Une centrale au sol de 5 MWc en Occitanie produit 7 250 MWh/an et dégage, sous AOS CRE remporté à 0,075 €/kWh, environ 545 000 € de chiffre d’affaires annuel — pour un CAPEX qui oscille entre 3,5 et 4,5 M€ TTC. Trois lignes du compte d’exploitation décident du TRI : le foncier, le raccordement HTA, et le tarif gagné en appel d’offres. Le reste — modules, structures, onduleurs — pèse moins de 60 % du coût et baisse régulièrement depuis 2020.
Cet article détaille les fourchettes 2026, le mécanisme PPE3 piloté par la Commission de Régulation de l’Énergie, et les arbitrages techniques qui font basculer un projet de TRI 5 % à TRI 10 %.
Quatre familles de projets, quatre économies différentes
Une centrale au sol désigne toute installation photovoltaïque dont les modules sont ancrés au sol via des pieux battus, vissés ou des longrines béton, sans toiture support. Quatre catégories cohabitent en 2026 et chacune a son propre tarif AOS, son propre risque foncier, son propre TRI cible.
- Terrains dégradés (friches industrielles, carrières, anciennes décharges) : famille AOS dédiée depuis 2017, primes de notation au dossier CRE. Productible souvent réduit de 3–5 % vs sol vierge (couverture résiduelle, topographie).
- Zone agricole : encadrée par la loi APER de mars 2023 et le décret n° 2024-318 du 8 avril 2024. L’agrivoltaïsme exige un service agricole prouvé (ombrage utile, protection grêle, économie d’eau) ou se replie sur les sols incultes.
- Zones forestières ou naturelles : très encadrées, étude d’impact systématique, compensation écologique. Volumes marginaux (< 5 % des AOS gagnés en 2025 selon CRE).
- Ombrières de parking : depuis l’article 40 de la loi APER, les parkings extérieurs > 1 500 m² doivent être équipés à 50 % d’ombrières PV au plus tard le 1ᵉʳ juillet 2028. Famille tarifaire séparée, gisement estimé 11 GWc par France Renouvelables.
En-dessous de 500 kWc, les frais fixes (PTF Enedis HTA, étude d’impact, instructions urbanisme) ne s’amortissent pas. Le seuil pratique d’entrée se situe entre 500 kWc et 1 MWc.
Prix 2026 : structure du CAPEX d’une centrale 5 MWc
Une centrale au sol n’a rien à voir avec un résidentiel 6 kWc : la TVA est à 20 %, le matériel se commande au conteneur, le raccordement passe par une procédure HTA Enedis qui peut représenter 15 % de la facture. Voici les fourchettes constatées sur les projets attribués lors des périodes PPE3 2024-2025 (source CRE, communiqués de résultats T2 2024 à T4 2025).
| Poste | Part du CAPEX | Montant 5 MWc |
|---|---|---|
| Modules photovoltaïques (TOPCon 580-625 Wc) | 28–34 % | 850 000–1 450 000 € |
| Structures (fixe inclinaison sud) | 12–16 % | 360 000–680 000 € |
| Trackers mono-axe (option) | 18–22 % | 540 000–950 000 € |
| Onduleurs centraux ou string 350 kW | 6–10 % | 180 000–430 000 € |
| Câblage AC + DC + tranchées | 5–8 % | 150 000–360 000 € |
| Poste de livraison HTA 20 kV | 6–9 % | 180 000–410 000 € |
| Raccordement réseau Enedis HTA | 8–18 % | 240 000–810 000 € |
| Génie civil (pieux, voirie, drainage) | 7–11 % | 210 000–510 000 € |
| Clôture, sûreté, vidéosurveillance | 2–4 % | 60 000–180 000 € |
| Études, permis, frais financiers AOS | 6–10 % | 180 000–450 000 € |
| Total TTC (TVA 20 %) | 100 % | 3 500 000–4 500 000 € |
Le ratio moyen 2026 ressort à 0,70–0,90 €/Wc TTC pour 3–10 MWc en projet sain (terrain plat, raccordement < 2 km, structures fixes). Sur des projets de 20–50 MWc avec foncier acquis et raccordement direct sur poste source, les développeurs descendent à 0,55–0,65 €/Wc — les CAPEX gagnants des dernières périodes PPE3 le confirment.
À l’opposé, un terrain accidenté en zone Natura 2000 avec un poste source à 8 km peut basculer au-delà de 1,10 €/Wc, ce qui rend la candidature AOS non compétitive.
