Message concernant l’arrêté fédéral relatif au financement de centrales de réserve

1.1.1 Risques en matière d’approvisionnement à partir de 2026

Les risques pesant sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique ont considérablement augmenté ces dernières années. Le contexte géopolitique est tendu et la Commission fédérale de l’électricité (ElCom) estime que l’évolution de la situation en matière d’approvisionnement restera très incertaine dans les années à venir. Un approvisionnement énergétique sûr revêt une importance capitale pour la population et l’économie. À court et moyen termes, la Suisse doit veiller à disposer de réserves suffisantes en cas de pénurie d’électricité en Europe.

Selon les analyses des risques effectuées par la Confédération, une grave pénurie d’électricité entraînerait d’importants dommages économiques se chiffrant en milliards. Dans le rapport sur l’analyse nationale des risques 2025 publié par l’Office fédéral de la protection de la population (OFPP)⁴, une pénurie d’électricité de longue durée en hiver figure en deuxième place parmi les risques les plus importants pour la Suisse. L’OFPP indique des dommages pouvant atteindre 84 milliards de francs en cas de baisse de 30 % de l’approvisionnement en électricité pendant douze semaines en hiver.

1.1.2 Recommandation de la Commission fédérale de l’électricité (ElCom)

Compte tenu de la situation tendue en matière d’approvisionnement énergétique durant l’hiver 2022/2023, le Conseil fédéral a anticipé par voie d’ordonnance la mise en place du cadre juridique nécessaire à l’instauration d’une réserve d’électricité afin de réduire le risque d’une grave pénurie d’électricité. Avec le Parlement, il a ensuite inscrit la réserve d’électricité⁵ à l’échelon de la loi en procédant à la modification de la LApEl et d’autres actes (loi du 23 décembre 2011 sur le CO₂⁶ et loi du 30 septembre 2016 sur l’énergie [LEne]⁷). L’ElCom, qui est chargée de fixer les valeurs-clés de la réserve d’électricité, recommande actuellement⁸, en plus de la réserve hydroélectrique, la mise en place d’une réserve affichant une capacité de puissance continue d’au moins 500 mégawatts (MW) à partir de 2030 et de 700 à 1400 MW à partir de 2035, afin de pouvoir faire face à des situations critiques. La puissance de réserve recommandée tient compte des incertitudes liées aux futures capacités d’importation transfrontalières.

Les études de l’ElCom montrent qu’il est impossible de se passer de centrales de réserve offrant une disponibilité élevée en continu. Seules les centrales de réserve sont en mesure de mettre à disposition rapidement, en cas de besoin, des puissances élevées de plusieurs centaines de mégawatts et de fournir de l’énergie sans interruption sur une longue durée.

1.1.3 Centrales de réserve disponibles jusqu’à la fin du printemps 2026

Les contrats relatifs aux centrales de réserve existantes, sises à Birr (GE Vernova), à Cornaux et à Monthey, d’une puissance totale de 336 MW, sont arrivés à échéance entre fin avril et fin mai 2026.

1.1.4 Centrales de réserve pour une durée d’exploitation de 15 ans

Le 14 mai 2025, le DETEC a adjugé le marché aux projets de centrales de réserve ci‑après d’une puissance électrique totale de 583 MW en se fondant sur l’ordonnance sur une réserve d’hiver. Ces installations pourront être fonctionnelles d’ici trois à cinq ans, remplissant ainsi les exigences de l’ElCom concernant la capacité de réserve (au moins 500 MW à partir de 2030). Pour 2035 et les années suivantes, un nouvel appel d’offres sera lancé en temps voulu par Swissgrid afin de répondre aux besoins en réserve, qui oscillent entre 700 et 1400 MW selon les estimations de l’ElCom.

Les deux projets de la société Getec (Eiken-Sisslerfeld et Stein) ont été regroupés en un seul projet de grande envergure d’une puissance de 57 MW à Stein, dans le canton d’Argovie, de sorte que des contrats ont été conclus pour quatre projets.

Les 583 MW mis à disposition au total par les quatre centrales de réserve qui doivent être fonctionnelles à partir de 2030 environ correspondent aux recommandations de l’ElCom datant de mai 2025.

Tableau 1

Vue d’ensemble des projets retenus et de leur puissance électrique

La Confédération a conclu des contrats de prestations avec les exploitants qui obligent ces derniers à mettre à disposition la puissance électrique convenue pendant la période de disponibilité. Elle ne construit donc pas de centrales de réserve et n’en assure pas non plus l’exploitation. Cette tâche incombe aux exploitants.

Les coûts liés à la mise à disposition des centrales de réserve sont couverts par une rémunération annuelle convenue contractuellement, qui est versée à compter de la date de mise à disposition. La durée du contrat est de 15 ans à compter de cette même date. Conformément au contrat, les exploitants peuvent toutefois demander des acomptes avant la mise à disposition de leurs centrales afin de réduire au maximum leurs propres besoins en capitaux et, partant, les coûts de financement répercutés sur les consommateurs d’électricité. Ces acomptes doivent être considérés comme des rémunérations pour la disponibilité perçues à l’avance et seront déduits de celles-ci pendant la phase d’exploitation. Trois conditions doivent être remplies pour que la Confédération puisse les verser:

1. entrée en vigueur de la modification de la LApEl⁹ (Réserve d’électricité) (probablement le 1^er juillet 2027);

2. approbation des crédits d’engagement et des crédits de dépenses nécessaires et inscription des fonds correspondants au budget;

3. garanties financières de l’exploitant couvrant, s’il faisait faillite, les acomptes qu’il a reçus.

