Stratégie énergétique 2050: «Nous n'avons pas de risque de pénurie d'électricité»

Le Temps, le 8 novembre 2014

Après Fukushima, la volonté de sortir du nucléaire était grande. Est-ce encore le cas ?

J'ai ce sentiment, car on ne voit pas d'autre solution. L'émotion suscitée par l'accident de Fukushima est peut-être retombée, mais nous n'avons pas le choix. Personne ne propose de construire une nouvelle centrale nucléaire et la vie de celles qui sont en activité s'achèvera bien un jour.

Le projet de loi permet théoriquement de prolonger la durée de vie des centrales de Gösgen et Leibstadt au-delà de 60 ans. N'est-ce pas un pas en arrière par rapport à la volonté affichée après Fukushima ?

Absolument pas. Au contraire. La loi actuelle n'impose aucune limite pour l'exploitation des centrales nucléaires. Seul le critère de la sécurité est déterminant. La commission exige la présentation d'un nouveau concept d'exploitation renouvelable de dix ans en dix ans. Elle oblige les entreprises à dire comment elles comptent investir pour garantir la sécurité jusqu'à la fin de l'exploitation. On y gagne peut-être en transparence et en clarté, au bénéfice de la sécurité. Et la sécurité reste la priorité absolue.

L'initiative « Sortir du nucléaire » des Verts prévoit l'arrêt définitif de la production nucléaire vers 2029. Le scénario dont vous parlez fixe l'horizon au-delà de 2040 –2045.

Leibstadt aura 50 ans en 2034. Pour l'exploitant, le coût des investissements nécessaires pour garantir la sécurité déterminera s'il est raisonnable d'aller au-delà. A titre d'exemple, Beznau doit investir environ 140 millions pour la sécurité. Ces coûts sont importants pour les propriétaires. Et de manière générale, c'est justement cette sortie progressive du nucléaire qui nous laisse le temps de concrétiser notre stratégie énergétique.

La date de l'arrêt de Mühleberg a été fixée à 2019. Ce site produit 5% de l'électricité. Serons-nous prêts pour les remplacer ?

Si l'on se réfère à la liste des projets (ndlr : il y en a 36'000) qui attendent un soutien financier par la rétribution à prix coûtant du courant injecté (RPC), ce serait le cas. Nous prenons des mesures pour réduire la liste d'attente et encourager la réalisation de ces projets. Mais, outre la décision sur l'octroi de la RPC, il faut encore obtenir les permis de construire, par exemple pour une éolienne. Cela prend du temps et ces installations seront peut-être opérationnelles un peu plus tard que prévu. Mais ce n'est pas une catastrophe, car nous pouvons importer de l'électricité en hiver. Il n'y a aucun risque de pénurie. De plus, nous prenons des mesures pour réduire la consommation.

La situation difficile de la grande hydraulique s'est invitée dans le débat. Est-il juste de lui offrir une aide à l'investissement ?

Je suis satisfaite que l'on renonce à soutenir les usines hydroélectriques existantes. Un sondage a montré que deux tiers d'entre elles étaient compétitives et que leur coût de production était inférieur à 6 ct. par kWh. Mais je comprends que l'on veuille soutenir les investissements futurs par le biais de la RPC. Les prix du marché étant très bas dans un contexte de surproduction en Europe, personne ne veut investir dans une centrale hydroélectrique en Suisse. La solution proposée est acceptable, même si c'est une subvention de plus.

Les centrales de pompage-turbinage sont exclues de cette aide. Or, on s'interroge sur leur rentabilité.

Je suis assez optimiste pour les centrales de pompage-turbinage comme Nant de Dranse en Valais. Lorsque cette installation sera opérationnelle, le marché sera encore tendu. Mais le propriétaire pourra adapter son modèle économique. Et n'oublions pas que le développement des énergies renouvelables nécessitera d'importantes capacités de stockage. Le pompage-turbinage a son rôle à jouer. C'est un atout pour la Suisse.

