L'augmentation de puissance des éoliennes : quelle adaptation de l'Assurance ?

L’objectif de cet article est de s’intéresser aux répercussions, pour l’Assurance, de l’augmentation de puissance des éoliennes.
Commençons par un rapide retour en arrière. Dans les années 2015, en France, il était commun d’estimer que la différence de puissance entre l’éolien onshore et l’éolien offshore se situait aux environs de 5MW par turbine installée. Aujourd’hui, des parc onshore en France sont sur le point de démarrer avec des turbines avoisinantes les 7MW quand l’offshore se développe avec des puissances supérieures à 20MW par machine.
Nous observons régulièrement l’arrivée de nouvelles plateformes technologiques de turbines chez les fabricants.
A chaque fois, la nouvelle plateforme s’accompagne d’une  augmentation de la puissance unitaire de la turbine. Plus de puissance signifie moins de turbines, moins de composants à installer et donc un coût d’installation par MW plus faible. Le coût de l’énergie diminue donc avec ces nouvelles plates-formes.

Illustration : Evolution de la puissance des éoliennes onshore dans le Monde

Le changement de la longueur des pâles est souvent négligé. Pour une vitesse de vent donnée, la surface balayée d'une éolienne doit  augmenter (c'est-à-dire que les pâles doivent être plus longues) pour produire plus d'énergie. Les plateformes les plus récentes vont encore plus loin : les pâles sont plus longues qu'elles ne doivent l'être pour produire une puissance maximale, également appelée capacité nominale. (Il faut garder à l'esprit que l'éolienne ne peut générer que la puissance maximale de l'équipement de réception de l'énergie : multiplicateur, générateur, etc.). Elles sont donc optimisées pour augmenter l'énergie produite par l'éolienne au cours de sa durée de vie.
La puissance spécifique est le terme qui décrit cette tendance. Mesurée en Watts par mètre
carré, une puissance spécifique plus faible signifie moins de puissance pour une surface balayée donnée de l'éolienne. En ayant des pâles plus longues que nécessaire pour une puissance maximale, l'éolienne est capable de générer plus d'énergie à des vitesses de vent plus faibles. En captant plus d'énergie à des vitesses de vent plus faibles, une éolienne peut augmenter son facteur de capacité à long terme. Les sites à faible vitesse de vent sont donc rentables.Les conséquences de cette augmentation croissante des éoliennes sont diverse et le marché de l’assurance s’adapte et modifie son approche de risque.

1. Si des machines plus grandes signifient qu'il y en a moins pour une taille de projet donnée, chaque turbine coûte en revanche plus cher. L'augmentation de la taille des composants entraîne une augmentation de la valeur unitaire de l'éolienne. Toutes choses égales par ailleurs, les assureurs pourraient simplement appliquer le même taux à une somme assurée par turbine plus importante et recevoir une prime de risque adéquate pour la nouvelle technologie.
   Cependant, toutes les autres choses ne sont pas égales et il y aura d'autres conséquences pour l'assurance que l'augmentation des primes due uniquement à l'augmentation de la valeur des éoliennes. En effet, il est possible qu'un nouveau projet de 100 MW composé de 20 turbines de 5 MW ait une valeur assurée totale inférieure à celle d'un projet composé de 100 machines de 1 MW, en raison de la réduction des coûts d'installation. (Il est probable que d'autres facteurs atténuent ce phénomène).
   Cette augmentation s’accompagne également d’une majoration des franchises pour correspondre à l’augmentation des valeurs et à l’augmentation du risque par machine. Une franchise de 5.000€ sur une turbine valant 4.5M€ n’a pas tellement de sens pour un Assureur.
   Cela va donc susciter des échanges et négociations entre prêteurs, sponsors – courtiers et assureurs.
    
2. Nous nous attendons également à ce que la couverture des défauts soit plus étroite pour les nouveaux équipements que pour les technologies éprouvées, en particulier si certains d'entre eux peuvent être qualifiés de "prototypiques" (absence de Type Certificate par exemple). Le marché des énergies renouvelables s'appuie généralement sur les exclusions de défauts du London Engineering Group (LEG), l’exclusion de type LEG 1/96 étant la forme de couverture la plus étroite et la LEG 3/06 la plus large. Les technologies réellement prototypiques ne  bénéficieront que de la LEG 1, mais comme la plupart de ces turbines ont déjà accumulé les 8 000 heures de fonctionnement requises et possèdent des Type Certificate, la LEG 2 est régulièrement disponible.
   Il y a toutefois une spécificité sur les projets « Offshore » : la LEG 2 peut être insatisfaisante pour ces projets car elle exclut les coûts d'accès qui constituent la majorité des demandes d'indemnisation.
3. Autre constat, souvent oublié : le défi logistique du transport jusqu’au site Les défis logistiques posés par un équipement plus grand et plus lourd peuvent également entraîner des changements de formulation et de tarification. Le transport de pâles de plus de 75 mètres de long est un défi important.
   Faut-il donc les diviser en sections ? Mais dans ce cas, toute jonction effectuée sur le site constituera un point faible de la pâle, ce qui augmentera probablement le risque de projection et de détachement de la lame. Les mâts ont été produits et transportés en sections cylindriques pendant de nombreuses années.
   Mais aujourd'hui, le diamètre de certains modèles est si important qu'ils ne peuvent pas être transportés sur les routes parce qu'ils ne passent pas sous les ponts ou autres infrastructures routières. Cela a pu conduire à des conceptions "segmentées" de deux portions supplémentaires de sections de mâts (imaginez l'arc d'un demi-cercle, comme si le cylindre avait été coupé verticalement en deux). Cela accroît la complexité de la conception et, une fois encore, introduit des points faibles plus vulnérables aux défaillances que les joints fabriqués en usine.Il se peut que nous assistions à une augmentation des franchises sur les contrats « Transport » (maritime et Terrestre) pour tenir compte de cette situation. En outre, il y a moins de grues capables de soulever de grandes pièces lourdes à plus de 80 mètres dans les airs, ce qui pourrait prolonger le temps d'immobilisation en cas de sinistre si une grue ne peut être trouvée. Si l'offre de grues ne suit pas la demande, nous pourrions également assister à un allongement des franchises Pertes de recettes (volet transport ou construction / opération).
    
4. Enfin, une autre conséquence importante pour les Assureurs est la plus grande concentration des risques. L'un des principaux attraits de l'énergie conventionnelle et des souscripteurs d'électricité qui s'intéressent aux énergies renouvelables est depuis longtemps la plus grande répartition géographique des risques présentée par un grand nombre de petites installations de production, par rapport à une ou deux très grandes.
   Ainsi, et logiquement, si une éolienne tombe en panne dans un projet de 100 éoliennes, vous ne perdez que 1 % des revenus du projet ; si une éolienne tombe en panne dans une centrale électrique conventionnelle, vous pouvez en perdre plus de la moitié. L'énergie éolienne présente toujours un risque de défaillance unique beaucoup plus faible que l'énergie conventionnelle, mais la différence n'est plus aussi marquée qu'elle l'était auparavant.
   C’est donc cela qui va justifier une hausse des franchises, notamment pour les pertes de recettes.

Les nouvelles technologies nous aideront à atteindre nos objectifs de décarbonisation plus rapidement et plus efficacement qu'en s'en tenant à des équipements éprouvés. Les assureurs le savent et la plupart d'entre eux souhaitent soutenir le déploiement d'équipements plus  performants.
Toutefois, ils ne peuvent le faire que de manière durable - c'est-à-dire rentable - et sans exposer leurs fournisseurs de capitaux à des risques excessifs.