Type de projet, équipements, investissement et stratégie de valorisation
Type de projet
Affaire JR-Suite (affaires en cours)
Fiche de calcul (variante)
Données d'entrée : production (CSV Archelios) et consommation
Production
PV, hydro, éolien... (CSV Archelios ou Enedis)
Consommation site
Courbe de charge client (CSV Enedis ou Archelios)
Avec une consommation sur site : sans cette case, l'installation est à injection nulle et le surplus non stocké est écrêté. Aux heures à prix négatif, rien n'est injecté.
Configuration de comptage batterie
Décoché — cas courant : la batterie est derrière le compteur du client et fait partie de son
installation. Ses soutirages sont facturés au tarif de son contrat, pas au prix de gros.
L'arbitrage se fait alors entre postes horaires (heures creuses vers heures pleines et Pointe),
et la ligne DA/ID/MA du bilan 15 ans est retirée : un actif derrière compteur n'accède pas au
marché de gros. La valeur passe par l'économie d'achat. Coché — la batterie achète et revend au prix SPOT. Réservé aux montages où un comptage
dédié ou un agrégateur lui donne réellement cet accès. La charge est alors bloquée si le SPOT
dépasse le tarif du contrat, achat qui serait perdant.
En FTM, la batterie n'échange plus qu'avec le réseau public : plus de charge gratuite depuis le PV, plus de desserte directe de la consommation du site (le site achète séparément son déficit au réseau). Le TURPE et l'éventuel tarif optionnel "injection-soutirage" stockage seul (CRE, dès août 2026) ne sont pas chiffrés ici — seul l'effet sur le dispatch SPOT/SSY est simulé.
Centrale photovoltaïque
Puissance installée (kWc)
Coût de la centrale (€/Wc)
Onduleurs PV — les onduleurs hybrides d’une batterie se comptent ici ou sur la batterie, pas aux deux : cochez « onduleur compté dans le PV » sur la batterie
La production importée est plafonnée à la puissance de ces onduleurs. Ce qu’ils écrêtent est repris de l’étude Archelios de la fiche de calcul (« Importer depuis la fiche de calcul », étude Archelios réimportée dans la fiche depuis le 29/10/2026) ; sans fiche, importez une production Archelios non écrêtée (onduleur surdimensionné pour l’étude). Dans les deux cas, l’excédent charge les batteries hybrides (champ PV câblé sur leur onduleur), dans la limite de leur puissance et de la place libre ; le reste est perdu.
La production vient du CSV Archelios du projet (énergie déjà en sortie d'onduleur). Les onduleurs servent au contrôle de puissance par raccordement.
Raccordement(s) au réseau
Nombre de raccordements
Puissance HTA par raccordement (kVA)
Modèle de batterie :
Système de stockage
Nombre de batteries 125 kW2 bat.
Puissance (MW)2 MW
Blocs d'extension 313 kWh (sans PCS)0 bloc
Se raccorde au PCS existant du rack — augmente la capacité (durée) sans ajouter de puissance. Ex. : 1 bloc → 125 kW / 574 kWh. Prix d'achat 95 €/kWh.
Date de mise en service
Dégradation annuelle2,0 %/an
Hypothèse LFP fixée à 2 %/an, non modifiable : la projection 15 ans applique cette valeur en dur (degFact(), voir note dans le code). Le curseur était auparavant réglable mais sans effet sur les calculs.
Puissance totale
—
Capacité totale
—
CAPEX détaillé
Prix de vente batterie (€/kWh) —
= prix d'achat × coefficient — voir onglet Rentabilité JR
Frais d'études0 €
Génie civil
Terrassement0 €/m²
= — (— m²)
Béton0 €/m²
= —
Aménagements0 €/m²
= —
Installation
Assemblage batteries0 €/kWh
= —
Installation électrique0 €/kWh
= —
Équipements annexes
Transformateur(s)0 unité
Prix unitaire → Rentabilité JR
PCS (Power Conversion System)0 unité
Prix unitaire → Rentabilité JR
Cabinet BMS0 unité
Obligatoire avec la Fusion (batterie seule) — Prix unitaire → Rentabilité JR
Supervision EMS/SCADA0 €
Mise en service0 €
Raccordement
Raccordement réseau
Raccordement PDL (Enedis)0 €
Poste de livraison (local HTA)120 k€
Local préfabriqué avec cellules HTA, protections et comptage. Mettre à 0 si le terrain est adjacent au poste source (coût intégré dans la PTF Enedis).
