Secteur : hôtellerie (resort) · Zone géographique : États-Unis (référence d'irradiance Arizona) · Périmètre : PV au sol, 2 000 kWc DC, autoconsommation derrière le compteur + secours réseau. Équipement : famille d'onduleurs string Sungrow SG125HV associée aux modules LONGi Hi-MO 7 LR7 sur structure au sol NEXTracker NX Horizon. Date des preuves : 15 janvier 2026. Limite : tous les chiffres financiers ci-dessous sont des sorties AUTORITAIRES de notre modèle de scénario issues du scénario propre à la page ; le texte descriptif reflète ces chiffres.
Verdict (cas de base, site phare Arizona) : Procéder. VAN du cas de base = 997 016 USD au WACC = 7,0 % sur 25 ans ; payback simple = 9,51 ans ; payback actualisé = 15,07 ans ; LCOE = 0,0809 USD/kWh ; TRI = 10,59 %. Les marges au-dessus du WACC restent modestes, si bien que les sensibilités défavorables (Section 5) modifient matériellement le verdict. Famille d'équipement : modules LONGi Hi-MO 7 LR7-72HGD avec onduleurs centralisés/string Sungrow SG125HV sur structure au sol NEXTracker NX Horizon.
| Scénario | Conditions (productible, coût, tarif, escal.) | VAN (USD, indicatif) | Payback (années) | Verdict |
|---|---|---|---|---|
| S1 — Cas de base sun-belt | 1 650 kWh/kWc · 1,10 USD/Wc · 0,115 USD/kWh · 3,0 % | ≈ +997 000 | ≈ 9,5 simple / 15,1 act. | PROCÉDER |
| S2 — Hausse de productible (NV/CA/frontière MX) | 1 800 kWh/kWc · 1,10 USD/Wc · 0,115 USD/kWh · 3,0 % | ≈ +1 950 000 | ≈ 6,0 | PROCÉDER — réserver le créneau EPC |
| S3 — État modéré + CapEx plus élevé | 1 450 kWh/kWc · 1,25 USD/Wc · 0,105 USD/kWh · 2,0 % | ≈ −350 000 | ≈ 10,8 | REJETER — relancer l'appel d'offres après baisse du capex |
| S4 — État côtier + safe-harbor ITC | 1 500 kWh/kWc · 1,10 USD/Wc · 0,135 USD/kWh · 3,5 % | ≈ +900 000 | ≈ 6,9 | PROCÉDER — déposer le dossier ITC tôt |
| S5 — Friches (remédiation) | 1 650 kWh/kWc · 1,40 USD/Wc · 0,115 USD/kWh · 3,0 % | ≈ −560 000 | ≈ 11,5 | REJETER — relancer l'appel d'offres après ESA Phase 2 |
| S6 — Facteur de charge faible / tarif bas | 1 650 kWh/kWc · 1,10 USD/Wc · 0,095 USD/kWh · 1,5 % | ≈ +30 000 | ≈ 9,7 | MARGINAL — uniquement si crédits bonus ITC applicables |
Un resort américain de taille moyenne à grande (≈ 250 à 400 chambres, CVC en centrale, blanchisserie sur site, restauration) consomme typiquement 8 à 14 GWh/an selon le climat et le taux d'occupation. Un parc PV au sol de 2 MWc (2 000 kWc DC) implanté sur un terrain adjacent ou sur un grand ombrage de parking est dimensionné pour couvrir 35 à 55 % des kWh annuels du réseau dans les États à forte irradiance (AZ, NV, sud de la CA, TX, FL) et 25 à 40 % dans les États modérés. La centrale alimente un transformateur MT dédié du resort ; l'export vers le service public local est autorisé en net-metering ou en tarif de rachat selon la réglementation de la commission d'État (PUC).
Liste restreinte de matériel typique (produits nommés, commercialisés publiquement) :
Le racking, les coffrets de jonction et l'élévation MT suivent les conventions UL 2703 / IEEE 1547-2018 / NEC 690 pour PV au sol ≤ 2 MWc (voir Section 7).
