Stratégie Réseaux électriques | Lexipedia

Art. 15b L’al. 1 établit que lors de la construction de toute nouvelle ligne, il faut envisager, en principe, la réalisation sous forme de ligne aérienne ou de ligne souterraine. Les deux technologies de transport existantes sont équivalentes sur le fond. Etant donné que le réseau de transport des CFF est exploité avec une tension de 132 kV, la présente disposition ne s’applique pas au réseau des CFF. Conformément à l’al. 2, les mesures de remplacement ordonnées en application de la législation sur la protection de l'environnement, de la nature et du patrimoine doivent être réalisées à l’intérieur de la zone de planification correspondante (la législation sur la protection de l'environnement, de la nature et du patrimoine se compose notamment de la LPN, la LPE, la LEaux, la LFo et la loi sur la chasse 74). Si les mesures de remplacement ne peuvent pas être prises dans le réseau de transport, la présente disposition permet d’intervenir à l’échelon des niveaux de réseau inférieurs au réseau de très haute tension (p. ex. si les lignes ne peuvent pas être enfouies au niveau du réseau de transport). Cela concerne notamment le regroupement du projet au niveau de très haute tension avec des lignes des niveaux de réseau inférieurs, le démantèlement de telles lignes ou l’enfouissement de lignes aux niveaux de réseau inférieurs. Dans le cadre d'une vision globale prenant en considération l'ensemble des intérêts, il est ainsi possible d’apporter des améliorations notamment concernant le paysage et l’aménagement du territoire. Les mesures doivent être mises en œuvre de manière à continuer de garantir en grande partie une sécurité d’approvisionnement constante et à ce que le projet de construction nouvelle et de transformation soit réalisé rapidement afin de contribuer à l’exploitation sûre, performante et efficace du réseau. L’identification et la mise en œuvre des mesures doivent être coordonnées entre l’initiateur du projet, les gestionnaires de réseau concernés des niveaux de réseau inférieurs et les autres acteurs concernés. Ils examinent de telles mesures à la lumière de la faisabilité technique et cherchent une solution. L’initiateur du projet doit, par exemple, expliquer que l’enfouissement des lignes aux niveaux inférieurs – dont les coûts dépassent le facteur de surcoût – est déterminant pour la réalisation plus rapide du projet de très haute tension (concernant le facteur de surcoût, voir les ch. 1.2.3.2 et ch. 1.2.2, Ligne directrice 8: Facteur de surcoût, ainsi que les explications suivantes concernant l’art. 15c [nouveau] LIE). S’agissant des regroupements d’infrastructures et des démantèlements, il convient de veiller à la proportionnalité des dépenses. Si de telles mesures présentent des avantages considérables, notamment dans le domaine de l’environnement et du

74 Loi fédérale du 20 juin 1986 sur la chasse et la protection des mammifères et oiseaux sauvages (Loi sur la chasse, LChP), RS 922.0.

paysage, des dépenses correspondantes élevées ou certains inconvénients touchant l’exploitation d’une nouvelle ligne peuvent néanmoins être jugés judicieux dans un cas de figure donné, après avoir mis en balance tous les intérêts en présence. Dans de tels cas, les coûts supplémentaires sont imputables aux coûts du réseau. Cette règle doit favoriser une approche globale des réseaux électriques et créer également une base claire pour que les coûts supplémentaires extérieurs au projet même soient considérés comme imputables au sens de l’art. 15 LApEl. L’al. 3 oblige les gestionnaires de réseau visés à l’al. 2 à prendre eux-mêmes les mesures de remplacement. Il y est également précisé que comme les gestionnaires de réseau de distribution concernés ne doivent pas, faire face à des coûts supplémentaires suite aux mesures de remplacement, et qu’ils sont indemnisés en totalité par le gestionnaire du réseau de transport. Ces coûts sont des coûts imputables conformément à l’art. 15, al. 3 (nouveau), LApEl. Le Conseil fédéral a la compétence de fixer les modalités permettant, d’une part, de garantir l’application en temps voulu de coûts de remplacement sur un réseau étranger et, d’autre part, d’assurer qu’il n’en résulte ni avantage ni inconvénient illicites pour les gestionnaires de réseau concernés.

