Calculer le ROI solaire pour sites industriels

Summary

Calculez précisément le ROI solaire pour sites industriels : méthode pas-à-pas, CAPEX de 600–900 €/kWc, production de 1 000–1 600 kWh/kWc/an, économies de 20–50 % sur la facture et temps de retour de 5–9 ans selon profil de charge.

Key Takeaways

Quantifier la consommation annuelle (≥1 GWh) et le profil de charge 15 min pour dimensionner 500 kWc–5 MWc et viser ≥70 % d’autoconsommation
Estimer la production avec 1 000–1 600 kWh/kWc/an selon région (données NREL/IEA) pour prévoir la génération annuelle MWh
Budgéter un CAPEX de 600–900 €/kWc pour toitures et 750–1 100 €/kWc pour ombrières/sol, incluant onduleurs (10–15 % du CAPEX)
Calculer les économies en multipliant la production autoconsommée par le prix moyen de l’électricité (80–180 €/MWh industriel)
Intégrer OPEX annuel de 1–2 % du CAPEX (maintenance, supervision, assurance) dans le cash-flow pour un ROI réaliste
Utiliser TRI (8–15 %), VAN > 0 à 6–8 % de taux d’actualisation et temps de retour simple de 5–9 ans comme critères de décision
Tester 3 scénarios (pessimiste –5 %, central, optimiste +5 %) sur prix de l’énergie et production pour sécuriser l’investissement
Vérifier conformité IEC 61215, IEC 61730, IEEE 1547 et garanties 25 ans modules / 10–12 ans onduleurs pour limiter les risques

Comment calculer le ROI solaire pour un site industriel

La facture électrique représente souvent 20 à 40 % des coûts d’exploitation d’un site industriel intensif en énergie. Face à la volatilité des prix de gros (multipliés par 2 à 4 depuis 2021 dans de nombreux pays européens), le photovoltaïque en autoconsommation devient un levier majeur de compétitivité et de décarbonation.

Pour un directeur d’usine, un responsable achats/énergie ou un directeur financier, la question clé n’est pas « combien de kWc installer ? », mais « quel retour sur investissement, sur quel horizon et avec quel niveau de risque ? ».

Ce guide propose une méthode structurée, chiffrée et reproductible pour calculer le ROI d’un projet solaire sur site industriel : de l’analyse de la consommation à la modélisation financière (TRI, VAN, temps de retour), en passant par les hypothèses techniques et les scénarios de prix de l’énergie.

Approche technique et financière : méthode pas-à-pas

1. Caractériser la consommation électrique du site

Avant de parler puissance solaire, il faut comprendre le profil de charge :

Consommation annuelle : en MWh/an (souvent 1–100 GWh/an pour l’industrie)
Courbe de charge : idéalement pas de temps 15 min ou 30 min sur 12 mois
Répartition : jours ouvrés / week-end, heures pleines / heures creuses
Puissance appelée : Pmax, puissance moyenne, facteur de charge

Objectif ROI : dimensionner l’installation pour maximiser l’autoconsommation (souvent 70–95 % en industrie) et minimiser les surplus faiblement rémunérés.

Exemple type :

Usine de 15 GWh/an
Fonctionnement 5 j/7, 2 x 8 h
Puissance moyenne en journée : 1,2 MW

Dans ce cas, une centrale de 2–3 MWc peut être envisagée, avec un taux d’autoconsommation élevé.

2. Estimer la production solaire annuelle

La production dépend principalement de :

L’irradiation locale (kWh/m²/an)
L’orientation et l’inclinaison des modules
Les pertes (température, câbles, onduleurs, ombrages, encrassement)

Pour un calcul préliminaire, on utilise un productible moyen :

Europe du Nord : 900–1 100 kWh/kWc/an
Europe de l’Ouest : 1 100–1 300 kWh/kWc/an
Europe du Sud / Maghreb : 1 400–1 600 kWh/kWc/an

Formule simplifiée :

Production annuelle (kWh/an) = Puissance installée (kWc) × Productible (kWh/kWc/an)

Exemple :

Centrale de 2 000 kWc
Productible : 1 250 kWh/kWc/an

Production annuelle ≈ 2 000 × 1 250 = 2 500 000 kWh/an (2,5 GWh/an)

Pour un projet sérieux, on utilise un outil de simulation (type PVsyst) ou des bases de données reconnues (NREL, IEA, etc.) pour obtenir une estimation à ±5–10 %.

