Étude de faisabilité

Les éléments suivants sont analysés à partir de sources documentaires et des données collectées lors de la visite du site : obstacles environnants pouvant provoquer de l’ombrage, surface disponible, type d’installation électrique et réseaux à proximité, nature du sol et topographie. 

Dans le cas d’installations en toiture, des considérations supplémentaires comme l’âge du bâtiment, le type de couverture/charpente sont également prises en compte. Il sera fait appel à un bureau d’étude structure pour confirmer que le bâtiment peut supporter les efforts supplémentaires liés à l’installation solaire et recommander le cas échéant des travaux de renforcement.

Pour les projets en autoconsommation et les sites isolés hors réseau,  il est absolument primordial de bien comprendre et estimer les profils de consommation afin de dimensionner le générateur photovoltaïque au plus juste. 

Pour cela, il est nécessaire de s’appuyer sur les historiques de consommation tout en anticipant les besoins futurs. Pour les projets de construction ou les sites isolés non électrifiés, les courbes de charge sont reconstituées sur la base des prévisions de consommation.

La précision des courbes de charge devient encore plus importante dès lors que l’on souhaite ajouter des batteries de stockage d’énergie et/ou des groupes électrogènes dans le contexte de centrales hybrides pour des sites industriels ou des mini-réseaux isolés pour électrification rurale.

Plusieurs sources de données météorologiques sont disponibles et évaluées afin de sélectionner celle présentant l’incertitude la plus faible selon le site étudié.

Cette étape est importante car la ressource sélectionnée aura un impact fort sur le productible et donc la rentabilité du projet. 

L’Irradiation Globale Horizontale (GHI) et la température ambiante sont les données les plus importantes pour les simulations. Selon la source sélectionnée, ces données sont compilées à partir du traitement d’images satellites et de stations de mesure. Ces données remontant sur plusieurs années, sont ensuite compressées pour créer une année typique appelée TMY (Typical Meteorological Year) qui servira d’input à l’étude de productible.

Le contexte législatif encadrant les projets photovoltaïques en France évolue constamment. Ainsi, les obligations de solarisation sont rappelées selon les derniers décrets et arrêtés en vigueur.

Les démarches administratives à réaliser en matière d’autorisations d’urbanisme et raccordement au réseau public sont décrites ainsi que les délais prévisionnels.

Les différents schémas de valorisation de l’énergie produite sont également présentés (vente de surplus, vente totale, autoconsommation collective, PPA etc.).

Plusieurs scénarios de dimensionnement sont réalisés et font l’objet de simulations de productible avec les logiciels de référence.

Nous attachons une importance capitale à la définition et justification des hypothèses techniques utilisées lors de l’étape de modélisation. Avec la ressource solaire, ces hypothèses sont essentielles pour une estimation au plus juste du productible. Les simulations sont réalisées à pas horaire sur une année entière, ce qui permet de capturer les effets de saisonnalité et la corrélation horaire entre production et consommation. Ainsi, la puissance PV est affinée selon la surface exploitable et le taux d’autoconsommation. Suite à l’analyse d’incertitude, les valeurs statistiques P90 du productible peuvent être calculées et servir d’input aux modèles financiers des organismes de financement.

Dans le cas de centrale hybride et mini-réseaux, le logiciel HOMER Pro est utilisé car il permet de modéliser plusieurs sources de production (renouvelables ou non) et d’identifier le scénario permettant d’atteindre l’optimum en terme de Coût Actualisé de l’Electricité (Levelized Cost of Electricity – LCOE).

Sur la base du scénario retenu, les plans préliminaires d’implantation sont réalisés ainsi que le schéma unifilaire électrique de l’installation. 

Les équipements clés sont sélectionnés sur la base d’une veille technologique constante  notamment pour les modules photovoltaïques, onduleurs et structures de fixation selon la nature de la toiture et de la couvertur

Les coûts d’investissement (CAPEX) et d’exploitation (OPEX) sont évalués grâce à la bonne connaissance des technologies et fabricants du secteur. 

Selon le schéma de valorisation retenu pour l’électricité produite, une analyse économique est conduite afin de calculer les indicateurs de rentabilité clés, tels que la Valeur Actuelle Nette, Coût Actualisé de l’Electricité, Taux de Rentabilité Interne et Temps de Retour.

Les différents montages possibles sont présentés (investissement direct, tiers-investissement) et évalués dans le contexte spécifique du projet étudié. 

Un planning prévisionnel est réalisé afin de donner au porteur de projet de la visibilité sur les phases suivantes d’exécution.