CostingEnergy mass balanceSolar
Utility-scale PV repowering at mid-life
Prices the mid-life replacement of modules and inverters on an operating PV plant as an increment over letting it run.
The decision
Incremental levelized cost of the repowering
What each extra MWh costs, net of the salvage credit
Net present value of the repowering
Value created by choosing to repower rather than let the plant run
NPV per existing kWp
Value created per kWp of the plant you already own
Annual net margin of the uplift
Yearly cash the extra production brings, before capital
Incremental LCOE against a new plant
How the extra MWh prices against building new
Flat price captured by the incremental MWh over the horizon. European solar PPAs averaged 55.05 EUR/MWh in Q1 2026.
Real discount rate applied to the incremental energy and the incremental OPEX. European utility-scale PV WACC sits at 2.3-7 % nominal.
Operating years credited to the repowered plant from commissioning. The delta is evaluated over exactly this horizon.
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Investment
Turnkey cost per new DC kWp: modules, inverters, removal and reinstallation. Structures and grid connection are retained and are not in this figure.
Net resale value of the removed modules per kWp of deposed capacity, after removal and handling.
Change in annual O&M per new DC kWp against the do-nothing case. Negative when new inverters under warranty cost less than the ageing fleet.
Net repowering investment
Turnkey cost of the new equipment, less what the removed modules fetch
Salvage credit on removed equipment
What the deposed modules are worth on the second-life market
Net CAPEX per new DC kWp
Net investment restated on the capacity actually installed
Annualized net CAPEX
Net investment spread over the life extension at the capital recovery factor
Incremental OPEX
Change in annual O&M against leaving the plant alone
Discounted incremental OPEX
Present value of the O&M difference over the extension
Total O&M after repowering
Full maintenance budget of the repowered plant, for context
Capital recovery factor
Annuity that repays the net investment over the life extension
Annuity factor
Present value of one euro per year over the life extension
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Production gain
Installed DC capacity of the array already in service, in MWp - the nameplate the metered specific yield below is divided by. The grid connection and its AC rating are retained; the DC array is what the repowering re-sizes.
Metered production of the last full year divided by installed DC capacity. This is the do-nothing baseline.
Cumulative loss of the existing modules since commissioning. Sets how much yield a new module set simply recovers.
Extra yield per installed kWp from a better temperature coefficient, a modern inverter and better low-light response. Not the ratio of module efficiencies.
Recurring generation uplift
Extra MWh in the first full year after commissioning
Generation uplift
Recurring gain as a share of what the plant produces today
Discounted generation uplift
All the extra MWh of the extension, discounted to today
Levelized annual generation uplift
The level annual gain that carries the same present value
Commissioning specific yield
What the plant yielded per kWp before it degraded
Post-repowering specific yield
Yield per installed kWp once the new modules and inverters are in
Equivalent full-load hours
Hours per year the repowered array runs at nameplate
Capacity factor after repowering
Utilisation of the repowered DC array over 8760 hours
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Capacity and works
Inverter loading ratio the plant was built with. Vintage 2010-2015 designs sit at 1.10-1.20.
Inverter loading ratio after repowering. The AC connection is retained, so this is the only lever on installed DC capacity. Capped at 1.48 because clipping is not modelled explicitly.
Annual degradation the existing modules keep suffering under the do-nothing case. Floored above the new-module rate so the two trajectories cannot cross.
