Contrat de vente à la société Tunisienne de l'électricité et du gaz de l'énergie électrique produite à partir des énergies renouvelables. (Ministère de l’Energie et des Mines)

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Durée de soumission

Jeu, 14/04/2016 - Sam, 23/04/2016

Commentaires

Remarques suite a la lecture du projet de PPA

Après une lecture du PPA, il y a un certain nombre de points sensibles pour les financeurs de projets

Article 7.7 dernier alinéa - libre passage à la STEG sur le site - il convient de mettre des garde-fous
Article 9.1 et 9.2 : attestation de régularité à fournir mensuellement
Article 11.2 retenue à la source de la TVA et de l'IS - on ne peut pas prédire l'IS unilatéralement - cela réduit les flux de cash
Article 14.1 l'évolution réglementaire peut modifier tout le Contrat qui n'a pas de stabilité
Article 15 : la SPV n'est pas cessible librement, cela interdit la liquidité des actifs
Article 19 : accord direct (je ne connais pas l'impact)
Article 20 : apparemment il faut que tout soit fini pour avoir un contrat. A quel moment le Producteur est-il informé du tarif ?
la durée devrait démarrer à la mise en vigueur du contrat et non à l'autorisation.
Article 21 : litige après saisine de l'Autorité Spécialisée (je ne connais pas l'article 38), tribunaux en droit tunisien. Pas de clause d'arbitrage international prévue.

commentaires PPA STEG 23 avril 2016

Je vous prie de bien vouloir trouver ci-dessous nos premiers commentaires sur le contrat de vente de l'électricité produite à partir des énergies renouvelables:
Cahier des charges: L'annexe relative au cahier des charges n'est pas présente. Elle devrait être fournie pour commentaires.
Production annuelle prévisionnelle: Il faudrait parler de quantité moyenne d'énergie plutôt que de quantité maximale, car il est difficile de prévoir les quantités maximales qui dépendent des conditions climatiques dont la variabilité interannuelle est forte.
Puissance installée: elle se mesure selon les conditions de référence plutôt que des conditions optimales

Article 5: Le décret de fixation devrait permettre d'avoir une vision à 3 ans pour favoriser l'intérêt des développeurs et des investisseurs.
Une indexation du tarif de base selon un ou des indices liés à la construction et le cout de la main d’œuvre devrait être insérée dans la formule de prix pour tenir compte notamment des hausses des coûts d'exploitation et de maintenance

Article 7.2: il est nécessaire de préciser dans cet article que ces données sont fournies à titre indicatif afin de permettre une meilleure exploitation du réseau. En effet, les prévisions annuelles ou mensuelles de production d'énergies renouvelables ne peuvent être qu'indicatives car elles dépendent uniquement des données d'ensoleillement pour le solaire, de vent pour l'éolien,..., dont la variabilité est trop grande pour être prédite avec précision sur un pas annuel ou mensuel.
Les prévisions pour le jour suivant sont beaucoup plus fiables, mais peuvent également varier ou être décalée dans le temps.

article 7.6: il est nécessaire dans le contrat d'achat de prévoir les règles de calcul de l'Energie Non Enlevée. La formule de calcul doit être spécifique à la technologie de l'unité de production et dépendante des conditions réelles d'ensoleillement pour le solaire, de vent pour l'éolien, ..., afin que le paiement compense les pertes réelles de production.
Le calcul doit tenir compte des conditions d'exploitation lors de l'absence de réseau, et d'une absence potentielle d'alimentation ou de secours des auxiliaires qui pourrait en découler.

Article 7.7: Il est habituel de voir un nombre maximum de visites par an (10 par an), et de préciser que ces visites se font sous l'autorité et la responsabilité du responsable du site. Le terme "libre passage" ne parait pas acceptable, et il devrait être préciser que ces
De plus, la disponibilité de l'Unité de production sera accessible via le SCADA (article 7.6)

Article 8: Il n'est pas habituel d'avoir une prise en compte approximative des pertes ohmiques liées au raccordement. Cela est en contradiction avec la demande de précision sur les outils de comptage. Il ne devrait pas y avoir de correction de comptage.

Article 16: Etant donné la structure juridique de la STEG, le fait de considérer les restrictions gouvernementales comme un cas de force majeure ne parait pas acceptable.

Restant à votre entière disposition, je vous prie d'agréer mes sincères salutations.

Fabrice Aymat
OST ENERGY

Fabrice Aymat - OST ENERGY

PPA contract

The draft do not have esencial details for bankability in most fields: From Economics (price, indexation, currency) to guaranties for the promoter and overall visibility.
It would be appreciated to involve development banks as IFC in drafting the PPA.

Carlos Pardo de Vera

Réponse de Enel Green Power à la consultation publique

CONTRAT DE VENTE A LA SOCIETE TUNISIENNE DE L’ELECTRICTE ET DU GAZ DE L'ENERGIE ELECTRIQUE PRODUITE A PARTIR DES ENERGIES RENOUVELABLES - Réponse de Enel Green Power à la consultation publique

Enel Green Power (EGP) se félicite de la publication de long terme PPA pour les producteurs renouvelables et l'ouverture de ce processus de consultation.
Notre évaluation globale du contenu de la PPA est positive, mais l'avis de EGP est qu'une certaine disposition peut être amélioré pour rendre les murs des contrats robuste et plus bancables.

Ci-dessous, nous présentons une liste d'une certaine considération sur le passage spécifique du contrat.
ARTICLE 2: Objet du contrat
EGP se félicite de la décision du Ministre d'associer à ce type de contrat à tarif fixe pour toute la durée du contrat, mais dans le corps du contrat ne fait aucune référence à la monnaie, ni à l'indexation du tarif, qui sont sans doute laissé à l'arrêté ministériel fixant la valeur du tarif. Ces paramètres sont d'une importance considérable pour le plan d'affaires d'un projet d'énergie renouvelable et devrait être clarifiée le plus tôt possible. Sur la base de notre expérience internationale, la rémunération en devises ou en monnaie locale indexé sur USD / EUR, peut considérablement réduire le profil de risque de ce type d'investissement.

ARTICLE 7: PROGRAMMATION ET MODALITES D'EXPLOITATION
Le contrat devrait-Prévu engagement clair du hors-preneur de se retirer toute l'énergie produite et qui devrait été produit si une compression entrave la capacité de la plante à la puissance générée (take-or-pay).
Comme le titre d'exemple, si pour maintenir la sécurité du réseau, l'exploitant du réseau devrait être contraint de réduire la production de la centrale sur une base systématique, rémunération / kWh devrait être assurée pour compenser la baisse de la production.
En outre, la priorité de répartition devrait être garantie aux centrales de production d'électricité à partir de sources renouvelables.

ARTICLE 14: REVISION - SUSPENSION - RESILIATION
14.1 Révision
Le contrat devrait prévoir une certaine forme de péréquation en cas de changement concernant la connexion, le transport de l'électricité, la mesure, la réglementation de la sécurité et de la fiscalité affectant négativement le cas d'affaires initialement conçu par les investisseurs d'un projet (changements dans la loi).
14. 3 Résiliation
Ce passage devrait être clarifié. Il semble que stipulé en cas de résiliation, quel que soit le parti qui est en fait de la résiliation, le producteur doit en tout cas de démanteler la centrale à ses propres frais, ainsi que la restauration du site à son état original. EGP croit-ce que dans le cas de résiliation causés par l'échec de la STEG à respecter son obligation contractuelle, ces coûts devraient être remboursés au Producteur.

ARTICLE 19: ACCORD DIRECT
STEG va conclure un accord direct avec les Prêteurs pour les maisons requises pour le financement du projet ainsi que de discuter des termes et conditions connexes. Pour ce qui concerne, EGP souhaite souligner que, en termes actuels du contrat ne pouvait pas être bancables dans la mesure où il manque des garanties suffisantes du côté de la offtaker, une exigence habituelle de Prêteurs. Par conséquent, EGP inviter STEG et le Ministère de fournir des garanties ad hoc souverains ou d'autres outils équivalents pour permettre des projets à financer. Par conséquent, EGP inviter STEG et le Ministère de fournir des garanties ad hoc souverains ou d'autres outils équivalents pour permettre le financement des projets

ARTICLE 21: Règlement des Litiges
Aucune référence aux procédures d'arbitrage est inclus dans le contrat. EGP encourager fortement l'ajout de l'emplacement d'une clause sur la clarification de l'arbitrage international mais aussi les tribunaux compétents.

Nous restons à votre disposition pour clarifier davantage les considérations ci-dessus et nous espérons un achèvement rapide du processus législatif, y compris le décret précisant la valeur du tarif d'achat de l'énergie.

federica baccaro

Nous vous remercions de votre

Nous vous remercions de votre invitation à commenter sur le projet de contrat d’achat énergie renouvelable. Veuillez trouver ci-joint nos commentaires préliminaires sur ledit projet de contrat. Ces commentaires non exhaustifs ne constituent en aucun cas une obligation ou promesse de financement, ni un mandat de conseil auprès du gouvernement tunisien. Notre analyse est notamment basée sur une revue interne limitée du contrat d’achat d’énergie et non sur une due diligence complète. Bien qu’ils s’appuient sur notre expérience internationale sur le sujet, ces commentaires ne sauraient ainsi se substituer aux conseils de cabinets internationaux ayant une expérience dans la mise en œuvre de cadres réglementaires pour des projets d’énergie renouvelable, et desquels le gouvernement tunisien pourrait souhaiter s’entourer.

