Nous revenons dans ce numéro sur la mise en place du complément de rémunération en France et ses impacts sur les financements. Michel Rousseau, Head of Project Finance chez Bayern LB, apporte à nos réflexions l’expérience d’un organisme de financement évoluant d’ores-et-déjà dans un contexte similaire en Allemagne.

1. FINERGREEN INSIGHT
A quelques mois de la COP21, les politiques
françaises en faveur des énergies
renouvelables se multiplient : après le
passage de la loi sur la Transition
Energétique le 18 août dernier, François
Hollande a annoncé le doublement de
l’appel d’offre pour la création d’installations
photovoltaïques, faisant passer la capacité
annoncée de 400 MW à 800 MW.
Particulièrement présent sur le secteur
solaire, Finergreen se réjouit et salue les
initiatives du gouvernement.
La nouvelle loi sur la transition énergétique
introduit, dans son titre V, le principe du
complément de rémunération (ou Feed-in-
Premium), très attendu par les producteurs
d’électricité d’origine renouvelable. La mise
en place du Feed-In-Premium est un sujet
qui a particulièrement attiré notre attention,
par sa complexité et ses effets sur les
énergies renouvelables, et notamment le
financement de la production solaire
française à venir. Nous en avons donc fait
l’objet central de cette deuxième newsletter
et nous sommes appuyés sur les réponses de
la Bayern LB, acteur clé du secteur bancaire
allemand, pour appréhender le mécanisme
de fonctionnement et les conséquences de
l’introduction du Feed-In-Premium d’un
point de vue plus global.
La tenue imminente de la COP 21 nous a
également mené à nous positionner en
faveur d’une énergie pour tous. Nous avons
en effet collaboré avec l’Agence des
MicroProjets et l’Agence Française de
Développement pour lancer le « Prix
COP21 » qui récompensera les meilleurs
microprojets humanitaires utilisant les
énergies renouvelables comme moyen de
développer les pays du Sud. Nous sommes
ravis de prendre part à cette initiative et fiers
d’en être l’un des mécènes, aux côtés de
deux autres acteurs du secteur.
Finalement, les derniers mois ont été riches
en changements pour le secteur solaire
français et nous espérons que les décideurs
français et internationaux sauront continuer
sur cette lancée. Avec la COP21 se
rapprochant, nous verrons surement
d’autres initiatives émerger, que nous ne
manquerons pas de saluer.
EDITO
Damien Ricordeau
Président
FINERGREEN| CONSEIL EN FINANCEMENT DE PROJETS D’ENERGIES RENOUVELABLES
Numéro 2 – OCTOBRE 2015
SOMMAIRE
1/ EDITO
2/ FOCUS DU MOIS
3/ QUE DIT LE
MARCHÉ ?
4/ NOTRE ACTUALITE
1

2. FINERGREEN INSIGHT
FINERGREEN| CONSEIL EN FINANCEMENT DE PROJETS D’ENERGIES RENOUVELABLES
1/ EDITO
2/ FOCUS DU MOIS
3/ QUE DIT LE
MARCHÉ ?
4/ NOTRE ACTUALITE
Numéro 2 – OCTOBRE 2015
LE FEED-IN-PREMIUM:
Introduction
Hôte de la COP 21 en 2015, la France
se veut ambitieuse dans ses objectifs
de lutte contre le changement
climatique, et exemplaire en ce qui
concerne leur réalisation. Parmi ses
engagements, le gouvernement a
notamment fixé à 23 % la proportion
d’énergies renouvelables (EnR) à
atteindre dans la consommation
énergétique finale du pays d’ici
2020, contre 14 % en 2012, et 10 %
en 2005.
Ces objectifs, de plus en plus
ambitieux, imposent de s’interroger
des conséquences sur les réseaux et
les marchés de l’accroissement de la
production d’électricité issue des
EnR. En effet, depuis 2008,
l’injection d’une quantité croissante
d’électricité verte sur le réseau de
distribution a contribué à une
aggravation de l’instabilité des
réseaux électriques et aux
dysfonctionnements des marchés.
D’une part, la production
d’électricité renouvelable a un
impact négatif sur les prix de
marché, alors même que la France
est déjà plutôt en situation d’excès
de capacité de production abaissant
les prix de marché.