Repowered DC capacity
DC capacity the retained AC connection can carry at the target ratio
Added DC capacity
Extra megawatts fitted under the same grid connection
Availability during the works
Share of a normal year the site still produces while being repowered
First-year effective specific yield
Yield actually delivered in the commissioning year
Energy lost to the works
One-off production forgone while the plant is being repowered
Inverter replacements still due
How many inverter renewals fall inside the extension
Future inverter replacement cost
What that renewal will cost, outside the incremental LCOE
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Benchmarks
CAPEX saving against a new plant
What is saved per kWp by reusing structures and the grid connection
CAPEX against a bottom-up build
Ratio of the entered cost to one rebuilt from equipment prices
Equipment purchase cost
Module and inverter hardware, before installation
Salvage against the second-life benchmark
How the assumed resale value compares with the observed market
Uplift against reported field results
Computed gain compared with what repowered plants report
Capacity factor against the global benchmark
Site utilisation compared with the world average utility-scale plant
Discount rate premium over the European WACC
Percentage points above the IRENA European benchmark
About
Calculator context
About
Calculator context
A brownfield decision, not a plant. The structures, the trackers and the grid connection stay; the degraded modules and the end-of-life inverters go. What this calculator returns is a delta against the do-nothing case: the incremental cost of each extra MWh, the recurring generation uplift, and the net present value of choosing to repower.
The production gain is decomposed into the three multiplicative terms the field reports as a single 10-40 % headline: recovery of the degradation already suffered, a modest technology gain at constant kWp (a better temperature coefficient and a modern inverter, 3-6 %, not the ratio of module efficiencies), and extra DC capacity under the retained AC connection, bounded by the target inverter loading ratio. Keeping them separate is what makes the degradation slider live: folded into one uplift input, it would move nothing.
Both trajectories are then discounted over the life extension, the repowered fleet decaying at the new-module rate and the do-nothing fleet at the legacy rate, with the production lost to the works charged to the repowering alone. The CAPEX is committed on the new DC capacity while the salvage credit is earned on the deposed capacity, and the two are never conflated. At the default settings, a 30 MW plant 8 % degraded, repowered from a 1.15 to a 1.38 DC/AC ratio at 400 EUR/kWp, gains 11 765 MWh a year for an incremental cost of 94 EUR/MWh and a net present value of -5.0 M EUR at 55.05 EUR/MWh: a negative answer, and the correct one, consistent with a market where utility-scale repowering is triggered by inverter failures and PPA constraints rather than by energy value alone.
Model
119 variables — inputs, calculations and outputs, with their dependencies.
Model
119 variables — inputs, calculations and outputs, with their dependencies.
| Variable | Value | Unit | Depends on |
|---|---|---|---|
| 30 | MW | — | |
| 1100 | kWh/kWp/year | — | |
| 8 | % | — | |
| 1.15 | ratio | — | |
| 1.38 | ratio | — | |
| 4 | % | — | |
| 0.7 | %/year | — | |
| 400 | EUR/kWp | — | |
| 75 | EUR/kWp | — | |
| 20 | years | — | |
| 0.06 | ratio | — | |
| 0 | EUR/kWp/year | — | |
| 55.05 | EUR/MWh | — |
| Variable | Formula | Unit | Depends on |
|---|---|---|---|
if((<=)+(<=)+(<)+(>)+(<=)+(<=)+(>)+(<)+(<)+(<=)+(<)+(<)+(<)+(>)+(<)+((/max(,))*(+*)/max(-*,)<=)>,,) | bool | ||
* | kWp | ||
/max(,) | ratio | ||
* | kWp | ||
- | kWh/kWp/year | ||
- | kWh/kWp/year | ||
