Réussir grâce à des approches innovantes en matière de partage des risques liés aux AAE

Par Erik Ejups, Directeur associé, Origination et Power Marketing

Il fut un temps où les difficultés liées à la passation de marchés dans le domaine des énergies renouvelables découlaient de leur nouveauté. Les technologies n'étaient pas éprouvées, les risques étaient mal compris et les acheteurs et vendeurs inventaient les règles au fur et à mesure.

Aujourd'hui, bon nombre de ces incertitudes ont été éliminées. L'éolien et le solaire sont des technologies éprouvées, et les propriétaires, les investisseurs et les institutions financières ont confiance dans la capacité des énergies renouvelables à répondre aux attentes. Cependant, de nouveaux défis sont apparus en matière de développement, de construction et d'exploitation de projets. Certains sont des problèmes de longue date, comme l'engorgement des files d'attente pour l'interconnexion et la menace de nouvelles lois et réglementations qui pourraient avoir un impact négatif sur les énergies renouvelables. Plus récemment, la pandémie a introduit de nouvelles contraintes : retards dans la chaîne d'approvisionnement, difficultés de transport, augmentation des prix des produits de base et pénurie de main-d'œuvre. Dans ce contexte, la demande d'énergie renouvelable a dépassé l'offre de projets viables. Cela crée un dilemme pour les organisations qui souhaitent réduire leur empreinte carbone et oblige toutes les parties prenantes à travailler à la mise en place d'accords d'achat qui soient finançables et suffisamment souples pour survivre à l'incertitude accrue d'aujourd'hui.

EDF Renewables est présent en Amérique du Nord depuis plus de 35 ans. Nous avons développé plus de 24 gigawatts de production renouvelable, ce qui fait de nous l'une des plus grandes entreprises dans ce domaine. Soutenus par l'un des plus grands services publics au monde, nous finançons par bilan le développement et la construction de projets et, à quelques exceptions près, nous conservons une participation majoritaire pendant toute la durée de vie de l'actif. La position d'EDFR en tant que propriétaire et opérateur d'actifs à long terme avec un grand parc de production signifie que nous avons développé des stratégies pour atténuer bon nombre des incertitudes inhérentes au processus. Nous avons une approche axée sur la durabilité à long terme de notre base d'actifs et de nos relations commerciales.

Ainsi, face aux défis du marché qui se sont développés au cours des deux dernières années (et qui ne montrent aucun signe d'apaisement dans l'avenir immédiat), nous avons créé des structures contractuelles innovantes pour permettre aux projets de franchir la ligne d'arrivée. En étroite collaboration avec nos clients, nous avons négocié et exécuté avec succès des accords d'achat d'électricité (AAE) basés sur des structures de partage des risques qui protègent les deux parties contre les aléas du marché. Ces structures comprennent des prix d'achat d'électricité qui s'ajustent en fonction des conditions du marché, des prolongations autorisées des dates d'exploitation commerciale (COD), le partage des risques réglementaires et le partage des risques de base.

Ajustement du prix de l'AAE: L'ajustement du prix du CAE est un mécanisme qui permet au prix du CAE de flotter en fonction des coûts d'investissement clés, tels que la fabrication et le transport des équipements du projet ainsi que l'ingénierie, l'approvisionnement et la construction complets. Peu avant que le financement du projet ne soit finalisé, le prix du CAE est recalculé sur la base des coûts finaux vérifiés par un comptable indépendant ou de l'évolution d'un indice des produits de base depuis la signature du CAE. Si le coût du projet augmente par rapport à un scénario de base, le prix du CAE augmente d'un taux correspondant convenu à l'avance. De même, si les coûts diminuent, le prix de l'AAE est réduit - EDFR et le client partagent donc le risque et les avantages potentiels des changements sur le marché. Le contrat prévoit des rampes de sortie pour les deux parties si l'ajustement du prix de l'AAE dépasse une limite supérieure et qu'aucune des deux parties ne souhaite poursuivre.

Extensions COD: Le mécanisme d'extension de la date d'exploitation commerciale (COD) permet de faire face à de multiples risques, notamment les retards d'importation causés par les douanes américaines et la protection des frontières. Il est également utilisé pour les retards des services publics d'interconnexion et des étapes de développement. La COD peut être prolongée sans pénalité en cas de ralentissement résultant de l'un de ces problèmes.

Risque réglementaire: Le partage du risque réglementaire est une autre caractéristique clé de ces contrats. Si un changement potentiel de la législation n'est pas résolu avant la décision finale d'investissement, le vendeur peut retarder l'exploitation commerciale - ou, si après une première prolongation il n'y a toujours pas de résolution, résilier le PPA. Après l'émission de la décision finale d'investissement, le vendeur couvre la première tranche des coûts attribuables aux changements réglementaires défavorables et l'acheteur couvre la tranche suivante des coûts. Si les coûts attribuables aux changements réglementaires défavorables dépassent ces niveaux combinés, l'acheteur peut choisir d'aller de l'avant et de couvrir le coût excédentaire, ou le vendeur peut résilier l'AAE.

Risque de base: La base est la différence entre le prix gagné par le vendeur pour la vente d'énergie au nœud du projet, et le prix payé par le vendeur, dans le cadre du PPA, au centre de négoce. Ce risque, porté presque exclusivement par les vendeurs dans les AAE d'entreprise, est devenu insoutenable. Les développeurs se rebiffent et cherchent des partenaires prêts à partager les risques du projet pendant la durée de l'AAE. EDFR a travaillé avec des offrants pour limiter le coût de base total qui peut être supporté par le vendeur au cours d'une année contractuelle. Sans cette protection contre les risques, les projets peuvent devenir négatifs en termes de trésorerie et risquer l'échec. Lorsque le coût total est dépassé, le PPA est réglé au nœud du projet, ce qui absout le vendeur du risque de base pour le reste de l'année contractuelle.

EDF Renewables se consacre à la croissance à long terme et s'attache à résoudre les risques, plutôt que de rechercher les rendements potentiels les plus élevés et les hypothèses irréalistes qui ne passeront pas l'examen du financement de projet. En répondant aux principales préoccupations des deux parties et en partageant équitablement les risques, ces structures innovantes de PPA démontrent qu'il est possible d'obtenir des résultats positifs même dans des conditions incertaines et difficiles. Sur le marché actuel, travailler avec un développeur établi, expérimenté et bien capitalisé peut faire la différence entre la réalisation d'une opération commerciale et un investissement important en temps, en argent et en efforts qui n'aboutira à rien.

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