Le Conseil f\u00e9d\u00e9ral est charg\u00e9 de pr\u00e9senter un rapport sur les conditions n\u00e9cessaires \u00e0 la mise en \u0153uvre de mesures visant \u00e0 am\u00e9liorer la s\u00e9curit\u00e9 des investissements dans un march\u00e9 partiellement lib\u00e9ralis\u00e9 et ainsi p\u00e9renniser les capacit\u00e9s de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, ind\u00e9pendamment du type d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite, compte tenu de l\u2019ensemble des types de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Il mettra en \u00e9vidence comment les diverses dispositions en vigueur, de validit\u00e9 limit\u00e9e, pourraient \u00eatre remplac\u00e9es par une r\u00e9glementation g\u00e9n\u00e9rale, p\u00e9renne et applicable \u00e0 tous les types de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.
","ReasonText":"
De nombreuses centrales \u00e9lectriques (centrales hydro\u00e9lectriques, nucl\u00e9aires, etc.) ont \u00e9t\u00e9 construites avant l\u2019ouverture du march\u00e9. Les exploitants de centrales \u00e9lectriques pouvaient alors vendre leur \u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 un prix qui leur permettait de couvrir leurs co\u00fbts. Ils pouvaient par cons\u00e9quents investir en toute s\u00e9curit\u00e9 dans ce secteur.
Depuis la lib\u00e9ralisation partielle du march\u00e9 de l'\u00e9lectricit\u00e9, cette s\u00e9curit\u00e9 n\u2019existe plus. Seuls les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 issue d\u2019\u00e9nergies renouvelables qui de surcro\u00eet vendent leur produit directement aux consommateurs finaux (jusqu\u2019\u00e0 100 MWh par an) peuvent et doivent facturer des prix qui couvrent les co\u00fbts. Cette r\u00e8gle, instaur\u00e9e pour prot\u00e9ger les consommateurs, constitue aussi une protection pour les producteurs lorsque les prix chutent. Cependant, si le march\u00e9 venait \u00e0 \u00eatre compl\u00e8tement lib\u00e9ralis\u00e9, cette protection dispara\u00eetrait.
Dans l\u2019ensemble, une telle lib\u00e9ralisation du march\u00e9 signifierait que les investissements pour assainir et agrandir les capacit\u00e9s de grandes centrales \u00e9lectriques, quel que soit le type de courant produit, seraient grev\u00e9s de fortes incertitudes quant \u00e0 l\u2019\u00e9volution des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Les constructeurs de centrales \u00e9lectriques ne peuvent plus r\u00e9percuter leurs co\u00fbts sur les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, comme c\u2019\u00e9tait le cas avant l\u2019ouverture du march\u00e9. Si personne ne peut garantir que les prix du march\u00e9 \u00e0 long terme couvriront les co\u00fbts d\u2019investissement et d\u2019exploitation, en particulier pour les centrales \u00e9lectriques \u00e0 forte intensit\u00e9 en capitaux, dans lesquelles les investissements courent sur 20, 30, 40, 50 ans ou davantage encore, il en d\u00e9coule des risques importants. \u00c0 l'inverse, si les prix du march\u00e9 \u00e0 long terme sont \u00e9lev\u00e9s et qu\u2019ils d\u00e9passent les co\u00fbts d'investissement et d'exploitation, cette situation peut \u00eatre consid\u00e9r\u00e9e comme une opportunit\u00e9 commerciale.
Il revient \u00e0 la Conf\u00e9d\u00e9ration et aux cantons, en vertu du mandat que leur conf\u00e8re l\u2019art. 8 de la loi sur l\u2019\u00e9nergie (LEne) relatif \u00e0 la s\u00e9curit\u00e9 de l\u2019approvisionnement \u00e9nerg\u00e9tique, de poser un cadre appropri\u00e9 et de collaborer avec la branche \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 cette fin.
