Financing solar wind projects USA : comment financer vos projets d’énergie renouvelable aux États-Unis
L’hiver dernier, j’ai passé trois semaines à décortiquer avec un dirigeant d’une boîte lyonnaise pourquoi sa première tentative de financement aux États-Unis avait échoué. Son projet : 45 MW de solaire utility-scale dans l’Oklahoma. Son erreur : avoir abordé le financement comme en France, en tapant directement à la porte de sa banque commerciale. Aux États-Unis, le financing solar wind projects USA, ce n’est pas « demander un prêt ». C’est empiler plusieurs couches de capital qui parlent chacune un langage différent. Et si vous vous trompez de langage avec le mauvais investisseur, on vous ferme la porte.
Le marché américain du financement des énergies renouvelables pèse plus de 55 milliards de dollars en 2024 selon BloombergNEF. Il est sophistiqué, actif, ouvert aux étrangers. Mais il fonctionne selon des codes très spécifiques. Je vais détailler le cas de mon client lyonnais, parce que son histoire illustre tous les pièges classiques et la structuration qui a finalement permis de closer.
Le point de départ : un projet de qualité, une approche bancaire classique
Mon client, que j’appellerai Alexandre, dirigeait une filiale IPP (independent power producer) de 80 personnes, rentable, avec 250 MW installés en France et en Espagne. Il avait signé un PPA de 20 ans avec un retail supplier du Texas, des autorisations en ordre, des équipements pré-commandés. Un projet propre, presque shovel-ready.
Sa première approche : contacter sa banque française historique pour un prêt corporate de 60 M$. Refus poli : « Nous ne finançons pas de projets hors UE sans garantie souveraine. » Il a tenté ensuite deux banques US de taille moyenne. Refus tout aussi poli : « Votre holding n’a pas d’historique aux USA, on ne peut pas monter le dossier. »
Le problème n’était pas la qualité du projet. Le problème, c’était la structure de financement qu’il proposait.
La leçon numéro un : segmenter le capital en tranches
Aux États-Unis, un projet renouvelable se finance rarement par une seule source. Il se structure typiquement en trois couches qui se superposent.
La dette senior (senior debt), portée par une banque commerciale ou un fonds de dette spécialisé. Elle finance 50 à 65 % du capex. Les prêteurs typiques : MUFG, Santander, ING, CoBank, NordLB. Ces banques sont spécialisées dans le project finance renouvelable depuis 20 ans. Elles connaissent les PPAs, les interconnect agreements, les risques réglementaires. Elles parlent votre langue.
Le tax equity, une particularité américaine qui finance 30 à 45 % du capex. C’est un investisseur (typiquement une banque comme JPMorgan, Bank of America, Wells Fargo, ou un corporate comme Google) qui achète fiscalement le projet pour consommer les crédits d’impôt (ITC, PTC) et l’amortissement accéléré MACRS. En échange, il reçoit une part des cash flows pendant 5 à 10 ans.
L’equity résiduel, apporté par le développeur ou un fonds d’investissement infrastructure. Il représente 5 à 15 % selon les projets.
Alexandre ne proposait qu’une seule couche : la dette corporate. C’est pour ça que personne ne voulait le suivre. Il manquait les deux autres couches, et son structurant financier ne tenait pas la route.
Le tax equity : le moteur fiscal du renouvelable américain
Si vous ne comprenez qu’une chose aux États-Unis sur le financement renouvelable, que ce soit celle-ci : le tax equity est au cœur du modèle. Sans tax equity, peu de projets sont rentables. L’IRA a renforcé les crédits d’impôt, mais il faut un partenaire qui puisse les « consommer » fiscalement.
Le problème pour un développeur français : vous n’avez généralement pas de revenus imposables aux États-Unis suffisants pour consommer vous-même les crédits. Il faut donc vendre ces avantages fiscaux à un partenaire tax equity via un montage spécifique (partnership flip, sale-leaseback, pass-through lease).
Dans le cas d’Alexandre, on a fait intervenir un fonds de tax equity middle-market spécialisé sur les projets solaires en dessous de 100 MW (Foss & Company, par exemple, ou US Bancorp). Ce fonds a apporté 22 M$ en tax equity en échange d’une allocation de 99 % des crédits d’impôt et d’une part des cash flows pendant 7 ans. Sans cette couche, le projet n’aurait pas atteint les 12 % de TRI cible.
La dette : trouver le bon prêteur
Avec le tax equity bloqué, on a pu retourner voir les banques. Mais cette fois, avec un dossier différent. On a contacté cinq prêteurs en parallèle, tous spécialisés project finance renouvelable. Trois nous ont donné un term sheet en quatre semaines.