La rémunération des producteurs
Fonctionnement du complément de rémunération en France
La loi sur la transition énergétique récemment adoptée introduit le principe d’un Feed-In
Premium dans son titre V. Ainsi, les tarifs d’achats d’électricité d’origine renouvelable
vont être remplacés par un complément de rémunération payé par EDF aux fournisseurs,
pendant vingt ans. Une phase de transition s’étalera sur 2015 et 2016 pour permettre
aux différents producteurs des différents secteurs de mettre en place ces dispositifs
SOMMAIRE
conventionnels d’électricité est
assurée par la vente d’électricité sur
les marchés de gros, à court et
moyen. Le prix de vente du MWh est
déterminé pour chaque demi-heure
selon le principe du « merit order »,
c’est-à-dire en fonction du coût
marginal croissant des moyens de
production (voir figure 1a). Or, les
EnR ayant un coût marginal de
production nul ou quasi-nul, leur
présence croissante dans le mix
énergétique français a conduit à un
décalage de la courbe du « merit
order » (figure 1b), c’est-à-dire à une
baisse des prix de gros de
l’électricité, fragilisant la sécurité
des approvisionnements pour tout
le pays.
D’autre part, les mécanismes actuels
de rémunération des EnR
augmentent les risques de
déséquilibre physique sur le réseau
de distribution.
Les unités de production d’électricité
d’origine renouvelable, qui
bénéficient jusqu’à aujourd’hui
d’une garantie de rémunération
pour tout MWh produit quelle que
soit la demande réelle, sont incitées
à produire au maximum en
permanence, quand il serait
économiquement plus rationnel de
couper la production. Cette situation
augmente la fréquence des épisodes
de prix négatifs, lorsque la
production des EnR est forte et la
demande faible.
Ainsi, à cause de leur éloignement
du marché et de leur manque de
flexibilité, les EnR ne participent pas,
aujourd’hui, à l’équilibrage en temps
réel de la production électrique, et
accentuent la déstabilisation des
réseaux.
Objectifs du complément de
rémunération
Dans l’optique de rétablir un
fonctionnement efficace du marché
et des réseaux d’électricité, le
Ministère de l’Ecologie, du
Développement Durable et de
l’Energie (MEDDE) a publié le 11
septembre dernier un projet de
décret visant à faire évoluer les
règles de soutien aux énergies
renouvelables. Cette décision
s’inscrit dans la logique du
gouvernement de diminuer
progressivement les subventions aux
EnR, dont la rentabilité devra être, à
terme, assurée par la seule
valorisation de leur production sur
les marchés. Actuellement
2

3. FINERGREEN INSIGHT
FINERGREEN| CONSEIL EN FINANCEMENT DE PROJETS D’ENERGIES RENOUVELABLES
Numéro 2 – OCTOBRE 2015
LE FEED-IN-PREMIUM:
Fonctionnement du complément de rémunération en France
obligation de vendre l’électricité
produite sur le marché de gros de
l’électricité. La France devance ainsi
ses objectifs en fixant à 100 kW la
limite supérieure d’accès
automatique aux obligations d’achat.
En effet, au-delà de cette limite,
toutes les centrales photovoltaïques
ne pourront bénéficier d’obligations
d’achat ou du complément de
rémunération que si elles sont
sélectionnées par appel d’offres.
Le passage d’obligations d’achat
garanties à un mécanisme de
complément de rémunération vise à
favoriser l’intégration des EnR au
système électrique, en initiant une
familiarisation des acteurs avec le
fonctionnement des marchés de
gros. Il s’agit à présent pour le
gouvernement de réussir cette
transition en douceur, afin de ne pas
mettre un coup d’arrêt aux
investissements. Le niveau et les
modalités du complément de
rémunération doivent donc assurer
une sécurité et un niveau de
revenus suffisants pour rémunérer
les investisseurs et rassurer les
banques. Des enjeux bien compris
par le gouvernement, qui a mobilisé
tous les acteurs concernés pour
l’élaboration de ce décret. Le
mécanisme envisagé doit donc
réussir la difficile conciliation entre
favoriser une exposition réelle des
producteurs de renouvelable au
marché, qui permettrait une vraie
biberonnées aux obligations d’achat,
les installations de production
d’électricité verte vont bientôt
devoir se confronter au marché, et
participer comme les autres moyens
de production à la sûreté du
système.
La publication du projet de décret
applicable dès 2016 concrétise
l’objectif fixé par la Commission
Européenne d’offrir comme seule
option aux unités de plus de 500 kW
un complément de rémunération à
partir du 1er janvier 2016, avec une
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4. FINERGREEN INSIGHT
FINERGREEN| CONSEIL EN FINANCEMENT DE PROJETS D’ENERGIES RENOUVELABLES
Numéro 2 – OCTOBRE 2015
prise de conscience par les acteurs
des EnR des besoins d’ajustements, et
assurer des revenus stables et
prévisibles aux producteurs, pour
conserver la confiance des acteurs
financiers malgré la volatilité
intrinsèque des marchés.
