Projet photovoltaïque : le guide des entrepreneurs

Coup de tonnerre sur la filière photovoltaïque : l’arrêté du 26 mars 2025 vient modifier en profondeur le cadre tarifaire des installations photovoltaïques jusqu’à 500 kWc. Ce texte – révisant l'arrêté tarifaire connu sous le nom de "S21" – redéfinit les conditions de vente de l’électricité produite. Résultat : certains modèles économiques deviennent moins favorables, d’autres gagnent en pertinence, mais tous nécessitent d’être réévalués à l’aune de ces nouvelles règles.

Autrement dit, ce qui était rentable avant le 26 mars 2025 ne l’est peut-être plus aujourd’hui. Et inversement, de nouvelles opportunités émergent : dans ce contexte mouvant, l’autoconsommation (individuelle ou collective) s’impose plus que jamais comme une stratégie énergétique et économique à fort potentiel pour les entreprises.

En effet, le décret tertiaire impose de réduire progressivement les consommations énergétiques des bâtiments à usage tertiaire de plus de 1 000 m², voir notre article sur le sujet. Cette obligation réglementaire pousse à repenser les stratégies énergétiques, non seulement pour rester en conformité, mais aussi pour éviter les sanctions à venir. Dans ce contexte, le photovoltaïque représente une solution concrète et efficace.

En investissant dans le solaire, l’entrepreneur satisfait aux exigences réglementaires, tout en accroissant l’autonomie énergétique de ses bâtiments et la rentabilité de ses sites, via la consommation directe de l'énergie produite.

Produire et consommer sa propre électricité permet de réduire la dépendance au marché, de lisser les coûts à long terme et de s’inscrire dans une trajectoire de transition bas carbone, de plus en plus analysée par les clients, les investisseurs et les collaborateurs. Mais derrière cette promesse séduisante, se cache une réalité opérationnelle et réglementaire de plus en plus complexe.

Étude de préfaisabilité, modèle d'affaires, choix du montage juridique, raccordement, installation, fiscalité, compatibilité avec les nouvelles conditions tarifaires : chaque décision doit être éclairée, argumentée, et intégrée dans une vision d’ensemble. Car un mauvais calibrage en amont peut faire basculer un projet dans l’impasse : non conformité, déficit, risques pour le bâtiment.

C’est justement pour éviter ces écueils que nous avons conçu ce guide.

Dans les sections suivantes, vous découvrirez comment sécuriser chaque étape de votre projet photovoltaïque, maximiser votre autoconsommation réelle, et valoriser intelligemment le surplus éventuel.

Voici les éléments que vous retrouvez dans cet article :

1. Réaliser une étude de préfaisabilité

2. Études économiques et structuration du projet

3. Études d’impact et autorisations administratives : sécuriser la faisabilité de son projet photovoltaïque

4. Construction, mise en service et exploitation

Bien anticiper est la clef d'un projet réussi

1. Réaliser une étude de préfaisabilité pour son projet photovoltaïque

L’étude de préfaisabilité est un diagnostic initial. Elle répond à une série de questions simples en apparence, mais fondamentales :

• Le site ou le bâtiment envisagé est-il adapté à la production solaire ?

• S'il s'agit d'un bâtiment, quelles sont les caractéristiques des structures porteuses ?

• Existe-t-il des freins réglementaires, patrimoniaux ou environnementaux ?

• Le raccordement au réseau est-il possible, à quel coût ?

• Quel est le potentiel de production ?

• Et surtout : le projet, incluant son modèle économique, peut-il être rentable ?

Cette mission menée par Solaire Conseil vise à identifier le potentiel du site et à fournir une première vision globale des enjeux concernant le projet. Cette phase permet d'éviter des erreurs coûteuses et d’optimiser les chances de réussite du projet en identifiant en amont les défis techniques, administratifs et économiques à relever.

La détermination du site

Bien déterminer l'espace dédié au projet photovoltaïque est une étape déterminante.

Le choix du site est un élément crucial. Le dimensionnement d’un projet solaire dépend directement de la surface exploitable. Une toiture industrielle de 3 000 m², une friche de 2 hectares ou un entrepôt logistique n’offrent pas le même potentiel et ne servent pas non plus les mêmes intérêts.

La surface disponible n'est pas le seul critère. Il faut aussi évaluer :

• La structure porteuse (dans le cas d’une toiture)

• La stabilité du sol (pour les centrales au sol)

• L’accessibilité pour les travaux

• Les usages existants ou futurs (pouvant générer des conflits d’usage)

• Les besoins énergétiques intrinsèques à l'activité existante

Chaque type de site obéit à des logiques techniques spécifiques qu’il faut anticiper dès le départ. Qu'il s'agisse d'un projet  au sol ou sur toiture, plusieurs aspects doivent être pris en compte :

• Surface disponible : Elle permet de rendre compte de la taille du futur projet en fonction des espaces disponibles (toiture, sol, parking). Une grande surface permet d'installer davantage de panneaux et donc d'optimiser la production d'énergie. Évaluer la dimension du projet permet de d’anticiper les risques financiers et règlementaires. 

• Potentiel solaire : L'évaluation du potentiel solaire est essentielle pour estimer la production future d’électricité. Une étude doit être réalisée en prenant en compte l’orientation et l’inclinaison projetée des panneaux, ainsi que l’éventuelle présence d’ombrages saisonniers. Bien entendu, une installation solaire près de Carcassonne n'aura pas la même productivité qu'une installation identique près de Dunkerque. Une installation solaire fixe de 1 kWc produit en moyenne ≈ 1 600 kWh/an près de Carcassonne, contre ≈ 1 050 kWh/an près de Dunkerque, d’après les données PVGIS (30° d’inclinaison, azimut sud). En d’autres termes, la centrale méridionale délivre environ 50 % d’énergie de plus (ratio ≃ 1,5) que son équivalente dans le Nord.

• Topographie et pédologie : Pour les installations au sol, il faut évaluer la pente du terrain et la nature du sol (rocheux, sableux, humide, etc.), car cela peut impacter les coûts de terrassement et d’ancrage des structures. Un sol instable ou inadapté peut nécessiter des travaux coûteux, ce qui pourrait remettre en question la faisabilité du projet.