3. Évaluer le CAPEX du projet

Le CAPEX (investissement initial) comprend :

Modules PV
Onduleurs
Structures (toiture, ombrières, sol)
Câblage, protections, transformateurs si besoin
Études, ingénierie, travaux, mise en service
Eventuels renforcements de toiture ou d’infrastructure

Ordres de grandeur pour projets industriels ≥500 kWc :

Toiture plate ou légère : 600–900 €/kWc
Ombrières de parking : 750–1 100 €/kWc
Centrale au sol sur site industriel : 700–1 000 €/kWc

Tableau indicatif :

Type d’installation	Puissance typique	CAPEX moyen (€/kWc)	CAPEX total pour 2 MWc
Toiture industrielle	500 kWc–5 MWc	600–900	1,2–1,8 M€
Ombrières de parking	500 kWc–3 MWc	750–1 100	1,5–2,2 M€
Centrale au sol sur foncier	1–10 MWc	700–1 000	1,4–2,0 M€

Pour le calcul de ROI, il est prudent d’intégrer :

Une réserve de 5–10 % pour aléas techniques
Les coûts de raccordement au réseau si significatifs

4. Estimer les coûts d’exploitation (OPEX)

Les OPEX récurrents couvrent :

Maintenance préventive et curative
Nettoyage des modules (1–4 fois/an selon environnement)
Supervision (monitoring) et télégestion
Assurance
Location éventuelle de toiture / foncier

Pour un site industriel, on retient généralement :

OPEX annuel : 1–2 % du CAPEX

Exemple : CAPEX de 1,6 M€ → OPEX annuel de 16–32 k€/an.

Il faut également prévoir :

Remplacement d’onduleurs à 10–15 ans (souvent déjà inclus dans le % OPEX si provisionné)

5. Calculer les économies d’énergie

Les économies proviennent principalement :

De l’électricité autoconsommée (kWh non achetés au fournisseur)
Des éventuels revenus de vente de surplus (tarif ou contrat de rachat)
De la réduction de certains coûts d’acheminement / puissance souscrite (cas par cas)

5.1. Valeur de l’électricité autoconsommée

On utilise le coût complet de l’électricité évitée :

Prix de l’énergie (€/MWh)
- Acheminement, taxes variables, contributions spécifiques

Pour un industriel, le coût complet peut être de 80–180 €/MWh selon pays et profil.

Formule :

Économies autoconsommation (€/an) = Énergie autoconsommée (MWh/an) × Coût complet (€/MWh)

Si le taux d’autoconsommation est de 90 % :

Production : 2 500 MWh/an
Autoconsommation : 2 250 MWh/an
Prix moyen complet : 120 €/MWh

Économies ≈ 2 250 × 120 = 270 000 €/an

5.2. Revenus de vente de surplus

Les 10 % restants (250 MWh/an) peuvent être :

Injectés au réseau avec tarif de rachat (souvent 40–80 €/MWh)
Valorisé via un PPA privé (Power Purchase Agreement)

Revenus surplus ≈ 250 × 60 €/MWh (hypothèse) = 15 000 €/an.

5.3. Économies nettes

Économies nettes annuelles = (Économies autoconsommation + Revenus surplus) – OPEX

Avec OPEX de 25 k€/an :

Économies brutes : 270 000 + 15 000 = 285 000 €/an
Économies nettes ≈ 260 000 €/an

6. Calculer le temps de retour simple (payback)

Le temps de retour simple est une première métrique, très utilisée en industrie.

Temps de retour (années) = CAPEX / Économies nettes annuelles

Avec CAPEX = 1,6 M€ et économies nettes = 0,26 M€/an :

Temps de retour ≈ 1,6 / 0,26 ≈ 6,15 ans

Pour un projet industriel, un temps de retour de 5–9 ans est généralement acceptable, selon la politique d’investissement et le coût du capital.

