La transition mondiale vers les énergies renouvelables s'accélère et les exploitations solaires à l'échelle des services publics sont à l'avant-garde de ce changement. Toutefois, la nature à forte intensité de capital de ces projets, qui impliquent souvent des centaines de millions de dollars en coûts initiaux, exige une modélisation financière sophistiquée.Les investisseurs, les promoteurs et les décideurs doivent comprendre l'interaction entre la structure des capitaux, les flux de revenus et l'allocation des risques.

Structures financières de base pour l'électricité solaire

Les projets solaires à grande échelle sont rarement financés par un mécanisme unique, mais ils utilisent un mélange de structures de dette, d'actions et de contrats conçues pour optimiser les rendements tout en minimisant les risques. Le choix du modèle dépend de la taille du projet, des réglementations juridictionnelles, de la qualité du crédit hors-toc et du bilan du promoteur.

Accords d'achat d'électricité (AAP)

La plus grande partie du financement des projets solaires est liée à l'Accord d'achat d'électricité (APP). L'APP est un contrat à long terme, qui dure généralement de 15 à 25 ans, entre l'exploitant de la ferme solaire et un exploitant non-résident, habituellement un service public, une grande société ou une entité municipale. L'APP accepte d'acheter l'électricité produite à un taux prédéterminé, ce qui fournit un flux de revenus prévisible qui sous-tend la capacité de service de la dette du projet.

  • Prix fixe PPA: Le prix par mégawattheure (MWh) reste constant sur la durée du contrat. Cela offre une certitude de revenu maximale, mais peut être moins attrayant pour les acheteurs qui s'attendent à une baisse des prix de gros de l'électricité.
  • Écalator PPA:[ Le prix augmente à un taux annuel fixe (p. ex., 2 % par année), ce qui protège le vendeur contre l'inflation et les coûts opérationnels, tandis que l'acheteur bénéficie d'une trajectoire d'escalade prévisible.
  • PAP hybride ou indexé :[ Le prix est partiellement lié à un indice de référence du marché, tel qu'un indice local de gros de l'électricité.
  • AAP à manches:[ Un fournisseur de détail tiers intermédiaire entre le générateur et l'utilisateur final, souvent utilisé dans les achats d'entreprises renouvelables.

Pour les besoins de financement, les AAE dont les participants sont des investisseurs à des fins de placement réduisent considérablement le risque perçu, ce qui permet aux promoteurs d'obtenir des taux d'intérêt plus bas et un effet de levier plus élevé.

Financement de projets (dette non-recours)

Le financement du projet est le modèle dominant pour les exploitations solaires de plus de 50 MW. Dans le cadre de cette structure, le projet est établi comme un véhicule à usage spécial (VPS) qui détient tous les actifs, contrats et permis.

  • Ratio de la dette par rapport aux capitaux propres:[ Généralement, la dette de 60 à 80 % est financée, le reste étant fourni par les investisseurs en actions.
  • Cascade de flux de trésorerie: Les revenus sont distribués dans un ordre strict : frais d'exploitation, service de la dette, reconstitution des comptes de réserve, et enfin distributions aux actionnaires.
  • Comptes de réserve: Un compte de réserve pour le service de la dette (DSRA) est souvent nécessaire pour couvrir six mois de paiements de la dette, ce qui permet de compenser les déficits de recettes.
  • Financiers de projets:[ Banques commerciales, banques multilatérales de développement (p. ex., IFC, ADB) et investisseurs institutionnels spécialisés dans la dette en infrastructures.

La diligence raisonnable requise dans le financement des projets – l'évaluation des ressources, le risque technologique, le risque de construction et le cadre juridique – en fait une méthode à long terme mais très efficace pour le solaire à grande échelle.

Financement par équité fiscale

Dans des pays comme les États-Unis, les incitations fiscales, comme le crédit d'impôt à l'investissement (CII) et l'amortissement accéléré, peuvent représenter une grande partie de la valeur d'un projet solaire. Cependant, de nombreux promoteurs n'ont pas suffisamment d'appétit fiscal pour utiliser pleinement ces avantages.

