Verdict (horizon 15 ans, camping aux États-Unis, date de référence 2026-01-15) : VAN = −42 835 USD ; payback simple = aucun ; payback actualisé = aucun ; LCOS = 0,3460 USD/kWh (34,6 ¢/kWh). Sur le seul critère du coût de l'énergie, le projet ne se rentabilise pas — la valeur limite repose sur le fonctionnement silencieux de nuit, le déplacement des heures de fonctionnement du groupe électrogène et la résilience aux coupures, que le modèle de flux de trésorerie ne monétise pas.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Classe d'équipement | BESS en armoire LFP 80 kWh + PCS bidirectionnel + BMS |
| Localisation | Camping aux États-Unis (hybride PV + stockage + groupe électrogène) |
| Horizon | 15 ans |
| Taux d'actualisation (réel) | 5,00 % |
| Coût total non actualisé | USD 79 500,00 |
| VA des coûts | USD 69 601,09 |
| Bénéfice total non actualisé | USD 37 986,34 |
| VA des bénéfices | USD 26 766,04 |
| VAN | USD −42 835,05 |
| TRI | n.d. |
| Payback simple | — |
| Payback actualisé | — |
| LCOS | USD 0,3460 / kWh (34,6 ¢/kWh) |
Cette page couvre une combinaison d'équipements réelle et commercialisée publiquement, adaptée à un micro-réseau de camping aux États-Unis. Des substituts de classe équivalente sont acceptables ; le modèle TCO suppose une armoire batterie DC, un PCS bidirectionnel AC et un système listé UL 9540.
| Fonction | Produit de référence (réel, commercialisé) | Référence publique |
|---|---|---|
| Armoire batterie (LFP, ~80 kWh utilisables, DC) | Armoire LFP refroidie par liquide CATL EnerC 215 kWh (mise à l'échelle à 80 kWh utilisables selon §1 entrées) — chimie LFP, packs modulaires 51,2 V / 280 Ah | Page produit CATL EnerC |
| Fournisseur de chimie au niveau cellule (alternative) | Cellule prismatique LFP EVE Energy LF280K, 280 Ah, 3,2 V nominal | Page produit EVE Energy LF280K |
| PCS bidirectionnel / onduleur hybride | Onduleur hybride Sungrow SH5.0/6.0/8.0/10RT (résidentiel / petit tertiaire, 5–10 kW AC) | Page fiche technique Sungrow SH RT |
| Onduleur string (alternative côté PV) | Onduleur string hybride Huawei SUN2000-6/8/10KTL-M1 | Page produit Huawei SUN2000-6/8/10KTL-M1 |
| Référence module côté PV (famille de modèles) | Module monocristallin LONGi Hi-MO 6 Explorer LR5-54HTH 415–440 W | Page produit LONGi Hi-MO 6 Explorer |
| Certification système (US) | UL 9540 (système), UL 1973 (cellule/module), UL 9540A (méthode d'essai d'emballement thermique) | Page catalogue UL 9540 (boutique UL Standards & Engagement) ; Page catalogue UL 1973 ; Page catalogue UL 9540A |
| Norme d'implantation | NFPA 855 (installation de systèmes ESS stationnaires) | Page catalogue NFPA 855 (NFPA) |
| Article NEC d'installation US | NEC Article 706 (Energy Storage Systems) | Page catalogue NFPA 70 (NEC) |
| Norme de transport ONU | Manuel ONU d'épreuves et de critères, Section 38.3 (UN 38.3) | Manuel ONU d'épreuves et de critères (UNECE) |
| Paramètre | Valeur | Source / classification |
|---|---|---|
| Type de site | Camping aux États-Unis, hybride PV + stockage + groupe électrogène | Profil de cas d'usage Tradvolt |
| Capacité utile batterie | 80 kWh | Exigence projet (entrée modèle) |
| Profondeur de décharge (DoD) | 90 % | NREL ATB 2024 — hypothèses de coût et performance du stockage batterie à l'échelle utility (PDF) |
| Rendement aller-retour (DC) | 92 % | NREL ATB 2024 — hypothèse RTE stockage batterie utility |
| Durée de vie cyclique jusqu'à 80 % de capacité | 6 000 cycles | Page produit EVE Energy LF280K : ≥ 6 000 cycles @ 80 % DoD, 25 °C, 0,5 C/0,5 C (fiche technique EVE LF280K) |
| Durée de vie calendaire | 15 ans | Horizon du projet |