Un développeur envisageait d’implanter un parc photovoltaïque de 5 MW sur une ancienne parcelle viticole vallonnée près de Narbonne. Le terrain présentait une pente moyenne de 12 % et un sol limono‑argileux très meuble reposant sur une nappe phréatique affleurante en hiver. Pour rendre le site exploitable, il aurait fallu décaisser et reprofiler quelque 20 000 m³ de terre afin de ramener la pente à 6 %, soit un surcoût d’environ 380 000 €. Les pieux battus initialement prévus n’étaient pas adaptés ; il aurait fallu recourir à des micropieux forés avec béton injecté, ajoutant près de 310 000 € supplémentaires. À cela s’ajoutaient 120 000 € de drainage et de voirie renforcée. Au total, ces adaptations techniques représentaient environ 810 000 € de dépenses imprévues, soit plus de 16 % du CAPEX initial. L’analyse économique a montré que le coût actualisé de l’électricité (LCOE) dépassait alors l’objectif de 65 €/MWh ; le développeur a donc abandonné le site. Cet exemple illustre comment une pente excessive et un sol instable peuvent, à eux seuls, compromettre la faisabilité d’un projet solaire au sol.

• Contraintes architecturales : Pour les installations sur toiture, il est indispensable d’évaluer la solidité de la structure existante, ainsi que sa capacité à supporter le poids supplémentaire des équipements. La nature de la couverture (tuiles, bac acier, membrane bitumineuse, etc.) influence également le choix des systèmes de fixation et peut nécessiter des adaptations spécifiques. Une toiture vieillissante ou fragile pourrait exiger des travaux de renforcement ou de réfection, augmentant ainsi les coûts du projet. Une étude préalable de la charpente et du revêtement permet d’anticiper ces contraintes et d’optimiser la conception de l’installation.

Un fabricant agro‑alimentaire près de Toulouse a étudié la pose de panneaux solaires sur la toiture bac acier de 5 500 m² livrée en 2018. L’audit structurel a montré que la charpente treillis et les pannes IPE disposaient d’une marge de charge utile de 30 kg/m², tandis que le système photovoltaïque complet (modules, rails, passerelles) ne requiert que 12 kg/m².

La couverture récente, sans amiante et parfaitement étanche, n’exigeait qu’un complément de lignes de vie et quelques renforts localisés (coût : 22 000 €). La surface utile a permis d’installer ≈ 900 kWc (densité nette ≈ 165 W/m²) pour un investissement total de 680 000 € (≈ 0,75 €/Wc).

En Haute‑Garonne, le gisement solaire atteint ≈ 1 430 kWh/kWc/an pour une toiture fixe orientée sud ; la centrale produit donc ≈ 1,29 GWh/an. Sur la base du tarif de vente du surplus et de l’autoconsommation du site, le coût actualisé de l’électricité (LCOE) ressort à ≈ 63 €/MWh et le retour sur investissement est estimé à 7–8 ans.

Une toiture moderne, bien dimensionnée et exempte de pathologies, peut accueillir une centrale photovoltaïque sans surcoûts structurels majeurs, maintenant ainsi la rentabilité du projet.

Urbanisme et zones de protections : des contraintes à anticiper

Les projet photovoltaïque sont généralement règlementés dans les PLU

Chaque territoire est soumis à des règles précises qui définissent où, et comment, les installations solaires peuvent être mises en place. Il est nécessaire de s’intéresser aux éléments suivants pour rendre compte de la faisabilité règlementaire du projet.

• Le PLU (Plan Local d'Urbanisme)

Chaque commune ou intercommunalité organise l’urbanisation de son territoire à travers des documents d’urbanisme tels que le Plan Local d'Urbanisme (PLU) ou, à défaut, une carte communale. En l'absence de ces documents, c'est le Règlement National d'Urbanisme (RNU) qui s'applique.

Le PLU délimite différentes zones : zones urbaines (U), zones à urbaniser (AU), zones agricoles (A) et zones naturelles (N) entre autres. Certaines zones identifiées comme favorables au développement de projets solaires sont parfois mentionnées explicitement dans les documents d’urbanisme par l’indication "pv" (par exemple Npv ou Apv).

Chaque zonage fixe des règles spécifiques : par exemple, certains PLU peuvent interdire ou restreindre l’implantation d'installations photovoltaïques dans les zones agricoles (A) ou naturelles (N), ou imposer des conditions particulières comme une hauteur maximale. Si le projet n’est pas compatible avec le document d’urbanisme en vigueur, il sera nécessaire de solliciter auprès de la commune, ou de l’intercommunalité, sa modification, sans quoi le projet ne pourra être mené à bien.

• Les zones protégées et réglementations spécifiques

Certains territoires bénéficient d’un statut particulier qui peut limiter, voire interdire, l’installation de panneaux photovoltaïques. C’est notamment le cas des zones classées Natura 2000 Oiseaux et Habitats, des Parcs Naturels Régionaux ou encore des zones soumises aux lois Montagne et Littoral. Toutefois, des dérogations peuvent être accordées sous certaines conditions.

• Cas particuliers

De nombreux cas particuliers parsèment le territoire. Les aérodromes ont, par exemple, été longtemps soumis à des règles strictes liées à l'éblouissement éventuel des avions. Mais ces restrictions ont été assouplies dans la mise à jour d’octobre 2024 de la note technique de la DGAC, laquelle remplace l’interdiction générale par une analyse au cas par cas, fondée sur des études de réflectance et de trajectoire. Les zones agricoles protégées (PAEN) imposent, quant à elles, des critères stricts pour garantir que l’installation photovoltaïque ne porte pas préjudice aux activités agricoles.

Raccordement et contraintes techniques : un facteur déterminant

Le dimensionnement du réseau électrique est un des enjeux actuels pour la filière photovoltaïque

Le raccordement au réseau électrique est une étape incontournable pour tout projet photovoltaïque visant à injecter de l’électricité sur le réseau public, en injection totale comme en autoconsommation avec injection de surplus. Cette phase peut s’avérer complexe et coûteuse selon la localisation du site, la puissance de l’installation photovoltaïque et l’état du réseau électrique local :

• Distance du point de raccordement : Plus le site est éloigné du poste de transformation, plus le coût de raccordement sera élevé. Dans certains cas, la distance peut être un facteur bloquant si les coûts deviennent disproportionnés par rapport aux bénéfices attendus.

