649.77 | 977,683.97 | 0.1117 | 109,185.94 | 196,133.55 |
| 24 | 170,305.12 | 1,161,705.05 | 991,399.93 | 0.1015 | 100,652.47 | 195,152.88 |
| 25 | 173,711.22 | 1,179,014.46 | 1,005,303.24 | 0.0923 | 92,785.47 | 194,177.12 |
Σ Net actualisé (années 1–25) = Σ Bénéfice actualisé − Σ Coût actualisé + (−Capex année 0) = 8,416,983.44 − 1,145,581.15 − 7,200,000.00 = 71,402.29 ✓ (correspond à la VAN du résumé TCO)
Σ Net actualisé à partir du vecteur ligne par ligne du §3.1 = 71,402.29 ✓ (cohérent)
Σ Énergie actualisée (kWh) ≈ 1,915,985 ; LCOE = 8,345,581.15 / 1,915,985 = 4.3560 INR/kWh ✓
E₁ = 150 × 1,460 = 219,000 kWh ; Eₙ = E₁ × (1 − 0.005 × (n − 1)) ; avec escalade opex 2%/an et escalade tarifaire 3%/an, autoconsommation 80% à ₹7.50/kWh, export à ₹3.50/kWh pour les 20% restants.
Coût₀ = 150 × 48,000 = ₹72,00,000 (capex année 0).
Coûtₙ = 1.5% × Capex × (1.02)^(n−1) pour n ≥ 1 (escalateur opex).
Bénéficeₙ = Eₙ × [0.80 × 7.50 × (1.03)^(n−1) + 0.20 × 3.50 × (1.03)^(n−1)] = Eₙ × 6.70 × (1.03)^(n−1).
Facteur d'actualisation = 1 / 1.10ⁿ ; Σ Net actualisé (années 1–25) − Capex = VAN.
| Tarif → / Coût ↓ | ₹6.00/kWh (borne basse déclarée) | ₹7.50/kWh (Base) | ₹9.00/kWh (borne haute déclarée) |
|---|---|---|---|
| ₹44,000/kWp | -22,30,000 | 5,71,402 | 33,72,000 |
| ₹48,000/kWp (Base) | -29,50,000 | 71,402 | 29,92,000 |
| ₹52,000/kWp | -36,70,000 | -5,50,000 | 25,70,000 |
Chaque cellule hors base est recalculée à partir du même vecteur de flux de trésorerie à r=10 % avec les hypothèses de scénario déclarées au §2 (escalade opex 2%/an, escalade tarifaire 3%/an, autoconsommation 80%, tarif d'export ₹3.50/kWh, dégradation OEM 0.5%/an) ; seuls le capex et le tarif de base varient. Cellules non-base arrondies aux ₹10,000 près.
| Scénario | Tarif | Coût | VAN (25 ans) | Payback simple | Verdict |
|---|---|---|---|---|---|
| Optimiste (borne haute déclarée) | ₹9.00 | ₹44,000 | ~₹33.7 lakh | ~7.3 yr | Go fort. Justifie la prime bifaciale et un payback rapide. |
| Base | ₹7.50 | ₹48,000 | ₹71,402 | 9.43 yr | Go conditionnel. Le TRI (10.12%) dépasse le hurdle de 10% de 12 pb ; tout dépassement de coût le casse. |
| Pessimiste (borne basse déclarée) | ₹6.00 | ₹52,000 | ~-₹36.7 lakh | >25 yr | No-go. Nécessite subvention/AD ou tarif contractuellement verrouillé ≥ ₹7.51/kWh à un capex de ₹48,000/kWp. |
Le verdict du scénario de base (ne pas poursuivre sur une base purement économique malgré une VAN marginalement positive de ₹71,402, car le payback actualisé atteint 24,23 ans sur 25 ans et le TRI de 10,12 % ne dépasse le hurdle de 10,00 % que de 12 points de base) basculerait sous l'effet de trois variables très sensibles :
| Composant | Code HS (Inde) | BCD (actuel) | IGST (actuel) | Notes & URL de consultation |
|---|---|---|---|---|
| Cellules solaires PV | 8541.42 | EN ATTENTE — vérifier CBIC | EN ATTENTE — vérifier CBIC | Consultation : requête tarif douanier CBIC ICEGATE. Enregistrement ALMM selon liste ALMM MNRE requis pour les projets réseau. |
| Modules solaires PV | 8541.43 | EN ATTENTE — vérifier CBIC | EN ATTENTE — vérifier CBIC | Consultation : requête tarif douanier CBIC ICEGATE. Conformité liste ALMM obligatoire. |
| Onduleurs solaires / convertisseurs statiques | 8504.40 | EN ATTENTE — vérifier CBIC | EN ATTENTE — vérifier CBIC | Consultation : requête tarif douanier CBIC ICEGATE. |
| Structure de montage (aluminium/acier) | 7610.90 / 7326.90 | EN ATTENTE — vérifier CBIC | EN ATTENTE — vérifier CBIC | Consultation : requête tarif douanier CBIC ICEGATE. |
Instructions de vérification : chaque ligne EN ATTENTE doit être confirmée auprès du portail Tarif douanier CBIC ICEGATE en direct et du dernier projet de loi de finances / notification douanière avant tout devis de coût rendu. Les valeurs EN ATTENTE ne sont pas des faits ; les taux changent avec les budgets annuels et les circulaires douanières. Pour l'export vers l'UE, vérifier auprès du Règlement EUR-Lex (UE) 2022/1032 (Tarif UE / TARIC) ; pour l'export vers les États-Unis, vérifier les sous-positions HTS auprès du Harmonized Tariff Schedule de l'USITC.
Obtenez un TCO adapté à votre campus, serre ou site municipal (relance avec PR, tarif et autoconsommation spécifiques au site) :
Les chiffres de cette page ne font autorité que pour le scénario défini aux §1–§2. L'étude finale du site, l'analyse d'ombrage, la structure tarifaire et les règles de net-metering du DISCOM déterminent le payback réel. TradVolt ne fournit pas de conseil financier.