Batteries (—)
—
dont blocs 313 kWh
—
Études
—
Génie civil
—
Installation
—
Transformateur(s)
—
PCS
—
Cabinet BMS
—
Supervision + MES
—
Raccordement PDL
—
Poste de livraison
—
CAPEX total estimé
—
—
—
Paramètres opérationnels & stratégie
Maintenance (€/kWh/an)3.0 €/kWh/an
Effort physique (inspection, refroidissement, monitoring) — indépendant du prix d'achat batterie négocié
Assurance (% CAPEX bat.)1 %
TURPE (€/kWh/an)4.5 €/kWh/an
Approximation simple — le TURPE réel dépend de la puissance souscrite (part fixe) et de l'énergie soutirée du réseau (part variable), pas de la capacité batterie
Commission agrégateur15 %
Calage marché × 1,00
Multiplie les revenus services système et arbitrage de la trajectoire Tilt. × 1,00 = Tilt tel quel (valeur par défaut). Le calage sur le Storage Index Clean Horizon correspondrait à × 2,02 : l'index mesure le revenu accessible à un actif bien opéré, Tilt est une prévision commerciale, et l'écart entre les deux n'est pas tranché. Ne s’applique pas au mécanisme de capacité, qui suit la trajectoire Tilt sans recalage.
Scénario de revenus
Puissance / capacité
—
Revenu net moyen (an 1–5)
—
OPEX total moy.
—
Cash-flow net moy. (an 1–5)
—
—
Données de marché
Alimentées automatiquement via rte_spot_data.json
Chargement des données marché…
SPOT ENTSO-E Ajustement mFRR Réserves FCR/aFRR
SPOT day-ahead France — EPEX (€/MWh)
Prix moyen annuel (€/MWh)
Spread peak / off-peak (€/MWh)
Cycles arbitrage SPOT / jour8 cycles
Non utilisé — le dispatch réel calcule désormais les cycles par saison automatiquement (voir onglet Simulation & dispatch)
Source : ENTSO-E TP — Day-ahead Prices France (10YFR-RTE------C)
Recalage prix RTE bruts → valeur agrégateur (facteur ×)
Constante documentée (2,14), modifiable. Les prix RTE de settlement ne captent qu'une part de la valeur réellement obtenue par un agrégateur (intraday, multi-marché) : ce facteur remonte FCR+mFRR à un ordre de grandeur réaliste. Ce facteur était auparavant recalculé sur l'onglet Résultats à chaque simulation, ce qui rendait les deux onglets circulaires — la Simulation ne pouvait alors pas corroborer la projection.
SSY + DA/ID/MA — coefficient de durée combiné
Calé sur le Storage Index Clean Horizon France (cleanhorizon.com, index public
1h/2h/4h, revenu combiné DA-ahead + intraday + FCR + aFRR + mFRR, hors mécanisme de capacité depuis
janvier 2026 — exactement le périmètre SSY + DA/ID/MA de cet outil). Base retenue (moyenne glissante 12 mois, relevé
août 2026) : 1h = 196 k€/MW/an, 2h = 309 k€/MW/an, 4h = 365 k€/MW/an. Une moyenne 12 mois est
volontairement préférée à un relevé mensuel : l'index varie de 63 à 504 k€/MW/an (2h) sur les
43 derniers mois, un point unique rendrait la projection 15 ans très instable. Normalisé à la durée
de référence de la table SSY/DA (rS/rD, ≈2h) : coefficients 0,63 / 1,00 / 1,18. La courbe montre toujours une forte
hausse de 1h à 2h puis une quasi-saturation entre 2h et 4h. Faute de détail publié par mécanisme,
ce même coefficient s'applique à la fois à SSY (rS) et DA/ID/MA (rD).
Recalibrez si vous obtenez une mise à jour plus récente de l'index ou d'autres points de durée.
Coefficient durée 1h
Coefficient durée 2h
Coefficient durée 4h
Mécanisme de capacité
Attention — prix MECAPA importé anormalement bas.
Le résultat de la première enchère du nouveau mécanisme RTE est publié depuis le 6 juillet 2026 (prix d'équilibre : 28 183 €/MW, aligné entre capacités classiques et flexibilités décarbonées) — vérifiez la source du fichier importé si le prix ci-dessous semble périmé.
Prix certificat (€/MW/an)référence
Point de repère uniquement : depuis le 26/08/2026, le mécanisme de capacité du bilan 15 ans suit la trajectoire Tilt, comme les deux autres postes. Tilt suppose un coefficient de capacité de 0,79 à 0,81 pour une batterie de 2 h, contre 0,58 dans les coefficients ci-dessous.
Revenu MECAPA = puissance batterie (MW) × coefficient dérating (interpolé selon la durée réelle kWh/kW du projet) × prix du certificat. Remplace l'ancienne table de référence Clean Horizon pour ce poste.
