Allemagne – Mercredi 20/09/2017 – energiesdelamer.eu – Exclusif – Interview de Pierre Lestienne, Directeur Général de Nordsee One GmbH.
A 4 jours des élections fédérales en Allemagne, Pierre Lestienne analyse l’impact de l’appel d’offre allemand remporté par Dong Energy et EnBW en avril dernier sur le marché de l’éolien offshore en Europe.
Nordsee One GmbH est une société créée pour développer le parc éolien offshore Norsdee One de 332 MW (54 x turbines Senvion 6.2M126) implanté à environ 45 km de la côte de la mer du Nord allemande. La construction du projet est en phase de finalisation.
energiesdelamer.eu (EDM) – Il y a eu un appel d’offre pour l’éolien offshore en Allemagne et les résultats ont surpris les acteurs de la filière EMR en Europe ?
Pierre Lestienne (PL) – Le régulateur allemand a organisé en avril 2017 le premier appel d’offre pour l’éolien offshore avec pour un volume total de 1.550 MW, avec un prix de rachat garanti maximal de 120€/MWh, (1) pour les projets à partir de 2020.
Selon le Bundesnetzagentur, le résultat de ce premier appel d’offre était bien en deçà des attentes et deux utilités énergéticiens européens (Dong Energy et ENbW) ont gagné l’appel d’offre avec un prix de rachat garantit de 0 € / MWh pour les projets à mettre en service après 2024, ce qui signifie qu’aucun mécanisme de soutien n’est demandé et ne sera octroyé pour ces deux parcs éoliens.
EDM – Est-ce que l’absence de subside zéro pour cette enchère est une bonne nouvelle?
PL – Le résultat de cet appel d’offre est certainement une bonne nouvelle pour les consommateurs qui finissent toujours par payer la facture. L‘éolien offshore devient une technologie très compétitive qui continuera à soutenir le marché des l’énergies renouvelables afin de tendre continuellement vers les objectifs ambitieux de l’accord de Paris signé lors de la COP21, le 12 décembre 2015 et entré en vigueur depuis le 4 novembre 2016.
C’est une révolution pour le marché des énergies renouvelables. On s’attend à ce que l’éolien offshore soit moins cher que les autres puissances sources d’énergie conventionnelle. Si mes renseignements sont bons, le projet nucléaire de Hinkley Point C, par exemple, pourrait obtenir a obtenu un prix de rachat garanti d’exercice des autorités britanniques d’environ de £ 92,50 / MWh pendant 35 ans et entièrement indexé à partir de 2012 sur base de l’inflation par l’indice des prix à la consommation. Ce sont deux poids, deux mesures, je vous laisse en tirer les conclusions.
EDM – Comment l’industrie européenne peut réagir?
PL – Les projets qui ont gagné l’appel d’offre sans prix de rachat garanti seront mis en service en 2024/2025, ce qui leur permettra de saisir toutes les innovations et les réductions de coûts prévues pour les 5 prochaines années. Ils profiteront de plus grandes turbines (12 à 15 MW) et de la disponibilité de navires de plus grands pour travailler plus rapidement. Néanmoins, il semble que les fournisseurs d’éoliennes ne soient pas encore prêts à réduire considérablement leurs prix.
Ces fournisseurs devront
. développer de nouvelles innovations pour réduire les coûts de fabrication / installation
. optimiser la conception pour réduire les coûts de maintenance (en utilisant des composants normalisés, optimiser l’accès, …)
. comprimer leurs marges
. développer un approvisionnement une politique d’achat plus agressive en recherchant probablement plus de composants fabriqués dans les pays où les coûts du travail sont moins chers (principalement en Chine). Il va sans dire qu’avec ces contraintes,le maintien d’une norme des standards de qualité restera un défi de taille. Travailler avec des composants de qualité est l’un des principaux facteurs de réussite d’un projet en mer. À ce jour, les banques et les investisseurs se sont surtout appuyés sur des technologies européennes.
EDM – Comment voyez-vous ces développements d’un point de vue financier et va-t-on vers la création de financements innovants?
PL – Un tarif de rachat garanti est généralement apprécié pour sécuriser les flux de trésorerie et donner des rendements acceptables aux promoteurs développeurs de projets et affranchir les projets du risque commercial, du marché de l’électricité qui est en constante fluctuation. Les gagnants de cet appel d’offre allemand construiront leurs parcs éoliens sans aucune subvention et sans certitude quant au prix de revente.
L’absence de prix de rachat garanti touche directement les développeurs qui ont l’habitude de lever de la dette au niveau de la société-projet via un financement dit «financement de projet» du projet (Project Financing). Pour augmenter la dette au niveau du projet, le projet doit avoir des flux de trésorerie «sécurisés» ce qui sont est difficile sans un tarif de rachat garanti.
Aucune des banques commerciales que j’ai interrogées ne prendrait ce risque de marché, d’autant plus que le marché a été totalement imprévisible ces dernières années. Le prix du marché est actuellement quasi 2 fois inférieur à celui d’il y a 10 ans, ce qui était imprévisible en 2007.