Art. 15c Conformément à l’al. 1, de nouvelles lignes et des lignes existantes des réseaux de distribution qui doivent être remplacées, rénovées ou étendues doivent être réalisées, en règle générale, sous forme d’enfouissement, dans la mesure où cela est techniquement possible et où les coûts en résultant ne sont pas disproportionnés. Les lignes nouvelles sont des lignes sur des tracés nouveaux n’existant pas encore. On entend par extension toutes les mesures en rapport avec le raccordement de nouveaux consommateurs ou de nouvelles installations de production, notamment suite à des augmentations de la tension de tracés existants. Les projets de rénovation sont des projets conservant en principe une ligne existante et permettant de garantir son exploitation technique sûre. Les projets de rénovation ne sont pas liés avec une augmentation de capacité du réseau existant. La ligne reste comme elle était dans le réseau. La proportionnalité des coûts est respectée lorsque les coûts totaux de la réalisation et de l’exploitation de la ligne souterraine ne dépassent pas d’un facteur donné (facteur de surcoût) l’ensemble des coûts d’une ligne aérienne techniquement équivalente. Concernant les conséquences techniques et économiques du facteur de surcoût, se reporter à la figure 7. L’al. 2 fixe un facteur de surcoût maximum de 3. Il découle d’études comparatives sur les coûts des lignes aériennes et des lignes souterraines75, mais tient aussi compte de paramètres complémentaires associés aux coûts tels que les hausses de prix futures, un prolongement à attendre du tracé des lignes ou la réalisation prioritaire de lignes d’infrastructures existantes proches. Le facteur a uniquement valeur de limite supérieure ménageant, à l’avenir, une marge de manœuvre

75 Etude consentec sur mandat de l’OFEN: Grundlagen für eine Berechnungsmethode zum Kostenvergleich zwischen Kabeln und Freileitungen sowie zur Festlegung eines Mehrkostenfaktors 12.4.2013. Sous: <http://www.news.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/31007.pdf> (en allemand uniquement).

suffisante, pour définir le facteur applicable dans la pratique. Le Conseil fédéral est chargé de fixer le facteur de surcoût devant s’appliquer dans les faits. La fixation d’une limite supérieure indique au Conseil fédéral où se situe le seuil maximum de ce qui, d’un point de vue global, peut être considéré comme acceptable s’agissant des coûts pour l’économie nationale et compte tenu de l’utilité pour les personnes, le territoire et l’environnement. A partir de là, le Conseil fédéral doit déterminer un facteur adéquat, dans le cadre établi et au vu des circonstances actuelles, qu'il conviendra d'adapter si les conditions changent. Des critères sur lesquels faire reposer la détermination du facteur de surcoût sont cités, la liste n’étant pas exhaustive. La hausse du degré de câblage est un critère important. Des lignes existantes du réseau haute tension et des niveaux inférieurs sont déjà enfouies. Un facteur de surcoût plus élevé se traduit par un enfouissement accru des lignes. La hausse du degré de câblage depuis l’introduction du facteur est déterminante pour analyser les conséquences d’un facteur de surcoût donné ou de sa modification. Les conséquences au niveau de la rémunération pour l’utilisation du réseau constituent un autre critère. Il ne peut toutefois s’agir que d’une estimation sommaire, étant donné qu’une évaluation complète de l’impact d’un enfouissement accru des lignes est extrêmement complexe du fait de la diversité et de l’hétérogénéité des gestionnaires de réseau et de leur comptabilité. Des études reposant sur des valeurs moyennes et leur effet sur la moyenne suisse globale constituent néanmoins un indicateur suffisamment fiable. Le progrès technologique et les coûts d’un enfouissement des lignes est un des autres critères cité pour fixer le facteur de surcoût. Cela permet au législateur de réagir suite aux changements dans le mode de la construction et aux coûts en résultant. Il revient au Conseil fédéral de fixer une méthode de calcul uniforme indiquant comment les coûts de deux variantes doivent être comparés en vue de calculer un facteur de surcoût. Cela garantit une utilisation cohérente et non discriminatoire de l’instrument. Le processus de développement du réseau de transport des CFF (132 kV, 16,7 Hz) repose sur les règles de la législation sur les chemins de fer, ce qui signifie que le facteur de surcoût ne s’applique pas pour ces réseaux. L’al. 3 prévoit que le Conseil fédéral règle dans les dispositions d’exécution les cas où il y a obligation d’enfouir partiellement ou entièrement la ligne même si le facteur de surcoût ressortant de l’al. 2 est dépassé. Il en va ainsi lorsque la mise en balance des intérêts en présence (qui sera faite comme à l’art. 15i, al. 4 [nouveau], LIE: appréciation de tous les aspects techniques et économiques ainsi que des autres intérêts publics) laisse apparaître un bénéfice prépondérant manifeste au niveau de l’aménagement du territoire, de la population ou de l’environnement, par exemple pour des projets devant être réalisés dans des zones bâties à proximité de la population ou dans des zones protégées. Conformément à l’al. 4, le Conseil fédéral règle les situations particulières où il peut être renoncé à l’enfouissement de la ligne même si le facteur de surcoût visé à l’al. 2 n’est pas dépassé ou est inférieur. Après appréciation de tous les aspects techniques et économiques ainsi que des intérêts publics (mise en balance des intérêts comme à l’art. 15i, al. 4 [nouveau] LIE), il peut, par exemple, sembler plus raisonnable de combiner une ligne du réseau de distribution avec une ligne aérienne existante du réseau de transport, car une ligne souterraine entraînerait des coûts plus élevés et ne réduirait quasiment pas les nuisances au niveau de l’aménagement du territoire.

