DOSSIER Finance durable

Des ressources pour les énergies renouvelables

le 09/12/2010 L'AGEFI Hebdo

Les fonds d’investissement comme les BFI y consacrent une part croissante de leurs activités.

La montée en puissance des énergies renouvelables ne se dément pas, même si les investissements mondiaux dans ce secteur ont reculé, l’an dernier, de 7 % pour atteindre 162 milliards de dollars, selon Bloomberg New Energy Finance. Le bilan de l’année qui s’achève devrait être plus favorable, car le marché est soutenu par les plans de relance « verts » des Etats, qui portent sur 248 milliards. Surtout, les fonds d’investissement et les banques de financement (BFI) sont toujours plus actifs dans ce secteur.

Des projets dans le monde entier

« Ces derniers mois, un quart de l’activité financement de projets de Natixis a été consacré aux énergies renouvelables, qui ont même pris depuis deux ans une place plus importante que les énergies conventionnelles, constate Benjamin Sirgue, responsable mondial des financements de projets de la banque française. Nous avons des professionnels spécialisés à Paris, Milan, Madrid, Londres, New York et même en Australie. » Et un responsable de ce métier, au sein du secteur électricité, Laurent Belouze, a été nommé il y a un an. Cependant, la petite taille de certains projets leur ferme l’accès aux banques de financement. « Le financement de projets est une technique financière assez lourde, qui se caractérise par des maturités longues et des effets de levier élevés, mais aussi par des audits approfondis et coûteux, explique Romain Talagrand, responsable des financements de projets électricité de BNP Paribas, qui intervient dans ce domaine sur tous les continents (par exemple comme conseil financier sur le premier grand projet solaire Shams - 109 mégawatts - au Moyen-Orient, à Abu Dhabi, qui devrait se chiffrer à 750 millions de dollars). Aussi, les petits projets, courants dans ce secteur, ne sont pas toujours adaptés car les coûts des audits seraient trop élevés » (lire aussi l’entretien page 28). Et les investisseurs s’adaptent à ces contraintes. « Un champ d’éoliennes standard, d’une dizaine de mégawatts, qui nécessite un investissement de 15 millions d’euros, dont 12 millions de dette, n’attire pas les grandes banques, observe Vincent Levita, président d’Ofi InfraVia (la filiale dédiée aux infrastructures du groupe Ofi). Elles interviendront à partir d’une cinquantaine de millions. » Pour ce type d’opérations, il se tourne vers les banques régionales. C’est ainsi qu’au sein du groupe BPCE, et afin de couvrir 100 % des besoins en France dans ce domaine, les projets à financer ont effectivement été répartis entre les réseaux mutualistes (Banque Populaire et Caisse d’Epargne), la filiale de crédit-bail (Natixis Lease) et le département des financements de opérations de Natixis, pour les projets de plus de 50 millions. « Nous sommes présents depuis dix ans sur ce secteur et nous finançons tout ce qui peut l’être : le solaire, l’éolien, l’hydraulique, la géothermie, mais aussi la biomasse, même si cette activité est encore peu développée », ajoute Benjamin Sirgue. En outre, le groupe a une activité d’investissement, via ses fonds spécialisés gérés par Natixis Infrastructure et Environnement, Fideme, EuroFideme 2 et Cube.

