Positionnement sur la sécurité des investissements

En résumé

Ces dernières années, ce sont quasiment uniquement des systèmes d’autoconsommation qui ont été mis en œuvre, et dans de nombreux cas, les toits n’ont été que partiellement occupés et leur potentiel n’a donc pas été pleinement exploité.
Et ce, malgré le fait que l’électricité produite par les grands systèmes est nettement moins chère que celle produite par les petits systèmes : le coût de l’électricité est (sans rémunération du capital et sans marge) d’environ 8-10 c/kWh pour les systèmes de plus de 100 kWc, et d’environ 14-18 c/kWh pour les systèmes de moins de 10 kWc.
Mais les grandes centrales sans autoconsommation ne sont pas construites. En effet, il est impossible de prévoir l’évolution du prix de l’électricité dans le temps. Les systèmes photovoltaïques étant normalement amortis sur 20 ans, le risque d’investissement ne peut être estimé dans les conditions actuelles.
Le problème du risque d’investissement est également d’actualité dans d’autres secteurs : différents instruments ont été développés à cet effet, dont l’Assurance suisse contre les risques à l’exportation SERV.
Le Parlement et le Conseil fédéral ont également reconnu le problème : l’ordonnance relative à la loi sur le CO2 mentionne explicitement le risque d’investissement dans les contrats d’énergie et les réseaux de chaleur locaux et propose des instruments pour atténuer ce risque.

Si la Suisse veut pouvoir compter sur un approvisionnement en énergie 100 % domestique et renouvelable, elle aura besoin d’environ 50 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque installée. À la fin de 2020, seuls environ 3 GW avaient été installés. Si le photovoltaïque continue à être développé au rythme actuel, il nous faudra plus de 100 ans pour atteindre l’objectif. Une multiplication par cinq de l’expansion est donc nécessaire. Mais cela ne fonctionnera que si de grandes usines (de production) sont également construites.

C’est pourquoi VESE, l’Association des Producteurs d’Energie Indépendants, énumère ci-dessous plusieurs moyens de gérer le risque d’investissement dans les nouvelles usines :
(a) un tarif de rachat uniforme, stable à long terme et minimal,
(b) la vérité des coûts de transport et de bilan écologique,
(c) l’assurance suisse contre les risques solaires SRRV.

Tarif de rachat uniforme, stable à long terme et minimal

La sécurité de l’investissement peut être assurée par la fixation annuelle d’un tarif de rachat minimum, qui s’applique pendant 20 ans à compter de la date de mise en service. Pour 2021, par exemple, un tarif de rachat minimum de 8 cents/kWh pour toutes les centrales serait réaliste.

Financement

  • Les prix de l’énergie pour le client final tournent déjà autour de 8 c/kWh aujourd’hui. Il est peu probable qu’elles diminuent à l’avenir. Même avec une part à deux chiffres de l’énergie solaire dans le mix électrique, la facture serait encore mitigée. Si l’on ajoute à cela les coûts de production (même légèrement inférieurs) de l’énergie éolienne et de l’hydroélectricité, il resterait une marge suffisante avec un prix de détail de l’énergie de 7 c/kWh, par exemple.
  • Comme le montre également pvtarif.ch, les tarifs de rachat sont déjà largement à ce niveau – le grand problème ici est la stabilité à long terme.
  • Cette stabilité à long terme pourrait être obtenue en obligeant tous les fournisseurs d’électricité (sur le marché captif et le marché libre) à inclure l’électricité solaire suisse au tarif de rachat minimum en pourcentage de l’étendue de l’approvisionnement.

Avantages

  • Aucune subvention supplémentaire ne serait nécessaire pour le photovoltaïque, l’expansion se ferait d’elle-même.
  • Les citoyens et les coopératives solaires construiraient des installations solaires même sans campagnes d’information et de publicité coûteuses.
  • Grâce à la conception annuelle astucieuse du tarif de rachat minimum et à sa communication anticipée à long terme, l’expansion pourrait être contrôlée à long terme, ce qui présenterait notamment le grand avantage que, contrairement à aujourd’hui, les opérateurs ne devraient plus construire par « vagues », mais disposeraient d’un carnet de commandes continu pouvant être planifié à long terme. Cela permettrait aussi de générer automatiquement des capacités de formation pour dispenser une instruction adéquiate au »personnel junior PV, dont le besoin est si urgent.
  • Couverture du prix de l’électricité : les entreprises de fourniture d’électricité auraient un prix d’achat prévisible, similaire à un AAE.Si les prix du marché devaient augmenter, les prix d’achat resteraient stables et « inférieurs au prix du marché ».En conséquence, cela signifie également des prix de l’électricité stables pour les clients finaux fournis, au moins pour la part solaire.

