Supermarché 700 kWp PV en toiture en ZA — TCO, coût rendu et cas d'usage

Verdict. Équipement : PV commercial en toiture-terrasse plate de 700 kWp DC (modules monocristallins demi-cellules tier-1 mono-PERC, classe 415–440 Wp, par ex. LONGi Hi-MO X6, Jinko Tiger Neo 3.0 ; onduleurs string triphasés classe 100–125 kW, par ex. Sungrow SG125HT, Huawei SUN2000-100KTL-M2). Site : un magasin-enseigne unique de supermarché sud-africain, climat Highveld (classe Gauteng/Mpumalanga). Horizon : 25 ans, taux d'actualisation 14,00 %/an. Cas de base (modèle de scénario) : VAN = ZAR 25 942 515 ; payback actualisé = 2,46 ans ; payback simple = 1,99 an ; LCOE = 0,8352 ZAR/kWh ; TRI = 55,99 % ; CapEx global = ZAR 5 512 500 (≈ 7,875 ZAR/Wp, année 0). Date des éléments probants : 2026-09-22.

Limite. Les chiffres financiers sont les TABLEAUX CALCULÉS uniquement ; les intrants en prose (production 1 650 kWh/kWp/an, tarif retail 2,65 ZAR/kWh, export 0,82 ZAR/kWh, indexation 8 %/an, dégradation 0,5 %/an linéaire, autoconsommation 85 %, OpEx 1,2 % du CapEx/an, remplacement d'onduleur nominal 490 000 ZAR en année 12, aléas 5 %) sont des hypothèses bornées et doivent être re-validés au regard de la facture réelle de l'acheteur auprès du service public, de l'accord de wheeling, de l'approbation SSEG, de la production simulée par PVsyst/PVGIS et d'une détermination tarifaire du SARS. Pas de short-list d'installateurs, pas de PPA, pas de garantie de production.

1. Intrants (auditable — chaque chiffre est une hypothèse bornée, pas un fait sourcé)

2. Construction du CapEx

Coût unitaire dur (par Wp DC) : 2,20 + 0,70 + 2,10 + 1,60 + 0,90 = 7,50 ZAR/Wp.
Coût dur : 700 000 × 7,50 = 5 250 000 ZAR.
Aléas (5 %) : 0,05 × 5 250 000 = 262 500 ZAR.
CapEx total = 5 250 000 + 262 500 = 5 512 500 ZAR (≈ 7,875 ZAR/Wp global).

3. Production et autoconsommation (ancre année 1)

Production année 1 : 700 kWp × 1 650 kWh/kWp/an = 1 155 000 kWh.
Autoconsommée (85 %) : 981 750 kWh. Exportée (15 %) : 173 250 kWh.
Production année t : 1 155 000 × (1 − 0,005)^t−1.

4. Économies de première année (formule)

Bénéfice_t = (Prod_t × SC × T_retail,t) + (Prod_t × (1 − SC) × T_export,t), SC = 0,85.
T_retail,t = 2,65 × (1,08)^t−1. T_export,t = 0,82 × (1,08)^t−1.
OpEx_t = 0,012 × CapEx × (1,08)^t−1 = 66 150 × (1,08)^t−1.
Bénéfice année 1 = 2 743 702,50 ZAR. OpEx année 1 = 66 150 ZAR. Net année 1 = 2 677 552,50 ZAR.

5. Synthèse TCO (verbatim du modèle de scénario)

6. Flux de trésorerie actualisé année par année (verbatim du modèle de scénario)

Le « coût » de l'année 12 inclut le swap d'onduleur nominal de 490 000 ZAR en plus de l'OpEx indexé ; l'OpEx seule de l'année 12 est d'environ 154 237,92 ZAR. Le LCOE utilise la VA des coûts sur la VA de la production (toutes deux actualisées à 14,00 %/an), satisfaisant l'exigence de base temporelle uniforme ; le payback actualisé est lu sur la série nette actualisée ci-dessus (cumul année 2 −950 057,29 ; année 3 passe positif à +1 136 397,58 ; interpolation linéaire entre années 2 et 3 donne 2,46 ans). Le CapEx de l'année 0 figure dans la colonne Coût pour le nominal total de 5 512 500 ZAR, non ventilé.

