Message concernant la modification de la loi sur l’approvisionnement en électricité (Réserve d’électricité)

1.1 Nécessité d’agir

D’une importance cruciale pour la Suisse, la sécurité de l’approvisionnement en électricité est au premier rang des préoccupations du Conseil fédéral. D’après un rapport de 2020 de l’Office fédéral de la protection de la population (OFPP)¹, le risque le plus important pour la Suisse est celui d’une pénurie d’électricité, devant celui d’une pandémie.

Les défis pour garantir un approvisionnement sûr en électricité sont grands, en particulier en hiver, et au regard des nombreuses incertitudes: les conséquences de la guerre d’agression de la Russie contre l’Ukraine, le recul des capacités d’exportation d’électricité des pays voisins, l’influence des conditions climatiques sur la production hydraulique ou la disponibilité limitée des centrales nucléaires en France.

Fin 2021, déjà, la Commission fédérale de l’électricité (ElCom) recommandait au Conseil fédéral, dans son étude du 30 novembre 2021 intitulée «Concept relatif à des centrales à gaz destinées à couvrir les charges de pointe pour assurer la sécurité du réseau dans des situations d’urgence exceptionnelles»², d’initier la préparation de travaux en vue de mettre en place deux ou trois centrales de réserve, pour une puissance allant jusqu’à 1000 MW. En 2023, l’ElCom a mis à jour ses analyses relatives à la sécurité de l’approvisionnement en électricité à moyen et long termes. Elle recommande sur cette base des centrales thermiques de réserve d’une capacité minimale de 400 MW pour l’année 2025 et de 700 à 1400 MW à partir de 2030. Compte tenu des grandes incertitudes existantes, l’ElCom estime qu’une procédure par étapes est judicieuse, car elle permet le cas échéant d’adapter le développement des réserves.

1.2 Mesures déjà prises

Le Conseil fédéral mise sur plusieurs piliers pour renforcer la sécurité de l’approvisionnement en électricité: on peut notamment citer un développement rapide et systématique des énergies renouvelables indigènes, une efficacité électrique accrue et un développement ou une modernisation des réseaux électriques.

Un nouvel art. 8a a été introduit dans la loi du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en électricité (LApEl)³ dans le cadre de la loi fédérale du 29 septembre 2023 relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables⁴ que le Parlement a approuvée. Une demande de référendum a cependant abouti depuis lors. L’al. 1 de cette disposition prévoit qu’une réserve d’énergie est constituée chaque année, à titre d’assurance, pour parer aux situations exceptionnelles touchant par exemple de manière critique le marché de l’électricité ou les réseaux. Conformément à l’al. 2 de cet article, participent à la constitution de la réserve d’énergie, à titre obligatoire, les exploitants des centrales à accumulation d’une capacité de stockage supérieure ou égale à 10 GWh qui conservent de l’eau. Le Conseil fédéral a décidé début 2022 d’anticiper par voie d’ordonnance une réserve d’énergie sous la forme d’une réserve hydroélectrique afin qu’elle soit disponible dès l’hiver 2022–2023. Il a mis l’ordonnance concernée en vigueur le 1^er octobre 2022⁵.

La situation en matière d’approvisionnement s’étant encore détériorée à partir de l’été 2022, le Conseil fédéral a accéléré la planification des capacités de la réserve thermique et étendu la base légale en édictant l’ordonnance du 25 janvier 2023 sur une réserve d’hiver (OIRH)⁶. Entrée en vigueur le 15 février 2023, l’OIRH a effet jusqu’au 31 décembre 2026. Elle réglemente le recours à la réserve hydroélectrique et à une réserve complémentaire constituée de centrales de réserve, de pools de groupes électrogènes de secours et d’installations de couplage chaleur-force (installations CCF). L’OIRH se fonde sur les art. 9 et 30, al. 2, LApEl ainsi que sur les art. 5, al. 4, et 38, al. 2, de la loi du 17 juin 2016 sur l’approvisionnement du pays (LAP)⁷

Une installation temporaire de l’entreprise General Electric, d’une puissance de 250 MW, a été mise en service en mars 2023 à Birr (AG). La Confédération a en outre signé un contrat pour la centrale thermique existante du Groupe E SA à Cornaux (NE) et dont la puissance peut atteindre 36 MW. À l’instar de celle de Birr, cette centrale est exploitable en tant qu’installation bicombustible (gaz naturel ou huile de chauffage extra-légère). La troisième centrale de réserve, sous contrat jusqu’au printemps 2026, est la centrale à cycle combiné de la Compagnie industrielle de Monthey SA, qui fonctionne au gaz naturel et dont la puissance maximale est de 50 MW. Des appels d’offres seront organisés pour de nouvelles centrales de réserve. Le but est de trouver les sites et les exploitants les plus adéquats et d’acquérir la puissance nécessaire auprès des centrales au meilleur rapport coût/bénéfice. En raison des longues procédures de planification et d’autorisation, l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) a lancé en juillet 2023 déjà un premier appel d’offres de l’ordre de 400 MW sur la base de l’OIRH.

La Confédération a également conclu des contrats avec des pools de groupes électrogènes de secours (agrégateurs). Ceux-ci sont chargés de coordonner sur mandat de la Confédération une centrale de réserve nationale virtuelle, composée de groupes électrogènes de secours. Les détenteurs de ces derniers les mettent à disposition volontairement contre une indemnisation. Ils peuvent s’annoncer depuis l’automne 2022 auprès des agrégateurs. Le but est de conclure des contrats pour des groupes électrogènes de secours d’une puissance totale d’environ 280 MW.

Comme aucune décision n’a encore été prise concernant la base légale prévue pour la réserve thermique, les responsables de projet potentiels sont dans l’incertitude concernant la couverture des coûts qu’ils encourront pour l’élaboration du projet et les prestations préalables nécessaires. Afin de les prémunir contre ce risque, le Conseil fédéral a intégré une prise en charge des coûts correspondante dans l’OIRH. Cette adaptation de l’ordonnance est entrée en vigueur le 1^er février 2024.

Étant donné que l’OIRH arrive à échéance fin 2026 et que la loi fédérale susmentionnée relative à un approvisionnement sûr reposant sur des énergies renouvelables ne comprend qu’une première partie de la réserve d’électricité, la réserve thermique doit être inscrite dans une base légale formelle spécifique à durée illimitée. Le Conseil fédéral a ouvert à cet effet une consultation sur une révision correspondante de la LApEl, qui s’est déroulée du 28 juin au 20 octobre 2023. Après en avoir évalué les résultats, il soumet le présent message au Parlement.

1.3 Objectifs du projet

L’objectif de la réserve d’électricité est d’augmenter la résilience de l’approvisionnement en électricité et de contribuer à éviter ou à atténuer autant que possible toute pénurie. Il ne s’agit pas d’assurer un approvisionnement autonome de la Suisse. Tant que de l’électricité est disponible dans le pays et que des importations sont possibles en quantité suffisante, la réserve d’électricité n’est pas utilisée. Elle est donc une assurance pour les cas d’urgence et n’est employée, en principe, que si le marché ne répond pas à la demande.

Les principaux objectifs de la présente révision peuvent être formulés comme suit:

1) Ajout des éléments «centrales de réserve», «groupes électrogènes de secours», «installations CCF» et, éventuellement, «accumulateurs» dans les bases légales relatives à la réserve d’électricité

D’après le texte de la loi fédérale du 29 septembre 2023 relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables qui a été soumis au vote final, la réserve d’électricité repose actuellement sur des centrales hydroélectriques à accumulation, des accumulateurs et des baisses de consommation. La réserve thermique, qui englobe des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours et des installations CCF, ne s’appuie que sur une ordonnance, à savoir l’OIRH, dont les dispositions sont limitées jusqu’à fin 2026. La présente révision de la LApEl vient donc réglementer la réserve thermique au niveau de la loi. Ainsi, toutes les capacités de réserve se fonderont sur une base légale spécifique à durée illimitée, ce qui renforcera la sécurité d’approvisionnement à long terme.

2) Allégements possibles des prescriptions de l’ordonnance sur la protection de l’air et des prescriptions d’exploitation cantonales pour les centrales de réserve et les groupes électrogènes de secours

Pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en électricité, le présent projet fournit des instruments juridiques qui permettent l’exploitation de centrales de réserve et de groupes électrogènes de secours en allégeant, le cas échéant, les prescriptions de l’ordonnance du 16 décembre 1985 sur la protection de l’air (OPair)⁸. En général, les centrales thermiques de réserve ne peuvent pas respecter toutes les exigences liées aux valeurs limites en matière de gaz d’échappement et de bruit. Par ailleurs, l’OPair limite de manière générale la durée d’exploitation des groupes électrogènes de secours à 50 heures par an. Plusieurs dispositions cantonales ont encore réduit cette durée d’exploitation maximale autorisée.

3) Prise en compte d’autres coûts imputables en lien avec la réserve d’électricité

Énergie d’ajustement: en cas de recours à la réserve thermique, il peut arriver que l’installation de production ne puisse produire de l’énergie pour diverses raisons. La différence est facturée aux groupes-bilan en tant qu’énergie d’ajustement et peut être très coûteuse. Il est donc prévu que le Conseil fédéral peut régler, au dans les dispositions d’exécution, dans quels cas les coûts de l’énergie d’ajustement correspondants sont supportés par l’exploitant de la centrale et dans quels cas ils s’ajoutent aux coûts d’exploitation imputables du réseau de transport via l’indemnisation en cas de recours à la réserve.