** | MWh/year | ||
** | MWh/year | ||
(+)/ | % | ||
(+)^ | ratio | ||
(-*)/max(+,) | ratio | ||
(-*)/max(+,) | ratio | ||
(/max(+,))*(-^)/max(-,) | year | ||
(/max(+,))*(-^)/max(-,) | year | ||
(-)/max(+,) | year | ||
*(-) | MWh | ||
* | MWh | ||
* | EUR | ||
* | EUR | ||
(+*)/ | EUR/kWp | ||
** | EUR/MWh | ||
* | EUR/kWp | ||
/max(,) | EUR/kWp | ||
/max(+,) | EUR/kWp | ||
(+)/ | EUR/kWp | ||
/max(,) | ratio | ||
(+)/ | EUR/kWp | ||
** | EUR/kWp |
| Variable | Formula | Unit | Depends on |
|---|---|---|---|
* | MW | ||
- | MW | ||
/max(-*,) | kWh/kWp/year | ||
*(+*) | kWh/kWp/year | ||
/max(,) | h/year | ||
-(/)*(-) | ratio | ||
* | kWh/kWp/year | ||
- | MWh/year | ||
*/max(,) | % | ||
*(-) | MWh | ||
*/max(,) | % | ||
/max(,) | ratio | ||
/max(,) | ratio | ||
if(<,/max(,),(*)/max(-,)) | 1/year | ||
if(<,,(-)/max(*,)) | year | ||
- | MWh | ||
/max(,) | MWh/year | ||
* | EUR | ||
- | EUR | ||
/max(,) | EUR/kWp | ||
* | EUR/year | ||
* | EUR/year | ||
*(+) | EUR/year | ||
* | EUR | ||
if(<=,,(+)/max(,)) | EUR/MWh | ||
-- | EUR | ||
/max(,) | EUR/kWp | ||
*- | EUR/year | ||
*(-/max(,)) | % | ||
/max(,) | ratio | ||
+ | EUR/kWp | ||
/max(,) | ratio | ||
/max(,) | ratio | ||
ceil(/max(,))- | replacements | ||
** | EUR | ||
*(-) | pp |
Assumptions
63 assumptions used in the calculations
Assumptions
63 assumptions used in the calculations
Évite les divisions par zéro et la propagation de NaN.
Market range Sans objet.
0.000001Constante de stabilité numérique.Neutre additif, utilisé dans les comparaisons du garde-fou d'entrée.
Market range Sans objet.
0Constante mathématique.Neutre multiplicatif, utilisé dans les facteurs de dégradation et de rendement.
Market range Sans objet.
1Constante mathématique.Diviseur des moyennes de fourchette (capex de terrain, valeur de récupération, uplift observé).
Market range Sans objet.
2Constante mathématique.Convertit une fraction en pourcent pour les sorties affichées en %.
Market range Sans objet.
100Constante mathématique.Convertit un pourcent saisi 0–100 en fraction 0–1 (convention OJ : les entrées en % sont toujours 0–100).
Market range Sans objet.
0.01Constante de conversion.Rapporte la durée des travaux à une année de production.
Market range Sans objet.
12months/yearConstante calendaire.Base horaire du facteur de charge (année non bissextile).
Market range Sans objet.
8760h/yearConstante calendaire.Convertit la production en kWh vers l'unité projet MWh.
Market range Sans objet.
0.001MWh/kWhConstante de conversion.Convertit un coût en EUR/kWh (source IRENA) vers l'unité de sortie EUR/MWh.
Market range Sans objet.
1000kWh/MWhConstante de conversion.Convertit la capacité DC déclarée (MWp) en kWp, base sur laquelle portent les coûts spécifiques.
Market range Sans objet.
1000kW/MWConstante de conversion.Convertit un prix module en EUR/Wp vers un coût en EUR/kWp.
Market range Sans objet.
1000W/kWConstante de conversion.Convertit en euros les références libellées en dollars (IRENA, marché secondaire des modules).
Market range 0,88 à 0,96 EUR/USD sur 2025–2026.
0.92EUR/USDTaux de travail ; les deux sources en USD sont des repères de comparaison, pas des postes de coût du modèle.Identité de définition : un kWp délivre un kW à la puissance nominale, donc les heures équivalentes pleine puissance égalent numériquement le rendement spécifique.
Market range Sans objet.
1kW/kWpDéfinition du kWp.Dégradation annuelle des modules TOPCon neufs posés au repowering. Elle porte la trajectoire repowérée du calcul de delta.
Market range 0,40 à 0,55 %/an pour un module TOPCon sous garantie linéaire.
0.45%/yearGarantie de performance linéaire d'un module TOPCon 750 W de génération 2025.Durée du chantier de dépose/repose. Elle coûte de la production que le contrefactuel « ne rien faire » ne perd pas.
Market range 3 à 6 mois de travaux selon la taille et le phasage.