Le contrat signé par le DETEC et les prestataires charge les exploitants de ces quatre projets de mener l’étude de projet jusqu’à l’obtention de l’autorisation de construire et de fournir les prestations préalables requises. La phase de construction d’un projet ne pourra débuter qu’après l’octroi de l’autorisation de construire exécutoire qui le concerne et une fois que le Parlement aura approuvé le crédit d’engagement demandé dans le présent message pour la mise à disposition des centrales de réserve. Pour permettre la mise à disposition des centrales de réserve sur une période de 15 ans, le Conseil fédéral demande au Parlement, via le présent message, d’approuver le crédit d’engagement et le crédit additionnel nécessaires à cet effet, qui atteignent au total quelque 2,3 milliards de francs (crédit d’engagement pour le financement de centrales de réserve et crédit additionnel intitulé «Étude de projet et prestations préalables, centrales de réserve» [V0377.01]).

1.1.5 Solution transitoire jusqu’à la mise à disposition des centrales de réserve

Étant donné que les contrats relatifs aux centrales de réserve existantes ont expiré à la fin du printemps 2026 et que les premières centrales de réserve ne seront disponibles qu’à partir de l’hiver 2029/2030 au plus tôt, une solution transitoire s’avère indispensable pour assurer la sécurité d’approvisionnement de la Suisse pendant l’hiver.

À cette fin, le banc d’essai de l’entreprise Ansaldo Energia, sis à Birr dans le canton d’Argovie, qui comprend une turbine à gaz d’une puissance de 250 MW, sera mis à disposition de février 2027 à fin mai 2030 en tant que centrale de réserve en cas de pénurie d’électricité¹⁰, tout comme la centrale à gaz à cycle combiné de l’entreprise Energie Wasser Bern (ewb), sise à Bern-Forsthaus, d’une puissance de 50 MW, de janvier 2027 à fin mai 2030. Le Parlement a déjà approuvé en décembre 2025 les crédits d’engagement nécessaires à cette solution transitoire (cf. chap. 3.2.1).

Le contrat relatif à la centrale de réserve existante du Groupe E, sise à Cornaux, a été prolongé de quatre ans, jusqu’à fin mai 2030 (cf. chap. 1.2.1 ci-après). Une nouvelle prolongation ne sera pas possible, car l’installation ne respecte pas les dispositions de l’ordonnance du 16 décembre 1985 (OPair)¹¹ sur la protection de l’air et ne peut fonctionner qu’avec une dérogation.

Le contrat relatif à la centrale de réserve existante, sise à Monthey, et exploitée par CIMO, sera prolongé jusqu’à ce que l’installation soit adaptée pour une exploitation à long terme, soit vraisemblablement en 2029.

Les contrats relatifs aux centrales de réserve transitoires, dont l’une appartient à Ansaldo Energia et est sise à Birr et l’autre à ewb et est implantée à Berne Forsthaus, pourraient être prolongés jusqu’en 2033 respectivement 2035 au plus tard, si cela s’avérait nécessaire en raison d’un retard dans la réalisation des centrales de réserve (p. ex. en raison d’oppositions à l’octroi de l’autorisation de construire). Toutefois, aucune prolongation ultérieure n’est possible (cf. chap. 1.2.1).

La solution transitoire comprenant les quatre centrales de réserve mentionnées offre une puissance totale de 386 MW, ce qui est légèrement inférieur à la puissance de réserve de 400 MW recommandée par l’ElCom jusqu’en 2030.

1.1.6 Autres éléments de la réserve d’électricité

Il est prévu que la réserve d’électricité soit constituée par une réserve hydroélectrique complétée en premier lieu par des centrales de réserve pouvant fonctionner avec des combustibles ne générant pas d’émissions de CO₂ d’origine fossile supplémentaires, auxquelles s’ajouteront des groupes électrogènes de secours, des installations de couplage chaleur-force (installations CCF) et une réserve liée à une réduction de la consommation. La combinaison de tous ces éléments permet de disposer d’une réserve d’électricité solide, qui assure au mieux l’approvisionnement en électricité de la Suisse.

La réserve hydroélectrique est un moyen de stocker de l’énergie: l’eau des lacs de retenue est conservée comme réserve d’urgence afin d’assurer l’approvisionnement pendant les mois critiques vers la fin de l’hiver. Cependant, la réserve hydroélectrique ne fournit pas d’énergie supplémentaire au système et ne permet pas de parer aux situations critiques sur une longue période.

Les groupes électrogènes de secours sont conçus pour une utilisation à court terme allant de quelques heures à quelques jours. Un concept logistique global pour l’approvisionnement en carburant diesel permet de prolonger leur durée d’exploitation jusqu’à trois semaines. Les groupes électrogènes de secours sont avantageux, mais ne conviennent pas pour une exploitation durable. Ils constituent un complément précieux aux centrales de réserve, mais ne les remplacent pas. Tant les coûts que la puissance des groupes électrogènes de secours seront fixés par Swissgrid au moyen d’appels d’offres périodiques lancés à partir de l’hiver 2028/2029, l’ElCom définissant la puissance de ces groupes.

