⚠️ Analyse réalisée par une IA — pas un conseil en investissement

Voici une analyse indépendante réalisée par une IA. Elle est fournie à titre pédagogique et ne constitue pas un conseil en investissement. Elle peut comporter des erreurs ou des omissions. L’investissement en crowdfunding ENR comporte des risques élevés (perte en capital, défaut, illiquidité, retards). Vous devez mener vos propres vérifications ou consulter un professionnel qualifié avant toute décision.

Résumé exécutif

• Projet : portefeuille de centrales photovoltaïques en toiture (≈ 38,1 MWc) situées majoritairement dans le centre-est de la France. Production P90 ≈ 40,4 GWh/an (étude indépendante) ; CAPEX cumulé ≈ 47 M€.

• Stade : développement avancé / pré-RTB partiel : promesses ou baux signés, autorisations d’urbanisme accordées, T0 ou conventions de raccordement obtenus pour une partie du portefeuille ; mises en service visées en 2026.

• Schéma revenus (dossier) : éligibilité annoncée au tarif réglementé en guichet ouvert sur 20 ans (portefeuille 100–500 kWc). Attention : évolution réglementaire 2025 → bascule du segment 100–500 kWc vers appel d’offres simplifié (AOS) en CR, selon la date de DCR/éligibilité. Légifrance+2Commission de régulation de l'énergie+2

• Structure : financement projet complété par dette bancaire senior et obligations simples au niveau SPV ; subordination aux prêteurs seniors ; covenant DSCR ≥ 105 % ; garantie autonome couvrant les 4 premières échéances des obligations.

• Points forts : portefeuille toitures (bonne acceptabilité), dispersion des sites, P90 déjà modélisé, fiscalité de production connue (IFER), cadre légal “toitures d’abord”. Bofip+1

• Risques clés : réglementaire (AOS/CR vs OA), raccordement & délais 2025–2026, écrêtements/curtailment en hausse, exécution multi-sites (planning/qualité), subordination et couverture partielle de la garantie. Commission de régulation de l'énergie+2Commission de régulation de l'énergie+2

Projet & périmètre

• Technologie : photovoltaïque en toiture. Puissance cumulée : ~38,1 MWc. Sites : majoritairement centre-est. Porteur : SPV dédié au portefeuille. Montant d’investissement : ~47 M€. Production : P90 ≈ 40,4 GWh/an. Mises en service : 2026. Maturité : développement avancé / pré-RTB partiel.

Ressource & production (P50/P90, PR, dispo, dégradation)

• Hypothèses : niveaux de productible calculés par un cabinet indépendant, P90 retenu dans le modèle financier. P90 portefeuille ~40,4 GWh/an. (PR, dispo et dégradation non détaillés dans les extraits fournis). Risque : aléas climatiques et éventuels écrêtements réseau (tendance 2025 à la hausse). pv magazine France+1

Revenus & offtake (sans noms, sans taux)

• Dossier : éligibilité annoncée au tarif réglementé (guichet ouvert) 20 ans pour 100–500 kWc ; niveau moyen indiqué ≈ 105 €/MWh dans la présentation (moyenne portefeuille). CA P90 ~4,3 M€/an, cohérent avec 40,4 GWh × 105 €/MWh.

• Réglementation 2025 (évolution majeure) : pour 100–500 kWc, bascule vers AOS (CR) à compter de septembre 2025 ; seuls les projets remplissant à temps les jalons (ex. DCR) resteraient au guichet ouvert. Risque de bascule de régime si certaines centrales n’ont pas sécurisé leur droit antérieurement. Volatilité prix accrue sous CR (exposition marché + règles prix négatifs). Commission de régulation de l'énergie+3Légifrance+3Commission de régulation de l'énergie+3

• Indexations & clauses : non visibles dans les extraits. À vérifier dans les contrats finaux (OA/CR, équilibrage, pénalités prix négatifs).

Coûts, O&M & assurances

• CAPEX cumulé indiqué ≈ 47 M€ (portefeuille multi-sites). Équipements : modules & onduleurs industriels (marques citées dans le dossier, non reprises ici). OPEX/assurances : non détaillés dans les extraits — à confirmer (O&M préventif/correctif, garanties, TRC/DO/RC, monitoring). Taxe de production (IFER) : pour PV mis en service après 01/01/2021 : 3,542 €/kW/an (20 ans), sinon 8,51 €/kW/an. Bofip

Autorisations & raccordement

• État : autorisations d’urbanisme accordées ; T0 ou conventions de raccordement obtenus pour une partie (à documenter projet par projet). Risque : délais de raccordement (objectif d’amélioration, mais tensions 2025) et éventuels surcoûts/devis. Commission de régulation de l'énergie

Structure d’investissement, ratios & sûretés

• Structure : dette bancaire senior + obligations simples (junior à la dette bancaire, senior à l’apport en capital/compte courant). Subordination contractuelle confirmée.

• Covenants : DSCR minimum 105 % (annuel) ; restrictions sur dividendes/CCAs ; maintien de rang.

• Sûretés : garantie autonome à première demande couvrant les 4 premières échéances des obligations (couverture partielle et limitée dans le temps).