4.5monthsUn projet de repowering dure 12 à 24 mois dont 3 à 6 mois de travaux sur site.Un parc utility-scale ne se met pas à l'arrêt complet : les tranches sont déposées et reposées l'une après l'autre, donc en moyenne la moitié du site produit pendant la fenêtre de travaux.
Market range 0 % (arrêt total, hypothèse conservatrice) à 70 % (phasage très fin).
0.5ratioPratique de chantier : le raccordement est conservé et le PPA continue de courir, ce qui interdit un arrêt total.Au-delà de ce ratio DC/AC le raccordement AC conservé écrête davantage que ce que ce modèle déduit : la saisie est refusée.
Market range 1,25 à 1,50, moyenne de marché 1,30–1,40.
1.5ratioFourchette DC/AC des conceptions modernes 1,25–1,50.Sans gain d'énergie il n'y a pas de coût incrémental à niveler : le calcul est refusé plutôt que de rendre un nombre fini et faux.
Market range 1,16 à 1,73 sur la boîte d'entrée déclarée : le seuil ne mord jamais à l'intérieur du domaine.
1.06ratioLe ratio d'uplift vaut (DC/AC visé ÷ DC/AC d'origine) × (1 + gain techno) ÷ (1 − dégradation acquise).Au-delà, le taux n'est plus celui d'un actif solaire européen et le garde-fou refuse la saisie.
Market range 0,023 à 0,09 en Europe ; 0,12 est une borne d'appel API, pas un point de marché.
0.12ratioWACC nominal utility-scale européen 2,3 % (France) à 9 % (Espagne).Sous cet horizon la prolongation de vie ne justifie plus l'investissement et la formule d'actualisation perd son sens économique.
Market range 15 à 25 ans dans le domaine déclaré.
12yearsLe repowering prolonge la vie opérationnelle de 20 à 25 ans.Au-delà, la perte cumulée déclarée sort de tout parc observé et le retour au nominal d'origine devient irréaliste.
Market range 4 à 20 % sur un parc réel.
60%15 à 20 % de perte cumulée après 20–25 ans d'exploitation.Plancher du dénominateur actualisé : il rend la division sûre alors que le test de signe, lui, décide de la validité.
Market range Sans objet.
0.001MWhConstante de stabilité numérique.Valeur sentinelle affichée si le gain actualisé n'est pas strictement positif. Inatteignable dans le domaine déclaré : le garde-fou d'entrée s'allume d'abord.
Market range Sans objet.
99999EUR/MWhConvention de signalement interne.Bas de la fourchette de coût turnkey d'un repowering, sert de repère de positionnement au curseur de CAPEX.
Market range 0,35 USD/W ≈ 320 EUR/kWp.
320EUR/kWpRepowering 0,35–0,60 USD/W turnkey contre 0,70–0,90 USD/W en neuf utility-scale.Haut de la fourchette de coût turnkey d'un repowering.
Market range 0,60 USD/W ≈ 520 EUR/kWp.
520EUR/kWpRepowering 0,35–0,60 USD/W turnkey.Coût d'une centrale neuve européenne, référence du « construire neuf plutôt que repowériser ».
Market range 550 à 950 EUR/kWp selon le pays.
700EUR/kWpUtility-scale : Allemagne 650–850, France 750–950, Espagne 550–750, Italie 650–900 EUR/kWp (Q1 2026).Prix du module neuf, base de la vérification ascendante du CAPEX de repowering.
Market range 0,077 à 0,114 EUR/Wp selon la technologie.
0.107EUR/Wppv.index mars 2026 : TOPCon bifacial 0,107, TOPCon monofacial 0,114, PERC monofacial 0,077 EUR/Wp.Prix de l'onduleur central neuf, par kW AC installé — donc rapporté aux kWp DC via le ratio DC/AC visé.
Market range 35 à 70 EUR/kW selon la topologie.
