Interview : le PDG d'ENSOOL veut faire des toits de PME un actif solaire européen

Le boom solaire européen entre dans une phase plus difficile.

Après des années de croissance rapide, les nouvelles installations solaires dans l'UE ont ralenti, révélant un marché où le capital bon marché, des subventions généreuses et des prix élevés de l'électricité ne peuvent plus tout accomplir.

Pour Sandro Gonzalez, PDG d'ENSOOL, ce basculement n'est pas un signal d'alarme pour les investisseurs, mais un test de capacité d'exécution.

Dans une interview accordée à Invezz, Gonzalez soutient que la prochaine étape de la transition énergétique européenne sera moins dictée par des objectifs de capacité médiatisés que par la capacité à financer, standardiser et gérer des milliers de petits actifs.

ENSOOL parie que les toits de PME et les sites commerciaux, longtemps considérés comme fragmentés et difficiles à assurer, peuvent devenir une classe d'actifs d'infrastructure de qualité institutionnelle lorsqu'ils sont correctement agrégés.

L'objectif est ambitieux : construire une plateforme solaire distribuée capable de soutenir un YieldCo de €500 million à €1 billion.

Sandro Gonzalez, PDG d'ENSOOL

Extraits :

Invezz: Le déploiement solaire dans l'UE a ralenti, les données du secteur signalant la première baisse annuelle des nouvelles installations depuis près d'une décennie. Pourquoi est-ce un bon moment pour construire une plateforme solaire distribuée plutôt qu'une raison pour les investisseurs de faire une pause ?

Sandro Gonzalez: Je dirais que le recul des nouvelles installations solaires dans l'UE ne doit pas être interprété comme un problème de demande.

L'Europe a ajouté environ 65 GW de solaire l'année dernière, et la capacité installée totale dépasse désormais 400 GW.

Le marché entre simplement dans une phase où l'exécution compte plus que l'élan. La première vague était plus facile à financer avec des prix de l'électricité élevés et des subventions plus fortes.

Aujourd'hui, le marché est différent : les connexions au réseau sont plus lentes et les incitations sont réduites. Le problème n'est pas un manque de demande, mais le fait que le marché devient plus difficile à exécuter.

Pour moi, l'argument en faveur du solaire distribué est plus clair dans cet environnement. Quand la croissance ralentit, cela met en lumière où le marché bute — pas sur la demande, mais sur la livraison.

Les entreprises veulent toujours une énergie moins chère, plus propre et davantage de contrôle sur leurs coûts énergétiques. Le défi est que les petits sites restent trop fragmentés, compliquant le financement et la gestion des actifs.

L'Europe dispose actuellement d'environ 406 GW de capacité solaire installée et doit se rapprocher de 750 GW d'ici 2030.

Cet écart ne sera pas comblé par des projets à l'échelle des utilities seuls.

Dans l'environnement de croissance plus lente d'aujourd'hui, il devient encore plus évident pourquoi une plateforme professionnelle distribuée pour les toits et les sites commerciaux et industriels (C&I) est essentielle : elle résout directement les véritables goulets d'étranglement du financement, de la standardisation et de la gestion des actifs.

Invezz: Le capital institutionnel est encore beaucoup plus à l'aise avec le solaire à l'échelle des utilities. Les toits de PME sont perçus comme fragmentés, lourds en exploitation et plus difficiles à financer. Comment transformez-vous cette réputation de complexité en un avantage structurel ?

Un toit de PME isolé paraît trop petit et trop lourd opérationnellement pour le capital institutionnel.

Une fois que vous agrégerez des centaines ou des milliers de sites selon des normes identiques, avec des données unifiées et un modèle opérationnel unique, ils deviennent une véritable classe d'actifs évolutive.

Cette complexité devient en elle-même un fossé compétitif : le solaire utility est plus facile à comprendre mais beaucoup plus encombré.

Le solaire distribué est plus difficile parce que les sites sont plus petits et plus fragmentés, rendant le financement et la gestion des actifs plus complexes.

Le résultat est un avantage compétitif pour les sociétés qui savent bien exécuter dans un marché où la plupart ne peuvent pas.

Invezz: Agréger des milliers de petites installations de toits dans un seul portefeuille paraît simple sur une présentation. Comment cela fonctionne-t-il réellement sur le terrain, et quelle est la première chose qui casse quand on tente de le mettre à l'échelle ?

L'agrégation ne fonctionne que si le portefeuille est construit avant la pose des panneaux. L'erreur est de signer d'abord les sites et de les nettoyer ensuite.

Le premier point de pression est la donnée. Si vous ne connaissez pas le toit, la charge client et le risque contractuel en amont, le portefeuille paraîtra correct sur le papier mais faible en exploitation.