Art. 15d L’al. 1 spécifie en général que l’approvisionnement en énergie électrique est d’intérêt national. La réglementation explicite du principe – qui s’applique en fait déjà en vertu des art. 2 et 89 de la Constitution fédérale –, garantit lors de l’évaluation de projets l’égalité de traitement avec des intérêts devant être protégés et expressément mentionnés dans la loi (p. ex. protection de l’environnement et du paysage). Il est stipulé à l’al. 2 que les installations du niveau de réseau 1 présentent, de par la loi, un intérêt national. Les installations de transport des CFF ont le même statut. Ces installations présentent donc un intérêt équivalent ou supérieur au sens de l’art. 6, al. 2, LPN. On pense ici avant tout aux intérêts nationaux dans le domaine de l’environnement et de la culture (p. ex. Inventaire fédéral des paysages, sites et monuments naturels d’importance nationale (IFP)76, Inventaire fédéral des sites construits à protéger en Suisse (ISOS)77 et Inventaire fédéral des voies de communication historiques de la Suisse (IVS)78). Cela évite à l’autorité compétente dans le cas concret de rendre une décision de grande portée en devant juger si un projet de construction ou de transformation d’une installation électrique, qui pourrait nuire à un objet d’intérêt national, est également d’importance nationale au sens de l’art. 6, al. 2, LPN. Dans le cas de tels projets – pour autant qu’il n’y ait pas de protection constitutionnelle absolue, comme par exemple pour les marais et les sites marécageux (art. 78, al. 5, Cst.) –, l’autorité peut directement mettre les intérêts en balance, ce qui accélère la procédure. Au vu de l’orientation 3 du rapport du Conseil fédéral sur l'avenir des infrastructures nationales en Suisse79, le Conseil fédéral a la possibilité d’intégrer également des projets figurant sur la liste PIC (Projets d'intérêt commun) de l’UE à la liste des installations d’importance nationale (voir ch. 4.2.2). Il ressort de l’al. 3 que dans certaines circonstances, le Conseil fédéral peut également conférer à des installations du niveau de réseau 3 un intérêt national conformément à l’art. 6, al. 2, LPN, si elles sont absolument nécessaires pour garantir la sécurité de l’approvisionnement de certaines parties du pays ou d’infrastructures d’importance nationale ou si elles raccordent des installations de production qui sont elles-mêmes d’intérêt national conformément à l’art. 14 (nouveau) LEne. Cette disposition donne au Conseil fédéral la compétence de définir dans une liste, par voie d’ordonnance, sur la base d'une évaluation des besoins ou des plans pluriannuels, quels projets d’aménagement revêtent un intérêt national. Le fait que le Conseil fédéral se fonde sur les plans pluriannuels qui ont été examinés par l’ElCom garantit que seules des installations ayant fait l’objet d’un

76 Inventaire fédéral des paysages, sites et monuments naturels d’importance nationale (IFP) sous: <http://www.bafu.admin.ch/bln/index.html?lang=fr>. 77 Inventaire fédéral des sites construits à protéger en Suisse (ISOS) sous: <http://www.bak.admin.ch/isos/03201/03752/index.html?lang=fr>. 78 Inventaire fédéral des voies de communication historiques de la Suisse (IVS) sous: <http://www.ivs.admin.ch/index.php?id=242&L=3>. 79 Rapport du Conseil fédéral du 17 septembre 2010 sur l'avenir des infrastructures nationales en Suisse, sous: <http://www.uvek.admin.ch/verkehrspolitikdesbundes/02759/02826/index.html?lang=fr& download=NHzLpZeg7t,lnp6I0NTU042l2Z6ln1ae2IZn4Z2qZpnO2Yuq2Z6gpJCDdn19f mym162epYbg2c_JjKbNoKSn6A-->.

contrôle s’agissant de la nécessité, de l’urgence et de l’efficacité seront reconnues d’intérêt national. Comme les installations du réseau de transport doivent faire l’objet d’un plan sectoriel, après l’examen des plans pluriannuels par l’ElCom, elles doivent, en règle générale, être d’abord inscrites dans le plan sectoriel Réseaux d’énergie, à titre d’information préliminaire, avant d’être concrétisées dans le cadre de la coordination territoriale (procédure de plan sectoriel avec fixation d’une zone de planification et ensuite d’un corridor concret de planification et détermination d’une technologie de transport). La périodicité de l’adaptation du plan sectoriel suit le rythme d’élaboration et de vérification des plans pluriannuels. Ils sont élaborés pour une période de 10 ans et sont en règle générale examinés tous les 5 ans par l’ElCom en fonction du rythme des vérifications et des adaptations du scénario-cadre (voir ch. 2.2, explications concernant l’art. 9b [nouveau] LApEl). L’al. 4 établit clairement que l’intérêt national à la réalisation de ces projets qui est visé aux al. 1 à 3 pèse autant que d’autres intérêts nationaux ressortant de l’art. 6, al. 2, LPN. Dans un cas concret donné, l’intérêt en termes d’approvisionnement en énergie peut ainsi être directement comparé aux intérêts de protection et les intérêts peuvent être mis en balance. La formulation de cette disposition correspond au nouvel al. 2 de l’art. 14 LEne qui est proposé dans le cadre du premier volet de mesures de la Stratégie énergétique 2050 et qui prévoit que certaines installations de production pour les énergies renouvelables peuvent être désignées comme étant d’intérêt national80.

