Assurance indicielle de production éolienne
Couverture qui indemnise un producteur éolien quand un indice de vent, converti en production théorique par la courbe de puissance des turbines, tombe sous un seuil sur la période (mois, trimestre, année).
L'assurance indicielle de production éolienne est une couverture qui indemnise un producteur éolien quand un indice de vent tombe sous un seuil sur la période. Cet indice est converti en production théorique par la courbe de puissance des turbines. Un parc de 100 MW financé sur dix-huit ans de dette vit d'une hypothèse : le productible P50 tiré de l'étude de vent. Une année de vents faibles, et le ratio de couverture du service de la dette (DSCR) passe sous le covenant. La couverture indicielle de production paie cet écart de volume sans qu'aucune machine soit tombée en panne. L'indice part de vitesses de vent, mesurées au mât du parc ou, plus souvent, tirées d'une réanalyse. Les plus courantes sont ERA5, du Centre européen pour les prévisions météorologiques à moyen terme (ECMWF), et MERRA-2, de l'agence spatiale américaine (NASA). Elles offrent une longue série homogène et une source qu'aucune des parties ne contrôle. On passe la vitesse horaire dans la courbe de puissance des turbines, on cumule sur la période, et l'on compare à un seuil, par exemple 90 % du P50. En dessous, le contrat paie un prix convenu par mégawattheure manquant, jusqu'à une limite. En 2021, le nord-ouest de l'Europe a connu des vents parmi les plus faibles des quatre dernières décennies, selon Copernicus. Ils ont coûté à Ørsted environ 2,5 milliards de couronnes sur neuf mois par rapport à 2020 : le risque de volume n'a rien de théorique. Le montage ressemble à un dérivé climatique, et le choix entre police et dérivé se fait sur l'intérêt assurable, la comptabilité de couverture et la contrepartie. Le risque de base se loge entre l'indice et le compteur : disponibilité des machines, effet de sillage, écrêtement demandé par le gestionnaire de réseau, givre. S'y ajoute l'écart entre une maille de réanalyse de trente kilomètres et le relief du site. Une panne de turbine relève de la police bris de machines et pertes d'exploitation ; l'indice ne la voit pas, et c'est voulu. Le prix de l'électricité reste hors du contrat, sauf structure combinée volume et prix. On la rencontre avec les contrats d'achat d'électricité à profil plat (PPA baseload, pour power purchase agreement). Le producteur y doit livrer des mégawattheures qu'il n'a pas produits et les racheter sur le marché, souvent cher justement quand le vent manque partout.
Cas d'école, chiffres inventés : un parc de 100 MW a un P50 de 300 GWh par an. Le contrat paie 40 euros par MWh manquant sous un seuil de 270 GWh, calculé sur ERA5 et la courbe de puissance déclarée, limite 2 millions d'euros. L'indice sort à 255 GWh : 15 000 MWh manquants, 600 000 euros versés. Le compteur affiche 240 GWh, parce que l'écrêtement réseau et des machines à l'arrêt ont pris le reste. Ces 15 GWh d'écart restent au producteur, ou à sa police bris de machines pour la part qui en relève.
couverture de volume éolien, assurance indice de vent, assurance vent faible, couverture paramétrique éolienne
Suivez la recherche
Une lettre par semaine. En tête, la note de souscription de la semaine, quand il en paraît une : une décision datée et argumentée, signée de Paul Bernardski. Ensuite, ce que l'observatoire a publié en risque cyber, en risque politique et en assurance. Sans compte, sans suivi.
Pas de spam, désinscription en un clic, aucune donnée revendue.