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De PV-Tech sur les assureurs solaires: Le secteur des énergies renouvelables est confronté à une véritable tempête de facteurs conduisant à des conditions d’assurance contre les pertes d’exploitation et les pannes d’équipement plus strictes. Les perturbations de la chaîne d’approvisionnement et les retards de livraison des équipements ont accru le risque extrême de pertes et d’expositions pour les assureurs.

En conséquence, les délais d’attente avant l’application de la couverture Business Interruption (BI) passent de 15 jours à entre 45 et 90 jours. Les assureurs examinent également les limites d’indemnisation et les hypothèses relatives au cycle de revenus. Les durées d’indemnisation sont généralement limitées à 12 mois et, outre le contrôle des assureurs, cette limite n’est plus suffisante compte tenu des délais de livraison de certains équipements.

Les longs délais de livraison des équipements exacerbent les risques liés à la BI et les transporteurs deviennent donc méfiants. Les équipements solaires essentiels, tels que les transformateurs, les onduleurs, les panneaux et autres équipements électriques, ont souvent des délais de livraison d’un an ou plus. Les assureurs constatent que les pertes BI représentent un pourcentage plus important du montant global de la réclamation et, dans certains cas, dépassent considérablement la partie dommages physiques de la réclamation. Les compagnies d’assurance s’inquiètent à juste titre de leur exposition potentielle totale, les pertes BI s’accumulant pendant des mois pendant que les clients attendent l’équipement.

La situation est encore exacerbée par le fait que même avec une perte relativement faible, les défis liés au rétablissement des opérations initiales sont bien plus grands vu des assureurs solaires.

Lors d’un événement générateur de pertes, les propriétaires d’actifs doivent prendre en compte un certain nombre de facteurs, à commencer par les modules. Avec le développement rapide de l’énergie solaire à l’échelle mondiale, la plupart des fabricants sont en rupture de stock d’un à deux ans. Les panneaux qui sortent aujourd’hui de la chaîne du fabricant ne sont souvent pas les mêmes panneaux d’il y a cinq ans, voire de l’année dernière. Les fabricants d’équipements proposent de nouveaux produits pour atteindre une production de génération plus élevée, qui présentent souvent des caractéristiques électriques différentes et des différences dans l’empreinte physique du module.

L’instabilité de la disponibilité des produits rend le risque réel d’une couverture à élément temporel beaucoup plus volatile. Les marchés secondaires des panneaux sont disponibles mais il est difficile de s’y retrouver, non seulement pour trouver des panneaux mais aussi pour la logistique de réception de l’approvisionnement.

Parallèlement, pour les rayonnages, les variantes de panneaux nécessitent souvent de nouvelles fixations et peuvent avoir des charges incompatibles sur les suiveurs et les amortisseurs. Différentes tailles ou formats de panneaux peuvent nécessiter un espacement différent des panneaux pour éviter l’ombrage. Souvent, les panneaux endommagés ne sont pas isolés dans des racks ou des chaînes spécifiques, ce qui nécessite une redistribution des panneaux intacts. Un changement dans la taille des panneaux peut également affecter la résistance au vent du rayonnage et le coefficient d’intensité de turbulence.

Un propriétaire d’actifs doit être conscient vis a vis des assureurs solaires que les décisions prises lors de la réduction d’une réclamation BI peuvent avoir un impact direct sur la vulnérabilité de ses projets aux aléas. Lorsque cela est bien fait, cela réduira la perte BI et améliorera le risque global de dommages matériels à l’actif.

Les systèmes solaires plus anciens utilisent des architectures de 600 V ou 1 000 V, ce qui soulève des questions sur la disponibilité des onduleurs et des stations de contrôle, tandis que les projets solaires plus modernes utilisent des équipements de 1 500 V. Les modules à tension plus élevée nécessiteront généralement des onduleurs modernes. La présence de plusieurs onduleurs sur site nécessitera une intégration supplémentaire dans les transformateurs et les équipements de contrôle.

Les variations dans les calendriers et les procédures de maintenance du matériel incluent des variations dans la surveillance et le nettoyage, qui peuvent affecter les opérations et la maintenance (O&M). Cette variation complique les exigences du service O&M. Les inventaires de pièces de rechange peuvent nécessiter une diversité d’équipements non envisagés initialement, tous entretenus et catalogués, et peuvent présenter une nouvelle série de lettres d’informations techniques et de mémorandums à surveiller.

