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La promesse de la COP 21 est d’atteindre 100Mds de Dollars de financements Nord-Sud à partir de 2020[1] : on n’y est pas encore!

Les projets solaires (PV) ou éoliens terrestres sont largement financés, dans la plupart des pays. « Même les projets éoliens offshore sont aujourd’hui financés facilement, en Europe de Nord et de l’Ouest, aux Etats-Unis »,  souligne Clément Weber de Green Giraffe[2], un conseil financier. Alors que le premier projet d’éolien offshore financé date d’il y a moins de 10 ans ! Mais il faudrait que les pays du Sud en fassent beaucoup plus.

On s’intéresse ici aux projets nouveaux d’énergie renouvelable et d’infrastructure « verte » , et plus particulièrement ceux faits par le secteur privé. Le financement des projets (privés) relevant de cette catégorie marche assez bien, dès lors que ces projets :

  • représentent un investissement assez conséquent, disons 50 millions d’euros ou plus,
  • n’appartiennent pas à un secteur “où les banques sont prudentes”, à tort ou à raison,
  • ne se trouvent pas dans un pays “difficile” (cf. infra),
  • sont prêts à être financés, c’est-à-dire qu’ils ont tout ce qu’il faut par ailleurs (autorisation obtenues, contrats signés, etc.) pour être lancés.

La taille du projet peut ne pas être suffisante

Si tous les professionnels s’accordent sur la plus ou moins grande facilité de trouver du financement pour des projets de grande taille, les projets de petite taille peinent à être financés. Il y a tout d’abord le problème de taille critique nécessaire pour amortir “les coûts de structuration technique, juridique, et financière” dit Damien Ricordeau, le patron de Finergreen[3].

“Ce qui marche bien, c’est de regrouper les petits projets similaires et de les financer globalement via une facilité de financement de portefeuille, ce que nous avons fait à maintes reprises en Europe de l’Ouest et que nous sommes en train de mettre en place actuellement sur un portefeuille de 50 MW de petits projets solaires au Chili; cela marche quand les projets se ressemblent, ont une certaine forme d’uniformité”, avance Fabrice Henry, patron d’Astris Finance[4].

« Une autre approche consiste à préfinancer sur fonds propres ou sur financement « corporate » une série de projets, et à lever ensuite un financement sur le portefeuille de projets en opération pour recycler le capital investi initialement » , toujours selon Fabrice Henry. Inconvénient, il faut en avoir les moyens !

La problématique est plus aiguë encore pour les petits projets situés dans les pays dont le contexte crédit est compliqué. Selon Marc Mandaba, CIO de Thémis[5], basé à Casablanca: « les projets de petite taille ont des difficultés à négocier des protections spécifiques telle que la non-disponibilité de devises sur une période prolongée. Seuls les projets stratégiques de taille critique ont accès à certaines protections réclamées par les bailleurs de fond  ».

Dans certains secteurs, les banques peuvent être trop prudentes, à tort ou à raison

Ainsi, en Afrique, toujours selon Marc Mandaba, “les principaux bailleurs sont les banques de développement qui sont par nature conservatrices dans leur approche du risque. Cela se traduit par des maturités longues et des marges très compétitives si le projet est jugé « bancable ». A contrario, une technologie non mature, c’est-à-dire non prouvée dans un environnement et une configuration similaires, a très peu de chance d’aboutir. Ceci explique que les projets biomasse ou de waste-to-energy en Afrique ont du mal à prendre corps ».

“Autre exemple, selon Fabrice Henry,  les autoroutes greenfield (ndlr : à construire), ou les ports, peuvent avoir des difficultés à se financer puisque les banques sont de plus en plus prudentes en ce qui concerne le risque de trafic. Le secteur portuaire par exemple a été largement financé au début des années 2000, avec de forts niveaux d’endettement. Puis avec la crise financière globale et le ralentissement de la croissance, le trafic maritime commercial a chuté et les ports ont beaucoup souffert. De nombreux financements ont été mis en difficulté et les banques et/ou les investisseurs sont beaucoup plus prudents aujourd’hui”.