Commentaires d’ordre général
Il existe un manque de visibilité concernant l’ensemble des autres documents accompagnant le contrat d’achat d’énergie (y compris le contenu de certains décrets clefs encadrant le contrat). Il est pourtant essentiel de pouvoir évaluer le cadre juridique dans son ensemble plutôt que le seul contrat d’achat d’énergie de façon séparée. L’’interface avec les autres contrats liés à chaque centrale, tels que concessions (prévues par le nouveau texte de 2015), baux, contrats de travaux d’infrastructures routières, contrats de travaux de raccordement au réseau, permis, décret tarifaire et garantie gouvernementale doit en particulier être clarifiée.
Dans la mesure où nous comprenons que les autorités publiques tunisiennes seront impliquées dans un grand nombre de travaux liés au développement des centrales, le producteur indépendant devrait bénéficier de garanties si ces travaux sont retardés ou bien s’il y a une rupture d’un de ces contrats du projet lié à chaque centrale. Cela devrait être reflété dans le contrat d’achat avec une référence claire. Un concept d’indemnisation si la centrale n’a pas fait l’objet de la mise en service effective à ou avant la date d’exploitation commerciale requise du fait des autorités publiques tunisiennes devrait notamment être introduit.
Une garantie financière gouvernementale ne semble pas prévue pour garantir le paiement de l’achat de l’électricité par la STEG. Pour que le contrat d’achat soit « bancable », il est impératif qu’une telle garantie couvrant les obligations financières de la STEG vis-à-vis du producteur soit donnée, comme cela est la pratique pour les projets similaires dans la région.

Il y existe des références au règlement de litiges à résoudre par le biais de « l’Autorité spécialisée » (tel que dans les articles 6, 7.6 et 21). Nous ne sommes pas au fait de quelle institution est considérée comme « l’Autorité spécialisée ». Cependant, nous tenons à souligner que tous les modes de règlement des litiges doivent être indépendants du gouvernement et de l’Etat pour être acceptables par les développeurs et les banques finançant les projets renouvelables. Pour résoudre de tels litiges, un mode de règlement par arbitrage international doit être prévu.

Le producteur devrait être intégralement indemnisé en cas de changements législatifs au niveau local.

Le producteur devrait être garanti et indemnisé en cas d’événements liés à la force majeure politique (décisions arbitraires, non renouvellements d’autorisations, décisions portant griefs non valables etc). ainsi qu’en cas de mesures illégales incluant par exemple l’expropriation de capitaux et d’actifs. Cela doit impérativement être couvert dans le contrat d’achat et par les contrats de concession ou autorisation visés par la loi et de faire une référence croisée dans le contrat d’achat.

Lorsque la résiliation du contrat est due à un manquement de STEG ou à un événement relevant d’un cas de force majeure imputable au gouvernement, le producteur devrait également être indemnisé.

Commentaires spécifiques par article
Définition ENE et article 11 : la rédaction semble très confuse et devrait être précisée car in fine il semble que le montant payable pour l’énergie non enlevée reste à la discrétion de la STEG ce qui ne peut être accepté. Une formule de l’ENE claire et juste doit être intégrée.

Article 9 : un paiement à 60 jours augmentera le coût financier et ce délai devrait si possible être réduit.

Article 11.2 : nous ne comprenons pas la référence à une « retenue à la source au taux en vigueur de TVA » ou à une « retenue à la source au titre de l’impôt sur les sociétés ». Il nous semble qu’une retenue à la source ne fait pas l’objet d’une TVA ou IS en plus. Y aurait-il une erreur ici ?

Article 14.1 : le risque de changement réglementaire est ici trop large pour le producteur. Il faut limiter cela uniquement aux changements de normes dans la limite d’un plafond financier sur la durée du contrat.

Article 14.3 : la résiliation devrait uniquement survenir en cas de manquement significatif du producteur auquel il n’a pas pu être remédié dans des délais raisonnables.

Article 15 : la nécessité d’un accord pour tout changement au capital de la société de projet semble trop bloquante. Les modalités et critères d’acceptation de changement de capital devraient être clarifiés de façon objective. Par ailleurs, cela ne devrait pas impacter les « step in rights » typiquement requis par les prêteurs.

Article 16 :
- La liste des événements de force majeure est trop limitée. Il faudrait une liste non-exhaustive. Dans tous les cas, les éléments suivants devraient être inclus : terrorisme, retard, retrait, non renouvellement ou impositions de conditions en relation avec l’acceptation, l’expropriation de capitaux et d’actifs, les changements législatifs, les découvertes archéologiques et la pollution.
- Il faudrait inclure un paragraphe sur la force majeure politique comme déjà indiqué ci-dessus.
- Le délai de 24 heures pour informer/aviser d’un événement relevant d’un cas de force majeure est trop court. Quel que soit l’événement, le producteur ne devrait pas perdre ses droits de demander exonération au titre de la force majeure mais perdre son droit à réparation pour la période de retard uniquement.

Article 20 :
- Il semble important de clarifier la liste et les modalités de mise en œuvre des conditions suspensives d’entrée en vigueur du contrat, incluant le calendrier et les conséquences des retards.
- La durée du contrat devrait être de 20 ans à compter du début de l’exploitation de la centrale. Le producteur n’aura aucun contrôle sur certaines conditions antérieures et cela peut empiéter sur la période contractuelle ce qui peut avoir un impact sur l’équilibre financier du contrat et sa « bancabilité » auprès des prêteurs.

Commentaires / projet de PPA soumis à la consultation public

Nous avons examiné avec grand intérêt le projet de contrat de vente à la société tunisienne de l’électrice et du gaz de l'énergie électrique produite à partir des énergies renouvelables. Ce document est l’un des éléments fondamentaux du cadre légal qui va permettre le développement des énergies renouvelables dans le pays dont l’objectif ambitionné est d’atteindre 30% de renouvelables dans le mix-énergétique à l’horizon 2030.
Ce cadre légal permettra à la Tunisie d’attirer les capitaux étrangers, de diminuer sa dépendance énergétique, d’alléger la pression sur sa balance des paiements en diminuant l’importation des hydrocarbures, de diminuer ses émissions CO2 et d’ouvrir de nouvelles débauchées sur le marché de l’emploi.
Nous souhaitons recommander au Ministère chargée de l’énergie de s’appuyer sur des avocats experts en la matière pour la bonne rédaction du contrat qui protègera autant les intérêts de l’investisseur que ceux de l’état. Pour cela, nous formulons les remarques générales suivantes sans proposer des clauses spécifiques :
- Support financier pour la STEG : Le contrat ne spécifie aucun support financier de la part du gouvernement pour les obligations contractuelles de la STEG. Ce support pourrait revêtir plusieurs formes (e.g Garantie de l’état, Support d’un bilatéral, Lettre de confort, Garantie contractuelle, etc.).
- Tarifs : Mis à part le renvoi à l’arrêt fixant les tarifs, le contrat devrait spécifier la formule de fixation du tarif. Par ailleurs, les modalités d’évolution du tarif sur la durée du contrat devraient aussi être bien spécifiées.
- Modalités de paiement : Il serait préférable d’adopter les standards internationaux en ce qui concerne les délais de paiement, qui sont de 45 jours après la réception de la facture. En ce qui concerne les intérêts de retard, ils devraient être comptabilisé à partir du 46 jour et avec un taux égal au TMM majoré de 3% afin de palier en partie aux frais financiers qui seraient supportés par le producteur pour financer sa trésorerie.
Par ailleurs, le paiement ne devrait pas être conditionné aux règlements de tierces parties (e.g CNSS, Impôt), qui ont les prérogatives nécessaires d’assurer le recouvrement de leur dus le cas échéant.
- Arrêts programmés et non programmés : Il serait nécessaire de reprendre les mécanismes prévus dans des contrats signés entre producteurs et organes étatiques dans d’autres pays (e.g Maroc, Egypte, Jordanie, etc.).
- Rémunération de l’énergie non enlevée : La méthode de détermination de la quantité d’énergie non enlevée doit être bien spécifiée dans le contrat et doit suivre un procédé technique et scientifique bien déterminé et déjà utilisé dans plusieurs autres pays (e.g mât de référence pour les projets éoliens, «Pyranometers» pour les projets solaires photovoltaïques, etc.). La formulation actuelle de la clause ouvre la porte à l’interprétation et représentera un élément de conflit entre les producteurs et la STEG.
- Système de comptage – mesure et contrôle de l’énergie cédée : La formulation actuelle de la clause traitant le sujet du comptage et de mesure devrait être révisé en conformité avec les normes internationales. Par ailleurs certains concepts devraient être mieux explicités et bien définies.
- Transfert du contrat ou des droits : Il faudrait inclure des exceptions en ce qui concerne le libre transfert des actions de la société de projet tel que :
+ Les actions détenues par les administrateurs d’une SA. En effet, le droit tunisien en matière de société commerciale exige la détention des administrateurs de la société d’au moins une action dans le capital de la société. En cas de changement à la tête du conseil d’administration un transfert d’action est donc obligatoire.
+ Les transferts d’actions entre actionnaires déjà présents dans le capital de la société de projet.
+ Le transfert des actions aux prêteurs dans le cas de l’exercice de leur droit au nantissement tel que spécifié dans l’article 10 du projet de contrat.
- Accords directs : Afin d’assurer la banquabilité des projets, il est obligatoire que la STEG signe les accords directs avec les prêteurs selon un modèle qui devrait être fixé à l’avance pour tous les projets.

