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En Suisse, de nombreuses grandes centrales électriques ont une structure juridique dite de « société de partenaires ». Parmi les plus connues, on peut citer le complexe hydroélectrique de la Grande Dixence en Valais et la centrale Kraftwerke Oberhasli dans la région du Grimsel, ou encore les deux grandes centrales nucléaires de Gösgen et de Leibstadt. Nous examinons ci-après les raisons de l’existence de ces centrales partenaires, ce qui les distingue, et pourquoi certaines emploient de nombreux salariés alors que d’autres n’en ont pratiquement pas.
Les grandes centrales à accumulation sont toutes situées dans des zones montagneuses pour profiter de la topographie. Lors de la planification et de la construction de ces centrales, les régions de montagne avaient peu de ressources économiques et la demande en électricité y était encore peu élevée, au contraire des villes et du Plateau suisse. Sur ce dernier, le potentiel de production hydroélectrique était insuffisant pour répondre à lui seul à une demande en électricité qui, à l’époque déjà, était en forte croissance. Les régions montagneuses avaient, en revanche, un potentiel considérable pour construire des barrages, et c’est ainsi que sont nées les premières centrales partenaires alpines.
Leur dénomination de « société de partenaires » s’explique par le fait que les risques étaient répartis sur plusieurs investisseurs regroupés dans une même société par actions. Ceux qui avaient besoin d’électricité ont investi. Ces centrales, développées dans un esprit pionnier, produisaient même des surplus d’électricité. La rareté des clients constituant un risque, le modèle économique des centrales partenaires permettait de répartir ce risque sur plusieurs investisseurs. On peut les comparer à des coentreprises, juridiquement assimilables à des sociétés anonymes de droit public.
La société de partenaires a pour caractéristique fondamentale l’engagement des actionnaires à financer les coûts d’exploitation au prorata de leur participation ; en retour ils perçoivent la part correspondante d’électricité à un tarif « cost plus » (coût plus), majoré pour des raisons fiscales. Ce dispositif fait en général l’objet d’une convention entre actionnaires. Comme la majorité des actionnaires ne réside pas dans les régions de montagnes, une part importante de la valeur ajoutée (et des pertes potentielles) ne revient pas au site des centrales partenaires, mais là où sont implantées les sociétés des actionnaires des centrales partenaires.
Pour la même raison qu’auparavant : il s’agit de répartir les risques. En revanche, la nature du risque a changé. Aujourd’hui, l’électricité trouvera toujours preneur, mais les risques sont dorénavant liés aux fluctuations des cours de l’électricité, aux indisponibilités opérationnelles, aux fluctuations boursières liées au fonds de démantèlement et de gestion des déchets nucléaires, aux apports en eau, etc. Et ceci car les coûts d’exploitation, y compris le niveau des taxes telles que la redevance hydraulique (taxe sur le droit d’utiliser l’eau), sont fixes.
La couverture des coûts d’exploitation des centrales partenaires dépend largement du prix de vente de l’électricité, qu’il s’agisse du prix de détail ou du prix de gros. Avant la forte hausse des prix de l’électricité en 2022, il faut savoir qu’ils avaient été inférieurs aux coûts de production pendant près de dix ans en Suisse. Pour les raisons mentionnées plus haut, les pertes n’ont pas été encourues par les centrales partenaires, mais par les actionnaires - les même qui, aujourd’hui, engrangent les bénéfices. Ceci s’est traduit par d’importantes « dépréciations », à savoir des changements dans l’évaluation des centrales électriques en tant qu’actifs.
Michael Wider, directeur du domaine opérationnel Suisse d’Alpiq, connaît mieux que quiconque le monde des sociétés de partenaires, dans les bons et les mauvais moments. Il s’exprime en ces termes : « Tout comme les projets que nous menons aujourd’hui, il s’agissait, à l’époque aussi, de projets titanesques et pionniers, dont la réalisation prenait souvent plus d’une décennie, et qui comportaient des risques et des opportunités économiques et techniques considérables. En toute logique, il était préférable de les entreprendre à plusieurs plutôt qu’en solo. »
Michael fait référence à sa propre expérience. C’est sous sa direction que la centrale de pompage-turbinage de Nant de Drance, la plus récente des centrales partenaires de Suisse, a été mise en service l’année dernière, après 14 ans de travaux. Durant cette période, les prix de l’électricité sont passés du plus haut à leur plus bas niveau, avant de remonter après une longue période de vaches maigres, pour atteindre des niveaux record au moment même de la mise en service. Émotionnellement, c’était les montagnes russes. Pour une centrale de pompage-turbinage, toutefois, le niveau du prix de l’électricité n’est, à lui seul, pas un facteur déterminant. C’est la différence de prix entre l’énergie utilisée pour le pompage et l’énergie produite qui doit être suffisamment importante pour que l’exploitation d’une centrale de pompage-turbinage soit rentable.
Les centrales partenaires produisent principalement de l’électricité et les exploitants sont responsables de leur bon fonctionnement, les coûts d’exploitation étant, quant à eux, répartis proportionnellement entre les actionnaires. En contrepartie, les actionnaires bénéficient de l’électricité produite. Chaque actionnaire peut ensuite la revendre, soit à ses clients directs, soit sur le marché du négoce de l’électricité, en fonction de la structure de l’entreprise. Les investissements dans les centrales sont décidés par les organes directeurs des sociétés de partenaires et, dans la plupart des cas, sont également financés par ces dernières.
