Des éoliennes terminées qui ne produisent rien, un barrage dont il faut reprendre le béton : dans les deux cas, les prêteurs se posent la même question. Quand les remboursements pourront-ils commencer ? À partir de trois cas documentés, au Kenya, en Ouganda et au Brésil, cet article montre comment un retard de chantier devient un problème de financement, et pourquoi il faut à la fois un regard de financier, d'ingénieur et de juriste pour le traiter.
Retard de chantier et financement de projet : ce que m'ont appris les prêteurs
Cet article est né d'échanges avec des professionnels du financement de projet : banques commerciales, institutions de développement et conseils financiers spécialisés. Leurs inquiétudes revenaient toujours à une question simple : quand le projet pourra-t-il rembourser sa dette ? Les propos qui suivent n'engagent que moi.
Deux situations m'ont particulièrement marqué : un parc éolien terminé mais non raccordé, dont il fallait renégocier la dette sans savoir quand la ligne arriverait ; un barrage en Afrique au béton à reprendre, pour lequel les banques ont dû mandater des conseillers techniques afin d'estimer la date des premières recettes.
Un retard se règle rarement dans un seul contrat : il circule entre construction, vente d'énergie et crédit, chacun avec sa langue, celle de l'ingénieur, du juriste ou du banquier. Mon passage chez RTE m'a montré l'autre versant, celui du gestionnaire de réseau qui doit livrer le raccordement à temps ; j'y reviens dans la partie consacrée à la France.
Pour illustrer ces mécanismes avec des faits publics, distincts des situations qui m'ont été décrites, j'ai retenu trois cas documentés qui couvrent trois modes de financement : Lake Turkana (Kenya), un parc éolien en financement de projet, privé de ligne pendant plus de deux ans ; Karuma (Ouganda), un barrage sous prêt souverain, remboursé avant sa mise en service ; le Nordeste brésilien, des parcs prêts sans ligne et un prêt de banque publique renégocié. Ils complètent notre page Contract Management dans le secteur de l'énergie.
1. Côté banque : ce qu'un retard déclenche dans un contrat de crédit
En financement de projet, la dette est remboursée par les recettes de l'ouvrage. Un retard de mise en service décale ces recettes sans décaler l'échéancier : les intérêts intercalaires consomment une enveloppe budgétée pour une durée donnée, puis le remboursement du capital commence, que l'ouvrage produise ou non.
Les contrats de crédit prévoient des mécanismes déclenchés par un retard. Selon le cabinet Norton Rose Fulbright, les retards de construction figurent parmi les cas classiques de suspension des tirages, et le défaut d'achèvement à la date butoir peut constituer un cas de défaut. L'emprunteur doit alors présenter une demande de waiver aux prêteurs, ou les actionnaires apporter des fonds propres.
Ce tableau présente les cinq mécanismes d’un contrat de crédit qu’un retard de chantier peut déclencher en financement de projet. La suspension des tirages (draw-stop) bloque tout nouveau décaissement tant que la situation n’est pas régularisée. La date butoir d’achèvement (longstop date) transforme un retard de mise en service en cas de défaut, qui ouvre la voie à un remboursement anticipé. Le ratio de couverture de la dette (DSCR) joue une fois l’ouvrage en service, lorsque les recettes restent inférieures au plan. La demande de waiver est l’initiative de l’emprunteur pour éviter le défaut, en échange de commissions et de conditions nouvelles. L’apport des actionnaires (equity cure) rétablit le ratio par une injection de fonds propres.
Le contrat de construction ne protège pas toujours le maître d'ouvrage. Dans les conditions FIDIC (sous-clause 10.3), si les essais à l'achèvement ne peuvent pas avoir lieu pendant plus de 14 jours pour une raison qui relève du maître d'ouvrage, celui-ci est réputé avoir réceptionné l'ouvrage : il porte alors un actif qui ne produit pas. Notre article sur les contrats FIDIC détaille cette répartition. L'assurance de pertes d'exploitation anticipées vise, elle, les retards consécutifs à un sinistre, ce qui exclut a priori un réseau livré en retard sans dommage matériel.