 “C’est aussi le cas des projets « merchant en énergie » (ndlr : c’est-à-dire les projets dont les ventes d’énergie se font au prix du marché ou « spot »). Par exemple, au Mexique, ou en Espagne, où la structure du marché électrique sera amenée à évoluer dans le moyen terme, et où il est donc très difficile de savoir où se situera le prix spot dans 10 ans ou 15 ans, les banques sont très conservatrices ; sur certains projets, l’effet de levier n’excède pas 50% ou 60% et des contraintes fortes de désendettement sont mises en place. Au Mexique, il y a actuellement plus de 2GW de projets renouvelables à financer ; un petit nombre de projets ont clôturé un financement sans recours à long terme. Nous sommes par exemple en cours de financement pour NEOEN, le développeur français leader, pour un projet de 370MW”.

Enfin, certains pays peuvent être difficiles, notamment sur le plan de la monnaie

Le financement de l’infrastructure dans les pays émergents doit faire face à une contrainte additionnelle : celle du peu de disponibilité de financement à long terme en monnaie locale, la monnaie naturelle d’endettement pour des projets qui génèrent souvent des revenus locaux.

« En Colombie par exemple, financer en monnaie locale est un problème ; le marché du financement de projet en monnaie locale, qui est en plein développement et qui est prometteur, peut être volatil et se refermer très vite au gré des chocs internes et externes », ajoute Fabrice Henry. « De même au Mexique, où moins de 10 banques offrent des  financements en peso, à long terme, en financement de projet. Au Brésil, qui est un grand pays, il n’y a pas de marché ; seule BNDES (la banque d’Etat dédiée au financement d’infrastructure) y est présente ; le placement d’obligations pour financer les projets d’infrastructure en devise locale est très tendu au-delà d’un seuil de 250 M$.

On essaie d’emmener des investisseurs institutionnels étrangers en monnaie locale. Les émissions internationales d’émetteurs souverains ont démarré il y a 4-5 ans, attirant des investisseurs internationaux sur ce segment ; mais l’offre (de dette en monnaie locale) sur l’infrastructure, moins liquide, prend du temps à susciter une demande des investisseurs internationaux ».

Marc Mandaba cite également les freins « institutionnels ». « On recense entre 15 et 20 projets privés de production d’énergie qui se font chaque année en Afrique subsaharienne, dont un tiers environ est localisé en Afrique du Sud. Donc environ 45 pays se partagent chaque année une dizaine de projets. Ceci est très loin de suffire pour combler le déficit énergétique et atteindre les divers objectifs de la COP21.

 Les premiers obstacles sont communs à tous les financements de projet en infrastructure. Aucune dette de longue maturité – plus de 10 ans – n’est disponible localement auprès des banques commerciales, excepté en Afrique du Sud (programme solaire et éolien) et au Maroc (éolien et solaire concentré) : dans les autres zones subsahariennes, ces banques n’offrent pas plus de 7 ans de maturité, 10 ans dans des cas exceptionnels. Ici, les freins semblent dus à l’exigence en fonds propres qui est imposée à ces banques par le régulateur local.

 « Le second obstacle structurel réside dans le risque de change que les financiers ne sont pas prêts à accepter, notamment dans une période où les plus fortes monnaies africaines (Rand sud-africain, Livre égyptienne, Naira nigériane) ont non seulement été fortement dévaluées mais sont difficilement convertibles du fait d’un manque de liquidité en dollars. En effet, si le risque de taux (ndlr : de change et d’intérêt) est couvert par les contrats d’achat d’énergie (ndlr : le risque de taux et de change est en pratique éliminé en fonction des termes de contrat d’achat d’énergie), la disponibilité de dollars ou euros n’est pas toujours garantie ».

Quelles pistes de solution ?