Les variables qui pilotent le coût au Wc
Au-dessus de la moyenne, quatre situations gonflent vite la facture : raccordement à plus de 2 km du poste source Enedis (chaque kilomètre de câble HTA coûte 80 000 à 150 000 € selon la nature du terrain), terrassement lourd sur pente > 6 %, équipement en trackers mono-axe (surcoût 0,06–0,10 €/Wc, gain de production 12–18 % en zone très ensoleillée), et étude d’impact renforcée en zone Natura 2000.
À la baisse, quatre leviers réels : terrain plat et accessible avec voirie existante, raccordement < 500 m (souvent < 100 000 €), réutilisation d’une friche déjà clôturée, et effet d’échelle au-delà de 10 MWc (les modules baissent de 8–12 % à l’achat sur les contrats > 50 000 unités selon les chiffres SolarPower Europe).
Une donnée à intégrer dès l’étude amont : la PTF Enedis (proposition technique et financière) chiffre le raccordement avec un délai d’instruction de 3 à 6 mois, et ce coût est non négociable une fois la convention de raccordement signée. Les développeurs prudents font modéliser deux scénarios (DR Enedis avec et sans renforcement poste) avant tout engagement foncier.
Valorisation : trois mécanismes en 2026
À noter : le tarif d’achat guichet ouvert EDF OA (0,1073 €/kWh au T2 2026 pour 9–100 kWc en vente totale) ne concerne pas les centrales au sol. Au-delà de 500 kWc, trois canaux coexistent.
1. Appels d’offres CRE PPE3 (canal dominant)
La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3) publiée fin 2024 fixe les volumes mis en concurrence jusqu’en 2028. La CRE pilote l’instruction et désigne les lauréats sur critère prix, complété par notation environnementale et sociale depuis 2023.
| Famille AOS PPE3 | Puissance éligible | Prix moyen pondéré 2024-2025 |
|---|---|---|
| Sol standard (toutes zones) | 500 kWc – 30 MWc | 0,074 €/kWh |
| Sol terrains dégradés (TD) | 500 kWc – 30 MWc | 0,082 €/kWh |
| Agrivoltaïsme | > 500 kWc | 0,089 €/kWh |
| ZNI (Corse, DOM) | > 100 kWc | 0,135–0,180 €/kWh |
Source : CRE, communiqués de résultats appels d’offres PPE2 et PPE3 publiés entre avril 2024 et mars 2026 (re.cre.fr). Les tarifs sont indexés annuellement sur un panier ICHTrev-TS / FM0ABE0000 défini dans le cahier des charges.
2. Contrats PPA corporatifs
Depuis 2022, les centrales > 5 MWc peuvent contracter directement avec un consommateur industriel via un Power Purchase Agreement (PPA) de 10 à 25 ans. Prix négociés 2024-2025 : 0,065–0,085 €/kWh selon durée et profil de production. Acheteurs typiques : Orange, SNCF, Carrefour, Engie, EDF, Holcim. Avantage : pas de dépendance aux périodes AOS ; inconvénient : risque de contrepartie sur la durée.
3. Marché de gros EPEX SPOT (merchant)
Sortie risquée mais possible : vendre l’électricité sur le marché spot avec couverture via contrat de différence (CfD). Prix moyens 2024 sur EPEX Day-Ahead France : 58 €/MWh (RTE, bilan électrique 2024). Profil capté solaire (« solar capture price ») souvent inférieur de 10–20 % au prix moyen en raison du « cannibalisme solaire » sur les heures midi.
Rentabilité : modèle 5 MWc, productible PVGIS et PR 0,82
Hypothèses calées sur PVGIS et PR réel
Le productible se calcule en partant de l’irradiation locale (PVGIS, Commission européenne JRC, données TMY 2005-2020), multipliée par la puissance crête, puis par le Performance Ratio (PR) qui intègre pertes câbles, salissure, onduleurs, températures. Sur une centrale au sol fixe bien orientée plein sud à 25° en région Occitanie ouest (1 450 kWh/kWc·an), le PR moyen mesuré par les exploitants français (Boralex, Voltalia, Neoen, RES) ressort à 0,82 la première année — d’où :
5 MWc × 1 450 kWh/kWc·an × PR 0,82 = 5 945 MWh/an la première année (dégradation 0,5 %/an ensuite).
Pour la PACA et l’Occitanie méditerranéenne (1 500–1 580 kWh/kWc·an, source DATA_CANONICAL Watoo 2026), le productible monte à 6 150–6 480 MWh/an avec le même PR 0,82.