• Capacité d’accueil du réseau : Certaines zones sont déjà saturées, ce qui peut compliquer l’injection d’électricité supplémentaire. Il est donc essentiel de vérifier auprès du gestionnaire de réseau (Enedis) la faisabilité technique du projet.

• Délais et démarches administratives : Le raccordement nécessite souvent plusieurs mois de démarches administratives et d’études techniques. Il est recommandé d’anticiper ces délais dans la planification du projet.

Pour plus d'informations, consultez notre article dédié.

Intégrer ces paramètres dès l’étude de préfaisabilité augmente fortement les chances de réussite : l'entrepreneur anticipe les coûts cachés, écarte les obstacles administratifs et établit ainsi un business plan fiable.

2. Études économiques et structuration du projet

Une fois la préfaisabilité validée, le projet solaire entre dans une phase stratégique : celle dans laquelle les chiffres, les modèles économiques et les choix de structuration prennent le relais. Un projet photovoltaïque est un investissement à part entière, qui doit s’appuyer sur une vision financière solide, des arbitrages clairs et un écosystème de partenaires bien choisi.

Structuration juridique et financière : construire son business plan

La construction d'un Business plan modélisant précisément les flux financiers du projet est nécessaire afin d'adapter la stratégie de développement du projet

Élaborer un business model pour une centrale photovoltaïque consiste en une démarche structurée qui combine stratégie énergétique, modélisation financière, choix juridiques et anticipation des risques. Voici les grandes étapes qui permettent de construire un modèle économique robuste, adapté aux exigences des investisseurs, des autorités et du marché.

1. Définir le mode de valorisation de l’électricité produite : estimer les recettes

La première étape consiste à choisir comment sera utilisée l’électricité produite par la centrale : en autoconsommation ou en vente totale. Ce choix structure l’ensemble du modèle économique.

La vente totale de l’électricité produite

Elle implique que toute l’électricité est injectée sur le réseau et donc, vendue. Deux grands mécanismes publics en soutien aux énergies renouvelables bénéficient aux producteurs : l’Obligation d’Achat (OA), réservée aux installations de moins de 500 kWc, et les Appels d’Offres (AO) organisés par la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) pour les projets de plus de 500kWc. Ces deux mécanismes de soutien garantissent un tarif de revente pendant vingt ans.

Pour une centrale ≤ 500 kWc, le producteur bénéficie de l’Obligation d’Achat : un contrat standard avec EDF OA lui garantit, sans mise en concurrence, un tarif réglementé indexé et sécurisé sur 20 ans après simple demande de raccordement. Au‑delà de 500 kWc, il doit passer par un appel d’offres CRE : la Commission publie un cahier des charges, les projets sont notés (prix, impact carbone, insertion), et seuls les lauréats signent un contrat – le tarif est celui qu’ils ont proposé au concours. En résumé, l’OA offre un prix connu mais plafonné pour les petites puissances, tandis que l’AO impose une compétition qui tire les prix vers le bas, mais exige un dossier complet et des garanties plus lourdes pour les grandes installations.

Un contrat de gré à gré (cPPA)peut également être conclu avec un tiers pour l’achat de l’électricité produite, le prix sera fixé dans la convention, mais la durée de vingt ans n'est plus garantie. En général, les durées garanties via un cPPA oscillent entre 5 et 10 ans.

Dès le dernier trimestre 2025, le segment 100kWc - 500kWc ne sera plus ouvert en Obligation d’Achat, mais sera également soumis à une procédure d’appel d’offre pour l’obtention du tarif d’achat, qui ne sera donc plus garanti. (arrêté du 26 mars 2025)

L’autoconsommation, individuelle ou collective

Elle repose sur un autre modèle économique : la centrale alimente directement un ou plusieurs sites consommateurs, réduisant ainsi la facture d’électricité. Ce modèle est particulièrement intéressant lorsque les prix du kWh sur le marché sont élevés, mais nécessite une bonne adéquation entre production et consommation. La vente du surplus de l’électricité produite, c’est-à-dire non consommée par le producteur, peut également se faire via le mécanisme d’Obligation d’Achat.

Pour assurer la rentabilité de son modèle d’autoconsommation, il est nécessaire de s’intéresser à deux facteurs : le taux d’autoconsommation et le taux d’autoproduction

• Le taux d’autoconsommation correspond à la part de l’électricité solaire produite qui est utilisée immédiatement sur place, sans passer par le réseau. Il reflète la capacité d’un site à consommer en direct sa propre production, et plus il est élevé, moins il y a d’injection sur le réseau. Dans le tertiaire, ce taux varie généralement entre 50 % et 80 %, pouvant atteindre jusqu’à 100 % dans certains cas (grandes surfaces, froid commercial), selon la synchronisation entre production solaire (souvent maximale entre 10h et 16h) et besoins énergétiques.

• Le taux d’autoproduction (ou autosuffisance), quant à lui, indique la part de la consommation totale du site couverte par sa propre production. Plus ce taux est élevé, plus le site est indépendant du réseau. Dans les bâtiments tertiaires, il se situe en moyenne entre 20 % et 40 %, selon le dimensionnement de l’installation solaire par rapport aux besoins du site.

Illustration : Un supermarché de 6 000 m² à Bordeaux consomme 1,9 GWh d’électricité par an, principalement pour ses chambres froides (24 h/24) et la climatisation (10 h‑18 h). Il installe 500 kWc de panneaux solaires en autoconsommation individuelle pour un investissement de 400 000 € HT. La centrale produit environ 625 MWh/an.

• Taux d’autoconsommation : 469 MWh sont consommés instantanément, soit 75 % de la production ; le surplus de 156 MWh est injecté et vendu au tarif OA « surplus » (segment 100–500 kWc) désormais fixé à 0,095 €/kWh.

• Taux d’autoproduction : ces 469 MWh couvrent 25 % de la demande annuelle (469 / 1 900). Le magasin achète encore 1 431 MWh au réseau.