IIIa. Procédure de plan sectoriel Le déroulement d’une procédure de plan sectoriel en deux étapes a déjà été introduit sur la base de la législation existante suite à l’adaptation de l’OPIE le 1er décembre 2013. Les présentes propositions de modification permettent d’ancrer ces règles au niveau de la loi. Concernant le déroulement de la nouvelle procédure dans le cadre de la coordination territoriale, se reporter aussi au ch. 1.2.3.4.

Art. 15e L’al. 1 figure déjà à l’art. 16, al. 5, 1re phrase (nouveau) LIE conformément au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 205081. Pour des raisons liées à la systématique de la loi, cette règle est déplacée dans le nouvel art. 15e, au nouveau titre «IIIa Procédure de plan sectoriel». Suite à ce déplacement, il est procédé à une légère reformulation, relevant purement de la forme et ne touchant pas le fond. Selon l’al. 2, le Conseil fédéral est explicitement autorisé à l’échelon de la loi à régler, en général, dans quels cas il est possible de renoncer à une procédure de plan sectoriel, parce que les projets n’ont pas d’effets considérables sur l’aménagement du territoire et sur l’environnement. Il convient notamment de renoncer à une procédure de plan sectoriel lorsqu’une nouvelle ligne à réaliser ne porte vraisemblablement atteinte à aucun objectif de protection et qu’aucune autorisation

80 Message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050, FF 2013 6771, ici 6880 ss et 6980 s. 81 Message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050, FF 2013 6771, ici 6930 et 7015.

exceptionnelle au sens de l’ORNI n’est nécessaire pour atteindre un état conforme au droit. S’agissant du remplacement, de la modification ou de l’extension d’une ligne existante, on renoncera à une procédure de plan sectoriel lorsque d’éventuels conflits avec d’autres utilisations et objets protégés peuvent vraisemblablement être résolus dans le cadre de la procédure d’autorisation des plans et qu’aucune autorisation exceptionnelle au sens de l’ORNI n’est nécessaire pour atteindre un état conforme au droit.

Art. 15f D’après l’al. 1, l’OFEN décide si une procédure de plan sectoriel doit être menée Aux termes de l’al. 2, l’OFEN consulte les services compétents de la Confédération et des cantons concernés avant de décider si une procédure de plan sectoriel doit être menée. Il a toutefois la possibilité de convenir avec les autorités concernées (ou seulement avec certains services) qu’aucune consultation ne sera menée pour les cas simples. Cette disposition correspond à la règle de l’art. 62a, al. 4, de la loi sur l'organisation du gouvernement et de l'administration (LOGA)82 concernant la consultation des autorités fédérales dans le cadre d'une concentration des procédures d'élaboration des décisions. L’al 3 figure déjà avec la même formulation dans le premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050 à l’art. 16, al. 5, 2e et 3e phrases (nouveau) LIE83. Suite à l’introduction du nouveau titre «IIIa Procédure de plan sectoriel», cette règle est déplacée dans le nouvel art. 15f pour des raisons liées à la systématique du droit. Il s’agit d’une modification de pure forme ne concernant pas le fond.

Art. 15g L’al. 1 désigne l’OFEN comme étant l’autorité dirigeant la procédure de plan sectoriel. L’al. 2 prévoit que l’OFEN est tenu d’instituer un groupe de suivi pour chaque procédure de plan sectoriel. La mise en place de ce groupe de suivi marque le début effectif de la procédure de plan sectoriel. Le Conseil fédéral peut déterminer la composition du groupe de suivi dans l’OPIE.

Art. 15h L’al. 1 précise que le groupe de suivi recommande une zone de planification à l’OFEN. Le groupe de suivi examine à cet égard plusieurs options et recommande ensuite une zone de planification assez grande pour que plusieurs variantes de corridor puissent être élaborées. Le soutien de la recommandation par l’ensemble du groupe de suivi est idéalement à atteindre. Il n’est cependant pas nécessaire que tous soient d’accord pour que la procédure puisse se poursuivre. Le Conseil fédéral fixe la zone de planification conformément à l’al. 2 (en se fondant sur la proposition du DETEC). Dans des cas d'importance secondaire, le

82 Loi du 21 mars 1997 sur l'organisation du gouvernement et de l'administration (LOGA) RS 172.010. 83 Message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050, FF 2013 6771, ici 6930 et 7015.

