1. 🔎 Projet & périmètre

2. ☀️ Ressource & production

• Productible annoncé : 23,4 GWh/an ⇒ ≈ 1 238 kWh/kWc, facteur de charge ≈ 14,1 %. Pour le sud des Landes, c'est un niveau cohérent, plutôt prudent pour du fixe bien orienté.
• Non communiqués : source de l'étude de productible, P50/P90, Performance Ratio, hypothèse de dégradation annuelle, disponibilité garantie.
• Sensibilité : risque de curtailment et d'heures à prix négatifs (pendant lesquelles le complément de rémunération ne joue pas pleinement) à intégrer dans les projections.

Risque modéré Production plausible mais non étayée par une étude indépendante publiée.

3. 💶 Revenus & offtake

• Schéma : complément de rémunération sur 20 ans (contrepartie publique, profil crédit solide).
• Prix propre au projet non communiqué. Le prix moyen pondéré de la 8e période se situait autour de 78–79 €/MWh ; la 9e période est retombée vers ~61 €/MWh. Le projet a donc sécurisé son tarif avant cette baisse.
• Ordre de grandeur indicatif (hypothèse au prix moyen de période) : ≈ 1,8 M€ de chiffre d'affaires annuel, soit environ 1/19e de l'investissement global annoncé — un ratio faible pour du PV seul, qui suggère que l'enveloppe couvre d'autres composantes.
• Covenant utile : renoncer au complément de rémunération exige l'accord du représentant de la masse.

Risque faible à modéré Bonne visibilité des revenus une fois en exploitation, mais l'obligation est remboursée par un refinancement, pas par ces revenus.

4. 🔧 Coûts, O&M & assurances

• CAPEX ≈ 1,86 €/Wc, soit environ le double des niveaux couramment observés pour du PV au sol (≈ 0,6–0,9 €/Wc). Écart possiblement lié au volet stockage, au défrichement (~20 ha), à la remise en état de la friche, au raccordement ou aux frais de portage — aucune ventilation fournie.
• Contingences, OPEX, loyers fonciers, fiscalité locale (IFER), assurances TRC/RC : non détaillés.
• Contrats EPC et O&M : contreparties, garanties de performance et pénalités non communiquées.

Risque élevé Opacité sur le coût et les contrats de construction, alors que le projet n'est pas encore construit.

5. 📑 Autorisations & raccordement

• Étude d'impact publiée en 2023, avis de l'autorité environnementale fin 2023, enquête publique sur une demande de défrichement d'environ 20 ha ; avis favorable de l'intercommunalité.
• Le statut de lauréat suppose un permis obtenu ; son caractère purgé de tout recours n'est pas explicitement confirmé.
• Raccordement : aucun élément (poste, distance, devis, calendrier).
• Foncier : le bail emphytéotique n'était pas encore signé à la date du contrat d'émission (fin octobre 2026), à quelques jours du démarrage annoncé des travaux.
• Contexte local : massif forestier landais ⇒ risque feu de forêt et obligations de débroussaillement à surveiller.

6. 🏦 Structure d'investissement, ratios & sûretés

• Long terme : dette bancaire senior ≈ 15,8 M€ (≈ 45 % du coût total, en cours de sécurisation) + financement participatif local (≈ 10 % des investissements PV) + éventuel financement du volet stockage + fonds propres complémentaires. Le bouclage complet des ≈ 35,2 M€ n'est pas démontré.
• Mécanique de remboursement : le tirage de la dette senior sert d'abord à rembourser la ligne revolving ; le bridge n'est remboursé qu'avec le solde. D'après les proportions publiées, 15,8 M€ de dette senior ne couvrent pas à eux seuls ≈ 21 M€ de revolving + 4 M€ de bridge ⇒ le remboursement dépend aussi du participatif local, du financement stockage ou d'un apport du sponsor.
• Rang : obligations simples, subordonnées en principal et intérêts à la future dette senior long terme ; émises par une holding ⇒ subordination structurelle aux dettes de la SPV.
• Sûreté : nantissement de premier rang sur 100 % des titres de la holding émettrice. Sa valeur dépend de la valeur nette de la SPV après dette senior. Le représentant de la masse peut en donner mainlevée lors de la mise en place de la dette senior.
• Covenants : non-cession, non-modification de l'actionnariat, negative pledge, non-paiement aux actionnaires/affiliés, remboursements anticipés obligatoires sur les flux de refinancement, exigibilité anticipée (délai de remède 45 jours) y compris en cas de procédure collective d'une partie affiliée, intérêts de retard majorés.
• DSCR / LLCR / LTV : non communiqués.