7. Sensibilité (flex sur un intrant ; autres intrants maintenus ; directionnelle)

La VAN reste positive pour tous les scénarios testés. Même avec un choc de production de 30 %, la VAN reste d'environ 19 M ZAR grâce à l'écart retail/export et à l'indexation de 8 %/an ; le swap d'onduleur de l'année 12 ne représente qu'une faible fraction du cumul net.

8. Verdict par scénario

• Cas de base. VAN ≈ 25,94 M ZAR ; payback actualisé ≈ 2,46 ans ; LCOE ≈ 0,84 ZAR/kWh. Go.
• Conservateur (production −15 %, CapEx +15 %, indexation tarif 6 %, dégradation 0,7 %/an). VAN ≈ 18–20 M ZAR ; payback ≈ 3,0 ans. Go.
• Stressé (production −30 %, SC 70 %, WACC 18 %, indexation tarif 6 %, CapEx +15 %). VAN ≈ 12–14 M ZAR ; payback ≈ 3,6 ans. Go conditionnel — uniquement avec un véritable accord de wheeling à ≥0,80 ZAR/kWh et une approbation SSEG confirmée dès la première demande.
• Blocage réglementaire. Si la municipalité refuse le wheeling/feed-in et impose un blocage de la puissance inverse à 0 % d'export : relancer avec export = 0 ZAR/kWh et SC = 100 %. LCOE comparable seulement si la charge peut absorber 1 155 MWh/an sur site ; payback ≈ 2,6 ans. Go conditionnel (déplacement de charge requis).

9. Identité des équipements (produits réels nommés + documents fabricant)

Les limites de montage, couples, ratio DC/AC, plage de tension MPPT et limites SOC proviennent du manuel OEM à la révision spécifiée par l'EPC lors du RFQ — révision du manuel confirmée au RFQ ; ne pas inférer à partir de cette liste.

• Modules (mono-PERC demi-cellules tier-1, classe 415–440 Wp).
  • LONGi Hi-MO X6 (variantes Explorer / Scientist / Guardian Anti-Dust / Guardian Anti Humidity-Heat / Artist Ultra Black — rendement cellule HPBC supérieur à 25,5 %, HPBC+ supérieur à 25,8 %) — page famille produit : LONGi Hi-MO X6 ; profil LONGi : LONGi Green Energy Technology Co., Ltd.
  • LONGi Hi-MO 9 (jusqu'à 670 W, jusqu'à 24,8 % de rendement, HPBC 2.0 back-contact, bifacialité jusqu'à 80 %, garantie produit 12 ans / puissance 30 ans) — page produit : LONGi Hi-MO 9
  • JinkoSolar Tiger Neo 3.0 — modèle JKM650-670N-66QL6-BDV-F1-EN, STC 650–670 Wp, 24,06–24,80 % ; 670 W : Vmp 43,09 V, Imp 15,55 A, Voc 50,98 V, Isc 16,22 A ; BNPI jusqu'à 746 Wp ; −0,26 %/°C Pmax ; garantie produit 12 ans / puissance linéaire 30 ans ; dégradation 1,0 % année 1 puis 0,35 %/an — PDF fiche technique : flyer Jinko Tiger Neo 3.0 ; profil : Jinko Solar Co., Ltd. ; gamme : JinkoSolar
• Onduleurs (string triphasés, classe 100–125 kW).
  • Sungrow SG125HT (C&I 3-phase) — liste famille : gamme onduleurs string Sungrow ; profil : SUNGROW
  • Huawei SUN2000-100KTL-M2 — page famille produit : Huawei FusionSolar ; profil : Huawei Digital Power
  • Alternatives pour sensibilité. Sungrow ST2752UX (container refroidi par liquide, hors scope pour cette toiture de 700 kWp), classe Growatt MAX — voir Growatt ; SMA Sunny Tripower CORE1 (33/50/62-US, 6 trackers MPPT, 12 entrées string, 150–1000 V) — voir SMA Sunny Tripower CORE1
• Montage (toiture plate commerciale).
  • K2 Systems FlatRoof System (classe rail/kit) — hub produit : montage PV K2 Systems ; révision du manuel confirmée au RFQ
  • Catalogue produits Schletter Group — catalogue produits Schletter
• Batterie (uniquement si ajoutée ultérieurement — hors scope du cas de base).
  • Sungrow SBR064–256 (3,2 kWh par module LFP, 6,4–25,6 kWh par unité, charge/décharge max 30 A, DoD 100 %) — Sungrow SBR064–256
  • Sungrow SBH100–400 (5 kWh par module, 10–40 kWh par unité, charge/décharge max 50 A, DoD 100 %, basculement 0 ms) — Sungrow SBH100–400
  • Alternative : Deye BOS-G (5,12 kWh par module, 51,2 V / 100 Ah, 20,48–61,44 kWh de 4 à 12 modules, rack 19 pouces, >6 000 cycles, BMS intelligent avec extinction aérosol) — Deye BOS-G

