Documentation technique — Méthodologie complète du simulateur solaire

1. Vue d'ensemble du simulateur

1.1 Objectif et périmètre

Le simulateur calcul-solaire.fr permet à un particulier (ou à un installateur professionnel) d'estimer la production solaire, les économies réalisables et le retour sur investissement d'une installation photovoltaïque sur une propriété en France métropolitaine.

L'outil couvre :

• L'autoconsommation avec revente du surplus au réseau
• L'autoconsommation pure (sans injection)
• Le kit plug & play (très petite puissance, < 3 kWc, sans injection)
• La vente totale de la production (≥ 9 kWc, contrat EDF OA)
• Le stockage physique par batterie (5 à 15 kWh)
• Le stockage virtuel sur le réseau (batterie virtuelle)

1.2 Architecture technique

Le simulateur est une application web développée en Python (framework Django). Les calculs de simulation, potentiellement longs (analyse de 8 760 points horaires par simulation), sont exécutés en arrière-plan de façon asynchrone : l'utilisateur voit une page de progression pendant que le moteur de calcul travaille, sans bloquer son navigateur.

1.3 Pipeline de simulation en 7 étapes

1. Récupération données météo PVGIS (8 760 h)          [20 %]
2. Calcul de la production pour 1 kWc                  [40 %]
   → transposition géométrique + thermique + ombrage + rendement onduleur
3. Génération des profils de consommation horaires      [60 %]
   → décomposition par poste + profil personnalisé
4. Optimisation multi-puissance                         [80 %]
   → balayage de configurations selon l'objectif
4b. Simulation financière de la configuration retenue   [85 %]
5. Pré-calcul des scénarios batterie (5 capacités)      [90 %]
6. Sauvegarde des résultats                             [95 %]
7. Notification (le cas échéant)                        [100 %]

1.4 Les deux surfaces d'accès

Simulation gratuite (particuliers) — L'utilisateur remplit un formulaire public. La simulation tourne en mode standard : données météo PVGIS, ombrage déclaré. Les résultats de base sont accessibles gratuitement ; un rapport détaillé (recalcul interactif, scénarios batterie complets, projection 25 ans) est disponible en option payante.

Offre professionnelle (installateurs) — Un installateur peut soumettre des simulations pour ses clients via un espace dédié. La simulation tourne alors en mode avancé : ombrage horaire précis via imagerie satellite, caractéristiques réelles du matériel choisi dans un catalogue, rapport personnalisé à l'image de l'installateur. Voir la section 12.

1.5 Données d'entrée et données de sortie

Entrée : les paramètres physiques et financiers de l'installation (localisation, surface, orientation, consommation, objectif).

Sortie : l'ensemble des résultats calculés — production, économies, autoconsommation, ROI, scénarios batterie, profils horaires/mensuels/saisonniers.

2. Données d'entrée utilisateur

2.1 Paramètres de l'installation

Les coordonnées peuvent être saisies manuellement (carte interactive) ou déduites de l'adresse. L'imagerie satellite Google Solar enrichit automatiquement l'orientation et l'inclinaison détectées sur le toit lorsque cette donnée est disponible.

2.2 Modes d'autoconsommation

2.3 Objectif de dimensionnement

2.4 Contraintes en mode détaillé

En mode d'analyse détaillée, l'utilisateur peut imposer des bornes sur la solution retenue : ROI max (années), économies min (€/an), couverture min (%). Si aucune configuration ne satisfait l'ensemble des contraintes, la meilleure configuration sans contrainte est retenue, et l'incompatibilité est signalée à l'utilisateur.

2.5 Priorité des sources de consommation

1. Calculateur de consommation (rapide ou expert) : si l'utilisateur l'a utilisé, sa valeur totale est retenue.
2. Saisie manuelle : si renseignée directement par l'utilisateur sur le formulaire.
3. Valeur typique du profil sélectionné : utilisée uniquement en dernier recours.

Quelle que soit la source, le profil horaire généré (8 760 valeurs) est ensuite rescalé pour que sa somme corresponde exactement à la consommation annuelle retenue.

3. Données météo — PVGIS

3.1 Qu'est-ce que PVGIS ?

PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System) est une base de données gratuite développée par le Joint Research Centre (JRC) de la Commission Européenne. Elle fournit des données d'irradiation solaire pour l'Europe, l'Afrique, l'Asie et les Amériques. Le simulateur utilise la version 5.3.

