Le financement des éoliennes, une affaire de spécialistes

L’in­vestisse­ment dans l’éolien est lourd, mais il peut se faire selon le mode finance­ment sans recours, c’est à dire dont le rem­bourse­ment ne se fait que par les revenus générés par ce pro­jet. Evidem­ment il faut au préal­able une bonne exper­tise des acteurs.

En 2006, alors que le secteur n’en était qu’à ses débuts, un petit groupe de ban­ques menées par Dex­ia et le hol­landais Rabobank a mon­té aux Pays-Bas le pre­mier finance­ment sans recours pour un parc éolien en mer, le pro­jet Q7, d’une capac­ité de 120 mégawatts pour un mon­tant de 219 mil­lions d’euros.

Cette trans­ac­tion, aujourd’hui inté­grale­ment rem­boursée, a per­mis de créer l’écosystème (con­seils tech­niques, juridiques, assur­ances), les stan­dards de marché et les précé­dents com­mer­ci­aux néces­saires au développe­ment d’un secteur d’activité qui pèse aujourd’hui près de 10 mil­liards d’investissements par an en Europe du Nord.

De gros besoins de capitaux

Les pro­jets du secteur des éner­gies renou­ve­lables ont une économie sim­i­laire à celle du nucléaire : un investisse­ment ini­tial très lourd, puis un coût mar­gin­al de pro­duc­tion très faible. Le coût (et la durée) de leur finance­ment est donc un déter­mi­nant essen­tiel du coût final des mégawattheures produits.

Leur struc­ture de coût (essen­tielle­ment des coûts fix­es, en rem­bourse­ment de l’investissement ini­tial) impose un régime de prix spé­ci­fique, d’où les tar­ifs régle­men­tés fix­es sur longues péri­odes qui per­me­t­tent d’amortir de manière prévisible.

Autre­fois déter­miné de manière plus ou moins arbi­traire, le niveau de ces tar­ifs est désor­mais large­ment déter­miné, dans la plu­part des pays d’Europe, par des appels d’offres qui per­me­t­tent d’éviter les effets d’aubaine pour les pro­duc­teurs et soulig­nent la com­péti­tiv­ité des tech­nolo­gies renouvelables.

Économies d’échelle

Le secteur de l’éolien en mer, qui pèse plus de 12 gigawatts instal­lés en Europe fin 2015 (unique­ment dans les pays lim­itro­phes de la mer du Nord : Roy­aume- Uni, Alle­magne, Dane­mark, Bel­gique et Pays-Bas), présente des risques intrin­sèques incom­press­ibles du fait de la néces­sité d’installer des élé­ments élec­tromé­caniques de grande taille à des endroits par nature dif­fi­ciles d’accès, et, du fait du vent, défa­vor­ables à toute activ­ité de construction.

C’est donc un secteur qui se prête plus que d’autres éner­gies renou­ve­lables aux économies d’échelle et encour­age les investisse­ments de grande ampleur : un parc typ­ique a une taille de 400 à 500 mégawatts, pour un investisse­ment de l’ordre de 2 mil­liards d’euros – une échelle plus attrac­tive pour les grands élec­triciens que les pro­jets de quelques mégawatts et quelques mil­lions d’euros habituels dans l’éolien ter­restre ou le solaire.

Coûts en baisse

Le secteur com­mence tout juste à attein­dre une cer­taine matu­rité indus­trielle (util­i­sa­tion de tur­bines et de navires de con­struc­tion conçus spé­ci­fique­ment pour l’installation en mer) et voit ses coûts baiss­er de manière sig­ni­fica­tive, tant pour la con­struc­tion que pour les opéra­tions et la main­te­nance : le pre­mier parc en mer a été instal­lé en 1991 et fonc­tionne tou­jours ; les pre­miers parcs de taille indus­trielle – plus de 100 mégawatts – ont main­tenant presque quinze ans.

La deux­ième par­tie de la baisse des coûts vient désor­mais de la baisse du coût de l’argent s’appliquant aux investisse­ments, per­mise à la fois par la sta­bil­ité du con­texte régle­men­taire dans les prin­ci­paux pays européens, et par le retour d’expérience sat­is­faisant des act­ifs déjà construits.

Des revenus prévisibles et des risques à évaluer

Comme d’autres types de cen­trales élec­triques ou d’infrastructures, les parcs éoliens sont prop­ices à l’ingénierie finan­cière du finance­ment « sans recours » : il s’agit d’actifs bien iden­ti­fiés, fonc­tion­nant de manière autonome et générant des flux de revenus financiers prévis­i­bles qui per­me­t­tent de rem­bours­er les ban­ques sans garantie des investis­seurs, avec un niveau de pertes très faible sur longue péri­ode, du fait du niveau de détail des analy­ses faites par les prêteurs.

L’éolien en mer est un secteur où les ban­ques doivent pren­dre un risque de con­struc­tion réel sans garantie des investis­seurs, ce qui exige une analyse tech­nique très fouillée.