Le choix final s’est porté sur une banque asiatique avec une équipe dédiée aux États-Unis. Pourquoi elle plutôt qu’une banque américaine ? Trois raisons que je retiens pour mes dossiers suivants :
- Elle finançait déjà des IPPs européens aux USA, donc comprenait la logique « holding européen + SPV américaine ».
- Elle acceptait un « debt sizing » agressif (1,3x DSCR vs 1,4x chez les concurrents), ce qui améliorait la rentabilité de 80 points de base.
- Elle proposait un prêt de 18 ans fully-amortizing, contre 10 ans mini-perm chez les concurrents.
Morale de l’histoire : ne présumez pas qu’une banque américaine est toujours mieux placée qu’une banque étrangère. Pour un développeur français, un prêteur asiatique ou européen habitué au project finance transfrontalier peut être plus adapté.
L’equity : où le trouver quand on n’est pas un fonds d’infrastructure
Les 15 % restants (10 M$ dans notre cas), c’est souvent l’equity le plus difficile à trouver pour un développeur indépendant. Trois pistes que je recommande.
Les fonds d’infrastructure mid-market, qui ciblent les tickets 5 à 50 M$ : ClearSky Power & Technology Fund, Ecofin, Captona, Greenbacker. Ils cherchent des partenariats long terme avec des développeurs récurrents.
Les family offices américains, souvent sous-estimés par les étrangers. Beaucoup s’intéressent au renouvelable depuis l’IRA. Ils sont plus flexibles qu’un fonds institutionnel, mais ils investissent petit (1 à 10 M$).
Le cash de votre propre bilan européen, transféré via une holding Delaware ou LLC. C’est ce qu’Alexandre a fini par faire pour 5 M$, avec un co-investissement de 5 M$ d’un family office texan qu’il avait rencontré lors d’une conférence SEIA.
Le calendrier réaliste : 9 à 15 mois
Si vous partez de zéro, n’espérez pas boucler un financement renouvelable aux USA en moins de 9 mois. Voici le découpage que j’ai vécu avec Alexandre :
Trois mois pour préparer le dossier : modèle financier sous Excel standard project finance, memorandum d’information, lettre d’engagement du PPA buyer, avis juridique sur l’interconnection agreement.
Deux mois pour le road show tax equity et dette : 5 à 10 réunions avec des prêteurs et tax equity investors, obtention des term sheets.
Trois mois de négociation et due diligence : credit agreement, tax equity agreement, collateral, comptes séquestres.
Un à trois mois pour le closing : toutes les conditions précédentes doivent être levées en même temps. Un retard sur l’interconnection peut tout décaler.
Beaucoup de mes clients sous-estiment ce calendrier. Ils veulent closer en trois mois. Ils finissent à douze, mais avec de la frustration et parfois des surcoûts d’équipement parce que les prix ont bougé entre-temps.
Les pièges spécifiques aux développeurs français
Deux pièges reviennent souvent chez mes clients.
Le premier : vouloir garder 100 % du projet. Aux États-Unis, le modèle partenarial est la norme. Accepter d’avoir 20 % d’un projet de 100 MW plutôt que 100 % d’un projet de 5 MW, c’est une logique à laquelle il faut s’habituer. Alexandre ne détient finalement que 35 % du projet texan, mais il a pu en lancer quatre autres derrière avec le même capital.
Le second : mal comprendre les garanties attendues. Une dette project finance demande des sûretés sur la SPV américaine, pas sur la holding française. Si votre avocat français ne connaît pas le collateral package US (deed of trust, security agreement, UCC filings), vous allez perdre un mois en va-et-vient.
Au final, Alexandre a closé son financement 11 mois après notre première réunion, sur une structure à 4 couches. Le projet est en construction. Il vient de signer un second PPA pour un projet éolien de 80 MW en Oklahoma qu’il finance sur une structure similaire mais avec un lender déjà connu. Le deuxième projet lui prendra moins de 6 mois à financer. C’est comme ça qu’on construit une plateforme américaine.
Si vous êtes au début d’un projet de financement outre-Atlantique, discutons-en 20 minutes avant que vous n’approchiez les mauvais prêteurs. J’ai un carnet d’adresses structuré par type de projet et taille de ticket.
Pour compléter, consultez le guide complet sur l’énergie renouvelable aux États-Unis, l’article sur l’Inflation Reduction Act qui change la donne sur le tax equity, et celui sur les crédits fiscaux ITC.