Proxy revenue swap
Dérivé de gré à gré qui échange un revenu fixe contre le revenu théorique d'un parc éolien, vent mesuré fois prix de marché. Premières opérations au Texas en 2016, dont Old Settler, 151,2 MW.
Floyd County, Texas, juillet 2016 : le parc éolien d'Old Settler, 151,2 MW, détenu par Apex Clean Energy et Northleaf Capital Partners, boucle environ 330 millions de dollars de dette et de tax equity grâce à un contrat de dix ans d'un genre nouveau. Le premier proxy revenue swap avait été signé en mai de la même année, au terme d'une structuration commencée en 2015 entre un preneur de risque météo, une société d'analyse du vent et un conseil en achat d'énergie. Deux flux. Le parc reçoit un montant fixe, chaque trimestre. Il verse en échange un revenu théorique, le proxy revenue : la production qu'il aurait dû livrer avec le vent mesuré sur site, passé par la courbe de puissance des machines et une disponibilité convenue d'avance, multipliée par le prix horaire au hub de l'ERCOT. Le contrat couvre donc ensemble le volume et le prix, profil horaire compris. Une machine en panne ne change rien au proxy : le risque d'exploitation reste au parc. La différence avec un PPA à volume fixe tient à la livraison. Sous un fixed-shape hedge, le producteur doit fournir un bloc d'énergie heure par heure, vent ou pas, et rachète au comptant ce qui manque. La tempête Uri, en février 2021, l'a montré au prix plafond de 9 000 $/MWh, et une analyse de Resources for the Future a cité le PRS parmi les structures qui répartissaient mieux ce risque. Avec l'assurance indicielle, la frontière est juridique : celle-ci paie quand un indice franchit un seuil, suppose un intérêt assurable et une prime. Le PRS règle dans les deux sens ; une année venteuse à prix élevés, c'est le parc qui paie. Les prêteurs y voient un revenu marchand transformé en revenu quasi fixe sur la durée de la dette. Le risque de base, lui, ne disparaît pas : entre l'anémomètre de référence et le prix au nœud du parc, l'écart reste au producteur.
Cas d'école chiffré. Un parc de 150 MW signe un PRS à 14 M$ fixes par an. Année sèche : le vent mesuré donne 430 000 MWh théoriques à 28 $/MWh, soit 12,04 M$ ; le parc reçoit 14 - 12,04 = 1,96 M$. Il a réellement produit 420 000 MWh, vendus 11,76 M$ : revenu total 13,72 M$, et les 0,28 M$ manquants sont ses 10 000 MWh de pannes, que le swap ne couvre pas. Année ventée : 560 000 MWh à 32 $, soit 17,92 M$ ; le parc verse 3,92 M$ et retombe sur ses 14 M$.
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