Le travail doit commencer plus tôt. Cela signifie rejeter rapidement les sites faibles, standardiser les contrats et les exigences d'installation pour chaque prestataire, et suivre les données de performance en temps réel une fois un site mis en service.

L'agrégation consiste moins à poursuivre le volume qu'à faire preuve de discipline. Un portefeuille ne fonctionne que si chaque actif a passé le même test de base avant le déploiement du capital.

Le premier point de pression est toujours la qualité des données. Si vous ne connaissez pas le toit, le profil de charge du client et les risques contractuels à l'avance, vous vous retrouvez avec des portefeuilles qui semblent bons sur le papier mais posent problème en exploitation.

C'est pourquoi nous rejetons tôt les sites faibles et imposons une standardisation stricte des contrats et des exigences d'installation pour chaque prestataire.

Invezz: Votre modèle dépend des PME signant des contrats d'achat d'électricité à long terme et demeurant des acheteurs fiables pendant 15 à 20 ans. Comment rassurez-vous un propriétaire de petite entreprise sur ce type d'engagement, et comment couvrez-vous le risque de crédit qui en découle ?

La manière de mettre un dirigeant de PME à l'aise n'est pas de commencer par un contrat de 20 ans. Vous partez du problème qu'il rencontre réellement.

Leurs coûts énergétiques sont plus difficiles à prévoir. Le capex est restreint. Ils ne veulent pas un autre actif à gérer.

Une fois que les économies sont claires, le contrat devient plus facile à comprendre. Ils n'achètent pas un projet solaire. Ils achètent de l'électricité moins chère avec une charge opérationnelle réduite.

Le travail de crédit doit intervenir avant la signature des contrats. Les acheteurs, sites ou contrats faibles n'entrent tout simplement pas dans notre portefeuille.

Nous réduisons le risque par une sélection rigoureuse à l'entrée et une large diversification des clients, pas en agrégeant des mauvais crédits en espérant qu'ils disparaissent.

Invezz: Vous gardez l'EPC et la livraison en interne plutôt que de sous-traiter. Pourquoi les investisseurs en infrastructure doivent-ils voir cela comme un fossé compétitif plutôt que comme une couche supplémentaire de risque d'exécution que vous portez sur votre propre bilan ?

Conserver l'EPC en interne ajoute des responsabilités, mais dans le solaire distribué, l'exécution est précisément là où se gagne ou se perd la plupart de la valeur.

Lorsque vous externalisez tout, vous externalisez aussi les normes, les délais et les retours directs du site.

Conserver ce savoir-faire en interne signifie que chaque projet améliore le suivant, les coûts deviennent plus prévisibles et la qualité du portefeuille augmente de manière mesurable.

Si ce savoir reste au sein de l'entreprise, chaque projet améliore le suivant. Les coûts deviennent plus prévisibles, la qualité plus facile à contrôler et le portefeuille se construit avec moins de surprises.

Dans un marché constitué de nombreux petits actifs, le contrôle compte.

Invezz: Vous visez un YieldCo solaire de €500 million à €1 billion. À quel moment cela cesse-t-il d'être une vision de plateforme pour devenir véritablement prêt pour une IPO ? S'agit-il des mégawatts contractés, des flux de trésorerie récurrents, de la diversification par pays, ou d'autre chose ?

La préparation à une IPO n'est pas définie par les mégawatts seuls. Elle survient quand les investisseurs perçoivent une répétabilité claire dans le portefeuille : performance stable, flux de trésorerie prévisibles et un modèle opérationnel qui se comporte réellement comme une infrastructure.

Ce n'est qu'alors que la plateforme passe de la vision à la réalité investissable.

La capacité contractée compte, mais seulement si les actifs performent — c'est sur cela qu'un YieldCo doit être jugé, et c'est ce qui rend une plateforme investissable.

La diversification par pays aide, mais elle ne peut pas être de façade.

Entrer sur de nouveaux marchés avant que le premier portefeuille ne soit stable ajoute simplement du risque. Une fois le modèle opérationnel, de nouveaux marchés renforcent la base de flux de trésorerie.

Invezz: L'énergie distribuée et le capital institutionnel ont historiquement parlé des langues différentes. Quelle est la plus grande idée fausse que la communauté des investisseurs a sur ce que construit réellement ENSOOL ?

La plus grande idée fausse est que ENSOOL n'est qu'une autre société solaire.

Ce que nous construisons, c'est la couche d'infrastructure qui transforme des milliers de petits actifs énergétiques dispersés en quelque chose que le capital institutionnel peut souscrire.

Considérés individuellement, chaque toit de PME est trop petit.

Agrégés sous la bonne structure, le solaire distribué devient aussi investissable que le solaire utility et, sans doute, plus résilient aux fluctuations de marché.