Pendant la période critique de l’hiver, les installations CCF existantes fonctionnent généralement déjà en mode «chaleur» ou fournissent des services-système au réseau électrique, et ne peuvent donc pas apporter une contribution significative à la réserve d’électricité. C’est ce qui ressort notamment de l’évaluation de l’association professionnelle Powerloop.

Quant à la réserve liée à une réduction de la consommation, les contrats correspondants pourraient être conclus à partir de l’hiver 2027/2028 via un appel d’offres lancé par Swissgrid après l’entrée en vigueur de la LApEl modifiée. Les entreprises à forte intensité électrique s’engagent, moyennant une indemnisation, à réduire leur consommation en cas de pénurie imminente. Le concept précis et la puissance de la future réserve liée à une réduction de la consommation restent encore à définir. Les coûts et la puissance potentielle seront déterminés par le biais d’appels d’offres, l’ElCom définissant en dernier ressort la puissance effective. Les coûts de la réserve d’électricité seront répercutés sur les consommateurs d’électricité par l’intermédiaire du tarif «réserve d’électricité», qui fait partie de la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport¹².

1.3.1 Poursuite de l’exploitation des centrales de réserve existantes

Au cours de l’hiver 2022/2023, en vertu des dispositions de la loi du 17 juin 2016 sur l’approvisionnement du pays, le DETEC avait conclu des contrats concernant la centrale à gaz à cycle combiné de CIMO, sise à Monthey (d’une puissance de 50 MW, et la centrale du Groupe E sise à Cornaux (d’une puissance de 36 MW), toutes deux à l’arrêt. Par ailleurs, la société GE Vernova a construit une centrale de réserve temporaire d’une puissance de 250 MW dans la commune de Birr en utilisant des turbines à gaz louées par la Confédération. Les contrats étaient limités à fin avril, respectivement fin mai 2026. La Confédération a examiné la possibilité de poursuivre l’exploitation de ces installations.

La centrale de réserve de Monthey a ainsi pu faire l’objet d’une prolongation, mais la poursuite de son exploitation sur 15 ans nécessite des travaux de rénovation complets ainsi qu’une adaptation pour l’utilisation de combustibles liquides.

Pour des raisons juridiques, la poursuite de l’exploitation de la centrale de réserve sise à Birr et gérée par GE Vernova n’était pas possible; en effet, son démantèlement, qui a été fixé pour fin 2026 au plus tard au moment de sa mise à disposition, n’aurait pu être reporté qu’en recourant à des mesures d’urgence. De plus, l’offre de GE Vernova concernant la poursuite de l’exploitation était plus coûteuse que la solution transitoire retenue par la suite, à savoir le banc d’essai de turbines d’Ansaldo exploité sur le même site.

La centrale de réserve sise à Cornaux ne pourra continuer à participer à la réserve d’électricité que jusqu’en 2030, car elle ne respecte pas les valeurs limites actuelles prévues par l’OPair et son exploitation nécessite donc une autorisation spéciale. Pour l’équiper d’un catalyseur basé sur la réduction catalytique sélective (selective catalytic reduction), qui sert à réduire les oxydes d’azote dans les gaz d’échappement des turbines à gaz, il faudrait une autorisation de construire. Or, le canton de Neuchâtel a confirmé à plusieurs reprises qu’une telle autorisation ne serait pas accordée.

Le banc d’essai de turbines d’Ansaldo, sis à Birr et servant de centrale de réserve dans le cadre de la solution transitoire à partir de l’hiver 2026/2027, pourra, si nécessaire, être maintenu pour la réserve thermique jusqu’en 2033 via une prolongation du contrat. Une nouvelle prolongation ne sera en revanche pas possible, car la société GE Vernova, propriétaire du site, fait valoir ses propres besoins pour la période ultérieure.

Le contrat relatif à la centrale de réserve de Forsthaus peut également être prolongé, mais seulement jusqu’en 2035, étant donné que la ville de Berne prévoit de mettre hors service le réseau de gaz.

1.3.2 Utilisation de groupes électrogènes de secours pour la réserve

La Confédération a conclu des contrats relatifs à des groupes électrogènes de secours disposant d’une puissance électrique totale d’environ 300 MW. Ces groupes peuvent être utilisés dans le cadre de la réserve d’électricité. À l’avenir, la puissance acquise par contrat pourrait être augmentée en raison du développement des centres de calcul.

Les mesures nécessaires pour que ces groupes électrogènes de secours puissent satisfaire aux exigences de la recommandation de l’ElCom du 8 mai 2025 concernant la capacité de puissance continue ont fait l’objet d’une analyse. Toutefois, elles se heurtent à des facteurs limitants, qui ne peuvent être levés que partiellement.