45EUR/kWOnduleurs centraux Si IGBT 35–55 EUR/kW, SiC 50–70, string haute puissance 45–70 EUR/kW.Part des modules dans le CAPEX d'une centrale utility-scale, utilisée pour remonter d'un coût d'équipement à un coût turnkey.
Market range 35 % à 45 % du CAPEX.
0.4ratioVentilation capex utility-scale (>1 MW) : modules 35–45 %.Part des onduleurs dans le CAPEX utility-scale. Structure/tracker (8–12 %) et raccordement (5–10 %) sont CONSERVÉS au repowering et n'entrent donc pas dans cette base.
Market range 5 % à 8 % du CAPEX.
0.065ratioVentilation capex utility-scale : onduleurs 5–8 %, structure 8–12 %, raccordement 5–10 %.Bas de la fourchette de valorisation des modules déposés.
Market range 0,05 EUR/Wc ≈ 50 EUR/kWp.
50EUR/kWpModules de seconde vie valorisés 5 à 15 centimes d'euro par Wc selon âge et état.Haut de la fourchette de valorisation des modules déposés.
Market range 0,15 EUR/Wc ≈ 150 EUR/kWp.
150EUR/kWpModules de seconde vie valorisés 5 à 15 centimes d'euro par Wc.Prix observé du module d'occasion : contre-épreuve de la valeur de récupération saisie.
Market range 0,04 à 0,09 USD/W selon l'état et le volume.
0.058USD/W0,058 USD/W au Q4 2025, en baisse de 30 % depuis janvier 2024 ; marché secondaire 20–70 % sous le primaire.Durée de vie d'un onduleur : elle fixe combien de remplacements restent à faire à l'intérieur de la prolongation de vie.
Market range 10 à 15 ans.
12.5yearsOnduleurs d'origine 2010–2015 en fin de vie à 10–15 ans ; 15–25 GWdc de remplacement UE identifiés 2026–2030.Base d'O&M d'une centrale PV en exploitation, contexte du delta d'OPEX saisi par l'utilisateur.
Market range 8 à 15 EUR/kWp/an.
10EUR/kWp/yearO&M réel 8–15 EUR/kWp/an (contrat full-service 8–12), maintenance corrective 1–3 EUR/kWp/an.WACC européen de référence : le calcul en affiche l'écart avec le taux d'actualisation saisi.
Market range 0,023 à 0,09 selon le pays européen.
0.038ratioAICoût total installé mondial d'une centrale PV utility-scale neuve : seconde référence du repère « construire neuf ».
Market range 600 à 900 USD/kW selon le marché.
691USD/kW691 USD/kW en 2024, contre 5 283 USD/kW en 2010 (−87 %).Facteur de charge mondial moyen du PV utility-scale : repère face au facteur de charge du parc repowérisé.
Market range 11 % à 26 % selon la latitude.
17%17 % en 2024 (15 % en 2010).LCOE d'une centrale neuve : c'est le nombre auquel le LCOE incrémental doit se comparer pour répondre « repowériser ou construire ».
Market range 0,03 à 0,07 USD/kWh selon le marché.
0.043USD/kWh0,043 USD/kWh en 2024 ; hausse du LCOE PV dans l'UE et aux États-Unis (permis, BOS).Bas de l'uplift de productible rapporté sur le terrain, repère de vraisemblance du gain calculé.
Market range 10 % à 40 % selon les sources et le périmètre.
10%10 à 30 % d'uplift par remplacement de modules.Haut de l'uplift de productible rapporté sur le terrain.
Market range 10 % à 40 %.
40%20 à 40 % d'augmentation de productible sur un repowering bien cadré (+15–25 % si passage fixe → tracker).Capacité DC installée du parc en service, en MWp — c'est la base à laquelle se rapporte le productible mesuré, et celle que le repowering redimensionne. Le raccordement AC, lui, est conservé.
Market range 5 à 100 MW dans le domaine déclaré.
30MWCas réel documenté 13,5 MWp ; gisement UK ~5 GW éligibles.Productible spécifique mesuré de la dernière année pleine : c'est la ligne de base du contrefactuel.
