Des modes de financement en pleine mutation

Les mod­èles financiers du marché de l’énergie ont été boulever­sés depuis 20 ans dans une activ­ité où les cycles de vie sont très longs. La sépa­ra­tion imposée des dif­férentes activ­ités, le “sub­ven­tion­nement” des EnR, et l’émer­gence de pro­duc­teurs indépen­dants dans les domaines nég­ligés par les grands énergéti­ciens font donc régn­er de fortes incer­ti­tudes sur la péren­nité des investisse­ments à réaliser. 

Les infra­struc­tures de pro­duc­tion, de trans­port et de dis­tri­b­u­tion de l’énergie for­ment une ossa­t­ure essen­tielle pour le développe­ment des économies. 

Les cycles de vie de ces instal­la­tions peu­vent dur­er plusieurs dizaines d’années, et par­fois dépass­er le demi-siècle. 

La seule ges­ta­tion des pro­jets puis leur con­struc­tion peut dépass­er la dizaine d’années, voire net­te­ment plus pour les sys­tèmes com­plex­es comme les grandes inter­con­nec­tions élec­triques ou gaz­ières, les cen­trales nucléaires ou les bar­rages hydrauliques. 

DES MODÈLES INTÉGRÉS

Ces sys­tèmes com­plex­es néces­si­tent des investisse­ments con­sid­érables, qui doivent s’amortir sur des durées de vie très longues. En Europe, après la Sec­onde Guerre mon­di­ale, de très grands groupes inté­grés ont per­mis de financer et de dévelop­per au niveau nation­al ou supraré­gion­al les sys­tèmes élec­triques, puis gaziers. 

Ces entités ont pu assur­er un finance­ment cor­po­rate de ces investisse­ments considérables. 

UNE PERTE DE VISIBILITÉ À LONG TERME

Si le trans­port et la dis­tri­b­u­tion ont gardé leur car­ac­tère de mono­pole naturel et une régu­la­tion de long terme, les nou­velles régle­men­ta­tions ont imposé la con­cur­rence entre les opéra­teurs, et le déman­tèle­ment pro­gres­sif des tar­ifs réglementés. 

“ La gestation des projets puis leur construction peut dépasser la dizaine d’années ”

Aujourd’hui, chaque pro­jet est analysé unique­ment sur ses critères pro­pres, et doit être rentable à ses pro­pres bornes, et non comme par­tie d’un sys­tème. La dif­fi­culté vient alors du fait que les investisse­ments de pro­duc­tion ont une com­posante cap­i­tal ini­tial très élevée en com­para­i­son des coûts d’opération et de com­bustibles, néces­si­tant une bonne vis­i­bil­ité sur les revenus pour assur­er la rentabil­ité de l’investissement.

Or, la dérégu­la­tion du marché a entraîné une forte baisse des prix et une forte volatil­ité de ceux-ci, ne four­nissant aucun sig­nal prix de long terme. 

Ce qui était per­mis par des tar­ifs régulés ne l’est plus lorsque les prix sont déter­minés par un marché de court terme au coût marginal. 

Inspec­tion des man­i­folds sur le site de stock­age souter­rain de gaz naturel
Storengy de Chémery. © ENGIE / MIRO / MEYSSONNIER ANTOINE

LES HANDICAPS DES ÉNERGIES RENOUVELABLES

Les pre­mières tech­nolo­gies à être réelle­ment déployées au début des années 2000, le solaire pho­to­voltaïque et l’éolien ter­restre, présen­taient un mod­èle financier extrême puisque l’investissement ini­tial est très impor­tant par rap­port à la pro­duc­tion pos­si­ble, et les coûts d’exploitation qua­si­ment nuls. 

De plus, la pro­duc­tion est inter­mit­tente et non ou peu pré­dictible (on pro­duit quand il y a du vent ou du soleil). Enfin, le coût ini­tial de ces tech­nolo­gies rendait ini­tiale­ment l’électricité pro­duite en moyenne beau­coup trop chère par rap­port à la pro­duc­tion existante. 

UN FINANCEMENT PERMIS PAR LA MISE EN PLACE DE SIGNAUX À LONG TERME HORS MARCHÉ

Les puis­sances publiques ont donc dû met­tre en place des tar­ifs de rachat de l’électricité ain­si pro­duite, fix­es sur des durées suff­isam­ment longues (quinze à vingt ans), qui ont pu attein­dre ini­tiale­ment jusqu’à plus de 10 fois le coût nor­matif de pro­duc­tion de l’électricité nucléaire (pour le PV en toi­ture notam­ment), asso­ciés à une oblig­a­tion de rachat par le sys­tème électrique. 

