Verdict (VAN, 15 ans, WACC 11,0 %) : −₹11,92 Cr (−119 195 413 INR). Équipement : BESS LFP 3 000 kWh + PCS 1 500 kW (C/2), conteneurisé, associé à 4–6 MWc de PV en toiture de stade. Localisation : Inde (stade polyvalent, 50 000–80 000 places). Horizon : 15 ans. Taux d'actualisation : 11,00 %. Date des preuves : 2026-09-22. Limitation : TCO indicatif uniquement ; hors droits de douane, hors revenus FCAS, hors crédit CAPEX UPS broadcast. Les hypothèses bornées sont signalées [Hypothèse]. Le modèle de scénario a arrêté tous les chiffres ci-dessous ; ne pas recalculer.
| Élément de décision | Valeur |
|---|---|
| Équipement / périmètre | BESS LFP 3 000 kWh + PCS 1 500 kW, conteneurisé, associé à 4–6 MWc de PV en toiture de stade |
| Localisation | Inde |
| Horizon | 15 ans |
| Taux d'actualisation | 11,00 % |
| VAN | −119 195 413 INR (−₹11,92 Cr) |
| IRR | −0,2277 |
| Retour simple | Aucun dans l'horizon |
| Retour actualisé | Aucun dans l'horizon |
| LCOS | 25,6213 INR/kWh (sortie de modèle, base du dénominateur non divulguée) |
| Coût total non actualisé | 166 790 125 INR |
| Bénéfice total non actualisé | 49 840 096 INR |
| VA des coûts | 143 997 714 INR |
| VA des bénéfices | 24 802 301 INR |
| Recommandation | Ne pas engager de CAPEX sur le seul arbitrage + charges de demande ; différer vers une fenêtre d'approvisionnement avec revenus empilés (services auxiliaires CERC, effacement État, déplacement CAPEX UPS) ou vers un ₹/kWh BESS inférieur. |
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| Paramètre | Valeur | Notes |
|---|---|---|
| Profil du site | Stade polyvalent, 50 000–80 000 places | Jours de match cricket / football + concerts |
| Sous-systèmes critiques | Charge broadcast, projecteurs, groupes froids HVAC, bornes VE, UPS, tableaux d'affichage | Les matchs en soirée génèrent un pic vespéral |
| Forme de charge | Pic vespéral, ~1,2–1,6 MW soutenu sur 4–6 h | Hors pointe en journée les jours sans événement |
| Taille batterie indiquée | 3 000 kWh / 1 500 kW (C/2) | Correspond à la fenêtre ToU 2 heures du distributeur |
| Leviers de valeur principaux | Arbitrage ToU, écrêtage de pointe, hausse d'autoconsommation PV, compensation diesel, tenue de tension qualité broadcast | Revenus empilés considérés qualitativement uniquement |
| Contraintes du site | Emprise urbaine, retraits feu-eau, limites sonores des matchs en soirée | LFP conteneurisé préféré |
| Fonction | Modèle public nommé (réel, fiche technique publique) | Preuve fabricant |
|---|---|---|
| BESS LFP conteneurisé utilitaire, refroidissement liquide (cœur ESS) | Sungrow PowerTitan2.0 — 2 500 kW / 5 015 kWh par conteneur 20 ft ; sortie AC max 2 520 kW ; DC 1 500 V ; fonctionnement −30 °C à 50 °C ; espace entre unités 15 cm ; empreinte station ≥100 MWh ~1 200 m² | Page produit Sungrow PowerTitan2.0 (dimensionné pour correspondre à l'enveloppe 3 MWh / 1,5 MW ; révision fiche technique confirmée au RFQ) |
| BESS LFP conteneurisé utilitaire, référence fiche technique unitaire | Sungrow ST2752UX — conteneur refroidissement liquide 2 752 kWh, 1 500 V DC, fonctionnement −30 °C à 50 °C ; s'appaire avec skid MV SG3150/4400UD-MV | Page produit Sungrow ST2752UX (révision fiche technique confirmée au RFQ) |
| Modules PV (toiture stade 4–6 MWc) | LONGi Hi-MO 9 — jusqu'à 670 W, rendement jusqu'à 24,8 % (contact arrière HPBC 2.0) ; garantie produit 12 ans, garantie puissance 30 ans ; bifacialité jusqu'à 80 % | Page produit LONGi Hi-MO 9 (SKU module confirmé au RFQ) |
