1. Projet & périmètre

2. Ressource & production

• Productible implicite : ~1 093 kWh/kWc/an. Pour le centre de la France, un système au sol optimisé se situe généralement vers 1 200–1 280 kWh/kWc ; le flottant, faiblement incliné, perd une partie de ce potentiel (en partie compensée par le refroidissement par l'eau). La valeur annoncée paraît donc plausible pour un P50.
• Non communiqués publiquement : P90, Performance Ratio, taux de dégradation, disponibilité garantie, source de l'étude de productible (mesures ou modèle).
• Technologie encore récente pour le porteur : il s'agit de sa première centrale flottante (risques spécifiques : ancrages, comportement en crue, salissures par l'avifaune, accès maintenance).

3. Revenus & offtake

• Lauréat de la 3e période de l'appel d'offres national « technologiquement neutre » → complément de rémunération sur 20 ans. Le prix moyen pondéré de cette période s'est établi à 80,6 €/MWh ; le tarif propre au projet n'est pas publié.
• Contrepartie publique : profil crédit solide. Le complément de rémunération protège contre la baisse des prix de marché, mais pas contre les heures à prix négatifs (règles récentes de suspension ou d'indemnisation partielle) ni contre un retard de mise en service au-delà des délais de l'appel d'offres (risque de réduction de durée de contrat).
• Ordre de grandeur (estimation IA) : 37 GWh × ~80 €/MWh ≈ 3,0 M€ de chiffre d'affaires annuel.

4. Coûts, O&M & assurances

• CAPEX ~0,79 €/Wc : dans le bas des fourchettes habituellement citées pour le flottant (souvent 0,9–1,15 €/Wc selon les sources et les années). La baisse des prix des modules peut l'expliquer, mais la marge pour aléas n'est pas connue.
• OPEX non communiqués. Hypothèse IA : 15–18 €/kWc/an pour du flottant + fiscalité locale (~100 k€/an annoncés) → ~0,7–0,8 M€/an.
• Contrats EPC/O&M (garanties, pénalités) et assurances (TRC, bris de machine, pertes d'exploitation) : non accessibles publiquement.

5. Autorisations & raccordement

• Permis déposé en 2022, enquête publique conjointe avec la mise en compatibilité du document d'urbanisme (oct.–nov. 2023), avis de l'autorité environnementale traité. La désignation comme lauréat suppose une autorisation d'urbanisme obtenue ; le caractère purgé de tout recours n'est pas confirmé publiquement.
• Site en zone couverte par un plan de prévention du risque inondation (Loire) : conception annoncée sur un scénario de crue bicentennale (Q200).
• Foncier : un bail emphytéotique a été signé en avril 2026, mais il comporte des conditions suspensives non encore toutes levées. Le contrat d'émission prévoit, comme condition au décaissement des fonds, une garantie autonome à première demande d'une société du groupe au profit des obligataires, valable jusqu'à leur levée — un filet utile, à condition que le garant soit solvable.
• Raccordement (point d'injection, coût, délai de mise à disposition) : non documenté — point de vigilance majeur pour tenir l'objectif d'octobre 2027.

