Le solaire français a changé d’âge. Après quinze ans de guichets tarifaires et d’appels d’offres CRE qui ont fait sortir de terre plusieurs milliers de centrales au sol et de toitures photovoltaïques, un second marché s’est structuré en parallèle du marché du neuf : celui de la cession et de l’acquisition d’actifs déjà développés ou déjà en exploitation. Développeurs qui recyclent leurs fonds propres, groupes industriels qui arbitrent leur portefeuille, fonds d’infrastructure en quête de rendement régulier, foncières et compagnies d’assurance : l’achat-revente de centrales photovoltaïques est devenu un métier à part entière, avec ses intermédiaires, ses méthodes de valorisation et ses points de vigilance juridiques.
Cet article fait le point sur le fonctionnement de ce marché, les principaux acteurs qui y opèrent en France, et les données à connaître pour évaluer une opportunité, que l’on soit du côté vendeur ou du côté acheteur.
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Ce qu’on achète et vend réellement : un empilement de droits, pas un simple équipement
Contrairement à une PME classique, une centrale photovoltaïque ne se cède pas comme un fonds de commerce. Ce qui est transféré, dans l’immense majorité des opérations, ce sont les titres de la société de projet (SPV) qui porte l’actif — un montage en share deal plutôt qu’en asset deal, pour des raisons fiscales et pour préserver la continuité des autorisations administratives attachées au projet.
La valeur d’une centrale repose sur quatre piliers, examinés dans cet ordre par tout acquéreur sérieux :
- Le contrat de vente d’électricité : obligation d’achat EDF OA, complément de rémunération issu d’un appel d’offres CRE, ou PPA (Power Purchase Agreement) de gré à gré. Sa durée résiduelle, son niveau de prix et les conditions de son transfert au nouvel actionnaire déterminent l’essentiel de la prévisibilité des revenus futurs. Un contrat proche de l’échéance fait basculer l’actif vers une exposition au prix de marché, ce qui change radicalement son profil de risque.
- Le foncier : bail emphytéotique, promesse de bail ou droit réel sécurisé sur la durée du projet. Un bail mal sécurisé ou proche de son terme est un point bloquant en due diligence.
- Les autorisations administratives : permis de construire purgé de tout recours, autorisation environnementale, raccordement Enedis obtenu ou en file d’attente.
- La garantie de démantèlement, provisionnée conformément à la réglementation, qui engage l’exploitant sur toute la durée de vie de l’installation.
La technologie elle-même — les modules, l’onduleur — pèse en réalité assez peu dans la valorisation face à la solidité de ce montage contractuel.
Trois familles de transactions selon la maturité du projet
Le marché se segmente selon le stade de développement de l’actif au moment de la cession :
- Projets en développement (« early-stage ») : le développeur cède le projet avant obtention complète des autorisations, parfois dès la sécurisation du foncier. Risque élevé pour l’acquéreur, décote importante, mais ticket d’entrée plus faible.
- Projets « Ready to Build » (RTB) : permis purgé, raccordement obtenu, contrat de rachat sécurisé. C’est le segment le plus liquide, où interviennent la majorité des transactions entre développeurs et investisseurs financiers.
- Actifs en exploitation (opérationnels) : la centrale produit déjà, avec un historique de performance (P50/P90) vérifiable. Ces actifs intéressent en priorité les investisseurs de long terme en quête de rendement stable, proche de celui d’une infrastructure.
Une pratique s’est également généralisée chez les développeurs : la cession partielle (30 à 50 % du capital d’un projet) à un fonds d’infrastructure, qui permet de recycler des fonds propres sans céder le contrôle, et d’enchaîner sur le développement du projet suivant.
Pourquoi ce marché s’anime particulièrement en 2026
Plusieurs dynamiques réglementaires et économiques se combinent actuellement en France :
- La PPE3, adoptée par décret en février 2026, fixe un objectif de 48 GW de puissance photovoltaïque installée d’ici 2030 (contre environ 30 GW fin 2025, puis 29,3 GW raccordés au premier trimestre 2026 selon Enedis), et de 55 à 80 GW d’ici 2035. Cette visibilité réglementaire relance les arbitrages de portefeuille chez les développeurs et les investisseurs.
- La file d’attente de raccordement au réseau de distribution reste très chargée (de l’ordre de 10 GW de projets en attente début 2026, jusqu’à plus de 25 GW tous stades confondus), ce qui valorise fortement les projets déjà raccordés ou en position avancée dans la file.
- La baisse continue des tarifs de rachat côté résidentiel et petit tertiaire (le tarif S21 est tombé à 1,1 c€/kWh pour le surplus depuis juin 2026, contre plusieurs dizaines de centimes il y a quinze ans) déplace le centre de gravité économique du secteur vers les projets de taille moyenne et grande, financés par appel d’offres CRE ou PPA — précisément le segment où se concentrent les transactions d’actifs.
- Le secteur entre dans une phase de consolidation : les petits développeurs et installateurs indépendants, confrontés à un accès au capital plus sélectif, cèdent des actifs ou des portefeuilles entiers à des groupes mieux capitalisés.
Quelques opérations récentes illustrent cette dynamique de marché sur le premier semestre 2026 : TotalEnergies a cédé 170 MW de solaire distribué à Amarenco et Ampyr ; Radiance a racheté 105 MWc de projets solaires et agrivoltaïques auprès d’Amda Énergies ; Albioma a acquis auprès de Valeco un portefeuille photovoltaïque de 26 MW en France hexagonale ; JPee et Générale du Solaire ont engagé un rapprochement avec la Banque des Territoires ; et Mexens a levé 288 millions d’euros de dette senior pour financer 244 MW de projets en France et en Espagne — un signal de la disponibilité du financement de dette pour accompagner ces opérations de croissance externe.
