Solaire : financer sur 25 ans sans visibilité sur le tarif de vente, un pari risqué

Analyse par Mapathé SOW, Founder Or Noir Africa

Un projet solaire peut disposer d’un excellent ensoleillement, d’équipements compétitifs et d’un financement annoncé. Si personne ne sait à quel prix l’électricité sera vendue, dans quelle monnaie, selon quelle formule et avec quelle garantie de paiement, le projet reste difficile à financer. Sur vingt ou vingt-cinq ans, la visibilité tarifaire n’est pas un détail contractuel : elle détermine la capacité de la centrale à rembourser sa dette, à attirer des investisseurs et, finalement, à livrer une électricité soutenable pour le pays.

Un tarif visible ne signifie pas un prix figé

Dans un projet solaire indépendant, le contrat d’achat d’électricité — le PPA — définit habituellement le revenu tiré de la production. Il précise le prix payé par mégawattheure, la durée du contrat, les volumes ou disponibilités rémunérés, les règles d’indexation et les conséquences d’une interruption ou d’une limitation de production.

L’expression « visibilité sur le tarif » recouvre donc plusieurs réalités. Un prix peut être fixe en valeur nominale pendant toute la durée du contrat. Il peut aussi évoluer selon une formule publiée à l’avance, par exemple avec l’inflation, une partie des coûts de fonctionnement ou un taux de change. Une troisième option consiste à exposer une fraction des revenus au marché. Ces structures n’offrent ni le même risque au producteur, ni le même coût à l’acheteur.

Un prix fixe facilite les prévisions du prêteur, mais transfère à l’entreprise les hausses de coûts qui n’ont pas été anticipées. Une indexation protège une partie des revenus contre l’inflation, mais peut rendre la facture future plus élevée pour l’acheteur. Un tarif lié au marché peut réduire l’engagement de long terme du client, tout en exposant le producteur à des recettes volatiles. Le point décisif est que les règles de calcul soient connues, mesurables et applicables pendant toute la durée du contrat.

Ce que montre l’exemple zambien

Le programme Scaling Solar en Zambie illustre la façon dont un tarif lisible peut soutenir un projet à long terme. Pour la centrale Bangweulu, le prix retenu lors de l’appel d’offres de 2016 était d’environ 6,015 cents de dollar par kilowattheure, sans indexation sur une période contractuelle de vingt-cinq ans. L’appel d’offres avait été préparé avec un ensemble de documents standardisés et une garantie partielle destinée à renforcer les obligations de paiement de l’acheteur public.

Ce résultat n’est pas automatiquement reproductible : il dépendait de la concurrence, de la structure du projet et des mécanismes de réduction du risque. Il rappelle qu’un tarif compétitif exige un contrat précisant qui paie, quand et selon quelles garanties.

L’Afrique du Sud a choisi une autre architecture dans son programme d’achat d’électricité renouvelable. Les contrats des producteurs indépendants ont généralement une durée de vingt ans et certains tarifs sont indexés sur l’inflation. Cette formule donne davantage de stabilité réelle aux revenus du projet, tout en faisant évoluer le coût contractuel. Le pays a également mis en place des procédures de refinancement encadrées : l’État a indiqué que quinze demandes approuvées avaient généré environ 4 milliards de rands d’économies nominales sur la durée restante des contrats concernés. La visibilité initiale n’empêche donc pas de revoir ensuite le coût du capital, à condition que les règles de partage des gains soient prévues et transparentes.

Le risque caché : le tarif peut être clair, le paiement incertain

Un prix contractuel ne garantit pas à lui seul une trésorerie stable. Le producteur dépend aussi de la solvabilité de l’acheteur, de sa capacité à facturer et recouvrer l’électricité, de la disponibilité du réseau et du respect des échéances de paiement. Si l’entreprise publique accumule des impayés, les recettes prévues sur le papier ne suffisent plus à rembourser les banques.

La garantie publique, l’assurance contre le risque politique, un compte de réserve ou une garantie de paiement peuvent protéger une partie de cette chaîne. Ces instruments ne font pas disparaître le risque : ils le déplacent ou en réduisent le coût pour les financeurs. Une garantie souveraine expose les finances publiques à un engagement conditionnel. Elle doit donc être quantifiée, publiée et compatible avec la capacité budgétaire du pays. Une garantie ne corrige pas non plus un tarif mal construit ou une centrale mal raccordée.

Le risque de change est tout aussi déterminant. Les panneaux, les onduleurs et une partie de la dette peuvent être libellés en dollars ou en euros, tandis que l’acheteur perçoit ses revenus en monnaie locale. Si le tarif est payé en monnaie locale sans mécanisme de couverture, une dépréciation peut réduire la valeur des recettes disponibles pour payer la dette. À l’inverse, indexer entièrement la facture sur une devise étrangère peut reporter le choc sur l’utility et les consommateurs. Les contrats peuvent répartir ce risque : couverture partielle, indexation limitée à la part des coûts importés, compte de réserve en devise ou financement en monnaie locale lorsque celui-ci est disponible.

Ce que les banques veulent réellement savoir

Pour financer une centrale sur vingt-cinq ans, les prêteurs cherchent plus qu’un tarif annoncé. Ils examinent la formule tarifaire, la durée restante du PPA, la qualité de l’acheteur, les garanties, les règles de raccordement, les pénalités, la protection en cas de changement réglementaire et la procédure de règlement des différends. Ils évaluent également le risque de réduction forcée de production : une centrale peut être techniquement prête et ne pas injecter toute son énergie si le réseau ne peut pas l’absorber.

Une clause qui paie l’électricité disponible même lorsqu’elle n’est pas appelée n’a pas le même effet qu’un paiement uniquement fondé sur les kilowattheures effectivement livrés. Dans le premier cas, l’acheteur peut supporter une partie du risque de réseau ; dans le second, le producteur porte davantage le risque de limitation. Le contrat doit attribuer ce risque à la partie capable d’agir sur la cause : raccordement et planification du réseau pour le gestionnaire, performance de l’installation pour le producteur.

La bonne question est celle du coût total du risque

Un projet solaire ne devient pas bancable parce qu’un tarif est fixe pendant vingt-cinq ans. Il le devient lorsque les revenus attendus restent suffisamment prévisibles après prise en compte de l’indexation, de la monnaie, des paiements, du réseau et des obligations publiques. Et un projet bancable n’est pas nécessairement abordable : si les garanties, les taux d’intérêt et les coûts de couverture sont élevés, le tarif final peut peser sur l’acheteur et les usagers.

Avant de signer, les gouvernements devraient publier les principales règles tarifaires, tester les scénarios de change et d’inflation, divulguer les garanties accordées et comparer le coût total actualisé avec plusieurs options d’approvisionnement. Les contrats devraient aussi prévoir un audit des paiements, une procédure de révision encadrée et, lorsque le coût du capital diminue, des modalités claires de partage des économies de refinancement.

La visibilité sur le tarif ne consiste pas à promettre qu’il ne changera jamais. Elle consiste à définir aujourd’hui une règle que l’investisseur, l’acheteur public et le consommateur peuvent comprendre, vérifier et supporter. Sans cette règle, le financement sur vingt-cinq ans repose sur une hypothèse. Avec elle, le solaire peut devenir un actif prévisible — sans transformer une garantie publique ou une indexation mal calibrée en facture imprévue pour le pays.