Rapport sur les résultats

Rapport sur les résultats de la procédure de consultation concernant la mise en œuvre du premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050: modifications à l’échelon de l’ordonnance

AES, BKW, Alpiq, Axpo, Repower AG, CKW, ASAE, IWB, VBE, SAK, Swisselectric et Swisspower

demandent que les coûts de valorisation de l’énergie et des fonctions centralisées soient aussi pris en compte au prix forfaitaire de 8 francs/MWh de production nette, hors renchérissement durant la durée d’utilisation restante. Ces intervenants demandent en outre que toutes les autres prestations liées à la concession soient prises en compte. De fait, ces prestations (p. ex. l’énergie gratuite) sont considérables dans certains cas et elles ne sauraient être négligées.

AES, Repower AG, ASAE, VBE et SAK proposent que les coûts d’opportunité liés à la fourniture des services-système (SS) soient pris en compte parce que les revenus liés aux SS sont comptabilisés.

AES, Alpiq, Repower AG, CKW, ASAE, IWB, VBE et SAK demandent que soient aussi pris en compte les coûts des indemnisations versées à d’autres centrales électriques qui ont subi des pannes de production.

AES, BKW, Alpiq, Axpo, Repower AG, CKW, EWZ, ASAE, IWB, VBE, SAK, Swisselectric et Swisspower proposent qu’il soit possible, à titre d’alternative, de prendre en compte les coûts effectifs complétés du renchérissement pendant la durée d’utilisation restante. En particulier dans le cas d’une rénovation, qui suppose un calcul de rentabilité de l’ensemble de la centrale, il devrait être possible de procéder au calcul à l’aide des coûts d’exploitation nominaux effectifs, outre l’option du calcul forfaitaire.

Swiss Small Hydro demande que les coûts d’exploitation et d’entretien soient définis en fonction de la puissance de l’installation et de la hauteur de chute. A cet effet, on pourrait se fonder sur le rapport produit par l’association Interessenverband Schweizerischer Kleinkraftwerk-Besitzer (aujourd’hui Swiss Small Hydro), «Umfrage Betriebs- und Unterhaltskosten Kleinwasserkraft», version 1.1 du 25.01.2016. L’estimation à hauteur de 2% des coûts d’exploitation de l’installation, de son entretien et des autres coûts d’exploitation est très basse. La pratique indique que ces coûts sont plutôt de l’ordre de 3%. Par ailleurs, d’autres facteurs tels que la hauteur de chute et la taille de l’installation sont négligés, ce qui tend à induire une surestimation des coûts imputables pour les grandes centrales à haute pression et une sous-estimation de ces mêmes coûts pour les petites centrales à basse pression.

EWN chiffre les coûts effectifs entre 6% et 8% des coûts d’investissement. L’imputation des coûts

d’exploitation à hauteur de 2% est beaucoup trop basse compte tenu des coûts d’exploitation effectifs.

AES, BKW, Alpiq, Axpo, Repower AG, CKW, ASAE, IWB, VBE, SAK, Swisselectric et Swisspower

proposent que les recettes supplémentaires attendues notamment de la vente des garanties d’origine et des services-système (SS) doivent être déduites des coûts. Toutes les recettes obtenues du produit commercialisable doivent être prises en compte. S’agissant des recettes supplémentaires, il faut tenir compte des coûts d’opportunité.

EWZ note qu’il n’existe pas, en particulier pour les GO, de modèle de base permettant de prévoir les recettes. Cet intervenant demande donc que toutes les recettes obtenues du produit commercialisable doivent être prises en compte.

AES, BKW, Alpiq, Axpo, EWZ, CKW, ASAE, IWB, VBE, SAK, Swisspower et Swisselectric proposent de recourir à un modèle nominal de cash-flow escompté.

AES, Alpiq, Repower AG, CKW, ASAE, Axpo, Swisselectric, IWB, VBE et SAK demandent, en relation avec le scénario de prix, un horizon temporel de 80 ans et un rapport annuel présentant les hypothèses sous-jacentes et les facteurs d’influence quantitatifs. Le scénario de prix doit respecter le principe de prudence s’agissant des perspectives du marché. La méthode prévue dans le projet n’est applicable que si l’OFEN établit des scénarios de prix nominaux pour les 80 prochaines années. Les participants cités notent en outre qu’aucun détail n’est fourni quant aux modalités de calcul et d’actualisation des prévisions de prix de marché. Or, les prix de marché sont déterminants pour le calcul des investissements non amortissables. Il importe de pouvoir évaluer, dans le cadre du plan d’affaires, le niveau auquel l’OFEN estimera les prix. En outre, les scénarios de prix ne doivent pas constituer une «boîte noire»: ils doivent être expliqués dans un rapport. Les scénarios de prix émis à ce jour par la Confédération ont été jugés nettement trop élevés. Pour éviter que l’utilisation des ressources prévues par le législateur ne soit mise en péril, il faut en principe que ce calcul de contrôle table sur une évolution prudente plutôt qu’optimiste du marché. En posant le principe de prudence, on évite que des scénarios par trop optimistes ne soient appliqués aux fins dont il est question. En outre, le scénario doit être établi comme une prévision des prix spot pour le marché à 24 heures («day-ahead») au moment de la réalisation.

Selon Académies suisses des sciences, compte tenu de la grande importance que revêtent les prévisions de prix à long terme, il faut ajouter des précisions supplémentaires quant aux modalités des calculs et