Les accords d'enlèvement annoncés en Allemagne ont fixé 70 à 100 % de la capacité à un tolling. Pourquoi un pourcentage aussi élevé ?

L'Allemagne offre l'un des cas de marché les plus attractifs d'Europe. En 2025, les écarts day-ahead ont atteint en moyenne 85 000 €/MW/an pour une batterie de 2 heures : c'est 85 % de plus qu'en Grande-Bretagne.

Mais sans marché de capacité ni flux de revenus fixes jusqu'à cette année, les flux de trésorerie volatils du marché sont difficiles à financer par la dette.

Le tolling résout ce problème.

La fixation des revenus permet d'obtenir plus de dette à des taux plus bas, et cet effet de levier dépasse souvent le potentiel de hausse du marché.

Cette étude analyse :

• Le niveau de prix du tolling où l'effet de levier compense la perte de potentiel marché
• Comment les tolls transforment des revenus volatils en flux de trésorerie bancables
• La valeur de la flexibilité pour les acheteurs au-delà de l'exposition au marché

Cette analyse utilise des tolls de 2 heures pour illustrer l'impact de la sécurisation des revenus fixes. Mais l'appétit pour des durées plus longues augmente alors que l'économie évolue vers des systèmes de 4 heures.

Des questions sur ce sujet ? Contactez l'auteur à zach.williams@modoenergy.com

Modélisez les structures de tolling avec le calculateur

En ajustant la part tolled, le prix du toll et l'effet de levier, on visualise comment chaque variable influence la bancabilité et les rendements sur fonds propres.

Au-dessus de 100 000 €, le tolling dépasse les rendements du marché

L'impact de la fixation des revenus sur les rendements dépend du prix du toll.

À des prix de toll inférieurs à 95 000 €/MW/an, les rendements baissent à mesure qu'une part plus importante des revenus est fixée. Le mode marché reste alors plus rentable.

Entre 100 000 et 110 000 €/MW/an, les rendements augmentent avec la part tolled, et les courbes s'accentuent à mesure que les projets débloquent plus d'effet de levier.

Au-dessus de 115 000 €/MW/an, les courbes s'aplatissent au-delà de 80-90 % de tolling : le projet ne peut plus supporter de dette supplémentaire.

C'est pourquoi les accords allemands se concentrent entre 80 et 100 % tolled. Au-delà de 80 %, les rendements plafonnent. Les 20 % restants relèvent d'une préférence pour le risque.

Pourquoi le gearing compte : dette moins chère, rendements plus élevés

Un projet de batterie se finance par deux sources : la dette (prêts bancaires) et les fonds propres (capital du propriétaire). Le ratio s'appelle gearing : 75 % de gearing signifie 75 % de dette, 25 % de fonds propres.

La dette coûte moins cher que les fonds propres. Les banques facturent 4–6 % d'intérêt. Les investisseurs en fonds propres visent 12–18 % de rendement.

Plus la part de dette est élevée, moins il y a de fonds propres absorbant les rendements, et plus le rendement sur chaque euro investi est important.

Un gearing plus élevé améliore aussi l'efficacité du capital. Un développeur disposant de 30 M€ peut construire un projet de 100 MW à 50 % de gearing, ou deux à 75 %, diversifiant les localisations et marchés.

Comment les structures de dette maximisent l'effet de levier

La dette est dimensionnée sur toute la durée de la garantie – généralement 15 à 20 ans, moins une marge de sécurité pour le surcyclage. Étaler la dette sur toute la période réduit les remboursements annuels et maximise l'effet de levier.

Mais les prêteurs préfèrent ne pas s'engager au-delà de sept ans. Au-delà, le prêt arrive à échéance et doit être refinancé – c'est la structure dite mini-perm. Les technologies évoluent, les marchés changent, et les prêteurs souhaitent réduire leur exposition avant que ces risques ne s'accumulent.

C'est pourquoi les durées de toll se concentrent entre 5 et 10 ans, correspondant à l'appétit des prêteurs. Un toll de 15 ans intégrerait trop d'incertitude pour les prêteurs ou les acheteurs ; un toll de 3 ans ne couvrirait pas assez de remboursement pour débloquer un effet de levier significatif.

Les prêteurs exigent généralement qu'au moins 60 % du montant du prêt soit remboursé à l'échéance de sept ans. Les 40 % restants – le balloon – sont alors refinancés.

Cela concentre le remboursement en début de période. La première année, le service de la dette est de 63 000 €/MW. À la septième année, il tombe à 52 000 €/MW à mesure que le solde diminue.

Le toll garantit un flux de trésorerie sécurisé lorsque le service de la dette est le plus élevé – offrant une marge de 40 000 €/MW tout au long de la période.

Que se passe-t-il à l'expiration du toll ?

Lorsque le toll prend fin à la septième année, la structure s'équilibre. Le service de la dette chute de 42 % – de 52 000 à 36 000 € – car il ne reste que le balloon, étalé sur les années restantes.

Le projet passe alors sur des revenus de marché, mais la charge s'est déjà allégée. Même dans les scénarios bas, des revenus de 61–74 000 €/MW couvrent les remboursements restants 1,8 fois.

C'est cet alignement qui rend le tolling bancable. Les prêteurs récupèrent la majeure partie de leur capital pendant que le flux de trésorerie est garanti. Les sponsors retrouvent l'exposition au marché pour les années restantes, quand le service de la dette est plus faible et que sept ans de performance facilitent le refinancement.

Pourquoi les batteries en mode marché ne peuvent pas atteindre un gearing aussi élevé

Les études de sensibilité de Modo Energy montrent que les revenus de marché peuvent varier de 50 000 à 100 000 €/MW/an entre les scénarios haut et bas.

Les prêteurs dimensionnent la dette selon le scénario défavorable : si les revenus de marché peuvent tomber à 65 000 €/MW/an, c'est ce chiffre qui est retenu.