6. Structure d'investissement, ratios & sûretés

• Émetteur : holding dédiée au capital de 1 000 €, sans chiffre d'affaires ni actifs significatifs à ce jour (aucun compte annuel exploitable). Sa capacité de remboursement repose entièrement sur la société de projet et sur le groupe.
• Sûreté : nantissement de 1er rang, consenti par la maison mère, sur 100 % des titres de la holding émettrice. Les créanciers de la société de projet (obligataires locaux, banque senior) sont servis avant la holding : il y a donc une subordination structurelle. La valeur du nantissement dépend de la valeur résiduelle des titres après ces dettes.
• Subordination contractuelle : le contrat d'émission prévoit que les obligations seront subordonnées à la future dette bancaire long terme, le représentant de la masse étant mandaté pour signer la convention de subordination.
• Mécanisme de remboursement : remboursement anticipé obligatoire dans les 30 jours suivant le tirage de la dette bancaire long terme (à hauteur du montant tiré net du remboursement de la ligne court terme) et au fil des décaissements du financement participatif local ; remboursement total au plus tard à l'échéance. Si la dette bancaire est inférieure aux besoins, le solde du bridge resterait subordonné.
• Engagements protecteurs : interdiction de distributions aux actionnaires et affiliés (hors fonds propres excédentaires), de nouvelles sûretés au profit d'autres créanciers, de cession et de changement d'actionnariat, et accord requis avant toute renonciation au contrat de complément de rémunération.
• Fonds propres très faibles à long terme : 23,8 + 2,9 M€ ≈ 26,7 M€ couvrent quasiment tout l'investissement. Une dette senior à ~89 % du CAPEX est agressive ; si la banque dimensionne un montant inférieur, l'écart devra être comblé par le porteur.
• DSCR/LLCR : non communiqués. Estimation IA (dette 23,8 M€ sur 18 ans à ~4,5 %, tarif ~80 €/MWh, OPEX ~0,75 M€) : DSCR ≈ 1,13 au P50 — tendu au regard des ratios usuels (1,15–1,30). Avec une maturité de 20 ans : ~1,21. Ces chiffres sont des ordres de grandeur, pas des données du dossier.
• Contexte porteur : levée de fonds propres d'environ 50 M€ en 2023 et crédit syndiqué corporate d'environ 50 M€ annoncé en 2026 — éléments plutôt favorables à sa capacité à apporter des fonds propres si nécessaire.

7. Planning & risques de délai

➡️ Marge calendaire d'environ 5 mois entre la mise en service visée et l'échéance finale. Si la dette senior n'est tirée qu'à la mise en service, un retard de chantier ou de raccordement se répercuterait directement sur le remboursement. Le contrat ne prévoit pas de prorogation explicite : un report nécessiterait un vote de la masse des obligataires (le représentant de la masse dispose de larges pouvoirs de renégociation des engagements et du taux de retard).

8. Marché, localisation & acceptabilité

• Commune rurale (~640 habitants) de la Nièvre, en bord de Loire ; ensoleillement moyen pour la France.
• Soutien municipal affiché, réhabilitation d'un site anthropisé, absence de conflit d'usage agricole : acceptabilité locale plutôt favorable.
• Retombées fiscales locales annoncées : ~100 k€/an.

9. Antécédents du porteur (anonymisés)

• Porteur créé en 2015, ~100 collaborateurs, CA 2025 annoncé de 14,5 M€, ~197 MW en exploitation/construction, 2,5 GWc en développement, présence dans plusieurs pays européens.
• Aucun incident de remboursement public identifié lors de nos recherches, mais l'historique de remboursement des opérations participatives antérieures n'a pas pu être vérifié. Un refus d'autorisation sur un projet éolien (2023) rappelle le risque de développement, sans lien direct avec ce projet.
• Point de gouvernance à connaître : une société de gestion liée à un autre acteur du crowdfunding ENR figure parmi les actionnaires minoritaires du groupe.

10. Stress tests & sensibilité (estimations IA, niveau société de projet)

Hypothèses : 37 GWh P50, tarif ~80 €/MWh (moyenne de la période d'appel d'offres), OPEX 0,75 M€/an, dette senior 23,8 M€ / 18 ans / ~4,5 %. Données projet non publiées → résultats indicatifs.

➡️ Point mort estimé (DSCR = 1,0) : ~73 €/MWh dans ces hypothèses. Lecture pour l'obligataire bridge : ces sensibilités ne menacent pas directement les coupons, mais elles conditionnent le montant de dette senior que la banque acceptera de prêter, donc la capacité à rembourser le bridge à l'échéance.

11. Points forts / points d'attention

12. Grille d'évaluation