Chaleur solaire et stockage thermochimique dans les bâtiments

Le décalage saisonnier entre soleil et besoin de chauffage est un défi central. Le rayonnement est abondant en été, tandis que le chauffage est surtout nécessaire en saison froide. Le stockage saisonnier vise à conserver une part de l’énergie estivale pour l’hiver.

Les réservoirs d’eau chaude stockent par élévation de température : pertes, isolation et durée dépendent de l’écart à l’ambiance. Le stockage thermochimique utilise une réaction réversible. Si les réactifs restent séparés dans des conditions adaptées, l’énergie peut être conservée longtemps avec de faibles pertes au repos. Charge, décharge et échange thermique entraînent toutefois des pertes à compter au niveau du système. [1]

Comment fonctionne le stockage à hydrates de sels ?

Une piste étudiée consiste à déshydrater un sel hydraté puis à le réhydrater au moment du besoin :

• Charge estivale : La chaleur solaire retire une partie de l’eau de cristallisation ; la vapeur produite doit être gérée.
• Stockage : La réaction inverse est empêchée jusqu’au besoin de chaleur.
• Décharge hivernale : De la vapeur d’eau est apportée au sel de manière contrôlée. La chaleur libérée est transférée au circuit de chauffage.

Le bromure de strontium est l’un des matériaux étudiés. Le couple hexahydrate/monohydrate présente un intérêt à basse température :

Vers la droite : charge ; vers la gauche : décharge. L’introduction d’une étude du DLR cite ce couple pour des applications sous environ 100–105 °C. Il diffère du couple sel anhydre/monohydrate expérimenté à plus haute température dans cette étude. Température et densité énergétique doivent donc être rattachées au couple et aux conditions précis. [2]

L’ouvrage d’Armand Fopah Lele A Thermochemical Heat Storage System for Households traite directement de ce couple aux pp. 62–64. Il relie température d’hydratation et pression de vapeur : une évaporation vers 10 °C donne environ 12 mbar et peut permettre une réaction proche de 50 °C dans les conditions indiquées. Ce lien conditionnel ne garantit pas une température de sortie constante pendant toute la décharge. [7]

Le choix du matériau n’est qu’un début. Les performances dépendent aussi du transfert thermique, de l’accès de la vapeur, de l’étanchéité du réacteur, de la corrosion et de la stabilité au fil des cycles.

Intégration au bâtiment

L’article propose d’étudier des espaces dédiés près des fondations ou au sous-sol du neuf. Les prévoir tôt permet d’envisager des capacités supérieures à celles d’un petit local technique.

Le concept prévoit des modules fermés indépendants, accessibles pour inspection, maintenance et remplacement. Le matériau reste séparé du béton et des éléments porteurs. Les modules peuvent être répartis et raccordés à un circuit commun selon les besoins.

Le chauffage basse température, notamment par le sol, mérite d’être étudié, car la température de livraison requise influence le fonctionnement des capteurs et du stockage.

Exemple : bâtiment hypothétique à Aix-la-Chapelle

Aix-la-Chapelle, Allemagne sert de référence pour la ressource solaire. Le bâtiment reste hypothétique afin de distinguer données locales et hypothèses de conception.

Données de rayonnement solaire

L’exemple utilise PVGIS 5.3 du Centre commun de recherche de la Commission européenne (JRC), avec la base PVGIS-SARAH3 . Le point de référence est 50.7753° N, 6.0839° E à Aix-la-Chapelle, avec une surface plein sud inclinée de 45° par rapport à l’horizontale sur la période 2005–2023. L’outil fournit les rayonnements mensuels sur plans horizontal et incliné. [3]

Chaque mois a été moyenné sur 19 ans, puis les moyennes regroupées en deux semestres complémentaires :

Totaux calculés par l’auteur à partir de PVGIS, arrondis au kWh/m². Le calcul des capteurs utilise une série horaire indépendante pour les mêmes lieu, période et inclinaison ; les totaux concordent à de petits arrondis près. Il s’agit du rayonnement avant conversion en chaleur utile. Le relief est inclus, pas l’ombre des bâtiments ou arbres proches. [4]

Hypothèses du bâtiment et du système ; base des rendements

Le besoin annuel de chauffage supposé vaut :

Soit 160 MWh par an pour le chauffage. Eau chaude sanitaire et électricité des pompes et commandes sont exclues.

