Community solar : projets solaires collectifs aux États-Unis

Mardi matin, 8h30 locale, Minneapolis. Je suis dans une salle de réunion avec le fondateur d’une boîte française qui veut entrer sur le marché américain. Il sort son deck : “Notre cible, c’est le solaire résidentiel.” Je l’arrête. “Regardez d’abord le community solar, c’est là qu’il y a de la place pour vous.” Trois ans plus tard, sa boîte fait 70 % de son revenu US sur des projets community solar au Minnesota, New York et Illinois. Pas sur du résidentiel.

Le community solar États-Unis est probablement le segment que je recommande le plus aux acteurs français qui veulent un marché rapide, lisible et compatible avec leurs atouts. Mais c’est aussi un marché mal compris, parce que le modèle n’existe quasiment pas en France. Je vais vous expliquer comment ça marche, pourquoi ça marche, et comment un acteur étranger peut s’y insérer.

Ce qu’est un projet community solar (et ce qu’il n’est pas)

Un projet community solar, c’est une installation solaire de taille moyenne (typiquement 1 à 5 MW) dont la production est vendue à un groupe de “souscripteurs” — des ménages, des PME, parfois des collectivités locales — qui ne sont pas propriétaires du terrain ni des panneaux. Ils achètent des parts de production via leur facture d’électricité. L’utility gère la comptabilité via un mécanisme appelé Virtual Net Metering.

Ce n’est pas du résidentiel sur toit. Ce n’est pas non plus de l’utility-scale à 100 MW. C’est un entre-deux, souvent sol, parfois toitures commerciales, qui démocratise l’accès au solaire pour les ménages qui n’ont pas de toit (locataires, petits logements) ou pas le budget pour une installation individuelle.

En 2024, l’American Clean Power Association recensait plus de 7,6 GW de capacité community solar installée aux États-Unis, répartie sur 22 États. Et ce chiffre va plus que doubler d’ici 2030 selon les Integrated Resource Plans des utilities majeures dans les États avec programme actif.

Les États où le modèle existe vraiment

Le community solar n’existe que dans les États qui ont voté une loi d’habilitation. Aujourd’hui, les plus matures sont : Minnesota (pionnier, plus de 900 MW), New York (NY-Sun + Inclusive Solar), Illinois (Illinois Shines), Massachusetts (SMART), Colorado, Maryland, Maine, Oregon, Virginie, New Jersey, Californie (en cours de redéploiement), et Michigan.

Attention : “exister” ne veut pas dire “actif”. Le programme californien a été gelé pendant plusieurs années avant une refonte récente. Le Michigan vient de lancer son programme, encore en démarrage. Le Massachusetts sature et voit les tarifs se réduire.

Le marché le plus accessible aujourd’hui pour un acteur français qui démarre : New York et l’Illinois. Cadres réglementaires stables, tarifs rémunérateurs, demande forte, et acteurs locaux ouverts aux partenariats. Le Minnesota est saturé sur le segment utility-scale community solar mais reste ouvert sur le low-to-moderate income (LMI) subsidized.

Pourquoi ce segment est compatible avec les acteurs français

J’ai vu beaucoup de clients gagner ici. Voilà pourquoi.

D’abord, les tailles de projet correspondent aux compétences des EPC et IPP européens de taille intermédiaire. Un projet de 3 MW, c’est un chantier de 3 à 6 mois. Vous pouvez le piloter sans avoir 200 personnes sur place. Les ETI françaises du solaire savent très bien faire.

Ensuite, le modèle économique est largement sécurisé par les mécanismes d’État. Le subscription offtake est garanti par un processus régulé, pas par un client industriel qui peut disparaître. Cela rassure vos banques et vos investisseurs européens, qui ont souvent du mal à apprécier le risque d’un PPA corporate américain.

Enfin, les standards techniques sont compatibles. Onduleurs européens certifiés UL passent sans problème. Modules européens aussi — avec un bémus sur les règles de domestic content si vous voulez empiler les bonus IRA.

