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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Counterparty Risk (risque de contrepartie)

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Le Counterparty Risk, en français risque de contrepartie, est le risque qu'une partie contractante n'exécute pas ses obligations, ou ne les exécute que partiellement. Sur le marché de l'électricité, cela signifie par exemple : un fournisseur ne livre pas, un acheteur ne paie pas, un négociant ne peut pas effectuer un paiement de compensation financière, un responsable d'équilibre fait défaut ou le partenaire d'un contrat de fourniture d'électricité de longue durée devient insolvable. Il ne s'agit donc pas de savoir si les prix de l'électricité montent ou baissent, mais si l'autre partie à un contrat donné reste solvable, capable de livrer et disposée à exécuter. Dans le domaine financier, une notion très proche est souvent désignée comme risque de crédit.

Le risque de contrepartie apparaît partout où des acteurs du marché s'engagent pour l'avenir. Pour l'électricité, il joue un rôle particulièrement important, car de nombreuses transactions sont conclues bien avant la livraison. Un fournisseur achète de l'électricité pour le trimestre suivant. Une entreprise industrielle s'assure, via un PPA, de l'électricité issue d'une installation éolienne ou solaire pour de nombreuses années. Un négociant prend des positions sur le marché à terme. Un périmètre d'équilibre génère de l'énergie d'ajustement qui n'est réglée que plus tard. Entre la conclusion du contrat, la livraison et le paiement, du temps s'écoule, et pendant ce temps les prix, la solvabilité et la liquidité des parties peuvent évoluer.

Distinction par rapport au risque de prix, au risque de liquidité et au risque d'exécution

Le risque de contrepartie est souvent confondu avec le risque de marché. Le risque de marché est l'incertitude quant aux mouvements de prix. Celui qui a acheté de l'électricité à prix fixe ne supporte aucun risque de prix pour cette quantité tant que le contrat est exécuté. Le risque de contrepartie subsiste toutefois : si le vendeur fait défaut, l'acheteur doit le cas échéant se réapprovisionner sur le marché. Si le prix de marché est alors plus élevé, une perte de remplacement apparaît. L'ampleur du dommage dépend du niveau des prix au moment du défaut, mais c'est le fait que l'autre partie n'exécute pas qui le déclenche.

Un exemple de calcul simplifié : un acheteur a convenu pour un an d'une livraison en ruban de 10 MW à 80 €/MWh. Sur 8 760 heures, cela représente 87 600 MWh. Si le prix de marché pour la durée restante passe à 120 €/MWh et que le vendeur fait défaut dès le début, le réapprovisionnement coûte 40 €/MWh de plus, soit environ 3,5 millions d'euros au total. Dans le cas inverse, c'est le vendeur qui perd de l'argent : si l'acheteur fait défaut alors que les prix ont baissé, il ne peut plus revendre les quantités qu'à un prix inférieur. Le côté concerné peut donc s'inverser pendant la durée du contrat.

Il faut aussi distinguer la notion du risque de liquidité. Le risque de liquidité signifie qu'un acteur du marché ne dispose pas, à court terme, de suffisamment de liquidités pour honorer des paiements, des garanties ou un appel de marge. Il peut en résulter un risque de contrepartie si l'insolvabilité conduit à ce que des contrats ne soient pas exécutés. Les niveaux sont toutefois différents : la liquidité concerne la propre capacité de paiement ou la négociabilité des positions. Le Counterparty Risk concerne la fiabilité de l'autre partie contractante.

Le risque de contrepartie se distingue également du risque d'exécution opérationnel. Si une installation produit moins d'électricité que prévu en raison d'un défaut technique, il s'agit d'abord d'un risque technique ou lié aux volumes. Il ne devient un risque de contrepartie que lorsque le cocontractant n'exécute de ce fait pas ses obligations, alors qu'il devrait par exemple fournir un remplacement. Dans la pratique, ces risques se chevauchent. C'est pourquoi les contrats règlent précisément ce qui s'applique en cas de force majeure, de livraison de remplacement, de paiements de compensation, de résiliation et de garanties.

Pourquoi le risque de contrepartie est particulièrement pertinent sur le marché de l'électricité

Sur le marché de l'électricité, la livraison physique, le règlement financier et la responsabilité réglementaire s'imbriquent. Celui qui livre ou achète de l'électricité n'est pas lié par un contrat avec une seule contrepartie. Les livraisons doivent être affectées à des périmètres d'équilibre, les programmes de marche notifiés, les périmètres d'équilibre équilibrés et les décomptes exécutés envers les bourses, les gestionnaires de réseau, les fournisseurs ou les clients. Si un acteur fait défaut, cela peut donc avoir des effets qui dépassent le contrat individuel.

