Le tournant énergétique en salle d’attente: « Nous avons besoin de solutions comme au Texas »

Beat Kohler: Au vu des revendications que vous formulez dans votre livre, comment évaluez-vous le débat actuel relatif à la loi sur l’énergie

Rudolf Rechsteiner: Etonnamment positif. La contribution que le photovoltaïque peut apporter de manière très rentable semble soudain incontestée dans tous les camps politiques. Et enfin, un modèle économique a été créé pour les installations sans autoconsommation. La voie des mises aux enchères différenciées et concurrentielles a été acceptée. Néanmoins, certains éléments très importants font encore défaut.

A quoi faites-vous référence exactement ?

Environ 0,8 ct./kWh provenant du supplément réseau a été nouvellement affecté à l’hydroélectricité. Il s’agit d’une augmentation énorme pour une source d’énergie pour laquelle une augmentation des nouvelles centrales n’est guère réaliste. Cet argent est certes bien investi dans la modernisation des centrales électriques existantes, mais il va manquer au photovoltaïque. Deuxièmement, le blocage des autorisations pour le photovoltaïque sur les zones d’infrastructure ou les friches industrielles n’a pas du tout été résolu. Quiconque souhaite utiliser une clôture d’autoroute, les murs antibruit des CFF, une ancienne décharge en dehors de la zone à bâtir ou la façade d’une maison pour y installer des panneaux photovoltaïques doit s’attendre à une énorme bureaucratie et à des procédures de plusieurs années. De cette façon, nous ne parviendrons jamais à l’expansion souhaitée du photovoltaïque et à la production d’une plus grande quantité d’électricité en hiver. Je trouve complètement erroné l’acte modificateur qui prévoit d’exonérer unilatéralement les centrales de pompage-turbinage uniquement de la redevance réseau pour l’approvisionnement en électricité et non les batteries de stockage. Les batteries seraient taxées deux fois pour les frais de réseau. Ce que l’OFEN a en tête me laisse perplexe. Les gens de l’OFEN veulent être à la pointe de l’innovation, mais ils oublient le développement mondial le plus important en bloquant, dans les faits, le stockage à l’aide de batteries.

Quelle a été votre impression quant aux débats sur l’initiative parlementaire Girod ?

Une secousse a parcouru le Parlement. ­Depuis l’échec des négociations sur un accord-cadre, certains ont compris que l’approvisionnement en électricité par l’UE n’était plus une évidence, surtout en cas de pénurie. Les majorités de oui ont été étonnamment solides, presque unanimes, et le rythme des délibérations inhabituel. Un consensus s’est dégagé et une nouvelle consultation a été évitée. On pourrait presque espérer un retournement de situation après une décennie de blocages. Reste à savoir si cela sera durable.

L’industrie solaire peut-elle espérer une nouvelle ère énergétique ?

C’est encore trop tôt. La mise en œuvre dépend beaucoup de l’Office fédéral de l’énergie et du Conseil fédéral. Par exemple, l’acte modificateur qui est maintenant discuté pour la première fois au Conseil des Etats contient toujours la proposition de modifier les structures tarifaires de manière à ce que les taxes pour l’utilisation du réseau puissent être facturées à un taux forfaitaire. Cela pourrait se faire par le biais d’une augmentation du prix de base ou d’un tarif de puissance. Cela sonnerait alors le glas de nombreux projets d’énergie solaire qui sont aujourd’hui rentables grâce à l’autoconsommation et à une économie garantie de 70 % des frais de réseau. Un tel ajustement serait d’une stupidité sans pareille, et serait en outre diamétralement opposé à la recherche d’une efficacité électrique. L’OFEN mentionne ici une prétendue injustice. En réalité, il se trouve qu’une grande compagnie d’électricité située non loin du Palais fédéral continue de lutter contre la production décentralisée d’électricité et a mis l’Office fédéral à sa botte.

Peut-on encore empêcher la hausse des prix de base ?