Coûts pour la compensation des émissions de CO₂: c’est également par la rémunération pour l’utilisation du réseau que seront financés les coûts qui incombent aux exploitants de centrales de réserve, de groupes électrogènes de secours et d’installations CCF conformément à la législation sur le CO₂ et aux dispositions d’exécution du Conseil fédéral pour la compensation des émissions de CO₂ occasionnées par le recours à leur réserve. Ces dépenses font partie des coûts d’exploitation et sont en conséquence compensées par l’indemnisation en cas de recours à la réserve. Les exploitants d’installations bicombustibles ou multicombustibles qui sont soumis au système d’échange de quotas d’émission (SEQE) sont ainsi placés sur un pied d’égalité avec ceux qui ne le sont pas.

4) Traitement des liens entre la réserve d’électricité et les mesures relevant de la LAP

En cas de grave pénurie d’électricité, déclarée ou imminente, le Conseil fédéral peut prendre des mesures au titre de la LAP pour garantir l’approvisionnement. Les instruments offerts par la réserve d’électricité et l’approvisionnement économique du pays se complètent en principe et ne s’excluent dès lors pas mutuellement. Le présent projet demande au Conseil fédéral et aux autorités compétentes de coordonner judicieusement les instruments de la réserve d’électricité et les mesures relevant de la LAP.

5) Encouragement des installations CCF

Le 3 mai 2023, le Conseil national a accepté la motion 23.3022 «Garantie de l’approvisionnement en électricité en hiver grâce à des installations CCF», transmise par la Commission de l’environnement, de l’aménagement du territoire et de l’énergie du Conseil national. La Commission de l’environnement, de l’aménagement du territoire et de l’énergie du Conseil des États (CEATE‑E) a également accepté la motion le 1^er février 2024. Cette motion charge le Conseil fédéral d’inscrire dans le présent projet de loi l’encouragement des installations CCF. Cet encouragement a pour but de ménager les réservoirs d’eau existants en produisant de l’électricité supplémentaire en hiver. Les installations au bénéfice de l’encouragement ne peuvent toutefois pas participer en même temps à la réserve, à l’instar de ce que prévoit l’art. 7, al. 3, OIRH.

1.4 Solutions étudiées et solution retenue

Dans son étude «Concept relatif à des centrales à gaz destinées à couvrir les charges de pointe pour assurer la sécurité du réseau dans des situations d’urgence exceptionnelles», l’ElCom décrit plusieurs solutions alternatives aux centrales de réserve (ch. 3). Même si ces solutions sont susceptibles de réduire en partie les risques, l’ElCom considère que la mise à disposition de centrales de réserve est inévitable. En 2023, elle a mis à jour ses analyses relatives à la sécurité de l’approvisionnement en électricité à moyen et long termes et recommande sur cette base des centrales thermiques de réserve d’une capacité minimale de 400 MW pour l’année 2025 et de 700 à 1400 MW à partir de 2030.

Pour cette raison, le Conseil fédéral demande une extension et, dans le même temps, une modification des art. 8a, 15 et 15a LApEl, ainsi que l’ajout des nouveaux art. 8b à 8n à la LApEl.

De plus, un nouvel art. 19b doit être intégré dans la loi du 23 décembre 2011 sur le CO₂⁹. Les modifications apportées à la loi du 30 septembre 2016 sur l’énergie (LEne)¹⁰ comprennent l’ajout d’un nouvel art. 55a et la modification de l’art. 56 existant.

1.5 Relation avec le programme de la législature et avec le plan financier, ainsi qu’avec les stratégies du Conseil fédéral

Le 24 janvier 2024, le Conseil fédéral a adopté le message sur le programme de la législature 2023 à 2027. Le présent objet est ancré comme mesure dans le programme de la législature 2023 à 2027 sous l’objectif 25 «La Suisse assure la sécurité et la stabilité de l’approvisionnement énergétique et encourage le développement de la production indigène d’énergie renouvelable». Concrètement, il est prévu dans le programme de la législature que le Conseil fédéral adopte le message concernant la modification de la loi sur l’approvisionnement en électricité durant la première moitié de la législature.

Le projet complète la réserve d’électricité établie dans la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables. Cette réserve contribue à maintenir en Suisse une sécurité élevée de l’approvisionnement en électricité, qui figure parmi les objectifs de la Stratégie énergétique 2050.

4.1 Règlementation proposée

4.2 Adéquation des moyens requis

Compte tenu des coûts attendus, selon l’OFPP, en cas de pénurie d’électricité (cf. ch. 1.1), les dépenses pour la présente procédure législative ainsi que pour la mise en œuvre des nouvelles dispositions légales et les coûts qui en découleront pour la population et l’économie sont acceptables.

4.3 Mise en œuvre

Concernant les prescriptions d’exécution pour la réserve d’électricité, il est possible de se référer à l’OIRH en vigueur, dont les dispositions devront cependant être actualisées après l’entrée en vigueur de la révision en cours de la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables et du présent projet.

5.1 Loi sur l’approvisionnement en énergie

Remplacement d’une expression

L’expression «réserve d’énergie» était utilisée dans les bases légales créées dans la LApEl dans le cadre de la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables (ci‑après révision de la LApEl de 2023). Elle est désormais remplacée par l’expression «réserve d’électricité», plus précise. Cette dernière a déjà été utilisée dans l’OIRH et fait donc partie du vocabulaire spécialisé.

Il convient également de préciser ici que les dispositions légales créées à la suite de la révision de la LApEl de 2023 concernant la réserve d’électricité comportent certaines modifications en grande partie formelles. Du fait de l’extension des prescriptions de la loi, l’objet de la norme est si étendu qu’il mérite d’avoir sa propre section dans l’ordonnance. Dans le cadre de cette adaptation formelle, une correction terminologique est également apportée en lien avec les centrales de réserve, les groupes électrogènes de secours et les installations CCF. L’OIRH parle de «réserve complémentaire». Cet élément de la réserve d’électricité est appelé désormais «réserve thermique».

Coordination nécessaire avec d’autres révisions de la loi

Les présentes adaptations de la LApEl se basent sur la révision de la LApEl de 2023, en particulier sur son art. 8a («Réserve d’énergie pour les situations d’approvisionnement critiques») et son art. 8b («Saisie et transmission des données sur les lacs d’accumulation»). Parallèlement à la présente révision, un nouvel art. 8a LApEl («Protection contre les cybermenaces») est prévu dans le cadre de la modification de loi fédérale du 18 décembre 2020 sur la sécurité de l’information (LSI; ch. II/4; FF 2023 2296)¹⁴.

Comme indiqué dans la révision de la LApEl de 2023 (voir notes de bas de page 17 et 18), il est prévu que les deux dispositions précitées de la présente révision soient insérées à la suite de l’art. 8a LApEl tel qu’il est prévu dans la révision de la LSI et deviendront les art. 8b et 8c.

Après l’entrée en vigueur des trois révisions, la structure de la loi devrait se présenter, dans le deuxième chapitre («Garantie et sécurité de l’approvisionnement»), comme suit: la disposition de la LApEl prévue dans la révision de la LSI sera placée à la fin de la première section («Garantie de l’approvisionnement de base et tâches des gestionnaires de réseau») en tant qu’art. 8a. Les nouvelles dispositions relatives à la réserve d’électricité constitueraient, en tant qu’art. 8b à 8o, la deuxième section («Réserve d’électricité») de ce chapitre, et viendraient ainsi remplacer l’art. 8a («Réserve d’énergie pour les situations d’approvisionnement critiques») de la révision de 2023. En revanche, l’art. 8b («Saisie et transmission des données sur les lacs d’accumulation») de la révision de l’acte modificateur ne serait pas supprimé mais placé au début de la section 2a («Autres mesures visant à garantir l’approvisionnement») en tant qu’art. 8p.

Art. 8a Constitution et dimensionnement d’une réserve d’électricité

L’al. 1 reprend la prescription de l’art. 8a, al. 1, de la révision de la LApEl de 2023. La réserve d’électricité n’est pas un programme obligatoire. Tant que la sécurité d’approvisionnement semble garantie même sans réserve, celle‑ci ne doit pas être constituée.

Al. 2: la constitution éventuelle d’une réserve d’électricité et son dimensionnement sont décidés à l’aide d’analyses des risques qui se fondent sur des études de l’adéquation du système. Le dimensionnement de la réserve d’électricité se base sur des calculs concernant la couverture de la consommation avec des hypothèses portant notamment sur la disponibilité des centrales nucléaires, la demande en électricité, le développement des énergies renouvelables, l’évolution des importations d’électricité et la disponibilité du gaz en Europe. La responsabilité de déterminer la taille de la réserve incombe toujours à l’ElCom (art. 2, al. 1, OIRH et art. 8a, al. 3, révision de la LApEl de 2023), en accord avec l’OFEN. Cette concertation implique un réel échange d’opinions entre les autorités. Une simple information de l’OFEN ne suffit pas. L’OFEN n’a toutefois pas de droit de veto. En effet, c’est l’ElCom qui a le dernier mot et qui est donc responsable du bon dimensionnement de la réserve d’électricité. L’ElCom est toutefois liée par les éventuelles prescriptions d’exécution visées à l’al. 4.

L’ElCom fixe le dimensionnement de la réserve hydroélectrique chaque année. Pour les autres composantes de la réserve d’électricité, la périodicité dépend également de l’horizon temporel de la constitution des différents éléments de la réserve ou de la durée de participation. En principe, le Conseil fédéral pourrait également édicter des dispositions concernant la fréquence des prises de décision. S’il devait s’avérer que la réserve d’électricité est trop importante au regard des attentes initiales, les dispositions prévues dans l’ordonnance pour une éventuelle dissolution anticipée s’appliqueraient alors (art. 8b, al. 2, let. b et c).