Principes de fonctionnement
L’architecture du Complément de
Rémunération (CR) vise à offrir aux
producteurs les mêmes revenus
qu’en régime d’obligations d’achat. Il
tient compte des coûts
supplémentaires induits par
l’accession au marché, couverts par la
prime de gestion, et des revenus
supplémentaires qui seront perçus
dans le cadre du mécanisme de
capacités, qui entrera en application
en 2016.
La figure 2 schématise les différentes
composantes de la détermination de
son montant.
Selon le projet de décret évoqué plus
haut, dont la version définitive
entrera en vigueur le 1er janvier 2016,
la formule de calcul du CR sera la
suivante :
• n est le nombre de périodes et i le pas de temps du calcul de la prime pour une
année, calculés pour chaque filière dans les arrêtés correspondants publiés par
le Ministère ;
• α est un coefficient de dégressivité défini par arrêté pour une filière ;
• Ei représente la production nette (hors électricité produite lors d’épisodes de
prix négatifs) d’électricité de l’installation, sur le pas de temps i et exprimée en
MWh ;
• Te correspond à un tarif de référence exprimé en €/MWh, défini selon la filière
par arrêté et indexé sur l’évolution des coûts de production de la filière
considérée ;
• M0i correspond au prix de marché de référence exprimé en €/MWh sur le pas de
temps i et calculé ex-post comme la moyenne des prix positifs et nuls constatés
sur le marché day-ahead ;
• Nbcapa correspond au nombre normatif de garanties de capacités de l’installation
pour une année de livraison, en MW, défini comme la puissance installée
multipliée par un coefficient propre à la filière ;
• Pref capa correspond à un prix de référence représentatif du prix de la garantie de
capacité échangée pour l’année précédant l’année de livraison considérée, en
€/MW. Ce prix est nul pour la première année civile de mise en service de
l’installation
• Pgestion correspond à une prime unitaire de gestion, exprimée en €/MWh et
couvrant les coûts d’accès au marché de l‘électricité :frais d’inscription, outils,
contrôles réglementaires et pénalités liés à la différence entre la prévision et la
production réelle.
* En bleu, paramètres dont la valeur sera fixée par arrêté, et n’est pas connue à ce jour.
𝐶𝑅 =
𝑖=1
𝑛
𝐸𝑖 ∙ ∝ 𝑇𝑒 − 𝑀0𝑖 − 𝑁𝑏 𝑐𝑎𝑝𝑎 ∙ 𝑝 𝑟𝑒𝑓 𝑐𝑎𝑝𝑎 +
𝑖=1
𝑛
𝐸𝑖 ∙ 𝑝 𝑔𝑒𝑠𝑡𝑖𝑜𝑛
LE FEED-IN-PREMIUM:
Fonctionnement du complément de rémunération en France
Figure 2 : Architecture du complément de rémunération
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5. FINERGREEN INSIGHT
FINERGREEN| CONSEIL EN FINANCEMENT DE PROJETS D’ENERGIES RENOUVELABLES
Numéro 2 – OCTOBRE 2015
Suite à la contribution des différents
acteurs de la filière, certains
éléments du mécanisme ont évolué,
dont le tableau ci-après résume les
principaux points d’attention.
d’une puissance supérieure à 100kW
de bénéficier d’un complément de
rémunération ou d’un contrat
d’obligation d’achat sera donc
désormais de répondre à un appel
LE FEED-IN-PREMIUM:
Fonctionnement du complément de rémunération en France
Une analyse réalisée par Green
Giraffe prédit qu’une telle formule
(excluant certificats d’origine) aurait
un impact financier quasi-neutre du
passage du FiT au CR, si la prime de
gestion atteint les 4€/MWh et que le
tarif de référence (Te) est égal au
montant du tarif d’obligation d’achat
à ce jour. L’augmentation du coût du
projet due à la prime de gestion
serait entièrement répercutée sur la
CSPE, qui serait ainsi rehaussée de
3% par rapport à son niveau actuel.
Impact sur les porteurs du projet
Le décret publié le 11 septembre
précise que les unités de production
bénéficiant encore des obligations
d’achat incluent les installations
photovoltaïques de puissance
inférieure à 100 kW et toutes les
centrales de production éolienne.
La filière photovoltaïque étant
encore considérée comme une
filière non-mature, l’accès aux CR en
guichet ouvert ne lui est pas ouvert.