J’envisagerais même un référendum contre la hausse des prix de base. Si nous commençons à facturer les frais de réseau de manière forfaitaire, et ce sans tarifs de rachat élevés, nous mettons en danger tout ce que nous voulons réellement et qui est ancré comme objectif dans la Constitution fédérale : la production d’énergies renouvelables décentralisée et l’efficacité énergétique. Et les petits clients recevront des factures d’électricité encore plus élevées, ce que je trouve complètement antisocial. Pour l’instant, j’ai encore l’espoir que le Parlement annule cette proposition de l’OFEN dans la loi.

Comment évaluez-vous le système prévu de contribution d’investissements ?

Avec le système actuel, l’octroi de « justes » contributions d’investissement est très problématique. Il existe un risque d’effet d’aubaine : les subventions sont accordées aux installations qui n’ont pas besoin de soutien aux prix actuels du marché de l’électricité, soit plus de 10 centimes par kWh. Le problème est que personne ne sait exactement où se situeront les prix de l’électricité pendant la période d’amortissement de 20 ans des centrales. Par conséquent, il serait logique d’ancrer les enchères avec une prime de marché flottante plutôt qu’avec des contributions d’investissement. Cela permettrait aux investisseurs ayant les projets les plus rentables de bénéficier d’un prix concurrentiel, comme c’est le cas à l’étranger. La différence en cas de prix bas de l’électricité serait complétée par une prime de marché. L’un des avantages de ce système est que personne ne doit s’occuper des scénarios de prix, des prix qui sont fixés politiquement à Bruxelles dans un sens ou dans l’autre, en déterminant les quotas d’émission de CO2 autorisés.

Quelle est la différence pour la Confédération entre les contributions d’investissement et la prime de marché flottante ?

Avec des prix de l’électricité de 10 centimes par kWh et plus, comme c’est le cas actuellement, les grandes installations photovoltaïques pourraient tout à fait se passer des contributions du fonds supplément réseau. Dans les ventes aux enchères, seul un prix minimum est convenu. Les centrales seraient alors entièrement financées par le marché. Le revenu du supplément réseau resterait dans le fonds si les prix de l’électricité étaient élevés. Toutefois, une assurance de retour minimale signifie que les petits et moyens investisseurs peuvent également emprunter à très bon marché par le biais du financement de projets. En outre, si les prix élevés de l’électricité se maintiennent pendant un certain temps, comme beaucoup d’éléments le laissent penser, les grandes centrales photovoltaïques pourront obtenir un contrat d’achat pluriannuel à prix fixe. Cela entraînerait également une chute immédiate des offres aux enchères si, par exemple, la moitié des coûts d’investissement d’une centrale était déjà amortie contractuellement après six ans.

Et qu’en est-il du risque pour la ­Confédération que l’OFEN ne cesse de mentionner ?

Ce sont des excuses. La Confédération a la tâche légale de garantir la sécurité de l’approvisionnement. Elle devrait donc aussi contribuer à supporter les risques. Le photovoltaïque est facilement abordable pour la Confédération, même si les prix de l’électricité devaient baisser fortement à l’avenir. Cela s’explique par le fait que les coûts de production du PV sont deux fois moins élevés que ceux de toutes les autres technologies. Et la Confédération pourrait mettre de côté des provisions en période de prospérité.

Et qu’en est-il de la surtaxe hivernale ­prévue dans la loi sur l’approvisionnement en électricité ?

Je l’introduirais certainement. Elle peut être utilisée pour financer des prestations qui vont bien au-delà du photovoltaïque, par exemple de nouveaux systèmes de sto­ckage. Il est impératif que l’utilisation d’un supplément hiver soit définie d’une manière ouverte à toutes les technologies. Il devrait également servir à financer des installations de production supplémentaires avec des productions accrues durant le semestre d’hiver, par exemple sur les sites alpins, et pas seulement des installations de stockage supplémentaires. La disponibilité exigée par le Conseil fédéral conduit à une forte discrimination du photovoltaïque, et c’était probablement exactement le but recherché. Peu importe le jour et l’heure de la production de l’électricité d’hiver, tant que les retenues d’eau sont épargnés.

Comment prévoir une plus grande quantité d’électricité hivernale provenant de l’énergie photovoltaïque ?