Impact économique‑ Économie sur achats réseau : 469 MWh × 0,18 €/kWh ≈ 84 500 € / an‑ Revente du surplus : 156 MWh × 0,095 €/kWh ≈ 14 800 € / an‑ Gain annuel total : ≈ 99 300 €‑ Temps de retour simple : 400 000 € / 99 300 € ≈ 4 ans

Grâce à un profil de consommation diurne régulier et une puissance PV calibrée juste au‑dessus du talon froid, le supermarché atteint un taux d’autoconsommation élevé (75 %), maximisant la valeur du kWh solaire et limitant les injections. Son taux d’autoproduction reste modeste (25 %), révélant la dépendance nocturne et hivernale au réseau, mais la combinaison économies immédiates et vente du surplus assure malgré tout une rentabilité rapide.

Pour une opération d’autoconsommation collective, des frais supplémentaires sont à prévoir pour l’organisation de l’opération. Un projet d’autoconsommation collective doit être porté par une Personne Morale Organisatrice (PMO), responsable de la coordination, de la gestion globale et des relations avec le gestionnaire de réseau. La PMO peut être une structure privée ou publique. Le projet nécessite aussi l’implication de consommateurs engagés, d’un fournisseur d’équilibre pour gérer les écarts, et de partenaires juridiques pour encadrer le partage de l’énergie.

Ce choix stratégique entre vente et autoconsommation détermine la nature des recettes du projet, et doit être intégré en amont dans le business plan.

Tenir compte des dispositifs de soutien

Au-delà du tarif de vente, d’autres aides publiques peuvent alléger le poids de l’investissement initial. Certaines collectivités, agences régionales ou l’ADEME proposent des subventions couvrant jusqu’à 20–30 % du CAPEX.

Ces soutiens doivent être pris en compte dès l’élaboration du plan de financement, car ils influent directement sur le besoin de fonds propres et la rentabilité globale du projet.

Les aides au développement des projets viennent des tous les échelons : Etat et ses agences, régions, départements, communes et intercommunalités

2. Construire une modélisation financière réaliste : connaître les coûts

Une fois le modèle de valorisation défini, il faut établir une vision claire de la rentabilité du projet. Cela commence par l’identification des deux grandes catégories de coûts :

• CAPEX (Capital Expenditures) : ce sont les investissements initiaux. Ils englobent l’achat des panneaux, des onduleurs, des structures de support, mais aussi les études techniques, les frais de raccordement, les assurances chantier, ou encore les démarches administratives. En moyenne, le CAPEX représente la plus grosse dépense du projet.

• OPEX (Operational Expenditures) : moins visibles, mais tout aussi importants, les coûts d’exploitation annuels couvrent l’entretien, la maintenance (curative et préventive), l’assurance de l’installation, la gestion administrative.

Dans un projet solaire photovoltaïque classique évalué sur vingt à vingt‑cinq ans, l’investissement initial (CAPEX) constitue de loin la part la plus lourde : il représente généralement 80 à 90 % du coût total actualisé du projet. Les dépenses d’exploitation annuelles (OPEX) – maintenance, loyer, assurances, gestion, remplacement éventuel des onduleurs – forment le solde, soit 10 à 20 % environ.

Maîtriser avec précision ces chiffres est essentiel dans un business plan, car cela permet d’établir une vision réaliste de la rentabilité du projet.

Une évaluation rigoureuse des investissements initiaux et des charges d’exploitation permet non seulement d’éviter les imprévus financiers, mais aussi de convaincre les investisseurs et partenaires de la viabilité économique de l’installation.

Intégrer les paramètres fiscaux

La fiscalité, comme la comptabilité, peuvent modifier en profondeur le modèle économique. Le régime fiscal applicable dépend de la structure retenue : projet porté directement par l’entreprise ou véhicule dédié (SPV). TVA, amortissements, impôt sur les sociétés – et, pour les grands groupes soumis aux normes IFRS, la possibilité de déconsolidation du SPV lorsque les critères de contrôle (IFRS 10) et de leasing (IFRS 16) sont réunis – doivent être simulés dès l’origine ; la sortie d’actifs et de dettes du bilan peut alléger les ratios financiers et faciliter le financement.

Bonne nouvelle pour les projets en autoconsommation collective, la loi de finance 2025 créée une nouvelle exonération sur l’accise sur l’électricité pour les projets de moins d’1MWc. Ils n’y sont désormais plus assujettis.

3. Anticiper les risques pour sécuriser le projet

La réussite d’un projet photovoltaïque ne repose pas seulement sur une bonne estimation des coûts et des revenus. Il est également crucial d’anticiper les risques pouvant affecter la rentabilité et la viabilité du projet sur toute sa durée de vie, très souvent supérieure à trente ans.

Plusieurs catégories de risques doivent être identifiées et évaluées :

• La volatilité des prix des matériaux (comme l’acier, l’aluminium ou le silicium) peut entraîner une augmentation imprévue du coût des équipements au moment de l’investissement. De même, les retards de livraison de composants essentiels — panneaux, onduleurs, structures — peuvent repousser la mise en service de la centrale, retardant ainsi le début de la génération de revenus.

• Les évolutions réglementaires constituent un autre risque majeur : modification des tarifs d’achat, évolution des normes techniques, ou changement dans les régimes fiscaux applicables.

• Sur le plan technique, la dégradation des performances des équipements au fil du temps (perte de rendement des panneaux, défaillance des onduleurs) peut impacter directement la production d’électricité et donc les recettes attendues.

Pour sécuriser le business model, chaque risque identifié doit être modélisé via des scénarios pessimistes et faire l’objet de mesures de mitigation : contrats à prix fermes pour l’achat des équipements, assurances spécifiques, maintenance préventive rigoureuse, création de réserves financières pour couvrir les imprévus. Cette approche rigoureuse est essentielle pour rassurer les partenaires financiers et garantir la résilience du projet face aux aléas.

Le choix du véhicule juridique : un levier de maîtrise des risques

La manière dont le projet est porté juridiquement influence directement sa capacité à gérer les risques, à lever des fonds et à accueillir des partenaires.

• Dans un projet en propre, l’entreprise développe, finance et exploite la centrale directement sur son bilan. Ce modèle offre un contrôle total sur toutes les décisions stratégiques et opérationnelles, mais expose aussi l'entreprise à l'ensemble des risques financiers, techniques et juridiques liés au projet.

• À l’inverse, la création d’une SPV (Special Purpose Vehicle), une société dédiée uniquement au projet, permet de compartimenter les risques. La SPV devient l’entité légale porteuse des actifs et des contrats liés au projet, isolant ainsi les risques financiers du reste des activités de l’entreprise mère. Ce modèle facilite également l’entrée de partenaires financiers ou techniques au capital de la société projet, et simplifie le recours au financement externe, notamment en project finance. C’est la solution privilégiée pour les projets de taille moyenne à grande, ou pour des entreprises cherchant à mutualiser les risques sur plusieurs opérations.

