Centrales thermiques à énergies fossiles. Réalisation potentielle et répercussions

Wortlaut

En rapport avec les discussions autour de la politique énergétique alimentées par les événements au Japon, la question des énergies renouvelables est plus actuelle que jamais.

Nous chargeons le Conseil fédéral de répondre aux questions suivantes :

1. Selon lui, combien de temps nécessiteraient la planification, la construction et la mise en service d'une centrale au gaz à cycle combiné si l'on tient compte de toutes les procédures de recours et voies de droit possibles ?

2. Outre Chavalon, quels sites d'implantation considère-t-il comme appropriés ? Existe-t-il déjà des projets et des stratégies à ce sujet ?

3. Comment le Conseil fédéral envisage-t-il la réalisation des objectifs climatiques dans l'hypothèse où de telles centrales seraient construites ? En Allemagne, les centrales à charbon ou au gaz ne sont parfois pas prises en compte dans le calcul des émissions de CO2. Une telle option serait-elle envisageable pour la Suisse ? Dans la négative, comment le Conseil fédéral compte-t-il atteindre les objectifs fixés en Suisse ?

4. Les gisements de gaz se situent surtout dans des pays politiquement instables. Comment le Conseil fédéral juge-t-il la construction de telles centrales sous l'angle de la sécurité de l'approvisionnement ?

5. Quelles conséquences financières (construction, exploitation, prix de l'électricité, etc.) auraient ces centrales ?

6. La Suisse dispose-t-elle des capacités nécessaires en matière de conduites de gaz pour l'exploitation de telles centrales ? Dans la négative, combien de temps faudrait-il pour compléter le réseau ?

7. Quels autres agents énergétiques fossiles pourraient entrer en ligne de compte et quelles seraient alors les réponses du Conseil fédéral ?

Stellungnahme des Bundesrates

1. Durant le premier semestre 2006, l'Office fédéral de l'énergie (OFEN) a créé le groupe de travail "Sites et procédures d'autorisation pour centrales thermiques à combustibles fossiles". Ce groupe de travail a étudié de manière approfondie les questions liées au choix des sites d'implantation ainsi que les aspects juridiques qui sont associés à la construction de centrales à cycle combiné (CCC, avec turbine à gaz et à vapeur), à l'intention de promoteurs potentiels et des autorités concernées.

Que la priorité soit donnée à la production d'électricité où à celle de chaleur, la construction et l'exploitation d'une centrale thermique à combustibles fossiles d'une puissance installée supérieure à 100 MW ne peut se faire avant que l'exploitant n'ait conclu avec la Confédération un contrat en bonne et due forme prévoyant la pleine compensation des émissions de CO2 de la centrale.

L'ordonnance relative à l'étude de l'impact sur l'environnement (OEIE) stipule que les installations destinées à la production d'énergie d'une puissance thermique supérieure à 100 MWth sont soumises à l'EIE, la procédure décisive étant à déterminer par le droit cantonal. L'étude d'impact sur l'environnement précède la procédure d'autorisation de construire à proprement parler. Cette procédure se divise le plus souvent en trois parties : procédure cantonale d'autorisation de construire, procédure d'approbation des plans pour l'amenée du gaz, procédure d'approbation des plans pour la ligne à haute tension. Si la vapeur est condensée au moyen d'eaux fluviales, une procédure cantonale d'octroi de concession est également nécessaire. Il faut également compter le temps nécessaire à la construction du bloc CCC, que le groupe de travail évalue à deux ans environ. En fonction du nombre de procédures d'approbation des plans, d'organes à consulter, de conditions à remplir et de réclamations déposées, il peut s'écouler entre quatre et six ans depuis le début de l'étude d'impact sur l'environnement jusqu'à l'octroi de l'autorisation d'exploitation.

L'entrée en vigueur du plan sectoriel des lignes de transport d'électricité (PSE), prévue pour 2012, implique par ailleurs un allongement de 6 à 12 mois des procédures d'autorisation de lignes à haute tension (art. 1a de l'ordonnance sur la procédure d'approbation des plans d'installations électriques ; RS 734.25).

2. Le groupe de travail précité s'est penché prioritairement sur la question du site. Il est parvenu à la conclusion que le critère qui détermine le plus fortement le choix d'un emplacement est la proximité avec un réseau de conduites de gaz à haute pression et avec un réseau d'électricité à haute tension. Les autres critères déterminants sont la place disponible, les possibilités de refroidissement, le potentiel d'utilisation des rejets de chaleur ainsi que la question du type de production, centralisée ou décentralisée. Dans l'ordonnance sur la compensation du CO2, le Conseil fédéral fixe à 62 % le taux minimal d'efficacité globale pour les CCC implantées sur de nouveaux sites. Pour atteindre ce taux, il est incontournable de soutirer de la chaleur (ou de la vapeur) au profit par exemple d'une installation industrielle, ce qui restreint le choix du site. Un taux d'efficacité globale plus faible (58,5 %) s'applique aux centrales situées sur un site où une centrale était exploitée auparavant, ce qui ne nécessite pas de soutirer de la chaleur. Exception faite de la Suisse orientale, tout le Plateau est globalement approprié comme site d'implantation pour des CCC d'une puissance électrique de 550 MW. Dans les régions périphériques par contre, les pressions des réseaux de gaz sont trop faibles.