Pour favoriser la production hivernale, des incitations sont nécessaires dans les ­enchères, par exemple en garantissant financièrement uniquement les coûts de production en dehors du plein été – entre mi-septembre et mi-juin – avec la prime de marché flottante, alors l’orientation serait automatiquement conçue pour l’hiver avec des modules solaires est-ouest ou des modules bifaciaux installés verticalement vers le sud, ce qui empêcherait également la cannibalisation des prix de l’électricité. Les systèmes orientés est-ouest donnent autant d’électricité en hiver, mais plus d’électricité aux extrémités du jour qu’à midi. Bien sûr, les batteries aident aussi, mais elles ne sont nécessaires que plus tard.

Vous dites que beaucoup de choses ­dépendent du Conseil fédéral. Mais entre-temps, le Conseil fédéral a exprimé sa ­volonté de développer massivement les énergies renouvelables. Que faut-il ­maintenant ?

Tout d’abord, faciliter l’obtention des permis. Ceux qui construisent des installations sur des surfaces déjà bâties ou sur des infrastructures ne devraient devoir passer par une procédure d’autorisation que si le projet remplit certaines conditions, que le Conseil fédéral pourrait définir dans l’ordonnance. Deuxièmement, les enchères devraient tenir compte des différentes topographies : des offres distinctes et graduées pour les installations sur les toits, sur les voies de circulation, sur les parkings, sur les clôtures, sur les réservoirs et autres zones d’infrastructure. De cette manière, les installations dans le paysage ouvert peuvent être limitées et susciter moins de résistance. Le pire serait des blocages comme pour l’énergie éolienne. Troisièmement, comme je l’ai dit, il convient d’accorder une importance particulière à l’électricité hivernale et de prendre en charge les coûts accrus de raccordement au réseau aux endroits où le rayonnement hivernal est important, par exemple sur les paravalanches. Quiconque investit aujourd’hui dans un parc éolien en mer du Nord pour fournir de l’électricité en hiver ne paie pas lui-même les connexions, les convertisseurs et les lignes électriques en haute mer. En Europe, ces coûts sont partout supportés par les gestionnaires de réseau. C’est d’ailleurs ce qui s’est passé aux Etats-Unis, par exemple au Texas, où des zones d’énergie renouvelable dites compétitives ont été introduites à partir de 2007, avec une couverture totale des coûts de raccordement au réseau par les gestionnaires de réseau pour les centrales situées loin à l’ouest, dans le semi-désert. Une solution comme celle du Texas ferait du bien à la Suisse si elle veut produire plus d’électricité en hiver sur les infrastructures de la périphérie. Enfin, la rétribution unique pour les petites installations sur les façades et les toits devrait être augmentée, car le maximum autorisé de 30 % des coûts d’investissement est aujourd’hui largement sous-estimé. La loi devrait stipuler que le Conseil fédéral doit s’inspirer des coûts moyens de la catégorie de puissance concernée, ce qui permettrait d’obtenir davantage de bons emplacements sur les bâtiments.

Pourquoi FMB insiste-t-elle sur les ­contributions d’investissement et Axpo sur la prime de marché flottante ?

Regardez : les contributions d’investissement sont réservées aux gros investisseurs disposant d’un trésor de guerre bien rempli. Dans la zone d’approvisionnement de FMB, les tarifs d’électricité les plus élevés ont été appliqués pendant des années et FMB a exploité ses clients. Le Gouvernement bernois a laissé faire et a également baissé les redevances hydrauliques. Ceci par peur que FMB ne soit pas en mesure de payer le démantèlement de la centrale nucléaire de Mühleberg. Mais ce problème a été résolu. Aujourd’hui, FMB souhaite construire de grandes installations photovoltaïques et dispose des fonds nécessaires pour poursuivre cette expansion. Axpo est dans une position complètement différente. Elle dispose de moins de capitaux, devra payer le démantèlement de son énorme parc nucléaire pendant des années et souhaiterait investir également dans les énergies renouvelables. Un changement de génération a eu lieu chez Axpo. Il y a maintenant des gestionnaires jeunes et intelligents, mais ils doivent contracter davantage d’emprunts extérieurs pour l’expansion des énergies renouvelables. Et cela est beaucoup plus facile et moins cher avec une prime de marché flottante ; les banques donnent volontiers de bonnes conditions de crédit et les coûts diminuent pour tout le monde.