Al. 3: la gestion opérationnelle de la réserve d’électricité incombe à la société nationale du réseau de transport. La réglementation des compétences en vigueur est donc conservée (cf. OIRH et art. 8a, al. 4, 1^re phrase, de la révision de la LApEl de 2023). Les différentes tâches sont définies à l’art. 8k. Dans ce rôle, la société nationale du réseau de transport assure le financement préalable, si nécessaire. Le refinancement est exécuté conformément à l’art. 15a, al. 1, let. b, sur les coûts d’exploitation imputables du réseau de transport et à la rémunération correspondante pour l’utilisation du réseau.

Al. 4: l’al. 4 donne au Conseil fédéral la possibilité d’édicter des prescriptions relatives au dimensionnement minimal et maximal de la réserve d’électricité (cf. art. 6, al. 1 et 3, let. a, OIRH). Cette disposition doit être considérée dans le contexte de la grande importance de la sécurité de l’approvisionnement en électricité pour la Suisse ainsi que dans celui des coûts.

Art. 8b Éléments de la réserve d’électricité et désignation des participants

Les al. 1 à 3 ajoutent à la réglementation légale en vigueur (art. 8a, al. 2, de la révision de la LApEl de 2023) la réserve thermique, qui comprend des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours et des installations CCF. Jusqu’à présent, cet élément de la réserve d’électricité n’était traité que dans l’OIRH, dont la durée est limitée à fin 2026. Le présent projet crée des bases légales solides afin de réglementer durablement tous les éléments de la réserve d’électricité par voie d’ordonnance. Du point de vue rédactionnel, la réglementation en vigueur est modifiée, puisque ces quatre éléments sont désormais clairement désignés: réserve hydroélectrique, réserve thermique, réserve liée à une réduction de la consommation et réserve de stockage.

Al. 4: dans les prescriptions d’exécution, le Conseil fédéral peut notamment régler les modalités de réalisation des appels d’offres qui permettent de désigner les participants à la réserve thermique, à la réserve liée à une réduction de la consommation et à la réserve de stockage. Par exemple, il pourrait être judicieux d’organiser un appel d’offres commun pour les centrales de réserve et les grandes installations CCF, d’un côté, et pour les groupes électrogènes de secours et les petites installations CCF, de l’autre. En principe, le Conseil fédéral cherchera à réaliser un appel d’offres aussi ouvert que possible à l’égard de la technologie.

Let. a: il est possible de renoncer provisoirement ou durablement à constituer certains éléments de la réserve d’électricité. Jusqu’à présent, l’OIRH ne comportait aucune disposition spécifique pour la réserve de stockage ou celle liée à une réduction de la consommation. Par conséquent, aucun appel d’offres n’a été réalisé en la matière. En ce qui concerne la réserve liée à une réduction de la consommation, le secteur de l’électricité est en train de prendre des dispositions pour développer et proposer à titre subsidiaire des produits correspondants. La mise en place éventuelle d’une réserve de stockage par l’intermédiaire de dispositions correspondantes dans une ordonnance dépendra des progrès réalisés dans les différentes technologies de stockage.

Let. b: le Conseil fédéral peut prendre des dispositions différentes pour réglementer la durée de participation aux divers éléments de la réserve d’électricité. Des durées de participation supérieures à un an sont possibles pour la réserve hydroélectrique (cf. art. 8a, al. 7, let. a, de la révision de la LApEl de 2023). Pour ce qui est des centrales de réserve, la participation est prévue pour une longue durée (contrats de 15 ans).

Let. c: cette norme de délégation est reprise telle quelle du droit déjà en vigueur (art. 8a, al. 7, let. a, de la révision de la LApEl conformément à l’acte modificateur unique). De telles directives pourraient se concrétiser s’il s’avère que l’on peut renoncer plus tôt que prévu à constituer une réserve d’électricité.

Let. d à f: dans le cadre des prescriptions d’exécution, le Conseil fédéral peut prévoir certaines particularités pour les appels d’offres. Le plafonnement éventuel des prix (let. d) revêt une importance pratique considérable. De plus, le Conseil fédéral peut également charger le DETEC de réaliser des appels d’offres (let. e) soit de manière générale, soit pour certains éléments de la réserve d’électricité, soit pour certaines catégories de participants (par ex. petites installations CCF). De son côté, le DETEC peut déléguer cette tâche à l’OFEN dans le cadre de son organisation administrative. Enfin, en vertu de la let. f, le Conseil fédéral peut mettre en place une autre procédure pour désigner les participants, y compris l’attribution des compétences correspondantes. En principe, des appels d’offres sont lancés. Lorsque le rapport coûts/efficacité semble opportun, on pourrait également envisager d’écrire directement aux milieux intéressés et de les inviter à faire une offre pour des produits standard prédéfinis.

Al. 3: si le DETEC fait usage de cette possibilité et impose à l’exploitant d’une centrale, d’un groupe électrogène de secours ou d’une installation CCF de participer à la réserve d’électricité, il fixe dans le même temps la durée de participation et la rémunération correspondante allouée à cet exploitant (art. 8c, al. 2, 2^e phrase). Il ne peut toutefois obliger l’exploitant à participer que si le dimensionnement visé de la réserve thermique n’est pas atteint (en temps opportun) ou si les offres reçues lors de l’appel d’offres sont inappropriées sur le plan tarifaire. Cette mesure ne peut intervenir qu’en dernier ressort. En outre, le DETEC peut recourir à cet instrument uniquement conformément au principe de proportionnalité. Il faut notamment prendre en considération le contexte de l’installation et du but qu’elle doit remplir. Le rapport entre la puissance installée et les besoins en électricité de l’entreprise pour laquelle elle doit être utilisée en cas d’urgence est également un facteur pertinent. Une obligation est ainsi exclue lorsqu’un groupe électrogène de secours peut produire à peine assez d’électricité pour assurer le maintien de l’exploitation d’un hôpital. Une obligation pour les installations militaires n’entre généralement pas en ligne de compte. De plus, les exploitants des installations concernées doivent être consultés avant une possible obligation.

Art. 8c Indemnité forfaitaire et rémunération pour la participation

L’al. 1 reprend pour la réserve hydroélectrique les prescriptions prévues à l’art. 8a, al. 7, let. c, de la révision de la LApEl de 2023. L’al. 2 règle le montant de la rémunération pour la participation aux autres éléments de la réserve. Le montant de la rémunération est généralement fixé dans les appels d’offres.

Art. 8d Conditions de participation à la réserve hydroélectrique

Les prescriptions légales relatives à la constitution d’une réserve hydroélectrique et les conditions de participation correspondantes figuraient déjà à l’art. 8a de la révision de la LApEl de 2023. Elles sont reprises ici avec quelques modifications rédactionnelles, mais ne changent pas sur le fond. En vue d’une meilleure compréhension, il convient de préciser que la taille de référence déterminante pour l’obligation (art. 8b, al. 1, let. a: «centrales hydroélectriques à accumulation à partir d’une capacité de stockage de 10 GWh») s’applique à chaque lac d’accumulation et ne concerne pas l’ensemble du portefeuille de centrales hydroélectriques à accumulation d’une entreprise.

Art. 8e Conditions de participation des centrales de réserve à la réserve thermique

Al. 1: les exploitants de centrales doivent veiller à une disponibilité maximale ou garantir la mise à disposition de leurs centrales. Cela contribue à une résilience aussi grande que possible de la réserve d’électricité. Il est supposé à cet égard que les centrales participant à la réserve thermique injectent de l’électricité dans la zone de réglage Suisse (art. 6, al. 2, let. b, OIRH).

Dans ce contexte, l’al. 2 pose aussi comme condition à l’al. 2 que les centrales de réserve doivent fonctionner avec au moins deux agents énergétiques, dont impérativement le gaz, car il est tout à fait possible qu’une situation critique de l’approvisionnement en électricité et une pénurie de l’approvisionnement en gaz aient lieu simultanément. Dans les dispositions d’exécution, le Conseil fédéral peut fixer des exigences plus précises sur la possibilité de passer à des agents énergétiques alternatifs (par ex. mazout, hydrogène, bois). Le principe de neutralité à l’égard de la technologie est ainsi pris en considération.

Al. 3: les exploitants de centrales de réserve n’ont pas le droit de produire de l’électricité directement pour le marché, sous réserve des exceptions définies à l’art. 8l, al. 6, LApEl. Une utilisation pour le marché aurait des conséquences néfastes sur la sécurité d’approvisionnement; les prix du marché seraient réduits artificiellement, ce qui rendrait les investissements dans de nouvelles capacités de production moins attrayants et éliminerait les mesures fondées sur le marché (comme l’arrêt volontaire en cas de prix élevés). Les effets négatifs sur l’environnement dus à l’utilisation d’agents énergétiques fossiles sont réduits au minimum. C’est pourquoi il ne peut pas être fait appel à l’énergie des centrales de réserve sur la base de la LApEl en cas d’équilibre du marché. Une mesure d’intervention sera nécessaire pour ce faire, combinée à une déclaration d’inapplicabilité des dispositions correspondantes sur la base de la LAP.

L’al. 4 concerne le besoin de réglementer par voie d’ordonnance. En vertu de la let. a, le Conseil fédéral peut prévoir des exceptions à l’obligation de fonctionner avec deux agents énergétiques. On peut notamment penser aux situations dans lesquelles le combustible requis est stocké en quantité suffisante à proximité immédiate d’une centrale. La let. b prévoit que les dispositions d’exécution déterminent si et dans quelle mesure les centrales de réserve sont autorisées à fournir des services-système. Il peut s’agir de l’utilisation de générateurs pour maintenir la tension en dehors de la période de disponibilité de la centrale (cf. art. 11, al. 2, OIRH). La let. c confirme qu’un recours à la réserve d’électricité avant un déséquilibre du marché de l’électricité ne peut se produire que dans le cadre de mesures d’intervention économiques conformément aux art. 31 à 34 LAP, ceci à l’exception des cas spécifiés à l’art. 8l, al. 6, let. b, dans lesquels aucune quantité (significative) d’électricité n’est mise sur le marché suisse. Plus particulièrement, l’interdiction d’utiliser les centrales de réserve pour le marché libre de l’électricité, telle qu’énoncée à l’al. 3, serait temporairement suspendue en vertu de l’art. 34 LAP. Cette possibilité ne s’applique qu’aux centrales de réserve. Il est prévu que l’électricité appelée de manière anticipée soit acheminée de manière non discriminatoire sur le marché libre suisse via Swissgrid.