3. En fonction du type de chaudière et de la puissance, une centrale émet chaque année entre 0,5 et 1 million de tonnes de CO2. La loi sur le CO2 oblige les exploitants de centrales à compenser totalement ces émissions, pour 70 % au moins avec des projets de compensation réalisés en Suisse. Cette obligation de compensation n'est pas une mesure de réduction visant à diminuer les émissions actuelles de CO2. Elle permet en fait d'assurer que l'exploitation de centrales ne vient pas alourdir le bilan CO2. Cette obligation de compensation faite aux centrales doit donc être qualifiée de mesure de stabilisation et de ce fait de mesure en soi. Le Conseil fédéral est toujours d'avis qu'une compensation à 1,0 % par les centrales thermiques à combustibles fossiles doit être maintenue dans la loi sur le CO2 de manière à ne pas compromettre les objectifs climatiques.

Plus il y a de CCC en Suisse et plus les coûts de compensation du CO2 dans notre pays augmentent. Cela vient du fait que les exploitants de CCC sont obligés de réduire leurs émissions de CO2 avec des projets de compensation à l'intérieur du territoire. Donc plus on construit de CCC et plus les projets supplémentaires nécessaires deviennent chers. D'ailleurs, au-delà d'un certain nombre de CCC, toute centrale supplémentaire pourrait s'avérer non rentable à cause justement des coûts de compensation du CO2. Selon le protocole de Kyoto, les émissions de CO2 qui résultent de la production d'électricité doivent être intégralement prises en compte dans les calculs. Cette règle vaut aussi pour l'Allemagne. Dans les États de l'UE, les centrales sont obligatoirement liées au système d'échange de quotas d'émission (SEQE). À partir de 2013, le secteur de l'électricité doit acquérir aux enchères tous les droits d'émission nécessaires. La limite supérieure fixée pour toute l'UE continue d'être abaissée, indépendamment de la construction de nouvelles centrales thermiques à combustibles fossiles. Si la Suisse participait au système d'échange de quotas d'émission de l'UE, les centrales suisses auraient la possibilité alternative - en plus de l'obligation de compenser - de participer au SEQE dans le cadre de la loi sur le CO2 révisée. Elles devraient alors enchérir sur le marché des droits d'émission de l'UE et pourraient ainsi compenser leurs émissions de CO2. Cette situation aurait pour avantage que les CCC des États membres de l'UE et de Suisse disposeraient des mêmes conditions pour la compensation du CO2. La Suisse et l'UE ont d'ailleurs entamé les négociations d'un traité qui vise à lier les deux systèmes d'échange de quotas d'émission.

4. Les réserves prouvées mondiales de gaz naturel suffisent pour une bonne soixantaine d'années, compte tenu du niveau actuel de consommation, sans y inclure les ressources non conventionnelles. De plus, trois quarts de ces réserves sont à portée du marché gazier européen, c'est-à-dire qu'elles sont situées dans un rayon de 5000 kilomètres. Du fait de l'utilisation croissante du gaz naturel liquifié (GNL) dans les transactions commerciales, le marché s'est mondialisé tout en devenant de plus en plus flexible.

Le système suisse d'acquisition et d'approvisionnement en gaz fonctionne parfaitement depuis 1970. Swissgas importe environ 75 % du gaz naturel, moyennant un portefeuille d'acquisition largement diversifié. Des contrats à long terme conclus avec des fournisseurs européens - au nombre desquels l'Allemagne, les Pays-Bas, l'Angleterre et la Norvège - prévoient l'accès aux réservoirs gaziers des fournisseurs, également en situation de crise. De plus, la société régionale Gaznat s'est assurée contractuellement l'accès à des capacités de stockage sur un site près de Lyon (F). Par ailleurs, en cas de crise de l'approvisionnement, les utilisateurs d'installations dites bicombustibles se rabattraient sur des énergies de remplacement (pétrole), afin de laisser plus de gaz à disposition des consommateurs monocombustibles. Les installations bicombustibles fonctionnent indifféremment avec des combustibles gazeux ou liquides. Des stocks obligatoires (de mazout) sont d'ailleurs prévus pour garantir l'exploitation normale de ces installations bicombustibles durant 4 mois et demi. Lorsque les quelque 7500 gros consommateurs dotés d'installations bicombustibles commutent sur l'énergie de remplacement, cela réduit dans un délai très court la consommation de gaz de près de 40 % au profit des petits consommateurs.