UPC North Africa Renewables / EnerCiel Tunisie

COMMENTAIRES ET OBSERVATIONS

Cabinet BRUN CESSAC & Associés

COMMENTAIRES ET OBSERVATIONS PORTANT SUR LE CONTRAT DE VENTE A LA SOCIETE TUNISIENNE DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ DE L’ENERGIE ELECTRIQUE PRODUITE A PARTIR DES ENERGIES RENOUVELABLES (articles 12 et 22 de la Loi n°2015-12 du 11 mai 2015)

PROPOS LIMINAIRES
La présente opinion juridique est émise dans le cadre de l’étude menée par la GIZ mandatée par le Ministère de l’Energie et des Mines du Gouvernement Tunisien portant sur l’analyse des contrats types élaborés en exécution des dispositions de la loi 2015-12 du 11 mai 2015 relative à la production de l’électricité à partir des énergies renouvelables.
Cette opinion juridique a pour objet de mettre en évidence les dispositions et éléments de langage qui nécessiteraient des clarifications au regard des standards internationaux de développement de projets de production d’énergie renouvelable.
Cette opinion n’a pas vocation à répertorier tous les arguments déjà émis à l’occasion des échanges et réunions de travail auquel le Cabinet a pu prendre part sur ce sujet. Elle est limitée à l’examen au projet de contrat de vente référencé ci-dessous et annexé aux présentes. Nous avons bien noté que ce document est susceptible de faire l’objet de modification ultérieurement.
En vue d’émettre la présente opinion et vérifier la cohérence de ce projet de contrat de vente à la société tunisienne de l’électricité et du gaz de l’énergie électricité produite à partir des énergies renouvelables transmis le 14/04/2014 (v.140416) avec le dispositif réglementaire applicable, nous avons utilisé les principaux documents suivants :
• le texte de la loi 2015-12 du 11 mai 2015 relative à la production de l’électricité à partir des énergies renouvelables ;
• la traduction française du projet de décret gouvernemental fixant les conditions et les modalités de réalisation des projets de production d’électricité à partir des énergies renouvelables ;
• le projet de contrat de vente à la société tunisienne de l’électricité et du gaz de l’énergie électricité produite à partir des énergies renouvelables révisé en octobre 2015 (à titre de comparaison pour évaluer les modifications apportées au texte) ;

RAPPEL DU CADRE REGLEMENTAIRE DANS LEQUEL S’INSCRIT LE CONTRAT DE VENTE DE L’ELECTRICITE PRODUITE
- Synthèse des dispositions de la loi n°2015-12 du 11 mai 2015 relative à la production d’électricité à partir des énergies renouvelables
Le contrat de vente à la Société Tunisienne de l’électricité et du gaz de l’énergie électrique produite à partir des énergies renouvelable (V. 04.2016) que vous nous avons transmis s’inscrit dans le dispositif mis en place par la loi n°2015-12 du 11 mai 2015 relative à la production d’électricité à partir des énergies renouvelables et plus particulièrement de son l’article 12.
[Pour mémoire l’article 12 dispose que « la production d’électricité à partir des énergies renouvelables pour répondre aux besoins de la consommation locale est soumise à une autorisation délivrée par le ministre chargé de l’énergie sur avis de la commission technique et ce dans la limite d’une puissance électrique et maximale installée, fixée par un décret gouvernemental. Les contrats de production et de vente de l’électricité produite à partir des énergies renouvelables pour répondre aux besoins de la consommation locale, sont soumis à la commission spéciale à l’assemblée des représentants du peuple, accompagnée d’une copie de l’accord de principe de l’autorisation définitive et des procès-verbaux de constat. L’octroi des autorisations intervient après la publication d’un avis annuel fixant les besoins nationaux en énergie renouvelables et maintenant du Ministre chargé de l’énergie ».]
Les modalités et les mises en œuvre de ce contrat prévu par la loi sont prévues à l’article 22 de la loi (reprise ci-dessous pour mémoire). Les éléments complémentaires à ce dispositif sont annexés aux présentes.
[L’Article 22 dispose que « le producteur l’électricité à partir des énergies renouvelables vend l’électricité produite exclusivement et en totalité à l’organisme publique qui s’engage à l’acheter et ce dans le cadre d’un contrat de vente conclu entre les deux parties conformément à un contrat type approuvé par arrêté du Ministre chargé de l’énergie déterminant notamment les conditions techniques et commerciales relatives à l’achat de l’électricité produite à partir des énergies renouvelables. Les prix d’achat sont fixés et révisés périodiquement chaque fois qu’il est jugé nécessaire par arrêté du Ministre chargé de l’énergie »]
- Synthèse des dispositions du projet de décret ayant pour objet de décrire les conditions et les modalités de réalisation des projets de production d’électricité à partir des énergies renouvelables (en cours de publication)
L’analyse des termes de ce contrat a également nécessité de prendre connaissance du projet de décret en cours de publication ayant pour objet de décrire les conditions et les modalités de réalisation des projets de production d’électricité à partir des énergies renouvelables. Les principaux dispositifs de ce contrat sont résumés dans les schémas visés ci-dessous et selon trois étapes de l’obtention de l’accord de principe jusqu’à l’obtention de l’autorisation du Ministre.
Il s’agit là encore de s’assurer de la pérennité du contrat tout au long de ces démarches jusqu’à la mise en exploitation commerciale de l’unité de production.

Etape 1 : Obtention préalable de l’accord de principe par le producteur

• Dépôt Demande d'accord de principe (article 17 du Décret )
• Examen de la complétude de la demande par la Commission technique de production privée d'électricité (article 18 du Décret)
• Transmise par le secrétariat de la Commission à la STEG qui doit répondre dans un délai de 3 mois à compter de la réception de la demande sur la faisabilité du projet (article 19 du décret)
• En cas d'accord : élaboration par la STEG d'un devis estimatif du coût du raccordement, renforcement réseau et planning (article 19 du décret)
• Réunion de la commission technique de production privée qui se prononce sur la faisabilité du projet (article 20 du décret)
• Décision du ministre= Accord de Principe (Remarque : validité de la décision : 2 ans = photovoltaïque 3 ans = autres énergies) (article 20 du décret)
• Secrétariat de la commission informe le producteur de la décision (délai max de 6 mois à compter du dépôt de la demande) + publication de la liste des projets (article 21 et 22 du décret)
• conclusion du contrat de vente dans les 15 jours de l'obtention de l'accord de principe

Etape 2 : Diligences à accomplir par le producteur entre l’obtention de l’accord de principe et les essais de contrôle et de mise en service de l’unité de production
• Signature du contrat : point de départ des formalités à accomplir par le porteur de projet (article 23 du Décret )
• Signature contrat + 1 an max = constitution de la société (article 23 du décret)
• Signature du contrat + 18 mois max - 1 plan de financement ; 2 obtention des autorisations administratives ; 3 conclusions des contrats d'acquisition des équipements et 4 déclaration de démarrage des travaux (article 23 du décret)
• Obligation par le producteur d'information mensuelle de l'état d'avancement des formalités (article 24 du décret
• Accord de principe + 2 ans PV et 3 ans autres énergies = délais max réalisation travaux de réalisation de l'unité de production par le producteur et des travaux de raccordement par la STEG (possibilité prorogation 1 an pour difficultés réelles) (articles 25 et 29 du décret)
• 20 jours après la notification de l'achèvement de travaux faite par le producteur à la STEG = organisation des essais de contrôle et de mise en service (article 26 du décret)
• Possibilité de contestation du PV de constat dans un délai de 10 jours (article 28 du décret)
• Sanctions en cas de non respect de la procédure = retrait de l'accord de principe sans indemnité (articles 30 et 31 du décret)

Etape 3 : Diligences à accomplir par le producteur à compter de l’achèvement des travaux de réalisation de l’unité de production en vue de l’autorisation (arrêté) du Ministre chargé de l’Energie
• Déclaration d'achèvement des travaux : point de départ des formalités à accomplir par le porteur de projet = dépôt d'une demande d'autorisation auprès du Ministre chargé de l'énergie (article 32 du Décret )
• Analyse par la Commission technique = 1 mois (article 32 du décret)
• Arrêté du Ministre chargé de l'Energie (sur avis conforme de la Commission technique) durée de validité : 20 ans (article 33 du décret)
• Possibilité de prorogation pour une durée de 5 ans (sous conditions) (article 35 du décret)
• Obligation de démarrage de l'exploitation dans un délai d'un an à compter d'obtention de l'Autorisation (ou suspension pendant un an sans justification technique ou financière) (article 36 du décret)