| Paramètre 5 MWc Occitanie | Valeur |
|---|---|
| Irradiation PVGIS plein sud 25° | 1 450 kWh/kWc·an |
| Performance Ratio (PR) | 0,82 |
| Productible annuel année 1 | 5 945 MWh/an |
| Tarif AOS CRE indicatif (sol standard) | 0,074 €/kWh |
| Chiffre d’affaires année 1 | 440 000 € |
| OPEX annuel (10–14 €/kWc, EurObserv’ER 2024) | 50 000–70 000 €/an |
| Loyer foncier (10 ha à 2 500 €/ha/an) | 25 000 €/an |
| Taxe foncière bâti + IFER 3,86 €/kWc | 19 300 €/an IFER + foncier variable |
| Assurance + supervision technique | 8 000–12 000 €/an |
| EBE net | 300 000–340 000 €/an |
| CAPEX TTC | 3 500 000–4 500 000 € |
| TRI projet 20 ans (sans dette) | 6–10 % |
| TRI fonds propres avec dette 75 % à 4,2 % | 11–16 % |
Le foncier : levier sous-estimé
Le coût du foncier est l’un des trois leviers compétitivité (avec raccordement et CAPEX modules). Pratiques constatées 2025-2026 par la Fédération nationale des SAFER :
- Terres agricoles peu productives sous bail emphytéotique 30 ans : 1 500–3 500 €/ha/an
- Friches industrielles (avec ou sans dépollution résiduelle) : 500–2 000 €/ha/an
- Délaissés autoroutiers, anciens aérodromes : 1 000–2 800 €/ha/an
- Zones non agricoles constructibles : volatil, souvent disqualifiant économiquement
L’agrivoltaïsme, encadré par le décret n° 2024-318 du 8 avril 2024, exige un service agricole prouvé (amélioration du bien-être animal, économie d’eau, protection grêle, ombrage utile). Sans ce service, le projet bascule sur la liste des zones « sols incultes » du document-cadre départemental, beaucoup plus restrictive.
Autorisations et chronologie de développement
Une centrale 1–30 MWc traverse quatre instructions en parallèle, étalées sur 3 à 6 ans entre l’option foncière et la mise en service.
1. Permis de construire (compétence préfet pour > 250 kWc en zone agricole, maire en zone urbaine) : instruction 5–6 mois, recours des tiers 2 mois, recours administratif possible 12 mois. Source : article R.421-9 du Code de l’urbanisme.
2. Étude d’impact environnemental : obligatoire au-delà de 1 MWc (rubrique 30 du tableau annexé à l’article R.122-2 du Code de l’environnement). Délai 8–14 mois selon enjeux faune-flore.
3. Procédure Enedis HTA : DR (demande de raccordement) → PTF (proposition technique et financière) en 3–6 mois → convention de raccordement → travaux en 12–24 mois. Selon DATA_CANONICAL Watoo, les délais Enedis BT/HTA sont en hausse de ~15 % vs 2024.
4. Candidature AOS CRE : dossier déposé après permis purgé. Les périodes PPE3 ont lieu tous les 6 mois (T1 et T3 de chaque année).
Note
« En zone rurale, un raccordement HTA peut dépasser 500 000 € pour 3 MWc si le poste source est à plus de 5 km. La modélisation de ce coût avant signature foncière vaut plus que tous les business plans. »
Note
— Rédaction Watoo, d’après les textes PPE3 publiés
Centrale au sol vs toiture industrielle : matrice de décision
| Critère | Centrale au sol | Toiture industrielle |
|---|---|---|
| Puissance typique | 500 kWc – 100 MWc | 100–500 kWc |
| Prix TTC indicatif | 0,60–0,90 €/Wc | 0,70–1,10 €/Wc |
| Délai de développement | 3–6 ans | 6–18 mois |
| Mode de valorisation | AOS CRE / PPA | Autoconso + AOS |
| Tarif EDF OA vente totale (T2 2026) | Non applicable | 0,1073 €/kWh (9–100 kWc) |
| Tarif surplus EDF OA (T2 2026) | Non applicable | 0,04 €/kWh (≤ 9 kWc), 0,0473 €/kWh (9–100 kWc) |
| TVA | 20 % (commercial) | 20 % (commercial) ; 5,5 % uniquement résidentiel ≤ 9 kWc |
| Contrainte foncière | Forte (option/bail) | Aucune (bâtiment existant) |
| Impact paysager | Étude d’impact systématique | Quasi nul |
| MaPrimeRénov’ | Hors champ | Hors champ (PV exclu) |
Pour les acteurs souhaitant démarrer rapidement, la toiture industrielle reste plus accessible. Pour maximiser les volumes et les TRI sur le long terme, la centrale au sol offre un potentiel de mise à l’échelle sans équivalent. Voir notre page centrale-solaire-grande-puissance pour les projets > 30 MWc, et solaire-batiment-industriel-toiture-100-kwc pour l’alternative toiture.