La seule manière pour les unités
Des craintes subsistent autour de la
mise en œuvre de ce nouveau
mécanisme. La complexité de la
formule pourrait diminuer l’attrait
du marché français à court terme,
notamment pour les investisseurs
étrangers. Les acteurs du marché
sont également en attente des
arrêtés définissant les paramètres
spécifiques à chaque filière. Des
craintes qui pourraient avoir des
effets inflationnistes sur le coût total
des projets, comme le détaille le
tableau ci dessous.
La publication officielle de ce décret
promet donc de modifier le paysage
réglementaire français des ENR.
Néanmoins, de nombreux
paramètres restent encore à définir
pour les filières comme l’éolien et le
photovoltaïque, dépendantes des
appels d’offres à venir et des arrêtés
promis par le gouvernement. En
outre, si la limite du 1er janvier 2016
a été fixée pour son entrée en
vigueur, l’ensemble du dispositif doit
encore être revu par plusieurs
organismes consultatifs (la CRE, le
Conseil supérieur de l’énergie…) ce
qui pourrait retarder sa mise en
application.
d’offres, dans lequel sera défini le
mode de subvention.
C’est à la faveur de cette obligation
que se déploie le métier
d’agrégateur, cet intermédiaire qui
se fait l’interface entre les
producteurs et le marché.
L’introduction d’un nouvel
intermédiaire induit un nouveau
risque dans les futurs projets d’EnR :
le risque de contrepartie. Pour
contrebalancer ce risque, le décret
introduit la notion d’« acheteur de
dernier recours », qui sera choisi par
appel d’offres du gouvernement et
achètera l’électricité produite à un
prix décoté (80 % du tarif de
référence) en cas de défaillance de
la contrepartie.
5

6. FINERGREEN INSIGHT
Un an après sa mise en place, quel
est l’impact du Complément de
Rémunération sur les financements
bancaires en Allemagne ?
La période la plus compliquée a été
la période d’incertitude précédant
la mise en place de ce nouveau
dispositif. Cependant, le CR fournit
la prévisibilité et stabilité dont nous
avions besoin, et l’apparition d’un
nombre important d’acheteurs
fiables d’électricité verte conforte
ce nouveau système. En revanche,
l’introduction d’une limite de temps
du CR pour les projets éoliens
profitant d’une forte ressource
venteuse a mené à une diminution
des durées de prêt. D’un point de
vue général, nous considérons que
la loi EEG 2014 constitue un cadre
légal solide et satisfaisant.
Et quel a été l’impact de ce
complément de rémunération sur
les financements de Bayern LB?
Nous nous sommes adaptés à ce
nouveau cadre légal par des
ajustements mineurs dans notre
politique. Evidemment, la solidité
financière des acheteurs sur le
marché doit être étudiée, ainsi que
le profil exact du CR au long terme.
Ce sont des changements mineurs
qui ont peu d’impact pour nous.
Quelles étaient vos attentes ou vos
craintes avant le passage de la loi
EEG?
En tant que banque, c’est important
pour nous que nos clients disposent
d’un cadre légal sûr et stable. C’était
le cas avec les précédentes lois EEG
et ça a été l’une des principales
raisons du succès des énergies
renouvelables en Allemagne. En
financement de projet, nous prêtons
avec comme garantie les cashflows
futurs et seul un cadre
réglementaire stable nous permet
d’envisager des financements long
terme (jusqu’à 18 ans en Allemagne)
et des cashflows réguliers et
prévisibles sur la même période.
Bien que le cadre soit modifié par la
nouvelle loi, nous allons préserver
cette stabilité et prévisibilité dont
nous avons besoin.
Le changement à venir concernant
les procédures d’appels d’offres
pour l’éolien va apporter de
nouveaux challenges, qui seront
probablement plus difficiles pour les
petits développeurs. Ces sociétés
ont joué un rôle très important dans
le développement de l’industrie
éolienne et nous recommandons
fortement d’adapter la procédure
d’appel d’offre aux contraintes
spécifiques de ce type d’acteurs.
QUE DIT LE MARCHE ?
Numéro 2 – OCTOBRE 2015
Nos questions à…
Créé en 1972 et basée en Allemagne, à
Munich, Bayern LB ou Bayerische Landesbank
(Banque Publique Bavaroise) fait partie des
Landesbanks. Elle est le huitième plus grand
groupe financier d’Allemagne et emploie
actuellement 19200 personnes.