Conseil fédéral peut déléguer cette compétence au DETEC (voir à ce propos les explications suivantes concernant l’art. 15j [nouveau] LIE). L’al. 3 stipule que le Conseil fédéral a la compétence de définir les cas dans lesquels il est possible de renoncer à fixer une zone de planification.

Art. 15i L’al. 1 précise que l’entreprise transmet à l’OFEN les documents concernant en règle générale au moins deux variantes concrètes différentes de corridor dans la zone de planification visée à l’art. 15h (nouveau) LIE. Les variantes de corridor doivent impérativement être élaborées en association avec les cantons concernés qui doivent être impliqués suffisamment tôt. En sa qualité d’autorité dirigeant la procédure, l’OFEN peut définir les exigences à respecter s’agissant des documents. L’al. 2 prévoit que le groupe de suivi recommande un corridor de planification à l’OFEN et la technologie de transport à employer. Il doit, pour ce faire, avoir pris en compte tous les aspects. Cela signifie qu’il doit avoir examiné tous les intérêts, ainsi que les conséquences des différentes variantes de corridor et des technologies de transport sur la population, l’aménagement du territoire et l’environnement. Les aspects techniques, ainsi que des considérations relatives à l’exploitation et à l’économie nationale doivent aussi avoir été pris en considération. A cet effet, il est possible de recourir au modèle d’évaluation pour les lignes de transport qui a été élaboré par l’OFEN en collaboration avec l’OFEV, l’ARE et le secrétariat technique de l’ElCom84 (voir ch. 1.2.2, Ligne directrice 7: Interprétation des intérêts pour les projets de réseaux de transport). L’OFEN élabore une fiche et un rapport explicatif concernant la fixation du corridor. Selon l’al. 3, le Conseil fédéral fixe le corridor de planification concret (en se fondant sur la proposition du DETEC) et détermine la technologie de transport à employer. Dans des cas d'importance moindre, le Conseil fédéral peut déléguer cette compétence au DETEC (voir à ce propos les explications suivantes concernant l’art. 15j [nouveau] LIE). Cela clôt la procédure de plan sectoriel. Conformément à l’art. 21, al. 4, OAT, lorsque l'adaptation d'un plan sectoriel existant n'entraîne pas de nouveaux conflits et n'a pas d'effets importants sur le territoire et l'environnement, elle peut être adoptée par le département compétent. L’al. 4 fixe quels aspects doivent être mis en balance lors du choix de la technologie de transport. Les notions d'aménagement du territoire, d'environnement, d’aspects techniques et de rentabilité correspondent au modèle d’évaluation développé dans le cadre de la pratique pour les lignes de transport. L’ancrage dans la loi des aspects déterminants pour la mise en balance des intérêts doit renforcer le caractère contraignant de la décision sur la technologie de transport et la question étroitement liée du corridor choisi. La procédure suivante d’approbation des plans est ainsi affranchie de toute question et incertitude fondamentales et les chances pour les décisions d’approbation des plans de résister à un examen judicaire ultérieur se trouvent accrues. La sécurité juridique s’en trouve ainsi améliorée et la durée des procédures est raccourcie.

84 Modèle d’évaluation et manuel sous: <http://www.bfe.admin.ch/themen/00612/04482/index.html?lang=fr&dossier_id=05811>.

Art. 15j Dans des cas d'importance moindre, le Conseil fédéral peut déléguer au DETEC sa compétence ressortant de l’art. 15h, al. 2, et de l’art. 15i, al. 3.

IIIb. Procédure d’approbation des plans

Art. 16 L’al. 5 précise que les plans ne peuvent être approuvés qu’après la clôture de la procédure de plan sectoriel visée aux art. 15e à 15j (nouveau) LIE (dans la mesure où une procédure de plan sectoriel doit être menée).

Art. 16g

L’al. 2 fixe dorénavant pour les commissions visées à l’art. 25 LPN85 un délai de trois mois pour remettre leurs expertises. Cette disposition correspond au nouvel al. 2 de l’art. 16 LEne. Cet article est proposé dans le cadre du premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050 pour les expertises (principalement de la CFNP) concernant les autorisations selon le droit cantonal pour des installations de production d’énergies renouvelables86. L’élaboration de ces expertises dure aujourd’hui parfois très longtemps, notamment faute de ressources suffisantes en personnel. La fixation d’un délai de remise pour les commissions visées à l’art. 25 LPN doit permettre de raccourcir les procédures. L’autorité dirigeant la procédure attendra que les documents relatifs à la procédure soient complets pour demander une expertise à l’autorité spécialisée. Si une visite des lieux est nécessaire, la fixation du délai peut être reportée jusqu’à ce que la visite ait eu lieu. Cette dernière doit intervenir à brève échéance, afin de ne pas repousser de manière inutile le début du délai pour l’expertise.

