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Le barrage vaudois de l'Hongrin fait partie des ouvrages dont une partie est mise en vente par Alpiq.
© Hulda Jossen

Electricité

Des barrages suisses sont à vendre: comment en est-on arrivé là?

Alpiq a récemment annoncé son intention de mettre en vente 49% de ses participations dans les gros ouvrages hydroélectriques suisses. Six questions – et leurs réponses, pour tout comprendre

La production hydroélectrique suisse n’est plus rentable et des barrages sont à vendre. Que s’est-il passé et quelles sont les solutions qui se dessinent? Réponses en six questions.


1. Pourquoi Alpiq vend-il des barrages?

Alpiq a été créé en 2009. Ses actionnaires sont pour 63% des sociétés électriques appartenant à des collectivités publiques suisses, pour 25% le groupe français EDF, et pour 12% des investisseurs privés.

Le groupe est issu de la fusion du soleurois Atel et du groupe romand EOS qui avait déjà été sauvé de la faillite en 2001 par ses sociétés électriques actionnaires comme Romande Energie et les services industriels genevois (SIG) et lausannois (SIL).

D'abord, un contexte favorable. Lors de sa création, Alpiq, spécialisé dans la production de courant en Suisse et en Europe, mais pas dans la distribution d’électricité, bénéficiait d’un contexte économique très favorable. Le groupe a ainsi racheté au prix fort une partie des barrages valaisans à EOS, et renforcé une coûteuse stratégie d’acquisition à l’étranger héritée d’Atel. Déjà fortement présent dans les pays de l’Est européen et en Italie via Atel, Alpiq s’est étendu en Allemagne, en France et dans les pays nordiques.

Les conditions économiques de production de courant électrique ont soudain fondamentalement changé un ou deux ans après la fondation d’Alpiq. Le groupe, surendetté, s’est rapidement trouvé en situation financière délicate car la vente de ses produits énergétiques devenait difficile en Europe, y compris l’exportation d’électricité des barrages alpins helvétiques.

L'urgence du désendettement. L’heure de la restructuration a sonné pour Alpiq dès 2011, année où il a affiché une perte de 1,3 milliard de francs, alors que le chiffre d’affaires se montait encore à près de 14 milliards. Le désendettement du groupe devenait urgent. Des centaines d’emplois ont été supprimés et des installations de production à l’étranger ont été vendues. Cela n’a pas suffi.

Fin 2015, le chiffre d’affaires avait fondu à 6,7 milliards de francs mais les pertes annuelles cumulées de 2011 à 2015 avaient atteint 4,3 milliards. La dette nette dépasse encore 1,2 milliard.

La décision de vendre. Ces chiffres rouges sont dus en grande partie à la perte de valeur des actifs du groupe, des installations de production d’électricité dévalorisées à cause des mauvaises perspectives économiques de la production d’énergie, hydraulique principalement, dues aux baisses de prix à la bourse européenne des échanges d’électricité.

Acculé à se tourner vers des activités plus rentables, comme les services énergétiques ou les installations dans les entreprises, et à poursuivre son désendettement, Alpiq a décidé de vendre 49% de ses participations dans 18 barrages suisses, dont 9 installations situées en Valais et une dans le canton de Vaud. Cette vente devrait permettre de réduire le poids d’une source de déficit et de diminuer fortement, voire éponger la dette.


2. Pourquoi l’or bleu suisse a-t-il perdu sa valeur?

Plusieurs facteurs ont contribué à cette situation déficitaire que la Suisse romande avait déjà connue en 2001. A l’époque, une partie des problèmes de faible rentabilité des barrages provenait des importants amortissements à consentir sur des installations qui prenaient de l’âge. On parlait alors d’INA, soit d’investissements non amortissables, qui avaient préoccupé les Chambres fédérales.

Des coûts d'exploitation élevés. D’autres facteurs plombaient les comptes d’EOS. Des coûts d’exploitation trop importants liés à des structures d’entretien morcelées, et la fin du modèle qui liait, par des contrats d’achat à long terme d’électricité à un prix élevé, les sociétés électriques romandes et le grossiste EOS.