Trajectoire Tilt (source du bilan 15 ans)
Valeurs Tilt pour la batterie de référence 108 kW / 215 kWh, en €/an et par poste.
Tilt republie sa trajectoire environ tous les six mois : colle ici le nouveau tableau et le bilan 15 ans suit.
Une ligne par année, colonnes séparées par une tabulation, un point-virgule ou des espaces :
année · SSY · DA/ID/MA · MECAPA.
Si Tilt fournit un semestre (colonne « S2 »), double les valeurs pour obtenir un taux annuel :
le moteur applique ensuite lui-même le prorata de l'année de mise en service.
La dernière ligne est prolongée à plat jusqu'à la fin de la projection.
Contrôle interne — cohérence Tilt / ENTSO-E
· ne figure pas dans le rapport client
Le bilan 15 ans valorise l'arbitrage de la batterie sur la trajectoire Tilt, tandis que la centrale est
valorisée sur les prix ENTSO-E réels. Ce rapport suit l'écart entre les deux. Il ne mesure pas une vérité —
la part de capacité que Tilt consacre à l'arbitrage est inconnue — mais sa dérive :
si une mise à jour des prix SPOT l'éloigne de la référence, c'est visible ici avant de sortir une étude.
—
Rentabilité JR Énergie Conseil
Vue interne — prix d'achat, coefficient de vente, marge projet
Prix d'achat & coefficient de vente
Batteries du projet
Prix d'achat batterie (€/kWh)145 €/kWh
Prix achat transformateur (€/unité)80 000 €
Prix achat PCS (€/unité)25 000 €
Prix achat Cabinet BMS (€/unité)15 000 €
Coefficient de vente×1.50
Prix d'achat unitaire (261 kWh)
—
Prix de vente unitaire (261 kWh)
—
Marge brute / batterie
—
Prix de vente (€/kWh)
—
Marge projet
Coût d'achat batteries
—
CA batteries (facturé client)
—
Marge brute batteries
—
dont taux de marque
—
dont taux de marge
—
Ingénierie + installation facturée
—
Transformateur(s)
—
PCS
—
Cabinet BMS
—
Marge TR + PCS + BMS
—
Temps facturé (80 €/h)
—
Marge projet (bat. + ingé)
—
Catalogue des batteries
Modèles proposés dans le menu des lignes de batteries — partagé par toute l'équipe
Modèles
Puissance : onduleur ou PCS d'une unité (kW). Hybride : l'onduleur de la batterie reçoit aussi du PV. Prix d'achat en €/kWh, coefficient de vente, surface au sol par unité (génie civil). Réf. Dolibarr : pour relier plus tard le modèle au catalogue matériel de JR-Suite.
Une étude garde une copie des caractéristiques de ses batteries : modifier le catalogue ne change pas les études déjà faites.
Ces fourchettes colorient les sliders et affichent les badges. Modifiez-les selon vos retours terrain.
Résultats
Projection financière sur 15 ans
CAPEX centrale PV/Hydro (€)
OPEX centrale PV/Hydro (€/an)
Hausse du prix d'achat de l'électricité (%/an)
Perte de production des panneaux (%/an)
Prix de vente ACC (€/kWh)
Évolution du prix ACC (%/an)
Part de la production vendue en ACC50 %
Le revenu PV/Hydro (économies d'achat + injection) provient du CSV production importé (onglet Simulation & dispatch) — à défaut de CSV, il est compté à 0. CAPEX/OPEX peuvent rester à 0 sans bloquer le calcul.
Évolution annuelle : la hausse du prix d'achat s'applique aux économies d'autoconsommation, l'évolution du prix ACC aux ventes en ACC (centrale et batterie), la perte de production à tout le revenu de la centrale ; les prix SPOT restent ceux de l'année de référence.
Projet global : investissement, retour sur investissement, revenus et gain net portent sur la batterie et la centrale réunies, la part de la centrale est rappelée en dessous (elle comprend alors la production stockée dans la batterie).
ACC : à chaque quart d'heure, cette part du surplus de production (après la consommation du site) est vendue aux participants au prix ACC, quel que soit le prix SPOT ; le reste est vendu au SPOT ou stocké dans la batterie. La même part de l'énergie que la batterie restitue au réseau est vendue en ACC au lieu du SPOT.
Scénario :
Évolution de la trésorerie cumulée sur 15 ans
OptimisteCentralPessimisteLa courbe remonte au-dessus de 0 au moment du retour sur investissement
Projet global — trésorerie cumulée batterie + centrale sur 15 ans
Projet globalBatterieCentraleCentrale : vente directe, autoconsommation, ACC et production stockée dans la batterie, après OPEX
Barres vertes seulement : n’entre ni dans le cash-flow, ni dans le retour sur investissement. 0 % les masque.
