Risques émergents dans les énergies renouvelables : un bref aperçu des tendances solaires, éoliennes, BESS et hydroélectriques en Amérique latine

Les énergies renouvelables sont en hausse en Amérique latine (LATAM). L'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit une croissance de la demande d'électricité de 1 295 TWh en 2020 à 2 282 TWh en 2040. La demande projetée est presque le double de la capacité installée et pose un énorme défi pour la région. Dans cet article, nous donnerons un bref aperçu de l'état du développement des énergies renouvelables et des défis auxquels la région est confrontée pour chacune de ces technologies.

Le marché mondial de l'éolien offshore croît à un rythme quasi exponentiel. Rien qu'en 2020, 5,5 GW ont été installés dans le monde, ce qui donne une capacité installée totale de 39 GW. Les tendances actuelles évoluent vers des générateurs d'éoliennes d'une capacité allant jusqu'à 15 MW et des parcs éoliens en cours de développement plus au large.

Dans la région LATAM, cependant, l'éolien offshore en est encore à ses tout premiers stades de développement. Alors que l'Europe et l'Asie sont en tête du développement mondial, LATAM, comme l'Amérique du Nord, est à la traîne avec les développements éoliens offshore. Trois décennies après la construction du tout premier parc éolien offshore, il n'y a toujours pas d'installations existantes en LATAM.

Le raisonnement derrière cela pourrait être un peu plus complexe qu'il n'y paraît. Les politiques énergétiques des pays LATAM sont fortement liées au programme actuel du gouvernement dans chaque pays spécifique. La tendance actuelle des élections LATAM et des gouvernements à gauche a créé un manque de cohérence à long terme des politiques énergétiques qui pourraient améliorer la transition dans chaque géographie spécifique. Les réglementations et les gouvernements LATAM doivent trouver un moyen de créer une cohérence dans les politiques à moyen et long terme, quel que soit le parti qui reste au pouvoir alors que nous nous dirigeons vers une économie nette zéro en 2050.

De plus, LATAM manque généralement d'infrastructures de transmission. Il ne s'agit pas seulement de créer de nouvelles capacités installées dans l'éolien offshore, il s'agit également d'amener cette capacité des zones reculées vers les villes les plus densément peuplées de la région. Quelque chose qui nécessite une bonne injection de capital. L'opportunité est certainement là pour LATAM d'exploiter l'éolien offshore, mais il reste encore des défis administratifs et techniques à résoudre avant que la région puisse pleinement explorer son potentiel.

Les données de Global Energy Monitor montrent qu'avec environ 20 GW de projets solaires actuellement en construction, la région LATAM construit actuellement quatre fois plus de capacité qu'en Europe, et n'est que derrière l'Asie (110 GW) et l'Amérique du Nord (22 GW). Avec 100 GW supplémentaires en phase de préconstruction ou d'annonce, la région est en plein essor.

Le principal risque pour les fermes solaires est lié aux conditions météorologiques, en particulier aux dommages causés par la grêle ou les ouragans. Les tempêtes de grêle violentes ne sont pas rares en LATAM. Par exemple, en 2022, un vol d'une compagnie aérienne LATAM a dû effectuer un atterrissage d'urgence après que l'avion ait subi des dommages importants alors qu'il traversait une tempête de grêle. La question de savoir si le changement climatique entraîne ou non des tempêtes de grêle plus importantes et/ou plus fréquentes fait toujours l'objet d'un débat, mais la menace est là et ne peut être ignorée. L'Organisation météorologique mondiale a enregistré 16 grands événements de grêle au Pérou en 2021 et 10 au Chili. Comme mentionné ci-dessus, le dilemme de l'infrastructure s'applique au solaire comme à l'éolien offshore (et onshore d'ailleurs). Les infrastructures de transmission ont désespérément besoin d'être développées pour satisfaire la demande énergétique croissante et ne pas compromettre la sécurité énergétique, en particulier avec l'augmentation significative de la population attendue en LATAM au cours des 15 à 20 prochaines années.