3.2 Année météorologique type (TMY)

Le simulateur récupère une année météorologique typique (Typical Meteorological Year) : pour chaque heure de l'année, PVGIS calcule les valeurs représentatives issues de l'analyse statistique de plusieurs années d'observations satellitaires. La réponse contient 8 760 enregistrements horaires.

3.3 Données récupérées

Les trois composantes GHI / DNI / DHI sont indispensables pour calculer l'irradiation réellement reçue par les panneaux selon leur orientation et leur inclinaison (§5.1).

3.4 Alignement temporel

Les données météo brutes utilisent une année de référence arbitraire ; elles sont automatiquement décalées vers l'année courante pour aligner correctement les profils saisonniers et l'ombrage horaire.

3.5 Mise en cache et gestion des erreurs

Les données météo pour une localisation donnée sont mises en cache 24 heures. Si la source météo est indisponible, la simulation échoue proprement plutôt que de produire un résultat basé sur des données incomplètes.

3.6 Ombrage lointain (relief)

L'ombrage lointain (relief, montagnes) est déjà pris en compte dans la production, car les données PVGIS intègrent nativement un modèle d'horizon de relief appliqué directement sur l'irradiance renvoyée. Vérifié empiriquement (comparaison avec/sans modèle d'horizon activé) :

C'est la composante directe qui est réduite quand le soleil passe derrière le relief (fort en montagne, négligeable en plaine) ; le diffus n'est pas réduit (choix de modélisation PVGIS). Cet ombrage lointain est donc déjà reflété dans le calcul final — aucun double comptage n'est appliqué.

Le simulateur affiche également, à titre purement informatif dans le rapport, une courbe d'horizon du site (best-effort, sans impact sur le calcul de production).

4. Enrichissement par imagerie satellite (Google Solar)

Google Solar est un service qui analyse les images satellitaires pour extraire des informations sur les toits et leur potentiel solaire. Le simulateur l'utilise à deux niveaux distincts.

4.1 Détection automatique du toit (au formulaire)

Quand : lors de la saisie de l'adresse dans le formulaire, lorsque le service est disponible.

Ce que ça fait : le service identifie les segments de toiture du bâtiment et sélectionne le meilleur segment (meilleure exposition solaire). Il en extrait :

• L'azimut réel du pan de toit
• La pente réelle du pan
• Un facteur d'ombrage estimé, dérivé de l'ensoleillement médian du segment

Ces données pré-remplissent les champs orientation/inclinaison/ombrage du formulaire. L'utilisateur peut les corriger manuellement.

4.2 Masque d'ombrage horaire (pendant la simulation, offre détaillée uniquement)

Quand : pendant le calcul, uniquement pour les simulations en mode détaillé ou professionnel.

Ce que ça fait : le service fournit, pour chaque mois de l'année, une matrice horaire (24 heures) indiquant la fraction des jours du mois où chaque point du toit reçoit le soleil direct à l'heure considérée.

Le simulateur moyenne l'ensoleillement sur la zone de pose réelle (le contour de toiture déclaré, ou une petite zone centrée à défaut) plutôt que de se fier à un point isolé, ce qui réduit le bruit lié à des obstacles locaux (cheminée, fenêtre de toit). Le résultat est une matrice 12 mois × 24 heures de fractions d'ensoleillement, appliquée heure par heure sur la production annuelle.

Limite assumée : cette moyenne spatiale est une approximation énergétique (irradiance directe disponible sur le champ de panneaux) ; elle ne modélise pas le déséquilibre électrique fin entre chaînes de panneaux (« strings ») sous un ombrage partiel avec onduleur centralisé.

Seuil de validité : si les données ne sont pas disponibles pour une majorité de l'année, le masque est jugé non fiable et la simulation retombe sur l'ombrage déclaré au formulaire.

4.3 Disponibilité du service

Si l'imagerie satellite n'est pas disponible pour une localisation ou temporairement indisponible, la simulation se poursuit normalement sans cet enrichissement — ce n'est jamais un facteur bloquant.