Art. 17a Les activités intervenant dans le cadre d’une procédure d’approbation des plans et constituant des tâches administratives peuvent, en vertu des art. 178, al. 3, Cst. et art. 2, al. 4, LOGA, être confiées par voie légale à des personnes externes à l’administration fédérale. Les règles de la procédure administrative s’appliquent conformément à l’art. 1, al. 1, PA (p. ex. récusation visée à l’art. 10 PA). L’al. 1 confie à l’OFEN la compétence de confier la réalisation de procédures d’approbation des plans à des personnes externes à l’administration fédérale. Ces dernières mènent la procédure au nom de l’OFEN et en respectant le mandat reçu. Le recours à des personnes externes à l’administration doit être exceptionnel et temporaire, lorsque les ressources en personnel de l’OFEN ne suffisent pas pour exécuter la procédure dans les délais d’ordre.

85 Art. 25, al. 1 LPN: «Le Conseil fédéral nomme une ou plusieurs commissions consultatives pour la protection de la nature, la protection du paysage et la conservation des monuments historiques». 86 Message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050, FF 2013 6771, ici 6882.

Cette règle correspond au §29 de la loi allemande sur l'accélération du développement des réseaux (NABEG)87. Afin d’accélérer la procédure, le §29 NABEG prévoit que l’autorité compétente peut charger un tiers (dit gestionnaire de projets) de préparer et réaliser des étapes de la procédure. Des exemples d’étapes de la procédure pouvant être confiées à ce gestionnaire de projets sont cités au §29 NABEG: plans directeurs de la procédure avec délais intermédiaires, contrôles des délais, coordination des expertises, projet de rapport de consultation, première évaluation des prises de position ainsi que préparation et conduite des séances de discussion. Les coûts générés dans le cadre de la charge administrative par le recours à des personnes externes à l’administration fédérale et qui sont appropriés conformément à l'ordonnance sur les émoluments peuvent être mis à la charge de l’entreprise. Il convient à cet égard de respecter le principe d’équivalence et de couverture des coûts. D’après l’al. 2, les personnes externes à l’administration fédérale peuvent diriger la procédure, l’échange de correspondance, mener d’éventuelles négociations et élaborer un projet de décision à l’intention de l’OFEN. Elles ne peuvent toutefois se voir déléguer le pouvoir de décision de l’OFEN. Ce dernier est donc libre d’apprécier les intérêts publics et privés d’une manière différente par rapport à ce que proposent les personnes externes à l’administration dans leur projet de décision. L’édiction de décisions pouvant être contestées par la voie d'un recours distinct (décisions incidentes pouvant causer un préjudice irréparable, art. 46, al. 1, PA) reste impérativement de compétence de l’OFEN et ne peut pas être déléguée. Si une décision pouvant être contestée par la voie d'un recours distinct est édictée dans le cadre d’une procédure à la demande d’une des parties à ladite procédure ou si une telle décision s’impose pour des raisons d’économie de procédure, l’OFEN est alors obligatoirement compétent. Le Conseil fédéral peut régler les modalités d’une telle passation de marché dans les dispositions d’exécution (compétences des personnes externes à l’administration, critères de choix de ces personnes et adjudication du marché).

IIIc. Zones réservées et alignements

Art. 18

L’instrument des zones réservées est introduit à l’art. 18 de la LIE. Cette disposition s’inspire de la réglementation de la LCdF (art. 18n à 18p LCdF). Une zone réservée doit permettre d'assurer la libre disposition des terrains nécessaires à la planification de nouvelles installations à courant fort. Les entreprises doivent ainsi pouvoir suivre leurs options de planification pendant un temps donné, grâce à cette protection contre les facteurs d'influence perturbateurs, sans qu’il soit pour autant nécessaire de procéder à des expropriations. Les zones réservées doivent couvrir uniquement les surfaces vraisemblablement indispensables aux installations. L’al. 1 confère à l’OFEN la décision de fixer des zones réservées. La procédure suit les règles générales de la procédure administrative. Comme les zones réservées

87 Loi du 28 juillet 2011 sur l'accélération du développement des réseaux, réseau de transport (NABEG), (journal officiel allemand BGBl. I, p. 1690).

empiètent sur les droits de propriété foncière de tiers, une demande de zone réservée doit notamment prouver l’existence d’un besoin manifeste et l’absence d’autres possibilités de disposer du terrain requis. Aux termes de l’al. 2, les cantons et les communes, ainsi que les propriétaires fonciers concernés doivent être consultés avant la fixation de la zone réservée. Cela correspond à la procédure administrative générale. D’après l’al. 3, les décisions portant sur l’établissement de zones réservées ne doivent pas seulement être communiquées aux parties concernées, mais doivent être publiées dans les communes concernées à l’intention des cercles intéressés. Il est ainsi tenu compte du fait que les zones réservées peuvent restreindre provisoirement les possibilités de projet de tiers, mais aussi de collectivités. Contrairement à ce que prévoit l’art. 55 de la loi sur la procédure administrative (PA)88, le recours n'a pas d'effet suspensif. En effet, cela pourrait éventuellement empêcher la création d’une zone réservée pendant une longue durée, alors que le but d’une zone réservée est précisément de réserver du terrain à titre préventif.