L'examen des fondements de la politique énergétique suisse passera aussi par l'analyse des conséquences que la construction de centrales à gaz à cycle combiné visant à combler une pénurie d'électricité pourrait entraîner pour la sécurité de l'approvisionnement gazier en Suisse. La dimension internationale des risques liés à l'acquisition de gaz sera également prise en compte.

5. Les coûts de construction et d'exploitation de centrales électriques de divers types ont été analysés dans le cadre des "Perspectives énergétiques 2035". Dans le tome 5, "Analyse und Bewertung des Elektrizitätsangebotes" (seulement en allemand), on trouve les coûts détaillés de chacune des technologies considérées.

On peut raisonnablement estimer que les coûts d'investissement liés à la construction de centrales thermiques à combustibles fossiles n'ont guère évolué depuis la publication de cette étude. La nécessité de mettre à disposition de nouvelles capacités de production, au vu de l'évolution actuelle de la consommation en Suisse, entraînera une augmentation générale des coûts d'approvisionnement en électricité. Les coûts actuels sont relativement bas car les centrales hydrauliques et les centrales nucléaires suisses sont déjà largement amorties. De nouvelles CCC - et dans une moindre mesure les installations de couplage chaleur-force (CCF) - sont moins chères à construire par unité de puissance (kW) installée que de nouvelles centrales nucléaires, de nouvelles grandes centrales hydrauliques ou de nouvelles installations utilisant les énergies renouvelables (solaire ou éolienne). Il en va de même des coûts d'exploitation si l'on fait abstraction de ceux en énergie.

Par ailleurs, les coûts de production des centrales thermiques à combustibles fossiles dépendent bien plus des cours variables des combustibles (fossiles) et des frais de compensation du CO2 que ce n'est le cas pour l'énergie nucléaire et les énergies renouvelables. Le prix de l'électricité facturé aux consommateurs finaux est toutefois largement influencé par d'autres facteurs que les seuls coûts de production : les coûts du réseau par exemple, qui représentent la moitié environ du prix final, ainsi que les taxes publiques. Pour les ménages, les coûts de production ne représentent finalement qu'environ 40 % de la facture d'électricité. Mais même avec une telle proportion, il n'est guère possible de se prononcer sur l'influence d'une technologie de production ou d'une installation particulière, car les prix sont déterminés par la composition globale du portefeuille de production ainsi qu'en partie par le négoce international de l'électricité. L'évolution du prix de l'électricité en Suisse et l'influence exercée par divers facteurs sont expliqués plus en détail dans le rapport relatif au postulat 08.3280 Stähelin. Ce rapport sera remis prochainement au Conseil fédéral.

6. Le groupe de travail "Sites et procédures d'autorisation pour centrales thermiques à combustibles fossiles" et l'Association Suisse de l'Industrie Gazière (ASIG) considèrent que le réseau à haute pression de Swissgas et des sociétés régionales est de dimension suffisante pour transporter les volumes nécessaires de gaz naturel vers la plupart des sites envisageables pour une centrale. Dans la plupart des cas, il faut toutefois construire une ligne de raccordement qui va du réseau à haute pression au site de la centrale. Des installations CCC de taille plus modeste et construites à proximité d'espaces densément peuplés offrent de meilleures possibilités de valorisation des rejets thermiques. Le temps nécessaire à la construction d'un gazoduc à haute pression peut fortement varier, comme le montrent les projets approuvés par l'OFEN au cours des dernières décennies. La société Gaznat compte 18 mois pour réaliser une conduite de 4 kilomètres raccordant Chessel à Chavalon, notamment en raison des difficultés posées par l'accès escarpé à la centrale à gaz.

7. En Suisse, le charbon n'entre pas en ligne de compte en tant qu'agent énergétique fossile alternatif au gaz naturel. Les raisons en sont les suivantes : importantes émissions de CO2, manque d'acceptation de la population, longs trajets pour l'importation et quasi-absence de sites envisageables pour l'implantation d'une centrale à charbon en Suisse. Pour ce qui est du pétrole, sa transformation en électricité pourrait être pertinente tout au plus pour l'huile lourde produite dans les raffineries de Cressier et de Collombey. Comme ce sous-produit du processus de raffinage n'est plus guère utilisé dans l'industrie suisse, on en exporte chaque année 0,3 à 0,4 million de tonnes, au titre de carburant bon marché pour le transport maritime (carburant de soute). Globalement, la transformation de cette huile lourde en électricité dans une centrale moderne en Suisse serait plus judicieuse que son utilisation comme carburant de soute.

Réponse du Conseil fédéral.