COMMENTAIRES SUR LE PROJET DE CONTRAT DE VENTE A LA STEG DE L’ELECTRICITE PRODUITE A PARTIR DES ENERGIES RENOUVELABLES
C’est en l’état de ce rapide rappel que nous avons pris connaissance du projet de contrat.
COMPARUTION ET PREAMBULE
NB : Aucune novation n’est à signaler par rapport aux précédentes versions.
Pas d’observations

ARTICLE 1 – DEFINITION
- Mise en Exploitation Commerciale (page 4 – article 3 documents constitutifs du contrat)
Demande de précision : S’il est acquis que le contrat à une durée de 20 ans du contrat à compter de la notification de l’autorisation ministérielle, la mise en exploitation commerciale de l’unité d’exploitation n’est pas encadrée. Or le producteur à tout intérêt à pouvoir justifier de cette mise en exploitation qui doit intervenir à peine de caducité de l’autorisation dans le délai d’un an à compter de l’obtention de l’autorisation ministérielle. Ce point peut-il être couvert dans le contrat ou est-il possible de trouver une solution pour protéger les droits du producteur dans le cahier des charges ?
- Date de Mise en service (page 4 – définition) : la référence à l’article 19 est semble-il une erreur de plume. S’agit-il de l’article 20
- Autorité spécialisée (page 5 – article 6 Suspension de l’évacuation de l’énergie). Il conviendrait d’ajouter cette définition en renvoyant à la création de cette autorité créée par l’effet combiné des dispositions des articles 38 de la Loi et 43 et suivants du décret.

ARTICLE 2 - OBJET DU CONTRAT
Sans commentaire complémentaire. Rédaction inchangée par rapport aux précédentes versions

ARTICLE 3 – DOCUMENTS CONSTITUTIFS DU CONTRAT
La liste des documents constitutifs est conforme à la version précédente. Un détail pratique interroge seulement sur l’étape qui a été prévue consistant à remettre trois documents à l’occasion de la Date de Mise en Service Commerciale et notamment (1) le procès-verbal de réception technique de l’unité de production par la STEG et (2) une copie de l’autorisation ministérielle.
Cette Date de Mise en en Service Commerciale n’est pas définie (cf ci-dessus). Cela peut constituer une source de confusion entre avec la date de démarrage effectif de l’exploitation qui doit avoir lieu dans un délai d’un an à compter de l’obtention de l’autorisation ministérielle et/ou la date de prise d’effet de la durée de 20 ans du contrat ?
Les producteurs auront le souci de pouvoir justifier que les droits découlant de l’autorisation ministérielle ne sont pas devenus caducs.

ARTICLE 4 – ENGAGEMENT RECIPROQUE
Cet article prévoit que le producteur doit prévenir la STEG dans un délai de 10 jours à l’avance de son intention de procéder aux essais de réception.
L’article 26 du décret, la STEG dispose d’un délai de 20 jours pour procéder aux essais.
Au vu de ce qui précède, je redoute que le délai de 10 jours du producteur soit inefficace – voir s’ajoute au 20 jours de la STEG ? - le délai de la STEG étant plus long. Pour simplifier, il suffirait de prévoir que la STEG dispose d’un délai de 20 jours pour procéder aux essaies de réception à compter de la réception par lettre recommandée avis de réception de la part du Producteur.

ARTICLE 5 – TARIF DE CESSION
Pas d’observations complémentaires.

ARTICLE 6 – SUSPENSION DE L’EVACUATION DE L’ENERGIE
Les dispositions de cet article regroupent celles envisagées à l’article 16.2 suspension.
Il y a, à mon sens un risque de confusion entre ces deux dispositifs. Il y a lieu d’harmoniser les dispositions contractuelles en maintenant un seul article (16 par exemple) et qui permet au producteur de disposer d’un délai de trois mois pour réaliser les actions correctives et qui clarifie les conditions de rétablissement de l’accès au réseau sous 5 jours à compter de la réception des éléments justificatifs.
Le mécanisme d’accès à l’Autorité spécialisé sur ce point est de nature à améliorer la sécurité juridique du dispositif mais le délai de 15 jours à compter de la réception d’une lettre recommandée est trop contraignant pour permettre un recours efficace. Un délai minimum d’un mois serait plus adapté.

ARTICLE 7 – PROGRAMMATION ET MODALITES D’EXPLOITATION
ARTICLE 7-1 - EXPLOITATION A REGIME NORMAL
Pas d’observations.

ARTICLE 7-2 – PROGRAMMATION
Nous avons supposé que cet article fait référence aux « interventions programmées » à l’initiative du producteur.
L’obligation faite au Producteur de transmettre son planning d’intervention au plus tard fin septembre de chaque année est très contraignante et lui laisse que très peu de faculté d’adaptation (surtout pour les technologies comme l’éolien ou la biomasse).
Pour le reste, je n’ai pas bien compris le contexte de l’obligation de production du programme de disponibilité tous les 5 jours et tous les jours. Il s’agit probablement d’une difficulté de traduction. A rediscuter ce point étant sensible.

ARTICLE 7-3 – ARRET FORTUIT
Sans observations

ARTICLE 7-4 -– COORDINATION ENTRE LA STEG ET LE PRODUCTEUR
Sans observations

ARTICLE 7-5 – INTERRUPTION PROGRAMMEE DE L’EVACUATION DE L’ENERGIE et ARTICLE 7-6 – INTERRUPTION NON PROGRAMMEE DE L’EVACUATION DE L’ENERGIE
A moins que ce point ne soit déjà cadré dans le cahier des charges et par parallélisme avec les engagements du producteur il conviendrait de préciser que le plan prévisionnel de maintenance annuel des ouvrages du réseau soit transmis au producteur chaque année en septembre ou accessible sur une plateforme d’accès.
Cet article fait référence à l’article « interruption de l’évacuation de l’énergie » de la précédente version du contrat. Ces dispositions sont désormais scindées en deux sous-article 7-5 et 7-6 et encadrent le droit à compensation en cas d’interruption programmée ou non de l’évacuation de l’énergie dans une limite maximale annuelle cumulée chacune de 72 heures. Il s’agit d’une mesure très importante pour garantir aux producteurs l’enlèvement de l’énergie produite sur le réseau.
A titre d’illustration dans un domaine spécifique (centrale de déchet) mais dont le raisonnement est transposable, la Cour d’Appel Administrative de Bordeaux a eu l’occasion de juger récemment un cas d’indemnisation pour d’enlèvement (CAA Bordeaux 4ième ch. 10 mars 2016 N° 14BX02183)
« Il résulte ainsi de ce qui précède que, contrairement à ce qu'affirme EDF, une interruption du réseau pour panne d'un transformateur nécessitant une réparation nécessairement urgente ne peut pas être regardée comme un aléa d'exploitation s'insérant dans le régime normal d'exploitation mentionné au paragraphe 3 de cet article et par conséquent comme relevant de la clause 3.5.2 des conditions particulières alors que la définition de l'aléa retenu dans le contrat est clairement plus restrictive.
Il n'est pas contesté que la société Econotre a subi cinq interruptions de sa connexion au réseau de distribution d'EDF entre le 22 novembre 2002 et le 17 mars 2004 qui ont été causées par les pannes répétées du transformateur de Saint Sulpice de la société EDF, d'une durée respective de 82,43 heures, de 10,90 heures, de 29,40 heures, de 9,05 heures et de 186,60 heures ayant nécessité des réparations après chaque panne. La fourniture de l'énergie électrique produite par la société Econotre a ainsi été interrompue pendant une durée totale de 318 heures. Le transformateur défaillant a dû être remplacé en avril 2004. Dans ces conditions, ces interruptions relèvent des indisponibilités dues à l'entretien et aux réparations du réseau stipulées au paragraphe 1 de l'article VIII des conditions générales et à la clause 3.5.1 des conditions particulières du contrat d'achat et non de simples aléas en régime normal d'exploitation.
Dans le cas d'indisponibilités dues à l'entretien et aux opérations de réparation, la société EDF n'est dispensée de son obligation d'enlèvement de l'énergie que dans la limite de deux indisponibilités par an d'une durée unitaire maximale de 6 heures, ainsi qu'il a été rappelé ci-dessus. Dès lors, c'est à juste titre que les premiers juges ont fait droit à la demande de la société Econotre. Le montant de l'indemnité restant due à l'entreprise Econotre a été établi par le tribunal sur la base d'un rapport d'expertise en date du 23 mars 2005 demandé par la société Econotre à un bureau technique spécialisé mais qui n'est pas contesté par EDF. Il y a donc lieu de confirmer le montant des pertes ainsi déterminé par le tribunal. Après déduction de la somme de 49 667,73 euros, déjà payée par EDF à la suite du premier incident, la société peut ainsi prétendre à une indemnisation complémentaire de 183 837,95 euros TTC »
Pour harmoniser le dispositif, il conviendrait que le recours à l’Autorité spécialisée également à l’article 7.5 comme c’est prévu à l’article 7.6.