Un exemple est la défaillance d'un fournisseur d'électricité. Pour les clients finals en Allemagne, la situation diffère alors selon le niveau de réseau. Celui qui prélève de l'électricité sur le réseau basse tension de l'approvisionnement général sans que ce prélèvement puisse être rattaché à un contrat de fourniture est réputé, selon le § 38 EnWG, être approvisionné par le fournisseur de base local. La loi appelle cela l'approvisionnement de remplacement (Ersatzversorgung). Il s'applique à tous les consommateurs finals concernés, pas seulement aux ménages. Il prend fin avec un nouveau contrat de fourniture, au plus tard après trois mois. Le fournisseur de base peut adapter les prix au 1er et au 15 d'un mois sans délai. L'approvisionnement de remplacement est ainsi distinct de l'approvisionnement de base à durée indéterminée.

Pour les clients en moyenne tension, il n'existe pas d'obligation de ce type. Depuis la modification de l'EnWG fin 2025, le § 38a EnWG permet toutefois un approvisionnement transitoire volontaire : les gestionnaires de réseau de distribution et les fournisseurs de base peuvent en convenir, y compris pour les clients au niveau de la transformation de basse à moyenne tension. Son existence dépend donc de la zone de réseau concernée. Pour le marché, des coûts et des questions ouvertes subsistent dans tous les cas : les positions d'approvisionnement ouvertes doivent être clôturées, les écarts de périmètre d'équilibre réglés et les créances, si nécessaire, déclarées dans la procédure d'insolvabilité. Les mécanismes de filet de sécurité ne font donc pas disparaître le risque de contrepartie. Ils le répartissent, le limitent ou le décalent dans le temps.

Pour les contrats de longue durée, le risque est particulièrement visible (voir aussi risque PPA). Un PPA de dix ou quinze ans peut constituer la base du financement pour l'exploitant d'une installation et offrir une stabilité de prix au client en électricité. La banque qui finance ne regarde alors pas seulement le prix contractuel et la production attendue, mais aussi la solvabilité de l'acheteur. Un prix contractuel élevé sert à peu de chose si l'acheteur ne peut pas payer en cas de crise. Inversement, l'acheteur vérifie si l'exploitant de l'installation est en mesure, sur les plans technique, organisationnel et financier, de remplir ses obligations de livraison ou de compensation sur toute la durée.

Mesure et limitation du risque

Le Counterparty Risk n'est pas évalué au feeling. Les négociants en énergie, les fournisseurs et les grands clients en électricité fixent des limites de crédit, examinent la solvabilité, exigent des garanties et valorisent en continu les positions ouvertes selon le principe du mark-to-market. Ce qui est déterminant, c'est la valeur de remplacement actuelle d'un contrat, c'est-à-dire le montant qui, comme dans l'exemple de calcul ci-dessus, serait perdu aujourd'hui en cas de défaut. Comme les prix de l'électricité fluctuent fortement, ce montant peut croître rapidement. C'est pourquoi on examine, outre la valeur actuelle, le niveau qu'il pourrait atteindre d'ici la fin du contrat.

Pour limiter le risque, il existe des sûretés (collatéral) telles que des garanties bancaires, des cautionnements, des garanties en espèces ou des garanties de la société mère. S'y ajoutent des seuils, des exigences de notation, des droits de résiliation et des obligations de constitution de garanties supplémentaires. Le contrat-cadre EFET pour l'électricité, largement répandu en Europe, le General Agreement, prévoit expressément au § 16 que les parties peuvent convenir de telles sûretés. Il existe en complément une annexe standardisée pour les sûretés (Credit Support Annex).

Le netting joue ici un rôle important. On distingue deux formes. Dans le payment netting (§ 13.3 du contrat EFET), les paiements des deux côtés exigibles simultanément sont compensés et seul le solde est versé. Dans le close-out netting, en cas de défaut ou de résiliation, toutes les transactions individuelles sont terminées, valorisées et regroupées en une créance nette unique. Cela peut réduire fortement le montant réellement ouvert. La résistance du close-out netting en cas d'insolvabilité dépend toutefois du droit de l'insolvabilité de l'État où le cocontractant a son siège. Il doit donc être examiné séparément pour chaque ordre juridique.