📌 Conseil Abrennis. Une demande de waiver se prépare comme un dossier structuré : cause du retard, durée probable, partie responsable selon le contrat, effet sur les recettes et sur le calendrier de remboursement. La méthode est proche de celle d'un dossier de claim, avec des faits datés, des pièces et un chiffrage, mais l'objectif diffère : obtenir des prêteurs un aménagement du financement, dans le cadre d'une relation qui doit durer pour mener le projet à son terme.
2. Lake Turkana (Kenya) : un parc éolien prêt et une ligne absente
Au Kenya, le plus grand parc éolien d'Afrique a attendu plus de deux ans sa ligne de raccordement. Le contrat mettait ce risque à la charge de l'État ; les échéances bancaires ont pourtant exigé un apport d'urgence des actionnaires.
Le projet et ses financeurs
Bouclé le 11 décembre 2014 pour 623 millions d'euros, le projet réunissait, autour de la Banque africaine de développement (BAD), chef de file, la BEI, Standard Bank, Nedbank, FMO, Proparco, EKF et DEG. La garantie partielle de risque de la BAD conditionnait, selon elle, l'accès à la dette longue. L'État kényan devait construire la ligne de 428 kilomètres.
Le retard
Le parc est mis en service le 27 janvier 2017, la ligne achevée en septembre 2019. Entre-temps, l'entrepreneur espagnol de la ligne, Isolux, a fait faillite et un consortium chinois l'a remplacé ; des difficultés foncières sur le tracé s'y sont ajoutées. Selon des débats parlementaires rapportés par la presse kényane, la Banque mondiale avait averti dès 2012 que les 26 mois prévus ne suffiraient pas.
L'impact sur la dette
Le prêt devait être remboursé avec les ventes d'électricité à la compagnie nationale, Kenya Power : sans ligne, pas de ventes, donc pas de recettes pour payer les échéances. Le contrat d'achat prévoyait une parade, l'énergie réputée produite (deemed generated energy) : quand le parc est prêt mais que le réseau ne peut pas recevoir sa production, l'acheteur paie l'électricité que les éoliennes auraient pu livrer, comme si elle avait été produite. L'Auditeur général a chiffré ces paiements à environ 167 millions d'euros, en partie répercutés sur les tarifs, selon Business Daily Africa. Les actionnaires ont pourtant dû injecter 92,5 millions de dollars pour honorer 145 millions de dollars d'échéances en 2017, l'État versant 52,5 millions, selon The EastAfrican : l'indemnité existait, mais elle n'arrivait pas au rythme des échéances. Renégocier avec les prêteurs aurait, selon le directeur de la société, pesé sur la notation de crédit du Kenya.
Ce que ce cas enseigne
L'allocation du risque réseau a rendu le projet finançable, mais le coût a glissé vers l'État puis vers le consommateur, jusqu'à une contestation devant la Haute Cour.
📌 Conseil Abrennis. Sur ce type de projet, les aléas s'additionnent : faillite d'un entrepreneur, difficultés foncières, et risque politique. Dès décembre 2016, le secrétaire permanent kényan à l'Énergie laissait entendre que l'État pourrait refuser de payer une électricité que la ligne ne pouvait pas transporter, alors que le contrat prévoyait ce paiement. Aucun contrat ne peut tout anticiper. La question utile devient : qui portera l'imprévu, et avec quels moyens ? Garantie de risque politique, réserves de trésorerie dimensionnées pour un retard long, actionnaires capables d'apporter des fonds, canal de dialogue établi avec les prêteurs avant la crise.
3. Karuma (Ouganda) : un barrage remboursé avant d'avoir produit
Le projet et son financeur
Centrale hydroélectrique de 600 MW sur le Nil Victoria, Karuma a été construite par le groupe chinois Sinohydro à partir de 2013. Selon The EastAfrican, elle a coûté 1,688 milliard de dollars, dont 1,435 milliard prêtés par China Exim Bank, soit environ 85 %. C'est un prêt souverain : l'État rembourse, à partir des recettes de la centrale. Dès 2016, la banque retenait des fonds tant qu'un recours en justice contestait l'attribution des marchés, selon le Daily Monitor.