Les groupes électrogènes de secours servent à faire face aux coupures soudaines d’électricité chez les exploitants. En général, les pannes sont résolues en quelques heures, et tout au plus en quelques jours. C’est pourquoi la capacité de réservoir de la plupart des groupes électrogènes de secours va de quelques heures à plusieurs jours. Pour une exploitation durable, les groupes électrogènes de secours doivent être réapprovisionnés périodiquement. Étant donné qu’ils sont nombreux à consommer d’énormes quantités de diesel par jour, la logistique liée au carburant représente un défi de taille tant en termes de camions-citernes que de personnel. Des clarifications avec la branche ont montré que l’approvisionnement des groupes électrogènes de secours adaptés à une exploitation durable peut être assuré pendant une durée limitée, mais tout au plus pendant trois semaines.

Un autre obstacle à une exploitation durable réside dans le fait que la plupart des groupes électrogènes de secours, en particulier les plus anciens, ne respectent pas les dispositions de l’OPair régissant les moteurs à combustion stationnaires et ne peuvent donc être utilisés que 50 heures au maximum par année. Leur mise à niveau avec des filtres à particules et des catalyseurs RCS est coûteuse et, dans de nombreux cas, tout simplement impossible pour des raisons d’espace. Les groupes électrogènes de secours sont souvent installés dans des caves situées dans le sous-sol de bâtiments ou dans des conteneurs installés sur des toits. Une dérogation, telle que celle prévue par l’OIRH jusqu’en 2030, permet de lever cette limitation des heures d’exploitation.

Par ailleurs, dans plusieurs cantons, les moteurs à combustion stationnaires doivent obligatoirement être équipés d’un système d’utilisation des rejets thermiques, même s’ils respectent toutes les autres prescriptions, notamment celles de l’OPair. Sans un tel système, leur exploitation est limitée à 50 heures ou moins par an. Une adaptation de l’aide à l’exécution déterminante de la Conférence des services cantonaux de l’énergie a permis d’obtenir une dérogation concernant l’utilisation des rejets thermiques dans le cadre de la réserve d’électricité. La limitation ne prévaudra donc plus à l’avenir.

Dans la pratique, l’exploitation durable des groupes électrogènes de secours est limitée par la nécessité de les entretenir périodiquement. Une maintenance des moteurs diesel est généralement requise après 500 heures d’exploitation et ne peut être effectuée que par des spécialistes du fabricant ou du prestataire. Les services après-vente des fabricants sont organisés de façon à pouvoir effectuer correctement la maintenance des groupes électrogènes de secours dans un contexte normal, sans pénurie d’électricité. Ils ne disposent pas des ressources nécessaires pour les situations où un grand nombre de groupes électrogènes de secours sont exploités sur une période prolongée. Après quelque 500 heures d’exploitation, soit environ trois semaines, la majeure partie des groupes électrogènes de secours n’est plus disponible. Les groupes électrogènes de secours ne se prêtent donc en principe pas à une exploitation allant jusqu’à 10 semaines d’affilée.

La principale limite d’une telle exploitation réside toutefois dans le fait que les groupes électrogènes de secours sous contrat peuvent, si nécessaire, être utilisés par les exploitants pour leurs propres besoins. Cela signifie qu’en cas de pénurie, ils ne seront pas disponibles pour la réserve d’électricité, car ils seront utilisés pour couvrir les besoins propres des exploitants en cas de contingentement ou de délestages cycliques.

Les groupes électrogènes de secours constituent un élément utile de la réserve d’électricité, mais ne remplacent pas les centrales de réserve.

1.3.3 Réserve liée à une réduction de la consommation

Dans le cadre de la modification du 20 juin 2025 de la LApEl, le Parlement a établi la base légale nécessaire à la constitution d’une réserve liée à une réduction de la consommation, qui pourrait être disponible à partir de 2028 environ. L’OFEN a commandé une étude sur l’organisation de cette réserve¹³, qui a été élaborée avec la participation d’un groupe d’accompagnement composé de représentants de la branche. Au vu de la puissance estimée par l’association de branche Groupe gros clients d’électricité (GGS), pouvant atteindre 200 MW, la réserve liée à une réduction de la consommation peut apporter une contribution significative à la réserve d’électricité. Toutefois, en raison des répercussions économiques de son utilisation sur plusieurs semaines ainsi que de sa puissance maximale et de sa puissance permanente limitées, elle ne saurait remplacer de manière judicieuse d’autres éléments de la réserve.

1.3.4 Renoncement aux centrales de réserve

Compte tenu du coût élevé de la réserve d’électricité, la question de savoir s’il était raisonnable de renoncer aux centrales de réserve a été examinée. L’OFPP a estimé que les coûts consécutifs à une pénurie d’électricité d’une durée de douze semaines entraînant une baisse de 30 % de l’approvisionnement pouvaient atteindre 84 milliards de francs. Une pénurie de cette ampleur constituerait un cas extrême. Mais les coûts seraient également très élevés pour l’économie, même si elle était plus courte ou moins sévère. Les centrales de réserve, complétées par d’autres mesures, permettent de réduire considérablement le risque de pénurie d’électricité. D’un point de vue économique, les coûts annuels de quelque 150 millions de francs nécessaires au financement des centrales de réserve sont proportionnés. L’idée de renoncer à cette couverture a donc été écartée.