Le Chili est en tête du développement du BESS dans la région avec 54 MW en exploitation à partir de 2021, suivi de Porto Rico et du Surinam. La capacité installée et les projets en développement en LATAM sont encore loin derrière les États-Unis, la Chine et l'Europe, qui mènent le développement mondial. La majorité de la technologie de batterie appliquée est à base de Li-ion, tandis que les solutions de batterie à flux sont actuellement rares. Il y a aussi une inquiétude générale dans la région que la loi sur la réduction de l'inflation mise en œuvre par l'administration Biden aux États-Unis ait un effet négatif sur le développement du BESS en LATAM.

Le plus gros problème avec les batteries Li-ion est le risque élevé d'emballement thermique, un phénomène qui a causé de graves maux de tête à l'industrie de l'assurance, presque en ligne avec les pertes actuelles liées à la grêle des parcs solaires aux États-Unis Statistiques de l'Electric Power Research Institute ( La base de données des événements de défaillance BESS accessible au public de l'EPRI montre 12 événements BESS mondiaux en 2022, aucune de ces installations n'ayant plus de cinq ans. Cela représente un énorme défi pour les développeurs, les fabricants d'équipement d'origine (OEM) et, bien sûr, le marché de l'assurance.

L'espérance de croissance nette mondiale de l'hydroélectricité en LATAM est encore relativement faible et ralentit par rapport aux autres grandes régions du monde. Le Brésil est le troisième plus grand pays hydroélectrique au monde et le plus grand pays hydroélectrique de la région avec 109 GW de capacité installée, suivi du Venezuela (15 GW) et de la Colombie (12 GW). Les ajouts prévus dans la région entre 2021 et 2030 sont de 15 GW, soit une réduction de 64 % du développement par rapport à la période 2011-2020, principalement en raison d'une réduction des projets prévus au Brésil (l'Argentine et la Colombie ajoutent de la capacité mais pas assez pour contrer la réduction du développement brésilien). Il s'agit d'une réduction importante par rapport à la moyenne mondiale de 23 %.

La perte maximale estimée (EML) ou la perte maximale prévisible (MFL) peut être décrite comme la perte probable la plus importante et la plus faible prévue pour un actif de production d'électricité spécifique. Il s'agit d'un paramètre important pour le secteur de l'assurance, car il spécifie la réclamation d'assurance potentielle la plus élevée estimée, qui ne doit pas nécessairement correspondre à la valeur totale de l'actif de production d'électricité. La différence entre l'EML et la valeur totale de l'actif déterminera les économies par rapport aux primes d'assurance. Un EML plus élevé signifie des primes plus élevées, il est donc dans l'intérêt d'un propriétaire d'actifs de le maintenir aussi bas que possible. Un autre aspect important lors de l'utilisation d'EML et/ou de MFL est le type de limite d'assurance requise lorsqu'un projet est financé, par exemple, et que les prêteurs s'assoient derrière certaines exigences d'assurance. Il est important d'engager ces discussions à un stade précoce pour pouvoir optimiser les coûts des primes.

Vent en mer. Les coûts de construction et d'installation de l'éolien offshore ont contribué à pousser l'industrie vers l'utilisation d'une seule sous-station offshore (OSS) pour l'ensemble du parc éolien, ce qui, du point de vue de l'assurance, augmente considérablement les risques et augmente par la suite les primes d'assurance. Le rôle de l'OSS est de collecter toute l'électricité produite par le parc éolien, de transformer l'électricité à la tension requise et de la réexporter vers la sous-station située à terre. En cas de perte totale d'un OSS, l'ensemble du parc éolien serait inopérant pendant toute la période de réparation/remplacement (délai), qui peut aujourd'hui atteindre plusieurs années.