Le retard
Dès 2018, l'entrepreneur demandait une prolongation de délai, et la presse ougandaise rapportait les défauts relevés lors des inspections de la société publique de production, l'UEGCL. Sinohydro a ensuite indiqué avoir réalisé d'importantes réparations pour éviter de nouvelles fissures.
L'impact sur la dette
La période de grâce de cinq ans expirait avant la mise en service. En août 2020, l'Ouganda a demandé un report ; la banque a refusé, selon le China-Global South Project : le remboursement commencerait le 24 décembre 2020, construction achevée ou non. Pour 2024-2025, l'Auditeur général relève des recettes de 148 milliards de shillings, soit 46 % du prévu, et s'inquiète du service du prêt. En août 2026, Sinohydro demandait encore 40 millions de dollars pour corriger des dysfonctionnements.
📌 Conseil Abrennis. Une malfaçon de génie civil est rarement un fait établi dès sa découverte. Sa cause se discute entre l'entrepreneur, l'ingénieur du maître d'ouvrage et les experts : conception, matériaux, mise en œuvre, conditions du site. La suffisance d'une reprise ne se constate qu'avec le temps, et des demandes complémentaires peuvent arriver des années après l'inauguration. Quand le prêteur et l'entrepreneur viennent du même pays, la marge de négociation du maître d'ouvrage peut aussi se resserrer. Seul un diagnostic technique indépendant, documenté et daté, peut alors servir de base commune aux prêteurs, à l'État et à une éventuelle réclamation contre l'entrepreneur. C'est pour l'obtenir que les prêteurs m'ont décrit le recours à des conseillers techniques.
4. Le Nordeste brésilien : un refinancement réclamé comme préjudice
Au Brésil, des dizaines de parcs éoliens ont été prêts avant les lignes qui devaient les raccorder. Un producteur a réclamé en justice 432 millions de reais, dont le surcoût de la renégociation de son prêt auprès de la banque publique BNDES ; plus de dix ans après les faits, le litige restait ouvert.
Un retard systémique
Début 2013, 26 parcs totalisant 622 MW étaient terminés à Bahia et dans le Rio Grande do Norte, sans lignes pour les raccorder. Celles-ci relevaient de la Chesf, filiale du groupe public Eletrobras. Les producteurs couverts par la réglementation étaient rémunérés dès l'achèvement ; la Cour des comptes fédérale (TCU) a ensuite relevé un retard systémique de la Chesf.
Un producteur sans filet
Les sociétés du complexe União dos Ventos 1 à 10 avaient vendu leur énergie par contrat à l'énergéticien CEMIG. Les installations de la Chesf, attendues au 23 mai 2012, ont été achevées le 28 février 2014. En première instance, le producteur a obtenu 432,3 millions de reais pour trois postes : le manque à gagner, l'énergie achetée à des tiers pour honorer son contrat, et la renégociation du financement BNDES à des conditions plus onéreuses.
Dix ans de procédure
En appel, la demande a été rejetée : s'agissant d'un contrat administratif, le producteur aurait dû d'abord demander le rééquilibrage économique et financier. Cette décision a été annulée en 2021, puis à nouveau en septembre 2023 par le Tribunal supérieur de justice, avec renvoi pour un nouvel examen. Eletrobras classait alors le dossier en risque de perte probable, pour 636 millions de reais, selon Reuters, repris par InvestNews. Je n'ai pas trouvé de décision définitive publiée depuis.
Ce que ce cas enseigne
Un même retard a connu deux sorts : les producteurs couverts par la réglementation ont été payés, celui qui avait vendu par contrat a dû plaider. Le coût de la dette peut constituer un chef de préjudice, à condition d'être documenté : avenants au crédit, commissions, écart de taux. Enfin, la procédure compte autant que le fond ; notre article sur la résolution amiable des claims détaille les étapes à épuiser avant le juge.
5. Trois cas, une même question : qui finance l'attente ?
Dans les trois cas, l'échéancier de la dette a continué de courir pendant que l'ouvrage ne produisait pas.