« J’ai un exemple de projet français qui peut se répliquer à l’international et qui illustre bien une piste de solution, dit Damien Ricordeau. Il s’agit d’un projet de méthanisation en cogénération, de 24 M€. Les porteurs de projets sont 110 agriculteurs ayant en tout et pour tout 2 M€ à investir. Les banques sont trop frileuses pour financer le projet en phase de construction. On a donc recherché et trouvé un investisseur en fonds propres pour 22 M€ (Meridiam). On a ainsi réussi à faire se rencontrer deux mondes opposés : les agriculteurs du Nord-Ouest de la France avec un des plus importants fonds d’infrastructures européen. Malgré l’investissement massif du fonds, les agriculteurs ont conservé la majorité du capital. Une fois le projet construit, nous pourrons assurer un refinancement bancaire dans des conditions optimales pour l’ensemble des parties : le projet est alors dérisqué car il est en phase d’exploitation et l’existence d’un actionnaire de référence comme Meridiam est rassurant pour les banques. » Meridiam va ainsi assurer le financement pendant la construction, jusqu’à ce que les banques puissent se mobiliser.

 Autres cas, en Argentine, l’un des pays les plus difficiles à financer qui soit. “DAX Energy[6], a par exemple quatre projets prêts à être financés, mais qui doivent trouver un contrat de vente d’électricité”, dit Fernando Ferreyra, son patron : “un des projets a trouvé un accord avec un distributeur d’énergie privé, qui compte lui-même revendre cette électricité à sa clientèle, sous forme de contrats d’achat d’électricité – verte – de droit privé”.

 Enfin, il est intéressant de noter les progrès faits par l’industrie financière,  par exemple sur l’éolien flottant, qui en est à ses tout débuts. C’est une technologie intéressante, car comme en France – ou au Portugal – nos côtes sont rapidement profondes, et ne permettent pas de faire beaucoup d’éolien offshore classique, posé sur le sol sous-marin. Selon Clément Weber, « la technologie est à un stade de développement encore peu avancé et aucun projet n’a encore été “clôturé” (ndlr : complètement financés) à date. Ainsi, EDPr (Electricidad de Portugal renovais) développe Windfloat Atlantic, un projet de démonstration au large du Portugal. Le closing a été annoncé/repoussé depuis plusieurs mois et pourrait intervenir très prochainement avec quatre banques prêtes à financer. De nombreux défis restent à relever (allocation des risques dans les contrats, interaction entre turbiniers et fournisseurs de plateforme flottante, construction à large échelle, etc.) mais les conseils techniques sont majoritairement positifs sur les risques techniques, éprouvés depuis de nombreuses années en pétrole et gaz offshore. L’appétit des quelques banques qui ont déjà reçu leur approbation interne trace une route avec des financements bancaires sans recours dès les premiers projets flottants de taille commerciale, comme ce fut le cas pour l’éolien en mer traditionnel dans les années 2000 ».

On le voit, de nouvelles solutions se développent, qui laissent espérer que la finance privée sera au rendez-vous de 2020.


[1] « Climat : un défi pour la finance », de Pierre Ducret et Maria Scolan, Octobre 2016 – Edition Les Petits matins. Voir aussi leur article paru dans variances.eu, http://variances.eu/?p=1777

[2] Green Giraffe est une société de conseil financier internationale, spécialisée en énergie renouvelable, dont le siège est à Utrecht et Paris (www.greengiraffe.com)

[3] Finergreen est une société de conseil financier internationale – dont le siège est à Paris – spécialisée en énergie renouvelable (www.finergreen.com)

[4] Astris Finance est une société de conseil financier internationale, spécialisée en infrastructure et énergie renouvelable et leader de marché en Amérique Latine. Son siège est à Washington D.C. (www.astrisfinance.com)

[5] Thémis a récemment annoncé un partenariat avec Denham International Power pour financer en fonds propres des projets de gaz naturel et d’énergie renouvelable dans toute l’Afrique, avec 250 M$ disponibles, dans un premier temps.

[6] DAX Energy (www.daxenergy.com) est un développeur indépendant d’énergie éolienne et solaire en Argentine