Les clauses de take-or-pay sont des mécanismes incontournables des contrats de fourniture d'énergie à moyen ou long terme apparus dès les années 1960. Elles concernaient initialement les énergies fossiles, mais les raisons qui ont présidé à leur succès restent les mêmes...
Divers pays sur le continent africain, notamment le Ghana et le Kenya, ont annoncé récemment leur volonté de se départir d'un modèle « take-or-pay » pour adopter un modèle « take-and-pay » dans leurs contrats d'achat d'électricité (« PPA »). Cette tendance récente démontre une volonté des gouvernements de diminuer la facture d'électricité, leurs pays se retrouvant contraints à acheter de l'électricité non évacuée sur le réseau.
Inadéquation entre l'offre et la demande d'électricité
Cet attrait récent de certains gouvernements pour le système de take-and-pay s'explique par une relative inadéquation dans ces pays entre l'offre et la demande d'électricité à certaines heures ainsi que par l'absence d'un véritable marché interconnecté : les acheteurs d'électricité, généralement des sociétés d'Etat, sont ainsi conduits à payer plus d'électricité que nécessaire, électricité qui ne sera finalement pas distribuée sur le réseau.
Ces gouvernements sont en effet actuellement confrontés à une surcapacité de production d'électricité. A titre d'illustration, la capacité de production totale au Ghana atteint 4 889 MW alors que le pic de demande s'élève seulement à 2 525 MW [1]. La capacité de production excédentaire du Ghana a coûté 680 millions de dollars en 2019 en paiements de l'électricité non utilisée [2]. Les gouvernements cherchent en conséquence à réduire cette charge financière sur leur budget et répercutée dans le coût de la facture d'électricité payée par le consommateur final.
Une réponse unanime : changement du mécanisme d'achat d'électricité
Les clauses de take-or-pay sont des mécanismes incontournables des contrats de fourniture d'énergie à moyen ou long terme apparus dès les années 1960. Ces clauses concernaient initialement les énergies fossiles, mais les raisons qui ont présidé à leur succès restent les mêmes. Producteurs d'électricité et prêteurs souhaitent s'assurer d'une certaine sécurité et visibilité dans le remboursement des coûts d'investissement de leur projet.
Le système de take-or-pay implique que l'acheteur soit lié par une obligation ferme d'achat d'un volume déterminé ou minimum de la production d'électricité. Ce mécanisme permet alors de couvrir le risque de revenus : si l'acheteur décide de ne pas prendre livraison de l'électricité, il devra néanmoins payer le montant correspondant au volume contractuellement convenu. Ainsi, la clause de take-or-pay permet de favoriser la bancabilité d'un projet en assurant un chiffre d'affaires futur. En d'autres termes, les clauses de take-or-pay constituent la « sécurité » requise par les prêteurs pour le remboursement des emprunts à long terme souscrits par le producteur dans le cadre du développement de son projet.
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En droit français, la qualification de la clause de take-or-pay a fait couler l'encre des praticiens, certains la rattachant à une sûreté personnelle[3], d'autres à une clause pénale, voire à une clause de dédit [4].Certains auteurs y voient plutôt une manifestation de la liberté contractuelle, dont la validité juridique n'est pas remise en question aujourd'hui [5].
En revanche, dans le système de take-and-pay, si le prix d'achat de l'électricité reste convenu à l'avance, l'acheteur ne paie que l'électricité dont il accepte la livraison sur le réseau électrique en fonction de ses besoins. Reposant sur des flux financiers moins prévisibles, la sécurisation du financement de ces projets présente alors de nouveaux défis pour les producteurs et les prêteurs.
Premières initiatives au Ghana et au Kenya
Le 29 mars 2021, le gouvernement kenyan a créé une « task force » dédiée à la revue des PPA conclus par KPLC, société étatique et principal fournisseur d'électricité au Kenya [6]. L'un des mandats du groupe de travail est d'examiner l'approche take-or-payet de recommander une approche viable de take-and-pay. De plus, un moratoire a été adopté pour tous les PPA non encore conclus à la date du 29 mars 2021 ainsi que pour les renouvellements de PPA qui interviendraient pendant la durée de la mission du groupe de travail, à l'exception des PPA qui recevront l'approbation du conseil d'administration de KPLCet sous réserve de ratification du cabinet sous-ministériel.
Au Ghana, une consultation a été lancée dès août 2019 auprès des producteurs indépendants et un comité de pilotage du programme du secteur de l'énergie a été mis en place fin octobre 2019 [7]. Parallèlement à ces renégociations de PPA, le gouvernement a annoncé un moratoire sur les nouveaux PPA jusqu'à nouvel ordre.