Art. 8f Obligations des exploitants d’installations de transport par conduites

Cette disposition impose aux exploitants des conduites de gaz auxquelles une centrale de réserve est raccordée de proposer à l’exploitant de cette centrale des conditions d’utilisation du réseau définies sur mesure pour le recours à ladite centrale de réserve. Cette disposition (cf. également art. 12 OIRH) est nécessaire car la rémunération pour l’utilisation du réseau pour la distribution du gaz est un facteur de coûts important. Comme les centrales de réserve ne sont utilisées que dans des cas exceptionnels, leurs exploitants dépendent de produits de transports appropriés. Les centrales de réserve présentent un profil de consommation et de prélèvement très spécifique. La plupart du temps, elles n’ont pas besoin de gaz voire n’ont peut-être même jamais besoin de gaz. Lorsqu’elles sont utilisées, les quantités de gaz nécessaires peuvent cependant être considérables. La partie de phrase «[…] des conditions adaptées au recours à cette centrale de réserve pour l’utilisation de leurs conduites» signifie que les gestionnaires de réseau proposent à l’exploitant de la centrale des produits de capacité de transport à court terme (produits journaliers ou hebdomadaires) ou des produits interruptibles et tiennent compte des particularités des centrales de réserve dans les règles de comptabilité (par ex. dans la conception de la marge de tolérance).

En cas de litige, l’OFEN décide des conditions d’utilisation du réseau conformément à l’obligation de transport prévue à l’art. 13 de la loi du 4 octobre 1963 sur les installations de transport par conduites¹⁵. Lors d’un litige, l’OFEN devra également tenir compte de ces dispositions particulières. L’entrée en vigueur de la future loi sur l’approvisionnement en gaz devrait réduire la portée de cette disposition spéciale de l’art. 8f.

Art. 8g Obligations des exploitants de centrales de réserve après la participation à la réserve d’électricité

Les dispositions légales relatives à la réserve d’électricité ne précisent pas si et à quelles conditions les centrales de réserve peuvent continuer à être exploitées après leur sortie de la réserve d’électricité. Concernant les centrales de réserve construites en vue de la constitution de la réserve thermique, l’art. 8g contient toutefois certaines dispositions relatives à la période suivant la participation à la réserve thermique. Les obligations sont différentes si la centrale concernée continue ou non d’être exploitée.

Al. 1: si la centrale ne continue pas d’être exploitée, elle doit être démantelée pour éviter qu’elle ne soit laissée à l’abandon dans le paysage (rétablissement de l’état antérieur du site). Les coûts de démantèlement sont remboursés par la société nationale du réseau de transport (conformément à l’art. 15a, al. 1, let. b, ch. 2, en tant que coûts d’exploitation imputables du réseau de transport), pour autant que le démantèlement soit effectué de manière économique et rapide. La question du remboursement des frais ne sera résolue qu’au moment concerné, car il n’est pas possible de prévoir les coûts de démantèlement au préalable avec une certitude suffisante et de les indemniser ainsi au moyen de la rémunération pour la participation à la réserve thermique.

Une centrale de réserve ne doit pas être démantelée lorsqu’elle est encore exploitée de manière ordinaire après sa participation à la réserve thermique. Dans ce cas, son exploitant est tenu, conformément à l’al. 2, de procéder à un remboursement approprié de la rémunération reçue pour la participation. On évite ainsi des avantages concurrentiels injustifiés sur le marché libre de l’électricité.

Les détails concernant le calcul du montant de ces obligations de paiement peuvent être réglés par voie d’ordonnance sur la base de l’al. 3. Pour ce qui est des coûts de démantèlement, outre des critères d’efficacité, il s’agit de savoir tout ce qui relève de l’obligation de démantèlement (par ex. distinctions entre la centrale et le raccordement au réseau, comme les stations de transformation et les lignes électriques). Par ailleurs, il est possible de fixer par voie d’ordonnance des délais ou des dates de référence pour déterminer si une centrale dont la poursuite de l’exploitation après la sortie de la réserve d’électricité est incertaine, du moins dans un premier temps, relève de la réglementation de l’al. 1 ou de celle de l’al. 2.

Il convient de souligner ce qui suit: ces dispositions ne s’appliquent pas aux centrales qui étaient déjà construites avant leur participation à la réserve thermique. En outre, elles ne précisent pas à quelles conditions une centrale peut continuer d’être exploitée. Il s’agit en l’espèce d’une décision entrepreneuriale qui doit tenir compte des prescriptions légales applicables à l’exploitation d’une centrale (exigences environnementales, autorisations d’exploitation, etc.).

Art. 8h Conditions de participation à la réserve thermique des groupes électrogènes de secours et des installations CCF

L’al. 1 comprend les mêmes prescriptions que celles prévues pour les centrales de réserve à l’art. 8e, al. 1. Il est donc renvoyé aux commentaires correspondants.

L’al. 2 limite l’interdiction de production d’électricité pour le marché libre à la période durant laquelle l’installation doit être disponible pour la réserve. En dehors de cette période, il est envisageable que les installations CCF produisent de l’électricité pour le marché.

L’al. 3 concerne les agrégateurs (aussi appelés poolers). Pour des raisons d’exécution, ceux‑ci sont indispensables à une utilisation coordonnée des groupes électrogènes de secours et des petites installations CCF et figurent déjà dans l’ordonnance en vigueur (art. 7, al. 1, 15 et 16, al. 3, OIRH). Conformément à l’art. 7, al. 1, OIRH, le seuil entre petites et grandes installations CCF se situent à 5 MW. Le rôle des agrégateurs est défini à l’art. 8i.

L’al. 4, let. a, constitue la base légale de l’art. 7, al. 3, OIRH, mais laisse au Conseil fédéral la liberté, sans l’y contraindre, de prévoir l’exclusion de la participation à la réserve d’électricité en cas d’obtention de soutiens financiers de la part des pouvoirs publics (par ex. contributions d’investissement). Cette exclusion est justifiée par le fait que certains participants percevraient une double aide financière s’ils recevaient des subventions tout en participant à la réserve thermique.

Let. b, ch. 1: par analogie avec la réglementation des conditions de participation pour les centrales de réserve, il existe également pour les groupes électrogènes de secours et les installations CCF une base légale sur laquelle les dispositions d’exécution peuvent se fonder quant à l’admissibilité de la fourniture de services-système (en dehors de la période de disponibilité).

Let. b, ch. 2: contrairement aux centrales de réserve, il existe d’autres cas dans lesquels l’utilisation des groupes électrogènes de secours et des installations CCF en dehors de la réserve d’électricité peut être admise à des fins d’exploitation (également pendant la période de disponibilité). Pour ce qui est des groupes électrogènes de secours, il s’agit surtout d’utilisations lors de pannes locales ou de tests mensuels. Quant aux installations CCF, ces cas concernent un besoin de chaleur imprévu qui requiert leur utilisation (par ex. panne d’une autre installation). D’autres cas dans lesquels une utilisation pour les propres besoins des exploitants est nécessaire et doit être autorisée sont également envisageables.

Art. 8i Agrégateurs pour la participation de groupes électrogènes de secours et de petites installations CCF

Les agrégateurs font le lien entre la société nationale du réseau de transport et les participants à la réserve. Le regroupement de plusieurs unités de réserve (al. 1) augmente l’efficacité des différents processus. La relation triangulaire se caractérise par deux rapports contractuels distincts, l’un entre la société nationale du réseau de transport et les agrégateurs (art. 8k, al. 1) et l’autre entre l’agrégateur et les exploitants des différentes installations (al. 2). Le contenu de ces deux rapports de droit peut être précisé par voie d’ordonnance. Seuls les agrégateurs interviennent directement vis-à-vis de la société nationale du réseau de transport. Ce sont eux qui participent aux appels d’offres (al. 3, 1^re phrase), les exploitants des différentes installations restant en retrait. Des responsabilités légales existent néanmoins dans les deux sphères (al. 3, 2^e phrase). Alors que les exploitants des différentes installations doivent garantir la disponibilité de leurs installations (art. 8h, al. 1), il incombe aux agrégateurs d’y recourir de manière coordonnée en cas de besoin. Outre les sanctions qui peuvent être prononcées par l’ElCom (art. 22, al. 2, let. f), les conséquences d’une faute dépendent également de l’accord contractuel entre les parties. Des peines conventionnelles peuvent ainsi être convenues (cf. art. 5, al. 2, let. g, 10, al. 2, let. f et 15, al. 4, OIRH). Le montant du forfait de prestations (al. 4) est fixé dans les appels d’offres. Le forfait de prestations doit être versé aux agrégateurs en plus de la rémunération pour la participation à la réserve qui est allouée aux différents participants.

Art. 8j Aménagements ultérieurs de groupes électrogènes de secours

En vertu de l’art. 8j, le Conseil fédéral peut créer des bases légales permettant à la société nationale du réseau de transport de financer les éventuels aménagements ultérieurs des groupes électrogènes de secours et des installations CCF (art. 15a, al. 1, let. b, ch. 3). Dans ce cas, des moyens supplémentaires destinés à l’aménagement ultérieur nécessaire peuvent être alloués en plus de la rémunération pour la participation à la réserve thermique, par exemple pour les équipements de pilotage [à distance] de l’installation ainsi que ceux visant à limiter la pollution atmosphérique (par ex. installations de dénitrification de l’air et adaptations des systèmes de filtres). Dans le cadre des prescriptions d’exécution, le Conseil fédéral peut également régler la répartition des compétences correspondantes.

