Les énergies renouvelables à l’ère de l’agrégation - Le Magazine des Affaires

Les énergies renouvelables à l’ère de l’agrégation

bbLe 16 mars dernier, le cabinet PDGB organisait à la Maison du Barreau un colloque consacré à l’actualité juridique et au financement des projets d’énergie renouvelable. L’occasion, entre autres, de revenir sur la spécificité du risque juridique dans les projets d’énergie renouvelable et le nouveau rôle tenu par les agrégateurs dans leur sécurisation financière.

La spécificité du risque juridique dans les projets d’énergie renouvelable

Pour Laurent Deruy, Associé du cabinet PDGB, les projets de production d’énergie renouvelable (EnR) connaissent une croissance constante, portée principalement par les filières de l’éolien terrestre et du solaire. Ainsi, sur l’année 2017, 65% des projets raccordés concernaient la première filière et 32% la seconde. Cette croissance est néanmoins obscurcie par l’importance du contentieux qui l’affecte, justifiant pleinement l’intervention du législateur dans un esprit de simplification et de sécurisation des projets.

Le risque juridique imprègne les projets EnR, tout particulièrement en phase de lancement. Sont en cause la multiplicité des autorisations (près de douze catégories relevant de trois codes distincts), la complexité induite des procédures et la diversité des documents de référence dont la portée juridique est variable. Sans compter les régimes contentieux « ouverts » à des requérants à même de soulever une pluralité de moyens de légalité externe ou interne. La co-visibilité des projets éoliens ne favorise pas au surplus leur acceptabilité sociale de la part des riverains ; l’analyse du groupe de travail éolien constate ainsi que 70% des autorisations délivrées afférentes à ces installations font l’objet d’un recours. Les procédures s’en trouvent allongées et peu sécurisantes pour la mise en place de financements souvent très capitalistiques.

Le caractère complexe et peu rassurant du contexte de la délivrance des autorisations justifiait une réforme législative d’envergure. Après la réforme de
l’« évaluation environnementale » (ordonnance du 3 août 2016) et celle de l’« autorité environnementale » (décret du 28 avril 2016), l’année 2017 a  été marquée par la réforme de l’« autorisation environnementale » (ordonnance n° 2017-80 du 26 janvier 2017 et décrets d’application n°2017-81 et 2017-82) qui,  au-delà de l’unification des autorisations et de l’évolution des règles contentieuses, met en place un nouvel espace de dialogue visant à accompagner les porteurs de projet et à accroitre la prévisibilité des procédures (notamment par les certificats de projet). 

Ces avancées notables ne sont pas sans certaines limites et incertitudes. Ainsi, si l’autorisation environnementale unifie, elle n’en fusionne pas pour autant les régimes. Par ailleurs, la mise en œuvre des nouveaux pouvoirs reconnus au juge administratif emportent nombre d’interrogations que le Conseil d’Etat a commencé à éclairer dans un premier avis contentieux (Conseil d’Etat, 22 mars 2018, n° 415852).

Compte tenu de la sensibilité de la matière, il faut souligner l’effort accompli. Mais l’issue des réformes abouties ou en cours de discussion demeure incertaine. C’est ainsi que le projet de décret éolien a essuyé l’avis négatif du Conseil supérieur de prévention des risques technologiques (CSPRT), ce qui laisse à penser que le gouvernement reverra ses ambitions à la baisse en matière de simplification du droit de l’éolien terrestre.

L’influence des évolutions légales et réglementaires tarifaires sur le financement des projets

Comme expliqué par Jean-Dominique Bloch, Associé du cabinet PDGB, le secteur de l’énergie a été l’objet de plusieurs réformes, touchant particulièrement le dispositif de soutien aux différentes filières d’EnR pour redéfinir les bases d’un mécanisme plus respectueux des règles de marché.

En effet, le mécanisme d’aides d’état qui était en place depuis la loi Nome (loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité) et qui établissait un tarif de rachat fixe et systématique de l’électricité produite par les acheteurs obligés (EDF et Entreprises Locales de Distribution) ne s’applique plus que pour les plus petites installations des filières jugées peu matures. Pour les  grandes installations, un nouveau mécanisme de prime dit « complément de rémunération » s’est généralisé. Il oblige dorénavant les producteurs à vendre leur production sur le marché, une prime variable venant compenser la différence entre un tarif de référence réglementaire (analogue au cout complet de l’installation) et la valeur de marché spot (pour livraison immédiate) de l’électricité, fixé par la bourse européenne d’électricité EPEX Spot.

Ce mécanisme, qui doit faire l’objet d’un rapport d’évaluation de la Commission de Régulation de l’énergie d’ici le 30 juin 2018 (article R. 314-50 du code de l’énergie), emporte complexification et hétérogénéité des rapports contractuels.

En effet, le nouveau schéma  - qui se pose pour la plupart des producteurs souhaitant se délester des charges liées à la vente de l’électricité – implique le recours à un intermédiaire : l’agrégateur. Cela implique une nouvelle structure des flux : vente sur le marché de l’électricité et de capacité, réception du complément de rémunération versé par EDF, diverses prestations connexes tel le pilotage des installations, etc. Juridiquement, les revenus du projet ne proviennent également plus d’un contrat unique mais de plusieurs contrats, dont au moins le contrat d’agrégation, contrat commercial, et le contrat de complément de rémunération, contrat administratif.

