⚡ Résumé exécutif

🏗️ Projet et périmètre

• Localisation : 5 centrales de 994,5 kWc dans le Cher (2), la Haute-Garonne, la Dordogne et le Gers. La tranche 2 (5 projets en développement, 4,3 MWc) sera financée plus tard.
• Foncier : promesses de bail emphytéotique de 30 ans sous acte authentique ; un terrain est détenu en pleine propriété.
• Autorisations : déclarations préalables. Pour le site détaillé, l'arrêté date de juillet 2024 et il est purgé de recours.
• Construction : contrat clé en main à prix forfaitaire avec un constructeur revendiquant plus de 500 MWc installés. La maîtrise d'ouvrage déléguée est assurée en interne. Le contrat de construction n'est pas encore signé : c'est une condition suspensive du déblocage.
• Exploitation et maintenance : assurées en interne par le porteur.

☀️ Ressource et production

Les productibles P90 sont élevés pour le Cher et la Dordogne. Ils s'expliquent par des modules bifaciaux, mais l'étude de productible (source, P50, ratio de performance, dégradation) n'est pas publiée. Le risque d'écrêtement réseau est faible pour des centrales de cette taille raccordées en distribution.

💶 Revenus et contrepartie

• Le complément de rémunération sur 20 ans garantit un prix de référence. Le risque de contrepartie est souverain, donc d'excellente qualité.
• Le prix de référence n'est pas communiqué. À titre de repère, les appels d'offres « sol » ont affiché un prix moyen d'environ 79 €/MWh mi-2025 et d'environ 61 €/MWh à la session d'octobre 2026. Notre modèle retient 80 €/MWh par hypothèse, à confirmer.
• Après 20 ans, la vente se fait au prix de marché. Ce point est sans effet sur une obligation de 4 ans, mais il pèse sur la valeur résiduelle.

🔧 Coûts et exploitation

• Budget de la tranche 1 : ≈ 5,0 M€, dont 93 % de construction (≈ 4,65 M€, soit ≈ 0,94 €/Wc raccordement et foncier compris) et 7 % de frais financiers et réserves. C'est cohérent avec le marché des centrales de 1 MWc.
• Le niveau de charges d'exploitation n'est pas détaillé. Notre modèle retient ≈ 30 k€/MWc/an, incluant maintenance, gestion d'actifs, loyers, IFER et assurances.
• Les assurances construction, dommages et pertes d'exploitation ne sont pas décrites. Elles relèvent des audits exigés par la banque.

🏛️ Structure, ratios et sûretés

• Subordination : les obligations sont émises par la holding et apportées à la société de projets en compte courant. La dette bancaire (jusqu'à 9,45 M€ sur 23 ans pour le portefeuille) est servie en priorité. Les obligataires ne perçoivent que les flux qui remontent après le service de cette dette.
• Sûreté : nantissement de 1er rang sur 100 % des titres de la holding émettrice. Sa valeur dépend des fonds propres résiduels de la société de projets, après la banque.
• Dimensionnement : la dette senior est calibrée sur un DSCR minimum de 1,15× en P90 (1,25× après la période de complément de rémunération).
• Protections contractuelles : les fonds ne sont débloqués qu'après l'accord de crédit de la banque, la signature du contrat de construction, la preuve d'au moins 40 % des fonds propres apportés et le transfert de la société de projets sous la holding. Le contrat prévoit aussi un engagement de non-distribution aux actionnaires et une clause de changement de contrôle.
• Émetteur : la holding a été immatriculée le 30 juillet 2026 au capital de 5 000 € et n'a aucun historique comptable. Le porteur a été créé en 2023 ; ses chiffres clés déclarés font état d'un bilan d'environ 0,37 M€ et d'un CA d'environ 0,32 M€.

📅 Planning et délais

Le lancement des chantiers est prévu au T4 2026 et les mises en service progressives au T1–T2 2027. Le raccordement est un point favorable : sur le site détaillé, les ouvrages ont été mis à disposition par le gestionnaire de réseau depuis mai 2026. Le chemin critique est le closing bancaire, en cours. Un décalage de 6 à 12 mois réduirait la trésorerie disponible avant l'échéance à 4 ans, mais il est absorbable pour les seuls intérêts si la dette senior est mise en place.

🌍 Marché et acceptabilité

Il s'agit de petites centrales au sol réparties dans 5 départements ruraux, ce qui diversifie le risque. Leur emprise est limitée et elles ne relèvent que d'une simple déclaration préalable, d'où un risque de recours faible pour des autorisations purgées. Le modèle d'autoconsommation collective du porteur ne s'applique pas ici, puisque la rémunération provient de l'appel d'offres.

👥 Antécédents du porteur

L'équipe dirigeante a une vingtaine d'années d'expérience dans le solaire au sol. Le porteur n'a aucun encours ni historique de remboursement sur la plateforme, et la plateforme lui attribue une note de C+. Aucun signal réputationnel négatif n'a été relevé.

📉 Stress tests (tranche 1, ordre de grandeur)

Hypothèses IA : tarif de 80 €/MWh, charges de 30 k€/MWc/an, dette senior de 4,0 M€ amortie sur 20 ans à 4,5 %, coupon obligataire annuel ≈ 45 k€.

Les flux d'exploitation couvrent au mieux les intérêts. Le capital (0,6 M€ à 4 ans) dépend d'un refinancement : remontée de fonds propres via la dette bancaire, nouvel apport du porteur ou refinancement. Ce n'est pas le fruit de l'exploitation. Un retard de construction de 6 à 12 mois décale d'autant les premiers flux.

✅ Points forts / ⚠️ Points d'attention

⭐ Grille d'évaluation

Sources : CRE – délibération AO PPE2 PV sol, 8e période · Les Énergies Renouvelables – résultats AO sol (octobre 2026) · page projet, note d'analyse, FICI et annexes de l'offre.