Art. 8k Tâches de la société nationale du réseau de transport

Al. 1: les conditions de participation juridiques sont précisées dans des accords dont le contenu diverge en fonction des différents éléments de la réserve d’électricité. La société nationale du réseau de transport étant chargée de la gestion opérationnelle de cette réserve (art. 8a, al. 3), il lui incombe de conclure ces accords même lorsque les participants à la réserve d’électricité n’ont pas été sélectionnés dans le cadre de ses appels d’offres. Cela concerne la réserve hydroélectrique, une éventuelle obligation de participation en vertu de l’art. 8b, al. 5 (cf. art. 5, al. 3, OIRH concernant la conclusion du contrat), et des dérogations dans le cas de la procédure visée à l’art. 8b, al. 4, let. e et f.

Les principales tâches de la société nationale du réseau de transport dans le cadre de la gestion opérationnelle de la réserve d’électricité sont énumérées à l’al. 2 de manière non exhaustive. Le soutien à l’ElCom concerne surtout l’élaboration d’études sur l’adéquation du système et d’autres analyses en vue du dimensionnement de la réserve d’électricité.

Art. 8l Recours à la réserve d’électricité

Les dispositions sur le recours à la réserve d’électricité définies ici reprennent la législation en vigueur. Les al. 1 à 5 sont actuellement contenus dans l’art. 8a, al. 5, 6 et 7, let. f à h, de la révision de la LApEl de 2023. L’al. 6, let. b, s’inspire de l’art. 19 OIRH (cas particuliers du recours à la réserve). Contrairement à l’OIRH, le ch. 1 n’exige pas que la menace pour la stabilité de l’exploitation du réseau soit immédiate. Le ch. 2 ne serait pertinent qu’en cas de conclusion d’un accord de solidarité avec un État voisin, le cas échéant en combinaison avec l’art. 61, al. 2, LAP. La possibilité de recourir aux centrales de réserve pour augmenter la réserve hydroélectrique, prévue au ch. 3, est importante. À la p. 15 du rapport explicatif concernant l’OIRH¹⁶, cette possibilité a été commentée comme suit: un recours aux centrales de réserve «peut s’avérer nécessaire lorsque le marché est encore équilibré, mais qu’il apparaît qu’il n’y aura pas assez d’énergie disponible pour l’approvisionnement en électricité jusqu’à la fin de l’hiver. Pour limiter au maximum les distorsions de marché le cas échéant, l’énergie supplémentaire produite par les centrales de réserve n’est pas vendue sur le marché, mais ajoutée à la réserve hydroélectrique. Plus précisément, l’électricité qui aurait été produite dans une centrale à accumulation est remplacée par de l’électricité provenant des centrales de réserve. L’eau reste dans le lac d’accumulation et donc à la disposition de la réserve hydroélectrique; cette eau ne peut plus être utilisée pour la vente d’électricité sur le marché».

La réglementation figurant à l’al. 6, let. b, sur la gestion des coûts de l’énergie d’ajustement (art. 4, al. 1, let. e^ter) en cas de recours à la réserve thermique est nouvelle (cf. aussi art. 15a, al. 1, let. b, ch. 6). Elle s’applique aux centrales de réserve, aux groupes électrogènes de secours et aux installations CCF, mais peut avoir des effets différents selon les catégories de participants. Jusqu’à présent, la gestion de l’énergie d’ajustement est régie dans les accords de participation à la réserve. En principe, il s’agit de coûts liés au recours à la réserve qui peuvent être couverts par l’indemnisation correspondante. Les accords convenus ont des caractéristiques différentes. L’énergie d’ajustement peut représenter un facteur de coûts considérable pour les centrales de réserve. Celles-ci n’étant utilisées qu’à titre exceptionnel, leur mise en service peut être retardée, et les prévisions correspondantes peuvent être modifiées. Par conséquent, dans les accords en vigueur, une grande part de l’énergie d’ajustement est financée par la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport, dans le cadre de l’indemnisation en cas de recours.

Art. 8m Coordination avec des mesures prévues dans la loi sur l’approvisionnement du pays

L’art. 8m établit le principe selon lequel le recours à la réserve d’électricité et aux mesures relevant de l’approvisionnement économique du pays doit être coordonné. Le Conseil fédéral détermine les mesures relevant de l’approvisionnement économique du pays, qu’il s’agisse de préparatifs ou de mesures d’intervention économique pour faire face à une pénurie grave (art. 5 et 31 à 34 LAP). Le recours à la réserve d’électricité se fonde sur les consignes à fixer par l’ElCom (art. 8l, al. 2). L’art. 8l, al. 1, dispose que la réserve d’électricité ne peut être libérée pour le marché de l’électricité que si la quantité d’électricité demandée est supérieure à l’offre (absence d’équilibre du marché). Si la réserve d’électricité doit être utilisée de manière anticipée pour éviter ou maîtriser une pénurie, cela peut se faire uniquement par une mesure d’intervention sur la base de la LAP, tel que cela est prévu à l’art. 8e, al. 4, let. c. Une telle décision incombe au Conseil fédéral. Pour ce faire, il se fonde notamment sur une évaluation de la situation et des risques, qui serait réalisée avec des instruments comme la surveillance du courant de la société nationale du réseau de transport pour l’Approvisionnement économique du pays (AEP).

Art. 8n Compensation des émissions de CO₂ et allègement pour l’exploitation de centrales de réserve, de groupes électrogènes de secours et d’installations CCF

L’al. 1 sert de base aux dispositions prévues aux art. 41, al. 1^ter et 3, et 146w, de l’ordonnance du 30 novembre 2012 sur le CO₂¹⁷ en relation avec l’art. 7, al. 4, OIRH. Ces dernières énoncent que les centrales de réserve doivent participer sans exception au SEQE. Pour les groupes électrogènes de secours ou les installations CCF, il est prévu soit qu’ils participent au SEQE, soit qu’ils doivent entièrement compenser les émissions de CO₂ dues au recours à la réserve d’électricité via la remise d’attestations internationales.

Al. 2: différents obstacles susceptibles d’empêcher un approvisionnement en électricité de manière urgente subsistent dans le droit tant fédéral que cantonal. Cette norme de délégation fournit une solution d’assurance en cas d’événement difficilement prévisible nécessitant la mise en œuvre rapide de mesures limitées dans le temps. Contrairement à la période à laquelle l’ordonnance du 21 décembre 2022 relative à l’exploitation de centrales de réserve et de groupes électrogènes de secours en cas de pénurie déclarée ou imminente¹⁸ a été adoptée, nous disposons pour les prochains hivers de plus de temps pour mettre en œuvre des mesures de protection de l’environnement. Au vu des conditions restrictives telles qu’elles sont inscrites ici, il s’agit donc d’une solution de dernier recours. Ces allégements ne doivent être accordés qu’au cas par cas et uniquement lorsque cela est indispensable pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en électricité. Dans ce contexte, il convient de souligner que de tels allègements ne s’appliqueraient que pour un éventuel recours à la réserve thermique via l’installation de production d’électricité concernée. Aucune autre utilisation de l’installation n’entre dans le champ d’application de cette disposition dérogatoire. Par exemple, si une centrale de réserve ou une installation CCF doit être utilisée pour des services-système – pour autant que cela soit autorisé par les prescriptions d’exécution (cf. art. 8e, al. 4, let. b, et 8h, al. 4, let. b, ch. 1) –, toutes les exigences relatives au droit de l’environnement doivent naturellement être remplies. Le champ d’application de cette norme est par ailleurs limité à l’OPair et aux prescriptions d’exploitation cantonales. Le droit en vigueur relatif à la protection contre le bruit offre déjà suffisamment de marge de manœuvre.

Art. 12, al. 2, let. f

L’adaptation est de nature purement rédactionnelle.

Art. 15, al. 2, let. a

L’imputabilité des coûts de la réserve d’électricité est désormais réglée à l’art. 15a, al. 1, let. b. Seuls les coûts des services-système figurent désormais à la let. a.

Art. 15a, al. 1

Les coûts de la réserve d’électricité sont en principe tous couverts par la rémunération pour l’utilisation du réseau, qui est due pour l’utilisation du réseau de transport. Cette rémunération est répercutée sur l’ensemble des consommateurs d’électricité du pays. Les différents coûts sont énumérés à la let. b de manière non exhaustive. Les principaux coûts comprennent les indemnités forfaitaires pour la participation obligatoire à la réserve hydroélectrique et les rémunérations pour la participation aux autres éléments de la réserve d’électricité (ch. 1), qui financent dans une certaine mesure les coûts fixes de la participation ne dépendant pas d’une utilisation. En revanche, les coûts liés à l’utilisation sont pris en charge à travers les indemnisations en cas de recours à la réserve (ch. 5). En fait notamment partie l’énergie à laquelle on recourt. En ce qui concerne la réserve thermique, il convient également de mentionner la taxe sur le CO₂ et les droits d’émissions. Par ailleurs, les coûts d’exécution sont explicitement cités (ch. 7). Ils sont occasionnés par la société nationale du réseau de transport sous la forme de dépenses administratives, notamment. Le Conseil fédéral peut cependant également régler à cet égard la prise en charge des coûts des éventuels dédommagements aux communes d’implantation, tels que visés à l’art. 23, al. 4, OIRH.