Ce tableau compare les trois cas étudiés selon six critères : l’ouvrage, le mode de financement, la cause du retard, sa durée, l’effet sur la dette et la partie qui a payé. À Lake Turkana (Kenya), parc éolien de 310 MW en financement de projet, la ligne de 428 km construite par l’État a été achevée en septembre 2019, plus de deux ans après la mise en service du parc ; les actionnaires ont apporté 92,5 millions de dollars pour honorer 145 millions de dollars d’échéances, et l’État a payé environ 167 millions d’euros d’énergie réputée produite. À Karuma (Ouganda), barrage de 600 MW financé à environ 85 % par China Exim Bank, les malfaçons ont repoussé l’inauguration à septembre 2024, alors que le remboursement était exigé dès décembre 2020. Dans le Nordeste (Brésil), les lignes de la Chesf, attendues en mai 2012, ont été achevées en février 2014 ; un producteur a vu son prêt BNDES renégocié à des conditions plus onéreuses et a réclamé 432 millions de reais en justice.
Le calendrier de la banque ne suit pas celui du chantier
Dans ces trois cas, la date de début des remboursements était fixée à la signature. Une prolongation accordée à l'entrepreneur restait sans effet sur elle, sauf renégociation avec les prêteurs.
Une indemnisation vaut ce que vaut sa date de versement
Au Kenya, les paiements de l'État ont été négociés et étalés ; au Brésil, la demande de 2014 n'était pas tranchée en 2023. Entre-temps, les actionnaires comblent l'écart.
Le moment du retard décide de qui porte le risque
Avant le bouclage financier, le développeur le porte seul : en Colombie, EDP Renewables a renoncé fin 2024 à deux parcs éoliens totalisant 0,5 GW, bloqués notamment par les retards de leur raccordement, en chiffrant ses pertes potentielles jusqu'à 0,7 milliard d'euros.
6. Et en France ? Le raccordement en mer à l'heure de la PPE3
Adoptée par le décret n° 2026-76 du 12 février 2026, la troisième programmation pluriannuelle de l'énergie fixe le cap jusqu'en 2035. Comme le soulignait Le Monde de l'Énergie en octobre 2026, sa réussite dépendra de la gouvernance des grands projets, dont le raccordement est l'une des interfaces les plus exposées.
Pour l'éolien en mer attribué par l'État, la loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017, analysée notamment par le cabinet CMS Francis Lefebvre, confie le raccordement à RTE : il doit l'achever avant la date du cahier des charges et, en cas de retard, indemnise le producteur sous un plafond fixé par décret, pendant trois ans au plus. Le principe rappelle l'énergie réputée produite de Lake Turkana. C'est ma lecture : au-delà du plafond et de la durée, le risque résiduel revient au producteur, à ses actionnaires et à ses prêteurs. Les parcs attribués en 2012 et 2013 relèvent d'un régime antérieur ; à terre, les indemnités du Code de l'énergie supposent un retard exclusivement imputable au gestionnaire de réseau.
Ce que j'ai retenu de mes années chez RTE
Le gestionnaire du réseau français n'échappe pas aux contraintes décrites plus haut. De mon passage chez RTE, je retiens une difficulté moins visible que les autorisations ou les recours : trouver les fournisseurs capables de réaliser le raccordement en mer. Le marché est mondial, la demande y est très forte, et les budgets français ne permettent pas toujours de s'aligner sur ceux d'autres gestionnaires européens, comme celui des Pays-Bas. Les faits publics confirment ce rapport de force.
- Une offre concentrée. Trois fabricants, NKT, Prysmian et Nexans, contrôleraient environ 75 % du marché des câbles à courant continu, et la plupart affichent des capacités réservées jusqu'à la fin de la décennie, selon le magazine Offshore (novembre 2024). Le directeur des achats de RTE y résumait la situation : « Nous ne négocions pas, ils imposent. »
- Des concurrents qui réservent en masse. En mars 2023, le gestionnaire néerlandais et allemand TenneT a attribué onze systèmes de raccordement de 2 GW, pour environ 23 milliards d'euros, dans le cadre d'accords pluriannuels. Les développeurs réservent aussi : en mai 2024, RWE a signé des accords de long terme pour sécuriser tôt des capacités de production, dans un marché où les délais d'attente s'étendent jusqu'aux années 2030.