Jusqu'à présent, le ministère ghanéen des Finances a annoncé avoir réussi à obtenir la modification d'un PPA conclu avec Cenit Energy Limited [8]et d'un PPA avec Cenpower Generation Company Limited [9]. Cependant, les informations n'étant pas toujours publiques, il n'est pas certain que le concept de « take-and-pay » ait été utilisé pour remplacer le concept de « take-or-pay » dans ces renégociations de PPA, mais plutôt une réduction des charges [10]. Notons que, si la période de renégociation au Ghana était d'une durée initiale de trois mois et devait se terminer en novembre 2019, aucune conclusion officielle n'a été publiée à ce jour. La presse locale souligne d'ailleurs une certaine opacité concernant ces renégociations [11].
Les premières réactions face aux annonces gouvernementales
Le modèle take-and-pay semble séduisant et facile à mettre en œuvre pour lutter contre la surproduction dans ces Etats. Il présente cependant certains inconvénients, car il a notamment pour effet de transférer au producteur un risque sur le niveau de ses recettes dans un contexte sans véritable acheteur alternatif auquel vendre le surplus de sa production. Les producteurs, ne pouvant alors plus justifier d'un flux financier régulier et fixe, auront plus de difficultés à sécuriser le financement de leurs projets. Les premières réactions à ces annonces sont donc frileuses de la part des investisseurs.
De plus, le caractère rétroactif ou non du changement de modèle reste en suspens. Les changements réglementaires rétroactifs bouleversent le modèle économique des investisseurs et l'économie des projets, et de fait les programmes nationaux d'électrification et d'accès à l'énergie [12].Ils ne nous paraissent donc pas acceptables pour les producteurs et les prêteurs. Une modification des PPA applicable uniquement pour l'avenir nous semble plus envisageable, mais la négociation s'annonce difficile, en ce que les PPA ne contiennent généralement pas de dispositions de résiliation pour convenance, la résiliation devant être liée à un cas de défaut spécifique. L'acheteur sera alors tenu de payer une indemnité de résiliation au producteur, qui comprendra généralement le paiement de tous les montants impayés en vertu des accords de financement [13].
Enfin, la plupart des PPA prévoient également un règlement des litiges par voie d'arbitrage international, arbitrage qui serait très coûteux et enverrait une image très négative pour les investisseurs étrangers.
A ce stade, il est encore trop tôt pour déterminer l'étendue, les modalités et les conséquences exactes du passage du take-or-pay vers le take-and-pay. L'heure est à la création de groupes de travail et aux négociations. Le phénomène est bien engagé, mais son impact concret reste difficile à identifier et à prévoir.
(*) Avocate associée, BCTG Avocats
(**) Avocate collaboratrice
[1] Jonathan Brufal, Robert Currall, « Kenya and Ghana - From take-or-pay to take-and-pay », 19 novembre 2019.
[3] Michel Cabrillac, Christian Mouly, Séverine Cabrillac et Philippe Pétel, Droit des sûretés, Litec, 10ème éd. 2015, n° 26.
[4] Benoît Khol, Romain Slazburger, Michèle Vanwijck-Alexandre « Les clauses take-or-pay : des clauses originales et méconnues », Journal des Tribunaux, n° 6354 du 23 mai 2009.
[5] Virginie Habert-McGetrick, Guillaume Ansaloni, Financement de projet, Enjeux juridiques et bancabilité d'une opération, 2ème éd., 2019.
[6] Kenya Gazette, 29 mars 2021, gazette notice No. 3076.
[7] Communiqué de presse, Ministère des Finances du Ghana, « Minister for Finance Inaugurates Energy SectorRecovery Programme SteeringCommittee », 29 octobre 2019.
[8] Communiqué de presse, Ministère des Finances du Ghana, « Government of Ghana Successfully Secures Amended Terms with CENIT Energy Limited », 25 Septembre 2020.
[9] Communiqué de presse, Ministère des Finances du Ghana, « Government of Ghana and Cenpower Sign Gas Supply Agreement to Secure Cost Savings of up to $3.0 Billion », Press Release, Ministry of Finance, 7 October 2020
[10] DG Tresor, « Le secteur de l'électricité au Ghana », 7 décembre 2020.
[11] Ghanaweb, "No take-or-pay PPA renegotiated to take-and-pay or cancelled - Bawa", Business News, 31 Mars 2021.
[12] Ivie Ehanmo, « Policy Brief: PPA payment structures: take-or-pay approach v. take-and-pay approach », 10 mai 2021.
[13] Edwin Baru, Aleem Tharani, « Kenya : taskforce on the review of power purchase agreements », 31 mars 2021.
Catherine Dupuy Burin des Roziers* et Carole Schertzinger**
![« Nous avons servi le monde entier à travers nos produits de rente : cacao, noix de cajou, hévéa, palmier à huile, etc. [..] Pendant ce temps, nous produisons ce que nous exportons et importons ce que nous consommons. Nous devons renverser cette tendance », déclare Kobenan Kouassi Adjoumani, ministre de l'Agriculture et du Développement rural de la République de Côte d’Ivoire.](https://pictures.latribune.fr/cdn-cgi/image/width=3840,format=auto,quality=75/332/2542332.png)