4.4 Résumé — qui bénéficie de quoi

5. Calcul de la production solaire

La production est calculée heure par heure sur les 8 760 heures de l'année, puis additionnée pour obtenir la production annuelle. Le calcul produit en premier lieu la production pour 1 kWc installé, qui est ensuite multipliée par la puissance retenue.

5.1 Transposition géométrique (plan des panneaux)

Pourquoi : les données météo brutes représentent l'irradiance sur une surface horizontale. La production d'un panneau incliné et orienté, par exemple plein sud à 30°, est différente de l'irradiance horizontale. Ce calcul détermine l'irradiance réellement reçue dans le plan des panneaux compte tenu de leur orientation et de leur inclinaison.

Comment : le calcul utilise le modèle de ciel Hay-Davies (une référence académique standard en ingénierie photovoltaïque), qui décompose le rayonnement diffus en composante circumsolaire (proche du soleil) et composante isotrope (reste du ciel). Les trois composantes météo (GHI, DNI, DHI) sont utilisées directement, sans décomposition empirique supplémentaire.

Résultat : pour chaque heure, trois grandeurs sont obtenues : l'irradiance totale dans le plan des panneaux (utilisée pour le calcul de production), la composante directe (la seule que l'ombrage peut réduire), et la composante diffuse (atteint le panneau même quand le direct est masqué).

Albédo du sol : valeur par défaut de 0,20 (herbe / environnement urbain), un standard de la littérature.

Repli : si ce calcul échoue exceptionnellement (données manquantes), le calcul retombe sur l'irradiance horizontale brute — la simulation n'est jamais bloquée.

5.2 Performance Ratio (PR) de base

Le Performance Ratio est un coefficient global qui représente l'efficacité réelle de l'installation par rapport à son potentiel théorique. Il agrège les pertes de câblage, de mismatch entre panneaux, de poussière, etc.

Le PR final est borné entre 0,70 et 0,95.

5.3 Correction thermique — température de cellule

Pourquoi : le rendement d'un panneau photovoltaïque diminue quand sa température augmente. Cette perte ne dépend pas de la température de l'air, mais de la température du silicium de la cellule, significativement plus élevée sous ensoleillement direct. Utiliser la seule température de l'air produirait un biais optimiste en climat tempéré.

Modèle utilisé (modèle NOCT, standard des fabricants) :

T_cellule = T_air + (NOCT − 20) / 800 × Irradiance_plan_panneaux

Où NOCT est la température nominale de fonctionnement de la cellule (issue du datasheet du panneau choisi, ou 45 °C par défaut).

Dérating thermique :

facteur = 1 + (γ / 100) × (T_cellule − 25)

Valeurs par défaut (si aucun panneau précis n'est choisi) : γ = −0,35 %/°C, NOCT = 45 °C. Le facteur horaire est borné entre 0,70 et 1,10.

5.4 Correction ombrage

Mode horaire (offre détaillée / professionnelle) — la matrice horaire d'ensoleillement (§4.2) module heure par heure la production. Seule la composante directe est réduite :

ratio_ombrage_h = (irradiance_diffuse + irradiance_directe × masque_h) / irradiance_totale

Mode déclaratif (tous les utilisateurs) — si aucun masque horaire précis n'est disponible, un facteur d'ombrage global (0–30 %) est appliqué uniquement sur la composante directe :

perte = facteur_ombrage × coefficient_réduction
ratio = 1 − perte × (irradiance_directe / irradiance_totale)

Source : NREL, « DC Optimizer Field Performance » (2019).

5.5 Correction rendement onduleur réel

Les données météo de référence supposent implicitement un rendement onduleur de 96 %. Si un modèle d'onduleur précis est choisi (catalogue professionnel) et que son rendement européen réel diffère de 96 %, un facteur de correction proportionnel est appliqué.

5.6 Formule synthétique de la production pour 1 kWc

production_1kWc (kWh/h) = (irradiance_plan_panneaux / 1000) × PR × facteur_thermique × facteur_ombrage × facteur_onduleur

production_annuelle = somme(production_1kWc sur 8 760 h) × P    [kWh/an]

5.7 Densité de pose et puissance maximale admissible

puissance_max = surface_toiture_m² / surface_par_kWc

1. Si un modèle de panneau précis est choisi : densité réelle issue de sa fiche technique.
2. Sinon, forfait par type de panneau : monocristallin standard 6,5 m²/kWc, TOPCon/HJT 5,5 m²/kWc, bifacial 6,0 m²/kWc.

