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Energy mass balanceCostingSolar

PV module yield & levelized cost (module-level)

Turns a PV module datasheet into annual yield, degradation-adjusted lifetime energy and levelized cost.

Photo of Open Jack

Open Jack

Founder · OpenJack

Inputs

Nameplate DC power of a single module at standard test conditions, as printed on the datasheet.

min 100 · max 800 · step 5 · W

Front-side conversion efficiency at standard test conditions. Sets the module area for a given power.

min 5 · max 30 · step 0.1 · %

Power lost per degree of cell temperature above 25 C. Negative by physics.

min -0.6 · max -0.15 · step 0.01 · %/°C

Yearly loss of rated power over the module lifetime, as warranted on the datasheet.

min 0.1 · max 2 · step 0.05 · %/year

Extra annual energy collected on the rear face. Zero for a monofacial module.

min 0 · max 25 · step 1 · %

Solar energy received per square metre of module plane over one year, at the site.

min 600 · max 2600 · step 25 · kWh/m2/year

Site air temperature during productive hours. Drives the thermal derating.

min -10 · max 45 · step 1 · °C

Purchase price of the module per watt-peak, excluding everything else.

min 0.03 · max 0.5 · step 0.005 · EUR/Wp

Size of the installation this module belongs to. Only sets the cost of everything that is not the module.

min 1 · max 500000 · step 1 · kWp

Real weighted average cost of capital used to annualize the investment.

min 0 · max 0.2 · step 0.005 · ratio

Years over which the investment is annualized and the energy is levelized.

min 5 · max 40 · step 1 · years

Results

Levelized cost of electricity (module + balance of system)

Headline cost of one MWh delivered over the lifetime

…EUR/MWh

Levelized cost — module share only

What the module itself contributes to the MWh

…EUR/MWh

Specific yield

Annual energy per kilowatt-peak installed

…kWh/kWp/year

Annual energy, first year

Before any degradation

…kWh/year

Average annual energy over lifetime

Degradation already accounted for

…MWh/year

Lifetime energy

Total delivered over the economic lifetime

…MWh

Peak sun hours

Equivalent full-load hours at 1000 W/m2

…h/year

Performance ratio

Share of the theoretical yield actually delivered

…ratio

Loss factor (excluding rear-side gain)

Thermal, soiling, DC, inverter and residual losses combined

…ratio

Operating cell temperature

Where the thermal derating comes from

…°C

Thermal derating factor

Power kept once the cell is hot

…ratio

End-of-life power ratio

Rated power still available in the final year

…ratio

Module area

Surface needed for the rated power

…m2

Module capacity

Nameplate power in kilowatt-peak

…kWp

Solar energy consumed per kWh delivered

Reciprocal of the real-world efficiency

…kWh/kWh

Real-world efficiency

Field efficiency, losses included

…ratio

Installed cost, per module

Module plus its share of everything else

…EUR

Module purchase cost

The module alone

…EUR

Balance-of-system cost, per module

Structure, inverter, cabling, civil works, grid connection

…EUR

Scaled balance-of-system cost

Falls as the plant grows

…EUR/kWp

Installed cost per kilowatt-peak

The number a developer compares

…EUR/kWp

Installed cost per square metre

For area-constrained sites

…EUR/m2

Annualized CAPEX

Investment spread over the lifetime

…EUR/year

Annual O&M cost

Operation and maintenance

…EUR/year

Total annual cost

Capital charge plus O&M

…EUR/year

About

Calculator context

Reads a photovoltaic module the way its datasheet describes it — nameplate power in watts, efficiency, temperature coefficient, annual degradation, rear-side gain — and returns what a developer needs: module area, peak sun hours, performance ratio, first-year and lifetime-average energy, and the levelized cost of the electricity it delivers. The thermal derating follows the NOCT cell-temperature model; the cost side splits the module price from the balance-of-system cost, which is scaled with plant size across the observed European CAPEX range. Module-level on purpose: it is the object a vendor sells and a procurement team compares, not a plant.

Model

72 variables — inputs, calculations and outputs, with their dependencies.

72 variables shown of 72
VariableValueUnitDepends on
610W—
21.8%—
-0.29%/°C—
0.55%/year—
0%—
1300kWh/m2/year—
15°C—
0.107EUR/Wp—
1000kWp—
0.07ratio—
30years—
VariableFormulaUnitDepends on
if((<=)+(<=)+(>)+(<=)+(<=)+(<)+(<)+(<=)+(>)+(<)+(<)>,,)bool
* W/m2
- °C
- ratio
- ratio
- ratio
- ratio
+ * ratio
if( * < , , ( - ) / max( * * , ))ratio
* kWh/year
* kWh/year
if( < , / max(, ), ( * ( + )^) / max(( + )^ - , ))ratio
* EUR/year
VariableFormulaUnitDepends on
* kWp
/ max( * * , )m2
/ max( * , )h/year
+ ( - ) / max(, ) * °C
+ * * ratio
* * * * ratio
* ratio
* kWh/kWp/year
* kWh/year
( - * )^ratio
* MWh/year
* MWh
/ max(, )kWh/kWh
/ max(, )ratio
* EUR
clamp( * ( / max(, ))^, , )EUR/kWp
* EUR
+ EUR
/ max(, )EUR/kWp
/ max(, )EUR/m2
* EUR/year
* EUR/year
+ EUR/year
/ max(, )EUR/MWh
/ max(, )EUR/MWh

Assumptions

23 assumptions used in the calculations

  • Évite les divisions par zéro et la propagation de NaN.

