Electricité

L'avenir des barrages en question

La décision d’Alpiq de mettre sur le marché 49% de son patrimoine hydroélectrique secoue les esprits. Comment en est-on arrivé là et quelles solutions se dessinent?

Alpiq, société internationale née en 2009 de la fusion du groupe romand EOS qui possédait de nombreux barrages en Valais et du soleurois Atel, actif en Suisse et à l’étranger dans le domaine de l’énergie, accumule de lourdes pertes depuis plusieurs années. Lundi, elle a décidé de mettre en vente 49% de ses actifs dans l’hydrolélectricité, part dont la valeur peut être estimée à plus d’un milliard de francs. Que se passe-t-il et quelles conséquences aura cette décision sur le marché et la production d’électricité suisses?

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Ce que vend Alpiq

La nouvelle de la vente, inattendue, a créé la surprise car elle touche à un patrimoine, barrages et installations de production, dont la valeur est symbolique puisque l’industrie suisse moderne s’est construite grâce à ces réserves hydroélectriques dont l’accumulation a nécessité des chantiers gigantesques dès les années 1960.

Alpiq met en vente 49% de son portefeuille hydroélectrique investi dans 18 centrales, soit 13 à accumulation dans le massif alpin et 5 au fil de l’eau (rivières). Elles représentent une production annuelle de 5 milliards de kWh. Ce patrimoine est fortement morcelé puisque chaque installation est gérée par une société dans laquelle Alpiq n’est presque jamais majoritaire. Alpiq possède par exemple 39% du barrage de l’Hongrin-Léman, alors que le plus gros actionnaire, quoique minoritaire, est Romande Energie (41%). Alpiq est présent dans une cinquantaine de sociétés suisses.

Il va regrouper ces participations dans une seule société et vendre 49% de ce portefeuille global sans que cela permette à un seul acheteur de devenir entièrement propriétaire, voire actionnaire majoritaire, d’un barrage. Cette vente représente quelque 10% de la production hydroélectrique suisse.

Raisons de l’opération

Lorsque les prix du marché de gros de l’électricité en Europe se sont effondrés, à partir de 2012, Alpiq s’est retrouvé pris à la gorge car il avait acheté de l’électricité saisonnière à l’étranger avec trois ans d’avance, à un prix élevé, pour garantir l’approvisionnement de ses clients, soit les sociétés électriques en contact direct avec les consommateurs dont la grande partie sont captifs. Alpiq ne pouvait plus couvrir ses frais car, avec l’ouverture partielle du marché suisse dès 2009, les distributeurs et les industriels ont pu s’approvisionner à bon compte à l’étranger et contourner leur fournisseur Alpiq devenu trop cher.

Depuis 2011 le groupe a cumulé des pertes de plus de 4 milliards de francs. Pour redresser la barre, et faute de pouvoir reporter ses charges sur le consommateur final, le groupe a commencé à vendre des actifs à l’étranger, puis des biens mineurs en Suisse. La cession de 49% annoncée lundi indique qu’Alpiq ne croit pas à un redressement des prix sur le marché européen ces prochaines années et veut s’éloigner de son corps de métier principal de producteur d’énergie hydroélectrique. La question de ses participations dans les centrales nucléaires de Gösgen et Leibstadt, peu rentables et invendables, reste posée.

Le prix du marché se situe à 2,8 centimes le kWh alors que le coût de production en Suisse se monte à 6,5 centimes. Un tiers de ce coût est dû à des taxes, dont certaines, comme la taxe hydraulique qui rapporte 550 millions de francs par an aux communes proches des barrages, ne sont pas indexées au prix du marché.

Problème structurel

Sous pression de la libéralisation européenne, le marché suisse de l’électricité s’est ouvert en 2009 pour les gros consommateurs et devrait l’être dès 2019 pour les ménages.

Cela a bouleversé les rapports commerciaux cartellaires qui régissaient la production, la distribution et la commercialisation de l’électricité. Alpiq disposait de clients captifs qui ne le sont plus aujourd’hui. Par contre, les sociétés électriques régionales, comme SIG à Genève, SIL à Lausanne, ou Romande Energie, disposent encore de clients captifs et tirent une grande partie de leurs revenus de la distribution de l’électricité, ce qui explique leur excellente santé financière.

Une redistribution des cartes entre gros producteurs et distributeurs aurait dû avoir lieu, mais la branche électrique, tiraillée par des conflits d’intérêts, n’a jamais empoigné le problème. On compte 700 sociétés électriques dans le pays, soit une pour trois communes. Ce système archaïque, marqué par le chevauchement des intérêts communaux et cantonaux, explique en grande partie les problèmes financiers d’Alpiq ou d’Axpo.

Les solutions

Dans un premier temps, les actionnaires indirectement publics d’Alpiq, soit les sociétés régionales comme Romande Energie, SIG, SIL, ou groupe E (Fribourg-Neuchâtel), et des distributeurs soleurois ou bâlois achèteront tout ou partie des parts mises en vente par Alpiq. Certains d’entre eux ont déjà manifesté leur intérêt, ce qui écarte le risque d’accroissement des participations étrangères dans les barrages suisses (EDF possède 25% d’Alpiq).

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Le danger serait de croire que le problème est ainsi réglé et qu’Alpiq, déchargé d’un poids financier, retrouvera la santé financière grâce à ses activités dans les services énergétiques et ses filiales à l’étranger. En réalité, la complexité du régime de propriété du marché électrique augmente encore. La crise financière d’Alpiq constitue le moment rêvé pour restructurer intelligemment le secteur en assainissant et en déterminant le rôle et le pouvoir direct et indirect des collectivités publiques dans l’hydroélectricité, et, pourquoi pas, le nucléaire. Sinon l’ouverture totale du marché, dès 2019, va sonner l’entrée dans une nouvelle crise.

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