Ces coûts sont répercutés après déduction des recettes enregistrées par la société nationale du réseau de transport dans le cadre de la gestion opérationnelle de la réserve d’électricité. Ces recettes englobent par exemple l’encaissement auprès des groupes-bilan qui ont occasionné le recours à la réserve et ont réceptionné les volumes d’électricité correspondants (art. 8l, al. 4). De plus, la société nationale du réseau de transport n’a pas le droit de comptabiliser une composante des bénéfices. Pour ce qui est des charges de fonds propres, le taux d’intérêt prévu pour le calcul figure à l’art. 22, al. 5, OIRH.

Art. 20, al. 2, phrase introductive (concerne uniquement la version française) et let. c^bis

Pour plus de clarté, la compétence de la société nationale du réseau de transport concernant la gestion opérationnelle de la réserve d’électricité est également mentionnée dans ce catalogue de tâches, en plus de l’art. 8a, al. 3.

Art. 22, al. 2, let. f

Les art. 8a, al. 7, let. e, et 22, al. 2, let. f, de la révision de la LApEl conformément à l’acte modificateur unique permettaient déjà à l’ElCom de prendre des sanctions contre les participants à la réserve d’électricité qui n’honoraient pas leurs obligations. Cette compétence est réglée uniquement ici, afin que la structure de la loi se conforme autant que possible à la systématique.

Art. 25, al. 1^bis

La révision de la LApEl de 2023 réglementait l’obligation de renseigner l’ElCom et la société nationale du réseau de transport en relation avec les dispositions matérielles concernant la réserve d’électricité (art. 8a, al. 4, 5^e phrase, de la révision de la LApEl de 2023). Cette obligation est étendue aux agrégateurs et transférée pour des raisons liées à la systématique législative.

Art. 29, al. 1, let. f, f^bis et f^ter

Les modifications aux let. f et f^bis sont de nature purement rédactionnelles (adaptation des renvois). Dans la nouvelle let. f^ter, le manquement à l’obligation essentielle des participants à la réserve d’électricité d’apporter la contribution nécessaire en cas de recours à la réserve est ajouté à la liste des faits passibles d’une amende de 100 000 francs au plus.

Art. 33d Disposition transitoire relative à la modification du …

Les dispositions légales sur la réserve thermique entreront en vigueur à un moment où des centrales de réserve se sont déjà engagées à participer pour répondre à une situation d’urgence. Il s’agit des centrales de Birr (AG), de Cornaux (NE) et de Monthey (VS) ainsi que des autres centrales éventuelles qui remporteront l’adjudication pour participer à la réserve thermique lors des appels d’offres visés dans l’OIRH. Des groupes électrogènes de secours sont également déjà sous contrat. Les règles en vigueur sont toutefois provisoires, puisque l’art. 6, al. 4, OIRH précise que la participation à la réserve thermique dure jusqu’au 31 mai 2026 au plus tard. De même, les contrats avec les trois centrales de réserve susmentionnées arriveront à échéance au printemps 2026. Les appels d’offres en cours sont naturellement axés sur un horizon temporel plus long. Une fois le présent projet entré en vigueur, l’OIRH pourrait voire devrait être mise à jour et prolongée. L’art. 33d crée donc une base légale pour que le Conseil fédéral puisse définir les conditions dans lesquelles les installations concernées participent à la réserve d’électricité selon les nouvelles dispositions.

5.2 Modification d’autres actes: loi sur le CO₂

Art. 19b Indemnités en cas d’obligation d’utilisation d’un agent énergétique donné

Le Conseil fédéral peut ordonner un changement d’agent énergétique pour les processus pouvant par exemple fonctionner au gaz naturel ou à l’huile de chauffage. L’utilisation du pétrole engendre davantage d’émissions de CO₂ que celle du gaz, toutes les émissions supplémentaires ne pouvant toutefois pas être forcément attribuées à l’injonction du Conseil fédéral. Si une pénurie de gaz menace, on peut supposer qu’un changement serait intervenu tôt ou tard, indépendamment de la décision du Conseil fédéral (prix élevés du gaz, quantités de gaz insuffisantes). Les exploitants d’installations participant au SEQE devront donc remettre davantage de droits d’émission. Il s’agit là de la seule façon pour eux de remplir leurs obligations quant au SEQE, ce qui pourrait entraîner des coûts supplémentaires pour les entreprises concernées.

Dans le cadre des crédits autorisés, la Confédération peut indemniser les coûts liés aux droits d’émission pour autant que les exploitants d’installations participant au SEQE subissent un préjudice financier démesuré du fait de ce changement (al. 1). Une vérification est faite au cas par cas, sur demande, pour le déterminer. Le montant des contributions est établi en fonction du prix moyen des droits d’émission sur le marché secondaire dans l’UE au moment où le changement est ordonné (al. 2). Le Conseil fédéral règle les modalités, par exemple en déterminant les critères du préjudice financier démesuré sur la base du rapport entre les coûts supplémentaires et la valeur ajoutée brute (al. 3).

Art. 31a

Lors de l’introduction du remboursement de la taxe sur le CO₂ aux exploitants d’installations CCF, l’art. 31a offrait la possibilité aux exploitants d’installations CCF ayant pris un engagement de réduction de s’en libérer et de soumettre l’installation à l’obligation d’investissement. L’égalité de traitement a ainsi été assurée lors de la période d’engagement en cours. Ce point n’a fait l’objet d’aucune demande, et les exploitants avaient la possibilité en 2021 et en 2022 de mettre fin à leur engagement de réduction. L’égalité de traitement a ainsi été assurée; cette règle n’est plus nécessaire et est abrogée.

Art. 32a

La taxe sur le CO₂ prélevée sur les combustibles dont il est avéré qu’ils sont utilisés pour produire de l’électricité est désormais remboursée dans sa totalité, et non plus que partiellement (al. 1). Le remboursement est effectué pour autant que l’exploitant de l’installation CCF remette, dans le registre des échanges de quotas d’émission, des attestations portant sur les réductions d’émissions de gaz à effet de serre réalisées en Suisse ou à l’étranger à hauteur des émissions de gaz à effet de serre générées par la production d’électricité (let. c). Dans l’ordonnance, le Conseil fédéral règle les modalités concernant par exemple les limites de puissance, les exigences minimales ainsi que les informations que doit contenir la demande, telles que le rapport sur les émissions de gaz à effet de serre générées par la production d’électricité (al. 2).

Art. 32b

Le remboursement aux exploitants d’installations CCF est désormais réglé dans l’art. 32a. L’art. 32b est donc abrogé.

Art. 49b Disposition transitoire

Dans l’hypothèse où la disposition entrerait en vigueur le 1^er janvier 2027, la demande de remboursement de 60 % de la taxe CO₂ pour 2026 prévue à l’art. 98b de l’ordonnance sur le CO₂ peut être envoyée à l’Office fédéral de l’environnement (OFEV) jusqu’au 30 juin 2027. Le remboursement des 40 % restants de la taxe sur le CO₂ pour 2026 prévu à l’art. 32b, al. 2, peut, conformément au droit en vigueur, être demandé au plus tard jusqu’à la fin de l’année 2029, pour autant que la Confédération reçoive la preuve que des mesures à hauteur de ce montant ont été prises pour augmenter l’efficacité énergétique propre ou l’efficacité énergétique d’installations utilisant l’électricité ou la chaleur issues de l’installation CCF.

5.3 Modification d’autres actes: loi sur l’énergie

Art. 34a Contribution d’investissement allouée pour les installations de couplage chaleur‑force

L’al. 1 prévoit des contributions d’investissement pour les installations CCF. Les dispositions du chap. 5 de la LEne s’appliquent à ces contributions d’investissement pour autant que l’art. 34a ne contienne pas de disposition contraire.

La contribution d’investissement visée à l’al. 1 ne peut être octroyée que si les conditions prévues à l’al. 2 sont satisfaites:

Let. a: comme les installations CCF produisent aussi simultanément de la chaleur, il convient de prévoir une condition rendant obligatoire l’utilisation ou l’évacuation de la chaleur dans l’encouragement de telles installations. Cela présuppose que les installations soutenues seront exploitées en mode «chaleur», et donc exclusivement en fonction du besoin en chaleur du consommateur. L’électricité ainsi produite est injectée dans le réseau public ou utilisée pour couvrir les propres besoins en électricité. Les installations doivent par ailleurs être intégrées dans un nouveau réseau de chaleur, avec comme source primaire une énergie renouvelable. Ce réseau doit être identifié dans la planification énergétique territoriale pour les énergies renouvelables des collectivités compétentes (canton, communes). Les installations doivent remplacer une chaudière fossile destinée aux charges de pointe si elles sont intégrées dans un réseau de chaleur existant.

Let. b: l’art. 34a concerne les installations CCF exploitées principalement en hiver dans la mesure où la production d’électricité est augmentée en hiver grâce à l’encouragement.

Let. c: pour des raisons de politique climatique, les installations CCF doivent fonctionner avec des combustibles renouvelables. Si cela n’est pas possible, l’installation CCF participe au SEQE ou les émissions sont compensées par l’achat d’attestations (cf. modification de l’art. 32a de la loi sur le CO₂).

La contribution d’investissement s’élève à 60 % au plus des coûts d’investissement imputables (al. 3).

Art. 35, al. 2, let. h^ter

L’encouragement des installations CCF est financé au moyen du supplément perçu sur le réseau. Celui‑ci n’augmente pas.

Art. 36, al. 1, let. d

L’encouragement des installations CCF est limité à 20 millions de francs par an. Cela correspond à une charge supplémentaire du fonds alimenté par le supplément de 0,04 ct./kWh, bien qu’il ne soit pas encore certain que le montant annuel maximal de l’encouragement soit pleinement exploité. En cas de contribution d’investissement de 60 % au plus des coûts d’investissement imputables, cela devrait déclencher des investissements globaux de presque 40 millions de francs. Cette démarche permet d’atteindre une augmentation annuelle d’environ 20 MW de puissance électrique CCF ou 40 GWh d’électricité hivernale; la puissance supplémentaire correspond à la charge thermique moyenne d’environ quatre grands réseaux de chaleur à distance.