ARTICLE 7-7 – DROIT D’ACCES DE LA STEG AU SITE DE PRODUCTION
L’accès au site de production est réglementé pour limiter les intrusions mais fait également l’objet de mesure de sécurité et de contrôle d’accès imposés à la fois par les assurances et par les prêteurs qui impose de cadrer ces conditions d’accès en ajoutant à la fin de cet article les précisions suivantes :
« dans les limites des conditions de sûreté et de sécurité du Site sous réserve de respecter un préavis minimum de 72 heures sauf urgence manifeste ».

ARTICLE 8 – SYSTEME DE COMPTAGE DE L’ENERGIE-MESURES ET CONTROLE DE L’ENERGIE CEDEE
ARTICLES 8-1 et 8.2 SYSTEME DE COMPTAGE
Sur le système de comptage, nous n’avons pas d’observations spécifiques, celles-ci devant en tout état de cause être conformes aux dispositions prévues dans le cahier des charges.
Il est en revanche à proscrire l’adverse « normalement » pour la désignation du compteur principal et éviter toute ambiguïté.

ARTICLE 9 – MODE DE FACTURATION ET DELAIS DE REGLEMENT
Il convient que de préciser que le délai de 15 jours pour transmettre la facture à la STEG n’est pas une cause de refus automatique de paiement par la STEG. Il conviendrait ainsi de prévoir qu’en cas de difficulté ou d’impossibilité pour le producteur.
ARTICLE 9-1 - JUSTIFICATION DU REGLEMENT DE LA CNSS
Dans le cadre des précédents échanges que nous avons peu avoir sur ce sujet, il avait été évoqué de ne pas exiger ce quitus mais d’engager le producteur à en justifier en cas de demande. Nous avions eu l’occasion de souligner que le régime de la CNSS et la production d’énergie étant totalement indépendants, faire dépendre le règlement des factures de l’unité de production pour ce type de justificatif était peu justifiable et n’est pas une clause standard.
Il est désormais prévu qu’il soit communiqué par trimestre à peine de suspendre le règlement des factures. Nous recommandons à nouveau la suppression de ce dispositif.
Il serait en tout état de cause indispensable de prévoir que le producteur peut être dispensé de cette justification en cas de (i) non assujettissement ou (ii) faire valoir un différend avec l’administration fiscale justifiant de l’absence de production pour éviter de mettre en péril
Ce point fait par ailleurs doublons avec l’article 13.2.
ARTICLE 9-2 – ATTESTATION DE REGULARITE FISCALE
La production de la régularité fiscale est prévue mensuellement. A défaut là encore, nous recommandons de prévoir si ce n’est la suppression du moins une échéance annuelle pour justifier de ces éléments.

ARTICLE 10 – CESSIBILITE DES PAIEMENTS
Cet article présente une grande importance dans le cadre du financement du projet. Nous suggérons que soit indiqué un mécanisme de financement de type « cession de créance ».

ARTICLE 11 – IMPOTS, DROIT ET TAXES
Pas d’observations

ARTICLE 12 – INTERETS DE RETARD
Nous recommandons de maintenir une pénalité supérieure au taux moyen du marché monétaire publié par la banque centrale de Tunisie par miroir avec les contrats de fourniture d’électricité. Il avait été évoqué une augmentation de 2 % dans les précédentes versions.

ARTICLE 13 – ASSURANCE
Dans le but d’éviter que le bien ne soit plus assuré, nous avions recommandé que la STEG puisse se substituer aux frais du producteur (le cas échéant). Nous recommandons le maintien de cette faculté.
Concernant le point 13.2 cf article 9.1

ARTICLE 14 – REVISION, SUSPENSION, RESILIATION
ARTICLE 14-1 – REVISION
Pas d’observation

ARTICLE 14-2 – SUSPENSION
Voir les commentaires de l’article 6 / risque de confusion et de doublon

ARTICLE 14-3 – RESILIATION
Nous suggérons l’ajout d’une précision relative à un manquement « grave » pour justifier la résiliation.
Pour le reste, le démantèlement obligatoirement n’est pas forcément économiquement souhaitable. Le site pouvant par exemple être reconverti autrement ou en autoproduction ou sous un autre modèle économique difficilement imaginable à ce jour. Par ailleurs et selon les technologies concernées, un tel démantèlement n’est pas forcement possible sans une reconversion importante.
Nous suggérons donc de laisser aux parties la faculté de décider de la mise en œuvre du démantèlement ou non éventuellement sous réserve par le producteur de la justification d’un projet de requalification du site ou suivant la nature du foncier (si les équipements se trouvent sur du domaine public de l’Etat ou bien domaine privé).

ARTICLE 15 – TRANSFERT DU CONTRAT OU DES DROITS
Pas d’observations

ARTICLE 16 – FORCE MAJEURE
La rédaction de la clause de force majeure est un exercice délicat. Par prudence, nous avions recommandé la formule standard d’évènement « imprévisible, irrésistible et extérieur ».

L’énumération des évènements prévus pose question principalement pour ce qui est des restrictions gouvernementales qui paraissent très (trop) larges. Pourrait-on y voir par exemple l’Etat d’urgence, ce qui se relèveraient très pénalisant pour les deux parties.
Il en est de même pour les questions liées au financement qui nous paraissent très difficiles à prévoir à ce stade (quid de la faillite d’une banque par exemple etc ?).
Dans tous les cas et si une telle rédaction devait être maintenue, il conviendrait de prévoir que les restrictions concernées aient un impact direct sur la filière de production de l’énergie.
Il conviendra impérativement de prévoir que la durée du contrat sera prorogée de la même durée que celle du cas de force majeure (voir sous réserve de l’avis concernant la durée de la force majeure suivant décision du Ministre).

ARTICLE 17 – PROPRIETE DE L’INFORMATION ET CONFIDENTIALITE
Pas d’observations

ARTICLE 18 – OBLIGATIONS EN FIN D’EXPLOITATION
La question du démantèlement peut être délicate pour certaines sources de production comme la biomasse. Certains modes de production pourraient être exclue dans les conditions particulières si le producteur justifie et motive sa demande.

ARTICLE 19 – ACCORD DIRECT
Cet article fait manifestement référence aux contrats de financement (Direct Agreement) qui sont souvent d’usage dans ce type de structuration de projet. Il se formaliserait ici comme une convention tripartite entre le producteur, le prêteur et la STEG. Indépendamment des tournures liées à la traduction, ce type de montage est standard.

ARTICLE 20 – ENTREE EN VIGUEUR ET VALIDITE DU CONTRAT
Sur la durée et la mise en service de l’installation nous renvoyons aux commentaires ci-dessus.
Pour ce qui est de la durée, nous suggérons de prévoir qu’elle sera prolongée de la durée équivalente aux cas de force majeure (voir après détermination du Ministre de l’Energie).

ARTICLE 21 – REGLEMENT DES LITIGES
Pas de commentaires supplémentaires (NB : pour des questions d’organisation, il avait été prévu de désigner Tunis ?).