Les banques semblent très ouvertes vis-à-vis de ce secteur, qui n’a pas connu de fermeture des financements comme l’a vécu le private equity, et les conditions restent stables, les effets de levier (en général une répartition entre 15 % de fonds propres et 85 % de dette) étant en ligne avec les pratiques en matière de financement d’infrastructures. Mais les banques peuvent être sélectives. « Les filières sont plus ou moins compliquées. Si les projets éoliens sont relativement similaires, ils peuvent être très variés dans la biomasse car les combustibles sont divers. Aussi ont-ils plus de mal à trouver des financements », estime Romain Talagrand. « Il y a des cycles, précise Vincent Levita. Elles restaient encore réticentes au sujet du photovoltaïque il y a trois ou quatre ans, puis elles y sont venues, et après quelques hésitations, la biomasse devrait aussi s’imposer d’ici à un an. » Vincent Levita croit beaucoup à cette énergie issue de la combustion de matières premières organiques (bois, résidus agricoles…). Son modèle économique est fondé sur la production d’électricité et la vente de la vapeur ainsi dégagée. OfiInfraVia est d’ailleurs sur le point de boucler un investissement dans une installation en France. Mais certains investisseurs font preuve d’attentisme. « Nous avons étudié des projets de biomasse mais sans nous décider, car les incertitudes sur le coût d’approvisionnement du combustible sont un frein », rapporte Mathias Burghardt, responsable de l’activité infrastructures d’Axa Private Equity. Il décrit ainsi sa stratégie comme « conservatrice » : « Nous ne prenons pas le risque de développement, insiste-t-il. Nous investissons sur des actifs réels, existants ou en construction, mais dont les coûts ont bien été définis, bénéficiant déjà de permis et d’un cadre réglementaire stable. » D'après nos informations, un troisième fonds d’infrastructures diversifié de 1,5 milliard d’euros dont l’horizon a été fixé à quinze ans est en cours de levée (après vingt ans pour le fonds précédent de 1,1 milliard) et 20 % de leurs investissements seront consacrés aux énergies renouvelables. Outre une vingtaine de champs d’éoliennes en France, représentant une capacité installée de 200 mégawatts, ces fonds détiennent une participation de 45 % dans une coentreprise en Italie détenant des actifs en hydroélectricité et éolien, dégageant 218 mégawatts en exploitation, 189 méga étant en construction. Axa PE n’a cependant pas encore franchi le pas dans le solaire, le niveau élevé des subventions semblant représenter un trop grand risque aux yeux de Mathias Burghardt (tandis qu’il estime que les prix de vente de l’électricité dans l’éolien n’auront plus besoin d’être subventionnés dans quelques années).

Une filière en péril

Ce segment spécifique du marché a d’ailleurs été affecté ces derniers mois par une certaine instabilité réglementaire. Or « la clarté et la stabilité réglementaire sont essentielles pour permettre aux investisseurs privés de financer ces opérations très capitalistiques », considère Benjamin Sirgue. Après avoir été réduit à trois reprises cette année, le tarif d'achat de l'électricité photovoltaïque vient même d'être suspendu par décision gouvernementale. Ses modalités de calcul doivent être redéfinies. Des mesures qui prennent en compte la hausse de la production, qui pourrait provoquer une inflation des subventions, et la baisse du prix des panneaux solaires (divisé par trois entre 2006 et 2010). « Le photovoltaïque est devenu plus productif, il a bien démarré et a donc moins besoin de subventions. Aussi, la révision à la baisse des tarifs d’achat est logique », indique Vincent Levita, qui reconnaît néanmoins que « certains projets ne paraissant plus pouvoir être rentables ont disparu ». Plus alarmiste, Romain Talagrand constate que « l’instabilité réglementaire est un vrai sujet, puisque dans plusieurs pays, des projets avancés, en particulier dans le photovoltaïque, ont été affectés par des mesures parfois rétroactives, mettant en péril leur capacité à lever des financements ». Dans ces conditions, Fabrice Cassin, avocat spécialisé, associé du cabinet CGR Legal, observe que « les règles du jeu ont changé sans régime transitoire et rétroactivement, ce qui met en péril la filière : à l’avenir en France (arrêté du 30 août 2010), un développeur de projets photovoltaïques ne sera fixé sur le prix d’achat de son électricité qu’au moment où il signera le contrat, donc au moment de la mise en service de l'installation. Dans ces conditions, il sera très difficile d’obtenir des financements bancaires ».

A lire aussi