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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