3.2.1 Crédits d’engagement en cours pour le financement de la réserve thermique

À partir de 2022, le Parlement a approuvé par étapes des crédits d’engagement et des crédits additionnels d’un montant total de 1,071 milliard de francs dans le but de constituer une réserve thermique. Sur ce montant, 954,4 millions de francs sont destinés aux centrales de réserve, 66,4 millions aux groupes électrogènes de secours et 50 millions à l’étude de projet relative aux centrales de réserve. Les derniers crédits additionnels visant à mettre en place une solution transitoire jusqu’en 2030 consacraient 332,4 millions de francs aux centrales de réserve et 19,9 millions de francs aux groupes électrogènes de secours.

Tableau 3

Crédits d’engagement approuvés à ce jour pour le financement de la réserve thermique

3.2.2 Crédits d’engagement et crédits additionnels demandés

Pour assurer la poursuite de la réserve thermique composée de centrales de réserve, le Conseil fédéral soumet à l’approbation du Parlement les trois crédits d’engagement ci-après via le présent message:

• – un nouveau crédit d’engagement de 2,18 milliards de francs à partir de 2027 pour la mise à disposition de centrales de réserve sur une période de 15 ans et qui doivent être fonctionnelles à partir de 2030 environ (chap. 3.2.1);

• – un crédit additionnel (V0377.01) de 100 millions de francs à partir de 2027 pour l’étude de projet et les prestations préalables concernant les centrales de réserve; dans l’ensemble, aucun financement supplémentaire n’est nécessaire, mais les investissements doivent pouvoir être réalisés plus tôt afin d’éviter des retards et d’éventuels surcoûts dans la suite du projet (chap. 3.2.2);

• – un crédit additionnel (V0377.00) de 31,3 millions de francs à partir de 2028 venant s’ajouter au crédit d’engagement intitulé «Réserve d’hiver complémentaire, centrales de réserve OIRH» pour la poursuite de l’exploitation de la centrale de réserve de Monthey; il ne s’agit pas non plus de coûts supplémentaires, mais de dépenses anticipées, notamment pour la révision de la turbine à gaz, qui était initialement prévue dans le cadre du contrat à long terme. De ce fait, les coûts des travaux de transformation découlant de la solution à long terme diminueront à partir de l’été 2028 (chap. 3.2.3).

Les bases légales régissant ces crédits d’engagement sont présentées au chap. 5.

3.2.3 Crédit d’engagement pour le financement de centrales de réserve

Les contrats de prestations relatifs aux quatre centrales de réserve sont conclus pour une durée de 15 ans à compter de la date à laquelle les centrales doivent être fonctionnelles (autour de 2030). Ils prévoient le versement annuel aux exploitants d’une rémunération pour la disponibilité, qui couvre l’ensemble des coûts liés à la mise à disposition des centrales de réserve, y compris l’amortissement des investissements. La Confédération peut résilier les contrats à tout moment, moyennant des frais supplémentaires. Les coûts résultant d’une éventuelle résiliation du contrat non imputable à l’exploitant devraient être pris en charge par la Confédération. Selon le moment de la résiliation, ces coûts peuvent être très élevés, car les exploitants réalisent d’importants investissements pour la construction des centrales de réserve, qui doivent être assumés même en cas de résiliation. Les coûts d’une résiliation ne peuvent toutefois pas excéder la somme de toutes les rémunérations pour la disponibilité dues (pour 15 ans au maximum).

L’ensemble des coûts liés à la mise à disposition des centrales de réserve, d’une puissance totale de 583 MW, et à leur disponibilité durant 15 ans s’élève à 1,88 milliard de francs. À cela s’ajoute une réserve de planification de 300 millions de francs, destinée à couvrir les hausses de coûts pouvant résulter de retards dans les procédures relevant de l’aménagement du territoire ou du droit de la construction. Le montant de la réserve de planification est basé sur des indices de prix spécifiques à la branche. Suffisamment dimensionnée, cette réserve reflète le degré d’éventuelles incertitudes. Elle ne tient toutefois pas compte des modifications relatives à la taxe sur la valeur ajoutée et des écarts par rapport à l’estimation du renchérissement retenue (0,8 %).

Le nouveau crédit d’engagement demandé, d’un montant de 2,18 milliards de francs (y c. la réserve de planification et la TVA), est réparti comme suit entre les différentes centrales de réserve:

Tableau 4

Nouveau crédit d’engagement pour des centrales de réserve (TVA comprise)

Le crédit demandé est exclusivement consacré aux dépenses liées à la construction et à la fonctionnalité des centrales de réserve. Les dépenses supplémentaires qui pourraient résulter de l’exploitation de ces centrales en cas de recours lors d’une éventuelle pénurie d’électricité (coûts des combustibles et éventuels coûts liés à l’énergie d’ajustement) ne sont pas incluses. Leur ampleur dépend dans une large mesure du scénario et ne peut être estimée de manière fiable. On part du principe que, dans un tel cas, les prix du combustible sont très élevés. Swissgrid facturera les dépenses en question directement à l’exploitant, qui les répercutera sur le tarif «réserve d’électricité». La Confédération entend conclure un contrat en ce sens avec Swissgrid. En attendant, elle reste responsable du règlement des dépenses à engager rapidement et devrait demander les crédits correspondants (cf. également chap. 3.2.11). Dans le chapitre consacré aux conséquences pour le tarif «réserve d’électricité» (cf. chap. 4.1.), ces dépenses ne sont donc pas non plus prises en compte. À noter que lorsque les prix de l’électricité sont élevés, les coûts en question sont compensés par les recettes provenant de la production d’électricité.