La puissance max est arrondie au 0,5 kWc inférieur, bornée à 500 kWc, et ne peut pas être inférieure à la puissance saisie par l'utilisateur.

5.8 Toitures à plusieurs pans (multi-orientation)

Une installation peut couvrir plusieurs pans de toiture d'orientations et d'inclinaisons différentes (typiquement Est/Ouest, ou Sud + Est). Chaque pan porte une part de puissance (jusqu'à 3 pans, la somme des parts égalant 100 %).

La production pour 1 kWc est la moyenne pondérée des productions par pan, chaque pan étant calculé avec sa propre orientation, sa propre correction thermique et son propre ombrage. Le Performance Ratio, le masque d'ombrage (lié au lieu) et la correction de rendement onduleur restent communs à tous les pans.

Un toit Est/Ouest présente ainsi une courbe de production aplatie (production répartie matin + soir), ce qui améliore typiquement l'autoconsommation par rapport à un pan unique orienté plein Sud.

6. Profil de consommation horaire

Pour calculer l'autoconsommation (fraction de la production solaire consommée directement), il faut disposer d'un profil de consommation horaire aligné heure par heure avec la production. Ce profil est calculé en deux temps : décomposition de la consommation annuelle par poste, puis génération d'un profil horaire basé sur les habitudes d'occupation.

6.1 Source de la consommation annuelle

L'arbitrage des sources est décrit en §2.5. La valeur finale retenue sert de cible de rescaling : le profil horaire généré est proportionnellement ajusté pour que sa somme égale exactement la consommation annuelle cible.

6.2 Décomposition par poste (ratios ADEME 2022)

Postes à consommation fixe (soustraits en premier) : véhicule électrique 2 500 kWh/an fixe (15 000 km/an à 17 kWh/100 km) ; piscine 2 000 kWh/an fixe (pompe 8 h/jour × 5 mois).

Chauffage électrique ou pompe à chaleur (calculé selon la classe DPE et la surface) : la classe DPE fournit la consommation réglementaire totale des 5 usages. La part chauffage représente 63 % de ce total pour un logement électrique (source ADEME/CEREN). Le chauffage est plafonné à 70 % de la consommation restante.

Eau chaude sanitaire électrique : 900 kWh × nombre de personnes, divisé par 2,5 pour un chauffe-eau thermodynamique. Plafonné à 50 % de la consommation restante.

Si l'utilisateur a utilisé un calculateur de consommation détaillé, la répartition réelle qui en résulte est utilisée directement, sans passer par ces ratios statistiques.

6.3 Génération du profil horaire personnalisé (8 760 heures)

Deux versions sont produites en parallèle : le profil actuel (usage spontané) et le profil optimisé (appareils programmables décalés vers le pic de production solaire, 10 h–13 h).

Modulations saisonnières : le chauffage est amplifié en hiver et quasi-nul en été. L'éclairage suit les heures de nuit.

Optimisation : les appareils programmables (lave-linge, lave-vaisselle, sèche-linge, eau chaude électrique, véhicule électrique en charge solaire) sont décalés vers 10 h–13 h. La réfrigération, le chauffage et la cuisson ne sont pas déplaçables.

6.4 Mode expert (plannings précis)

Si l'utilisateur a déclaré des plannings précis pour ses appareils (puissance, mois de fonctionnement, heures d'activation), le profil horaire est reconstruit directement à partir de ces données réelles. Pour le profil optimisé, les appareils électroménagers, l'eau chaude et le véhicule électrique voient leur plage horaire remplacée par la fenêtre solaire.

6.5 Piscine et véhicule électrique

Piscine : la consommation annuelle est distribuée sur la période de fonctionnement selon un créneau horaire défini (départ 9 h en profil actuel, 10 h en profil optimisé).

Véhicule électrique : trois modes de charge — heures creuses (0 h–5 h + 22 h–23 h), solaire (10 h–15 h), ou mixte.

7. Optimiseur de puissance

7.1 Principe général

L'optimiseur teste toutes les configurations possibles dans la plage de puissance admissible, avec un pas égal à la puissance d'un module (ex. 400 Wc = 0,4 kWc). Pour chaque configuration, il calcule les indicateurs économiques à partir des mêmes profils horaires, puis sélectionne la meilleure selon l'objectif choisi.