ARTICLE 22 – NOTIFICATION
Pas d’observations

ARTICLE 23 – ENREGISTREMENT
Pas d’observations

FIN DU DOCUMENT
Cabinet BRUN CESSAC & Associés

Projet de PPA

Bonjour, vous trouverez ci-dessous quelques commentaires et suggestions pour améliorer le contenu du PPA. Je reste à votre disposition pour en discuter à votre convenance.
• Le préambule : le préambule proposé dans le projet de PPA ne fait que lister des textes de lois sans préciser le contexte dans lequel le contrat sera conclu. En principe, un préambule comprend des déclarations décrivant par quel processus les parties sont parvenues à l’accord. Il peut servir d’outil à l’interprétation des obligations énoncées dans le corps du contrat. Sa valeur juridique peut donc être déterminante dans un système juridique très interprétatif comme celui de la Tunisie. Il est donc préférable de préciser les intentions générales des parties et les objectifs recherchés dans des paragraphes introductifs, de manière à fixer les intentions des parties au contrat, ce qui non seulement pourra être utilisé à des fins de référence mais surtout qui facilitera l'interprétation à donner au contrat par les parties et, au besoin, par un tiers.
Rappelons que l’article 515 du Code des Obligations et des Contrats tunisiens prévoit que «Lorsqu'il y a lieu à interprétation, on doit rechercher quelle a été la volonté des parties, sans s'arrêter au sens littéral des termes, ou à la construction des phrases ». Il est donc recommandé de donner un cadre général d'interprétation du PPA.
• Article 1 : Les définitions : le contenu du contrat étant assez pauvre, il manque de nombreuses définitions et concepts qui devraient figurer dans le PPA. Par ailleurs, on retrouve certaines notions dans le contrat (exemple, « Restrictions Gouvernementales ») qui ne figurent pas dans les définitions. Enfin, les définitions existantes ne sont pas assez précises, il s’agit souvent de termes très généraux et définitions sommaires. Pour que la force obligatoire du PPA soit entière, il ne suffit pas que les parties expriment leur assentiment; il faut encore que le contrat soit juste et que les notions fondamentales soient clairement précisées. Ainsi, en complément du préambule et pour clarifier les termes employés par les parties et faciliter la gestion du contrat, les parties utilisent des « définitions » où chaque mot de chaque clause à son importance de sorte qu’un mot peut augmenter ou diminuer l’intensité d’une obligation qui pourra s’interpréter, selon le cas, comme une obligation de moyen (je m’engage à faire mes meilleurs efforts) ou une obligation de résultat (je m’engage à réaliser l’obligation). Il est à noter que chaque élément d'incertitude, même au niveau des obligations des parties, augmente le risque et donc le prix. Il faudrait donc compléter la liste des définitions et s’assurer de la cohérence globale.
• Article 3 : Documents constitutifs du contrat : la liste de documents mentionnée à l’article 3 du PPA ne présente que peu d’intérêt s’il n’y a pas de stipulation plus précise. Habituellement, ce type de clause sert à indiquer l’ordre de priorité des pièces du contrat, le statut des annexes, la hiérarchie entre les documents joints au contrat et enfin la règle applicable en cas de contradiction entre les documents. Tout ceci ne figure pas à l’article 3 susvisé.
• Article 4 Engagements réciproques : cet article arrive bien trop tôt dans le contrat. Il manque la définition du projet (de quoi s’agit-il?), les phases du projet (développement, financement, construction, exploitation, démantèlement), le contrat doit préciser le déroulement des opérations, les droits et obligations des parties, les conditions suspensives, etc. avant d’arriver aux engagements. Par ailleurs, le contenu de l’article est assez sommaire et n’apporte vraiment rien au contrat si ce n’est des imprécisions sources de discussions et potentiels contentieux entre les parties. Exemple, le premier paragraphe prévoit que le « Producteur s’engage à construire et exploiter (…) conformément aux exigences applicables et aux documents contractuels mentionnés à l’article 20 ». De quelles « exigences » parle-t-on ? Ce terme ne figure pas dans les définitions. Comment fera la STEG pour apprécier s’il y a manquement ou pas « aux exigences applicables ». de même « Article 20 » de quel document ? On se doute qu’il s’agit du PPA mais il faudrait le préciser.
• Article 5 Tarif de cession : La clause relative au tarif n’est pas assez précise, à la lecture de toutes les clauses du contrat on ne connait toujours pas le tarif ou du moins ses modalités de calcul. Nous comprenons qu’il s’agit d’un modèle de PPA à compléter et adapter mais ce projet doit contenir les formules permettant de déterminer un tarif, même de manière approximative. Par ailleurs, le risque de change n’est pas traité et la clause ne contient aucune formule d’indexation. Un simple renvoi à un arrêté ministériel ne suffit pas à la sécurité juridique du contrat. Nous vous suggérons de proposer des règles de calcul et d’indexation pour permettre de déterminer le tarif applicable. Ces règles pourraient être fixées dans une annexe du PPA.
• Article 6 Suspension de l’évacuation de l’énergie et Article 7 Programmation et modalités d’exploitation : Ces deux articles devraient être fusionnés. D’une manière générale, ces dispositions doivent être complétées dans un ou plusieurs articles traitant des conditions d’exploitation et de maintenance afin de préciser les droits et obligations des parties au cours de la phase d’exploitation, préciser les cas d’interruptions sollicités par la STEG, ceux relevant de l’urgence et ceux qui sont programmés. Ces articles sont rédigés de manière trop générale et ne permettront pas à la STEG de faire valoir ses droits, ce qui par ailleurs ne sera pas de nature à rassurer les investisseurs. Exemple, premier paragraphe « Lorsque le Producteur manque à ses obligations au titre du présent contrat et que ce manquement cause un préjudice matériel au Réseau, la STEG sera en droit de suspendre l’évacuation de l’énergie sous réserve d’une mise en demeure préalable avec un préavis d’un (1) mois dûment signifiée au Producteur par lettre recommandée avec avis de réception et demeurée sans effet ». Les cas de manquements ne sont clairement précisés ni le type de préjudice matériel à prendre en compte. Est-ce que tout manquement même très limité permettra à la STEG de se prévaloir de cet article pour suspendre l’évacuation ? Nous espérons que non.
• Article 9 Mode de facturation et délais de règlement : premier paragraphe, il s’agit d’un droit de visite à mettre dans un autre article pour ne pas surcharger celui-ci. Par ailleurs, il faudrait préciser la mise en œuvre pratique de ce droit pour ne pas perturber le travail du producteur et indiquer une règle de prescription (1 ou 2 ans) après laquelle la STEG ne pourra plus auditer le producteur. Les délais de paiement devraient être ramenés à 45 jours et non 60 jours.
La liste des mentions obligatoires à inclure dans la facture est inutile dans cet article, il serait plus simple de fournir un modèle en annexe du contrat. Par ailleurs, le non-respect d’une mention obligatoire dans la facture ne doit pas entraîner un refus de paiement, cette sanction est disproportionnée par rapport au manquement (la STEG ne devrait pas subir de préjudice si le producteur omet de mettre son adresse). Qu’une erreur de calcul retarde le paiement peut se comprendre mais dans ce cas, il faudrait prévoir une procédure de correction plus simple en permettant par exemple la compensation avec une prochaine facture. La fin du paragraphe n’est pas claire « une erreur de calcul ou autres », la référence à « ou autres » pourrait être comprise d’un point de vue investisseur comme un prétexte qui pourrait être utilisé par la STEG pour refuser de payer les factures du producteur? Nous vous recommandons de clarifier ou supprimer ce point.
Enfin, les exigences relatives à la production d’un justificatif de paiement de la CNSS ainsi que d’une attestation de régularité fiscale comme condition de paiement des factures ne se comprennent pas et ne se justifient pas. À notre connaissance, le contrôle et la liquidation des cotisations sociales et fiscales ne relèvent pas de la compétence de la STEG. Cette disposition, jamais vu dans un PPA, risque de faire plus que sourire les investisseurs privés. Par ailleurs, il peut exister des situations tout à fait légitimes dans lesquelles le producteur pourrait être en droit de ne pas payer les cotisations sociales ou fiscales qui seraient réclamées (erreur de l’administration par exemple). Selon notre expérience, il sera très difficile de faire accepter cette stipulation aux producteurs et aux préteurs.
• Article 10 Cessibilité des paiements : nous vous recommandons de développer un peu plus cet article afin de clarifier les droits et obligations des péteurs.
• Article 11 Impôts Droits et Taxes : le régime fiscal du contrat n’est pas incitatif. Bien au contraire, la retenue à la source sur la TVA qui donne le droit à la STEG de collecter la TVA à la place du producteur n’est pas adaptée à ce type de projet. En pratique, le producteur va se retrouver en crédit de TVA puisqu’il ne peut pas collecter toute la TVA facturée à la STEG et qu’il devra payer la TVA due sur ses achats de biens et de services. Cette situation risque de peser sur la trésorerie du producteur. Si possible par la loi, il faudrait laisser le producteur collecter toute la TVA lui-même.
Cet article ne prévoit pas de stabilisation ou règle de rééquilibrage du contrat en cas de modification des lois fiscales (TVA, IS, retenue à la source, nouvel impôt, etc.) qui pourraient venir affecter l’équilibre économique du projet. Nous vous recommandons de simplifier la rédaction de cet article et prévoir une clause de stabilisation/rééquilibrage du contrat.
• Article 12 Intérêts de retard : il manque le point de départ du délai de 60 jours ? Comme indiqué ci-avant, un délai de 60 jours pour régler les factures du producteur semble un peu long au regard des pratiques dans le secteur.
• Article 13 Assurances : il nous semble qu’il y a une confusion entre les règles de responsabilité entre les parties et les obligations en matière d’assurance du producteur. Il faudrait prévoir en annexe du contrat une liste des assurances à souscrire par le producteur et ajouter une clause relative à la responsabilité des parties.
• Article 14.1 Révision : la clause de révision n’est pas claire. Il semblerait qu’il y ait une confusion entre la révision conventionnelle du contrat, que le titre de la clause suggère, et l’application immédiate des nouvelles dispositions d’ordre public relatives notamment au raccordement du réseau, au comptage, et aux règles de sécurité. Par ailleurs, nous pensons que les rédacteurs ont voulu écrire « Dans la mesure où de nouvelles dispositions législatives ou de nouvelles dispositions à caractère réglementaire (…) ». Dans un tel cas, est-ce qu’il s’agit d’une obligation d’adapter les clauses concernées ou d’une invitation à négocier ? Par ailleurs, quid des potentielles conséquences financières de ces changements ? Qui prendra en charge ces coûts ? Que se passera-t-il si le producteur refuse de négocier ou s’il engage des négociations qui n’aboutissent pas ? Il faudrait proposer une rédaction qui couvre les risques identifiés en indiquant l’objectif, la procédure, les délais, les conséquences financières, et les solutions en cas de blocage des négociations.
• Article 14.2 Suspension : les cas de manquement ne sont pas précisés et l’adverbe notamment suggère que la liste n’est pas exhaustive. L’article fait également référence aux « actions correctives nécessaires sur son Unité de production » qui ne sont pas précisées non plus. La suspension du contrat est un acte grave qui ne doit être mis en œuvre que dans des cas bien précis et dont les conséquences doivent être anticipées. Nous ne comprenons pas les risques que la STEG souhaite couvrir par cet article et vous recommandons de préciser les cas de manquement pouvant justifier une suspension.
• Article 14.3. Résiliation : une nouvelle fois, les cas de manquement ne sont pas précisés. Est-ce que tout manquement pourra justifier une demande de résiliation ? A l’inverse, en cas de manquement grave qui entraînerait des conséquences financières importantes pour l’une ou l’autre des parties, il faudrait attendre deux mois pour résilier le contrat. La rédaction est imprécise. Nous ne comprenons pas le paragraphe 14.3.2, quel est l’objectif recherché. Est-ce que cela voudrait dire que le producteur pourrait à tout moment décider de cesser ses activités et sous réserve d’un préavis et d’une remise en l’état pourrait résilier son contrat ? À clarifier. La faculté de résiliation prévue au paragraphe 14.3.3 devrait être ouverte aux deux parties et non pas au producteur seulement. La durée de 12 mois semble excessive surtout si on pense aux conséquences financières qui peuvent en découler. Attendre 12 mois pour mettre fin au contrat cela pourrait aggraver la situation. La notion de « partie substantielle de la capacité de production » ne figure pas dans les définitions et pourrait donner lieu à discussion entre les parties. Idem pour la dernière phrase « affectant substantiellement la capacité du Producteur de produire et de livrer au Point de Livraison ». Les cas de résiliations doivent être clairement précisés notamment ceux qui seront de l’initiative de l’acheteur et ceux qui seront de l’initiative du producteur. La procédure doit être claire et simple à mettre en œuvre. Les conséquences financières et matérielles doivent être traitées également.
• Article 15 : Transfert du contrat ou des droits : la référence à la « cession de la société de projet » n’est pas claire, est-ce qu’on parle des actions, du contrat ou des actifs ? Toute cession ou uniquement certaines cessions ? Est-ce que les changements de contrôle indirect sont concernés? Idem pour la participation de la société de projet dans une autre société. Est-ce qu’une restructuration interne ou une cession intragroupe doit également être autorisée ? En plus de préciser certaines notions, nous vous suggérons d’ajouter quelques exceptions à la règle notamment pour le changement des administrateurs qui détiennent une action et les restructurations intragroupe qui n’ont en principe pas de conséquences financières.
• Article 16 : Force majeure : la définition prévue dans le PPA est incomplète et imprécise. Incomplète car elle ne vise pas tous les cas de force majeure, notamment la force majeure politique. Imprécise car certaines notions ne sont pas clairement précisées, exemple les « Restrictions gouvernementales » sont citées comme un cas de force majeure alors qu’il n’y a aucune définition de cette notion.
• Article 20 : Entrée en vigueur et validité du contrat : l’entrée en vigueur du PPA est conditionnée à la réalisation de certaines conditions ce qui est normal. Cela étant, certaines conditions mentionnées dans le PPA sont potestatives (c’est-à-dire nulles). Par exemple, la condition relative à la réception technique par la STEG du poste de livraison du producteur nous semble constituer une condition potestative dans la mesure où cette condition dépend uniquement du pouvoir de la STEG. En effet, quid si la STEG ne réceptionne pas le poste de livraison alors que celui-ci est conforme au cahier des charges ? Une telle condition est nulle comme le prévoit l’article 121 du Code des Obligations et des Contrats (l'obligation est nulle lorsque l'existence même du lien dépend de la nue volonté de l'obligé - condition potestative). Les conditions suspensives sont à déterminer au cas par cas. Elles peuvent comprendre: les consentements et permis ; les assurances ; le financement, etc.
• Article 21 : Règlement des litiges : La compétence des tribunaux locaux ne correspond pas à la pratique internationale. Dans un contrat de ce type, accepter la compétence des tribunaux locaux revient en pratique à conférer à l'État le pouvoir de modifier unilatéralement l'équilibre économique du contrat. Compte tenu de la présence de la STEG au contrat, les tribunaux tunisiens risquent d’éprouver une certaine gêne à condamner une grande entreprise publique. Par ailleurs, les tribunaux se sentiront tout naturellement liés par les modifications de la législation locale. Nous vous suggérons de prévoir un arbitrage international.
• Article 23: Enregistrement : cet article devrait préciser les droits d’enregistrement du PPA qui devraient être des droits fixes.
• Dispositions manquantes : certaines clauses relatives notamment à la définition du projet, le déroulement du projet, les obligations des parties, l’obtention des permis et autorisations, les aspects environnementaux, les modalités de mise en service de l’unité de production et la réalisation des essais, la stabilisation/rééquilibrage du contrat, les garanties de paiement, le recours à l’avis d’un expert en cas de différend entre les parties, l’arbitrage international, etc., ne figurent tout simplement pas dans le projet de PPA.
Je vous recommande vivement de vous référer aux modèles de PPA existants et publiés par d’autres pays ou entités internationales (banque mondiale par exemple) pour vous assurer que le PPA contiendra des clauses conformes aux standards internationaux.