La société a été sauvée par ses actionnaires, les distributeurs d’électricité propriété des pouvoirs publics, après injection de 900 millions de francs. La contrepartie de ce soutien, qui explique en partie la déconfiture d’Alpiq dès 2011, était l’assouplissement de l’obligation d’acheter du courant à prix élevé à EOS.

Les sociétés distributrices, comme SIG, SIL, Romande Energie (Vaud), et Groupe E (Fribourg-Neuchâtel), se sont tournées de plus en plus vers la bourse européenne où le prix de l’électricité baissait à cause de l’ouverture du marché européen.

Mais cet effondrement des prix de l’énergie de base, lié dans un premier temps à l’ouverture du marché, est aussi dû à la baisse de la demande d’électricité à cause de la crise, puis de la stagnation économique, et à la politique énergétique allemande.

La baisse des prix allemands. Après la catastrophe de Fukushima, en mars 2011, les autorités allemandes ont accéléré la sortie du nucléaire et soutenu encore plus massivement les énergies renouvelables (photovoltaïque et éolien) jusqu’à hauteur de 20 à 25 milliards d’euros par année.

Le courant éolien abondant et bon marché, non stockable, est injecté de manière prioritaire dans le réseau européen. Cette surproduction d’électricité, accentuée par la remise en service en Allemagne de centrales à charbon et lignite dont le coût de production est plus avantageux que les centrales à gaz, est venue concurrencer l’électricité hydraulique suisse.

Le modèle suisse est chamboulé. Le modèle économique hydraulique suisse était basé sur le stockage de l’énergie dans les barrages, et son exportation à prix fort à des périodes précises. Les turbines étaient activées aux heures de pointe des besoins (midi notamment), et en période de pénurie momentanée dans les pays voisins (solde exportateur en été). Il se vendait, pour cette raison, deux à trois fois plus cher qu’en période normale.

Ce modèle économique, à la base de l’excellente rentabilité des barrages alpins au milieu des années 2000, a commencé à s’effondrer il y a cinq ans car les besoins en électricité en Europe ont été «lissés» à cause du profond changement du mix énergétique, notamment composé de davantage d’éolien et de photovoltaïque. Les pics de la demande à midi et en été ont pratiquement disparu, rendant le modèle économique suisse peu rentable, puis déficitaire.

Hydraulique à 6,5 centimes, face à un prix moyen de 2,8 centimes. Aujourd’hui, le prix de production moyen de l’énergie hydraulique se situe à 6,5 centimes le kWh alors que le prix moyen sur le marché européen s’élève à 2,8 centimes le kWh. Cette situation déficitaire, principalement due aux conditions du marché, mais également au poids important des impôts et des taxes touchant l’hydroélectricité, devrait encore durer au moins cinq ans selon les observateurs.

Elle changera lorsque la surcapacité globale de production d’électricité sera absorbée par une croissance économique qui se fait attendre. Alpiq n’a plus les moyens financiers de patienter durant une si longue période. Si le groupe le faisait, il retarderait la transformation de son modèle économique vers une structure plus rentable et serait menacé de faillite.

Reste que la question d’une faillite formelle d’un groupe dont les actionnaires majoritaires sont directement ou indirectement les pouvoirs publics, reste posée.


3. Qui veut acheter un barrage?

Vendre des barrages? C’est vite dit, mais la réalité est beaucoup plus complexe. A l’exception du barrage de Salanfe, au pied des Dents-du-Midi, Alpiq ne possède entièrement aucune des 18 installations hydroélectriques qu’elle offre à la vente, à hauteur de 49%.

Lire aussi: Alpiq veut céder la moitié de ses barrages

Les barrages étant des installations coûteuses et un investissement qui a toujours été considéré comme à haut risque financier, la charge a été partagée entre différents partenaires publics et semi-publics. Ces derniers possèdent du même coup les droits liés à la production électrique annuelle délivrée par l’installation.