Une autre voie de limitation du risque est la compensation (clearing). Une contrepartie centrale (CCP) s'interpose alors entre les parties à la transaction et devient l'acheteur de chaque vendeur et le vendeur de chaque acheteur. Sa tâche principale est de gérer le risque qu'une partie n'effectue pas un paiement exigible. Dans l'UE, le règlement (UE) n° 648/2012 (EMIR) fixe les exigences applicables aux contreparties centrales et aux dérivés de gré à gré. Les participants ne supportent alors plus directement le risque de défaut de leur partenaire commercial initial. Le risque est au lieu de cela absorbé par des systèmes de marges, des sûretés et les règles de la chambre de compensation.

La compensation n'élimine toutefois pas entièrement le risque. Il est déplacé vers la contrepartie centrale, ses membres compensateurs et leurs sûretés. Lorsque les prix augmentent fortement, des exigences de marge élevées peuvent elles-mêmes créer une pression de liquidité. La compensation échange donc une partie du risque de contrepartie contre un besoin de liquidité plus élevé.

Interprétations erronées typiques

  • « C'est un sujet réservé aux juristes » : le risque de contrepartie influence les prix, les durées de contrat, la finançabilité et l'accès au marché. Celui qui a une faible solvabilité paie souvent indirectement : il doit fournir davantage de garanties, obtient des lignes de crédit plus petites ou est exclu de certaines transactions. La solvabilité devient ainsi un facteur de concurrence.

  • « Un prix fixe protège de tout » : un prix fixe ne réduit l'incertitude sur les prix que tant que le contrat est exécuté. Plus le prix de marché s'éloigne du prix contractuel, plus l'incitation ou la pression augmente pour la partie perdante de renégocier le contrat ou de ne plus l'exécuter. Les contrats ont donc besoin, en plus des formules de prix, de règles solides en matière de défaut, de garanties et de remplacement.

  • « Pour les contrats financiers, il n'y a pas de risque de livraison, donc pas de risque de contrepartie » : le risque de contrepartie existe pour l'exécution physique comme pour l'exécution financière. Pour les contrats financiers, il concerne l'obligation de paiement. Pour les contrats de livraison physique, s'ajoute la question de savoir si l'autre partie peut se procurer les quantités, respecter les programmes de marche et organiser sa responsabilité d'équilibre.

Lien avec la conception du marché et les coûts du système

Le risque de contrepartie n'est pas un problème purement privé entre deux entreprises. La manière dont un marché de l'électricité est organisé détermine où les risques naissent et qui peut les supporter. Le négoce en bourse avec compensation réduit les risques de défaut entre les parties à la transaction, mais suppose des produits standardisés et une liquidité suffisante. Les contrats bilatéraux dans le négoce de gré à gré (OTC) permettent des durées, des profils de volumes et des formules de prix sur mesure. En contrepartie, ils exigent davantage de vérification, de négociation et de gestion des sûretés. L'approvisionnement à long terme peut sécuriser des investissements, mais lie les deux parties l'une à l'autre pendant de nombreuses années.

Cette répartition des risques a des effets sur les coûts du système. Les sûretés coûtent de l'argent : le capital immobilisé comme garantie manque pour les investissements, les moyens d'exploitation ou d'autres couvertures. Des exigences élevées de solvabilité touchent davantage les petits fournisseurs, les nouvelles sociétés de projet ou les entreprises moyennes à forte consommation d'électricité que les acteurs établis et dotés de capitaux importants. Des exigences trop faibles reportent en revanche les coûts de défaut sur les cocontractants, les structures de compensation ou, dans le cas extrême, sur des mécanismes de filet de sécurité étatiques ou légaux.

Avec l'électrification croissante et une production plus dépendante de la météo, les profils de charge, les profils de production et les stratégies de couverture deviennent plus complexes. Les entreprises n'achètent plus seulement une quantité annuelle d'électricité. Elles sécurisent des périodes, des profils ou des garanties d'origine déterminés. Il en résulte de nouvelles dépendances vis-à-vis des cocontractants. Un PPA avec de l'électricité solaire présente d'autres caractéristiques de risque qu'un contrat de fourniture en ruban. Un consommateur flexible peut certes réduire les risques de prix, mais reste tributaire d'un décompte, d'un bilan d'équilibre et de relations de fourniture fiables.

Le Counterparty Risk décrit donc la vulnérabilité qui naît lorsque les acteurs du marché de l'électricité se partagent le travail par contrats. La notion montre qu'un contrat d'électricité n'est pas seulement déterminé par le prix, la quantité et la durée. Sa qualité dépend aussi de la capacité des parties à rester solvables pendant toute la durée, à fournir des sûretés et à être en mesure, dans la structure du marché, de remplir leurs obligations.

Sources

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Edited by eCMS on 11.11.2026 18:09

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