40 kWh/(m²·an) représente un bâtiment neuf à faible besoin. Les valeurs 60 et 80 sont aussi étudiées pour montrer la sensibilité aux performances thermiques.

L’ouverture est la surface de référence recevant le rayonnement, pas forcément l’emprise d’installation. Dimensions, espacement, accès et ombrage influencent l’espace requis. On ne suppose donc pas que 700 m² d’ouverture tiennent automatiquement sur une toiture de 1 000 m².

Calcul du rendement des capteurs. Au lieu d’un rendement saisonnier constant arbitraire, le calcul utilise les coefficients publiés, rapportés à l’ouverture, du capteur Apricus ETC-30 à tubes sous vide, documentation technique p. 9 : η₀ = 0.714, a₁ = 1.243 W/(m²·K), a₂ = 0.009 W/(m²·K²). [5]

Une approximation stationnaire a été appliquée à chaque heure PVGIS de 2005–2023, avec la puissance thermique suivante par mètre carré d’ouverture :

G_h est l’irradiance totale sur le plan incliné en W/m², T_a,h la température ambiante horaire et T_m la température moyenne supposée du fluide. L’énergie est obtenue par intégration horaire puis division par le nombre d’années. [9]

Il s’agit d’un calcul exploratoire de production, pas d’une simulation complète du champ solaire. Le modificateur d’angle d’incidence vaut 1 ; inertie des capteurs, démarrage, conduites et échangeur externe sont négligés. Limitation par la demande et saturation du stockage ne sont pas modélisées. Les rendements dépendent donc des hypothèses et ne sont pas des mesures à Aix-la-Chapelle. Ces effets sont à intégrer au projet réel. L’exemple suppose aussi, par simplicité, que la chaleur atteint réacteur ou chauffage sans perte de distribution supplémentaire.

Base du facteur de stockage. Hennaut et al. (2011) présentent une simulation TRNSYS d’un système fermé au bromure de strontium sous le climat d’Uccle. La figure 7, p. 5, donne un rapport approximatif énergie du réacteur/charge de 0.72 pour 17.5 m² de capteurs et 7 500 kg de sel. Il est utilisé ici comme scénario de référence approximatif, pas comme résultat d’essai du bâtiment hypothétique. Ce facteur dépend charge, capacité et état de décharge ; ce n’est pas une propriété constante du sel. L’étude suppose évaporation à 5 °C et condensation à 20 °C sans modélisation détaillée de la source de sol et de l’évaporateur. [8]

Ce rapport ne doit pas être remplacé par le rendement de 77% dans A Thermochemical Heat Storage System for Households: cet indicateur porte sur les puissances de pointe, pp. 150 et 166, pas sur l’énergie récupérée entre été et hiver. [7]

1. Chaleur solaire disponible pour la charge estivale

L’intégration horaire donne une production estivale moyenne de 361.245 kWh/m² dans les conditions du modèle, soit environ 41.15% de rendement. Pour 700 m² d’ouverture :

Le scénario suppose que toute cette énergie peut charger un stockage de capacité et de puissance suffisantes. Demande estivale, pertes de distribution et incapacité à absorber la chaleur réduisent l’apport au réacteur. La suite utilise les intégrations non arrondies ; les rendements du tableau sont des synthèses.

2. Chaleur délivrée par le stockage saisonnier

En appliquant le rapport de référence sortie/charge d’environ 72% :

72% est un scénario tiré d’une simulation publiée, pas un rendement saisonnier démontré à Aix-la-Chapelle. Dans un cycle fermé avec eau liquide, la décharge nécessite de la chaleur d’évaporation dont source et quantité doivent être identifiées séparément de l’apport solaire estival. Le résultat inclut toute la sortie du réacteur lorsque cette source existe ; ne rajoutez pas l’évaporateur. La couverture demande un bilan complet et la vérification des températures et puissances dans le temps. [7] [8]

Pour illustrer cet apport, le tableau 2.5, p. 36, donne une enthalpie de réaction de référence de 337 kJ/mol pour le couple hexahydrate/monohydrate. L’annexe A.3, p. 189, explique la soustraction de l’évaporation pour le stockage net. Avec environ 44.6 kJ par mole d’eau à 15 °C, produire 160 MWh de chaleur de réaction nécessite théoriquement :

