Une étape importante pour l'éolien en mer en France

L'appel d'offres pour les projets a été lancé en mars 2013. Le consortium, composé à l'époque de GDF Suez, EDP Renewables et Neoen Marine, a soumis son offre initiale en novembre 2013 et a été informé par le ministère français en charge de l'énergie en juin 2014 qu'il s'était vu attribuer les deux lots. Ce fut le début d'un développement de projets qui a nécessité un dialogue continu avec les autorités, les élus locaux, les pêcheurs et les usagers de la mer, les acteurs socio-économiques, les entrepreneurs, la communauté des financeurs et le grand public.

LE PROJET DE DIEPPE-LE TRÉPORT
Le projet de Dieppe-Le Tréport est situé à 15,5 km de la côte du Tréport et à 17 km de la côte de Dieppe. Il prévoit la construction de 62 turbines d'une capacité totale de 500 MW et un investissement total de 2,7 milliards d'euros. Il est développé par un consortium comprenant Ocean Winds (une joint-venture 50/50 formée en 2019 entre Engie et EDPR) pour 60,5%, Sumitomo pour 29,5%, et Eolien en Mer Participation (une filiale à 100% de CDC) pour 10%. La mise en service commerciale du projet Tréport est prévue pour 2026. Ce parc éolien en mer alimentera en électricité près de 850 000 personnes, soit l'équivalent des deux tiers de la population du département de la Seine-Maritime, ou plus de l’ensemble de la population du département de la Somme.

LE PROJET DES ÎLES D'YEU ET DE NOIRMOUTIER
Le projet de Noirmoutier est situé à 11,7 km au large de l'île d'Yeu et à 16,5 km au large de l'île de Noirmoutier. Il aura une capacité totale de 500 MW pour un investissement total de 2,5 milliards d'euros. La structure de son actionnariat comprend Ocean Winds - 60,25 %, Sumitomo - 29,5 %, Eolien en Mer Participation - 9,75 %, et Vendée Energie - 0,5 %. Le projet de Noirmoutier devrait entrer en exploitation commerciale en 2025. La phase de construction, qui durera 2,5 ans, créera 1 600 emplois directs en France. Les opérations d'installation débuteront en 2024. La mise en service du parc éolien, dont la durée de vie est estimée à 25 ans, est prévue pour le second semestre 2025.

DES ACTIFS STRATÉGIQUES
En 2015, l'État français a adopté la loi sur la transition énergétique, qui impose que 40 % de la production totale d'électricité soit issue des énergies renouvelables d'ici 2030. Le développement du secteur éolien offshore en France est essentiel pour atteindre cet objectif. L'État français s'est fixé pour objectif d'exploiter 6,2 GW de projets éoliens en mer d'ici à 2028. D'une capacité d'environ 500 MW chacun, ces projets contribueront grandement à la réalisation de ces objectifs.

UN ENGAGEMENT PRÉCOCE
Dès le début de la phase d'appel d'offres en 2013, Société Générale a rejoint les sponsors en tant que conseiller financier sur les deux projets : d’abord en les conseillant dans la structuration et la préparation de la réponse à l'appel d'offres public, puis jusqu'à la décision d'attribution. La banque a contribué à l'élaboration du cadre réglementaire français applicable aux projets éoliens offshore. Elle a assisté les promoteurs dans leurs discussions avec les différentes parties prenantes publiques dans ce domaine. En effet, il fallait traduire les lois énergétiques, alors plutôt génériques, et les règles de l'appel d'offres en un ensemble complet de normes juridiques et d'accords spécifiques avec les parties prenantes concernées. Un processus de plus de trois ans au sein duquel le rôle précis de la banque a été de garantir un cadre général de financement et d'assurer la cohérence entre les différentes négociations qui se déroulaient en parallèle, y compris :
•    Un accord de concession entre chacune des deux sociétés de projet et l'État a été élaboré pour permettre l’exploitation du site offshore pour les projets de parcs éoliens.
•    Un contrat de raccordement au réseau a été négocié avec RTE (Réseau de Transport d'électricité français) en tant que Gestionnaire du réseau de transport d'électricité (GRT). L'issue de cette négociation était cruciale pour garantir la bancabilité future des projets. Plus particulièrement à l’étude, les obligations de paiement des entreprises de projet au GRT (en cas d'échec de la mise en œuvre du projet) ; Le GRT étant entièrement responsable de la construction, du financement et de l'exploitation de la connexion au réseau. D’autre part, la responsabilité du GRT en cas de retard ou d'indisponibilité de la connexion au réseau, a également fait l'objet d'un examen approfondi.
•    De même, d'importants efforts de structuration ont été nécessaires pour assurer la bancabilité du contrat d'achat d'électricité conclu avec EDF Obligation d'Achat. Ce qui s’est révélé particulièrement pertinent lors de l'élaboration des mécanismes de la formule de rémunération, puisque les règles de l'appel d'offres de 2013 prévoyaient un tarif d'électricité mensuel ajusté à la production annuelle cumulée de chaque tranche du projet. Un autre domaine clé concernait les mécanismes s'appliquant en cas de force majeure et les protections offertes aux projets en cas d'événements imprévisibles spécifiques.