Risque élevé Le cœur du risque est le refinancement et la position subordonnée de l'investisseur.

7. 📅 Planning & risques de délai

• Marge d'environ 12 mois entre la mise en service et l'échéance : confortable sur le papier.
• Chemin critique : signature du bail, déblocage des fonds, défrichement, raccordement, closing de la dette senior.
• Un retard de construction ou de closing bancaire supérieur à 6–9 mois rendrait probable une demande de prorogation soumise à la masse.

8. 🌲 Marché, localisation & acceptabilité

• Réhabilitation d'un site industriel déjà artificialisé : argument d'acceptabilité réel et sources publiques disponibles depuis 2023.
• Le propriétaire du foncier (depuis 2022) porte la réhabilitation globale de la friche et a délégué la maîtrise d'ouvrage du volet PV à la SPV.
• Point de vigilance : le projet implique un défrichement (~20 ha), ce qui nuance l'argument « zéro nouvel espace ».
• Secteur déjà doté d'autres centrales PV au sol ⇒ contraintes réseau possibles, non documentées.

9. 🧭 Antécédents du porteur (anonymisés)

• Producteur indépendant créé en 2015, ≈ 100 salariés, ≈ 197 MW en exploitation/construction, pipeline annoncé ≈ 2,5 GWc.
• Levée de fonds propres de 50 M€ fin 2023 auprès d'investisseurs institutionnels ; ligne revolving de 38 M€ (extensible à 50 M€) accordée par un pool de huit banques fin 2025.
• CA publié : ≈ 8,9 M€ (2022) → 12,5 M€ (2023) → 16,7 M€ (2024), résultat d'exploitation 2024 ≈ 3,3 M€. La fiche annonce 14,5 M€ pour 2025 : recul apparent à expliquer (périmètre social/consolidé ?).

ℹ️ Aucun incident de paiement public identifié, mais l'historique de remboursement complet n'est pas vérifiable : la plupart des opérations sont encore en cours.

10. 🧪 Stress tests & sensibilité (indicatifs)

Base : CA ≈ 1,8 M€/an (hypothèse prix moyen de période), dette senior annoncée 15,8 M€, supposée dimensionnée en proportion des revenus. Aucun business plan publié ⇒ ordres de grandeur uniquement.

Point mort, DSCR min/moyen et LLCR : non calculables sans business plan.

11. ⚖️ Points forts / points d'attention

12. ⭐ Grille d'évaluation

13. 🔗 Sources

• Fiche projet, fiche d'informations clés sur l'investissement et contrat d'émission (documentation de la collecte).
• Délibération sur la 8e période de l'appel d'offres PV au sol (2025)
• Évolution des prix entre les 8e et 9e périodes PV au sol
• Avis de l'autorité environnementale sur le projet (déc. 2023)
• Étude d'impact du projet (sept. 2023)
• Avis d'enquête publique — demande de défrichement
• Avis de l'intercommunalité sur le défrichement
• Presse économique et juridique régionale (comptes publiés, levée de fonds 2023, ligne revolving 2025) et fiches de collectes antérieures du sponsor — liens non reproduits afin de préserver l'anonymisation.