| Charge quotidienne moyenne desservie par l'ESS | 60 kWh/jour | Profil de charge camping illustratif Tradvolt (hypothèse modèle) |
| Jours d'exploitation par an | 365 | Fonctionnement continu |
| Throughput énergétique annuel | 60 × 365 = 21 900 kWh/an | Dérivé |
| CapEx clé en main (batterie + PCS + BMS + enceinte + installation) | USD 50 000 | Hypothèse Tradvolt (voir détail CapEx) |
| O&M annuel | USD 1 200/an | Hypothèse Tradvolt (valeur par défaut modèle) |
| Complément assurance | USD 300/an | Hypothèse Tradvolt (valeur par défaut modèle) |
| Réserve d'augmentation (année 10) | USD 5 000 | Hypothèse Tradvolt (valeur par défaut modèle) |
| Réserve de démantèlement / recyclage (fin de vie) | USD 2 000 | Hypothèse Tradvolt (valeur par défaut modèle) |
| Taux d'actualisation (réel) | 5,00 % | Hypothèse Tradvolt (valeur par défaut modèle) |
| Poste | USD | Part |
|---|---|---|
| Armoire batterie (modules LFP + BMS) | 32 000 | 64 % |
| PCS / onduleur hybride (bidirectionnel) | 9 000 | 18 % |
| Enceinte, gestion thermique, suppression d'incendie | 4 000 | 8 % |
| Transport, installation, mise en service | 4 000 | 8 % |
| Coûts indirects (ingénierie, permis, interconnexion) | 1 000 | 2 % |
| Total | 50 000 | 100 % |
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Devise | USD |
| Horizon (années) | 15 |
| Taux d'actualisation | 5,00 % |
| Coût total non actualisé (USD) | 79 500,00 |
| Coût total actualisé / VA des coûts (USD) | 69 601,09 |
| Bénéfice total non actualisé (USD) | 37 986,34 |
| Bénéfice total actualisé (USD) | 26 766,04 |
| VAN (USD) | -42 835,05 |
| TRI | n.d. |
| Payback simple (année) | — |
| Payback actualisé (année) | — |
| LCOS (USD/kWh) | 0,3460 |
| Année | Coût (USD) | Bénéfice (USD) | Net (USD) | Facteur d'actualisation | Net actualisé (USD) | Énergie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 50 000,00 | 0,0000 | -50 000,00 | 1,00 | -50 000,00 | 0,0000 |
| 1 | 1 500,00 | 2 906,03 | 1 406,03 | 0,9524 | 1 339,08 | 21 842,73 |
| 2 | 1 500,00 | 2 847,91 | 1 347,91 | 0,9070 | 1 222,60 | 21 405,88 |
| 3 | 1 500,00 | 2 790,95 | 1 290,95 | 0,8638 | 1 115,17 | 20 977,76 |
| 4 | 1 500,00 | 2 735,13 | 1 235,13 | 0,8227 | 1 016,15 | 20 558,20 |
| 5 | 1 500,00 | 2 680,43 | 1 180,43 | 0,7835 | 924,90 | 20 147,04 |
| 6 | 1 500,00 | 2 626,82 | 1 126,82 | 0,7462 | 840,85 | 19 744,10 |
| 7 | 1 500,00 | 2 574,29 | 1 074,29 | 0,7107 | 763,48 | 19 349,22 |
| 8 | 1 500,00 | 2 522,80 | 1 022,80 | 0,6768 | 692,27 | 18 962,23 |
| 9 | 1 500,00 | 2 472,35 | 972,35 | 0,6446 | 626,78 | 18 582,99 |
| 10 | 6 500,00 | 2 422,90 | -4 077,10 | 0,6139 | -2 502,99 | 18 211,33 |
| 11 | 1 500,00 | 2 374,44 | 874,44 | 0,5847 | 511,27 | 17 847,10 |
| 12 | 1 500,00 | 2 326,95 | 826,95 | 0,5568 | 460,48 | 17 490,16 |
| 13 | 1 500,00 | 2 280,41 | 780,41 | 0,5303 | 413,87 | 17 140,36 |
| 14 | 1 500,00 | 2 234,80 | 734,80 | 0,5051 | 371,13 | 16 797,55 |
| 15 | 3 500,00 | 2 190,11 | -1 309,89 | 0,4810 | -630,08 | 16 461,60 |
Lecture du tableau : Le CapEx de l'année 0 est le coût clé en main de USD 50 000. Les années 1–9 et 11–14 portent USD 1 500 d'OpEx fixe annuel (O&M + assurance). L'année 10 porte USD 6 500 (USD 1 500 OpEx + USD 5 000 réserve d'augmentation). L'année 15 porte USD 3 500 (USD 1 500 OpEx + USD 2 000 réserve de démantèlement). Les bénéfices représentent les heures de fonctionnement du groupe électrogène évitées à l'hypothèse bornée USD/kWh déchargé, en baisse avec la dégradation des cellules. Le payback actualisé est — parce que le net actualisé cumulé ne franchit jamais zéro sur l'horizon de 15 ans.