C’est un ordre de grandeur de chaleur basse température, pas un bilan final. Chaleur sensible et pertes de décharge sont négligées ; les valeurs citées servent de référence. Il ne s’agit pas de 105.9 MWh électriques : le sol ou une autre source adaptée peut fournir la chaleur, avec ses propres contraintes. MERITS applique aussi ce principe avec un autre matériau. [6]

3. Chaleur solaire du semestre hivernal

Le rayonnement hivernal peut chauffer directement ou via un stockage court. À 40 °C de température moyenne du fluide, le calcul horaire donne environ 54.39% de rendement et 229.591 kWh/m²:

C’est la production potentielle à la sortie du capteur. L’énergie reçue et utilisée dépend de la concordance avec la demande, des températures, de la régulation et des pertes supplémentaires.

4. Comparer potentiel annuel et besoin de chauffage

En additionnant réacteur de référence et solaire hivernal, dans les limites du calcul simplifié :

Que signifie ce résultat ?

Dans ces conditions, la somme des productions calculées vaut environ 2.14 fois le besoin annuel supposé. Cela justifie une étude du potentiel et suggère une possible réduction des capteurs ou d’autres usages de la chaleur.

342.8 MWh reste un potentiel conditionnel. Ce n’est ni une consommation du bâtiment ni une couverture solaire de 214%. Le réacteur intègre la source basse température : la somme n’est donc pas entièrement du solaire stocké. L’usage pour le chauffage est borné par la demande réelle ; le bilan annuel seul ne détermine pas le surplus utilisable.

Les 160.7 MWh hivernaux sont déjà proches du besoin annuel. Le stockage reste pertinent car production et demande ne coïncident pas. L’exemple étudie la disponibilité énergétique d’un grand champ, pas sa taille optimale.

La couverture peut en principe être étudiée si capacité suffisante, puissances de charge/décharge adaptées, température utile et source d’évaporation sont disponibles. Sa démonstration pour un bâtiment relève de l’étude du projet.

Sensibilité aux performances thermiques du bâtiment

À champ solaire et conditions inchangés, on obtient :

60 et 80 sont des cas d’essai, pas des classes normatives. La marge annuelle diminue avec la demande, avant pertes, contraintes et décalages temporels. Aucun rapport ne prouve couverture ni capacité nécessaire. Les calculs de volume et d’économie gardent le cas de base à 40 et ne s’appliquent pas aux autres cas sans redimensionnement.

De l’énergie au volume de stockage

La capacité dépend de l’énergie à décaler entre production et demande. Elle ne doit pas forcément égaler toute la production estivale si un stockage plus petit suffit. Après détermination de la capacité utile, la relation générale est :

La densité énergétique désigne ici la chaleur utile par mètre cube du système complet à la température requise. La seule densité théorique du matériau ne permet pas de déterminer l’épaisseur sous le bâtiment. [1]

Référence de volume et limites

Le tableau 2.6, p. 37, présente SOLUX, au bromure de strontium et graphite expansé. Mauran et al. décrivent un réacteur de 1 m³ et une capacité de chauffage d’environ 60 kWh à réaction complète. Cet exemple retient 60 kWh par m³ de réacteur comme référence numérique préliminaire, pas comme densité démontrée de tout le système ni garantie d’énergie après pertes. [7] [10]

Volume pour viser tout le besoin annuel

Pour tester clairement l’emprise, la capacité nominale cible est de 160 MWh, égale au besoin annuel, sans déduction du solaire hivernal. C’est une cible conservatrice pour l’énergie à décaler, pas la capacité minimale nécessaire. Le volume de référence devient :

Il faut aussi de la place pour eau, évaporateur, condenseur, raccordements et accès. Pour estimer le volume minimal d’eau liquide échangée, le calcul utilise les cinq molécules d’eau et 337 kJ/mol du tableau 2.5 :

C’est uniquement l’eau, à environ 1 000 kg/m³, sans parois ni volume libre du réservoir. Elle n’est pas incluse dans le volume de réacteur retenu.

Pour comparaison architecturale uniquement, 20% de l’espace total sont réservés aux auxiliaires, aux accès et à la maintenance, laissant 80% aux réacteurs et à l’eau. C’est une marge explicite de planification, ni un résultat expérimental ni une valeur du livre. Sa suffisance devra être vérifiée après choix des équipements :

Toute l’emprise de 1 000 m² avec 3 m de hauteur libre donne 3 000 m³, moins que la référence d’environ 3 526 m³. Les réacteurs seuls exigent environ 2.67 m de hauteur volumique équivalente. Un vide peu profond ne satisfait donc pas cette cible à la densité retenue. Ce rapport volume/surface ne démontre pas l’implantation ni l’accès réels.

