Rapport explicatif

- Les redevances et les prestations fournies à la collectivité publique sont déterminées de manière spécifique au projet. Si le projet modifie la puissance mécanique brute existante, l’effet⁷ est pris en compte à partir de l’année de mise en service. L’augmentation de la puissance mécanique brute entraîne des coûts supplémentaires, sa réduction se traduit par des économies de coûts au niveau de la redevance hydraulique. À noter que, dans un cas comme dans l’autre, la redevance hydraulique cantonale maximale en vigueur est appliquée. S’agissant des agrandissements, les modifications varient en fonction du projet ; dans le cas d’une rénovation, les redevances et prestations fournies à la collectivité demeurent généralement inchangées et sont donc prises en compte en fonction de la part de production qui peut être maintenue grâce à la rénovation. Par exemple, un rehaussement du barrage modifie à peine la puissance mécanique brute, contrairement à ce qui se passe avec une nouvelle prise d’eau. Le requérant est tenu d’apporter la preuve des redevances et les prestations fournies à la collectivité (let. d).

Les coûts annuels par demande ainsi déterminés restent constants sur la durée de la rétribution, à trois exceptions près, qui figurent au ch. 4.2.1. Des adaptations sont effectuées, d’une part, en cas de modifications de la redevance hydraulique cantonale maximale et, d’autre part, pour les installations nécessitant l’achat annuel d’électricité pour les pompes d’alimentation. Le WACC en vigueur est utilisé pour calculer les coûts du capital. Le taux de rétribution en ct./kWh résultant des coûts annuels varie chaque année, la production supplémentaire liée à l’investissement changeant, elle aussi, chaque année.

Ch. 4.2 Recettes annuelles

Pour les installations non contrôlables et les installations d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW, les recettes du marché⁸ sont déterminées par la multiplication de la production supplémentaire résultant de l’investissement et du prix de marché de référence (ch. 4.2.1). Cela correspond à la méthode utilisée pour la rétribution à prix coûtant (RPC). Le marché day-ahead (prix horaires du marché spot visé à l’art. 15 OEneR) ainsi que le marché pour les GO sont pris en compte. Une centrale hydroélectrique est considérée comme « non contrôlable » lorsqu’elle présente une flexibilité de moins de six heures à pleine charge. Pour déterminer les heures à pleine charge pouvant être utilisées de manière flexible, la taille du réservoir est divisée par le débit équipé maximal.

Pour les grandes centrales hydroélectriques (> 3 MWbr) contrôlables, une évaluation basée sur le prix de marché moyen ne refléterait pas assez précisément la couverture des coûts des installations, faute de pouvoir comparer les différents projets sur le plan des recettes réalisables. Cela conduirait à une utilisation soit trop élevée soit trop faible des moyens d’encouragement, ou à l’inverse, à un manque de fonds pour la mise en œuvre de certains projets. C’est pourquoi les recettes du marché sont calculées/estimées individuellement pour ces installations, c’est-à-dire de manière spécifique à chaque projet et en fonction du type de centrale (ch. 4.2.2).

Pour déterminer les recettes du marché concernant les grandes centrales hydroélectriques (> 3 MWbr) contrôlables, quatre types de centrales sont définis. En raison de ses paramètres techniques, chaque type de centrale a plus ou moins de possibilités de générer des recettes sur les différents marchés. Sur mandat de l’OFEN, le bureau de consultants SwissEconomics a élaboré en collaboration avec l’EPFZ⁹ des heuristiques (formules générales), par possibilité de marché et type de centrale, afin d’évaluer les possibilités de recettes.

Lors de l’exécution, ces formules générales permettent de déduire les recettes sur la base de la puissance et du débit des turbines et des pompes, de la capacité du réservoir, de la production annuelle