LCOS = VA(coûts) ÷ Σ énergie déchargée sur l'horizon
LCOS = 69 601,09 USD ÷ 201 176,43 kWh = 0,3460 USD/kWh (34,6 ¢/kWh).
Σ énergie déchargée sur l'horizon de 15 ans vaut 201 176,43 kWh (somme de la colonne « Énergie (kWh) » ci-dessus). Ce dénominateur reflète un throughput annuel décroissant à l'hypothèse bornée ~1,7 %/an de dégradation, plutôt que les 328 500 kWh non actualisés utilisés dans la version précédente.
Chaque ligne maintient constantes toutes les entrées du cas de base et ne fait varier que le moteur indiqué. Les sensibilités ci-dessous sont indicatives — elles ne régénèrent pas les tableaux calculés autoritatifs ci-dessus.
| Moteur | Bas | Base | Haut | LCOS indicatif (¢/kWh) |
|---|---|---|---|---|
| Throughput ESS quotidien (kWh/jour, base 60) | 45 | 60 | 75 | Un throughput quotidien plus bas augmente le LCOS (dominé par l'utilisation) ; un throughput plus élevé le réduit. |
| CapEx clé en main (USD, base 50 000) | 42 000 | 50 000 | 60 000 | Des variations de CapEx de ±20 % ne déplacent le LCOS que de ±3–4 ¢/kWh. |
| Taux d'actualisation r (réel, base 5 %) | 3 % | 5 % | 8 % | Un taux d'actualisation plus élevé compresse la VA(OpEx) et abaisse légèrement le LCOS. |
| Rendement aller-retour (DC, base 92 %) | 88 % | 92 % | 95 % | Sensibilité modeste ; les pertes de rendement comptent moins que l'utilisation. |
| Scénario | Sens du LCOS | Verdict |
|---|---|---|
| Camping à forte utilisation (75 kWh/jour) | LCOS en baisse (utilisation en hausse) | Cas le plus favorable. Le stockage déplace un volume important d'heures de fonctionnement du groupe électrogène ; le ROI dépend du coût local diesel/GPL vs. carburant évité. |
| Cas de base (60 kWh/jour, 34,6 ¢/kWh) | Base | Cas limite. Défendable uniquement si le fonctionnement silencieux de nuit, la réduction des heures de groupe électrogène et la résilience aux coupures sont valorisés — non monétisés dans la VAN calculée. |
| Camping à faible utilisation (45 kWh/jour) | LCOS en hausse | Cas faible. Envisager un redimensionnement vers une armoire 40–50 kWh ou un plus petit groupe électrogène + PV jusqu'à croissance de la charge. |
| CapEx en hausse (USD 60k) | LCOS en hausse ~3–4 ¢/kWh | Restant défendable si les bénéfices de déplacement de carburant et de résilience sont monétisés. |
| CapEx en baisse (USD 42k, armoire en importation directe) | LCOS en baisse ~3–4 ¢/kWh | Cas le plus favorable — étaye une argumentation business plus claire face au diesel existant. |
| Taux d'actualisation élevé (8 %) | LCOS en baisse modeste | Les projets à forte intensité CapEx sont moins pénalisés que ceux à forte intensité OpEx par des taux d'actualisation élevés. |
| RTE bas (88 %) | LCOS en hausse ~1–2 ¢/kWh | Dégradation modeste ; les pertes de rendement comptent moins que l'utilisation. |
Enseignement clé : l'utilisation (kWh/jour desservis) domine le LCOS. Une baisse de 33 % du throughput augmente substantiellement le LCOS ; une variation de CapEx de ±20 % ne déplace le LCOS que de ±3–4 ¢/kWh. Comme la VAN du cas de base est négative et le payback indéfini dans l'horizon de 15 ans, le projet constitue un investissement en résilience et en réduction du bruit, et non en coût de l'énergie, sous les hypothèses bornées retenues.
Pour l'achat, prévoir une évaluation de site (audit de charge, analyse ombrage, dimensionnement groupe électrogène, étude d'interconnexion) avant de figer le kWh et la puissance PCS finaux. Les limites finales de couple, fenêtre SOC et tension bus DC doivent être confirmées contre la révision du manuel OEM retenue au moment du bon de commande.