4. Mettre en place une stratégie de financement cohérente

Le plan de financement doit être aligné sur plusieurs paramètres fondamentaux : la nature des revenus (revenus fixes sécurisés via Obligation d’Achat, Appel d’Offre CRE ou économies réalisées via autoconsommation), le niveau de risque accepté par les investisseurs, la durée d’amortissement des équipements, et les exigences spécifiques des prêteurs ou investisseurs.

Pour financer une centrale photovoltaïque, plusieurs options peuvent être combinées :

• Fonds propres : un financement entièrement ou partiellement en fonds propres permet de renforcer l'autonomie du projet et de limiter l'endettement. Il est souvent utilisé en phase de développement pour financer les études et démarches administratives avant de rechercher un financement bancaire plus structuré.

• Crédit bancaire : très courant dans les projets de production d’énergie, le financement bancaire est généralement structuré sous forme de project finance, où la dette est adossée aux flux de revenus générés par la vente d’électricité ou par les économies réalisées. Les banques exigent systématiquement une démonstration solide de rentabilité et des garanties sur les revenus (OA, AO, ou PPA) pour assurer le remboursement des échéances et un security package correspondant à minima au nantissement des parts de la SPV.

• Leasing ou crédit-bail : pour les entreprises souhaitant limiter leur exposition en immobilisations financières, le leasing constitue une solution souple. Le fournisseur d’équipements reste propriétaire de l’installation pendant une durée déterminée, moyennant le paiement d'un loyer, avant transfert éventuel de propriété.

Il est également possible de recourir au financement participatif en complément des solutions précédentes. Cette solution innovante, souvent soutenue par les collectivités locales, permet d’impliquer les citoyens ou les salariés dans le financement du projet. Outre l’aspect financier, il renforce l’ancrage territorial du projet et son acceptabilité sociale. Les plateformes de financement participatif proposent des modalités variées, souvent sous forme de prêts rémunérés ou d’investissements en capital.

Dans tous les cas, le financement choisi doit être cohérent avec le profil de risque du projet, ses flux de trésorerie prévisionnels, et ses contraintes opérationnelles.

Peu importe le type de financement choisi, une attention particulière sera portée par les financeurs à plusieurs indicateurs de viabilité du projet. En voici quatre :

Indicateur	Définition	Valeur cible
TRI (Taux de rentabilité interne)	Il mesure le rendement annuel de l’investissement	7-8%
ROI (Return on Investment)	Donne une vision globale du gain par rapport aux fonds investis.	12 années
LCOE (Levelized Cost of Energy)	Cet indicateur permet de calculer le coût de production d’un kWh d’électricité solaire, sur toute la durée de vie du projet. Un LCOE inférieur au prix de vente de l’électricité garantit une marge bénéficiaire.	60 à 100€/MWh
DSCR (Debt Service Coverage Ratio)	Un indicateur clé pour les banques, qui mesure la capacité du projet à couvrir ses remboursements d’emprunt.	1,25 minimum

Choix des partenaires : sécuriser la chaîne de valeur

Plus d'une dizaine d'acteurs ont leur rôle à jouer dans un projet photovoltaïque

La réussite d’un projet photovoltaïque repose autant sur la qualité de sa conception que sur celle de son exécution. Dans un marché de plus en plus concurrentiel et exigeant, s’entourer de partenaires expérimentés, fiables et engagés est une condition indispensable pour sécuriser toutes les étapes du projet, de l’étude à l’exploitation.

1. S'entourer d'un conseil en développement

Avant de se lancer, il est vivement conseillé de s’appuyer sur un cabinet spécialisé : Solaire Conseil assure désormais cette mission sous la marque Solaire  Dev. Nous intervenons de la préfaisabilité, à la mise en service, avec des bénéfices concrets :

• Décisions éclairées dès le départ : tri foncier, analyse gisement, capacité de raccordement ; les sites non viables sont écartés en quelques jours/ semaines.

• Montage juridique, fiscal et comptable optimisé : choix de structure (autoconsommation, SPV), intégration TVA / IS, critères IFRS de déconsolidation pour les grands groupes.

• Modèle économique solide : CAPEX/OPEX benchmarkés, simulations OA ou PPA, calculs d’autoconsommation et d’autoproduction pour sécuriser le business plan.

• Gestion complète du permitting : préparation du dossier de déclaration préalable ou permis de construire, études d’impact, autorisations environnementales, suivi CDPENAF et DREAL jusqu’à l’arrêté définitif.

• Maîtrise des risques : veille réglementaire (loi APER, décret S21 et futur S25, exonération d’accise 2025), garanties de démantèlement, assurances et conformité ICPE.

• Pilotage transversal : cahier des charges technique, consultation EPC, négociation raccordement Enedis/RTE, structuration du financement et closing des contrats d’achat.

En agissant comme un fil conducteur, Solaire Dev pose les bonnes questions au bon moment, aligne les volets technique, réglementaire, financier et administratif, et livre des tableaux de bord clairs. Cette approche méthodique augmente les chances de réussite, réduit dérives de coûts et de délais, et accélère le retour sur investissement.

2. Sélectionner un installateur/EPC de confiance

Le rôle de l’EPC (Engineering, Procurement and Construction) est central : il conçoit, fournit et installe l’ensemble de la centrale. Sa qualité d’exécution conditionne directement la performance technique, le respect des délais et le respect des budgets. Le choix de l'EPCiste sera développé dans la quatrième partie de cet article, et la valeur ajoutée de Solaire Dev est prégnante dans la stratégie.

3. Travailler avec des bureaux d'études spécialisés

La sécurisation de la phase amont passe par la mobilisation de plusieurs bureaux d’études complémentaires. Le BE environnement identifie les enjeux faune‑flore, paysage, acoustique ou zones humides et rédige l’étude d’impact nécessaire au permis. Le BE technique dimensionne la centrale : productible, calepinage, choix des onduleurs, protections et structures, tout en s’assurant de la conformité mécanique des toitures ou des pieux. Le BE géotechnique, après sondages de sol, détermine portance, stabilité et éventuelle corrosion pour définir terrassement et fondations. Enfin, un BE raccordement analyse la capacité du poste source, chiffre les travaux Enedis ou RTE et optimise le schéma HTA afin de minimiser pertes et coûts. L’articulation de ces expertises offre une vision globale de la faisabilité, réduit le risque de refus d’autorisation et garantit un dimensionnement technique réellement optimisé.