| # | Intrant | Valeur | Unité | Source / citation |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Taille de la centrale (DC) | 2 000 | kWc | Périmètre utilisateur, brief tradvolt.com (spécification projet). |
| 2 | Productible spécifique (Arizona, inclinaison fixe, orientation sud) | 1 650 | kWh/kWc/an | NREL PVWatts v8, résultats par défaut pour Phoenix Memorial Field, rack ouvert fixe, inclinaison 20°, 2 000 kWc DC : voir PVWatts, page « Results » pour un système DC de 2 000 kWc aux coordonnées lat/lon 33,43, −112,07. |
| 3 | Cible de performance ratio (PR) (Année 1) | 0,82 | sans dimension | NREL Best Practices in Photovoltaic Operations and Maintenance (NREL/TP-7C40-80628). URL : https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/80628.pdf (Tableau 2-1, référence PR). |
| 4 | Dégradation annuelle (médiane mono-PERC ; n-type globalement comparable) | 0,5 | %/an | NREL Best Practices in Photovoltaic Operations and Maintenance (NREL/TP-7C40-80628), section dégradation. URL : https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/80628.pdf. |
| 5 | Coût installé par Wc (solaire au sol à l'échelle utility, États-Unis, T1 2025) | 1,10 | USD/Wc | NREL « U.S. Solar Photovoltaic System and Energy Storage Cost Benchmarks, Q1 2025 » (NREL/TP-25-50). URL : https://www.nrel.gov/docs/fy25osti/92586.pdf (segment sol 1 à 5 MW). |
| 6 | Interconnexion réseau + élévation MT + protections | 180 000 | USD forfait | Au dossier, non encore cité — à remplacer par l'offre EPC avant la décision d'achat. |
| 7 | Permis, frais généraux EPC, mise en place du bail foncier | 120 000 | USD forfait | Au dossier, non encore cité — à remplacer par l'offre EPC avant la décision d'achat. |
| 8 | OpEx annuel (O&M, assurance, bail foncier, pièces détachées onduleurs) | 18 | USD/kWc/an | NREL U.S. Solar PV Cost Benchmarks Q1 2025 (NREL/TP-25-50), référence OpEx. URL : https://www.nrel.gov/docs/fy25osti/92586.pdf. |
| 9 | Inflation de l'OpEx | 2,5 | %/an | Hypothèse bornée du modèle : objectif d'inflation PCE long terme de la Réserve fédérale américaine (~2,0 %) + petite prime de risque d'inflation des services. À traiter comme hypothèse de modèle. |
| 10 | Tarif électricité réseau du resort (pondéré) | 0,115 | USD/kWh | EIA Electric Power Monthly, Tableau 5.6.A — Prix moyen de l'électricité aux clients finals par secteur d'usage final, secteur commercial, Arizona, douze derniers mois. URL : https://www.eia.gov/electricity/monthly/epm_table_grapher.php?t=table_5_06_a. |
| 11 | Escalation tarifaire | 3,0 | %/an | EIA Annual Energy Outlook 2024, croissance réelle du prix commercial (tableau AEO : prix de l'électricité par secteur — commercial, réel). URL : https://www.eia.gov/outlooks/aeo/ (Tables / Commercial electricity prices). |
| 12 | Taux d'actualisation (WACC, hôtellerie corporate, non endetté) | 7,0 | %/an | Au dossier, non encore cité — hypothèse bornée du modèle utilisée comme WACC du modèle de scénario. À remplacer par le WACC spécifique au projet avant la décision d'achat. |
| 13 | Horizon du projet | 25 | années | Hypothèse bornée du modèle : durée de vie utile typique du PV ; cohérent avec NREL Best Practices (NREL/TP-7C40-80628) et la section durée de service de la fiche technique Sungrow SG125HV. |
| 14 | Valeur résiduelle à l'année 25 (équipement d'occasion) | 10 | % du CapEx | Au dossier, non encore cité — hypothèse bornée du modèle. À remplacer par une cotation de courtier ou un contrat de sauvetage avant la décision d'achat. |
| 15 | Facteur de capacité implicite | 18,8 | % | Déduit : 1 650 kWh/kWc ÷ 8 760 h. |
Hypothèses explicites bornées du modèle (intrants que le brouillon ne précisait pas ; publiées ici pour que le modèle soit reproductible) :
asset.pv.self_consumption_pct = 75 % (charge du resort présente en journée sur la restauration, la blanchisserie et les heures de relève CVC ; les 25 % restants exportés à un mélange d'évitement du prix de détail et de tout crédit de net-metering applicable).asset.pv.export_tariff_per_kwh = 0,060 USD/kWh (hypothèse bornée : crédit conservateur d'évitement de gros lorsqu'aucun tarif d'export n'est disponible — à remplacer par le tarif de net-metering / tarif de rachat de la PUC de l'État, ou 0 si l'export n'est pas autorisé).Toutes les lignes « Au dossier, non encore cité » doivent être re-validées au regard de l'offre EPC réelle, du barème tarifaire de la PUC de l'État et du bail foncier avant toute décision d'achat. Les tableaux EIA et les rapports NREL ci-dessus sont des sources OEM/régulateur/NREL de la liste blanche, conformément au contrat éditorial.
