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Avec une capacité installée de 3027 MW grâce à 2203 éoliennes installées en 2007, la France n'est située qu'au 5ième rang européen et la production annuelle (4,2 TWh) ne représente que 1% de la consommation totale d'énergie. Dans ce contexte, l'Etat a décidé de soutenir le développement du secteur en instaurant une obligation d'achat par Electricité de France, ou les distributeurs non nationalisés, de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent. L'arrêté du 10 juillet 2006, qui devrait être remplacé rapidement par un arrêté similaire du ministère en charge de l'Energie à la suite de son annulation par le Conseil d'Etat (voir l'interview de Marion Lettry dans ce bulletin), en définissait les tarifs d'achat et leur indexation annuelle pour les installations postérieures à la date de sa publication, le 26 juillet 2006. Connaître les principes de cette indexation, c'est mieux sécuriser le business plan de son investissement. Cet article met en évidence les conséquences de l'indexation annuelle sur les niveaux de tarifs d'achat de l'électricité d'origine éolienne on-shore sur les dix premières années du cycle d'investissement.

Si le tarif de rachat de base (Tb) de la production d'une éolienne on-shore est initialement de 8,2 c€/kWh si la demande complète a été déposée en 2006, l'investisseur doit en réalité tenir compte d'une procédure d'indexation tout au long de la vie de l'installation. Cette indexation est double et dépend principalement de la date de demande complète par l'exploitant, et non de la date de mise en exploitation de l'installation : ¨ l'indexation initiale à la date de la demande complète permet d'obtenir le tarif initial (T0) en multipliant le tarif de rachat de base (Tb) par un coefficient K(AA) dès le début de la mise en exploitation. Ce coefficient et le tarif initial dépendent de l'année de la demande complète (AA) : T0 = Tb • K(AA); l'indexation annuelle au 1er novembre permet d'obtenir le tarif courant (T) en multipliant le tarif de rachat de base (T0) par un coefficient L(11/AA, MM/YY) dès le 1er novembre de chaque année. Ce coefficient et le tarif courant dépendent de la date de la demande complète (MM/AA) et du mois de novembre considéré (11/YY) : T = T0 • L(11/AA, MM/YY).

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Remarquons que pour un projet donné, l'indexation annuelle intervient tous les ans et le tarif de base est donc multiplié chaque année par le coefficient L du mois de novembre de l'année considérée. Les coefficients K et L dépendent ainsi de l'évolution de deux indices publiés mensuellement par l'INSEE l'indice du coût horaire du travail dans les industries mécaniques et électriques (ICHTTS1) et l'indice des prix à la production de l'industrie et des services aux entreprises pour l'ensemble de l'industrie (PPEI). On notera que si les indices ICHHTS1 et PPEI suivent une tendance exponentielle, il n'en est pas de même des coefficients K et L, qui sont définis à partir des indices ICHTTS1 et PPEI par une formule complexe.

Globalement, l'évolution des deux coefficients K et L subit toutefois chacune deux influences. Le coefficient K (tableau 1) évolue à la baisse avec le nombre d'année (le terme (0,98)(AA-07) décroit avec AA), mais aussi en fonction de l'évolution (pour le moment à la hausse) des deux indices de l'INSEE pour le mois de janvier de l'année de la demande (le second terme dépend de ICHTTS1(01/AA) et PPEI(01/AA)). De même, le coefficient L (tableau 2) subit l'influence de la valeur (pour le moment à la hausse) des deux indices de l'INSEE pour le mois de novembre de l'année considérée relativement à leurs valeurs à la date de la demande complète (le coefficient dépend de ICHTTS1(11/AA), ICHTTS1(MM/AA), PPEI(11/AA) et PPEI(MM/AA)). Il est donc a priori difficile de prévoir si, pour un projet futur, les coefficients K et L seront plus élevés qu'aujourd'hui, et a fortiori de comparer deux projets futurs, sans connaître l'évolution des indices de l'INSEE.

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De fait, les indices ICHTTS1 et PPEI évoluent à la hausse depuis janvier 1999, mais autour d'une tendance plutôt exponentielle (graphes 1 et 2). En prolongeant les tendances des indices ICHTTS1 et PPEI, les tarifs de rachat devraient évoluer à l'intérieur d'une fourchette de 8,5 c€/kWh à 9,9 c€/kWh pendant l'année 2016 c'est-à-dire 1,4 c€/kWh de différence entre les plus fortes et plus faibles rémunérations (graphe 3).

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Toutefois, à production donnée, pour une installation individuelle, la rémunération (mesurée en €/kWh) dépend fortement de la date de demande complète, par l’intermédiaire de la double indexation. En d’autres termes, à une date considérée, l’installation la plus ancienne n’est pas nécessairement et toujours la plus rémunératrice. En effet, l’investisseur doit bien choisir : ¨ le moment d’investir dans une installation nouvelle, car pour une année donnée, la rémunération varie de façon complexe avec le mois choisi pour la date de demande complète. Il est par exemple préférable (graphe 4) de procéder à une demande complète en janvier 2008 (orange) plutôt qu’en janvier 2007 (vert), ou en décembre 2008 (rouge), plutôt qu’en janvier 2009 (bleu).  

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Le rachat d'une exploitation existante en fonction du moment de la demande complète, car parmi les installations existantes, la rentabilité varie de façon complexe avec le mois et l'année de cette demande complète. A titre d’exemples (graphe 5), à la date d’observation de septembre, les demandes effectuées en janvier 2009 (8,4 c€/kWh) et janvier 2008 (8,7 c€/kWh) sont respectivement la moins et la plus rémunératrice. En décembre 2009 (vert), les demandes effectuées en novembre 2009 (8,4 c€/kWh) et janvier 2008 (8,8 c€/kWh) sont les moins et les plus rémunératrices. 

Contrairement à l’intuition, les installations les plus rémunératrices (à production donnée) ne sont pas nécessairement celles dont la demande complète a été déposée le plus tôt. En effet, les demandes les plus anciennes ont certes pu bénéficier d’un nombre plus élevé de cash-flows successifs, indexés par différents coefficients d’indexation annuelle. Mais elles n’ont pas nécessairement bénéficié du plus fort tarif initial résultant de la multiplication du tarif de base par le coefficient K. De surcroit, les résultats de notre analyse découlent du fait que les indices ICHTSS1 et PPEI sont supposés continuer à évoluer sur leurs tendances à la hausse, entraînant avec eux une hausse continue des coefficients K et L. Conscient de l’incidence, d’une part, de la valeur des coefficients d’indexation sur les tarifs de rachat futurs et, d’autre part, de l’évolution des indices de l’INSEE sur la valeur des coefficients d’indexation, Zelya Energy a mis en place un outil de modélisation robuste permettant d’estimer les revenus tarifaires attendus de la production d’électricité d’origine éolienne sur l’ensemble du cycle d’investissement, pour l’élaboration d’un business plan d’un investissement dans une installation nouvelle ou d’un rachat/d’une cession d’un parc éolien existant. Cet outil économique est un complément indispensable à l’évaluation technique de la production (par la vitesse du vent) et de l’établissement d’un business plan financier complet (estimation de coûts, calcul des cash-flows disponibles et de la valeur actualisée nette) dans le cadre d’une opération de due-diligence.

 

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