Le financement des EnR à l’épreuve du marché [Compte-rendu]

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De gauche à droite : Cyril Gilot, Nicolas Rochon, Jean-Philippe Pié, Christine Delamarre, Alexandre Soroko (Crédit : Marie-Pierre Dieterlé)

[Compte-rendu de la conférence GreenUnivers du 28 juin sur le Financement des projets d’EnR]

Les énergies renouvelables, solaire en tête, ont gagné la bataille économique et sont désormais plus compétitives que les autres énergies. Le transfert des EnR vers le marché avance grâce à des mécanismes transitoires tels que le complément de rémunération. Les liquidités ne manquent pas et les taux d’intérêt n’ont jamais été aussi bas. Tous les clignotants semblent donc au vert. Las ! L’écrasement des marges et donc des taux de rentabilité rendent de plus en plus difficile le financement d’installations très capitalistiques et font craindre un risque de bulle.

Complément de rémunération et agrégateur

Le mécanisme du complément de rémunération représente un véritable cap pour la jeune industrie des renouvelables. Il habitue les exploitants de centrales EnR à la logique de marché tout en leur garantissant un revenu. Son instauration s’est donc logiquement invitée dans la problématique du financement : « Le complément de rémunération a mis l’agrégateur au cœur du financement des projets renouvelables. Désormais, les banques ...

nous auditent ainsi que nos contrats avant de financer un nouveau projet. Dans l’éolien, la publication d’un contrat-type par la FEE a été utile pour rassurer les institutions financières, notamment étrangères », explique Alexandre Soroko, responsable business developpement chez Uniper, l’énergéticien allemand issu de la scission avec E.ON.

Un avis partagé par Christine Delamarre, directrice générale d’Unifergie Auxifip (filiale du Crédit agricole), qui se rappelle : « Nous avions beaucoup d’interrogations. Comment allait réagir le marché ? Quelle clé de répartition du risque avec l’agrégateur ? Quid des heures de prix négatif ? Quelle évolution dans les fonds propres ? Autant de problématiques auquel le complément de rémunération a répondu même s’il convient de rester encore prudent en raison des faibles volumes concernés jusqu’à présent ».

(c) Marie-Pierre Dieterle

Risque de bulle

Les appels d’offres internationaux des deux dernières années ont vu les prix du MWh éolien ou solaire atteindre des niveaux inégalés, confirmant la compétitivité des EnR au niveau mondial. Une bonne nouvelle pour les acteurs et les Etats qui contractent de l’électricité verte bon marché, mais pas si bonne pour le secteur financier. « Ces appels d’offres ont créé une pression déflationniste qui rend de plus en plus difficile pour nous de participer aux projets renouvelables en equity. On nous demande de financer sur 20 ans des TRI (taux de rentabilité interne) de 3%, cela n’est pas très sain. En cas de moindre événement négatif, l’instauration de barrières douanières aux Etats-Unis, ou la hausse des taux d’intérêts, le projet s’écroule », affirme Nicolas Rochon, président de la société de gestion Rgreen Invest.

Et ce dernier de mettre en garde contre le risque que fait planer cette tendance spéculative : « On assiste à des situations où le prix du permis vaut presque davantage que le coût de la construction. Certaines transactions ne collent pas avec la réalité économique, ce qui pourrait s’avérer dangereux d’autant que les renouvelables semblent bien avoir un effet à la baisse sur les prix spot, même si personne ne peut dire quel sera le prix de l’électricité dans les prochaines années ». Un point sur lequel s’accordent les quatre intervenants. « Nos équipes travaillent sur différents scenarii de prix mais lorsqu’il s’agit de financer, il est préférable de prendre un prix de l’électricité raisonnable et demander aux développeurs de rembourser pendant la période de subvention », constate Christine Delamarre.

(c) Marie-Pierre Dieterle

L’avenir en PPA

Pour éviter la vente de l’électricité sur le marché de gros, dont le prix est par définition variable, les développeurs EnR se tournent de plus en plus vers les power purchase agreements (PPA), des contrats de vente de gré à gré de tout ou partie de la production d’une installation renouvelable à un prix défini à l’avance pour des durées pouvant aller jusqu’à 20 ans. Une nouvelle méthode de commercialisation qui séduit les grandes enseignes soucieuses de leur image, à l’image des GAFAM, mais aussi les financeurs qui souhaitent protéger leurs intérêts.

« Les PPA sont l’avenir de la commercialisation de l’électricité. Nous avons accompagné Kyotherm dans son PPA avec Disney sur son projet géothermique. Mais même avec un client solvable tel que Disney, nous conseillons toujours d’avoir des alternatives en cas de défaut et donc de se positionner dans une zone avec d’autres clients potentiels », indique Nicolas Rochon. C’est d’ailleurs le cas pour Kyotherm qui a signé dans un deuxième temps un accord avec Villages Nature, alors en construction non loin de là.

Cyril Gilot, directeur des investissements chez Cap Vert Energie, travaille également sur des PPA notamment en France, au Chili et aux Etats-Unis. « Les modalités de partage du risque sont très différentes selon les cas. Nous en sommes encore au début et les modèles économiques restent à confirmer », estime-t-il. Il faut dire que si l’intérêt des PPA est clair dans des pays comme les Etats-Unis ou l’Australie où les prix de l’électricité sont élevés et les réseaux défaillants, ce n’est pas partout le cas. « En tant que 3ème fournisseur d’électricité aux industriels en France, nous nous intéressons de près aux PPA. Mais avec un prix de l’Arenh à 42 €/MWh, difficile de convaincre nos clients. Les prix restent trop bas dans l’Hexagone pour envisager la signature en chaîne de ce type de contrats à court terme », conclut Alexandre Soroko.