Parc logistique solaire 6 MWc — Étude TCO Australie

Réponse (verdict) et tableau de décision

Équipement : modules Tier-1 mono-PERC bifaciaux de 6 000 kWc en toiture + ombrières, associés à des onduleurs string triphasés de 100 kW, fixation aluminium en toiture et structure acier pour ombrières. Localisation : parc logistique / 3PL AU, derrière le compteur (BTM) sur un tarif DNSP commercial. Horizon : 25 ans. Date des données : 14 février 2026 (décision AER 2024–25 DMO, instantané ABF Working Tariff, liste onduleurs approuvés CEC, révisions AS/NZS citées). Limite : les chiffres sont la sortie du modèle de scénario Tradvolt pour ce scénario, et non une offre ferme ; le capex est une référence moyenne nationale et des surcoûts site (15–35 %) peuvent s'appliquer.

1. Définition du cas d'usage

Un opérateur logistique / 3PL disposant de plusieurs entrepôts, auvents de quais et parkings vise un système PV de 6 000 kWc en toiture et ombrières, derrière le compteur (BTM), couvrant les consommations diurnes de chargeurs de chariots, froid, convoyeurs et bureaux. Le périmètre est réaliste pour un parc de distribution AU moyen à grand (≈ 60 000–90 000 m² de toiture et ombrières exploitables). L'export réseau est supposé limité au surplus résiduel sur le tarif de rachat (FiT) du DNSP / retailer.

Archétypes de sites couverts :

• DC mono-locataire à forte charge diurne et ~30 % de toiture disponible.
• Parc industriel multi-locataires avec connexion HT partagée et agrégation de demande.
• Exploitant de froid (charge 24/7) — meilleure économie d'autoconsommation.
• Cross-dock avec champ PV sur ombrières au-dessus des voies poids lourds.

2. Tableau des intrants (cités)

Les cellules marquées « Hypothèse modèle » sont des intrants bornés non précisés dans le brouillon ; ce ne sont ni des références tierces ni des faits sourcés.

3. Formule TCO et arithmétique détaillée (faisant foi)

Tous les chiffres ci-dessous sont calculés par le modèle de scénario Tradvolt à partir des intrants du §2 et du flux de trésorerie du §4. Ils font foi pour cette page ; ne pas les redériver à partir du seul texte du §3.

3.1 Énergie annuelle (année 1)

Énergie annuelle = capacité DC × productible spécifique.

6 000 kWc × 1 500 kWh/kWc/an = 9 000 000 kWh/an (année 1).

3.2 Valeur de production année 1

Énergie autoconsommée = 9 000 000 × 75 % = 6 750 000 kWh/an.
Énergie exportée = 9 000 000 × 25 % = 2 250 000 kWh/an.

Valeur d'autoconsommation = 6 750 000 × 0,28 AUD/kWh = 1 890 000 AUD/an.
Valeur d'export = 2 250 000 × 0,06 AUD/kWh = 135 000 AUD/an.
Valeur totale de production année 1 = 2 025 000 AUD/an.

3.3 Capex

Capex = 6 MWc × 1 200 000 AUD/MWc = 7 200 000 AUD (t = 0).

3.4 Flux opex

Opex année 1 = (12 + 4) AUD/kWc/an × 6 000 kWc = 96 000 AUD/an (répartition : 72 000 O&M + 24 000 assurance). L'opex s'indexe à 2,5 %/an (driver O&M) selon le traitement blendsé du modèle.

3.5 Production dégradée

Production en année t = 9 000 000 × (1 − 0,005 × (t−1)) kWh/an.

3.6 LCOE (nominal, actualisé)

LCOE = (VA de tous les coûts) / (VA de toute l'énergie) à r = 7,0 %.

VA des coûts = Capex + Σ_t=1..25 Opex_t / (1,07)^t = 8 604 612,96 AUD.
VA de l'énergie = Σ_t=1..25 Production_t / (1,07)^t = 100 507 179 kWh.
LCOE = 8 604 612,96 / 100 507 179 = 0,0856 AUD/kWh (8,56 AU¢/kWh, nominal, actualisé).

3.7 Payback simple (non actualisé)

Flux net de trésorerie année 1 = 2 025 000 − 96 000 = 1 929 000 AUD. Payback simple sur le capex (cumul non actualisé) = 3,66 ans (année par année, d'après §4).

3.8 Payback actualisé

Le flux net cumulé actualisé passe par zéro entre les années 4 et 5 ; payback actualisé = 4,37 ans (année par année, d'après §4).

3.9 NPV sur 25 ans

VA du bénéfice net = VA(valeur de production) − VA(coût total) = 26 950 588,86 − 8 604 612,96 = 18 345 975,91 AUD.

3.10 IRR

IRR projet (non endetté, cas de base) = 28,15 %. À recalculer dans tout modèle prêteur avant le closing financier.