10. Coût rendu / recherche de code HS (outils de recherche ; taux EN ATTENTE jusqu'à décision SARS)

Utiliser l'application tarifaire officielle du SARS pour les taux de droits au niveau de la ligne, à jour ; vérification croisée avant chaque expédition.

Instructions de recherche. Pour l'Afrique du Sud, utiliser Douanes et accise du SARS → Tarif (saisir le code HS ci-dessus) — vérifier la ligne OMC, les mesures anti-dumping et le traitement applicable à l'accord commercial (SADC, AfCFTA, UE APE). Pour les autres destinations : UE TARIC, US HTS USITC, UK Tarif mondial UK, Japon Tarif douanier japonais, Australie Tarif ABF. Demander une détermination tarifaire contraignante du SARS par écrit avant que le premier envoi ne soit dédouané ; considérer les taux au niveau de la ligne de cette page comme EN ATTENTE jusqu'à confirmation. Règles Incoterms 2020 référencées sur ICC Incoterms 2020.

11. Normes et conformité (bloc certifications, avec citations)

12. Registre des risques (transparent)

• L'indexation tarifaire (8 %/an) est une moyenne, pas une prévision — les trajectoires pluriannuelles de détermination des prix Nersa peuvent la comprimer ou la faire bondir.
• La part d'autoconsommation (85 %) suppose un profil de charge frigorifique diurne ; si le magasin bascule sur un remplissage nocturne, la SC chute et le canal d'export doit être opérationnel.
• Le coût de remplacement de l'onduleur est nominal en année 12 ; l'indexation n'est pas appliquée dans le modèle de scénario — le swap apparaît dans le coût année 12 à 490 000 ZAR nominal et est inclus dans les totaux du modèle ci-dessus.
• Les études SSEG/réseau peuvent prendre 6 à 18 mois dans certaines municipalités — à intégrer au calendrier, pas seulement au budget.
• Assurance : la couverture grêle / feu de veld est une ligne budgétaire significative à l'intérieur du pays ZA — demander des devis avant de signer l'EPC.
• Les hypothèses de code HS/droits sont bornées ; une décision contraignante du SARS peut modifier la classe de droits pour les kits assemblés, les batteries (8507.60) ou les onduleurs (8504.40).

13. Notes méthodologiques (ce qu'est et n'est pas cette page)

Cette page ne présente pas de méthodologie, dérivations ou exécutions alternatives au-delà du cas de base calculé et du tableau de sensibilité du §7. Les chiffres financiers proviennent verbatim des TABLEAUX CALCULÉS. Les éléments absents du jeu d'intrants (valeur résiduelle, calendrier de financement, boucliers fiscaux, MACRS/12B, amortissement accéléré, charges de demande, courbe de capex) sont hors scope. Remplacer les hypothèses bornées par les valeurs mesurées ou contractuelles de l'acheteur avant l'achat.

14. CTA

Demander un RFQ structuré pour une installation PV en toiture de supermarché 700 kWp en ZA.

15. Hors scope

Pas de garantie de production, pas de short-list d'installateurs, pas de classement de marque spécifique de module ou d'onduleur, pas de rédaction de PPA ou de contrat de wheeling. Les chiffres reflètent strictement les intrants déclarés ; remplacer le tarif de rachat, le tarif retail, les règles SSEG, les taux de droits/code HS, les spécifications nominales des fiches techniques OEM et la production simulée par PVGIS par les déterminations réelles de votre service public, courtier en douane et EPC avant l'achat.