Peut-être que certaines solutions hybrides pourraient voir le jour, notamment avec des prêts à risque (dit « mezzanine ») ou avec un recours partiel aux actionnaires au cas où le prix du marché serait inférieur à un prix à convenir avec les banques du projet. Une solution alternative de rechange pour les développeurs de projets est de signer un contrat d’achat de vente d’électricité (PPA) avec un fournisseur d’énergie ou un consommateur industriel qui assurerait au projet un prix au MWh fixe ou minimum (avec des mécanismes de partage si le prix du marché s’avèrerait plus élevé que ce prix minimum). C’est certainement une option intéressante, mais le marché est trop faible pour le moment de pour négocier des prix futurs suffisamment élevé pour sécuriser un financement et la solvabilité de la contrepartie devient très cruciale pour les banques, ce qui au final qui limite le nombre de candidats pour négocier un PPA attractif.
Nous verrons comment le marché évolue, mais à court terme, il semble que seuls les grandes entreprises d’utilité publique finançant des projets sur leur bilan, peuvent prendre le risque à long terme du prix de l’énergie dans leur business case pour se lancer dans un projet.
EDM – Qu’en est-il des autres pays?
PL – Suite à l’appel d’offre allemand, certains pays envisagent de modifier leurs règles pour réduire la facture de l’énergie renouvelable. Des politiciens belges ont annoncé il y a quelques mois souhaiter étudier la possibilité de reprendre les 3 concessions non construites jusqu’à présent et organiser un appel d’offre européen. Comme la Belgique (article du 26 avril 2017) a beaucoup d’acteurs et de savoir-faire dans l’éolien offshore, je ne suis pas sûr qu’ils iront dans cette direction, mais je m’attends à ce que les négociations pour convenir d’un nouveau prix de rachat garanti (qui devra être à la baisse comparé aux derniers projets octroyés) seront intensives.
En France, les gouvernements précédents ont été généreux avec les premières enchères projets afin de développer une industrie et un savoir-faire en France. Étant donné que les deux fournisseurs de turbines d’éolienne français (Alstom et Areva/Adwen) ont été cédés et même stoppées pour Adwen article du 19/09/2017, le gouvernement cherchera probablement à ce que les nouveaux propriétaires (respectivement GE et Gamesa Siemens Energy) maintiennent les engagements pris pour la construction d’usines en France, ce qui semble être le cas. Tout comme pour Hinkley Point C, le gouvernement français peut décider de maintenir les prix de rachat garanti élevés afin de développer un savoir-faire local qui pourrait dans un second temps s’exporter.
N’oublions pas que l’état français n’est pas neutre non plus vu qu’il est encore actionnaire à 83.4% d’EDF et à 24,6% d’Engie.
La reprise de l’interview de Pierre Lestienne est autorisée et libre de droits sous réserve de la mention « interview donnée au portail energiesdelamer.eu »
Cette interview est en anglais à l’origine publiée également sur le portail energiesdelamer.eu.
La traduction a fait l’objet d’une validation de Pierre Lestienne
Points de repère
27/04/2017 – Le cluster Belgian Offshore Cluster (BOC) a demandé au gouvernement de «ne pas prendre de décisions impulsives et mal évaluées la semaine prochaine». En effet, comme nous l’avions publié hier, l’intention du secrétaire d’État pour la mer du Nord, Philippe De Backer, d’annuler les concessions pour l’avenir dans le large parcs éoliens fait des vagues.
(1) en définissant diverses conditions relatives à la localisation, la connexion au réseau, les garanties de sauvegarde
Pierre Lestienne est directeur général (CFO) du projet Nordsee One depuis août 2013.
Nordsee One GmbH est une société créée pour développer le parc éolien offshore Norsdee One de 332 MW situé à environ 45km de la côte de la mer du Nord allemande. Nordsee One GmbH est actuellement la propriété de Northland Power Inc. (NPI) à 85% et de Innogy SE à 15%. La société est gérée par deux directeurs généraux; Pierre Lestienne est responsable des aspects financiers et commerciaux, du développement et de la construction du parc éolien.
Le Parc sera en fonctionement avant la fin de l’année 2017.
Les 54 éoliennes Senvion 6.2M126 ont été progressivement transportées de Bremerhaven via Eemshaven jusqu’à leur destination finale à Nordsee One située au large de l’île de Juist depuis la fin du printemps. La profondeur du site est entre 25 et 29 m et s’étend sur 41,3 km2. La capacité du parc permettra d’alimenter plus de 215.000 foyers.
REETEC accompagne la société SSC Wind retenue par Senvion pour le pré-assemblage à terre et l’installation des éoliennes ainsi que de nombreuses opérations de maintenance.
Les turbines pour Nordsee One atteignent une hauteur maximale de 152 mètres au-dessus du niveau d’eau des marées les plus basses (LAT). Le diamètre du rotor de chaque turbine est de 126 mètres.
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