| Modules PV — référence fiche technique alternative | Jinko Solar Tiger Neo 3.0 — puissance 670 W à rendement module 24,8 %, cellules TOPCon | Page produit JinkoSolar Tiger Neo 3.0 (SKU module confirmé au RFQ) |
| Référence onduleur string résidentiel / C&I (hybride C&I ; famille de tailles) | Sungrow SH5/6/8/10/12T hybride triphasé — 5–12 kW, 400 V, PV max 1 000 V, rendement max 98 %, surdimensionnement DC/AC 200 %, 2 MPPT, basculement 0 ms, IP65/C5, AFCI 2.0 ; s'appaire avec batteries SBH100-400 / SBR064-256 | Page produit Sungrow SH5/6/8/10/12T (révision fiche technique famille hybride confirmée au RFQ ; fiche technique onduleur string 1 500 V échelle C&I à demander au RFQ) |
| Onduleur string commercial côté PV (référence) | Fronius Verto 25.0 — triphasé, multi-MPPT (famille Verto 15–33,3) | Page fiche technique Fronius Verto 25.0 (révision manuel confirmée au RFQ) |
| Onduleur string commercial côté PV (alternatif) | SMA Sunny Tripower CORE1 — 33-US / 50-US / 62-US ; 6 trackers MPP indépendants ; 12 entrées de string directes ; 150–1 000 V | Page produit SMA Sunny Tripower CORE1 (révision manuel confirmée au RFQ) |
| Bornes VE (aménagement site) | Schneider Electric EVlink Pro DC 120 kW — EVD1S120TBB (CCS2 + CCS2, câble 3,6 m avec CMS ; plage 120–180 kW) | Page produit Schneider EVlink Pro DC 120 kW (révision fiche technique confirmée au RFQ) |
| Montage PV (toiture) | K2 Systems kit rail/clamp — famille uniquement | K2 Systems (révision manuel confirmée au RFQ) |
Les valeurs de rétention de capacité à 80 % sur 6 000 cycles et de rendement aller-retour AC-AC de 92 % utilisées dans le modèle sont des valeurs typiques de fiche technique OEM pour cellules prismatiques LFP à l'échelle utilitaire à 25 °C, 1C/1C, 90 % DoD. Elles ne sont pas redérivées ici ; le modèle les utilise comme données fixes. Une révision spécifique de fiche technique CATL / EVE / Sungrow doit être demandée via le formulaire RFQ pour toute exécution bancable.
| Entrée | Unité | Valeur | Base |
|---|---|---|---|
| Coût clé en main BESS LFP (échelle utilitaire, ≥2 h) | ₹/kWh | 26 000 | [Hypothèse] — hypothèse développeur bornée |
| PCS + skid transformateur MV | ₹/kW | 7 500 | [Hypothèse] — hypothèse développeur bornée |
| EPC, BoS, EMS, SCADA (% de la batterie) | ₹/kWh | 9 000 | [Hypothèse] |
| Terrain & interconnexion réseau | ₹/kWh | 3 000 | [Hypothèse] |
| O&M fixe | ₹/kWh/an | 500 | [Hypothèse] |
| Augmentation (année calendaire 8, 20 % de capacité) | ₹ | calculé dans le tableau | [Hypothèse] sur la taille et le calendrier de la tranche |
| Durée de vie cyclique à 80 % (entrée modèle) | cycles | 6 000 | Typique de fiche technique OEM ; fiche technique produit au RFQ |
| Rendement aller-retour (entrée modèle) | % | 92 % (AC-AC) | Typique de fiche technique OEM ; fiche technique produit au RFQ |
| Spread d'arbitrage ToU (pondéré hiver) | ₹/kWh | 4,50 | [Hypothèse] — hypothèse développeur bornée ; l'arrêté tarifaire DISCOM du site prévaut |
| Économies charge de demande / pic de soutirage | ₹/kW/an | 2 800 | [Hypothèse] — hypothèse développeur bornée |
| Cycles annuels | cycles/an | 320 | [Hypothèse] |
| WACC (post-impôt, financement projet) | % | 11,00 % | [Hypothèse] |
| Durée du projet | années | 15 | Incluant augmentation en année 8 |
| Dégradation — % utilisable du nom. (asset.ess.usable_pct) | % | défaut borné du modèle | [Hypothèse] — borné ; base du dénominateur LCOS non divulguée séparément |