3.2.4 Crédit additionnel pour l’étude de projet et les prestations préalables

Le présent projet prévoit d’ajouter 100 millions de francs au crédit d’engagement en cours de 50 millions de francs qui est destiné à l’étude de projet et aux prestations préalables concernant les centrales de réserve intervenant avant l’octroi d’une autorisation de construire, le faisant ainsi passer à 150 millions de francs au total. Dans l’ensemble, aucun financement supplémentaire n’est nécessaire, mais les investissements doivent pouvoir être réalisés plus tôt afin d’éviter des retards et d’éventuels surcoûts dans la suite du projet.

Pour les projets d’Eiken-Sisslerfeld (Sidewinder) et de Stein (Getec), des commandes importantes doivent être passées avant l’obtention de l’autorisation de construire, faute de quoi ces projets risquent de subir des retards et, par conséquent, d’encourir des coûts supplémentaires. Sidewinder prévoit pour début 2027 de verser des acomptes au fabricant de la centrale (contractant EPC) pour garantir le contrat de réalisation et de réserver les composants de l’installation dont les délais de livraison sont très longs. Getec effectuera également de telles réservations de composants en 2027 (en particulier le transformateur requis). Il est important que les deux projets ne subissent aucun retard, sinon les installations risquent de ne pas être fonctionnelles en 2033.

Afin que le crédit additionnel intitulé «Étude de projet et prestations préalables, centrales de réserve» soit disponible pour début 2027, le Parlement doit examiner le présent message de toute urgence. C’est la seule façon d’éviter les retards dus à l’absence de crédits dans les projets Eiken-Sisslerfeld et Stein. Il est important que le Parlement débatte du présent message lors des sessions d’automne et d’hiver 2026 et que l’arrêté fédéral soit disponible d’ici la fin de l’année 2026. Autrement, Sidewinder, en particulier, ne sera pas en mesure de passer les commandes nécessaires; or une telle situation risque d’entraîner des retards et des surcoûts considérables et pourrait même conduire à l’interruption du projet.

Étant donné que la date de l’octroi de l’autorisation de construire exécutoire est impossible à prévoir, le crédit additionnel contient une réserve de planification importante afin de couvrir les surcoûts liés à un éventuel retard.

Tableau 5

Crédit additionnel nécessaire à l’étude de projet et aux prestations préalables (V0377.01)

3.2.5 Crédit additionnel intitulé «Réserve d’hiver complémentaire, centrales de réserve OIRH» (financement de la solution transitoire pour la centrale de réserve de Monthey)

Le Conseil fédéral demande que le crédit d’engagement en cours intitulé «Réserve d’hiver complémentaire, centrales de réserve OIRH» soit augmenté de 31,3 millions de francs pendant les années 2028 à 2030 afin de financer la solution transitoire pour la centrale de réserve de Monthey.

Tableau 6

Crédit additionnel nécessaire intitulé «Réserve d’hiver complémentaire, centrales de réserve OIRH» (financement de la solution transitoire pour la centrale de réserve de Monthey)

Afin de garantir la disponibilité continue de la centrale de réserve de Monthey, une révision de la turbine à gaz doit être effectuée pendant la période couvrant la solution transitoire. Cette révision, qui était initialement prévue dans le cadre du contrat à long terme, n’entraîne pas de coûts supplémentaires, mais des dépenses anticipées. Le crédit additionnel sert en outre à couvrir la rémunération pour la disponibilité pendant deux autres périodes, à savoir les hivers 2027/2028 et 2028/2029. En raison de ces dépenses anticipées, les coûts des travaux de transformation découlant de la solution à long terme diminueront à partir de l’été 2029.

3.2.6 Vue d’ensemble des crédits d’engagement

Tableau 7

Vue d’ensemble des crédits d’engagement

3.2.7 Aucune clause budgétaire dans les contrats à partir de la phase de construction

Les centrales de réserve sont construites ou, dans le cas de Monthey transformées, par les prestataires dans la perspective d’une utilisation exclusive au service de la réserve d’électricité. L’indemnisation fixe prévue pour une durée d’exploitation de 15 ans couvre l’amortissement des investissements, les coûts servant à assurer à la fonctionnalité des centrales ainsi qu’un bénéfice raisonnable. L’inscription d’une clause budgétaire dans les contrats serait contraire au régime d’indemnisation prévu. Les exploitants ont d’ailleurs rejeté cette idée, qui entraînerait pour eux des risques financiers inacceptables. Aucune clause budgétaire ne figure donc dans les contrats de prestations conclus avec les exploitants puisqu’elle rendrait la conclusion des contrats impossible.

Une fois que l’autorisation de construire exécutoire a été octroyée, les prestataires doivent obtenir l’autorisation écrite du DETEC avant de pouvoir commencer la construction des centrales de réserve. Celui-ci ne peut délivrer l’autorisation de débuter les travaux que si le crédit d’engagement nécessaire a été approuvé par le Parlement. Les contrats contiennent une réserve le précisant. Via le présent message, le Parlement est informé qu’aucune clause budgétaire n’est incluse dans les contrats.