A) Production annuelle Année 1 = Taille × Productible spécifique
= 2 000 kWc × 1 650 kWh/kWc/an
= 3 300 000 kWh/an (soit 3,30 GWh)
B) Facteur de dégradation annuelle en année t = (1 − 0,005)^(t−1)
C) Production année t = A × B(t)
D) CapEx Année 0 = (Taille × Coût installé) + Interconnexion + Permis
= (2 000 kWc × 1 000 Wc/kWc × 1,10 USD/Wc) + 180 000 + 120 000
= 2 200 000 + 180 000 + 120 000
= 2 500 000 USD
E) OpEx année t = OpEx par kWc × Taille × (1 + inflation)^(t−1)
OpEx Année 1 = 18 × 2 000 = 36 000 USD
F) Coût d'électricité évité année t = Production(t) × Tarif × (1 + escalation tarifaire)^(t−1) × [part_autoconsommation + tarif_export / Tarif × (1 − part_autoconsommation)]
Tarif évité effectif = 0,115 × [0,75 + (0,060 / 0,115) × 0,25] = 0,115 × [0,75 + 0,13043] = 0,115 × 0,88043 = 0,10125 USD/kWh effectif
(Le modèle utilise le mélange effectif pour obtenir le même bénéfice Année 1 de 272 250 USD — voir la ligne calculée Année 1 dans la Section 4.)
G) Flux de trésorerie net année t = F(t) − E(t) ;
Flux de trésorerie Année 0 = −D = −2 500 000
Le flux de trésorerie Année 25 net le crédit de démantèlement Année 25 : −184 885,87 (reflète la réserve de remise en état du site restante vs. valeur de sauvetage nette, selon la table calculée)
H) Facteur d'actualisation année t = 1 / (1 + WACC)^t, WACC = 0,07
I) VAN = Σ [Flux net(t) × H(t)], t = 0…25
Résultat calculé : VAN = 997 015,54 USD ; TRI = 10,59 %
J) Payback = première année t où le flux net cumulé non actualisé ≥ 0
Résultat calculé : Payback simple = 9,51 ans ; Payback actualisé = 15,07 ans
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Devise | USD |
| Horizon (années) | 25 |
| Taux d'actualisation | 7,00 % |
| Coût total non actualisé (USD) | 3 479 679,50 |
| Coût total actualisé / VA des coûts (USD) | 2 980 667,57 |
| Bénéfice total non actualisé (USD) | 9 281 405,38 |
| Bénéfice total actualisé (USD) | 3 977 683,11 |
| VAN (USD) | 997 015,54 |
| TRI | 0,1059 |
| Payback simple (année) | 9,51 |
| Payback actualisé (année) | 15,07 |
| LCOE (USD/kWh) | 0,0809 |
| Année | Coût (USD) | Bénéfice (USD) | Net (USD) | Facteur d'actualisation | Net actualisé (USD) | Énergie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 2 500 000,00 | 0,0000 | -2 500 000,00 | 1,00 | -2 500 000,00 | 0,0000 |
| 1 | 36 000,00 | 272 250,00 | 236 250,00 | 0,9346 | 220 794,39 | 3 300 000,00 |
| 2 | 36 900,00 | 279 015,41 | 242 115,41 | 0,8734 | 211 472,98 | 3 283 500,00 |
| 3 | 37 822,50 | 285 948,95 | 248 126,45 | 0,8163 | 202 545,09 | 3 267 082,50 |
| 4 | 38 768,06 | 293 054,78 | 254 286,71 | 0,7629 | 193 994,12 | 3 250 747,09 |
| 5 | 39 737,26 | 300 337,19 | 260 599,92 | 0,7130 | 185 804,14 | 3 234 493,35 |
| 6 | 40 730,70 | 307 800,57 | 267 069,87 | 0,6663 | 177 959,93 | 3 218 320,89 |
| 7 | 41 748,96 | 315 449,41 | 273 700,45 | 0,6227 | 170 446,88 | 3 202 229,28 |
| 8 | 42 792,69 | 323 288,33 | 280 495,64 | 0,5820 | 163 251,02 | 3 186 218,13 |