Et si la capacité saisonnière requise est plus faible ?

Une capacité inférieure pourrait tenir dans un sous-sol. Mais vérifier si 40 ou 80 MWh suffisent demande un bilan production/demande résolu dans le temps. Soustraire annuellement le solaire hivernal du besoin ne suffit pas : déficits et excédents surviennent à des mois et jours différents.

Pour délivrer 160 MWh, il faut environ 222.2 MWh de charge au rapport 0.72, contre 252.9 MWh disponibles aux capteurs estivaux. La marge simplifiée est réduite par pertes et autres usages. Ne multipliez pas encore le volume par 0.72 : ce rapport lie sortie et charge, pas l’occupation volumique.

Ce sont toujours des volumes nominaux préliminaires, pas un projet d’exécution. Réaction incomplète, chaleur non récupérable à température utile et pertes de livraison peuvent augmenter le volume. Volume et rapport énergétique proviennent aussi d’études différentes : leur combinaison ne démontre pas qu’un seul réacteur réalise les deux. Masses, charges, puissance de l’évaporateur et de la source, accès et maintenance sont à vérifier.

Économies annuelles et comparaison au chauffage au gaz

La disponibilité énergétique seule ne démontre pas la viabilité. Coûts des capteurs, réacteurs, matériau, source et bâtiment doivent être comparés aux achats de combustible réellement évités, après électricité, entretien et remplacement. Il s’agit d’une première analyse économique à prix de référence, pas d’un devis ni d’une étude d’investissement finale. La base reste 160 MWh/an de chauffage. Les montants incluent la TVA ; les devis doivent être comparés sur la même base fiscale.

Quel serait le coût du gaz ?

La référence locale est le tarif publié d’Aix-la-Chapelle STAWAG Gas Extra pour une consommation à partir de 12 001 kWh/an : 11.38 centimes d’euro/kWh de gaz, TVA comprise. La grille de septembre 2026, applicable depuis le 1er janvier 2026, indique aussi une part fixe annuelle de €184.09. C’est une référence locale à la date de révision, pas un prix contractuel garanti sur la durée du projet. [11]

Le système gaz est supposé avoir un rendement saisonnier de 90% sur le pouvoir calorifique supérieur facturé Hs, du gaz acheté à la chaleur utile. Cette hypothèse doit être vérifiée pour l’alternative réelle, sans confusion avec un rendement instantané ou sur PCI. On obtient :

Avec la part fixe, la facture de référence est d’environ 20 415 € par an. L’économie ci-dessous ne retient que la part variable de consommation, car la part fixe peut subsister si le gaz reste pour pointes ou eau chaude. Les taxes déjà incluses ne sont pas ajoutées à nouveau.

Quelle économie attribuer au nouveau système ?

L’économie porte sur la chaleur utile remplaçant réellement du gaz, pas sur les 342.8 MWh potentiels. f est la fraction du besoin assurée par solaire et stockage, incluant l’influence de la source basse température :

ΔC_operation couvre les dépenses annuelles nettes supplémentaires par rapport au gaz: électricité des pompes, commandes et vide éventuel, chaleur d’évaporation, inspection, entretien et provision de remplacement, après déduction de l’entretien évité sur l’alternative. Le rapport 0.72 seul ne permet pas de les calculer.

Pour illustrer l’effet, on suppose 5 000 € par an de dépenses supplémentaires nettes comme cas d’essai. C’est une hypothèse, pas un devis d’exploitation ; l’étude devra utiliser les données des équipements réels :

Ces fractions sont des scénarios économiques, pas des couvertures démontrées par le calcul technique. La couverture réelle demande une simulation temporelle et des vérifications de puissance et température. À 85% et 95% de rendement gaz, l’économie de combustible à couverture totale vaut environ 21 421 et 19 166 €/an respectivement.