4. Choisir les bons matériaux et équipements

Le choix des équipements est un levier majeur pour garantir la durée de vie, la performance et la rentabilité du projet. Le choix entre panneaux monocristallins (plus efficaces mais plus coûteux) ou polycristallins (meilleur rapport qualité/prix), le type d’onduleurs (string ou centralisé), ou encore les structures de montage (fixes ou orientables), doit être fait en fonction des caractéristiques du site et des objectifs financiers.

Tous les équipements doivent répondre à des normes de qualité et de sécurité reconnues : marquage CE, conformité aux standards IEC (International Electrotechnical Commission), et dans certains cas, labellisation supplémentaire (ex. label "Bas Carbone" ou "Origine France Garantie"). Ces certifications sont aussi des critères pris en compte dans les appels d'offres ou les démarches de financement.

5. Planifier un calendrier de mise en œuvre réaliste

La planification du projet est une étape cruciale souvent sous-estimée. Elle doit intégrer l'ensemble des phases critiques : acquisition ou sécurisation du foncier, réalisation des études préalables, obtention des autorisations administratives (permis de construire, autorisation environnementale), obtention du raccordement au réseau électrique, phase de construction, tests de mise en service.

Chaque jalon doit être soigneusement anticipé, car certains délais — notamment administratifs — peuvent être longs et difficiles à accélérer (plusieurs mois, voire plusieurs années, pour l’obtention d’un permis de construire ou d’une convention de raccordement). Un retard dans une seule de ces étapes peut décaler l'ensemble du projet, augmentant les coûts financiers (intérêts intercalaires, immobilisation de fonds propres) et retardant la génération de revenus.

3. Études d’impact et autorisations administratives : sécuriser la faisabilité de son projet photovoltaïque

La réussite d’un projet photovoltaïque repose autant sur une conception technico-économique aboutie que sur une parfaite maîtrise de l’environnement réglementaire. Qu’il s’agisse d’une grande toiture ou d’une centrale au sol, les obligations légales sont nombreuses et exigeantes. Elles encadrent à la fois l’évaluation des impacts sur l’environnement et le paysage, et la procédure d’autorisation administrative nécessaire avant toute construction.

Anticiper les impacts environnementaux et paysagers : la phase d’études préalables

Les enjeux liés à la biodiversité sont à prendre en compte pour obtenir les autorisations nécessaires

Avant toute demande officielle, la règlementation en vigueur peut imposer la réalisation de diverses études liées au projet lui-même ou à son lieu d’implantation. Même un projet de taille limitée n’est pas exempt d’obligations : il peut modifier les écosystèmes locaux, altérer les paysages, affecter le cadre de vie ou entrer en conflit avec des protections patrimoniales.

Par ailleurs, les projets de centrale au sol d’une puissance supérieure à 300kWc seront soumis à la procédure d’évaluation environnementale, dont le déroulement est prévu aux articles R104-18 à R104-20 du Code de l’urbanisme.

Voici les principales études à prévoir :

• Étude environnementale : Elle identifie les enjeux de biodiversité, les espèces protégées, les habitats sensibles, et propose des mesures d’évitement, de réduction ou de compensation. Elle est essentielle pour obtenir les autorisations environnementales.

• Étude paysagère : Elle analyse l’impact visuel du projet depuis les points de vue sensibles et propose des mesures d’intégration paysagère (plantations, choix de couleurs, volumétrie). Elle joue un rôle clé dans l’acceptabilité locale.

• Étude hydrologique et pédologique (pour les projets au sol) : Elle examine les flux d’eau, les risques d’érosion, l’impact sur les sols et les besoins en gestion des eaux pluviales. Elle est indispensable pour préserver les équilibres naturels du site.

• Étude structurelle (pour les projets en toiture) : Indispensable pour les installations en toiture, elle vérifie la capacité portante du bâtiment à accueillir des panneaux solaires, en tenant compte du poids, des charges de vent et de neige, et de l’état général de la charpente. Cette étude permet d’éviter tout risque de désordre structurel et d’identifier d’éventuels travaux de renforcement.

• Étude patrimoniale (si nécessaire) : Obligatoire en secteur protégé, elle évalue l’impact du projet sur le patrimoine bâti ou paysager et propose des ajustements pour répondre aux exigences des Architectes des Bâtiments de France (ABF).

Pour engager efficacement les études, le porteur de projet (propriétaire foncier ou maître d’ouvrage) doit structurer un cahier des charges clair et précis. Voici les étapes recommandées :

1. Définir les objectifs du projet : Exposer le contexte, les grandes lignes du projet (puissance visée, type d’installation, portage), et les contraintes connues du site (zonage, accessibilité, usages actuels).

2. Lister les études attendues : Préciser les études à réaliser en fonction du contexte (technique, environnementale, paysagère, hydrologique, patrimoniale si besoin), avec leurs livrables attendus (cartographies, diagnostics, photomontages, propositions de mesures, etc.).

3. Indiquer les exigences réglementaires ; Mentionner les textes et procédures à respecter (Code de l’environnement, Code de l’urbanisme, consultations administratives, procédures CNPN ou ABF le cas échéant).

4. Fixer le calendrier prévisionnel : Proposer un échéancier de réalisation des études compatible avec le calendrier global du projet et les contraintes saisonnières (relevés faune/flore à différentes périodes, par exemple).

5. Encadrer les méthodes et livrables : Exiger des méthodologies reconnues (protocoles naturalistes, logiciels de simulation solaire, formats SIG) et une restitution exploitable pour le dépôt des demandes d’autorisations.

6. Prévoir des échanges intermédiaires : Intégrer des réunions d’étape pour ajuster les études en fonction des premiers résultats et coordonner les interventions des différents experts.