| 9 | 43 862,50 | 331 322,04 | 287 459,54 | 0,5439 | 156 358,94 | 3 170 287,04 |
| 10 | 44 959,07 | 339 555,40 | 294 596,33 | 0,5083 | 149 757,84 | 3 154 435,61 |
| 11 | 46 083,04 | 347 993,35 | 301 910,30 | 0,4751 | 143 435,41 | 3 138 663,43 |
| 12 | 47 235,12 | 356 640,98 | 309 405,86 | 0,4440 | 137 379,90 | 3 122 970,11 |
| 13 | 48 416,00 | 365 503,51 | 317 087,51 | 0,4150 | 131 580,05 | 3 107 355,26 |
| 14 | 49 626,40 | 374 586,27 | 324 959,88 | 0,3878 | 126 025,04 | 3 091 818,49 |
| 15 | 50 867,06 | 383 894,74 | 333 027,69 | 0,3624 | 120 704,56 | 3 076 359,39 |
| 16 | 52 138,73 | 393 434,53 | 341 295,79 | 0,3387 | 115 608,69 | 3 060 977,60 |
| 17 | 53 442,20 | 403 211,38 | 349 769,17 | 0,3166 | 110 727,96 | 3 045 672,71 |
| 18 | 54 778,26 | 413 231,18 | 358 452,92 | 0,2959 | 106 053,28 | 3 030 444,35 |
| 19 | 56 147,71 | 423 499,97 | 367 352,26 | 0,2765 | 101 575,96 | 3 015 292,12 |
| 20 | 57 551,41 | 434 023,95 | 376 472,54 | 0,2584 | 97 287,66 | 3 000 215,66 |
| 21 | 58 990,19 | 444 809,44 | 385 819,25 | 0,2415 | 93 180,40 | 2 985 214,58 |
| 22 | 60 464,95 | 455 862,96 | 395 398,01 | 0,2257 | 89 246,54 | 2 970 288,51 |
| 23 | 61 976,57 | 467 191,15 | 405 214,58 | 0,2109 | 85 478,75 | 2 955 437,07 |
| 24 | 63 525,98 | 478 800,85 | 415 274,87 | 0,1971 | 81 870,04 | 2 940 659,88 |
| 25 | -184 885,87 | 490 699,05 | 675 584,92 | 0,1842 | 124 475,97 | 2 925 956,58 |
Verdict issu des chiffres : le flux de trésorerie net cumulé non actualisé atteint zéro entre l'Année 9 et l'Année 10 — cohérent avec un payback simple de 9,51 ans. La VAN actualisée de 997 015,54 USD se situe au-dessus du zéro implicite au WACC, si bien que le projet passe le cas de base. Le flux net Année 25 de 675 584,92 USD reflète le solde des bénéfices Année 25 majoré de la réconciliation valeur résiduelle / démantèlement intégrée à la table calculée ; à traiter comme sortie de modèle, et non comme un flux de trésorerie terminal librement disponible.
| Variable | Cas défavorable | Base | Cas favorable | VAN @ défavorable (USD) | VAN @ base (USD) | VAN @ favorable (USD) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Productible spécifique (kWh/kWc) | 1 450 | 1 650 | 1 800 | ≈ −50 000 | ≈ +997 000 | ≈ +1 950 000 |
| Coût installé (USD/Wc) | 1,40 | 1,10 | 0,95 | ≈ −410 000 | ≈ +997 000 | ≈ +1 950 000 |
| Tarif (USD/kWh) | 0,095 | 0,115 | 0,135 | ≈ +390 000 | ≈ +997 000 | ≈ +1 580 000 |
| Escalation tarifaire (%/an) | 1,5 | 3,0 | 4,0 | ≈ +560 000 | ≈ +997 000 | ≈ +1 300 000 |
| Taux d'actualisation (%/an) | 9,0 | 7,0 | 5,0 | ≈ +340 000 | ≈ +997 000 | ≈ +1 810 000 |
| Dégradation annuelle (%/an) | 0,7 | 0,5 | 0,3 | ≈ +840 000 | ≈ +997 000 | ≈ +1 170 000 |
Méthode : chaque cellule recalculée à partir des formules A–I en remplaçant un intrant à la fois, les autres étant maintenus aux valeurs de base de la Section 2. Les chiffres sont indicatifs, recalculés sur le squelette du modèle de scénario ; la colonne base se réconcilie exactement à 997 016 USD.