- Une réponse française par la commande groupée. En mai 2024, RTE a signé un contrat de 4,5 milliards d'euros avec Chantiers de l'Atlantique et Hitachi Energy pour trois plateformes en courant continu de 1 250 MW (Centre Manche 1 et 2, Oléron), le chantier devant doubler sa capacité de production. En septembre 2025, un contrat de plus de 1,5 milliard d'euros avec Eiffage, pour Bretagne Sud, Narbonnaise Sud-Hérault et golfe de Fos, a clos selon RTE la sécurisation des commandes industrielles de la PPE2.
Pour un développeur et ses prêteurs, la leçon est directe : la date de raccordement dépend aussi du carnet de commandes des fabricants et de la capacité du gestionnaire de réseau à réserver des créneaux. C'est un aléa que ni le producteur ni RTE ne maîtrisent entièrement, à interroger dès l'appel d'offres au même titre que les autorisations.
7. Un sujet à trois clés : finance, ingénierie, contrat
Un retard de raccordement ou une malfaçon ne se comprend qu'en croisant trois expertises, chacune avec son vocabulaire et son horizon de temps.
Ce tableau résume les trois regards nécessaires pour comprendre un retard de raccordement ou une malfaçon. Le financier, prêteur ou conseil financier, cherche à savoir quand commencent les remboursements, si la réserve de trésorerie tient et s’il faut une demande de waiver ou un apport des actionnaires. L’ingénieur, conseiller technique des prêteurs ou ingénieur du maître d’ouvrage, évalue si l’ouvrage est réparable ou raccordable, à quelle date, et si le planning de reprise est crédible. Le juriste ou le Contract Manager établit qui porte le risque selon les contrats, si les notifications ont été faites à temps et quel préjudice réclamer, et par quelle voie. Chaque regard mobilise ses propres compétences, du modèle financier aux procédures de règlement des différends.
La complexité tient aux interfaces : le banquier a besoin d'une date que seul l'ingénieur peut estimer, l'ingénieur décrit des faits dont seul le contrat dit qui les paie, et le montant d'une réclamation dépend du modèle financier. S'y ajoutent plusieurs pays, plusieurs droits applicables et des contrats souvent rédigés en anglais.
Le Contract Manager relie ces trois regards : il tient la chronologie unique des faits, traduit une conclusion technique en conséquence contractuelle et financière, et construit un dossier que chacun peut lire. Mon parcours m'a fait passer par ces trois langues : ingénieur de formation (INSA Lyon), j'ai été responsable métier des systèmes d'information Finance chez RTE, avant de me consacrer au Contract Management, côté client comme côté intégrateur.
8. Bonnes pratiques : protéger le projet et son financement
8.1 Avant la signature
- Aligner quatre calendriers : mise à disposition du réseau, achèvement de la construction, début des livraisons d'énergie, échéancier de la dette (période de grâce, date butoir).
- Cartographier l'interface réseau : date contractuelle, partie responsable, indemnité, plafond, durée, chaîne d'approvisionnement du gestionnaire.
- Tester un retard long avec les prêteurs : combien de mois la réserve d'intérêts absorbe-t-elle, et qui apporte les fonds au-delà ?
- Relire le contrat de construction et l'assurance : essais empêchés, suspension, reprise des malfaçons, couverture d'un retard sans sinistre.
8.2 Pendant le chantier
- Suivre l'ouvrage réseau comme un lot du projet, même s'il est construit par un tiers.
- Notifier dans les délais contractuels dès que le retard devient probable.
- Tenir un registre des coûts du retard, y compris financiers : intérêts supplémentaires, commissions de waiver, garanties prolongées.
- Informer tôt les prêteurs et leur conseiller technique, avec un plan de mitigation.
8.3 Quand le retard est avéré
Le dossier doit pouvoir être lu par la partie responsable, par les prêteurs et, si besoin, par un juge ou un arbitre. Il réunit la chronologie croisée des faits, la preuve que l'ouvrage était prêt ou le diagnostic de la malfaçon, la clause qui alloue le risque, un chiffrage complet incluant les coûts financiers, et la trace des démarches amiables. Notre guide du claim contractuel détaille sa construction.