    Market range Sans objet (paramètre numérique).

    0.000001
    Constante de stabilité numérique.

  • Neutre multiplicatif, utilisé dans les facteurs de dérating.

    Market range Sans objet.

    1
    Constante numérique.

  • Borne de comparaison des gardes d'entrée.

    Market range Sans objet.

    0
    Constante numérique.

  • Borne haute d'un pourcentage physique.

    Market range Sans objet.

    100%
    Convention d'unité.

  • Convertit un pourcentage 0–100 en fraction 0–1.

    Market range Sans objet.

    0.01
    Conversion d'unité.

  • Convertit des watts en kilowatts.

    Market range Sans objet.

    0.001
    Conversion d'unité.

  • Convertit des kWh en MWh.

    Market range Sans objet.

    0.001
    Conversion d'unité.

  • Éclairement des conditions standard de test : c'est lui qui définit le watt-crête.

    Market range 1000 W/m2, valeur normative unique.

    1000W/m2
    IEC 61215 / IEC 60904-3, conditions STC.

  • Température de cellule de référence des conditions standard, origine du dérating thermique.

    Market range 25 °C, valeur normative unique.

    25°C
    IEC 61215 / IEC 60904-3, conditions STC.

  • Température nominale de cellule en fonctionnement : le module chauffe au-dessus de l'ambiante.

    Market range 43 à 46 °C sur les modules c-Si commerciaux.

    45°C
    Valeur imprimée sur les fiches produit (Jinko 78HL4-BDV : 45 ± 2 °C).

  • Ambiante des conditions NOCT, terme soustrait du modèle de température de cellule.

    Market range 20 °C, valeur normative unique.

    20°C
    Conditions NOCT : 800 W/m2, 20 °C, vent 1 m/s.

  • Éclairement des conditions NOCT, dénominateur du modèle de température de cellule.

    Market range 800 W/m2, valeur normative unique.

    800W/m2
    Conditions NOCT : 800 W/m2, 20 °C, vent 1 m/s.

  • Éclairement moyen pondéré par l'énergie, rapporté aux STC : le module ne travaille pas à 1000 W/m2 mais autour de 650.

    Market range 0,55 à 0,75 selon la latitude et le climat.

    0.65
    Moyenne pondérée par l'énergie sur une année de latitude moyenne.

  • Pertes par salissure : poussière et dépôts entre deux nettoyages.

    Market range 1 % (climat humide) à 5 % (climat aride ou poussiéreux).

    0.02
    Défaut de pertes de PVWatts, poste salissure.

  • Pertes côté continu : désappariement des modules, câblage, diodes.

    Market range 2 % à 4 %.

    0.03
    Défaut de pertes de PVWatts, postes mismatch et wiring.

  • Pertes de conversion continu-alternatif au point de fonctionnement nominal.

    Market range 1,5 % à 3 %.

    0.02
    Rendement d'onduleur de 97 à 98,5 % sur les onduleurs string et centraux actuels.

  • Pertes résiduelles : dégradation initiale sous lumière, ombrages, disponibilité, écrêtage.

    Market range 3 % à 8 % selon le site et la conception.

    0.05
    Complément aux postes explicites pour retomber sur les 14 % de pertes système par défaut de PVWatts.

  • Coût du reste du système (structure, onduleur, câblage, génie civil, raccordement, installation) hors modules, pour une centrale de référence de 1 MWp.

    Market range 350 à 1700 EUR/kWp selon le segment.

    700EUR/kWp
    CAPEX solaire européen 2026 : de 460 EUR/kWp (grande échelle) à 1620 EUR/kWp (résidentiel), modules inclus ; la part hors modules domine.

  • Plancher du coût hors modules, atteint sur les très grandes centrales au sol.

    Market range Plancher observé du segment utility.

    350EUR/kWp
    Borne basse du CAPEX européen grande échelle (460 EUR/kWp tout compris, modules déduits).

  • Plafond du coût hors modules, atteint sur les petites installations résidentielles.

    Market range Plafond observé du segment résidentiel.

    1700EUR/kWp
    Borne haute du CAPEX européen résidentiel (1620 EUR/kWp tout compris).

  • Taille de centrale de référence à laquelle le coût hors modules vaut sa valeur de référence.

    Market range Sans objet (point de référence).

    1000kWp
    Point d'ancrage de la courbe d'échelle, choisi à 1 MWp.

  • Exposant de la loi d'échelle du coût hors modules : un parc dix fois plus grand ne coûte pas dix fois plus par kWp.

    Market range -0,10 à -0,20 selon les segments comparés.

    -0.15
    Déduit du rapport résidentiel/utility du CAPEX européen 2026 (460 contre 1620 EUR/kWp sur environ trois ordres de grandeur de taille).

  • Exploitation et maintenance annuelles, en fraction du CAPEX installé.

    Market range 0,8 % à 1,5 % du CAPEX par an.

    0.012
    Fourchette usuelle du solaire au sol, 1 à 1,5 % du CAPEX par an.

Sources

5 external sources