Art. 18a L’al. 1 précise qu’une zone réservée peut être fixée pour une durée de cinq ans et peut être prolongée de trois ans au plus. Selon la jurisprudence du Tribunal fédéral, une interdiction de construire pour une durée de 8 ans n’est pas considérée, en règle générale, comme une mesure assimilable à une expropriation. L’al. 2 stipule qu’une zone réservée existante peut être supprimée lorsque son objet initial n’existe plus ou seulement partiellement. Cette procédure tient compte des intérêts des propriétaires fonciers concernés. D’après l’al. 3, les décisions de fixation ou de suppression d’une zone réservée doivent être publiées dans les communes concernées.

Art. 18b

L’instrument des alignements pour les installations à courant fort est introduit à l’art. 18b de la LIE. Cette disposition s’inspire elle aussi de la réglementation de la LCdF (art. 18q à 18t). Il importe toutefois de tenir compte des différences entre les installations ferroviaires et les installations électriques. Les alignements concernant les installations électriques ne doivent ainsi pas satisfaire aux exigences de l'exécution finale prévisible de ces travaux, les installations électriques ne pouvant, à l’inverse des installations ferroviaires, être planifiées et réalisées par étapes. Grâce à la fixation d’alignements, les entreprises doivent pouvoir assurer à long terme le tracé de lignes ainsi que l’exploitation, l’entretien et la rénovation de lignes existantes. Cela est nécessaire car la densification urbaine soumet les lignes actuelles à une pression grandissante. A l’heure actuelle, il peut déjà s’avérer délicat de rénover une ligne existante, notamment en raison des prescriptions sur les rayonnements non ionisants, parce que les terrains libres indispensables ne sont plus disponibles. Pour cette raison, les lignes ne peuvent souvent plus être optimisées et rénovées sur le même tracé. Des moyens importants doivent être investis pour

88 Loi fédérale du 20 décembre 1968 sur la procédure administrative (PA), RS 172.021.

rechercher de nouveaux tracés de lignes, ce qui, d’une part, devient de plus en plus difficile et, d’autre part, va de pair avec des coûts élevés. Les alignements protègent le territoire essentiel à la pérennité d’une ligne contre les activités de construction de tiers. Ils doivent être adaptés aux exigences particulières d’une ligne concrète ainsi qu’aux conditions locales ou matérielles. C’est pourquoi la loi ne fixe aucune dimension précise. Pour entrer en force, les alignements n’ont pas besoin d’être inscrits au registre foncier à titre de mesure de droit public. Au sens d’information, ils doivent néanmoins faire l’objet d’une mention dans le registre foncier ou, à l’avenir, dans le cadastre des restrictions de droit public à la propriété. D’après l’al. 1, l’autorité chargée de l’approbation des plans est compétente pour fixer des alignements. Elle peut les fixer avec l’autorisation pour la ligne dont elles servent à la protection. Dans le cas de lignes existantes, l’entreprise peut également demander la fixation d’alignements ultérieurement. Dans ce cas, la procédure suit également les règles de la procédure administrative générale. Des dispositions de procédure particuliers ne sont pas nécessaires. L’al. 2 précise que la décision fixant un alignement doit être publiée dans les communes concernées. Il est ainsi tenu compte du fait que les alignements agissent comme une interdiction de construire et peuvent avoir un impact sur les projets de personnes privées, mais aussi de collectivités. L’al. 3 stipule que les alignements sont limités à la durée de vie de l’installation correspondante. Aucune décision n’est nécessaire pour les annuler lorsqu’ils deviennent sans objet (contrairement aux zones réservées, voir art. 18a, al. 3 LIE). Ils deviennent caducs de plein droit lorsque l’installation disparaît sans être remplacée. La radiation d'une inscription au registre foncier peut donc intervenir dans ce cas sans acte particulier. D’après l’al. 4, en vertu des dispositions relatives à l'enrichissement illégitime, les entreprises peuvent demander la restitution des indemnités versées pour les alignements devenus caducs. Pour calculer le montant devant être restitué, il est tenu compte de la restriction à la propriété occasionnée par l’alignement jusqu’à ce qu’il devienne caduc. L’obligation de restitution concerne le propriétaire du terrain pour lequel l’entreprise a versé une indemnité lors de la création de l’alignement et qui n’est plus pénalisé suite à la disparition de l’alignement.