“ Développer les projets dans un cadre de long terme permettant au financement de se déployer de façon rentable ”

Le sur­coût de cette élec­tric­ité était ensuite répar­ti sur l’ensemble des con­som­ma­teurs au tra­vers de la CSPE. Cette vis­i­bil­ité des tar­ifs a per­mis d’enlever le risque de marché de ces pro­jets, pour ne laiss­er qu’un risque de con­struc­tion (rel­a­tive­ment faible) et un risque de pro­ductible (lié au vent ou au niveau d’ensoleillement effectif). 

Ces tar­ifs ont per­mis aux pro­mo­teurs de struc­tur­er des « finance­ments de pro­jet » à long terme avec un fort levi­er (de l’ordre de 80 % de dette à quinze ou vingt ans). 

L’ÉMERGENCE DE PRODUCTEURS INDÉPENDANTS

Les grands énergéti­ciens se sont ini­tiale­ment peu intéressés à ces pro­duc­tions de petites tailles décen­tral­isées. De nom­breux pro­duc­teurs indépen­dants se sont alors lancés dans ces pro­jets, en s’appuyant sur des investis­seurs financiers précurseurs comme la Caisse des dépôts. 

Le marché a ensuite crû très vite, les mod­èles de struc­tura­tion se sont affer­mis. Aujourd’hui, l’investissement dans les pro­jets renou­ve­lables est très recher­ché et struc­turé comme des place­ments financiers qua­si oblig­ataires, pro­posant des ren­de­ments de long terme réguliers supérieurs à ceux des oblig­a­tions « nor­males » avec un risque asso­cié assez limité. 

DES SURCOÛTS PAYÉS PAR LES CONSOMMATEURS

Vue générale du ter­mi­nal méthanier de Fos Cavaou.
© ENGIE / NEUS / BRUNET ARNAUD

Ces mécan­ismes de tar­ifs de rachat ont con­nu un grand suc­cès, et les EnR clas­siques se sont dévelop­pées pour attein­dre un poids impor­tant dans la capac­ité de pro­duc­tion en Europe. Ce développe­ment a per­mis égale­ment de très impor­tants gains de pro­duc­tiv­ité sur les coûts de pro­duc­tion, per­me­t­tant ain­si d’atteindre dans cer­tains pays la par­ité avec les coûts com­plets de pro­duc­tion des moyens clas­siques neufs. 

Néan­moins, le revers de ce résul­tat a été la créa­tion d’un sur­coût impor­tant accu­mulé au fil des années qui est répar­ti dans les prix fin­aux de tous les consommateurs. 

DES MODÈLES POUR LES NOUVELLES FILIÈRES

Pour maîtris­er cette évo­lu­tion, et éviter les effets d’aubaine, les autorités de régu­la­tion en Europe ont cher­ché à intro­duire de la com­péti­tion dans le sys­tème, autour de deux axes. 

Dans un pre­mier temps, on a général­isé les approches « appels d’offres » por­tant sur les niveaux des tar­ifs pour des quan­tités finies de puis­sance à installer, per­me­t­tant de maîtris­er les vol­umes ajoutés et de pouss­er les développeurs à opti­miser leurs coûts. 

Le sec­ond mécan­isme qui est en train d’être défi­ni et mis en œuvre est celui des com­plé­ments de prix : les pro­duc­teurs devront ven­dre sur le marché au coût mar­gin­al, puis récupér­er la dif­férence avec leur prix cible prédéfi­ni. Toute­fois, ce mécan­isme est com­plexe à met­tre en œuvre, et pour­rait venir rajouter de l’incertitude ce qui posera force­ment des ques­tions aux investisseurs. 

LE MONDE DE LA FINANCE PRÊT À SE MOBILISER

Le monde de la finance, prê­teurs comme investis­seurs, a pris con­science des enjeux de la tran­si­tion énergé­tique et se mobilise pour son financement. 

De nom­breux insti­tu­tion­nels comme la BEI, la Caisse des dépôts ou de grands assureurs français se sont engagés pour ori­en­ter leur porte­feuille dans le sens de la tran­si­tion énergé­tique. Cela passe par la créa­tion de nou­veaux pro­duits comme les « oblig­a­tions vertes », un engage­ment action­nar­i­al act­if vis-à-vis des grandes entre­pris­es, la créa­tion de fonds d’investissement dédiés à la tran­si­tion énergé­tique, ou encore une allo­ca­tion accrue des investisse­ments directs dans les pro­jets par­tic­i­pant à la tran­si­tion énergétique. 

Mais il faut que les pro­jets soient dévelop­pés et se struc­turent dans un cadre per­me­t­tant à ce finance­ment de se déploy­er de façon rentable. 

Les EnR clas­siques sont aujourd’hui de vrais pro­duits financiers per­me­t­tant des coûts de finance­ment très com­péti­tifs. Et tous les élé­ments sem­blent rassem­blés pour que des fil­ières plus com­plex­es comme le biogaz puis­sent à leur tour trou­ver leur essor.

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