Enfin, la plupart des opérateurs ne disposent pas de personnel connaissant les options de réingénierie les plus efficaces, ni d’une équipe qualifiée et agréée pour mettre en œuvre le remplacement final du matériel reconfiguré. Ce travail est plus difficile que la simple conception d’un nouveau site car il doit prendre en compte l’intégration et le nettoyage des pertes. À l’instar des principales parties susmentionnées d’un projet solaire, les niveaux d’ingénierie plus élevés requis pour certains contrats de remplacement sont également très demandés et peu disponibles.

En conséquence, les personnes ayant des réclamations doivent examiner l’augmentation des coûts pour plus de commodité avec les extensions de couverture proposées dans le cadre de leurs polices et comparer ces coûts avec la base d’indemnisation de leur couverture BI.

Les assureurs repensent également la façon dont le BI a été calculé sur leurs formulaires de police. Certaines formules de police d’assurance appliquent le délai de carence comme franchise, ce qui réduit d’autant la partie récupérable de la période d’indemnisation, puisque la période d’indemnisation débute à la date du sinistre. Dans le cas d’un délai de carence de 90 jours, il ne peut y avoir que neuf mois d’indemnité au lieu des 12 auxquels peuvent s’attendre les assurés.

Même si ce n’est peut-être pas l’intention du souscripteur, certaines réclamations ont été ajustées sur cette base. La saisonnalité de la production doit également être prise en compte. Les revenus d’un projet aux États-Unis pendant six semaines des mois d’été peuvent représenter plus de la moitié des revenus annuels du projet.

Bien qu’il existe certaines solutions d’assurance, telles que le Solar Revenue Put, pour se protéger contre les fluctuations des revenus dues aux conditions météorologiques, les calculs d’indemnisation traditionnels utilisent une moyenne mensuelle tout au long de l’année. Par conséquent, la moyenne annuelle mensuelle peut sous-estimer les pertes réelles subies.

Des limites d’indemnisation mensuelles prévues avec des clauses d’indexation peuvent aider à atténuer la sous-estimation, mais peuvent ne pas être disponibles auprès de tous les assureurs et nécessitent certainement des changements dans la structure et/ou le contenu d’un relevé de valeurs, tel que les valeurs BI, qui doivent être fournies ventilées par mois. .

Les assurés peuvent prendre des mesures proactives pour minimiser ces perturbations temporelles et rassurer les assureurs grâce à la résilience et à la planification d’urgence. Il est essentiel de disposer d’un plan de remotorisation pour les équipements plus anciens et de rechercher d’autres fournisseurs ou pièces détachées pour les équipements critiques pour réduire les délais de livraison. Plus la planification et la préparation sont proactives, plus les délais d’attente peuvent être courts. La clé de la gestion des risques BI dans cet environnement réside dans la résilience des efforts et de la conception, ainsi que dans la documentation de plans d’urgence appropriés.

L’importance de l’IB dans les politiques foncières ne fera que croître avec l’émergence de projets optant pour le Crédit d’Impôt à la Production. En conséquence, les limites BI devraient augmenter considérablement, exposant relativement plus les transporteurs au risque opérationnel.

Le marché des assureurs solaires des énergies renouvelables continue de se resserrer, et ceux qui lisent ceci ont probablement ressenti ces effets négatifs. En travaillant en étroite collaboration avec des courtiers, des consultants en gestion des risques, des ingénieurs, des experts en sinistres et des transporteurs, les assurés peuvent élaborer des plans pour réduire les vulnérabilités de la chaîne d’approvisionnement. En période de perturbations, il est de plus en plus pertinent d’agir de manière proactive et d’entretenir des relations transparentes avec toutes les parties dont les intérêts sont alignés sur le même risque.

Bobby McFadden est souscripteur pour assureurs solaires chez kWh Analytics. Avant de rejoindre kWh Analytics, il a travaillé chez Chubb pendant huit ans dans la division marine commerciale, rédigeant des risques multi-lignes sur le marché intermédiaire à travers les États-Unis. Avant de rejoindre Chubb, Bobby a travaillé chez PwC pendant deux ans dans les services d’audit, où il a obtenu sa licence de CPA. Bobby est titulaire d’un BS et d’une MS en comptabilité de la Penn State University.

Matt Shively est directeur de comptes au sein de la pratique mondiale de technologie énergétique et climatique de Brown & Brown (anciennement connue sous le nom de Beecher Carlson Insurance Services Global Energy Practice). Matt est entré dans le domaine des énergies renouvelables en 2017, peu après avoir obtenu son baccalauréat en chimie avancée de l’Oregon State University. Il utilise sa formation scientifique et ses six années d’expérience pour appliquer une attention unique aux détails à la manière dont l’industrie des énergies renouvelables identifie, quantifie, atténue, transfère et finance les risques.