L’ensemble contractuel a donné lieu à la rédaction de contrats d’agrégation de courte durée (3 à 5 ans) afin de répondre à la couverture des risques exogènes tels le risque réglementaire (fluctuation du tarif de référence, risque réel de réversibilité dans un contexte de soutien aux filières par un mécanisme d’aide d’état), le risque de market design (sont ainsi concerné les couts d’équilibrage, de capacité), l’exposition du projet au prix de marché et le risque de contrepartie de l’agrégateur (insolvabilité).

Ce choix stratégique vient cependant questionner le financement des projets sur le long terme, les financeurs répercutant ce choix contractuel sur le coût de la dette. In fine se pose donc la question de la collaboration des contreparties sur le long terme – organisée, par ailleurs, dans le cadre de la gestion des actifs et de la remontée des informations en temps réel afin d’assurer une exploitation optimale des unités de production.

Si la courte durée des contrats et l’argument de la concurrence intense sur le marché laisse peu de doute quant à la capacité à contractualiser avec un autre agrégateur, se pose désormais la question de l’intérêt, dans le cadre d’un contrat long terme, d’offrir un espace de négociation contractuelle aux parties. Ce dernier, en posant les garanties de la stabilité de la relation, enverrait un signal rassurant aux investisseurs et permettrait de financer le projet d’autant mieux.

Financement des projets EnR

Selon Sylvain Delion, Manager chez Macquarie Capital, la capacité installée mondiale triplera d’ici 2040 en conséquence d’une croissance importante en Asie conjuguée à une forte poussée sur le développement des énergies renouvelables.

Il est cependant difficile de concevoir les composantes du marché dans la mesure où le prix du marché n’est pas un signal d’investissement à long terme mais un « signal d’expédition ».

Aussi, les risques pris par les producteurs d’électricité (et donc par leurs investisseurs) sur le marché nécessitent la mise au point de nouveaux outils pour tenter de faciliter et sécuriser les investissements.

C’est précisément dans ce sens qu’ont été conçus les corporate power purchase agreement, ou contrats d’achat d’électricité avec des entreprises. Ces contrats de long terme offrent la possibilité, pour un producteur d’électricité et un consommateur, de rentrer directement en contact en dehors du mécanisme de marché. Ils présentent dès lors un double avantage :

- Pour les producteurs, ces contrats sécurisent de façon certaine les débouchés de leur production, ce qui entraine une baisse du coût de l’investissement et permet de faciliter le financement de la construction des infrastructures ;

- Pour les consommateurs, ces contrats  assurent une fourniture en énergie à un prix déjà déterminé, permettant ainsi de passer outre la volatilité des prix existante sur le marché.

Le professionnel relève, enfin, que les contrats d’achat d’électricité connaissent depuis quelques années un développement exponentiel. 

L’agrégateur, un partenaire essentiel pour la sécurisation financière des projets

Pour Christelle Reptin, cofondatrice d’Agregio, nouvel agrégateur sur le marché spécialisé dans l’agrégation d’actifs de production d’énergie renouvelable, d’effacement de consommation et de flexibilité de tous types, le colloque a été l’occasion de présenter les principales missions et le rôle essentiel – souvent méconnu – de l’agrégateur dans le cadre de la sécurisation financière des projets de production d’EnR, compte tenu du passage au mécanisme de soutien public par complément de rémunération et des nouvelles obligations des exploitants avec l’entrée en vigueur du dispositif du mécanisme de capacité en 2017.

Egalement, l’attention s’est portée sur les éléments clefs du contrat d’agrégation, notamment sa durée, le risque de contrepartie et les mécanismes contractuels organisant une collaboration étroite entre l’agrégateur et le producteur, nécessaire afin d’optimiser au mieux, en temps réel, la production et permettre ainsi tant au producteur qu’à l’agrégateur de tirer des revenus raisonnables.

Le financement junior, signe de la maturité du marché des ENR

Eric Manchon, directeur du département infrastructures et secteur public du groupe ACOFI, société indépendante de gestion de portefeuille et de services financiers est venu présenter l’intérêt du financement junior sur un marché des EnR devenu mature et offrant l’opportunité de mettre en place des montages financiers innovants.

Le colloque a été l’occasion de présenter l’intérêt du financement junior qu’il s’agisse d’acquérir de nouveaux actifs, d’améliorer le taux de rentabilité interne des projets, de proposer aux acheteurs potentiels un complément d’equity ou de sécuriser les montages reposant sur du financement participatif.

Eric Manchon a pu également présenter le récent positionnement d’ACOFI gestion sur le financement des projets EnR, via le fonds PREDIREC ENR 2030, fonds de 180 M€ pour lequel la BEI a injecté 50 millions d’euros, devenant ainsi l’un des lead investors du fonds. L’objectif porté par ce fonds est de financer par dettes juniores, via des emprunts obligataires, les projets des acteurs de la filière éolienne ou photovoltaïque.

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