Market range 950 à 1 500 kWh/kWp/an du nord au sud de l'Europe.
1100kWh/kWp/year979 kWh/kWp/an avant, 1 002 après repowering sur une centrale UK de 2014.Perte cumulée des modules en place. C'est elle que le remplacement récupère en premier.
Market range 5 % à 14 % sur un parc de 10 à 15 ans.
8%15–20 % de perte après 20–25 ans à 0,5–0,7 %/an.Ratio DC/AC d'origine. Les conceptions de 2010–2015 sont conservatrices, ce qui laisse de la place sous le même raccordement.
Market range 1,05 à 1,20.
1.15ratioLes parcs 2010–2015 ont été conçus avec des ratios DC/AC de ~1,1 à 1,2.Ratio DC/AC visé après repowering : seul levier sur la capacité DC installée puisque la puissance AC est figée.
Market range 1,30 à 1,48 dans le domaine déclaré.
1.38ratioRatios DC/AC modernes 1,25–1,50, moyenne 1,30–1,40 ; le repowering est d'abord une optimisation DC/AC.Gain de productible à kWp constant : coefficient de température, rendement d'onduleur, réponse au faible éclairement. Ce n'est PAS le rapport des rendements de module.
Market range 2 % à 6 % à kWp constant.
4%Modules et onduleurs modernes apportent 3–6 % de productible ; les nouvelles topologies d'onduleurs ajoutent 1 à 3 points de rendement.Dégradation que le parc existant continue de subir si on ne fait rien. Plancher au-dessus du taux des modules neufs pour que les deux trajectoires ne se croisent jamais.
Market range 0,5 % à 1,1 %/an.
0.7%/yearModules tier-2 de 2010 : 0,7–0,9 %/an ; médiane NREL x-Si 0,5–0,6 %/an.Coût turnkey par kWp DC neuf : modules, onduleurs, dépose et repose. Structures et raccordement sont conservés et n'y sont pas.
Market range 320 à 520 EUR/kWp.
400EUR/kWpRepowering 0,35–0,60 USD/W turnkey contre 0,70–0,90 USD/W en neuf.Valeur nette de revente des modules déposés, par kWp de capacité DÉPOSÉE — pas par kWp neuf posé.
Market range 25 à 120 EUR/kWp selon l'âge et l'état.
75EUR/kWpModules de seconde vie 0,05–0,15 EUR/Wc ; marché secondaire 20–70 % sous le primaire.Horizon crédité au parc repowérisé depuis la mise en service. Le delta est évalué exactement sur cette durée.
Market range 15 à 25 ans.
20yearsLe repowering prolonge la vie opérationnelle de 20 à 25 ans.Taux d'actualisation réel appliqué à l'énergie incrémentale et à l'OPEX incrémental.
Market range 0,04 à 0,08.
0.06ratioWACC nominal utility-scale : France 2,3–4,3 %, Allemagne 2,5–4,0 %, Espagne 3,0–9,0 %, Italie 5,0–7,0 % ; +100–150 pb de coût de dette depuis 2022.Variation d'O&M annuelle par kWp DC neuf face au contrefactuel. Négative quand les onduleurs neufs sous garantie coûtent moins que le parc vieillissant.
Market range −2 à +2 EUR/kWp/an, soit au plus ±20 % de la base O&M.
0EUR/kWp/yearBase O&M 8–15 EUR/kWp/an ; le remplacement d'un onduleur défaillant coûte 15 000–30 000 EUR/unité.Prix plat capté par le MWh incrémental sur l'horizon.
Market range 35 à 80 EUR/MWh selon le pays et la structure du contrat.
55.05EUR/MWh55,05 EUR/MWh au Q1 2026 (−4 % t/t, −13 % a/a, cinquième trimestre consécutif de baisse).Cet actif porte le DELTA du repowering, pas le parc entier : le CAPEX est net de récupération, l'OPEX est un écart, et le flux d'électricité sortant est le gain de production face au contrefactuel « ne rien faire ». Un LCO calculé sur cette brique en mode projet est donc bien le LCOE incrémental.