3.2.8 Économies résultant de négociations directes

L’appel d’offres lancé à l’été 2023 a donné lieu à cinq offres pour des centrales de réserve d’une puissance totale de 591 MW. Une fois ces offres rectifiées, les coûts s’élevaient à 2,711 milliards de francs pour 15 ans de mise à disposition de la puissance de réserve. Compte tenu des coûts très élevés, le DETEC a décidé de ne pas donner suite à l’appel d’offres. Il a alors lancé des négociations directes avec les prestataires et de nombreux autres fournisseurs potentiels afin d’identifier le potentiel d’économie.

Il est alors apparu que les coûts élevés étaient dus principalement à deux facteurs. Le premier concerne les coûts de capital: les exploitants construisent les centrales de réserve spécialement aux fins prévues en investissant des sommes importantes qu’ils peuvent amortir sur la durée du contrat de 15 ans. Le capital investi doit porter intérêt pendant cette période, ce qui engendre des coûts très élevés. D’où la possibilité offerte aux prestataires de demander des acomptes. Le capital nécessaire est prélevé par Swissgrid par l’intermédiaire du supplément perçu pour l’utilisation du réseau et mis à la disposition des exploitants sans intérêts. Les exploitants, pour leur part, doivent fournir des garanties financières appropriées afin d’exclure toute perte de capital.

Le second facteur est constitué des peines conventionnelles prévues pour les responsables de projet: elles étaient initialement très élevées et s’apparentaient à des dommages et intérêts. Lors de l’exploitation de centrales de réserve, les écarts entre la puissance fournie et la puissance convenue (programme prévisionnel) peuvent, dans les cas extrêmes, entraîner des coûts très élevés en lien avec l’énergie d’ajustement. Pour une grande centrale de réserve, ces coûts pourraient dépasser les 100 millions de francs en l’espace de 24 heures. Les prestataires devaient donc prévoir des provisions pour risques très élevées. Les pénalités ont donc été redéfinies de manière à être suffisamment élevées pour inciter les exploitants à déployer un maximum d’efforts afin de maintenir l’installation fonctionnelle et hautement disponible. Une indisponibilité d’un jour peut désormais entraîner des amendes pouvant atteindre quelque 700 000 francs.

Grâce aux acomptes et à la réduction des pénalités, les coûts de projet ont pu être réduits d’environ 950 millions de francs pour s’établir à 1,762 milliard de francs. La comparaison des coûts s’entend hors TVA et hors coûts de premier remplissage des réservoirs de combustible.

Le marché a été attribué sur la base de cinq critères d’adjudication. Le prix, qui était le critère le plus important, représentait 40 % de la note globale. Le deuxième critère, qui constituait 20 % de la note globale, concernait les émissions de CO₂ spécifiques. Les projets ayant prévu d’utiliser de l’huile végétale hydrotraitée (hydrotreated vegetable oil, HVO) comme combustible, ils ont tous obtenu la note maximale pour ce critère. Le troisième critère d’adjudication (10 % de la note globale) portait sur la faisabilité des raccordements au réseau, qui ont une grande influence sur les coûts et les délais. Le quatrième critère (également 10 % de la note globale) demandait une durée de projet aussi courte que possible. Une durée de projet supérieure à 60 mois aurait entraîné une exclusion, car ce plafond avait été fixé comme critère d’aptitude. Enfin, le cinquième critère, qui comportait un nombre élevé de points d’évaluation (20 % de la note globale), a permis d’évaluer la qualité du projet et du prestataire. L’évaluation globale, et donc l’ordre d’adjudication, résultait de l’addition des différents critères.

La plausibilité des coûts de projet résultant des offres a été vérifiée à l’aide de données issues d’études accessibles au public.

3.2.9 Risques liés aux projets

La Confédération a conclu des contrats de prestations avec les exploitants des centrales de réserve afin de mettre celles-ci à la disposition de la réserve thermique. Les risques liés à la construction et à l’exploitation des centrales de réserve incombent donc en principe à ces exploitants.

La Confédération reste toutefois exposée à certains risques susceptibles d’entraîner des retards ou d’avoir des conséquences financières, raison pour laquelle il est prévu de mettre en place une réserve de planification dotée de 300 millions de francs.

Via le présent message, le Conseil fédéral demande les crédits nécessaires pour une période de 15 ans. À ce jour, seuls les fonds couvrant la phase allant de la planification à l’obtention de l’autorisation de construire sont disponibles. En signant les contrats de prestations pour la mise à disposition des centrales de réserve, l’OFEN n’a donc donné son feu vert qu’aux travaux liés à l’étude de projet jusqu’à l’obtention de l’autorisation de construire exécutoire. Les exploitants des futures centrales de réserve n’ont par conséquent pas encore pu conclure de contrats contraignants avec les entrepreneurs et les fournisseurs pour réaliser ces centrales. C’est pourquoi les coûts ne sont pas encore définitivement fixés. Une fois l’autorisation de construire octroyée, les exploitants actualiseront leurs offres. S’agissant de l’évolution des coûts, des valeurs cibles indicielles ont été convenues dans le contrat. Si elles sont dépassées, l’OFEN a le droit de retirer le contrat à l’exploitant et de le confier à un tiers. Indépendamment de cela, la Confédération a le droit de résilier le contrat de prestations à tout moment. Le cas échéant, les coûts justifiés liés à l’étude de projet et aux prestations préalables devraient toutefois être remboursés au responsable du projet.

