Rapport explicatif

l’utiliser elle-même, fixer les prestations et conditions imposées lors de l’octroi du droit d’utilisation et ordonner des mesures d’assainissement et des mesures relatives à l’exploitation.

C’est la Confédération qui accorde depuis toujours les droits d’utilisation sur des sections de cours d’eau touchant à la frontière nationale. Il convient de préciser cette règle de compétence afin de créer de la cohérence. Il est consigné à titre complémentaire ce qui découle déjà de l’actuel art. 62, à savoir que le Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication (DETEC) est aussi compétent pour statuer sur l'approbation des plans nécessaires à la construction ou à la modification des installations et pour accorder toutes les autorisations requises par le droit fédéral. Ces compétences vont de pair avec la fixation des prestations et conditions imposées lors de l’octroi du droit d’utilisation mentionnée à l’art. 48, par conséquent aussi de la redevance hydraulique. Il faut en outre expliciter que le DETEC est compétent, en ce qui concerne les aménagements hydro-électriques situés à la frontière, pour ordonner des mesures d’assainissement, notamment pour décider de l’assainissement des débits résiduels et d’autres mesures visant l’assainissement desdits aménagements. On pense ici aux mesures visant l’assainissement du régime de charriage, au rétablissement de la migration piscicole et à la suppression des impacts négatifs des éclusées sur les cours d’eau. Ces obligations d’assainissement découlent de la loi fédérale sur la protection des eaux¹⁰ et de la loi fédérale sur la pêche¹¹. Le département peut en outre ordonner des mesures relatives à l’exploitation. Lorsque cela est pertinent, par ex. en raison de la proximité géographique, le DETEC doit pouvoir habiliter le canton au cas par cas à ordonner une mesure. Dans chaque cas, le DETEC doit tenir compte dans ses travaux de la particularité du contexte international. Les communautés qui disposent de la force d’un cours d’eau et les cantons doivent en tout cas être entendus au préalable. Le complément apporté à l’art. 7 n’emporte par conséquent aucune modification de fond.

1.3 Motifs et appréciation de la solution retenue

La réglementation transitoire proposée doit prendre en considération la situation économique difficile des aménagements hydro-électriques, d’une part, et les intérêts des collectivités publiques habilitées à percevoir la redevance hydraulique, d’autre part. Les exploitants doivent bénéficier d’un allègement via la prime du marché alors que les collectivités publiques qui ont conclu des contrats à long terme avec les concessionnaires ne doivent pas supporter seules les coûts de l’assainissement des centrales. La solution proposée revient sur les augmentations progressives décidées lors de la dernière révision de la LFH en 2010. En effet, aussi bien les prix de l’électricité que le renchérissement ont connu une évolution contraire aux hypothèses qui avaient alors été admises. La baisse de 30 fr./kWth signifie pour la force hydraulique un allègement total de près de 150 millions de francs qui induit pour les collectivités publiques une réduction des recettes du même montant et les replacent, en ce qui concerne le montant de la redevance hydraulique, dans la situation qui prévalait de 1997 à 2010 lorsque la redevance hydraulique se montait également 80 fr./kWth. La sous-couverture des coûts de revient des aménagements hydro-électriques vendant sur le marché peut ainsi être réduite de 75 millions de francs. Cette baisse, conjuguée à la prime du marché d’environ 120 millions de francs par an, correspond à un allègement significatif pour les aménagements hydro-électriques soumis au marché: il manque toutefois encore quelque 100 millions de francs qui devront être obtenus par les exploitants par le biais d’autres mesures visant à augmenter l’efficacité, des optimisations structurelles et la renonciation au rendement des fonds propres.

La réduction de la redevance hydraulique maximale signifie aussi un allègement pour l’électricité hydraulique vendue pour l’approvisionnement de base, qui doit être répercuté sur les clients finaux captifs. L’art. 22, al. 1 de la loi sur l’approvisionnement en électricité

¹² (LApEl) prévoit que l’ElCom surveille le respect de ladite loi et ainsi également la structure tarifaire pour les clients captifs finaux, qui participent déjà de manière significative au soutien de la force hydraulique par la prise en charge des coûts de revient de 50% de la production hydraulique et financent aussi la prime du marché via le supplément réseau. Il est ainsi possible d’assurer une grande partie de la production hydraulique et de maintenir la création de valeur locale qu’elle génère. Voilà pourquoi il est approprié de prévoir un montant maximum unique pour la redevance hydraulique, indépendamment du fait que l’électricité soit vendue sur le marché libre ou à des clients finaux captifs. Une différenciation ne serait en outre guère praticable lors de l’exécution, puisque le même aménagement hydro-électrique peut vendre l’électricité aussi bien sur le marché que pour l’approvisionnement de base.

La réglementation transitoire définit un nouveau maximum pour la redevance hydraulique et ainsi pour le prix d’utilisation de la ressource qu’est la force hydraulique. La redevance hydraulique dépassera en moyenne 10 fr./MWh d’électricité hydraulique. Le montant proposé peut être mis en question dans le contexte des prix actuels sur le marché de gros de l’électricité. Les prix actuels sur le marché sont toutefois surtout déterminés par la situation prévalant sur les marchés de l’électricité des pays voisins qui se caractérise, en sus des énergies renouvelables, encore aussi nettement par la production d’électricité d’origine fossile. Alors que dans ces pays la majeure partie de la production d’électricité renouvelable bénéficie de subventions permettant de couvrir les coûts, les installations non subventionnées ne peuvent souvent pas couvrir l’intégralité de leurs coûts de revient. Aujourd’hui, ce sont souvent les centrales à charbon ou à gaz qui profitent des bas prix du CO2 et des matières premières qui fixent les prix. Même ces centrales ne peuvent pas toujours couvrir leurs coûts. C’est le dilemme actuel du marché « Energy Only Market »13 qui est optimisé avant tout dans une perspective à court terme et qui ne finance pas le maintien nécessaire à long terme de la centrale ni l’augmentation de ses capacités. Si cette situation perdure, elle peut aussi nuire à la sécurité d’approvisionnement à long terme. C’est dans ce contexte qu’il faut comprendre les discussions actuelles portant sur une nouvelle conception du marché qui doivent permettre une rémunération équitable des technologies de production d’électricité voulues à long terme, notamment de la force hydraulique. Les autorités concédantes qui octroient les concessions concluent des contrats à long terme avec les exploitants des centrales, qui obtiennent un droit exclusif d’utilisation de la force hydraulique sur un site donné et qui exploitent ainsi la ressource qui est la propriété de la collectivité publique. La redevance hydraulique est une indemnité versée pour cette utilisation dont le montant doit aussi être mis en perspective avec la longue durée des rapports contractuels. Par le passé, les adaptations de la redevance hydraulique maximale ont souvent été progressives, aussi la solution transitoire doit elle aussi être vue comme une adaptation préparatoire à une solution à long terme qui doit être assurée à l’avenir par la flexibilisation de la redevance hydraulique. Dans ce contexte, l’adaptation du maximum à 80 fr./kWth est une solution transitoire appropriée autant pour les collectivités publiques habilitées à percevoir la redevance hydraulique que pour les concessionnaires.

Pour certains cantons, la réduction de 27% du taux maximal peut représenter une importante diminution des recettes provenant de la redevance hydraulique. Pour diminuer les effets de cette baisse, une variante pourrait consister à ne réduire la redevance hydraulique maximale à 80 fr./kWth jusqu’en 2022 que pour les centrales nettement déficitaires. Le critère pour définir de telles centrales pourrait