Revenus PV/Hydro (vente directe) — 15 ans
Valeur réelle observée (dispatch sur données SPOT/production importées + curseurs percentiles), figée sur les 15 ans — hypothèse : prix SPOT stables dans le temps.
Résumé pour le client
Simulation & dispatch batterie
Optimisation du stack de valorisation sur 4 saisons · Données SPOT réelles ENTSO-E
Comment fonctionne le stack de valorisation ?
FCR — Réserve primaire
Une fraction de la capacité est réservée en permanence pour stabiliser la fréquence du réseau (50 Hz). RTE rémunère cette disponibilité H24, qu'il y ait activation ou non. Très stable, pas de gestion active.
aFRR / mFRR — Ajustement
Une autre fraction est proposée à RTE sur le mécanisme d'ajustement. RTE active ces offres selon les besoins (merit order). La fréquence d'activation dépend du marché — paramétrable via l'onglet Données marché.
SPOT — Arbitrage day-ahead
Le solde de capacité est valorisé sur le marché EPEX Spot. Le dispatch Q15 optimise charge/décharge sur les prix réels heure par heure (percentiles journaliers), en tenant compte d'une éventuelle production/consommation couplée.
Répartition de la capacité par usage (fixe — répartition Tilt 2028)
Répartition fixe, calée sur l'année 2028 de la trajectoire Tilt, la plus homogène :
51,7 % services système et 48,3 % arbitrage hors mécanisme de capacité. Elle ne concerne que
l'onglet Simulation & dispatch ; le bilan 15 ans suit la répartition annuelle Tilt
et n'est pas affecté par ce partage.
FCR Réserve primaire21 %
Capacité dédiée : — · Puissance : —
aFRR / mFRR Ajustement31 %
Capacité dédiée : — · Puissance : —
Arbitrage SPOT Day-ahead48 %
Capacité dédiée : — · Puissance : —
Paramètres dispatch & tarifs (BESS standalone)
Seuils de dispatch SPOT
— recalculés chaque jour sur les prix Q15 du jour
Cycles batterie visés (réseau)1,0 cycle/j
Charge sur les heures les moins chères du jour, décharge sur les plus chères — jusqu'à atteindre ce nombre de cycles (tranche SPOT). Remplace les anciens seuils fixes de charge réseau/décharge : garantit le cycle quelle que soit la saison, plutôt que de dépendre d'un prix qui peut ne jamais être atteint certains jours.
Seuil centrale : stocker ou exporter15e centile
Sous ce centile de prix, le surplus de la centrale est stocké dans la batterie ; au-dessus, il est exporté au réseau. Un seuil bas privilégie la vente, un seuil haut le stockage. À prix négatif, on stocke tant qu'il reste de la place et on n'exporte jamais.
Tarifs
Contrat d'achat du client
Plages d'heures creuses
Propres au point de livraison, fixées par Enedis. Plusieurs plages séparées par un point-virgule ;
le passage de minuit est géré. Haute saison = novembre à mars.
Plages de Pointe
Appliquées de décembre à février, jours ouvrés uniquement, hors heures creuses.
Puissance de raccordement (kW)250 kW
—
Taux autoconso
—
Taux autoproduction
—
Économies achat/an
—
Revenus injection/an
Référence : centrale seule, sans batterie (prix SPOT réels)
Ce que gagnerait la production PV/Hydro seule, vendue directement au réseau au prix spot horaire réel — sans aucune batterie pour arbitrer ou stocker. Sert de référence pour montrer la valeur ajoutée par la batterie.
—
Revenu SPOT/an — tout vendre (même prix négatifs)
—
Revenu SPOT/an — coupure pendant prix négatifs
—
Nb heures à prix négatif
—
Nb arrêts centrale (blocs consécutifs)
Chargement des données SPOT pour la simulation…
Hiver (jan-fev-dec) — journée type
Printemps (mar-avr-mai) — journée type
Été (jun-jul-aou) — journée type
Automne (sep-oct-nov) — journée type
Bilan annuel Production / Autoconso
Revenu de la production sur le marché SPOT (hors charge batterie)
Injection directe au réseau, valorisée au prix SPOT réel de l'heure — n'inclut pas les kWh chargés dans la batterie (valorisés séparément, cf. revenu batterie).
Récapitulatif annuel estimé
Aucune donnée SPOT disponible — importez d'abord rte_spot_data.json dans l'onglet Données marché, ou renseignez manuellement le prix moyen SPOT.
Rapport client
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