VIETNAM – DERNIERES NOUVELLES SUR LES ENERGIES EOLIENNES – NOUVEAU MODELE D’ACCORDS D’ACHAT D’ELECTRICITE – UNE BANCABILITE AMELIOREE ? CE QU’IL FAUT SAVOIR:

Le Ministère de l’industrie et du commerce du Vietnam (MIC) a publié la Circulaire 02 (applicable à partir du 28 Février 2018) ainsi que les accords définitifs d’achat d’électricité (AAE) pour le secteur de l’énergie éolienne. Cette Circulaire a été émise afin de guider la Décision 39 du Premier Ministre sur la règlementation des nouveaux tarifs de rachat des projets d’éoliennes terrestres et extracôtières au Vietnam. La Circulaire 02 remplacera les précédentes régulations issues des Circulaires 32 de 2012 et 06 de 2013, toutes deux publiées par le MIC.

La Circulaire 02 et les modèles d’AAE sont considérés comme des modèles obligatoires pour tous les projets éoliens. Malheureusement, peu d’améliorations ont été apportées par rapport à l’ancien modèle d’AAE issu de la combinaison des Circulaires 06 et 32. Les investisseurs potentiels sont encore préoccupés par les montants et les risques que les AAE ont cherché à leur transférer. Le message sous-jacent était que, à moins que le gouvernement ne soit prêt à régler certains des problèmes les plus flagrants, peu d’acteurs éoliens étrangers réputés et, ce qui est tout aussi important, peu de financiers réputés seraient susceptibles de s’engager. Parmi les problèmes, il faut mentionner l’absence de mesures visant à indemniser les producteurs pour la cessation de la capacité de recevoir le pouvoir, les conditions de force majeure, la suspension du contrat, les droits d’intervention du prêteur, sous réserve de l’approbation d’EVN et du règlement des différends.

Tarifs avec taux de change effectif

Avec un tarif de rachat confirmé de (i) 7.49 centimes d’euros / kWh applicable aux projets d’éoliennes terrestres et (ii) 8.63 centimes d’euros/kWh applicable aux projets d’éoliennes extracôtières, la Décision 39 et la Circulaire 02 confirment que les tarifs de rachat sont disponibles pour 20 ans pour tout ou partie des projets menant à des opérations commerciales avant le 1er Novembre 2021. La Circulaire 02 dispose en outre que pour les projets éoliens raccordés au réseau ayant à la fois des turbines terrestres et des turbines maritimes, le promoteur devra s’entendre avec EVN ou les acheteurs d’électricité sur un plan d’installation de compteurs et sur la façon de mesurer et de calculer la production d’énergie des turbines terrestres et des turbines maritimes, qui seront une base pour l’application des prix appropriés d’échange d’électricité.

L’AAE final ne comprend aucune indexation des tarifs de rachat à l’indice des prix à la consommation (IPC) afin de tenir compte des risques d’inflation. Cependant, en réponse aux préoccupations concernant la fluctuation des taux de change, la Circulaire indique que le taux de change sera le taux de change officiel du dong vietnamien contre le dollar américain annoncé par la Banque Nationale du Vietnam à la date du paiement. Il s’agit d’une mesure efficace pour régler le problème de la fluctuation des prix.

Un risque toujours élevé ?

Au regard de la décision 39 (qui fixe également le prix de rachat) et de la version finale de l’AAE jointe à la circulaire 02, l’Electricité du Vietnam (EVN) est responsable de l’achat, au tarif de rachat déclaré, de la totalité de la production d’électricité des projets raccordés au réseau.

Toutefois, l’AAE décharge EVN de l’obligation de paiement dans les cas où il sera incapable de fournir l’électricité en raison d’une panne du réseau de transport ou de distribution. Actuellement, de nombreux projets éoliens se concentrent sur les mêmes espaces et la capacité des installations existantes à absorber l’électricité doit être une source de préoccupation étant donné que ce risque a été transféré aux producteurs d’électricité par l’AAE.