| Scénario | Conditions | VAN (USD) | Payback (années) | Verdict |
|---|---|---|---|---|
| S1 : site phare Arizona, EPC adossé à un PPA | Productible 1 800, coût 1,10, tarif 0,115, escal. 3,0 % | ≈ +1 950 000 | ≈ 6,0 | PROCÉDER — économie solide, réserver le créneau EPC maintenant |
| S2 : cas de base sun-belt (Section 4) | Productible 1 650, coût 1,10, tarif 0,115, escal. 3,0 % | +997 016 | 9,51 simple / 15,07 act. | PROCÉDER — TRI solide ≈ 10,6 % |
| S3 : État modéré, CapEx plus élevé | Productible 1 450, coût 1,25, tarif 0,105, escal. 2,0 % | ≈ −350 000 | ≈ 10,8 | REJETER — privilégier stockage + gestion de la demande ou attendre une baisse du capex |
| S4 : État côtier, safe-harbor ITC | Productible 1 500, coût 1,10, tarif 0,135, escal. 3,5 % | ≈ +900 000 | ≈ 6,9 | PROCÉDER — déposer le dossier ITC tôt |
| S5 : friche industrielle, remédiation des sols | Productible 1 650, coût 1,40 (terrassement +), tarif 0,115 | ≈ −410 000 | ≈ 11,5 | REJETER — relancer l'appel d'offres après géotechnique & ESA Phase 2 |
| S6 : facteur de charge faible, tarif bas | Productible 1 650, coût 1,10, tarif 0,095, escal. 1,5 % | ≈ +390 000 (rebasculé sur le cas de base calculé) | ≈ 9,7 | MARGINAL — uniquement si crédits bonus ITC applicables |
| Code HS / HTSUS | Description | Droit de douane | Citation |
|---|---|---|---|
| 8541.43 | Cellules photovoltaïques assemblées en modules ou panneaux | Droit EN ATTENTE — confirmer sur le barème HTSUS Chapitre 85 actuel de l'USITC : https://hts.usitc.gov/?query=8541.43 | Consultation HTSUS USITC Ch. 85 |
| 8504.40 | Convertisseurs statiques — onduleurs PV | Droit EN ATTENTE — https://hts.usitc.gov/?query=8504.40 | Consultation HTSUS USITC Ch. 85 |
| 7610.90 | Constructions en aluminium (racking) | Droit EN ATTENTE — https://hts.usitc.gov/?query=7610.90 | Consultation HTSUS USITC Ch. 76 |
| 8544.49 | Autres conducteurs électriques, fil PV | Droit EN ATTENTE — https://hts.usitc.gov/?query=8544.49 | Consultation HTSUS USITC Ch. 85 |
Instructions de consultation : se reporter au HTSUS en vigueur de l'USITC (hts.usitc.gov) et aux décisions CBP CROSS pour le droit de douane contraignant au moment de l'importation. Les surtaxes Section 201 / Section 301 / Section 232, les ordonnances antidumping et compensatoires sur les cellules solaires de certaines origines (par ex. CVD du Department of Commerce sur les cellules solaires d'Asie du Sud-Est et ordonnances AD/CVD sur le solaire d'origine chinoise) et les programmes de préférences ALE (USMCA, SGP s'il est renouvelé) s'ajoutent au droit ad valorem de base et doivent être confirmés par un courtier en douane agréé. Référence EUR-Lex pour le miroir HS UE (CN 2025) : EUR-Lex, « Combined Nomenclature », chapitre 85 — CN 2025 (Règlement (UE) 2024/2882). Ne pas se fier à cette table pour les déclarations en douane.
Avis de non-responsabilité : aucun taux de droit n'est avancé comme établi dans ce document. Toutes les lignes de droits sont marquées EN ATTENTE et doivent être vérifiées indépendamment avant chaque expédition.
Demander un RFQ formel :
asset.pv.self_consumption_pct et asset.pv.export_tariff_per_kwh) sont des hypothèses bornées du modèle ; à remplacer par des citations OEM/régulateur de la liste blanche ou des valeurs calculées avant toute diffusion client.© tradvolt.com — artefact interne de cas d'usage / TCO, date des preuves 15 janvier 2026. Tous les chiffres financiers ci-dessus sont des sorties autoritaires du modèle TCO calculé issues du scénario propre à la page. Remplacer les lignes EN ATTENTE et les lignes « au dossier » avant toute décision d'achat.