Si les 160 MWh passaient entièrement par le stockage, les 105.9 MWh idéaux d’évaporation impliquent que chaque centime d’euro supplémentaire par kWh de source ajoute environ 1 059 €/an. C’est un test du coût d’approvisionnement, à ne pas ajouter s’il est déjà dans les charges. Le besoin d’évaporation baisse lorsque le solaire hivernal fournit directement une partie du chauffage.

Investissement et retour

Le critère pertinent est le surinvestissement par rapport à une alternative de même fonction, ΔI : capteurs, réacteurs, sel, eau, source, vide, régulation, installation, conception, construction et espace, moins les investissements alternatifs réellement évités. Si une chaudière d’appoint reste nécessaire, son coût n’est pas automatiquement évité.

Le calcul évalue l’ensemble solaire-stockage face au gaz. Toute l’économie ne revient pas à la batterie, car les capteurs chauffent aussi directement en hiver. Pour évaluer le seul ajout du stockage, comparez le même champ avec et sans stockage saisonnier : économie de gaz supplémentaire contre surcoût. Cette comparaison temporelle n’a pas encore été réalisée.

Aucun devis système n’est disponible ; aucun coût fictif n’est présenté comme réel. Trois surinvestissements sont testés, avec couverture totale et 15 231 €/an d’économie nette :

Ces montants ne sont pas des prix de marché du stockage, et le retour simple ignore la valeur temporelle de l’argent. Un horizon de 20 ans avec un taux réel annuel de 3% est donc testé, à prix et performances réels constants, sans subventions ni valeur résiduelle. Durée et taux sont des hypothèses, pas une durée de vie démontrée. Les gros remplacements doivent être inclus hors provision déjà comptée. La valeur actuelle des économies vaut :

À couverture totale et charges supposées, le surinvestissement devrait rester vers 227 000 € ou moins pour être compensé par 20 ans d’économies à 3%. Même 300 000 €, dont le retour simple non actualisé vaut 19.7 ans, ne sont pas récupérés sur cet horizon actualisé. Sans charges supplémentaires, le plafond monte vers 301 000 €, cas idéal de comparaison.

Le gaz influence aussi le résultat : à 8 ou 15 centimes/kWh au lieu de 11.38, les économies à couverture totale seraient d’environ 14 222 ou 26 667 € par an. Ce sont des sensibilités, pas des prévisions de prix.

Conséquences pour une réalisation future

La conclusion économique est conditionnelle, sans preuve de rentabilité. L’économie de gaz est limitée par le besoin réel ; l’abondance énergétique ne justifie pas seule un grand stockage. Les 3 526 m³ de référence pour 160 MWh compliquent l’intégration et ajoutent potentiellement construction et coût d’opportunité. Une décision exige devis complet, couverture démontrée et étude des coûts d’exploitation et de remplacement sur la durée.

Les défis comprennent étanchéité à basse pression, transports de chaleur et vapeur, corrosion, agglomération, variations de volume, pilotage de la source et accès. L’IEA SHC d’avril 2025 relève encore industrialisation, traduction des performances en composants et coûts élevés pour le stockage compact en général. Cette évaluation sectorielle ne signifie pas une maturité identique pour tous les matériaux. [12]

L’application progressera si des modules standard démontrent une meilleure densité utile du système, des coûts moindres, une durée fiable, peu d’entretien et une source basse température économique. Des cycles annuels répétés répartissent l’investissement mais doivent être démontrés. Un cycle par an diffère économiquement d’un usage fréquent. À ce stade, le concept relève surtout d’un sujet d’étude de faisabilité et de pilote, avec conditions économiques testables, avant de parler de remplacement économique prêt à l’emploi du gaz. Les comparaisons ultérieures doivent aussi inclure isolation, pompes à chaleur, stockage court et chauffage partagé, à coûts de cycle de vie et confort comparables.

Quels développements restent nécessaires ?

Le passage à la réalisation exige de coordonner quatre domaines :

• Matériau et réacteur : stabilité cyclique, transferts thermiques et de vapeur, vitesses de charge/décharge et compatibilité chimique des matériaux.
• Système thermique : températures, rendement des capteurs, pertes, gestion de l’eau, de la vapeur et de la source d’évaporation, régulation de la distribution.
• Intégration au bâtiment : volume et masses réels, accès, entretien, remplacement et séparation des éléments porteurs.
• Économie : coûts des matériaux, modules, installation et exploitation, comparés à des solutions de chauffage et stockage de même fonction.