Les premiers travaux de conseil ont porté sur les activités de passation de marchés, les projets s'étant engagés très tôt auprès d'un certain nombre de fournisseurs clés. Cette démarche était d’autant plus pertinente dans un contexte d'évolution de l'environnement des fournisseurs d'éoliennes en mer. Par exemple,  lorsque les projets ont choisi de changer de type d'éolienne. Société Générale a ainsi aidé les projets à adapter leur stratégie d'approvisionnement dans un contexte de rareté de l'offre et des capacités. Cela a nécessité une approche multicontractuelle flexible. Celle-ci a permis à la stratégie d'attribution des lots d’évoluer au cours de la phase de développement des projets pour mieux s'adapter aux conditions de l’offre et aux capacités de livraison réelles des fournisseurs consultés.

Au cours du développement des projets, la banque conseil a conçu et ajusté la structure et la stratégie de financement en fonction de l'évolution du secteur de l'éolien en mer.  En l'absence de précédents en France, à titre d'exemple, la formule très spécifique d'ajustement des tarifs a nécessité la mise au point d'une structure ad hoc pour les versements de la dette afin de maximiser les chances de succès. Des sondages réguliers du marché des prêteurs ont permis d'ajuster la structure afin de trouver le meilleur équilibre entre l'optimisation du rendement des fonds propres et la garantie de la bancabilité des financements, tout en respectant les règles de l'appel d'offres de 2013.

À cet effet, la banque conseil s'est engagée très tôt auprès de certaines parties financières clés - prêteurs commerciaux français et internationaux, investisseurs institutionnels - afin de recueillir leurs avis, tout en élargissant le groupe de prêteurs impliqués au cours des dernières années, afin de constituer des liquidités avant le processus de levée de fonds. L'engagement spécifique de la Japan Bank for International Cooperation (JBIC) en tant que principal contributeur au pool de prêteurs a également revêtu une importance particulière.La JBIC a en effet apporté plus d'un milliard d'euros de financement sous forme de dette senior à chacun des projets.

UNE STRUCTURE DE FINANCEMENT ÉPROUVÉE
La structure de financement des deux projets présente des caractéristiques typiques de financement de projet pour les transactions éoliennes en mer avec une structure de revenus basée sur le tarif de rachat. Elle comprend plusieurs facilités seniors, dont un prêt senior à terme de long terme, remboursé sur 17,5 ans à compter de la date du premier remboursement. La structure comprend également des facilités auxiliaires typiques : lettre de crédit, réserve pour le service de la dette  et TVA. En outre, les engagements en fonds propres des sponsors sont couverts par un prêt-relais en fonds propres accordé par un groupe plus restreint de banques.

SYNERGIES
Compte tenu de leurs similitudes, ces deux projets importants été développés conjointement dès le départ. Les synergies ainsi créées ont permis une grande efficacité. Les négociations pour les deux projets ont eu lieu en même temps, y compris celles menées avec l'État français sur la convention de concession, celles avec EDF Obligation d'Achat sur les accords d'achat d'électricité, les discussions autour d'autres documents clés du projet et les négociations avec les fournisseurs clés.

Cette approche combinée a non seulement permis d'améliorer l'efficacité du processus de développement lui-même, mais aussi de rationaliser l'exécution du financement. Les financements sans recours des deux projets ont bénéficié d’un groupe commun de prêteurs, d’un groupe commun de fournisseurs de due diligence, et pour une grande partie des mêmes documents de financement. En conséquence, un important montant de dette de plus de 5 milliards d'euros a été levé pour répondre aux besoins d'investissement combinés des deux projets, en l'espace de quelques mois à partir du lancement final de la banque. Les closing financiers des projets Tréport et Noirmoutier ont eu lieu à quelques semaines d'intervalle.

UN POOL BANCAIRE DIVERSIFIÉ
Le pool bancaire pour les deux financements se compose de 16 banques, dont six banques françaises, quatre banques japonaises, deux banques britanniques, deux banques espagnoles, une banque allemande et une banque néerlandaise. En outre, compte tenu de la participation significative de Sumitomo dans les projets, la JBIC a joué le rôle d‘investisseur de renom pour les deux projets et a fourni une part importante de la dette. L'implication de la JBIC dans ces deux projets est une illustration de son « soutien continu aux entreprises japonaises dans l'expansion de leurs activités d'infrastructure à l'étranger en faveur de la décarbonisation, en faisant appel à ses diverses facilités et mécanismes de financement pour structurer les projets et en assumant sa fonction de prise en charge des risques ».

Les projets ont bénéficié d'un fort soutien français, illustré par la présence de six banques françaises, dont la BPI, la banque publique d'investissement française. En plus du soutien national, les projets du Tréport et de Noirmoutier ont bénéficié du soutien de banques locales.