Planning & risques de délai

• Chemin critique : obtention/confirmation des conditions de soutien (OA vs AOS/CR), finalisation des raccordements, commandes équipements, chantier multi-sites, mise en service 2026. Risque : glissement de planning (+6 à +12 mois) sous contraintes réseau/chaîne d’approvisionnement/administratif. Commission de régulation de l'énergie

Marché/localisation & acceptabilité (OSINT)

• Contexte : orientation nationale “toitures d’abord” (obligations de solarisation/végétalisation de nombreuses toitures et parkings). Acceptabilité des toitures généralement meilleure que le sol. Auvergne-Rhône-Alpes D.D.+1

• Dynamique filière : forte accélération du PV en 2024–2025 ; mais écrêtements en hausse en 2025 et davantage d’heures à prix négatifs, appelant à une gestion fine de la flexibilité. RTE France+2pv magazine France+2

Antécédents du porteur (anonymisés) — OSINT

• Profil général (dossier) : acteur actif depuis 2009, intégrant développement-construction-exploitation.

• Projets précédents (anonymisés, exemples)

  • Projet #1 (2022, PV toiture, ~0,3 MWc) — statut : en exploitation.

  • Projet #2 (2023, PV toiture, ~0,5 MWc) — statut : en exploitation.

  • Projet #3 (2024, PV toiture, ~0,2 MWc) — statut : en cours / raccordement.
    (Recensement basé sur sources publiques de presse spécialisée et publications institutionnelles ; détails volontairement anonymisés.)
    NB : la SPV analysée est récente ; vérifier l’historique global consolidé (volumes, incidents, discipline de remboursement) sur bases publiques et documents financiers.

Stress tests & sensibilité (impacts indicatifs)

Hypothèse de base issue du dossier : P90 = 40,4 GWh/an ; prix moyen indicatif portefeuille ≈ 105 €/MWh ⇒ CA P90 ≈ 4,24 M€/an (ordre de grandeur ; dossier ≈ 4,3 M€).

• Production

  • P90 → P90-5 % : –2,02 GWh/an ⇒ –0,21 M€/an (à 105 €/MWh).

  • Curtailment +2 % / +5 % : –0,81 / –2,02 GWh/an ⇒ –0,09 / –0,21 M€/an (à 105 €/MWh). pv magazine France

• Prix (si CR/AOS et exposition accrue marché)

  • –15 % vs base : ≈ –0,64 M€/an.

  • –30 % vs base : ≈ –1,27 M€/an.

• CAPEX/OPEX

  • CAPEX +10 %/+20 % : pression sur levier/dette ; risque sur bouclage si enveloppe contingences insuffisante.

  • OPEX +15 % : baisse de marge d’exploitation ; risque DSCR si proche du covenant (105 %).

• Délais

  • +6 / +12 mois : coût du portage (intérêts intercalaires), décalage de revenus ; attention aux long-stop éventuels des contrats (non fournis).
    Effet DSCR : sans compte d’exploitation détaillé, évaluation qualitative — un cumul “prix –15 % + curtailment +2 % + OPEX +15 %” peut tendre le DSCR sous le seuil 105 % si la marge d’origine est limitée.

Points forts / Points d’attention

Points forts

• Portefeuille toitures (acceptabilité & foncier), dispersion des sites.

• P90 déjà validé par étude indépendante ; CA P90 cohérent avec hypothèses présentées.

• Covenant DSCR et sûreté (garantie autonome) apportant un tampon partiel en début de vie des obligations.

• Fiscalité de production (IFER) prévisible. Bofip

Points d’attention

• Réglementaire : possible bascule de certaines centrales 100–500 kWc vers AOS/CR selon dates de jalons (DCR), avec visibilité prix plus faible que l’OA. Commission de régulation de l'énergie

• Raccordement : délais et files en 2025, risques de PTF coûteuses et glissements de calendrier. Commission de régulation de l'énergie

• Curtailment : hausse 2025 (solaire particulièrement touché) → prudence sur P90/PR et clauses prix négatifs/arrêt de production. pv magazine France

• Subordination : obligations junior vis-à-vis de la dette bancaire ; garantie limitée aux 4 premières échéances.

• Exécution multi-sites : risques de retards/qualité (EPC/O&M, logistique), à cadrer par garanties & LDs (non fournies).

Grille d’évaluation (1–5 étoiles — ancrage de risque)

• Ressource & production : ★★★★☆ — P90 indépendant, portefeuille toitures ; vigilance PR/écrêtements. pv magazine France

• Revenus & offtake : ★★☆☆☆ — visibilité annoncée OA, mais changement 2025 (AOS/CR) potentiellement rétroactif selon jalons. Commission de régulation de l'énergie

• EPC/O&M & assurances : ★★★☆☆ — structuration plausible, mais contrats/garanties non fournis dans les extraits.

• Autorisations & raccordement : ★★★☆☆ — autorisations et conventions partiellement obtenues ; risque délais réseau. Commission de régulation de l'énergie

• Structure & sûretés : ★★★☆☆ — covenant DSCR & garantie autonome (limite : durée/couverture), obligations subordonnées.

• Antécédents porteur : ★★★★☆ — historique multi-annuel indiqué (anonymisé ici) ; vérifier exécution et discipline de remboursement.

• Planning & risques : ★★★☆☆ — portefeuille 2026, exécution multi-sites et incertitudes réseau/réglementaires.

Conclusion récapitulative

Portefeuille toitures de taille significative, P90 consolidé et cadre fiscal connu ; la structure intègre un covenant DSCR et une garantie autonome initiale. Les risques dominants portent sur la réglementation 2025 (OA → AOS/CR selon jalons), les délais de raccordement et la hausse des écrêtements qui peuvent entamer la production valorisée et la marge d’exploitation. Une revue contractuelle détaillée (dates DCR par site, contrats OA/CR, PTF, EPC/O&M, assurances, matrices pénalités/LDs, buffers planning & contingences) est nécessaire avant décision. Aucune recommandation d’investissement n’est formulée ici.