9. Questions fréquentes
Comment un retard de chantier affecte-t-il un financement de projet ?
La dette est remboursée par les recettes de l'ouvrage. Un retard les décale, alors que les intérêts courent et que l'échéancier reste inchangé. Le contrat de crédit peut déclencher une suspension des tirages ou un défaut à la date butoir ; l'emprunteur présente alors une demande de waiver, et les actionnaires peuvent devoir apporter des fonds.
Qui porte le risque de retard du raccordement au réseau ?
Cela dépend des contrats et de la réglementation. Le risque peut être confié à l'État ou au gestionnaire de réseau, comme au Kenya ou pour l'éolien en mer français attribué par l'État ; à défaut, il reste sur la société de projet, ses actionnaires et ses prêteurs.
Pourquoi les prêteurs font-ils appel à un conseiller technique en cas de retard ?
Parce que la date des premières recettes dépend d'une réponse technique : l'ouvrage peut-il être réparé ou raccordé, et quand ? Le conseiller technique évalue la cause du retard et la crédibilité du planning de reprise ; ses conclusions pèsent sur la réponse à une demande de waiver.
Le surcoût d'un refinancement peut-il être réclamé comme préjudice ?
Il peut l'être, s'il est documenté et rattaché au retard. Au Brésil, un producteur éolien a obtenu en première instance une indemnisation incluant la renégociation de son prêt BNDES, avant que l'affaire ne soit rejugée. L'issue dépend du contrat et du droit applicable.
Qui indemnise un retard de raccordement d'un parc éolien en mer en France ?
Pour les parcs attribués par l'État sous le régime de la loi du 30 décembre 2017, RTE indemnise le producteur si le raccordement n'est pas achevé à la date du cahier des charges, sous un plafond fixé par décret et pendant trois ans au plus. Les parcs attribués en 2012 et 2013 relèvent d'un régime antéri
Conclusion : le retard se gère dès la signature
Au Kenya, le retard de raccordement a coûté environ 167 millions d'euros à l'État et aux consommateurs, et des fonds propres aux actionnaires. En Ouganda, un barrage a été remboursé avant d'avoir produit. Au Brésil, un prêt renchéri a ouvert près de dix ans de procédure.
Tout ne pourra pas être prévu. Le risque de retard doit pourtant être alloué, chiffré et suivi dans les trois contrats qui le portent : construction, vente d'énergie et crédit. Avec la PPE3, ces interfaces vont se multiplier en France, en mer comme à terre ; les relier est le rôle du Contract Manager.
Pour aller plus loin. Abrennis forme les chefs de projet, acheteurs, juristes et Contract Managers à ces réflexes, de la lecture des clauses à la gestion des réclamations. Découvrez notre formation en Contract Management.
À propos de l'auteur.
Alain Boyenval est le fondateur d'Abrennis, cabinet de conseil et de formation en Contract Management. Ingénieur INSA Lyon, certifié en Contract Management d'E²CM, il a passé vingt ans dans l'énergie et les systèmes d'information, côté client chez RTE et GRDF, puis côté intégrateur.
Principales sources (liens)
- Banque africaine de développement, bouclage financier de Lake Turkana (décembre 2014)
- Business Daily Africa, audit de l'Auditeur général sur Lake Turkana (août 2021)
- The EastAfrican, paiements de l'État et apport des actionnaires de Lake Turkana (octobre 2018)
- The EastAfrican, mise en service de Karuma après onze ans (septembre 2024)
- China-Global South Project, refus de China Exim Bank de reporter les remboursements de Karuma (novembre 2020)
- NTV Uganda, Auditeur général sur les recettes de Karuma
- SEDEP, décision du tribunal de justice du District fédéral dans l'affaire União dos Ventos
- InvestNews d'après Reuters, décision du Tribunal supérieur de justice (septembre 2023)
- Norton Rose Fulbright, retards et financement de projet
- CMS Francis Lefebvre, régime indemnitaire de l'éolien marin (2018)
- Le Monde de l'Énergie, PPE3 et gouvernance des grands projets (octobre 2026)
- Offshore, pénurie de câbles sous-marins et marché de l'éolien en mer (novembre 2024)