Mais FMB affirme également vouloir ­investir dans les énergies renouvelables.

Oui, mais ils le font surtout en Europe et ne se préoccupent pas tellement de la sécurité d’approvisionnement de la Suisse, sauf lorsqu’il s’agit de leurs propres centrales hydroélectriques, qui ne peuvent absolument pas résoudre le problème en termes de quantité. C’est pourquoi la prime de marché est beaucoup plus judicieuse, car elle permet de garantir plus précisément la production d’électricité en hiver. Nous ne devons pas nous contenter d’estimations préalables des prix qui ne se concrétisent de toute façon jamais parce qu’elles sont faites à l’étranger. Deuxièmement, les adjudications avec une prime de marché flottante sont beaucoup plus ouvertes aux petits investisseurs sans beaucoup de capital, et la concurrence est réelle. Ils peuvent créer des installations de taille moyenne sur leurs toits ou leurs clôtures, et contracter des prêts hypothécaires pour celles-ci, à condition de bénéficier d’une sécurité de revenu grâce aux primes du marché. Les petits systèmes installés sur les bâtiments sont également très utiles car ils peuvent être intégrés au réseau à moindre coût. La puissance de raccordement des lignes existantes sera généralement suffisante. Et troisièmement, la prime de marché flottante crée une plus grande transparence des prix. Les grands acteurs de la branche ne peuvent plus faire pression pour obtenir un traitement spécial de leurs installations dans les coulisses de l’OFEN.

Selon vous, existe-t-il des alternatives aux appels d’offres pour les grandes centrales photovoltaïques ?

Les appels d’offres avec une prime de marché flottante n’ont pas besoin d’une alternative. Ils fonctionnent dans plus de 100 pays, et l’OFEN est mal avisé s’il prétend tout mieux connaître. Des variantes seraient toutefois possibles. Par exemple, les ventes aux enchères de systèmes photovoltaïques combinés à un système de stockage. Nous n’avons pas vraiment besoin de batteries avant 2030 au plus tôt. De petites enchères d’essai pourraient permettre de clarifier les coûts.

Et qu’en est-il des petits systèmes photovoltaïques ?

Les centrales de moins de 150 kW, qui ne sont pas soumises aux enchères et à la commercialisation directe sur le marché, ont besoin de tarifs d’injection raisonnables. Nous devons nous assurer que les coûts de commercialisation restent faibles pour les opérateurs ordinaires. On peut toujours discuter du niveau des tarifs d’injection, mais au moins le tarif de 8 ct./kWh que les gestionnaires de réseaux de distribution perçoivent auprès de leurs clients liés devrait être intégralement répercuté. Les gestionnaires de réseaux de distribution s’attribuent des coûts beaucoup plus élevés lorsqu’ils investissent, par exemple, dans de nouvelles ­centrales hydroélectriques avec des taux d’intérêt garantis de 3 à 5 % par an. La discrimination à l’égard des petits exploitants doit cesser.

Pourquoi 8 centimes par kWh ?

8 ct./kWh – cela correspond au tarif énergétique moyen pratiqué aujourd’hui par les gestionnaires de réseaux de distribution. Toutefois, on pourrait aussi fixer ce montant un peu plus haut, au moins pour les 15 premières années d’une installation, mais ensuite la gestion administrative deviendrait plus complexe. Il serait plus facile d’améliorer les rétributions uniques. Pendant les mois d’hiver, les systèmes de ­façade fournissent presque autant d’électricité que les toits, et le potentiel dans les bâtiments commerciaux s’est avéré très important. Par conséquent, les contributions à l’investissement pourraient être portées à 60 %, ce qui permettrait de fournir une électricité hivernale très bon marché par rapport aux autres technologies.

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