  • Partenaire Flip: Le promoteur et investisseur en actions fiscales forment une société de personnes. Initialement, l'investisseur reçoit 99 % des avantages fiscaux et des flux de trésorerie du projet. Après une période fixe (habituellement de six à sept ans, ou à la date où il atteint un rendement cible), l'allocation de -flips pour lui donner une part de 95 % à l'avenir.
  • Vente-Leaseback:[ Le projet solaire est vendu à un investisseur en capitaux propres fiscaux, qui le loue ensuite au promoteur. L'investisseur réclame les avantages fiscaux, tandis que le promoteur conserve le contrôle opérationnel. Cette structure est moins courante aujourd'hui en raison de la complexité.
  • Location inversée / Location-pass-par:[ Comme pour une vente-leasingback, mais les avantages fiscaux sont transmis au promoteur. Cette structure était plus courante avant la crise financière de 2008.

Le financement par actions fiscales ajoute une couche de complexité, nécessitant une expertise juridique et comptable sophistiquée. Il est généralement utilisé en combinaison avec les titres de créance et les fonds propres de commanditaire.

RendementCo et obligations vertes

Une fois qu'une exploitation solaire est opérationnelle et qu'elle a un bilan stable en matière de flux de trésorerie, les promoteurs ou les propriétaires d'actifs peuvent chercher à se refinancer par l'intermédiaire d'une YieldCo ou en émettant des obligations vertes. Une YieldCo est une société cotée en bourse qui regroupe des actifs renouvelables générateurs de trésorerie et distribue une grande partie des bénéfices aux actionnaires sous forme de dividendes.

Statistiques financières critiques et hypothèses de modélisation

Les modèles financiers des fermes solaires sont fondés sur un ensemble d'indicateurs de performance clés que les prêteurs et les investisseurs utilisent pour évaluer la faisabilité et les rendements.

Taux de rendement interne (IRR)

L'IRR mesure le taux de rendement annualisé qu'un projet devrait générer sur son cycle de vie.

  • Projet (non élevé) IRR:[ Calculé sans tenir compte du financement par emprunt. Il reflète le rendement inhérent des actifs du projet et sert à comparer avec le coût moyen pondéré du capital (CCC).
  • Equity (levered) IRR:[ Les projets reviennent aux investisseurs en actions après avoir comptabilisé le service de la dette. Parce que la dette amplifie les rendements (et les pertes), le RIR levier est généralement plus élevé que le RIR non élevé lorsque le projet se porte bien.

Les ratios de risque de change cibles varient selon le marché et le profil de risque.Dans les marchés solaires matures (par exemple, les États-Unis, l'Europe), les ratios de risque de change de 8 à 12 % sont courants; dans les marchés émergents, les promoteurs peuvent viser 15 à 20 % pour compenser les risques politiques et monétaires plus élevés.

Valeur actualisée nette (VAN)

La valeur actualisée de tous les flux de trésorerie futurs (entrées et sorties) actualisés au coût du capital du projet est positive. La valeur ajoutée du projet pour les actionnaires est positive. La valeur ajoutée du projet n'est pas proportionnelle, mais elle est essentielle pour comparer des projets mutuellement exclusifs ou décider s'il faut procéder à un investissement en capital.

Coût de l'énergie nivelé (CDO)

Le CO2 est le coût moyen par mégawattheure d'électricité produite sur toute la durée du projet, y compris les coûts d'immobilisation, les dépenses d'exploitation, les coûts de financement et le déclassement. Il est la mesure la plus utilisée pour comparer la compétitivité économique des différentes sources d'énergie.

  • Facteur de capacité :[ La production réelle divisée par la production maximale possible. Pour les fermes solaires, les facteurs de capacité varient généralement de 15 à 30 % selon la localisation et la technologie de suivi.
  • Taux de dégradation:[ Les panneaux solaires perdent de leur efficacité au fil du temps (généralement 0,5% par année), ce qui réduit la production d'énergie et doit être modélisé pour une durée de vie de 25 à 30 ans.
  • Coût d'installation par watt:[ Le coût total de l'EPC (ingénierie, approvisionnement, construction) divisé par la capacité en courant continu du système.
  • Coût de financement:[ Le coût moyen pondéré du capital (CFC) a un impact significatif sur le CCE; le CCF inférieur réduit considérablement le CCF.

Selon le Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL), le CDO des centrales photovoltaïques à l'échelle des services publics a diminué de plus de 90 % depuis 2009, ce qui en fait l'une des formes les moins chères de nouvelle production d'électricité dans de nombreuses régions. (Voir NREL=s récent benchmarks .)