L’AEE ne dispose d’aucun mécanisme pour indemniser les producteurs d’électricité si des coupures échappent à leur contrôle. Non seulement l’AAE ne prévoit pas de prorogation des délais en cas de force majeure, mais en plus si un cas de force majeure empêchait un producteur d’électricité de respecter ses obligations pendant un an, EVN pourrait unilatéralement résilier l’AAE sans compensation financière. Dans de telles circonstances, le producteur d’électricité est laissé seul dans la pénombre.

De telles dispositions pourraient être acceptables pour les promoteurs qui arriveraient à négocier des modalités claires de « take or pay » et/ou des garanties gouvernementales, mais il est très discutable dans le climat actuel de savoir si cela sera possible et surtout dans quelle mesure cela sera possible. En conséquence, il est également possible de se demander dans quelle mesure le financement privé serait prêt à supporter le risque, fait qui incitera les promoteurs à rechercher des conditions plus favorables sur d’autres marchés.
Jouer selon les règles vietnamiennes

Les investisseurs peuvent encore être découragés par le manque de détails sur le règlement amiable des différends. L’AAE est régi par le droit vietnamien et n’inclut pas expressément le droit de recourir à l’arbitrage international afin de résoudre les différends, une condition qui serait généralement considérée comme une exigence essentielle.

En l’état actuel des choses, les litiges peuvent être soumis à la Direction de l’Energie Electrique Renouvelable (anciennement la Direction Générale de l’Energie) pour médiation. Si cela ne fonctionne pas, il reste la possibilité de porter la question devant l’Autorité de Régulation de l’Electricité du Vietnam (AREV) ou de saisir les tribunaux vietnamiens du litige.

L’AAE permet « aux parties de s’entendre sur un autre mécanisme de règlement des différends », ce qui pourrait permettre aux vendeurs de négocier avec EVN sur le règlement des différends, y compris d’envisager l’arbitrage international et étranger ou même national. Mais il n’est pas certain que EVN accepterait de modifier directement les AAE afin de permettre un accord préalable exprès sur l’arbitrage international (clause compromissoire) ou simplement d’ouvrir la porte à une telle discussion au moment d’un différend (compromis d’arbitrage). De toute évidence, dans ce dernier cas, l’avantage serait à la faveur d’EVN.

L’obligation de paiement

L’AAE exclut de l’exemption de force majeure l’obligation de paiement d’EVN / des compagnies d’électricité, ce qui pourrait assurer EVN et les compagnies d’électricité de faire des paiements indépendamment des événements de force majeure qui se produiraient.

Le délai de paiement pour EVN est passé de 15 jours (sous l’ancien modèle d’AAE) à 25 jours à compter de la réception des reçus.

Le taux d’intérêt par défaut en cas d’impayés des sociétés d’électricité au promoteur correspond maintenant à l’intérêt moyen de négociation interbancaire (légèrement diminué de 1,5 fois pour un mois).

Droit d’intervention des prêteurs

Bien que la rédaction ne soit pas claire, l’AAE éolien semble permettre aux promoteurs de transférer l’AAE ou de fournir un droit d’intervention aux prêteurs, sous réserve toujours de l’approbation écrite d’EVN, pourvu qu’ils informent également EVN immédiatement par écrit. Il s’agit d’une déception puisque l’ancien modèle permettait aux prêteurs d’intervenir sans l’approbation d’EVN.

Un pas en avant … attendre pour voir

Le MIC est bien conscient des lacunes de l’AAE et sait que, dans sa forme actuelle, il n’attirerait pas le type d’investissements dont le Vietnam a besoin pour répondre à la fois à sa demande énergétique et à ses objectifs en matière d’énergies renouvelables. Ils savent que les investisseurs espéraient que certaines des lacunes soient corrigées, de sorte que cette circulaire fasse un pas dans la bonne direction.

Nous avons des informations de nos contacts au MIC que la norme Solar PPA sera modifiée dans les prochains mois.

********************
Pour plus d’informations sur le secteur de l’énergie au Vietnam, merci de contacter Me. Oliver Massmann à l’adresse suivante : omassmann@duanemorris.com. Me. Oliver Massmann est le Directeur Général de Duane Morris Vietnam LLC.