Un client que j’accompagne depuis 2022, développeur lyonnais, a bâti un portefeuille de 45 MW community solar entre l’Illinois et New York en trois ans. Marge opérationnelle proche de ses projets français, cycle de décision plus rapide parce que les utilities publient des appels d’offres annuels avec un calendrier fiable. Il me disait récemment : “C’est le marché le moins stressant que j’ai fait depuis dix ans.”

Le processus typique, étape par étape

Voilà comment se déroule un projet community solar, du coup d’envoi jusqu’à la mise en service.

Étape 1, le site : on identifie une parcelle de 5 à 25 acres, idéalement à proximité d’une sous-station avec capacité disponible. On négocie un lease foncier (20 à 25 ans) avec le propriétaire. On fait les études de sol et d’ensoleillement.

Étape 2, l’application au programme d’État : on dépose un dossier auprès de l’utility ou de l’agence d’État. On obtient une “allocation” qui nous garantit notre part du quota annuel. Sans allocation, pas de projet.

Étape 3, l’interconnection : on lance la demande d’interconnection distribution auprès de l’utility locale. Plus simple que l’interconnection transmission, mais attention aux feeder constraints : si la ligne est saturée, le projet tombe.

Étape 4, le permitting local : zoning, autorités locales, parfois une audience publique. Prévoyez 6 à 12 mois selon le comté.

Étape 5, le financement et la construction : vous montez un SPV, vous financez avec des partenaires tax equity, vous construisez. Pour l’IRA, vous empilez l’ITC + Low Income bonus (souvent +10 points) + Energy Community bonus (+10) + Domestic Content si possible (+10).

Étape 6, la subscription : vous recrutez les souscripteurs (B2C ou via des agrégateurs B2B). Ce volet est souvent sous-traité à des “subscription managers” américains spécialisés, parce que c’est un métier de marketing direct et CRM. Ne perdez pas votre temps à le faire vous-même.

Étape 7, le commissioning et l’opération : vous mettez en service et vous opérez pendant 20 à 25 ans. L’O&M est généralement sous-traité à un prestataire américain.

Les trois pièges où j’ai vu des boîtes se faire avoir

Premier piège : sous-estimer la subscription. Un projet community solar sans souscripteurs ne génère pas de revenu, même s’il produit. Des développeurs ont construit, et sont restés six mois avec leur production sur les bras parce qu’ils n’avaient pas de pipeline de souscription. J’ai vu un projet dans l’Illinois qui a tourné en “deemed subscription” pendant quatre mois — c’est-à-dire que l’utility rachetait à un tarif de secours très inférieur. Trou de cash-flow brutal.

Deuxième piège : négliger les Low-Income requirements. Plusieurs États exigent qu’un pourcentage de la capacité soit alloué à des ménages à faible revenu (LMI). Si vous n’avez pas organisé cette captation dès le départ, vous perdez votre allocation. L’administration est lourde, les organismes communautaires partenaires ont leur logique propre.

Troisième piège : l’empilement fiscal mal cadré. Les bonus IRA ne s’empilent pas automatiquement. Il faut documenter chaque critère, structurer le SPV proprement, et parfois adapter la construction pour remplir le domestic content minimum. Un client a perdu 12 points d’ITC parce que son EPC a utilisé des modules hors USA alors que le projet était éligible au bonus.

Pour démarrer concrètement

Si vous démarrez aujourd’hui sur ce segment, je vous recommande trois actions. Première : identifier votre État cible (Illinois ou New York pour débuter, en privilégiant l’Illinois pour la simplicité réglementaire). Deuxième : trouver un partenaire local — un EPC ou un développeur qui a déjà monté 3 à 5 projets dans l’État. Troisième : sécuriser le financement tax equity avec une banque américaine ou un fond spécialisé. Sans tax equity, vous ne monétisez pas l’ITC et votre économie tombe.

Cette approche, combinée à une lecture attentive des crédits d’impôt ITC, donne un marché très rentable pour une ETI française bien organisée. C’est moins glamour que l’utility-scale texan. C’est beaucoup plus prévisible.

Relisez aussi mon guide global sur l’énergie renouvelable aux États-Unis si vous voulez replacer ce segment dans la vision d’ensemble. Et si vous êtes au stade go/no-go, on peut faire ensemble le diagnostic : prenez un créneau de 30 minutes et on regarde votre cas.