6FINERGREEN| CONSEIL EN FINANCEMENT DE PROJETS D’ENERGIES RENOUVELABLES
Quelle est la politique de Bayern LB
vis-à-vis des financements en
France ?
Globalement, notre politique de
financement en France est la même
qu’en Allemagne. Nous pensons que
le cadre légal est fiable et stable
pour analyser les cashflows futurs.
Bien sûr, nous étudions chaque
projet de manière individuelle, en
regardant les parties impliquées, les
particularités techniques, légales et
commerciales du projet. La France
reste un pays stratégique pour nos
financements de projets et notre
business en général. Notre équipe
européenne de financement de
projet a d’ailleurs une présence au
bureau de Paris.
Prévoyez vous de développer vos
activités en dehors de l’UE dans les
années à venir ?
Nous sommes présents à New York
depuis longtemps et couvrons
toutes les Amériques. Nous avons
soutenu nos clients allemands à
l’étranger, notamment en Turquie
où nous avons réalisé 1GW de
financement éolien. Nous allons
continuer d’étudier les opportunités
au cas par cas. C’est important pour
nous de continuer à supporter nos
clients actuels dans leur croissance.
1/ EDITO
2/ FOCUS DU MOIS
3/ QUE DIT LE
MARCHÉ ?
4/ NOTRE ACTUALITE
SOMMAIRE
Michel Rousseau
Head of Project Finance
EMEA

7. FINERGREEN INSIGHT
FINERGREEN| CONSEIL EN FINANCEMENT DE PROJETS D’ENERGIES RENOUVELABLES
ET FINERGREEN DANS TOUT CA… ?
Numéro 2 – OCTOBRE 2015
On y était :
Le 18 septembre dernier, Damien Ricordeau,
Président Fondateur de FINERGREEN est intervenu
dans la conférence sur le thème « Financement de
la transition énergétique : entre discours et…
réalité » dans le cadre du Positive Economy
Forum au Havre organisé par Jacques Attali.
1/ EDITO
2/ FOCUS DU MOIS
3/ QUE DIT LE
MARCHÉ ?
4/ NOTRE ACTUALITE
SOMMAIRE
Financement de la plus grande toiture photovoltaïque du
centre de la France
Finergreen a conduit la mise en place d’un financement de
4 millions d’euros pour le compte d’un des principaux
développeurs français. Le projet porte sur la plus grosse
centrale solaire photovoltaïque en toiture du centre de la
France. Constituée de 33 200 m² de toiture couverte de
panneaux solaires, la centrale jouit d’une puissance installée
de 2,3 MW. La signature du contrat a eu lieu le 31 juillet
2015.
Finergreen s’ouvre à l’international
Finergreen s’attaque au marché indien…
Rohan SINGH
Chargé de projets Inde
Paris IX Dauphine
« Diplômé du Master 225
"Finance d'Entreprise &
Ingénierie Financière" de
Coup de projecteur sur un pays :
Toutes les deux semaines, Finergreen vous offre une étude
du marché EnR d’un pays. Ce mois-ci, Finergreen Insight vous
propose de découvrir l’état des lieux du mix énergétique
indien, disponible sur notre site web.
l'université Paris IX Dauphine, c’est le côté
entrepreneurial et l’esprit start-up de
Finergreen qui m’ont attirés. Ayant une
double culture Franco-Indienne, cela a
beaucoup de sens pour moi de développer les
énergies vertes en Inde et pouvoir contribuer
à fournir de l'électricité aux populations
locales. »
7
… et africain !
Mamoun TAHRI
Chargé de projets Afrique
Mines Paristech
« Après une expérience au
sein du Boston Consulting
Group et du fonds
d’investissement Mirova-Eurofideme, j’ai
rejoint Finergreen pour participer à son
développement en Afrique. Le dynamisme et
la capacité d’adaptation de l’équipe m’ont
séduit et je suis heureux de contribuer à
l’ouverture et la croissance de Finergreen à
l’international. »
Lancement du Prix COP21 avec l’Agence des MicroProjets
Finergreen est heureux d’être l’un des
mécènes du PRIX COP21, co-organisé
par l’Agence des Micro Projets et
l’Agence Française de Développement,
qui récompense les meilleurs
microprojets humanitaires sur le thème
des « Energies renouvelables pour le
développement des Pays du Sud ».
Les lauréats se verront attribuer une dotation pouvant aller
jusqu'à 10 000 euros, lors d’une cérémonie organisée dans
le cadre de la COP21, au Salon du Bourget.

8. 52 Boulevard du Montparnasse
75015 Paris
T + 33 (0)1 49 54 55 82
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