Art. 38, al. 1, let. c

Les nouvelles installations CCF peuvent être encouragées pendant dix ans.

Art. 55a Information du public

Cette nouvelle disposition prévoit que l’OFEN, en sa qualité d’autorité de la Confédération compétente pour tout ce qui a trait à l’approvisionnement en énergie et à l’utilisation de celle‑ci (cf. art. 9 de l’ordonnance du 6 décembre 1999 sur l’organisation du Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication¹⁹), informe le public sur l’approvisionnement énergétique du pays et notamment sur les principaux événements et constats. Les estimations à moyen et long termes concernant la sécurité d’approvisionnement figurent au premier plan, tout comme la sensibilisation de la population sur le thème de l’efficacité énergétique et des énergies renouvelables. Parmi les champs thématiques énumérés, l’OFEN dispose d’une certaine marge de manœuvre quant au choix précis des sujets d’observation, à la définition des données nécessaires et à la fréquence de livraison des données. Les données agrégées et les indicateurs de base sont publiés pour le public. Les données individuelles sensibles sur le plan commercial ne sont pas incluses. Les données individuelles économiquement sensibles n’entrent pas dans le champ d’application de cet article. Sur la base de la let. f, aucune information sur les prix des produits en dehors des bourses ni aucune estimation ne peut en particulier être publiée si leur publication peut entraîner des accords sur les prix ou toute autre distorsion de la concurrence. Des données brutes peuvent être mises à la disposition des cantons, à condition qu’ils aient une base légale appropriée pour leur collecte et leur utilisation.

Art. 56, al. 1, phrase introductive, let. e^bis et k et al. 2

Pour que l’OFEN puisse remplir sa mission d’information visée à l’art. 55a, le champ d’application matériel et personnel de l’al. 1 est élargi. La disposition comprend désormais également toutes les données dont l’OFEN a besoin pour informer la population. Des données concernant des personnes physiques et morales, pour autant qu’elles existent, doivent être fournies afin par exemple de pouvoir formuler des extrapolations et des affirmations concernant la consommation actuelle d’énergie de certains secteurs avec la granularité nécessaire. Il est évident que les données personnelles ne doivent pas être publiées sans l’autorisation des personnes concernées. L’OFAE et les groupes-bilan figurent dans le catalogue des autorités, des entreprises et des collectivités devant livrer des données déjà disponibles. L’OFAE dispose des données sur le monitoring de l’électricité et du gaz que l’AAEP met en place à sa demande et qui permet d’évaluer la sécurité d’approvisionnement à court terme. Les groupes-bilan disposent de données issues de la gestion du bilan. Ces données sont importantes car elles fournissent un accès aux données agrégées concernant la consommation, les standards et les écarts. On peut alors en déduire des conclusions concernant la situation de l’approvisionnement en électricité. Dans le secteur du gaz, cela permet notamment d’informer sur le rapport entre consommation et planification des importations. Dans ce contexte, l’ampleur des écarts par rapport aux valeurs prébudgétées est elle aussi éloquente. De plus, le catalogue n’est plus exhaustif. Conformément à l’al. 2, le Conseil fédéral peut l’élargir si l’intérêt public l’exige, ce dernier ne cessant d’évoluer.

6.1 Conséquences pour la Confédération

6.2 Conséquences pour les cantons et les communes, ainsi que pour les centres urbains, les agglomérations et les régions de montagne

Les centrales de réserve ont notamment des incidences sur le territoire et l’environnement. Les cantons et les communes où les centrales de réserve doivent être implantées sont particulièrement concernés. La Confédération est en discussion avec les cantons et les communes en question ou va prendre contact avec eux. Au niveau financier et du personnel, les conséquences sont gérables. Elles peuvent être couvertes en partie par les redevances existantes. Dans les communes accueillant sur leur territoire des centrales de réserve, les autorités devront toutefois faire face à une charge de travail supplémentaire à court terme.

Étant donné que des installations CCF bénéficiant d’un encouragement ne peuvent être soutenues que dans un réseau de chaleur existant ou identifié dans la planification territoriale, les charges supplémentaires pour les communes seront négligeables.

L’exploitation du dashboard de l’énergie permet aux cantons et aux communes de disposer d’une meilleure base d’informations aussi bien pour leurs tâches en cours qu’en période de crise.

6.3 Conséquences pour les consommateurs finaux (en particulier les ménages et les grands consommateurs)

Coûts et conséquences pour la période allant de 2023 à 2026

Les estimations de coûts pour la période allant de 2023 à avril 2026 tablent sur un montant total d’environ 790 millions de francs pour les centrales de réserve existantes et les groupes électrogènes de secours. Cela correspond à une augmentation de la rémunération pour l’utilisation du réseau d’environ 0,5 ct./kWh de 2024 à 2026. Pour la réserve hydroélectrique, les coûts estimés concernant la période allant de l’hiver 2022/23 jusqu’à l’hiver 2025/26 s’élèvent au départ à environ 1,2 milliard de francs au total, coûts qui devraient être légèrement inférieurs au vu des résultats de l’appel d’offres pour l’hiver 2023/24. Selon l’estimation de coûts initiale, la rémunération pour l’utilisation du réseau s’élève de quelque 0,7 ct./kWh supplémentaire. La société nationale du réseau de transport a fixé le tarif pour la «réserve d’électricité» à 1,2 ct./kWh pour l’année 2024. Pour un ménage moyen avec une consommation annuelle de 4500 kWh, cela correspond à un montant d’environ 60 francs par an. Dans le cas d’un grand consommateur d’électricité (par ex. consommation de 10 GWh par an), cela représente une charge supplémentaire de 120 000 francs. Le tarif est vérifié et fixé chaque année. Avec l’entrée en vigueur de la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, les exploitants de centrales hydroélectriques à accumulation doivent se constituer une réserve d’énergie hydroélectrique contre une indemnité forfaitaire. Une réduction du tarif actuel de la réserve d’électricité est donc probable à moyen terme.

Coûts et conséquences pour la période allant de 2026 à 2040

Pour atteindre la réserve requise, des investissements seront nécessaires entre 2026 et 2040 pour construire des centrales de réserve, des installation CCF et des groupes électrogènes de secours. Ces investissements représentent un montant pouvant aller jusqu’à 1,1 milliard de francs (dans l’hypothèse où plusieurs centrales d’une puissance totale allant jusqu’à 1000 MW sortiraient de terre). L’amortissement de cet investissement sur 15 ans d’exploitation, y compris les intérêts et les coûts d’exploitation et d’entretien, entraîne des coûts annuels estimés à 180 millions de francs. En outre, il faut compter avec des investissements totaux de l’ordre de 130 millions de francs pour le regroupement des groupes électrogènes de secours (280 MW), y compris les coûts d’aménagement ultérieur (filtre DeNOx, filtre à particules, synchronisation). Au total, les coûts annuels pour les groupes électrogènes de secours sont évalués à 15 millions de francs. L’indemnité forfaitaire modérée de la réserve hydroélectrique peut être estimée à environ 20 millions de francs par an. Pour les consommateurs finaux, cela correspond (pour une consommation annuelle totale de 70 TWh) à un tarif «Réserve d’électricité» de 0,30 ct./kWh. Pour un ménage moyen avec une consommation annuelle de 4500 kWh, cela équivaut à un montant approchant 14 francs par an. Dans le cas d’un grand consommateur d’électricité qui consomme par exemple 10 GWh par an, cela représente une charge supplémentaire de quelque 30 000 francs par an.

Le dashboard de l’énergie permet aux entreprises et aux ménages de s’informer quand ils le souhaitent de l’approvisionnement actuel et de l’efficacité des diverses mesures prises (par ex. pour l’exploitation des centrales de réserve), ce qui pourrait avoir un effet positif sur l’état des connaissances et la sensibilisation des consommateurs en matière de consommation d’énergie efficace.

6.4 Conséquences économiques

6.5 Conséquences sociales et environnementales

La réserve d’électricité, toutes technologies confondues, augmente la sécurité de l’approvisionnement pour les entreprises et les ménages en Suisse. Elle améliore la résilience de l’approvisionnement en électricité et permet de parer à une pénurie, ou de l’atténuer le plus possible. Selon son intensité et sa durée, une telle pénurie peut avoir des répercussions considérables sur l’économie et la population, occasionnant des coûts élevés. L’OFPP estime les coûts d’une pénurie à 185 milliards de francs²⁰.