Ratio de couverture du service de la dette (RCDS)

Le DSCR est une mesure de couverture utilisée par les prêteurs pour s'assurer que le projet génère suffisamment de trésorerie pour couvrir ses obligations annuelles. Il est calculé comme un flux de trésorerie annuel net d'exploitation divisé par le service total annuel de la dette (principe + intérêts). Un DSCR minimum de 1,25x à 1,40x est typique pour le financement de projets solaires, bien que des ratios plus élevés puissent être requis par les prêteurs à risque inverse.

Atténuation des risques et considérations structurelles

Même avec le modèle financier le plus solide, l'exposition aux risques réels doit être traitée au moyen de dispositions contractuelles, d'assurances et de stratégies de couverture.

  • Risque de ressources et de production :[ La variabilité de l'irradiation solaire et les modèles météorologiques influent sur la production. Les prêteurs doivent évaluer les ressources de façon indépendante en se fondant sur au moins 10 à 15 ans de données historiques sur les satellites et le sol.
  • Risque de détail:[ Dans les régions encombrées de grille, l'exploitant du réseau peut ordonner à la ferme solaire de réduire la production.Les promoteurs doivent négocier des dispositions de restriction dans l'APP ou l'entente d'interconnexion, et recevoir souvent une compensation pour l'énergie réduite.
  • Risque de crédit hors-carrière : Même avec un AAP, le non-carrière pourrait faire défaut sur les paiements. Les développeurs peuvent atténuer cette situation en exigeant des garanties de la société mère, des lettres de crédit ou en diversifiant les prises de marché entre plusieurs acheteurs.
  • Risque réglementaire :[ Les changements de politique fiscale, de normes de portefeuille renouvelable ou de tarifs d'importation (comme sur les panneaux solaires) peuvent avoir une incidence considérable sur l'économie du projet.
  • Risque de taux d'intérêt :[ Les prêts de construction et les dettes à long terme sont exposés à des taux flottants. Les swaps ou les plafonds de taux d'intérêt peuvent bloquer les taux fixes pendant la période de construction; la dette à taux fixe des investisseurs institutionnels (p. ex., les obligations à 25 ans) est préférable pour les projets opérationnels.

Un modèle financier robuste fera intervenir plusieurs scénarios – cas de base, à la hausse et à la baisse – ainsi que des tableaux de sensibilité pour les hypothèses clés comme l'escalade des prix des panneaux, les coûts d'exploitation et l'inflation.

Tendances nouvelles du financement solaire

L'industrie solaire continue d'innover dans les structures de financement, en raison de la baisse des coûts technologiques, de la demande d'énergie propre des entreprises et de l'importance croissante des financements liés à la durabilité.

Les AAE (aussi appelés AAE virtuels) permettent aux entreprises de verrouiller les prix de l'énergie fixe d'une ferme solaire particulière par un contrat de divergence, permettant aux entreprises qui ne peuvent pas physiquement prendre livraison de réclamer des crédits d'énergie renouvelable. Cela a ouvert une nouvelle piscine massive hors-taker: des géants technologiques comme Amazon, Google et Microsoft signent désormais des AAE multi-gigawatts chaque année. (Voir le rapport IRENA sur l'approvisionnement en énergies renouvelables des entreprises).

Une autre tendance à la croissance rapide est l'appariement du solaire avec les systèmes de stockage d'énergie de batterie (BESS).Les projets hybrides peuvent envoyer de l'énergie stockée pendant les pics du soir, exigeant des prix plus élevés.

Les prêts verts et les prêts liés à la durabilité gagnent également en puissance, ce qui permet de réduire les taux d'intérêt si l'emprunteur atteint des objectifs environnementaux prédéfinis, comme la production minimale d'énergie renouvelable, ce qui crée un alignement entre les objectifs de performance financière et de décarbonisation.

Conclusion

Le financement des grandes exploitations solaires est une pratique complexe mais bien établie qui combine le financement traditionnel des infrastructures avec des structures fiscales et contractuelles sectorielles. Des AAE et du financement de projets aux fonds propres fiscaux et aux obligations vertes, chaque modèle traite de différents aspects du risque et du rendement. La compréhension des paramètres de base comme le RIR, la VAN, le CALÉ et le DSCR permet aux intervenants de structurer des transactions qui attirent des capitaux à des taux concurrentiels.