La vente de parts. Lorsqu’Alpiq, successeur d’EOS en Suisse romande, dit qu’il dispose d’un portefeuille de production de 5 milliards de kWh par an, dont 49% sont ouverts à la vente, il s’agit de ses parts cumulées dans 18 ouvrages, mais pas de la totalité de la production des centrales hydroélectriques concernées.

La Suisse dispose de 571 centrales hydroélectriques, dont 86 rattachées à des barrages en montagne, et 14 qui permettent d’inverser le cours de l’eau (pompage-turbinage). La production annuelle représente 35,8 milliards de kWh.

Pas de vente à l'étranger. Quoi qu’il advienne, les barrages délaissés par Alpiq ne passeront donc pas majoritairement en mains étrangères. Dans la quasi-totalité des cas Alpiq est en effet actionnaire minoritaire, et ne cède que 49% de sa part.

L’arrivée massive d’investisseurs étrangers, à supposer qu’ils jugent leur placement rentable à long terme, est quasi impossible en raison de cette dispersion de propriété, mais également à cause des contrats qui lient les partenaires. Un droit de préemption en faveur des autres actionnaires propriétaires des installations limite en effet un transfert d’actions en mains de nouveaux investisseurs extérieurs.

C’est cette complexité du régime de propriété qui explique qu’Alpiq se propose de créer une société de participations regroupant sa mosaïque de parts de barrages, avant d’en céder 49% globalement, au lieu d’entrer en matière sur la vente de la moitié de sa part dans tel ou tel barrage.

Un cas: l'Hongrin. Prenons l’exemple du barrage de l’Hongrin. Relié au Léman, il est doté d’une installation de pompage-turbinage dont la capacité est en train d’être doublée par des travaux devisés à 331 millions de francs, payés en partie par Alpiq, qui possède 39,3% de l’installation. Moins de 20% de cette installation est donc placée dans le portefeuille de vente d’Alpiq. L’actionnaire principal est Romande Energie (41,1%). Groupe E possède 13,1%, et la Ville de Lausanne (SIL), 6,43%.

Des négociations formelles seront entamées sur la base de la proposition d’Alpiq. Le processus devrait durer jusqu’en automne 2016. Début avril, deux sociétés, la lausannoise SIL, et la vaudoise Romande Energie, se sont déclarées intéressées à entrer en matière sur le rachat d’une partie des actifs d’Alpiq.

Les Forces motrices bernoises (FMB) refusent d’envisager une simple participation financière mais négocieraient volontiers une prise de majorité dans un barrage pour en maîtriser l’exploitation. Aucun ouvrage n’a été cité, mais ce pourrait être la Grande-Dixence, où une cession de 37% des actions de cette installation en possession d’Alpiq suffiraient à FMB pour détenir la majorité.

L’issue la plus probable sera donc la reprise, sous une forme ou une autre, des actifs d’Alpiq par des sociétés électriques suisses distributrices de courant qui sont disposées à augmenter leur part dans la production d’énergie. Elles entendent ainsi améliorer la sécurité d’approvisionnement en faveur de leurs clients et seront prêtes à faire le gros dos durant au moins cinq ans avant d’espérer retrouver la rentabilité de leur investissement.


4. De quel prix de l’électricité parle-t-on?

Tout le débat tourne autour du prix de production et de vente de l’énergie brute. Ce n’est pas celui qui est proposé au consommateur. Alors que le prix de production de l’électricité et son cours d’achat à court, moyen et long termes s’est effondré à la bourse européenne de l’électricité, celui de vente finale au consommateur a augmenté, en raison des frais de distribution et surtout des différentes taxes, principalement celles destinées à la promotion des nouvelles énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque).

Globalement, la moitié du prix final payé par le consommateur est représenté par l’acheminement du courant facturé par le distributeur national (Swissgrid) et régional (les sociétés locales d’électricité qui possèdent le réseau). Un tiers provient du prix de l’énergie brute, et un cinquième représente les taxes et impôts.