| Dégradation actif — nom. kWh (%/an utilisé dans le modèle) | %/an | 2,0 | [Hypothèse] — borné ; visible comme colonne kWh décroissante d'année en année dans le tableau de cash-flow |
| Coût énergie de charge (asset.ess.charge_cost_per_kwh ; ZERO-AS-MISSING) | ₹/kWh | 0,00 | [Hypothèse] — borné ; ZERO-AS-MISSING (c.-à-d. le spread est déjà net du tarif de charge) ; toute valeur non nulle réduirait le bénéfice |
| Valeur résiduelle (année terminale 15) | ₹ | 0 | [Hypothèse] — borné ; valeur de sauvetage = 0 |
| Base du dénominateur LCOS | — | sortie de modèle, base non divulguée | [Hypothèse] — borné ; LCOS rapporté à 25,6213 INR/kWh, base du dénominateur (kWh livrés vs. kWh déchargés vs. kWh nom.) non réconciliée séparément dans le modèle de scénario |
| Réconciliation coût non actualisé (166 790 125 INR) | ₹ | total = CAPEX (125 250 000) + somme des lignes OPEX annuelles + tranche d'augmentation année 8 (15 600 000 nominal inclus dans le coût année 8 de 17 323 028,50) | [Hypothèse] — borné ; réconciliation contre somme CAPEX + OPEX + augmentation non détaillée séparément dans le tableau calculé |
asset.ess.usable_pct est un défaut borné du modèle ; LCOS rapporté à 25,6213 INR/kWh sans divulguer la base du dénominateur utilisée par le modèle de scénario. Le coût total non actualisé de 166 790 125,37 INR est la sortie du modèle ; la somme CAPEX + OPEX + augmentation n'est pas détaillée séparément dans le tableau calculé. Ces entrées sont des défauts du modèle, pas des faits sourcés ; ce sont les leviers qui régissent la VAN finale dans l'enveloppe du modèle.
| Métrique | Valeur |
|---|---|
| Devise | INR |
| Horizon (années) | 15 |
| Taux d'actualisation | 11,00 % |
| Coût total non actualisé (INR) | 166 790 125,37 |
| Coût total actualisé / VA des coûts (INR) | 143 997 714,46 |
| Bénéfice total non actualisé (INR) | 49 840 095,60 |
| Bénéfice total actualisé (INR) | 24 802 301,42 |
| VAN (INR) | -119 195 413,04 |
| IRR | -0,2277 |
| Retour simple (année) | — |
| Retour actualisé (année) | — |
| LCOS (INR/kWh) | 25,62 |
| Année | Coût (INR) | Bénéfice (INR) | Net (INR) | Facteur d'actualisation | Net actualisé (INR) | Énergie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 125 250 000,00 | 0,0000 | -125 250 000,00 | 1,00 | -125 250 000,00 | 0,0000 |
| 1 | 1 500 000,00 | 3 812 869,57 | 2 312 869,57 | 0,9009 | 2 083 666,27 | 864 000,00 |
| 2 | 1 530 000,00 | 3 736 612,17 | 2 206 612,17 | 0,8116 | 1 790 935,94 | 846 720,00 |
| 3 | 1 560 600,00 | 3 661 879,93 | 2 101 279,93 | 0,7312 | 1 536 437,77 | 829 785,60 |
| 4 | 1 591 812,00 | 3 588 642,33 | 1 996 830,33 | 0,6587 | 1 315 373,99 | 813 189,89 |
| 5 | 1 623 648,24 | 3 516 869,49 | 1 893 221,25 | 0,5935 | 1 123 534,66 | 796 926,09 |
| 6 | 1 656 121,20 | 3 446 532,10 | 1 790 410,89 | 0,5346 | 957 226,78 | 780 987,57 |
| 7 | 1 689 243,63 | 3 377 601,45 | 1 688 357,82 | 0,4817 | 813 211,75 | 765 367,82 |
| 8 | 17 323 028,50 | 3 310 049,42 | -14 012 979,08 | 0,4339 | -6 080 602,91 | 750 060,46 |
| 9 | 1 757 489,07 | 3 243 848,44 | 1 486 359,36 | 0,3909 | 581 054,69 | 735 059,25 |
| 10 | 1 792 638,85 | 3 178 971,47 | 1 386 332,61 | 0,3522 | 488 244,83 | 720 358,07 |
| 11 | 1 828 491,63 | 3 115 392,04 | 1 286 900,41 | 0,3173 | 408 312,03 | 705 950,91 |
| 12 | 1 865 061,46 | 3 053 084,20 | 1 188 022,73 | 0,2858 | 339 585,40 | 691 831,89 |
| 13 | 1 902 362,69 | 2 992 022,51 | 1 089 659,82 | 0,2575 | 280 602,94 | 677 995,25 |
| 14 | 1 940 409,95 | 2 932 182,06 | 991 772,12 | 0,2320 | 230 086,00 | 664 435,34 |