Market range Sans objet (choix de périmètre).
1La question posée est « remplacer ou laisser tourner », pas « combien coûte une centrale ».La brique n'a AUCUN flux entrant : l'électricité n'apparaît qu'en sortie. Aucun lien amont electricity → electricity n'est donc légitime sur cet actif, et le netting destructeur d'un lien de même commodity est structurellement impossible. En aval, le flux sortant se chaîne à un consommateur d'électricité avec un coefficient de 1.
Market range Sans objet (règle de chaînage).
1Le repowering ne consomme pas d'électricité achetée : les auxiliaires sont déjà dans le productible net mesuré.Le CAPEX de repowering est un coût TURNKEY tout compris (équipement, dépose, repose, mise en service) : la frontière déclarée au projet est donc fully_financed. Le déclarer installed ou exfactory ferait ré-appliquer au niveau projet un uplift d'installation déjà payé.
Market range Sans objet (frontière de coût).
1Fourchette source explicitement turnkey.Le CAPEX de repowering est LINÉAIRE en capacité : ni cuve ni machine tournante à surdimensionner, seulement un nombre d'unités. Aucun exposant d'échelle n'est appliqué, et le LCOE incrémental est donc exactement invariant d'échelle — c'est pourquoi la capacité n'est tracée que contre la VAN et le gain de production, jamais contre le LCOE.
Market range Sans objet (structure de coût).
1Le coût spécifique scalé du modèle est un changement de base (de la capacité déposée vers la capacité neuve), pas une loi d'échelle.L'écrêtage du raccordement AC conservé n'est pas modélisé explicitement — il demanderait un profil horaire du site. Il est absorbé par le plafond de ratio DC/AC à 1,48, au-delà duquel la saisie est refusée. Au-dessus de ~1,45 le gain calculé est optimiste.
Market range Sans objet (limite assumée).
1Aucun coefficient d'écrêtage groundé n'existe sans profil de production horaire.Le prix de l'électricité est supposé plat sur tout l'horizon : la cannibalisation solaire n'est pas modélisée alors qu'elle tire la baisse des PPA européens depuis cinq trimestres. La VAN affichée est donc optimiste si la capture de prix continue de se dégrader.
Market range Sans objet (limite assumée).
1Prix moyen des PPA solaires européens en baisse continue depuis cinq trimestres.Le remplacement d'onduleurs à venir pendant la prolongation est chiffré et affiché mais N'ENTRE PAS dans le LCOE incrémental : les deux trajectoires en supportent, et le parc laissé en l'état part d'onduleurs déjà en fin de vie donc en subirait plus tôt. L'exclure est conservateur contre le repowering.
Market range Sans objet (limite assumée).
1Onduleurs d'origine 2010–2015 en fin de vie à 10–15 ans d'exploitation.Le gain de production se décompose en TROIS facteurs multiplicatifs, et pas en un curseur unique : récupération de la dégradation acquise, gain techno à kWp constant, et gain de capacité DC borné par le raccordement conservé. Un uplift saisi en bloc rendrait la dégradation acquise inerte — vérifié : son balayage ne bougerait plus le LCOE.
Market range Sans objet (structure du modèle).
3SLR annonce 10–30 %, PVFarm 20–40 % : ces chiffres empilent les trois effets sans les séparer.
Sources
6 external sources
Sources
6 external sources
- SLR Consulting — Solar PV repowering: module replacement and DC/AC optimisation
- PVFarm — Revitalize Energy: strategies for solar farm repowering (CAPEX, works duration, life extension)
- Detra Solar — When to consider repowering your PV plant: measured field case, 13.5 MWp UK plant
- Logic Energy — PV repowering: modernise or sell (legacy degradation, second-life module value)
- IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2024 (greenfield CAPEX, capacity factor, LCOE, WACC)
- LevelTen Energy / PV Tech — European PPA Price Index, Q1 2026 (55.05 EUR/MWh solar)