7. Calculer VAN et TRI pour une vision complète

Le temps de retour ne tient pas compte de :

La durée de vie du système (25–30 ans)
L’augmentation future des prix de l’énergie
Le coût du capital de l’entreprise

7.1. Hypothèses financières

Durée d’analyse : 20–25 ans
Taux d’actualisation : 6–8 % (WACC industriel typique)
Inflation des prix de l’électricité : 1–3 %/an
Dégradation des modules : 0,3–0,6 %/an

7.2. VAN (Valeur Actuelle Nette)

La VAN est la somme des cash-flows actualisés (économies nettes) moins l’investissement initial.

VAN = Σ (CF_t / (1 + r)^t) – CAPEX

CF_t : cash-flow net à l’année t
r : taux d’actualisation

Un projet est jugé intéressant si VAN > 0.

7.3. TRI (Taux de Rentabilité Interne)

Le TRI est le taux r pour lequel la VAN = 0.

On recherche un TRI supérieur au coût du capital de l’entreprise (par ex. >8–10 %)
Pour les projets solaires industriels bien dimensionnés, un TRI de 8–15 % est courant, selon le contexte tarifaire.

8. Intégrer les aides, subventions et amortissements

Selon le pays, le projet peut bénéficier de :

Subventions CAPEX (10–40 % du coût)
Tarifs d’achat bonifiés
Avantages fiscaux (amortissement accéléré, suramortissement, crédits d’impôt)

Ces éléments :

Réduisent le CAPEX net
Augmentent les cash-flows annuels
Améliorent significativement le temps de retour, la VAN et le TRI

Il est essentiel de modéliser séparément :

Scénario sans aides
Scénario avec aides

9. Gérer l’incertitude : scénarios et sensibilité

Pour un comité d’investissement, il est indispensable de montrer la robustesse du ROI :

Scénario pessimiste : prix de l’électricité –10 %, production –5 %
Scénario central : hypothèses réalistes
Scénario optimiste : prix +10 %, production +5 %

On peut également faire une analyse de sensibilité sur :

Prix de l’énergie ±20 %
CAPEX ±10 %
Taux d’actualisation 5–9 %

L’objectif est de vérifier que :

La VAN reste positive dans la plupart des scénarios
Le TRI reste supérieur à un seuil minimal (ex. 7–8 %)

10. Vérifier les paramètres techniques qui conditionnent le ROI

Un bon ROI repose aussi sur la performance technique et la fiabilité :

Modules certifiés IEC 61215 et IEC 61730
Onduleurs conformes aux exigences réseau (IEEE 1547, normes locales)
Garanties : 25 ans performance modules, 10–12 ans onduleurs
Conception limitant les pertes (ombrages, câblage, mismatch)
Monitoring détaillé (granularité 5–15 min) pour piloter la performance

Une dérive de performance de seulement –1 %/an au lieu de –0,5 %/an peut réduire la production cumulée de plus de 10 % sur 25 ans, impactant directement la VAN.

Applications et cas d’usage industriels

Secteurs particulièrement adaptés

Les projets PV en autoconsommation sont particulièrement pertinents pour :

Agroalimentaire (froid, process en continu)
Chimie, plasturgie
Métallurgie, cimenterie (si surface disponible)
Logistique et entrepôts (grandes toitures, parkings)
Data centers et IT (charges continues)

Caractéristiques communes :

Consommation diurne importante
Puissance appelée stable
Surfaces disponibles (toitures, parkings, friches industrielles)

Exemple simplifié de cas d’affaires

Site logistique :

Consommation : 8 GWh/an
Centrale PV toiture : 1,5 MWc
Productible : 1 200 kWh/kWc/an → 1,8 GWh/an
Autoconsommation : 95 % → 1,71 GWh/an
Prix élec complet : 110 €/MWh
CAPEX : 1,2 M€ (800 €/kWc)
OPEX : 18 k€/an (1,5 % CAPEX)

Calcul :

Économies autoconsommation : 1 710 MWh × 110 €/MWh = 188 100 €/an
Revenus surplus (90 MWh à 60 €/MWh) = 5 400 €/an
Économies brutes = 193 500 €/an
Économies nettes ≈ 175 500 €/an
Temps de retour ≈ 1,2 / 0,1755 ≈ 6,8 ans

Sur 25 ans, avec hausse modérée des prix de l’électricité, le TRI peut dépasser 9–11 %.