| 15 | 1 979 218,14 | 2 873 538,42 | 894 320,28 | 0,2090 | 186 916,83 | 651 146,64 |
CAPEX en année 0 = 125 250 000 INR (cohérent avec ligne 0 du cash-flow). Le coût année 8 de 17 323 028,50 INR correspond à la tranche d'augmentation plus l'OPEX d'exploitation de cette année, tel qu'intégré dans le modèle de scénario. Les facteurs d'actualisation sont 1/(1,11)t.
L'augmentation en année 8 est l'unique événement de cash-flow négatif le plus important du tableau (−₹1,40 Cr nominal, −₹60,8 L actualisé) ; c'est aussi l'année où un cas de CAPEX différé aurait composé un bénéfice supplémentaire pour une période additionnelle. Remplacer la tranche d'augmentation par une stratégie de nouvelle pile différée (c.-à-d. accepter une dégradation cyclique plus élevée au-delà de l'année 8 en échange de l'abandon de la tranche) est le principal levier côté coûts dans la même enveloppe de modèle.
| Norme / instrument | Émetteur | Identifiant / chemin | Statut dans ce scénario |
|---|---|---|---|
| IEC 62619:2022 ed2 — Exigences de sécurité pour piles et batteries secondaires au lithium destinées à des applications industrielles, y compris stationnaire/ESS (TC 21/SC 21A) | IEC | Page publication IEC 62619:2022 ed2 (IEC Webstore) | Conformité au niveau cellule — à confirmer sur révision fiche technique au RFQ |
| IEC 63056:2020 — Exigences de sécurité pour piles et batteries secondaires au lithium destinées aux systèmes de stockage d'énergie électrique (jusqu'à 1 500 V DC) | IEC | Page publication IEC 63056:2020 (IEC Webstore) | Conformité ESS stationnaire — à confirmer sur révision fiche technique au RFQ |
| IEC 62109-1:2010 — Sécurité des convertisseurs de puissance utilisés dans les systèmes photovoltaïques, Partie 1 : Exigences générales (TC 82) | IEC | Page publication IEC 62109-1:2010 (IEC Webstore) | Sécurité PCS PV — à confirmer sur révision fiche technique au RFQ |
| IEC 62109-2:2011 — Sécurité des convertisseurs de puissance utilisés dans les systèmes photovoltaïques, Partie 2 : Exigences particulières pour onduleurs (TC 82) | IEC | Page publication IEC 62109-2:2011 (IEC Webstore) | Utilisée conjointement avec IEC 62109-1 — à confirmer sur révision fiche technique au RFQ |
| IEC 62485-5:2020 — Exigences de sécurité pour batteries secondaires et installations de batteries, Partie 5 : Exploitation sûre des batteries stationnaires au lithium-ion (TC 21, 76 p) | IEC | Page publication IEC 62485-5:2020 (IEC Webstore) | Conformité Li-ion stationnaire au niveau installation — à confirmer sur révision fiche technique au RFQ |
| UL 1973 — Batteries for Use in Stationary and Motive Auxiliary Power Applications | UL | Page produit UL 1973 (UL Shop) | Conformité au niveau module — à confirmer au RFQ |
| UL 9540A — Standard for Test Method for Evaluating Thermal Runaway Fire Propagation in BESS | UL | Page service UL 9540A (UL) | Requis pour sites urbains denses en Inde ; ID certificat concret en attente RFQ — ne pas affirmer un « obligatoire pour implantation stade urbain » générique sans ID titulaire |
| NFPA 855 — Standard for the Installation of Stationary Energy Storage Systems | NFPA | Page développement norme NFPA 855 | Norme de référence pour implantation — confirmer applicabilité édition courante au RFQ |
| UL 61730-1 — PV Module Safety Qualification, Part 1 | UL | Page produit UL 61730-1 (UL Shop) | Sécurité module PV — à confirmer sur révision fiche technique au RFQ |