Obtenir les autorisations administratives : une étape clé du projet

Il faut s'assurer que sa demande est complète pour éviter des pertes de temps évitables

Une fois les études d’impact réalisées, l’étape suivante consiste à obtenir l’autorisation administrative nécessaire à la réalisation du projet. Contrairement à une idée répandue, installer une centrale photovoltaïque – même de petite taille – ne dispense pas d’une déclaration ou d’un permis. Le Code de l’urbanisme encadre strictement ces démarches, afin de garantir que les projets d’énergies renouvelables s’inscrivent de manière harmonieuse dans leur environnement bâti, paysager et patrimonial.

Quelle autorisation solliciter pour un projet solaire ?

Le projet doit être pour l’administration afin de pouvoir voir le jour. En fonction de projet, l’autorisation à solliciter ne sera pas la même. Sont pris en compte sa taille, sa hauteur, son emplacement, son impact visuel et sa nature même. Au regard de ces éléments, il conviendra de solliciter un permis de construire ou d’effectuer une déclaration préalable de travaux.

Pour les centrales au sol, une déclaration préalable sera nécessaire dans les deux cas suivants :

• Puissance crête inférieure à 3 kW et dont la hauteur maximum au-dessus du sol est 1.8m

• Puissance crête supérieure ou égale à 3 kW et inférieure à 3 mégawatts quelle que soit leur hauteur

Si l’installation projetée dépasse ces critères, un permis de construire sera nécessaire, et si l’installation n’atteint pas ces critères, aucune formalité n’est requise.

L’autorité compétente pour accorder l’autorisation d’urbanisme varie suivant la destination du projet. Le préfet est compétent « lorsque cette énergie n'est pas destinée, principalement, à une utilisation directe par le demandeur » (R. 422-2 du Code de l’Urbanisme). Autrement dit, pour les projets en vente totale de la production d’électricité, le préfet est compétent. Dans l’autre cas, lorsque le projet est en autoconsommation, ce sera la commune.

Pour les centrales sur toiture, seule une déclaration préalable auprès de la mairie est nécessaire.

Une seule exception et dans les deux cas, lorsque les constructions sont situées au sein du périmètre des sites patrimoniaux remarquables, dans les abords des monuments historiques, dans un site classé ou en instance de classement, dans les réserves naturelles, dans les espaces ayant vocation à être classés dans le cœur d'un futur parc national et à l'intérieur du cœur des parcs nationaux, un permis de construire est nécessaire.

Le dossier de demande d’autorisation d’urbanisme

Le contenu des dossiers de demande d’autorisation d’urbanisme sont règlementaires. La rigueur dans la constitution du dossier est essentielle. Chaque pièce doit être lisible, cohérente avec les autres documents, et présenter une vision complète du projet, depuis son implantation jusqu'à son intégration esthétique et environnementale.

Un dossier incomplet ou imprécis entraîne systématiquement des retards, voire un refus pour irrecevabilité.

Pour une Déclaration Préalable, il faut fournir les éléments du CERFA 13703*06 :

PCMI1	Plan de situation du terrain	Extrait de cadastre ou carte IGN
PCMI2	Plan de masse	Vue de la toiture avec localisation des panneaux
PCMI3	Plan en coupe	Facultatif si pas de modification structurelle
PCMI4	Notice descriptive	Type de panneaux, dimensions, inclinaison, teinte
PCMI5	Plan des façades	Façade sud avec indication des panneaux

Quels sont les délais d’attente ?

Les délais légaux d'instruction sont :

• 1 à 2 mois pour une Déclaration Préalable simple,

• 3 à 5 mois pour un Permis de Construire en l'absence de consultation,

• 6 à 12 mois pour un Permis de Construire soumis à évaluation environnementale et enquête publique.

Ces délais peuvent être prolongés en cas de demande de pièces complémentaires, si une enquête publique est nécessaire ou encore en cas de recours de tiers contre l’autorisation délivrée. Il est donc essentiel d’anticiper une marge de sécurité dans le planning du projet.

La consultation du public

Certains projets, notamment ceux soumis à évaluation environnementale, doivent être ouverts à consultation du public. Celle-ci prend deux formes possibles :

• Mise à disposition électronique : le dossier est publié en ligne par la préfecture. Le public peut formuler des observations pendant un mois.

• Enquête publique : si le projet est d’envergure significative, une enquête publique est organisée sous la supervision d’un commissaire-enquêteur. Celui-ci analyse les avis recueillis et remet un rapport consulté par l’autorité compétente.

Cette étape ajoute en pratique trois mois aux délais théoriques. Une fois la consultation clôturée, le projet reste exposé à d’éventuels recours gracieux (demande de réexamen auprès de la préfecture) ou recours contentieux devant le tribunal administratif, pouvant encore retarder ou suspendre la délivrance du permis jusqu’à la décision judiciaire..

4. Construction, mise en service et exploitation

Une fois l’autorisation d’urbanisme, le financement, la convention de raccordement et le tarif d’achat de l’électricité obtenus, le projet passe du papier au chantier. Cette transition est généralement sécurisée par un contrat EPC (Engineering, Procurement and Construction) qui confie à un prestataire unique l’ingénierie détaillée, l’approvisionnement de tous les composants et la réalisation complète de l’installation, jusqu’à la réception et à la mise en service.

Confier les travaux à un EPCiste

Le contrat EPC permet de confier la construction, l'ingénierie la charge des fournitures

Pour la plupart des projets, sont sollicitées plusieurs entreprises spécialisées et leurs offres sont comparées sur des critères précis :

• Références sur des puissances équivalentes

• Certifications (QualiPV, ISO 9001/45001)

• Solidité financière

• Capacité à mobiliser des équipes locales

• Transparence sur la chaîne d’approvisionnement

• Prix de la prestation

Sur la base de ces critères, l’EPCiste est sélectionné. Un EPCiste est une entreprise qui prend en charge, dans un contrat unique, l’ingénierie détaillée (Engineering), l’approvisionnement de tous les équipements (Procurement) et la réalisation complète du chantier (Construction) d’une centrale photovoltaïque, jusqu’à sa réception et sa mise en service. Une fois le contrat notifié, l’EPCiste devient l’interlocuteur principal.

Ce contrat unique fixe un prix global et un délai de livraison ferme. Il détaille l’étendue exacte des prestations : études d’exécution (calepinage, calcul de sections, note de dimensionnement de la prise de terre), fourniture de tous les matériels conformes aux normes IEC, montage, raccordement interne, essais de performance et obtention de l’attestation Consuel (document CERFA obligatoire pour raccorder toute nouvelle installation électrique au réseau public d'électricité) et de la convention de raccordement, le cas échéant.