Guide de comparaison et de sélection des options

1. Autoconsommation totale vs injection réseau majoritaire

Critère	Autoconsommation industrielle	Injection réseau (vente totale)
Prix de valorisation kWh	Prix d’achat élec (80–180 €/MWh)	Tarif de rachat (40–80 €/MWh)
Sensibilité au profil de charge	Élevée	Faible
ROI typique	5–9 ans	10–15 ans ou plus
Complexité réglementaire	Moyenne	Plus élevée (appels d’offres, etc.)

Pour un site industriel, viser un maximum d’autoconsommation est presque toujours plus rentable.

2. Toiture vs ombrières vs sol

Critères de choix :

Surface disponible
Contraintes structurelles (charge admissible toiture)
Visibilité et image (ombrières pour clients / salariés)
Coût de génie civil

En général :

Toiture : CAPEX plus bas, ROI plus court
Ombrières : CAPEX plus élevé, mais bénéfice confort/usagers
Sol : flexible mais nécessite foncier et parfois études environnementales

3. Investissement sur bilan vs tiers-investissement (PPA on-site)

Deux modèles principaux :

Investissement propre : l’industriel finance et devient propriétaire
- Avantage : meilleure VAN, TRI plus élevé, maîtrise complète
- Inconvénient : mobilisation de CAPEX, gestion du projet
Tiers-investisseur / PPA on-site : un producteur tiers finance et exploite
- Avantage : pas de CAPEX, réduction immédiate de la facture via un prix PPA inférieur au prix réseau
- Inconvénient : gain économique unitaire plus faible, engagement long terme (10–20 ans)

Le calcul de ROI diffère :

En investissement propre : ROI sur CAPEX
En PPA : comparaison entre coût actuel de l’énergie et prix du PPA, plus valeur de la flexibilité financière

FAQ

Q: Comment définir rapidement si un site industriel est éligible à un bon ROI solaire ? A: Trois indicateurs donnent une première idée. D’abord, une consommation annuelle supérieure à 1 GWh avec une charge significative en journée est un bon signe. Ensuite, un coût complet de l’électricité au-dessus de 90–100 €/MWh améliore fortement le ROI. Enfin, la disponibilité de surfaces (au moins 5 000–10 000 m² de toiture ou parking) permet d’atteindre des puissances de 500 kWc à plusieurs MWc, nécessaires pour générer des économies significatives.

Q: Quels sont les principaux risques qui peuvent dégrader le ROI d’un projet solaire industriel ? A: Les risques se répartissent entre aspects techniques, réglementaires et économiques. Sur le plan technique, une mauvaise conception (ombrages, surdimensionnement des chaînes, ventilation insuffisante) peut réduire la production de 5 à 15 %. Côté réglementaire, l’évolution des mécanismes de soutien ou des conditions d’injection peut affecter la valorisation des surplus. Économiquement, une baisse durable des prix de l’électricité réduirait les économies, d’où l’intérêt de scénarios prudents et de contrats de fourniture bien négociés.

Q: Comment intégrer la hausse future des prix de l’électricité dans le calcul de ROI ? A: On modélise une trajectoire de prix sur 20–25 ans, par exemple +1,5 à +3 %/an, en s’appuyant sur les tendances de marché et les projections d’organismes comme l’IEA. Cette hausse augmente mécaniquement la valeur de l’électricité autoconsommée et donc les cash-flows futurs. Dans la VAN, ces cash-flows sont actualisés, ce qui limite l’effet d’une hausse lointaine, mais l’impact sur le TRI reste significatif. Il est recommandé de tester au moins deux scénarios de croissance des prix pour mesurer la sensibilité du projet.

Q: Quelle précision peut-on attendre de l’estimation de production solaire ? A: Avec des données d’irradiation fiables (bases NREL, IEA, services météo nationaux) et un outil de simulation reconnu, l’incertitude typique sur la production annuelle est de l’ordre de ±5–10 %. Cette incertitude se réduit en agrégeant plusieurs années de fonctionnement réel. Pour le calcul de ROI, on applique souvent une marge de prudence (par exemple –5 % sur le productible) afin d’éviter de surévaluer les économies. Sur 20–25 ans, la variabilité interannuelle se lisse, ce qui rend le rendement global relativement stable.