| IEEE 1547-2018 — Standard for Interconnection and Interoperability of DER with Associated Electric Power Systems Interfaces | IEEE | Page norme IEEE 1547-2018 | Conformité interconnexion DER — à confirmer sur révision fiche technique au RFQ |
| IEC 61851-1:2017 — Electric vehicle conductive charging system, Part 1 (TC 69) | IEC | Page document IEC 61851-1:2017 (IEC Webstore) | Sous-système borne VE uniquement |
| UN 38.3 — Essais de transport des batteries au lithium | UNECE | Manuel d'épreuves et de critères de l'ONU (ST/SG/AC.10/11/Rev.7 et amendements) | Requis pour tout transport maritime/aérien de cellules — conformité compagnie maritime / programme IATA DGR |
| Code réseau BESS Inde (connectivité + sécurité) | Central Electricity Authority (CEA), MNRE | Accueil CBIC et ICEGATE pour références côté douane ; « Guidelines on BESS Connectivity » CEA citées comme document indien côté réseau (révision courante à vérifier au RFQ) | Document de référence pour conception d'interconnexion réseau — vérifier révision courante au RFQ |
| ISPM 15 — Conformité emballage bois pour importations | IPPC | Liste normes IPPC ISPM | Requis pour toute palette / caisse bois dans l'envoi d'importation |
| Liste batteries approuvées Clean Energy Council (référence Australie ; SRES / connexion réseau) | Clean Energy Council (Australie) | Liste batteries approuvées CEC | Liste de référence pour classe équivalente module spécif. AU / Inde — confirmer équivalence au RFQ |
L'Inde classe les composants BESS lithium-ion au Chapitre 85 (Section XVI). Positions indicatives (pas une détermination de droits) :
Le traitement douanier en Inde dépend (a) du fait que les cellules sont importées séparément ou en rack intégré, (b) du pays d'origine (Corée / Chine / Inde-domestique donnent des résultats BCD différents, avec interactions potentielles ALE / EHTP / SION), et (c) de la notification douanière applicable sous CBIC. Les chiffres de cette page n'incluent pas les droits de douane comme poste de coût. Pour une exécution bancable, confirmer la classification et les droits contre le Tarif douanier CBIC courant (Chapitre 85) et toute notification applicable avant dépôt de la déclaration d'importation. Points de référence :
Tradvolt n'affirme aucun taux de droit comme un fait. Les codes HS ci-dessus sont des exemples illustratifs ; les droits finaux doivent être confirmés auprès d'un courtier en douanes agréé ou du CHA de l'acheteur avant dépôt.
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Les chiffres de ce document sont les sorties calculées du modèle TCO pour les entrées de la section 3. Ils ne constituent pas un devis, un conseil financier, ni un avis douanier. Les entrées signalées [Hypothèse] sont des hypothèses développeur bornées, pas des faits sourcés. Les noms d'équipements de la section 2 sont des produits réels commercialisés publiquement avec les fiches techniques ou pages produit citées ; la révision de fiche technique pertinente pour l'exécution bancable doit être confirmée via RFQ. Toutes les affirmations de coût, revenu et certification doivent être re-validées contre les fiches techniques fournisseurs courantes, l'arrêté tarifaire DISCOM de l'État applicable, et les notifications CBIC courantes avant tout engagement commercial. Tradvolt décline toute responsabilité pour des décisions prises sur la base de ce modèle.
Dossier de preuves vérifié le 2026-09-22. Chiffres calculés faisant autorité selon modèle de scénario : VAN −119 195 413,04 INR ; IRR −0,2277 ; LCOS 25,6213 INR/kWh (sortie de modèle, base du dénominateur non divulguée).