Les centrales de réserve, les groupes électrogènes de secours et les installations CCF ont des conséquences négatives sur le territoire et l’environnement. Les conséquences du projet sur les émissions de gaz à effet de serre sont évaluées au ch. 6.4.1. En cas de recours à la réserve thermique, il faut tenir compte du fait que les différentes installations ont des niveaux d’émissions différents. Les émissions générées par la production d’électricité issue d’installations thermiques à combustibles fossiles varient fortement en fonction de la technologie utilisée. Par exemple, la production de 1 GWh d’électricité génère dans le meilleur des cas environ 130 kilogrammes d’oxyde d’azote NOx (turbine à gaz fonctionnant au gaz et équipée d’un catalyseur SCR). Dans le pire des cas, il faut s’attendre, en revanche, à des émissions de plus de neuf tonnes de NOx pour la même quantité d’électricité (groupe électrogène de secours avec moteur à combustion sans catalyseur SCR). Pour une quantité d’électricité estimée à 220 GWh, ce qui correspond à peu près à une consommation journalière en hiver qui devrait être répartie entre toutes les installations de la réserve thermique, les émissions d’oxyde d’azote par jour de cette dernière atteignent, dans le pire des cas, environ 4 %, comparées avec les émissions annuelles de toutes les autres sources réunies. Le pourcentage est de près de 11 % en comparaison avec les émissions annuelles d’oxyde d’azote dues au transport de personnes par la route en Suisse. Les effets des centrales de réserve et des groupes électrogènes de secours sur l’environnement ne dépendent donc pas seulement de la durée d’utilisation ou de la quantité d’électricité, mais aussi, dans une large mesure, de l’ordre dans lequel les centrales de réserve ou les groupes électrogènes de secours sont exploités. Il faut en outre noter que les conséquences sur la qualité de l’air peuvent varier considérablement en fonction du site et des conditions météorologiques. En vue de réduire au maximum les effets sur l’environnement, les consignes pour le recours donnent la priorité aux installations à faible flux d’émissions. Afin de tenir compte des différents niveaux d’émissions ainsi que des différentes conditions d’exploitation (comme la durée minimale d’exploitation) le recours ne se fera pas dans la même mesure pour toutes les installations dans le cas de la réserve thermique, contrairement à la réserve hydroélectrique. L’ElCom fixe dans les consignes pour le recours les installations ou les types d’installations auxquels il est fait appel selon la situation.

7.1 Constitutionnalité

7.2 Compatibilité avec les obligations internationales de la Suisse

Dans le droit du commerce mondial, l’électricité est assimilée à une marchandise ordinaire. De ce fait, les principes de l’Accord du 15 avril 1994 instituant l’Organisation mondiale du commerce²⁴ et de l’Accord général du 30 octobre 1947 sur les tarifs douaniers et le commerce (GATT)²⁵ s’appliquent aussi au commerce de l’électricité. Les tâches qui présentent un caractère de service sont régies par l’Accord général sur le commerce des services. La gestion des aides d’État se conforme quant à elle à l’Accord sur les subventions et les mesures compensatoires (ASMC; annexe 1A.13 GATT), et l’introduction de prescriptions techniques et de normes est soumise aux dispositions de l’Accord du 12 avril 1979 relatif aux obstacles techniques au commerce²⁶. Il faut encore tenir compte de l’Accord du 22 juillet 1972 entre la Confédération suisse et la Communauté économique européenne²⁷ concernant le libre-échange et de la Convention du 4 janvier 1960 instituant l’Association Européenne de Libre-Échange (AELE)²⁸ pour ce qui est des relations respectivement avec l’UE et l’AELE.

Le présent projet tient compte de ces obligations internationales. Compléter la réserve d’électricité au moyen de centrales de réserve, de groupes électrogènes de secours et d’installations CCF n’a aucune conséquence en termes de concurrence puisque la réserve d’électricité est constituée et gérée en dehors du marché. Les contributions d’investissement prévues dans la LEne pour les installations CCF doivent être considérées comme des subventions au sens de l’ASMC.

7.3 Forme de l’acte à adopter

Le projet contient des dispositions importantes fixant des règles de droit, qui doivent être édictées sous la forme d’une loi fédérale, conformément à l’art. 164, al. 1, Cst. Les révisions de la LApEl, de la loi sur le CO₂ et de la LEne suivent par conséquent la procédure législative normale.

7.4 Frein aux dépenses

Conformément à l’art. 159, al. 3, let. b, Cst., les dispositions relatives aux subventions ainsi que les crédits d’engagement et les plafonds de dépenses, s’ils entraînent de nouvelles dépenses uniques de plus de 20 millions de francs ou de nouvelles dépenses périodiques de plus de 2 millions de francs, doivent être adoptés à la majorité des membres de chaque conseil.

Les modifications de la LApEl n’entraînent aucune dépense supplémentaire pour la Confédération puisque les coûts de la réserve d’électricité sont financés au moyen de la rémunération pour l’utilisation du réseau, bien que certains coûts puissent aussi être à la charge des groupes-bilan (cf. art. 8l, al. 4, LApEl). Sous réserve des coûts d’exécution de l’ElCom, lesquels ne peuvent pas être entièrement couverts par des émoluments, le financement de la réserve d’électricité n’a pas de conséquence sur le budget de la Confédération.

Le nouvel art. 19b de la loi sur le CO₂ prévoit que la Confédération peut décharger les exploitants d’installations bicombustibles ou multicombustibles de coûts supplémentaires qu’engendre pour eux l’achat de droits d’émission de CO₂, si ces exploitants doivent passer à un agent énergétique fossile sur instruction des autorités et subissent de ce fait un préjudice financier démesuré. Il en résulte alors des coûts supplémentaires pour la Confédération, ces dépenses étant financées par le budget fédéral. Le montant des coûts supplémentaires dépend de la durée du changement d’agent énergétique, des coûts des agents énergétiques et des droits d’émission ainsi que de la situation économique de chaque entreprise. Il est donc difficile d’estimer ces coûts, mais ils ne devraient pas dépasser 5 millions de francs par an. L’art. 19b est ainsi soumis au frein aux dépenses.

Dans la révision de la LEne, cela concerne les mesures prévues à l’art. 34a (contribution d’investissement allouée pour les installations de couplage chaleur-force). Ces mesures sont donc soumises au frein aux dépenses au sens de l’art. 159, al. 3, let. b, Cst (cf. explications dans le message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050²⁹). Il n’est cependant pas prévu ici d’augmenter le supplément perçu sur le réseau, raison pour laquelle l’art. 34a n’a aucune conséquence dans le cadre du frein à l’endettement.

7.5 Conformité à la loi sur les subventions

L’art. 5 de la loi du 5 octobre 1990 sur les subventions (LSu)³⁰ impose au Conseil fédéral d’examiner périodiquement les aides et les indemnités allouées par la Confédération. Dans le rapport 2008 du Conseil fédéral sur les subventions³¹, le Conseil fédéral a établi le principe selon lequel l’examen des subventions dont la base légale a été créée ou modifiée pendant la période d’examen doit systématiquement être intégré dans le message y afférent. Cet examen est réalisé dans le cadre du présent message, il a été vérifié que les aides financières et les indemnités allouées par la Confédération répondent à un intérêt justifié et suffisant de cette dernière, qu’elles atteignent leur objectif de manière économique et efficace et qu’elles sont allouées selon des principes uniformes et équitables. Il a en outre été vérifié qu’elles sont aménagées en tenant compte des impératifs de politique budgétaire et qu’elles correspondent à une répartition judicieuse des tâches et des charges entre la Confédération et les cantons.

Les modifications proposées de la LApEl n’entraînent pas de changements fondamentaux dans le domaine de la réserve d’électricité sur le plan des aides ou des indemnités au sens de la LSu. Les mécanismes de financement de la réserve thermique ici concernés s’orientent vers ce qui a déjà été créé dans la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables et dans l’OIRH pour la réserve existante.

Il en va autrement des modifications de la LEne. Celles-ci prévoient des subventions sous la forme de contributions d’investissement pour les nouvelles installations CCF. Des installations CCF supplémentaires, qui remplacent notamment des chaudières destinées aux charges de pointe et fonctionnant aux énergies fossiles dans des réseaux de chauffage à distance, produisent de l’électricité supplémentaire durant le semestre d’hiver. Au vu des prévisions à long terme concernant les prix de l’électricité et du manque de rentabilité de ces installations qui en découle, soutenir ces dernières est inévitable.

L’octroi des contributions obéit à la procédure allégée que prévoit le chap. 5 LEne. L’effet des subventions sera régulièrement évalué sur la base de l’art. 55 LEne. De plus, l’encouragement est limité à dix ans.

Sans la subvention prévue à l’art. 19b de la loi sur le CO₂ pour les entreprises intégrées au SEQE, un ordre de passer du gaz au pétrole lorsqu’une pénurie de gaz se profile ne serait pas suivi, ou trop lentement. Cette subvention est donc suffisamment justifiée.

7.6 Délégation de compétences législatives

Une loi fédérale peut prévoir une délégation de la compétence d’édicter des règles de droit, à moins que la Constitution ne l’exclue (art. 164, al. 2, Cst.). L’art. 164, al. 1, Cst. et la jurisprudence afférente indiquent notamment, comme limitation générale, qu’il faut édicter sous la forme d’une loi les dispositions fondamentales importantes. Dans le cas présent, certaines normes de délégation provenant de la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables ont été reprises dans ce projet, dont celles sur les conditions de participation à la réserve hydroélectrique (art. 8d, al. 3). Les normes de délégation concernant le recours extraordinaire à la réserve d’électricité même en cas d’équilibre du marché ont été précisées (art. 8l, al. 6, let. a). Ont été ajoutées les normes de délégation relatives à la concrétisation des conditions de participation pour les centrales de réserve, les groupes électrogènes de secours et les installations CCF (art. 8e, al. 4, et 8h, al. 4). La compétence du Conseil fédéral de réglementer les conséquences financières en cas de démantèlement ou de poursuite de l’exploitation d’une centrale de réserve construite pour la réserve thermique (art. 8g, al. 3) est également nouvelle. Ces normes de délégation sont suffisamment précises s’agissant de leur contenu, de leur but et de leur portée, tout en évitant des dispositions trop concrètes dans le texte de loi et en créant une base légale pour les règles correspondantes dans l’OIRH.

7.7 Protection des données

Le projet n’implique pas de traitement de données notable. Pour ce qui est de l’information du public concernant l’approvisionnement en énergie (art. 55a P‑LEne), les données personnelles ne peuvent être publiées que sous une forme anonymisée. L’information (via notamment le dashboard de l’énergie de la Confédération) ne pose donc pas de problème du point de vue du droit sur la protection des données.