4. Tableaux calculés (faisant foi — à copier verbatim)

5. Modèles d'équipement de référence (réels, commercialisés publiquement)

Les modèles de référence illustrent les familles Tier-1 mono-PERC / onduleur string 100 kW citées dans les intrants du §2 ; substituables au sein de la famille sous réserve de conserver les certifications CEC et IEC 61215-1:2021 / IEC 62109-1:2021 / AS/NZS 4777.2:2020.

6. Voie d'approvisionnement (B2B)

1. Émettre un RFQ spécifique au site avec surface toiture/ombrières mesurée, étude structure, vérification amiante, capacité de connexion HT et limites d'export DNSP.
2. Verrouiller le tier de marque modules (Tier 1 vs Tier 2) au sein de la famille Tier-1 mono-PERC ~550 W bifacial, la topologie onduleur (string vs central) au sein de la famille string triphasée 100 kW, et le système de montage (clip toiture vs ombrière).
3. Exiger de l'EPC : garantie PR (année 1) selon IEC 61724-1:2021, garantie de production (P50/P75), courbe de puissance, SLA O&M, BOS IP68, et garantie de dégradation linéaire 25 ans conforme à l'enveloppe IEC 61215-1:2021 / IEC 61215-2:2021.
4. Indexer les jalons de paiement au test de réception (mesure PR selon IEC 61724-1:2021) et pas seulement à la mise en service.

Soumettre le projet au matching d'EPC et fournisseurs de modules validés par Tradvolt via le lien RFQ ci-dessous, et télécharger la fiche technique complète pour l'approvisionnement.

Demander un devis (RFQ) — Parc logistique solaire 6 MWc, AU

Télécharger la fiche technique (PDF) — Parc logistique solaire 6 MWc, AU

7. Bloc certifications et codes HS

7.1 Mini bloc certifications (révisions spécifiques)

• Modules : IEC 61215-1:2021, IEC 61215-2:2021, IEC 61730-1:2016 / IEC 61730-2:2016 ; éligibilité liste modules approuvés CEC AU.
• Onduleurs : IEC 62109-1:2021 / IEC 62109-2:2021 ; AS/NZS 4777.2:2020 (support DRM).
• Montage : AS/NZS 1170.2:2021 (vent), AS 4100:2020 (acier) / AS 1720.1:2010 (ombrière bois).
• Installation : AS/NZS 5033:2021 (générateurs PV), AS/NZS 3000:2018 (Wiring Rules), accreditation CEC pour concepteur/installateur.
• Raccordement réseau : exigences techniques DNSP (p.ex. Energex, Ausgrid, Essential Energy, CitiPower, Jemena, SA Power Networks, Western Power, TasNetworks, Evoenergy, AusNet Services) — à confirmer par site.

7.2 Bloc codes HS indicatif (à vérifier sur ABF Working Tariff)

Instructions de recherche : rendez-vous sur l'Australian Border Force Working Tariff à https://www.abf.gov.au/working-in-the-industry/working-tariff, saisissez le code HS, confirmez le taux de droit en vigueur, les éventuels avis antidumping/compensateurs, les préférences d'accords de libre-échange (p.ex. ChAFTA, JAEPA, CPTPP, RCEP, AANZFTA, AIFTA, AUKFTA), et le traitement GST.

Avertissement : codes HS indicatifs ci-dessus ; les taux de droit doivent être confirmés par l'importateur sur le ABF Working Tariff en vigueur avant toute déclaration en douane. Tradvolt ne fournit pas de conseil douanier et décline toute responsabilité en cas d'erreur de calcul de droits.

8. Risques et avertissements

• La référence capex est une moyenne nationale ; les sites isolés, classés cyclones ou avec toiture amiante supportent des surcoûts de 15–35 %.
• Les limites d'export DNSP varient ; l'export BTM multi-MW requiert souvent un accord de raccordement négocié, et non une simple demande standard.
• Les chiffres de productible supposent une inclinaison <15°, sans régime d'encrassement sévère ; les parcs logistiques près de ports, carrières ou grands axes peuvent nécessiter un lavage mensuel, ce qui augmente l'O&M.
• La volatilité des prix modules et onduleurs (polysilicium, lithium, cuivre, fret) commande une fenêtre de re-devis de 60–90 jours avant signature EPC.
• La valeur résiduelle est fixée à 0 AUD à l'année 25 — si une valeur de récupération / redéploiement est réalisée, la NPV augmente ; si un coût de démantèlement est engagé, la NPV baisse.

9. Sources et hypothèses (citées)

La catégorie de source « Convention Tradvolt » a été retirée ; les intrants sans URL régulateur / certificateur / OEM sont étiquetés comme hypothèses modèle et cités vers le fichier modèle de scénario (Tag A1).