La droite PLR-UDC souhaite attendre d'avoir en main le projet de taxe écologique avant de prendre toute décision sur le tournant énergétique. Pourquoi les deux réformes ne progressent-elles pas au même rythme ?

Mon département et celui des Finances ont bien avancé. Nous présenterons un projet au printemps. Mais nous avons toujours dit que c'était une deuxième étape. L'objectif est de remplacer les subventions, c'est-à-dire la taxe CO2 qui finance l'assainissement des bâtiments et la RPC, par une taxe d'incitation. C'est un changement de système qui interviendra après 2020 et nécessitera une modification de la Constitution.

Quels en seront les points centraux?

A mon avis, le montant de la taxe d'incitation devrait être variable. Il devrait être plus élevé pour les énergies fossiles que pour les renouvelables. Comme on ne peut pas réformer tout le système fiscal, cette taxe sera économiquement neutre et remboursée. Comment ? On ne le sait pas encore. Mais on peut s'inspirer de la taxe CO2, qui est redistribuée à la population par une réduction des primes d'assurance maladie et aux entreprises par les caisses AVS.

Cette taxe frappera-t-elle aussi les carburants ?

C'est une question délicate. Nous prévoyons déjà une hausse par étapes de la surtaxe pour le financement du fonds routier. Il faudra en tenir compte.

A la stratégie énergétique s'ajoute la libéralisation du marché de l'électricité. N'est-ce pas trop ambitieux de mener ces deux projets de front ?

Nous avons l'obligation - légale - de présenter cette deuxième étape de l'ouverture du marché de l'électricité. Nous avons déjà du retard. Mais c'est une bonne nouvelle pour les consommateurs, qui profitent peu des bas prix de l'électricité achetée sur le marché européen. Ils pourront choisir leur fournisseur. Mais ils ne pourront changer qu'une fois par année et nous partons de l'idée que moins de 10% des ménages feront usage de cette possibilité. En revanche, ce sera un net avantage pour les PME. Elles pourront réduire leur facture d'électricité. Je reviens de Norvège, où le marché est libéralisé depuis 1995. Nous avons pu constater que les écarts de prix entre fournisseurs sont très réduits, contrairement à la Suisse, où les différences de tarifs peuvent atteindre 40%.

Le secteur électrique a besoin d'un accord avec l'UE. Votre interlocuteur européen, l'Allemand Günther Oettinger, vient de passer la main à l'Espagnol Miguel Arias Cañete. Que reste-t-il à régler ?

Il n'y a plus de divergence d'ordre technique. Mais il reste deux points à régler. La difficulté majeure reste de concilier l'accord sur l'électricité avec les négociations en cours sur les questions institutionnelles. Comme le couplage des marchés européens deviendra réalité le 1er janvier 2015, il faut voir si l'UE sera d'accord d'intégrer la Suisse ou la considérera comme un Etat tiers. Je dois en parler prochainement avec le nouveau commissaire européen Cañete.

Ne faudra-t-il pas aussi investir beaucoup d'argent dans les lignes de transport d'électricité ?

Oui, absolument. C'est d'ailleurs ce qui m'inquiète le plus. Le réseau doit être modernisé et doté de capacités suffisantes. Les procédures peuvent durer jusqu'à 12 ou 15 ans et certains projets sont bloqués parce qu'on demande de les enterrer. On a malheureusement perdu du temps. Les entreprises n'ont plus guère investi, dans l'attente de la création de la société nationale du réseau Swissgrid. Ces dix dernières années, on n'a construit que 130 kilomètres alors qu'il en aurait fallu 1'000. Nous allons bientôt mettre en consultation la nouvelle stratégie qui permettra de rénover et d'étendre un réseau répondant aux besoins de demain. Il faudra en effet investir pour assurer le transport de l'électricité, par exemple du Valais à Genève ou du nord de l'Europe vers le sud.

Encourageriez-vous les cantons romands à racheter les parts d'Alpiq dans Swissgrid ?

Oui, mais cette décision n'appartient pas à la Confédération.

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