Qui sont les acheteurs potentiels
- Les fonds d’infrastructure et gestionnaires d’actifs, qui recherchent des flux de revenus longs (proches de 20 ans) et prévisibles, comparables à d’autres classes d’actifs d’infrastructure.
- Les investisseurs institutionnels : compagnies d’assurance et caisses de retraite, qui allouent une partie de leurs actifs à l’énergie pour son profil de rendement régulier sur longue durée.
- Les producteurs indépendants d’électricité (IPP) et les énergéticiens intégrés, qui construisent des portefeuilles pour leur propre bilan.
- Les groupes régionaux du BTP et de l’électricité, qui installent des centrales pour compte de tiers mais rachètent aussi des actifs en propre afin de capter à la fois la marge de construction et la marge d’exploitation.
- Les industriels en quête d’autoconsommation ou de PPA on-site/off-site, notamment dans un contexte de reporting extra-financier (CSRD) qui pousse les entreprises à sécuriser une part d’électricité verte tracée.
Qui sont les vendeurs potentiels
- Les développeurs indépendants, qui cèdent tout ou partie de leurs projets pour recycler du capital et financer le développement de nouveaux projets (modèle de rotation d’actifs, ou « asset rotation »).
- Les groupes industriels ou énergéticiens qui arbitrent leur portefeuille et cèdent des actifs jugés non stratégiques (à l’image de la cession de TotalEnergies évoquée plus haut).
- Les exploitants agricoles, propriétaires fonciers et petites structures d’installation arrivés en fin de carrière ou souhaitant sortir d’un actif isolé.
- Les collectifs citoyens et coopératives d’énergie, dans certains cas de restructuration de gouvernance.
- Les fonds de financement participatif qui, à l’échéance de leur horizon d’investissement, orchestrent le remboursement des souscripteurs via la cession de projets à un tiers.
Les acteurs qui structurent aujourd’hui ce marché en France
Le marché de la cession de projets solaires reste largement relationnel et confidentiel, mais plusieurs types d’intermédiaires se sont professionnalisés :
- Les conseils en fusions-acquisitions spécialisés énergie, qui accompagnent la cession d’actifs ou de sociétés d’installation avec une approche confidentielle et un réseau d’acquéreurs qualifiés.
- Les plateformes technologiques de mise en relation, à l’image de Solmeria (ex-acteur de qualification foncière devenu courtier digital), qui standardisent les données clés des projets pour fluidifier les arbitrages entre développeurs, avec un réseau de plusieurs dizaines de développeurs actifs et un flux hebdomadaire de projets qualifiés, désormais actif en France, en Italie et bientôt dans d’autres pays européens.
- Les places de marché d’annonces dédiées à la vente de centrales solaires clés en main ou en développement.
- Les courtiers en énergie renouvelable, davantage positionnés sur la structuration de PPA que sur la cession d’actifs à proprement parler, mais qui interviennent souvent en amont pour sécuriser le contrat de vente d’électricité qui conditionnera ensuite la valorisation du projet.
- Les bureaux d’études et AMO réglementaires, qui sécurisent en amont les dossiers (dérogation espèces protégées, RIIPM, autorisations environnementales) — un travail dont dépend directement la « bancabilité » d’un projet et donc sa valeur de cession.
Ce que les vendeurs et les acheteurs regardent en priorité
Pour un vendeur, les éléments qui font ou défont la valeur d’un projet sont : la durée résiduelle et la nature du contrat de rachat, la sécurité juridique du foncier, l’état d’avancement des autorisations et du raccordement, ainsi que le niveau de la garantie de démantèlement déjà provisionnée. Documenter ces quatre points avant toute mise sur le marché conditionne largement la rapidité et le niveau de valorisation d’une cession.
Pour un acheteur, la grille de lecture est similaire mais orientée risque : quel est le P50/P90 de production réel par rapport aux prévisions initiales, quelle est la robustesse de l’EPC et du plan de maintenance (O&M), et surtout, quelle est la marge de manœuvre réglementaire résiduelle avant que la trajectoire nationale (48 GW visés en 2030) ne vienne durcir certains mécanismes de soutien.
Mettre en relation vendeurs et acheteurs : un marché encore fragmenté
Malgré la montée en puissance des plateformes et des conseils spécialisés, une large partie des transactions de petite et moyenne taille — un développeur régional qui cède deux ou trois projets, un exploitant agricole qui souhaite vendre sa centrale en toiture, une PME du BTP qui cherche à racheter un portefeuille pour diversifier son activité — se traite encore de gré à gré, via le réseau professionnel des porteurs de projets. C’est précisément l’angle mort que cherchent à combler les nouveaux intermédiaires du secteur : centraliser l’information sur les projets disponibles, qualifier rapidement leur niveau de maturité et de risque, et mettre en relation vendeurs et acheteurs sans passer par un processus d’enchères lourd, réservé aux plus gros portefeuilles.
Pour un porteur de projet en région qui cherche à céder une ou plusieurs centrales, comme pour un investisseur ou un installateur IRVE et solaire à la recherche d’actifs à intégrer à son portefeuille, la clé reste la même : disposer d’une information fiable, à jour, et d’un point de contact capable de qualifier rapidement la maturité réelle d’un projet — contrat, foncier, autorisations, raccordement — avant d’engager du temps ou du capital.
Vous développez, exploitez ou cherchez à acquérir des centrales photovoltaïques en France ? Contactez la rédaction pour évoquer votre projet — nous accompagnons la mise en relation entre porteurs de projets, investisseurs et professionnels de l’IRVE et du solaire sur l’ensemble du territoire.