Mohamed Mahjoubi, Avocat Chez DLA Piper Paris

Commentaires de la Banque

Commentaires de la Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement
sur le contrat de vente à la Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz de l’Energie Electrique produite à partir des Energies Renouvelables.

La Tunisie a adopté une stratégie nationale énergétique qui vise à ce que la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique tunisien représente 30% d'ici 2030. Cette stratégie est ambitieuse mais toutefois réalisable au vue des ressources naturelles dont dispose la Tunisie. Pour pouvoir atteindre les objectifs fixés‎, la participation du secteur privé est essentielle étant donné que la STEG n'est pas en mesure de prendre en charge à elle seule les efforts de développement et les financements nécessaires pour atteindre ces objectifs. La conclusion de notre revue du contrat de vente à la Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz de l’énergie électrique produite à partir des énergies renouvelables (le « PPA ») est que dans sa forme actuelle, le contrat n'est pas "bancable" et aucun projet d'énergie renouvelable ne verra le jour dans ces conditions. Forte de son expérience au Maroc, en Jordanie et en Egypte et dans ses autres pays d'opération, la Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement (la « Banque » ou la « BERD ») recommande l'introduction des clauses suivantes dans le contrat actuel pour en assurer sa bancabilité et permettre le développement des énergies renouvelables:

I- Changement de loi et rééquilibrage tarifaire:
Un changement de loi qui résulte en (i) une augmentation des coûts ou (ii) une réduction des revenues après taxation (cela inclut donc les changements fiscaux également) doit déclencher un ajustement tarifaire pour aboutir à un équilibre économique et financier du projet identique à celui pré-changement de loi. Il est normal d'inclure des seuils minimum d'impact sur le projet pour éviter d'utiliser cette clause au moindre changement législatif.
En cas de changement de loi qui nécessiterait des investissements supplémentaires, il est nécessaire également d'avoir un ajustement des tarifs qui puisse permettre au développeur ‎de sécuriser le financement de ces coûts additionnels. Si le développeur ne peut sécuriser le financement supplémentaire, il est en droit de résilier le contrat et de recevoir les indemnités de compensation de résiliation du contrat.
Ce mécanisme d’ajustement doit être symétrique. Dans le cas où le changement de loi augmente les revenues après taxation ou réduit les coûts, cela doit également aboutir à un ajustement tarifaire à la baisse.

II- Arbitrage:
Pour permettre le développement de projets d’énergies renouvelables, il est nécessaire de suivre les meilleures pratiques en terme de clause d’arbitration pour un PPA, qui sont : l’application du droit national (dans le cas présent du droit Tunisien) avec arbitrage commercial international (ICC ou UNCITRAL) avec Paris comme lieu d’arbitrage. Cela suppose doit être clairement stipulé dans le PPA.

III- Résiliation anticipée du PPA et mécanisme d’indemnité associé
La résiliation anticipée du PPA doit pouvoir avoir lieu dans les cas suivants :
- En cas de faute de la STEG (sans préjudice d’éventuels dommages et intérêts)
- En cas de Force Majeure prolongé affectant la disponibilité du réseau - dans ce cas précis, seul le producteur a le droit de résilier le contrat.
- En cas de Force Majeure Politique prolongé affectant le projet - dans ce cas précis, seul le producteur a le droit de résilier le contrat.
- En cas de de Changement de loi, à défaut de rétablissement de l’équilibre économique du projet.
Un cas de FM est considéré comme un cas de FM prolongé quand :
- Pendant la période de construction, le cas de FM dure entre 6 à 12 mois.
- Pendant la période d’opération, le cas de FM dure entre 12 à 24 mois.
En cas de résiliation anticipée du PPA, cela entraine : (i) le transfert de l’unité de production à l’Etat / la STEG et (ii) le paiement d’une indemnité de résiliation au producteur. Le niveau standard et classique d’indemnité de résiliation est le maximum entre (i) les montants dus aux Préteurs + le capital non amorti des investisseurs et (ii) la valeur nette actuelle des revenus futurs du projet.