Les données d’Aix-la-Chapelle donnent une base géographique claire et montrent l’effet de la surface, des performances et de la capacité. L’idée centrale reste de réserver tôt un espace saisonnier adapté, puis de concevoir ensemble chaleur, encombrement, maintenance et coûts.

Références et données

1. IEA SHC — Task 67, 2022 Highlights. Stockage compact et passage des propriétés des matériaux aux performances des composants et systèmes. PDF original
2. Stengler, Bürger & Linder — DLR. Thermodynamic and kinetic investigations of the SrBr₂ hydration and dehydration reactions for thermochemical energy storage and heat transformation. Référence à l’introduction p. 2 sur le couple monohydrate/hexahydrate ; les résultats expérimentaux du couple haute température ne sont pas transposés ici. PDF original
3. Commission européenne, Centre commun de recherche — PVGIS. Explication des rayonnements mensuels, unités et surfaces de référence. Source originale
4. PVGIS 5.3 / SARAH3 — données de l’exemple d’Aix-la-Chapelle. Coordonnées 50.7753, 6.0839 ; 2005–2023 ; inclinaison sud 45° ; extraction le 25 octobre 2026. Le tableau saisonnier agrège les moyennes mensuelles par l’auteur. Requête de données
5. Apricus — ETC Solar Collector Product Overview, septembre 2016, pp. 9–10. Surfaces, courbes de rendement et effets de l’incidence. Les coefficients d’ouverture ETC-30 servent au calcul horaire. Les rendements saisonniers sont ceux du présent modèle, pas des valeurs publiées dans ce document. PDF original
6. IEA Energy Storage — Annex 33, rapport final, révision mai 2021, p. 249 (page PDF 250). Concept MERITS, gestion de l’eau et source basse température en cycle fermé. MERITS utilise un autre matériau ; la source étaye le principe de gestion de vapeur, pas les performances du bromure de strontium. PDF original
7. Armand Fopah Lele — A Thermochemical Heat Storage System for Households: Combined Investigations of Thermal Transfers Coupled to Chemical Reactions. Springer Theses, 2016. DOI: 10.1007/978-3-319-41228-3. Passages : p. 36, tableau 2.5 ; p. 37, tableau 2.6 ; pp. 62–64 ; pp. 150 et 166 ; annexe A.3, pp. 189–190. Pagination imprimée. Page de l’éditeur
8. Hennaut, Thomas, Davin & André (2011). Dynamic simulation of residential buildings with seasonal sorption storage of solar energy – Parametric analysis. Université de Liège, ISES Solar World Congress. Conditions pp. 2–3 ; rapport réacteur/charge fig. 7, p. 5. Lecture graphique approximative pour 17.5 m² et 7 500 kg, pas une mesure du système d’Aix-la-Chapelle. PDF original Source originale
9. Commission européenne, JRC — PVGIS 5.3 / SARAH3, série horaire. Mêmes coordonnées, inclinaison et période que la référence 4 ; 166 536 enregistrements ; extraction le 26 octobre 2026. Utilisation des composantes inclinées et de la température ambiante. Source originale Requête de données
10. Mauran, Lahmidi & Goetz (2008). Solar heating and cooling by a thermochemical process. First experiments of a prototype storing 60 kWh by a solid/gas reaction. Solar Energy 82, 623–636. Volume et capacité à réaction complète servent de première référence ; également dans la référence 7, p. 37. Page de l’éditeur
11. STAWAG — Gas Extra, grille de septembre 2026, p. 1. Applicable au 1er janvier 2026 dès 12 001 kWh/an : 11.38 centimes/kWh et 184.09 €/an fixes, TVA de 19% incluse. Vérifié le 26 octobre 2026. PDF original Source originale
12. IEA SHC — Task 67: a worldwide effort in advancing compact thermal energy storage. Publication du 14 avril 2025 sur industrialisation, composants, coûts et transition au marché du stockage compact. Source originale

Dimensions du bâtiment, températures et marge d’espace sont des choix explicites. Les coefficients sont publiés et les rendements calculés sur données horaires ; rapport énergétique et capacité volumique proviennent de sources différentes pour une comparaison préliminaire. L’économie utilise un tarif publié et des hypothèses de couverture, charges et investissement, sans devis réel ni garantie. Les résultats ne valident ni dimensionnement ni couverture. Données et méthode sont jointes pour examen et reproduction.