Les centrales partenaires diffèrent cependant grandement les unes des autres. La gestion de l’énergie, la politique d’investissement et les types de financement doivent être optimisés en fonction des caractéristiques de chaque centrale. Ci-dessous, trois exemples de structures de centrales:
En règle générale, la responsabilité principale pour la gestion de l’énergie est attribuée à l’actionnaire qui détient la plus importante participation dans l’entreprise. Ces actionnaires, p.ex. Alpiq, sont des entreprises qui disposent des compétences et des systèmes nécessaires pour exploiter l’énergie de manière optimale et aussi rentable que possible.
Les grandes centrales des Alpes, comme Grande Dixence ou Nant de Drance, se démarquent par leur performance et leur flexibilité. Elles sont d’une importance systémique et contribuent à la stabilité du réseau électrique très haute tension suisse ainsi qu’à la sécurité d’approvisionnement. Leur énergie n’est pas destinée à l’approvisionnement de base mais crée, entre autres, les conditions nécessaires pour que le réseau puisse assurer cet approvisionnement.
Les centrales nucléaires telles de Leibstadt ou Gösgen emploient en grande partie leur propre personnel pour assurer le fonctionnement de la centrale. Cette solution est logique pour les centrales de haute technicité telles que les centrales nucléaires.
n Valais et dans le canton de Vaud, de nombreuses centrales partenaires sont exploitées par Hydro Exploitation. Tel est par exemple le cas pour Grande Dixence, Electra-Massa, les Forces Motrices Hongrin-Léman ou les Forces Motrices de la Gougra. Hydro Exploitation est spécialisée dans l’exploitation et la maintenance de centrales hydroélectriques et dispose d’un niveau très élevé de compétences en la matière car la défaillance d’une centrale, ne serait-ce que pendant quelques jours, peut entraîner une perte économique majeure pour les partenaires.
Diverses centrales partenaires, telles que Grande Dixence, et des fournisseurs d’énergie comme Alpiq détiennent une participation dans Hydro Exploitation. La gestion des aménagements, en particulier les aspects stratégiques, est assurée par les partenaires / actionnaires de la centrale.
es centrales hydroélectriques et nucléaires sont très gourmandes en capitaux. Les concessions pour les centrales hydroélectriques ont généralement une durée de 80 ans. Cela signifie que les investissements dans ces centrales conserveront leur substance initiale sur une durée d’au moins 80 ans. Les centrales partenaires sont, en règle générale, financées par des obligations et, dans le cas d’une participation majoritaire et d’une consolidation par un actionnaire, également par un financement interentreprises.
Si la communauté exerce un droit de retour en fin de concession et reprend l’aménagement, celui-ci doit être amorti et les dettes remboursées. Les coûts d’amortissement et de capital font partie des coûts d’exploitation annuels. Même après le droit de retour et/ou le changement éventuel du détenteur des droits d’eau, à savoir du concessionnaire qui obtient le droit d’exploiter l’eau, la centrale conserve sa valeur énergétique et opérationnelle avec un nouveau bilan initial.
Jusqu’à présent, les marchés des capitaux ont montré de l’intérêt pour les centrales hydroélectriques. Ceci s’explique sans aucun doute par le fait que les partenaires et actionnaires des centrales partenaires sont souvent directement ou indirectement en mains publiques. Mais, plus important encore, c’est également lié au fait que l’hydroélectricité est une source d’énergie propre et qu’elle permet donc au marché financier d’accéder à des investissements verts, fortement plébiscités. C’est ce que montre l’exemple récent de Nant de Drance.
Le plus grand avantage est que les risques sont répartis entre plusieurs partenaires mais, vu sous un autre angle, c’est aussi un inconvénient. Pourquoi ? La prise de décisions est plus compliquée lorsque de nombreux partenaires sont impliqués au lieu d’une seule entreprise. Mais le fait d’être plusieurs nous encourage à rechercher des solutions viables et à constituer des majorités. « Les sociétés de partenaires sont une formule typiquement suisse », explique Michael Wider. « Comme nous sommes tributaires les uns des autres, nous devons pouvoir compter les uns sur les autres. À l’échelle de notre pays et de nos entreprises, nous sommes trop petits pour nous lancer seuls dans des projets d’envergure. En mutualisant les efforts, nous bénéficions d’une grande stabilité et notre perspective s’inscrit sur le long terme. »
Un tel environnement représente un défi si les partenaires ont des intérêts divergents, si un changement est en suspens en raison du processus de décision démocratique ou si un partenaire rencontre des difficultés économiques. En particulier dans le cadre d’une gestion pérenne des activités, les trois entreprises énergétiques que l’ElCom définit comme étant d’importance systémique, à savoir Alpiq, Axpo et BKW, veillent à ce que l’exploitation puisse être maintenue en cas de défaillance d’un des partenaires d’une société. Un projet est en cours depuis l’année dernière pour tenir compte de cette éventualité.