IV- Accords directs (Article 19)
Ces accords directs sont importants pour assurer la pérennité du projet ce qui est bénéfique pour la STEG/l’Etat et pour le producteur.
Ces accords donnent la possibilité aux préteurs de remédier à un possible cas de défaut ou de décider de transférer le projet à une entité de substitution.
- Accords Directs entre les Préteurs et la STEG permettant une concertation entre la STEG et les préteurs avant toute résiliation du PPA, afin de permettre aux préteurs de proposer une substitution par une entité de substitution devant être approuvé par le Ministre en charge de l’énergie après avis de la Commission Technique.
- Accords Directs entre les Préteurs et l’Etat garantissant le respect par la STEG de ses engagements contractuels et une concertation entre l’Etat et les préteurs avant tout retrait d’approbation, afin de permettre aux préteurs de proposer une substitution par un autre producteur qualifié devant être approuvé par le Ministre en charge de l’énergie après avis de la Commission Technique. Cet accord direct peut être remplacé par des engagements de l’Etat allant dans ce sens dans l’Autorisation.
Le mécanisme de l’accord direct est le suivant:
Une fois la notification préalable reçue par la STEG, la société de projet a un délai de 120 jours pour analyser la situation et décider de la manière de remédier à ce cas de défaut. Un délai supplémentaire de 120 jours est généralement accordé dans le cas où les préteurs décident de transférer le projet à une entité de substitution.
Dans la clause actuelle du PPA, la signature de ces accords directs reste à la « convenance » de la STEG, ce qui annule l’intérêt de la clause. Il est important d’avoir des processus standardisés applicables à tous les projets.

V- Paiement de l’Energie Non-Enlevée (ENE)
Les évènements impliquant le paiement de l’ENE doivent être clarifiés. Dans le PPA, l’ENE n’est pas payée en cas de force majeur. Cela signifie que le développeur porte des risques qui sont en dehors de leur contrôle et qui devraient être couverts par l’Etat.
Le tableau ci-dessous résume les différents cas de force majeur et le paiement de l’ENE associé.
Impact le réseau / la STEG Impact le projet
Force Majeur Politique - ENE doit être payée
- En cas de FM prolongé, seul le producteur peut résilier le contrat. - ENE doit être payée
- En cas de FM prolongé, seul le producteur peut résilier le contrat.
Force Majeur Naturelle ou autre - ENE doit être payée
- En cas de FM prolongé seul, le producteur peut résilier le contrat. - Le producteur peut (i) bénéficier d’une extension du contrat couvrant la période du cas de FM et (ii) ne pas payer les indemnités de retard qui serait dues au titre du contrat.
- Pas de ENE payée dans ce cas-ci et couverture apportée par les assurances souscrites par le développeur.

VI- Nécessité d’introduire le concept de la mise en exploitation commerciale présumée
Il est nécessaire d’introduire le concept de mise en exploitation commerciale présumée qui protège le développeur d’un retard dans la mise en exploitation qui ne dépendrait pas de sa responsabilité. Le retard pourrait être causé par du retard dans la réception technique par la STEG, dans l’obtention des autorisations ministérielles prévues par l’article 17 de la loi n 2015-12 ou en cas de force majeur politique. Dans ce cas-là, le projet devra être considéré comme étant en exploitation et devra donc être indemnisé en fonction.

VII- Garantie de l’Etat
Une garantie financière gouvernementale ne semble pas prévue pour garantir le paiement de l’achat de l’électricité par la STEG. Pour que le contrat d’achat soit « bancable », il est impératif qu’une telle garantie couvrant les obligations financières de la STEG vis-à-vis du producteur soit donnée, comme cela est la pratique pour les projets similaires dans la région.

European Bank for Reconstruction and Development

Commentaire PPA STEG - Avril 2016

Article 2:
Le prix d’achat est une composante essentielle du PPA. Et même s’il est prévu de le fixer par arrêté ministériel, il faudrait prévoir un article dans le PPA lui-même. La formule de détermination du Prix et son évolution pendant la durée du contrat doit être :
• Bien définie
• Mesurable et assez stable
Ceci permettra aux Développeurs et donc aux Bailleurs de fonds à (+/-) anticiper les recettes futures du projet et sur lesquelles seront basés les échéanciers de remboursement.
Article 3:
Le contrat Accord Directe doit faire partie des documents constitutifs du contrat
Article 5:
Le prix d’achat d’électricité par la STEG doit être clairement défini.
Article 6:
La suspension de l’évacuation est synonyme pour le bailleur de fonds au non remboursement de sa créance. Donc il doit en être informé à tous les stades de la prise de décision.
Par ailleurs, la décision de suspension ne devrait pas être prise pour n’importe quel manquement aux obligations au titre du PPA. Donc, une précision sur les cas de figure entrainant l’enclenchement du processus de suspension de l’Evacuation s’impose.
Article 9.1 et 9.2:
Pourquoi conditionner le règlement de la STEG par la présentation de quitus de la CNSS et de l’administration Fiscale.
Le règlement des factures par la STEG et l’unique source de remboursement du prêt, et un bailleur de fonds pourra difficilement accepter ce risque qu’il ne peut jamais apprivoiser.
Pour une raison ou une autre, la société de projet peut avoir un différend avec son employé et donc ne pourra pas avoir le quitus de la CNSS pour une période de 6 mois et dans ce cas le bailleur de fonds ne pourra pas se faire rembourser pour la même période.
Article 10:
A préciser d’avantage les modalités de ce nantissement notamment l’engagement de la STEG à verser les règlements dans le compte bancaire où seront domiciliées les factures
Article 11:
Il faut figer la réglementation en vigueur pour toute la durée du contrat.
Un changement de la réglementation relative à l’imposition ou la taxation peut considérablement changer les recettes futures du projet et donc compromettre le remboursement normal de la dette.
Article 14:
Les cas de résiliation et de suspension du contrat doivent être bien définis et chaque fois notifiés aux bailleurs de fonds.
Quelle est l’instance autre que la STEG & le Producteur qui peuvent statuer sur la décision de suspension du contrat. L’article est très vague, il faut préciser les cas qui peuvent induire à une suspension après la validation de la décision par une instance autre que les parties prenantes aux contrats.
Article 19:
"La STEG pourra à sa convenance conclure un accord direct". L’accord direct "doit faire partie" des documents constitutif de ce contrat d’achat d’électricité.

Ali Trabelsi - Attijari Bank

Commentaires PPA

1. Prix et monnaie :
- Le prix n’est pas encore disponible. Un ordre de grandeur a-t-il déjà été discuté?
- Il n’est pas indiqué en quelle monnaie le prix est fixé et quelle est la monnaie d’achat de l’électricité. Le PPA sera-t-il en Euros?
- Il n’est indiqué aucune indexation du prix. Un système d'indexation est-il envisagé?

2. Résiliation du contrat : Le Producteur ne peut résilier le contrat seulement en cas de :
- Cessation définitive de son activité
- Persistance d’un cas de force majeure pour une durée de 12 mois consécutifs affectant la capacité de la STEG d’enlever une partie substantielle de l’énergie. Il n’est prévu dans ce cas aucun dédommagement ni possibilité de vente alternative de l’énergie
=> Dans quelle mesure le Producteur peut-il résilier le contrat s'il ne reçoit pas de paiement sur une durée inférieure à 12 mois? Quelles alternatives sont envisagées pour indemniser le Producteur en cas de défaut de la STEG?

3. Défaut de paiement de la STEG et sécurité de revenus pour le Producteur :
- Il n’est stipulé aucune obligation de souscrire une assurance pour le paiement de l’énergie par la STEG
- Aucune clause n’est indiquée en cas de défaut de paiement de la part de la STEG, une difficulté financière n’étant pas considérée comme un cas de Force Majeure. Le Producteur n’est pas protégé ni indemnisé en cas de défaut de paiement de la STEG. Aucune garantie souveraine n’est par ailleurs mentionnée.
=> Dans quelle mesure le Producteur peut-il se protéger contre un défaut de paiement de la STEG, quels sont les outils mis à dispositions et les garanties apportées par l'Etat tunisien et la STEG?

4. Toute modification de la structure (capital) du Producteur doit être notifiée au Ministère de l’Energie qui doit préalablement donner son accord. Quels sont les prérequis dans ce cas ?

5. Le Producteur s’engage pour une « Energie Productible Annuelle », mais il n’est pas clair dans quelle mesure le Producteur doit s’y tenir, ni à partir de quel moment le Producteur ne répond pas à ses engagements et si le Producteur doit fournir un minimum sur l’année. Pouvez-vous éclaircir ce point s'il vous plait?