Pour décider
Une centrale au sol 1–10 MWc représente 700 000 à 9 000 000 € de CAPEX et un TRI de 6 à 10 % sur 20 ans pour des projets bien structurés. Trois conditions sont non négociables : foncier sécurisé sous bail emphytéotique ou promesse de bail, étude Enedis HTA chiffrée avant engagement, dossier AOS calibré pour passer le prix plafond de la période PPE3 visée.
Pour évaluer un terrain, commencer par : irradiation PVGIS du département, distance au poste source Enedis, classification PLU/PLUi de la parcelle, présence de zones Natura 2000 dans un rayon de 2 km. Les trois quarts des projets se disqualifient sur l’une de ces quatre lignes avant même le permis de construire. Voir aussi aides-solaire pour les compléments ADEME / Région et autoconsommation collective pour les modèles hybrides.
Estimez le productible et le CAPEX de votre terrain →
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FAQ
Combien rapporte une centrale solaire au sol de 5 MWc en 2026 ?
Avec un tarif AOS CRE moyen pondéré 2024-2025 à 0,074 €/kWh (source CRE) et un productible 5 945 MWh/an en Occitanie (5 MWc × 1 450 kWh/kWc·an × PR 0,82), le chiffre d’affaires brut année 1 ressort à 440 000 €. Après OPEX, foncier, IFER et impôts, l’EBE se situe entre 300 000 et 340 000 €/an.
Quelle est la taxe IFER appliquée aux centrales au sol ?
L’Imposition Forfaitaire sur les Entreprises de Réseaux est de 3,86 €/kWc installé en 2026 (article 1519 F du Code général des impôts). Pour une centrale 5 MWc, cela représente 19 300 €/an. Cette taxe s’ajoute à la taxe foncière sur le bâti de la base poste de livraison.
Peut-on installer une centrale au sol sur des terres agricoles classées A dans le PLU ?
Depuis le décret n° 2024-318 du 8 avril 2024, l’agrivoltaïsme est possible en zone A sous conditions strictes : service agricole prouvé (ombrage utile, économie d’eau, protection grêle, bien-être animal), maintien d’au moins 90 % du rendement agricole de référence. À défaut, le projet doit se rabattre sur les zones « sols incultes » du document-cadre départemental, beaucoup plus restrictives.
Le raccordement HTA est-il à la charge du développeur ?
Oui, intégralement. Enedis émet une proposition technique et financière (PTF) qui détaille le coût de raccordement et le délai. Aucune subvention nationale ne couvre cette ligne. Les délais Enedis 2026 sont en hausse de ~15 % vs 2024 selon Enedis Open Data.
Quelle est la durée d’un contrat AOS CRE ?
20 ans à compter de la mise en service de l’installation, contrat administré par EDF OA. À l’issue, le développeur peut vendre sur le marché de gros, signer un PPA corporatif, ou repowerer (remplacer les modules vieillissants par des modules plus puissants).
Les trackers mono-axe sont-ils rentables au sol ?
En Occitanie méditerranéenne et PACA (1 500–1 580 kWh/kWc·an plein sud, PVGIS), le surcoût trackers (0,06–0,10 €/Wc) est amorti par +12 à +18 % de production en 5 à 8 ans. Au nord de la Loire, l’écart se resserre à +8 à +12 % et la rentabilité du surinvestissement devient marginale.
MaPrimeRénov’ peut-elle financer une centrale au sol ?
Non. MaPrimeRénov’ exclut explicitement le photovoltaïque, qu’il s’agisse d’autoconsommation résidentielle ou de centrales commerciales. Seule la prime à l’investissement CRE (versée par EDF OA pour ≤ 100 kWc) ou les tarifs AOS (> 100 kWc) constituent le mécanisme de soutien dédié au solaire électrique en France.
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*Sources : CRE — Résultats appels d’offres PPE2 et PPE3 (T2 2024 à T1 2026), https://www.cre.fr/documents/appels-d-offres · ADEME — Filière photovoltaïque française, état des lieux 2025 · Légifrance — Loi APER n° 2023-175 du 10 mars 2023 et décret agrivoltaïsme n° 2024-318 du 8 avril 2024 · Enedis — Guide raccordement HTA producteurs 2026 · PVGIS — Commission européenne JRC, https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/fr/ · RTE — Bilan électrique 2024.*