Q: Comment prendre en compte la dégradation des modules dans le calcul financier ? A: Les modules modernes garantissent généralement une puissance résiduelle de 80–85 % à 25 ans, soit une dégradation de 0,3–0,7 %/an. Dans le modèle financier, on applique un facteur de dégradation annuel sur la production (par exemple –0,5 %/an). Cela réduit légèrement les économies année après année, mais l’impact sur la VAN reste maîtrisé si le projet est bien dimensionné. Il est important de vérifier les garanties linéaires de performance et de choisir des fabricants reconnus pour limiter ce risque.

Q: Faut-il intégrer le coût du capital (WACC) de l’entreprise dans le calcul de ROI ? A: Oui, surtout pour la VAN et le TRI. Le taux d’actualisation utilisé doit refléter le coût moyen pondéré du capital (WACC) de l’entreprise, ajusté au risque du projet. Pour une industrie établie, ce taux se situe souvent entre 6 et 8 %. Utiliser un taux trop faible surévaluerait la VAN, tandis qu’un taux trop élevé pourrait conduire à rejeter des projets pourtant intéressants. Le temps de retour simple reste un indicateur complémentaire, mais il ne remplace pas une analyse VAN/TRI basée sur le WACC.

Q: Comment comparer objectivement plusieurs offres de fournisseurs EPC sur le ROI ? A: Il est utile de demander à chaque EPC un modèle économique standardisé avec les mêmes hypothèses de base : productible, prix de l’électricité, taux d’actualisation, durée d’analyse. Ensuite, on compare non seulement le CAPEX en €/kWc, mais aussi la production attendue (kWh/kWc/an), le taux d’autoconsommation projeté et les garanties de performance. Une offre légèrement plus chère en CAPEX mais mieux conçue peut générer un TRI supérieur grâce à une production accrue et une meilleure fiabilité.

Q: Les systèmes de stockage par batterie améliorent-ils le ROI pour les sites industriels ? A: Cela dépend fortement du profil de charge et des tarifs d’électricité. Les batteries peuvent augmenter le taux d’autoconsommation, réduire les pointes de puissance facturées et apporter des services réseau (effacement, réserve). Cependant, leur CAPEX reste significatif (souvent 400–700 €/kWh installé pour des systèmes industriels). Dans certains cas, le ROI global PV + stockage est attractif, notamment avec des tarifs de capacité élevés ou des signaux prix très volatils. Une étude de cas spécifique est nécessaire pour chaque site.

Q: Comment valoriser les bénéfices environnementaux dans l’analyse de ROI ? A: D’un point de vue strictement financier, la réduction des émissions de CO₂ n’apparaît pas toujours directement dans les cash-flows, sauf s’il existe un prix du carbone interne ou réglementaire. Toutefois, pour de nombreux groupes industriels, la décarbonation est liée à des objectifs ESG, à l’accès à certains marchés ou à des financements verts. On peut donc intégrer une « valeur carbone » interne (par exemple 50–100 €/tCO₂ évitée) pour refléter ces bénéfices stratégiques, ce qui améliore la VAN économique élargie du projet.

Q: Quel horizon de temps utiliser pour évaluer le ROI d’un projet solaire industriel ? A: La durée de vie technique des installations PV est de 25–30 ans, voire plus. Pour le calcul de VAN et de TRI, on utilise généralement un horizon de 20 à 25 ans, ce qui couvre la période de garantie de performance des modules et les principaux cycles de remplacement d’onduleurs. Un horizon trop court (10–12 ans) sous-estime la valeur d’un actif qui continue à produire des économies au-delà de la période d’amortissement comptable, et peut conduire à rejeter des projets pourtant très rentables à long terme.

References

NREL (2024): PVWatts Calculator – Méthodologie et données de ressource solaire pour l’estimation de la production des systèmes PV raccordés réseau.
IEC 61215-1 (2021): Terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type approval – Part 1: Test requirements.
IEC 61730-1 (2023): Photovoltaic (PV) module safety qualification – Part 1: Requirements for construction and testing.
IEEE 1547 (2018): Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces.
IEA PVPS (2024): Trends in Photovoltaic Applications – Rapport sur le déploiement mondial et les performances des systèmes PV.
IRENA (2023): Renewable Power Generation Costs – Analyse des coûts actualisés de l’électricité solaire photovoltaïque.
BloombergNEF (2024): Tier 1 Module Maker List – Évaluation de la bancabilité des fabricants de modules PV.

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