7.2 Calcul par configuration

production_horaire = production_1kWc × P
autoconso_kWh      = somme(min(production_horaire[h], consommation_horaire[h]))  pour h sur 8 760 h
injection_kWh      = production_annuelle − autoconso_kWh
economie_annuelle  = autoconso_kWh × tarif_achat + injection_kWh × tarif_injection
coût_brut          = coût_par_kWc(P) × P
prime              = prime_autoconsommation(P)    (0 depuis juin 2026)
coût_net           = coût_brut − prime
ROI_simple         = coût_net / economie_annuelle    (années)

7.3 Logique de sélection selon l'objectif

Rentabilité : sélectionne la puissance au ROI le plus court. Aucun seuil artificiel n'est appliqué : le modèle de coût (frais fixes + tarif dégressif au kWc, voir §8.2) pénalise naturellement les très petites installations.

Autonomie : maximise le taux d'autoproduction, sous réserve que la configuration reste raisonnablement rentable.

Équilibre : compromis pondéré entre rentabilité et couverture des besoins, avec une pénalité douce pour éviter de recommander un surdimensionnement peu rentable.

Revente (vente totale) : maximise le bénéfice net sur 20 ans. La puissance minimale est forcée à 9 kWc, seuil réglementaire du contrat EDF OA.

7.4 Contraintes en mode détaillé

En mode détaillé, des filtres optionnels peuvent être appliqués après le calcul : ROI maximum, économies minimum, couverture minimum. Si aucune configuration ne passe les filtres, la meilleure configuration sans contrainte est retenue et un avertissement est affiché.

7.5 Résultat de l'optimiseur

L'optimiseur renvoie la puissance optimale ainsi que le tableau complet de toutes les configurations testées. Si l'utilisateur a choisi une puissance personnalisée, sa valeur remplace la recommandation automatique.

8. Simulation financière

8.1 Modes de valorisation

Autoconsommation avec surplus :

economie_annuelle = autoconso_kWh × tarif_achat + injection_kWh × tarif_injection

Autoconsommation pure / kit plug & play :

economie_annuelle = autoconso_kWh × tarif_achat
(injection = 0, tarif_injection = 0, prime = 0)

Vente totale :

revenu_annuel = production_annuelle × tarif_vente_totale
(100 % injecté, facture électrique inchangée, pas de prime)

Option Heures Creuses / Heures Pleines : la production solaire se produit exclusivement en journée, donc entièrement en heures pleines. Pour les utilisateurs disposant d'un contrat Heures Creuses / Heures Pleines, le tarif d'achat utilisé dans tous les calculs est le tarif Heures Pleines personnalisé (défaut : 0,2516 €/kWh, tarif réglementé 2026).

8.2 Coût d'installation estimé

Le coût est modélisé comme la somme de deux composantes, exprimées hors taxe, converties en TTC en fin de calcul :

coût_total_TTC = (frais_fixes_HT + coût_variable_HT + surcoûts_HT/kWc × P) × (1 + TVA)
               + surcoût_batterie_TTC

Frais fixes HT : 2 200 €, indépendants de la puissance. Couvrent : déplacement et mobilisation de l'installateur, échafaudage de sécurité, visite technique, assurance décennale chantier, inspection CONSUEL (≈ 150-200 €), convention de raccordement Enedis (≈ 300-500 €), démarches administratives.

La dégressivité reflète l'économie d'échelle sur les panneaux (achat en volume) et l'optimisation du temps de pose. Source de calibration : données terrain d'installateurs professionnels, corroborées par les fourchettes de marché France 2025-2026.

Surcoût batterie : +800 €/kWc TTC. Exception : le mode kit plug & play applique un forfait fixe de 500 €/kWc TTC, sans frais fixes ni surcoûts. Si l'utilisateur a saisi un devis personnalisé, il remplace intégralement l'estimation automatique.

8.3 Tarifs réglementaires (arrêtés CRE)

Les tarifs réglementaires (surplus, vente totale, prime) sont mis à jour environ 4 fois par an selon les arrêtés de la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE), et ne sont jamais figés dans le code du simulateur.