À titre d'exemple, le coût total de remplacement d'un OSS pour un parc éolien offshore de 1 GW est de l'ordre de 200 à 300 millions de dollars. En ajoutant une interruption d'activité (BI) d'au moins 200 millions de dollars par an pendant une période de trois ans, l'EML total atteindrait au moins 800 millions de dollars. Cela n'inclut pas les pénalités qui pourraient être en place de la part de l'acheteur d'électricité. La perte potentielle totale obligera la plupart des assureurs à réfléchir à deux fois avant de décider de participer au programme ou de fixer les primes à un niveau où ils se sentent à l'aise d'assumer le risque. La couverture de l'élément temps (retard de démarrage [DSU] et BI) a été à la portée des marchés au cours des dernières années, car des conditions telles que la clause de volatilité ont pris une place prépondérante dans la déclaration de la somme assurée, c'est-à-dire la montant d'argent que la compagnie d'assurance est tenue de couvrir en cas de perte couverte, aux marchés. Par conséquent, ce problème d'équipement critique pour les actifs éoliens offshore pourrait faire l'objet d'un examen minutieux dans les années à venir.

Centrales solaires photovoltaïques. Les récentes pertes importantes dues à la grêle dans les centrales solaires photovoltaïques aux États-Unis ont poussé les marchés à imposer des limites à la couverture possible dans une tentative désespérée de répondre aux réclamations d'un million de dollars au cours des dernières années. Sera-ce également le cas en LATAM ? Avec le boom actuel de la construction et les changements climatiques imprévisibles, les pertes semblent inévitables et la réaction du marché risque d'être dure. Les solutions d'assurance paramétrique existent, mais est-ce une solution viable ?

BESS. L'emballement thermique reste la plus grande menace pour l'intégrité du BESS à base de Li-ion. L'espacement des unités (généralement déterminé par les règles de la National Fire Protection Association [NFPA] ou d'autres directives de l'industrie/des assurances, telles que les fiches techniques FM) et la réponse efficace du service d'incendie local sont deux des paramètres qui ne sont pas encore entièrement mis en œuvre sur tous les sites BESS ni entièrement accepté par divers assureurs, équipementiers et propriétaires de projets. Les règles et les normes évoluent également constamment dans ce domaine spécifique, ce qui peut amener des centrales âgées de seulement 5 ou 10 ans à se retrouver soudainement dans une situation où de nouvelles exigences qui n'existaient pas lors de la phase de conception ou de construction sont imposées par les assureurs.

Hydro. L'hydroélectricité est une technologie mature et les risques déterminant la couverture sont relativement bien connus. Cela dit, la construction et l'exploitation de centrales hydroélectriques ne sont pas sans risque. En 2018, le tunnel de dérivation s'est effondré sur le projet Hidroituango de 2,4 GW en Colombie, entraînant des retards importants et des pertes estimées à 2,5 milliards de dollars. Sur le projet Coca Codo Sinclair de 1,5 GW en Équateur, des problèmes liés à la qualité des travaux sont apparus après la mise en service en 2016 et ne sont toujours pas entièrement résolus. Outre les risques de construction et les problèmes de qualité, les événements NatCat, tels que les inondations, doivent être réévalués tous les deux ans, en particulier pour les actifs fonctionnant sur des rivières où une défaillance de barrage peut affecter d'autres actifs de barrage (créant des effets en cascade) ou des infrastructures critiques en aval.

Le propriétaire de l'actif doit déterminer quels sont les risques réels pendant la phase de faisabilité du projet et lesquels des risques doivent être transférés à une compagnie d'assurance. Cela peut être fait en analysant le coût total du risque (TCoR) pour diverses solutions de conception, ainsi qu'en utilisant des outils de modélisation avancés, y compris des outils de modélisation catastrophiques tels que ceux disponibles auprès d'AIR Worldwide, qui fait partie de la famille d'entreprises Verisk Analytics. . Le coût total du risque est mesuré sur l'ensemble de la durée de vie du projet. En gérant ce paramètre, le propriétaire peut déterminer quel impact les différentes solutions de conception auront sur les coûts liés à l'assurance, pertes incluses. Il est possible d'obtenir un bon équilibre entre la rétention du risque (le propriétaire prend le risque) et le transfert du risque (le risque est transféré à l'assureur), en utilisant efficacement les outils de gestion des risques à un stade précoce d'un projet renouvelable.

—Andréas Fabriciusest consultant senior en contrôle des risques chez Aon Global Risk Consulting, Canada, etDaniel Ocampoest le leader de l'industrie des ressources naturelles d'Aon pour LATAM, au Mexique.

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