La production en gros pénalisée. Alpiq a des problèmes financiers car le groupe est spécialisé dans la production en gros d’électricité. Les sociétés distributrices, elles, comme SIL, SIG, ou Romande Energie, n’ont pas de difficultés car elles facturent surtout des frais d’acheminement et ne sont pas en concurrence sur ce marché où la majorité de leurs clients sont des clients captifs qui ne peuvent pas acheter leur courant à la bourse européenne de l’électricité.

Mais les taxes frappent aussi la production. Jasmin Staiblin, patronne d’Alpiq, rappelle que les impôts et taxes, notamment la taxe hydraulique, représentent un tiers du coût de production de l’hydroélectricité, et les charges d’amortissement des barrages un autre tiers.

Autrement dit, sans ces charges, le prix de revient de l’hydroélectricité, basé uniquement sur le coût d’exploitation et de maintenance des barrages, serait inférieur au prix du marché européen et permettrait d’assurer la rentabilité des installations.

Pressions sur la taxe. Des pressions s’exercent ainsi au niveau fédéral pour réviser la taxe hydraulique, soit les droits d’eau touchés par les communes, en particulier valaisannes. Elle représente quelque 550 millions de francs par an.

Le Conseil national a en outre décidé de considérer aussi l’énergie hydraulique de grande capacité comme une énergie renouvelable qui devrait être soutenue, comme le solaire et l’éolien, par une subvention, dite RPC.

Lire aussi cette opinion, Le consommateur paiera-t-il deux fois sa facture d’électricité?

Si elle est confirmée par le Conseil des Etats, l’aide au producteur, reportée sur le consommateur final, pourra atteindre au maximum un centime par kWh (différence entre le coût de production et le prix du marché) durant six ans.


5. L’ouverture du marché est-elle en cause?

La voie choisie par la Suisse ne facilite pas la résolution du problème. Poussée, dans le cadre du développement des accords bilatéraux avec l’Union européenne, à ouvrir son marché de l’électricité en suivant le processus européen similaire, la Confédération a choisi de le faire en deux étapes.

Pour l'heure, que les gros clients. Aujourd’hui, seuls les gros consommateurs, à partir de 100 000 kWh par an, soit une grande boulangerie industrielle ou un grand hôtel, peuvent choisir leur fournisseur d’électricité primaire et bénéficier, pour une part du coût final de leur facture d’électricité, du prix à la baisse sur le marché européen. Ces consommateurs, ainsi que les distributeurs, ne se sont pas privés de cette possibilité.

Cette ouverture partielle du marché a cassé les relations cartelisées entre les fournisseurs en gros d’électricité (Alpiq, Axpo, FMB) et les revendeurs distributeurs (SIG, SIL, Groupe E, Romande Energie etc...). Tous les ménages restent cependant des clients captifs et ne bénéficient pas, ou de manière faible et indirecte, de la baisse du prix européen de l’électricité.

Une 2ème étape repoussée. La deuxième étape de l’ouverture du marché, reportée deux fois, est annoncée pour 2019. Mais elle est de facto gelée car, dans la situation actuelle de marasme de l’économie électrique suisse, une majorité politique est impossible à constituer.

Si l’ouverture totale devait, sur pression de l’Union européenne par exemple, tout de même se dessiner en 2019, elle mettrait en difficulté financière les distributeurs de courant qui ne pourraient plus répercuter l’ensemble de leurs frais sur les petits consommateurs.

L’achat des actifs non rentables mis en vente par Alpiq devient donc une opération risquée pour les distributeurs s’ils n’ont pas la garantie d’avoir devant eux une période d’amortissement suffisamment longue rendue possible par le maintien de clients captifs, soit les ménages.


6. Quelles solutions sont-elles envisageables?

La piste la plus probable est celle de la reprise des actifs d’Alpiq par les distributeurs d’électricité. La valeur de la part de 49% des possessions d’Alpiq dans les barrages varie entre quelques centaines de millions de francs et un peu plus d’un milliard.