Tarif vente totale : < 9 kWc → 0 (soutien supprimé depuis mars 2025) ; ≥ 9 kWc → selon le palier en vigueur. Prime à l'autoconsommation : supprimée depuis l'arrêté du 1er juin 2026 (0 €/kWc). Tarif d'achat réseau : 0,1940 €/kWh TTC, tarif réglementé.

8.4 Projection pluriannuelle

La projection financière est calculée année par année sur 25 ans (ou 20 ans pour la vente totale, durée du contrat EDF OA) :

Pour chaque année n (1 à N) :
  facteur_production = (1 − dégradation_annuelle)^(n−1)   ← dégradation des panneaux
  facteur_tarif_élec = (1 + 0,03)^(n−1)                    ← hausse tarif électricité (autoconso)
  facteur_tarif_rachat = (1 + 0,02)^(n−1)                  ← indexation tarif injection/vente

  Si autoconsommation :
    cash_flow_n = autoconso_kWh × tarif_achat × facteur_production × facteur_tarif_élec
                + injection_kWh × tarif_injection × facteur_production × facteur_tarif_rachat

  Si vente totale :
    cash_flow_n = production_kWh × tarif_vente × facteur_production × facteur_tarif_rachat

Bénéfice net = somme des cash flows annuels − coût net. Ce calcul est fait après la boucle année par année, pour refléter correctement l'inflation et la dégradation.

8.5 Indicateurs financiers

8.6 CO2 évité

CO2_évité = production_annuelle_kWh × 0,0520    [kgCO2e/an]

Le facteur 52,0 gCO2e/kWh correspond au facteur d'émission moyen du mix électrique français. Il est appliqué à la production totale, pas seulement à l'autoconsommation, car toute l'énergie produite est de l'énergie propre qui se substitue au mix national.

8.7 TURPE autoproducteur résidentiel

TURPE = 26,40 € HT/an

Source : tarif réglementé CRE / Enedis. Affiché dans les projections détaillées mais non intégré dans les cash flows de la projection principale (impact marginal).

9. Scénarios batterie

9.1 Principe et moment de calcul

Les scénarios batterie sont pré-calculés systématiquement à la fin de chaque simulation, avant l'enregistrement des résultats.

9.2 Cinq capacités standard

9.3 Simulation horaire réelle heure par heure

Pour chaque capacité, une simulation détaillée s'exécute sur les 8 760 heures de l'année (et non une formule statistique approchée). État initial : niveau de charge = 50 % de la capacité utilisable.

Cas surplus (production > consommation) : l'autoconsommation directe est comptabilisée immédiatement ; l'excédent charge la batterie (rendement 95 %) ; ce qui ne peut pas être stocké est injecté sur le réseau.

Cas déficit (consommation > production) : l'autoconsommation directe est comptabilisée ; la batterie se décharge pour couvrir le manque ; ce qui ne peut pas être couvert est importé du réseau.

9.4 Indicateurs produits par scénario

9.5 Projection 25 ans avec dégradation capacité batterie

Pour chaque année n (1 à 25) :
  facteur_n = max(plancher_dégradation, 1,0 − dégradation_annuelle × n)
  contribution_n = économie_supplémentaire_annuelle × facteur_n

économie_25ans_batterie = somme des contributions

Dégradation : 2 %/an → plancher 70 % atteint à l'année 15 (années 16–25 : facteur constant à 0,70). Facteur cumulé analytique ≈ 19,6× (contre 25× sans dégradation, soit −22 %). L'année de remplacement est dérivée de la garantie en cycles du fabricant, plafonnée à 25 ans ; si un remplacement est nécessaire avant, le coût total double.

9.6 Modèle réel (offre professionnelle)

Si un modèle de batterie précis est choisi dans un catalogue professionnel, ses caractéristiques réelles remplacent les paramètres génériques, et un seul scénario est calculé (au lieu des 5 standard).

9.7 Source de vérité des résultats

Les scénarios batterie ainsi calculés constituent la seule source de vérité affichée à l'utilisateur — les valeurs ne sont jamais recalculées à la volée depuis une formule d'estimation simplifiée.