Si, malgré la présence de documents pouvant être approuvés et sans faute imputable au responsable de projet, l’autorisation de construire ne pouvait pas être délivrée pour l’une des centrales de réserve prévues, le projet en question serait abandonné. Selon l’emplacement, l’octroi de l’autorisation de construire nécessite une inscription dans le plan directeur cantonal et une adaptation du règlement d’affectation et de construction, ce qui prend du temps et représente un risque de procédure supplémentaire pour la réalisation du projet. Si le projet de centrale de réserve ne peut pas être réalisé, la capacité de production d’électricité ne serait pas garantie dans la mesure prévue, sans parler de la perte des moyens engagés dans le cadre de l’étude de projet. Il faudrait alors lancer un nouvel appel d’offres pour l’acquisition de la puissance de réserve manquante.

Par ailleurs, il se pourrait que l’estimation de l’ElCom concernant les besoins en réserve soit revue à la baisse au fil du temps. Il en résulterait un excédent de puissance acquise par contrat, dont la réduction entraînerait des conséquences financières. L’ampleur de ces dernières dépend du moment où le contrat serait résilié et ne peut donc pas être représentée de manière forfaitaire. L’ElCom a tenu compte de cette situation dans ses réflexions sur le dimensionnement.

Les coûts des centrales de réserve augmenteraient également en cas de hausse du taux de TVA. Même si le renchérissement était plus important que les 0,8 % retenus dans le calcul, il en résulterait des coûts supplémentaires, qui devraient toutefois être couverts par la réserve de planification. Quant aux coûts supplémentaires occasionnés aux exploitants en raison de modifications imprévisibles des bases légales, l’OFEN s’engage dans les contrats à prendre celles-ci en charge.

3.2.10 Prise en compte des situations de pénurie de combustible

L’exploitation de centrales de réserve nécessite d’importantes quantités de combustible. Les pénuries d’électricité peuvent être liées à des pénuries de gaz. Une réduction de l’approvisionnement en pétrole ou d’autres combustibles liquides en raison de développements mondiaux ou d’événements de guerre n’est pas non plus exclue. Diverses mesures ont été prises pour permettre aux centrales de réserve de rester disponibles même dans de telles situations. Ces centrales fonctionnent avec des combustibles liquides afin qu’elles ne soient pas tributaires des livraisons de gaz. De plus, les exploitants sont tenus de stocker le combustible nécessaire pour 16 jours d’exploitation et de garantir le réapprovisionnement, y compris la logistique, pour 10 semaines.

3.2.11 Transfert des contrats à Swissgrid à partir de 2028/2029

Il est prévu de créer une base légale dans la LApEl permettant de transférer à Swissgrid, à partir de 2028/2029, la gestion des contrats relatifs aux centrales de réserve que la Confédération a conclus avant l’entrée en vigueur de la modification de cette même loi. Une fois les contrats transférés, le financement des centrales de réserve incombera à Swissgrid. Étant donné que la Confédération assume actuellement l’intégralité des engagements, le crédit d’engagement est soumis à l’approbation du Parlement dans sa totalité, et ce malgré le transfert prévu.

3.2.12 Crédits de dépenses

Afin de pouvoir assurer la planification des projets de réalisation des centrales de réserve, les prestataires doivent recevoir de premiers versements en 2027 déjà. C’est pourquoi les crédits de dépenses nécessaires seront soumis séparément au Parlement au moment de la présentation du message sur le budget 2027, dans la rubrique des crédits d’engagement et des crédits additionnels sollicités ci-dessus. Les crédits budgétaires éventuellement autorisés sont subordonnés à l’approbation des crédits d’engagement et des crédits additionnels demandés via le présent message. Ces dépenses n’ont aucune incidence sur les finances de la Confédération, car elles seront facturées à Swissgrid et répercutées sur les consommateurs d’électricité par le biais de la rémunération pour l’utilisation du réseau.

3.2.13 Fonds pour le recours à la réserve

En cas de pénurie d’électricité imminente, Swissgrid fait appel aux centrales de réserve et aux groupes électrogènes de secours. Les exploitants sont alors responsables de l’achat des combustibles nécessaires (gaz naturel, huile végétale hydrotraitée [HVO] ou diesel); les coûts variables qui en découlent leur sont remboursés.

Le montant de ces coûts dépend principalement de la durée d’utilisation des installations et des prix des combustibles. Les coûts liés à un recours aux centrales de réserve sont financés par la rémunération pour l’utilisation du réseau. Les coûts d’exploitation sont compensés par les recettes provenant de la vente d’électricité. Lorsque les prix de l’électricité atteignent environ 200 francs par MWh, les marges brutes sont positives et permettent de réduire les coûts totaux. La Confédération souhaite que les exploitants et Swissgrid gèrent directement les décomptes. Les crédits concernés ne sont pas sollicités à titre de précaution, car il n’est pas possible d’estimer à l’avance et de manière fiable la durée et la fréquence d’utilisation des centrales de réserve et des groupes électrogènes de secours. Les dispositions relatives au recours à la réserve seront prises séparément de la présente affaire, car un crédit budgétaire ne peut pas être demandé lorsqu’il est peu probable que les fonds concernés seront effectivement nécessaires.