Ce n’est pas une somme très importante si elle est répartie entre les plus grandes des quelque 700 sociétés d’électricité du pays en contact direct avec les consommateurs. Plusieurs dizaines d’entre elles sont d’ailleurs actionnaires directs ou indirects d’Alpiq.

Cette solution à court terme ne résout cependant pas la question de fond, à savoir: les pouvoirs publics doivent-ils sortir complètement de l’économie électrique où ils sont impliqués directement ou indirectement pour éviter des risques de marché non maîtrisables?

Ou faudrait-il, au contraire, changer fondamentalement les conditions réglementaires afin de donner une vraie responsabilité stratégique à la Confédération en matière d’énergie, comme c’est le cas par exemple pour les CFF ou la Poste?

Une grande conférence nationale? Un observateur et décideur actif dans ce marché, qui entend rester anonyme en raison de sa position délicate, souhaite la convocation rapide d’une «conférence nationale sur l’avenir de l’électricité». Il s’agirait, selon lui, de mettre en place une stratégie pour l’approvisionnement du pays en électricité permettant notamment une exploitation rationnelle des barrages et la valorisation de leur potentiel.

Au niveau des conditions-cadres il suggère une égalité de traitement des différentes sources d’énergie, à savoir la mise en place d’un mécanisme crédible de taxe sur le CO2 qui revaloriserait l’électricité face au pétrole et au gaz. Ce mécanisme devrait être négociable avec l’Union européenne dans le cadre du calendrier d’ouverture totale du marché suisse de l’électricité.

Le modèle des CFF... La situation du morcellement du marché de l’électricité en Suisse lui rappelle celle des chemins de fer avant la création des CFF au tout début du 20e siècle. Toutes les compagnies étaient déficitaires et aucune ne pouvait assurer une desserte logique et efficace du territoire suisse.

Le modèle à mettre en place pour l’approvisionnement et la gestion de l’électricité devrait s’inspirer de cette réunification ferroviaire, à savoir la prise en charge de l’infrastructure par la Confédération et subsidiairement par les cantons. Cette infrastructure, en l’occurrence les barrages et les moyens de production, serait louée à quelques entreprises électriques qui devraient en assurer la bonne marche et l’entretien et fournir du courant au prix de revient.

«Ce qui plombe les comptes d’Alpiq, ce sont de coûteux amortissements impossibles à prendre en charge. Il n’est jamais venu à l’idée de la Confédération de faire payer la construction du tunnel de base du Gothard aux CFF», constate notre interlocuteur. Les CFF versent en effet une indemnité financièrement supportable pour l’utilisation du réseau ferroviaire dont ils assument l’entretien, mais ils ne financent pas les améliorations importantes de l’infrastructure.

Lire également: Rénover le réseau électrique, une très lourde facture

... ou la privatisation totale. La solution diamétralement opposée, soit la privatisation de la production et du commerce de l’électricité impliquerait, en ce moment, la reprise des actifs par des investisseurs aux reins très solides optant pour une rentabilité à long terme. Ce pourrait être des fonds souverains, avec le risque de la présence de propriétaires de pays asiatiques, ou des fonds de pension.

Reste que les pouvoirs publics locaux et régionaux, qui sont les principaux propriétaires des réseaux et de la production locale d’électricité, ne semblent pas prêts à remplacer leur pouvoir économique par un simple pouvoir réglementaire.

L'enjeu futur: le réseau intelligent. Ces réflexions se déroulent également dans un contexte de décentralisation de la production d’électricité, qui complique les décisions d’investissement dans une grosse production centralisée de type hydraulique, nucléaire en fin de vie, ou à gaz.

Le jour où le modèle de réseaux intelligents avec échange et stockage local d’électricité photovoltaïque, éolienne, piles à combustible, ou hydraulique de proximité, sera en place, l’ancien conflit autour de la propriété des grands barrages alpins paraîtra totalement dépassé.

Le barrage n’est somme toute qu’une possibilité de stocker de l’énergie qui sera un jour complétée ou remplacée par d’autres formes de stockage innovant ou de consommation coordonnée correspondant en temps réel au niveau de production.


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