10. Batterie virtuelle

10.1 Principe

La batterie virtuelle est un service proposé par des opérateurs tiers spécialisés qui permet de stocker virtuellement le surplus solaire sur le réseau électrique et de le récupérer plus tard. Aucun équipement physique supplémentaire — le compteur communicant mesure les injections, créditées sur un compte kWh restituable. Applicable uniquement en autoconsommation avec surplus.

10.2 Calcul des économies et ROI

Structure tarifaire type : activation 299 € TTC (une fois), abonnement 1,20 €/kWc/mois TTC, frais de restitution (coûts de réacheminement réseau + taxes applicables).

La batterie virtuelle valorise le surplus injecté au prix de restitution plutôt qu'au tarif de rachat réglementé (0,011 €/kWh), ce qui représente une valorisation supérieure tant que le surcoût d'abonnement est couvert.

valeur_surplus    = surplus_annuel_kWh × (tarif_achat − frais_restitution)
économies_nettes  = valeur_surplus − abonnement_annuel
ROI = (coût_activation + somme des abonnements) / économies_nettes     (années)

La projection intègre une hausse du tarif d'achat de +3 %/an.

11. Résultats et indicateurs affichés

11.1 Indicateurs principaux

11.2 Graphiques

Quatre types de graphiques : profil journalier moyen, bilan mensuel, profils saisonniers (hiver/printemps/été/automne), et comparateur de puissances (tableau interactif de toutes les configurations testées).

11.3 Avertissement de faible rentabilité

Un avertissement est affiché lorsque le bénéfice net sur 25 ans calculé est négatif — cas typique d'un foyer absent en journée avec de grands surplus peu valorisés.

11.4 Comparateur de puissances

L'ensemble des configurations testées par l'optimiseur est affiché sous forme de tableau interactif, permettant de comparer différentes puissances sans relancer une simulation complète.

12. Offre professionnelle — spécificités

Une offre dédiée aux installateurs professionnels permet de lancer des simulations pour leurs clients via un espace en ligne. Principales différences par rapport au parcours grand public :

• Ombrage horaire précis systématiquement activé (masque satellite au lieu d'un facteur global déclaré)
• Catalogue de matériel réel : panneau, onduleur et batterie précis avec caractéristiques exactes de fiche technique
• Tarification personnalisée : prix d'achat propres au professionnel
• Rapport personnalisé à l'image de l'installateur
• Recalcul interactif instantané sans relancer une simulation complète

Les aspects d'architecture technique et de sécurité de cette offre ne sont pas détaillés dans ce document public.

Annexe A — Constantes et hypothèses de référence

Annexe B — Sources et références

Annexe C — Limites connues et axes d'amélioration

Limites actuelles

• Précision de la production : l'écart entre la production simulée et les mesures de référence PVGIS est d'environ +5 à +8 % en moyenne. Les données météo elles-mêmes ont une incertitude propre d'environ ±5 %.
• Consommation estimée : le calculateur rapide produit une estimation statistique. La consommation réelle peut varier de ±20 % selon les habitudes individuelles.
• Ombrage déclaratif : en simulation gratuite, l'ombrage est un facteur global (pas de modélisation fine de l'ombrage partiel entre chaînes de panneaux).
• Tarifs futurs : la projection 25 ans suppose une hausse régulière de 3 %/an de l'électricité — hypothèse raisonnable en tendance mais incertaine sur la durée.
• Vente totale ≤ 9 kWc : le tarif EDF OA a été supprimé pour les installations ≤ 9 kWc depuis mars 2025 — le simulateur reflète correctement cette situation.

Axes d'amélioration identifiés

• Validation systématique de la production simulée contre des données de production réelles mesurées
• Extension du catalogue de tarifs à d'autres fournisseurs d'électricité
• Prise en compte de l'autoconsommation collective pour les copropriétés
• Modélisation plus fine de la dégradation non linéaire des panneaux en début de vie

Améliorations livrées récemment (juin 2026)

• Toitures multi-pans : 1 à 3 pans de toiture d'orientations/inclinaisons différentes, détectés automatiquement (voir §5.8)
• Ombrage horaire moyenné sur la zone de pose réelle (voir §4.2)
• Option Heures Creuses/Heures Pleines (voir §8.1, §8.3)
• Dégradation de capacité batterie sur 25 ans avec remplacement intégré au coût total (voir §9.5)