Peuvent y figurer également :

• Une garantie de production (généralement exprimée en kWh/kWc la première année) et un rendement minimal des panneaux au bout de 25 ans ;

• Une grille de pénalités en cas de retard ou de sous-performance ;

• L’obligation pour l’EPCiste de souscrire les assurances chantier (Tous Risques Montage-Essai) et responsabilité civile, puis de fournir au maître d’ouvrage le dossier d’ouvrages exécutés (DOE) à la réception.

Lorsque la pose est terminée, l’EPCiste procède aux essais officiels. Les résultats alimentent le procès-verbal de réception : la levée des éventuelles réserves, puis la remise de l’attestation Consuel. À compter de cette date, la garantie décennale, la garantie produit et, si elle existe, la garantie de performance prennent effet et le contrat EPC s’achève.

Le raccordement effectif au réseau

Le raccordement d’une installation photovoltaïque au réseau géré par Enedis suit un chemin balisé. Tout commence par le dépôt d’une demande de raccordement sur le Portail Producteurs, où sont précisées la puissance crête et la configuration d’exploitation (vente totale ou autoconsommation). Enedis instruit alors le dossier et remet une Proposition Technique et Financière (PTF) qui doit être acceptée dans les trois mois. Une fois validée, elle est reprise dans la convention de raccordement : ce contrat ferme fixe les responsabilités respectives, verrouille le budget, définit les pénalités de retard et arrête la date limite de mise sous tension.

La signature enclenche les travaux côté réseau : pose ou renforcement de ligne, installation du coffret de livraison et du compteur bidirectionnel, paramétrage des dispositifs de découplage.

Une fois les ouvrages réseau achevés et l’attestation Consuel obtenue, Enedis programme la mise en service. La date inscrite sur ce PV devient le point de départ officiel du contrat d’achat : elle déclenche la facturation des kilowattheures injectés et marque l’entrée de l’installation dans sa phase d’exploitation.

Suivre l’exploitation et la production

Une centrale photovoltaïque produit plus de trente ans, sa rentabilité réelle dépend donc moins de la puissance affichée le jour de la réception que de la régularité de l’énergie délivrée jour après jour. Les principes à appliquer sont les mêmes qu’il s’agisse d’une toiture en autoconsommation ou d’un parc au sol en vente totale.

Pour assurer le suivi de l’exploitation, l’onduleur envoie chaque jour ses données de production et ses alertes à un portail sécurisé. Ces informations permettent de détecter rapidement un problème, comme une baisse anormale de production, une tension trop basse ou une température trop élevée.

Pour les installations de plus de 36 kWc, un système SCADA est ajouté. Il mesure la production, la température des cellules, l’état des protections, et génère des rapports mensuels. Si la production réelle est inférieure de plus de 3 % à la production attendue, cela déclenche une alerte pour sous-performance, comme le demandent les assureurs.

Contrat d’exploitation-maintenance (O&M)

Un contrat O&M (Operations & Maintenance) n’est pas systématique : les petites toitures peuvent fonctionner sous un simple forfait de visite annuelle. Il devient pertinent dès que la perte de production journalière représente un impact économique significatif ou qu’un financeur exige un engagement de disponibilité. Le contrat décrit alors : la plage d’astreinte, le temps maximal d’indisponibilité acceptable, la supervision 24 / 7, le calendrier des interventions préventives, la fourniture de pièces critiques et la procédure d’escalade en cas de sous-performance. Il prévoit aussi un tableau de bord de suivi (Performance Ratio, disponibilité, temps moyen de rétablissement) et un mécanisme de pénalités si les seuils ne sont pas atteints.

Assurer la maintenance de la centrale

Une bonne prévision de la maintenance garantit une rentabilité allongée de la centrale

Le programme de visites dépend de la configuration :

• Petites installations (maisons ou petits bâtiments, moins de 36 kWc) : une visite annuelle suffit. On y vérifie visuellement l’état général, l’étanchéité du toit, et le bon fonctionnement des dispositifs de sécurité. On resserre les câbles électriques, contrôle la mise à la terre, et remplace certains fusibles si besoin.

• Installations moyennes (bâtiments industriels ou parkings solaires, entre 36 et 250 kWc) : en plus des vérifications de base, une inspection infrarouge est faite deux fois par an pour repérer les cellules surchauffées ou abîmées. On vérifie aussi la solidité de la structure et on nettoie les ventilateurs des onduleurs pour éviter la surchauffe.

• Grandes centrales solaires (au sol, plus de 250 kWc) : un suivi beaucoup plus complet est mis en place. Il comprend des contrôles mensuels du système de supervision (SCADA), des visites techniques tous les trois mois, une analyse mensuelle des performances tenant compte de la météo, et des tests électriques approfondis chaque année. Les assurances demandent souvent que ce suivi soit réalisé par une société spécialisée, capable d’intervenir rapidement (en moins de 48 h pour un onduleur, 5 jours pour un transformateur).

Assurer son installation

Pour toute installation photovoltaïque, certaines assurances sont essentielles. La responsabilité civile est obligatoire, notamment pour les installations raccordées au réseau, afin de couvrir d’éventuels dommages causés à des tiers. L’assurance dommages aux biens, bien que facultative, est fortement recommandée pour protéger les équipements (panneaux, onduleurs, câblage) contre les aléas comme la grêle, le vol ou l’incendie. Pour les installations supérieures à 36 kWc, une assurance perte d’exploitation peut s’avérer stratégique, car elle compense la perte de production en cas de panne prolongée. Les financeurs exigent souvent un niveau de couverture minimal, dès la mise en service.

Anticiper la fin de vie de l’installation

La fin de vie de la centrale doit être anticipée dès sa conception. Il est conseillé de prévoir, dans le plan d’affaires, une provision dédiée au démantèlement des équipements et à la remise en état du site, qu’il s’agisse d’une toiture ou d’une centrale au sol.

En France, la collecte et le recyclage des panneaux sont assurés par SOREN, l’éco-organisme agréé de la filière. Financé par une écocontribution versée à l’achat des modules, ce service permet une prise en charge sans frais supplémentaires pour le producteur au moment du retrait.

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