Il s’agit notam­ment d’évaluer l’intervention d’industriels de secteurs très dif­férents (turbiniers, aciéristes spé­cial­isés pour les fon­da­tions, équipemen­tiers élec­triques et spé­cial­istes de la con­struc­tion mar­itime) et de pren­dre en compte les risques liés à la con­struc­tion en mer, qui exige des navires très spé­cial­isés, une coor­di­na­tion rigoureuse de toutes les tâch­es et une capac­ité à absorber les aléas cli­ma­tiques et les con­traintes liées aux exi­gences envi­ron­nemen­tales et aux autres usages de la mer (nav­i­ga­tion, pro­duc­tion pétrolière et oléo­ducs, zones mil­i­taires, etc.).

Plus d’une cinquan­taine de navires peu­vent être amenés à inter­venir en même temps sur le chantier d’un parc éolien. Typ­ique­ment, les ban­ques insis­tent pour que le pro­jet soit capa­ble d’absorber des retards de con­struc­tion de 9 mois et des sur­coûts nets de l’ordre de 15 % sans obér­er la capac­ité du pro­jet à rem­bours­er sa dette à long terme.

Une vision à long terme

Les ban­ques se préoc­cu­pent des mesures de vent de long terme, de la disponi­bil­ité des tur­bines à long terme en mer, et du coût éventuel des opéra­tions de main­te­nance (navires spé­cial­isés légers pour accéder aux tur­bines en temps nor­mal, et plus lourds pour inter­venir en cas de besoin de répa­ra­tions) ou de l’indisponibilité de l’équipement si le mau­vais temps empêche toute intervention.

Plus d’une cinquan­taine de navires peu­vent être amenés à inter­venir sur le chantier d’un parc éolien. © C‑POWER

Les ques­tions de l’adéquation des nou­veaux mod­èles de tur­bines à leur envi­ron­nement (pres­suri­sa­tion, redon­dance de cer­tains équipements cri­tiques) et des garanties apportées par les fab­ri­cants sont égale­ment étudiées avec soin.

Aujourd’hui, le parc instal­lé en mer fonc­tionne bien, avec une disponi­bil­ité de l’ordre de 95–98 %, et on a con­staté que les mesures de vent en haute mer sont net­te­ment plus sim­ples qu’à terre, du fait de l’absence de relief ou d’obstacle.

En revanche, l’effet « d’ombre » des tur­bines les unes sur les autres (et des parcs entiers les uns sur les autres) doit être bien pris en compte, car il est sig­ni­fi­catif (de l’ordre de 10–15 % du pro­ductible théorique) – l’emplacement relatif des tur­bines est donc une com­posante impor­tante de la con­cep­tion d’un parc éolien en mer.

Au bout du compte, les parcs éoliens en mer arrivent aujourd’hui à un capac­i­ty fac­tor de 50–55 % (pro­duc­tion nette par rap­port au max­i­mum théorique de pro­duc­tion à la capac­ité max­i­male), à com­par­er aux 70–75 % du parc nucléaire français.

Finale­ment, les financiers véri­fient les sujets non spé­ci­fiques au secteur mais essen­tiels pour la bonne prise en compte des risques, et notam­ment toutes les ques­tions régle­men­taires : sta­bil­ité du régime de prix, risques de recours sur les per­mis, risques de change­ment des règles de com­mer­cial­i­sa­tion en cours de route.

L’existence d’un con­sen­sus poli­tique et pop­u­laire autour du secteur (comme il existe par exem­ple en Alle­magne) est un élé­ment de déci­sion important.

Un travail d’expert

Cer­tains investis­seurs qui utilisent régulière­ment cette tech­nique de finance­ment ont leurs pro­pres équipes, mais la plu­part emploient des con­seils spé­cial­isés, qui sont le plus sou­vent des équipes dédiées au sein des grandes ban­ques prê­teuses ou des Big 4 (Deloitte, EY, KMPG et PwC), ou, plus rarement, des petites sociétés de con­sul­tants (sou­vent de petite taille, et tra­vail­lant sou­vent pour un seul client).

Mais ceux qui mon­tèrent en 2006 le pre­mier finance­ment sans recours ont choisi de tra­vailler ensem­ble en créant une société de con­seil spé­cial­isée qui a réus­si à se ménag­er une place priv­ilégiée grâce à une con­nais­sance unique au départ, et tou­jours iné­galée, du secteur de l’éolien en mer et des struc­tures con­tractuelles per­me­t­tant de répar­tir le risque de la manière la plus appro­priée des points de vue tech­nique et com­mer­cial : c’est ain­si qu’est née Green Giraffe.

Il s’agit d’une aven­ture entre­pre­neuri­ale orig­i­nale depuis le début, avec un car­ac­tère multi­na­tion­al affir­mé – une équipe bina­tionale fran­co-hol­landaise dès le départ, des implan­ta­tions qua­si immé­di­ates dans qua­tre pays (Pays-Bas, France, Roy­aume-Uni, Alle­magne) mais un fonc­tion­nement totale­ment inté­gré, avec des équipes mixtes sur les grands pro­jets, une poli­tique d’embauche cen­tral­isée et focal­isée sur de jeunes ingénieurs for­més en interne.

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