Points critiques

  • Si les prix du marché spot sur la bourse de l’électricité se rapprochaient de 0 c. à midi en été, par exemple, les 8 c/kWh représenteraient une somme importante et une électricité chère.

Contre-arguments :

  • Il n’est pas dit que cela doit aussi être le cas à l’avenir (arrêt des centrales à charge de base, également à l’étranger, selon des échéances prévisibles et connues).
  • Il est peu probable que la tarification du client final reproduise effectivement ce prix du marché spot. L’expérience montre que les réductions de prix au niveau de la production atteignent rarement les clients finaux dans leur intégralité.

Vérité des coûts écologiques et de Transport

En Suisse, 100 % de l’électricité vendue doit être accompagnée d’un certificat d’origine (COO), qui indique le type de production. En ajoutant au certificat d’origine un élément relatif au transport et au bilan écologique, la valeur de l’électricité pourrait être cartographiée de manière plus précise et les coûts externes de l’électricité fossile et nucléaire pourraient être cartographiés. Grâce aux « conditions de concurrence équitables » qui existeraient alors, les nouvelles énergies renouvelables seraient plus intéressantes en termes de prix que, par exemple, l’électricité produite à partir du charbon.
Deux exemples :

  • Électricité produite à partir de charbon en provenance d’Allemagne : elle passe par tous les niveaux du réseau (par exemple,  » frais  » de 2 c. ) et a de nombreux points d’impact sur l’environnement (par exemple,  » frais  » de 3 c.) – ensemble 5 c/kWh de coûts supplémentaires pour cette électricité produite à partir de charbon, ces coûts supplémentaires seraient ajoutés au COO.
  • Electricité solaire locale : elle ne passe que par le niveau 7 du réseau (sans frais) et a un faible impact sur l’environnement (par exemple,  » frais  » de 1 c.) – l’électricité solaire locale aurait donc un avantage COO de 4 ckWh.

Financement

Ce modèle est basé sur l’internalisation des coûts externes. Cela se fait en facturant les COO, soit directement à la centrale de production, soit à l’importation et à la redistribution ultérieure via les frais de réseau (analogue à l’ancien financement des coûts supplémentaires, mais dans le sens inverse).

Avantages

  • Les coûts externes causés par chaque production d’électricité seraient internalisés. Les différentes technologies de production seraient « sur un pied d’égalité » en raison de l’internalisation des coûts, ce qui rendrait la libre commercialisation de l’électricité beaucoup plus équitable.

Points critiques

  • Le risque d’investissement pour les centrales de production solaire pure serait toujours présent, mais réduit.

Assurance suisse contre les risques solaires SSRV

Avec cette approche, le risque d’investissement serait couvert sur une durée de 20 ans, par exemple. À cette fin, un tarif de rachat de référence de 8 c/kWh, par exemple, serait fixé au moment de la mise en service. Pendant la durée de l’assurance, les tarifs de rachat payés en termes réels seraient additionnés et considérés à la fin de la durée : si le tarif de rachat moyen obtenu était inférieur à 8 c, la différence serait couverte par l’assurance. Si le tarif moyen était supérieur à 8 c, il n’y aurait pas de compensation et le bénéfice reviendrait à l’exploitant de la centrale.

Financement

Le tournant énergétique est un projet de génération. À cet égard, le financement public de cette assurance serait justifiable.

Avantages

  • Des modèles similaires existent déjà pour la SERV (Assurance suisse contre les risques à l’exportation), et leurs méthodes et expériences pourraient être adoptées.
  • Le secteur public pourrait largement contrôler le financement en fixant des exigences – par exemple, des tarifs de rachat minimum pourraient être fixés, ce qui aurait une influence directe sur les risques d’assurance maximums à prévoir.
  • L’économie de marché et l’esprit d’entreprise seraient renforcés, car l’assurance ne s’appliquerait que si l’installation de production produit effectivement de l’électricité et est entretenue.

Points critiques

  • Les investisseurs dans les usines de production sont exposés à l’intégralité du risque de marché pendant la durée du contrat, la couverture n’intervenant qu’à la fin du contrat.