L\u2019ex\u00e9cution de ce mandat demande d\u2019examiner la cr\u00e9ation de conditions appropri\u00e9es pour am\u00e9liorer la s\u00e9curit\u00e9 des investissements au vu de la lib\u00e9ralisation partielle du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. La s\u00e9curit\u00e9 des investissements est couverte jusqu\u2019en 2035 par des mesures d\u2019encouragement en vertu de la LEne. Toutefois, apr\u00e8s cette date, le risque d\u2019investissement sera \u00e9lev\u00e9, comme d\u00e9crit plus haut, ce qui exige de remplacer le programme d\u2019encouragement par des conditions qui limitent ce risque pour tous les types de production \u00e9lectrique et par cons\u00e9quent \u00e9galement pour les \u00e9nergies renouvelables, pour lesquelles le cadre juridique expire aussi \u00e0 partir de 2036. Il faut cependant sortir de la logique de l\u2019encouragement et, \u00e0 l\u2019avenir, \u00e9largir \u00e0 tous les types de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 le risque li\u00e9 aux investissements. D\u2019une part, les investissements n\u00e9cessaires pourront \u00eatre ainsi r\u00e9alis\u00e9s et garantis en continu dans toute la branche. D\u2019autre part, poser un nouveau cadre donnerait aussi une plus grande s\u00e9curit\u00e9 aux consommateurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 travers des prix qui d\u00e9coulent principalement des co\u00fbts, les exposant nettement moins \u00e0 la volatilit\u00e9 du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.
Les mesures possibles (\u00e0 titre d\u2019exemple) pourraient \u00eatre con\u00e7ues comme suit.
Prime de march\u00e9 flottante avec des \u00abcontracts for difference\u00bb. Dans ce mod\u00e8le, largement r\u00e9pandu dans de nombreux pays d\u2019Europe et consid\u00e9r\u00e9 comme fiable, l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est vendue par le producteur sur le march\u00e9 une fois produite par une installation, de quelque type que ce soit. L\u2019\u00c9tat n\u00e9gocie avec le producteur, sur la base des co\u00fbts d\u2019investissement, un prix par kWh ou par MWh qui correspond au prix de revient. Si le prix du march\u00e9 est inf\u00e9rieur au prix de revient, le producteur (en tant qu\u2019exploitant) se voit verser la diff\u00e9rence par rapport au prix de revient \u00e0 partir du fonds du suppl\u00e9ment r\u00e9seau. Si le prix du march\u00e9 est sup\u00e9rieur au prix de revient, le producteur (en tant qu\u2019exploitant) verse la diff\u00e9rence au fonds du suppl\u00e9ment r\u00e9seau. Ce mod\u00e8le est d\u00e9j\u00e0 en partie appliqu\u00e9 aujourd\u2019hui. Reste \u00e0 voir comment se traduirait sa transposition sur tout le territoire et pour tous les types de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et quelles seraient ses cons\u00e9quences pour la s\u00e9curit\u00e9 de l\u2019approvisionnement, l\u2019\u00e9volution des prix et le recours au fonds du suppl\u00e9ment r\u00e9seau. Il faudrait aussi \u00e9valuer \u00e0 combien se situerait le prix de revient pour chacun des types de production \u00e9lectrique (en particulier hydraulique, photovolta\u00efque, \u00e9olien et nucl\u00e9aire), notamment en lien avec la dur\u00e9e d\u2019exploitation d\u2019une installation de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.
Power purchase agreement (PPA). Il convient de mettre en \u00e9vidence les conditions n\u00e9cessaires pour un recours plus fr\u00e9quent \u00e0 des PPA entre les clients et les entreprises de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et comment de tels contrats peuvent favoriser les investissements dans des entreprises de cette branche.
Contrats d\u2019approvisionnement \u00e0 long terme. Il convient de cr\u00e9er les conditions, en particulier sous l\u2019angle du droit de la concurrence et du droit des march\u00e9s publics, pour permettre \u00e0 des regroupements de consommateurs finaux de passer des contrats d\u2019approvisionnement \u00e0 long terme avec les fournisseurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.
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