Art. 18c

L’al. 1 présente en détail les conséquences des zones réservées et des alignements.

L’al. 2 précise qu’après consultation de l’entreprise, l’OFEN peut exceptionnellement donner son accord à des mesures ayant un autre but que l’entretien ou l’élimination de danger et d’effets nuisibles. Ces mesures étant toutefois prises en toute connaissance de l’impact des zones réservées fixées, le propriétaire doit renoncer à toute indemnisation ultérieure de la valeur ajoutée liée à ces mesures si elles doivent être annulées parce que la construction d’une installation à courant fort le requiert.

D’après l’al. 3, des actes préparatoires peuvent être effectués en vertu de l’art. 15 de la loi fédérale sur l'expropriation (LEx)89.

Art. 18d

En vertu de l’al. 1, les restrictions à la propriété entraînées par la fixation d’une zone réservée ou d’alignements et ayant les mêmes effets qu’une expropriation donnent droit à une indemnité pleine et entière. Cette règle suite les dispositions de la LCdF (LCdF, art. 18u). D’après l’al. 2, l’indemnité est due par l’entreprise responsable de la restriction à la propriété. Les al. 3 et 4 règlent la procédure en vue de faire valoir des droits controversés et les modalités d’indemnisation. L’al. 3 stipule que l’intéressé doit faire valoir ses prétentions par écrit dans les 10 ans qui suivent la date à laquelle la restriction à la propriété a pris effet et renvoie à la procédure prévue dans la LEx. L’al. 4 précise que cette procédure ne porte que sur des prétentions produites.

Art. 26a A l’heure actuelle, les entreprises sont déjà tenues de dresser un plan d'ensemble de leurs installations électriques. (art. 14, al. 1, OPIE) et d’indiquer la situation et le genre de pose de leurs lignes câblées (art. 62, al. 3, OLEI). Ces plans diffèrent toutefois fortement dans leurs formes et leurs contenus et n’existent souvent pas encore sous forme numérique dans un système de géoinformation. Par ailleurs, ces informations ne peuvent être remises qu’à des personnes et autorités précises, mais pas nécessairement à l’OFEN. C’est pourquoi on ne dispose pas encore d'un ensemble de données couvrant l'ensemble du territoire concernant le réseau électrique. Le relevé et la publication de géodonnées de base sont réglés, en principe, dans la loi fédérale sur la géoinformation (LGéo) 90 et dans l’ordonnance sur la géoinformation (OGéo)91. L’annexe 1 de la LGéo (catalogue des géodonnées de base du droit fédéral) doit être adaptée aux modifications proposées ici. L’al. 1 impose aux exploitants de documenter leurs installations électriques sous forme de géodonnées et de transmettre ces données à l’OFEN. L’al. 2 charge l’OFEN d’établir un aperçu global du réseau électrique de la Suisse à partir de ces géodonnées et de le mettre à la disposition du public. Il s’agit ainsi d’assurer la possibilité d’établir un jeu de géodonnées complet sur le réseau d’électricité suisse. Un tel aperçu global géographique du réseau électrique de la Suisse sert notamment de base pour coordonner la détermination des besoins, planifier les réseaux électriques (coordination territoriale) et pour les mesures de remplacement des lignes aériennes sur plusieurs niveaux de tension. Il permet également de garantir la coordination avec les autres infrastructures et de protéger les lignes électriques enfouies. A cet effet, les indications concernant l’emplacement des installations électriques doivent être publiées et librement accessibles.

89 Loi fédérale du 20 juin 1930 sur l'expropriation (LEx), RS 711. 90 Loi fédérale du 5 octobre 2007 sur la géoinformation (LGéo), RS 510.62. 91 Ordonnance du 21 mai 2008 sur la géoinformation (OGéo), RS 510.620.

L’al. 3 stipule que l’OFEN peut aussi définir la portée et les exigences à respecter concernant la documentation sur les installations électriques et les données à communiquer au sens d’un modèle d’échange de données. Le relevé des données visé à l’al. 1 suit en premier lieu un objectif de coordination territoriale (voir al. 2). L’OFEN demande seulement les données nécessaires pour atteindre ce but. Les données d’exploitation des entreprises jouent, par exemple, uniquement un rôle secondaire dans ce cadre. Afin de pouvoir établir un aperçu global du réseau électrique de la Suisse à partir de toutes ces géodonnées, il est par ailleurs indispensable que les entreprises créent les données sur la base d’un modèle uniforme (concernant la protection des données, se reporter au ch. 5.5).

Art. 55 La formulation de la disposition pénale à l’al. 1, let. a, ne répond plus aux exigences actuelles. Lorsque cette disposition a vu le jour, les installations électriques étaient, en règle générale, planifiées, réalisées et exploitées par une seule entreprise. A l’heure actuelle, de nombreux acteurs participent à la réalisation d’une installation électrique. Même la mise en œuvre des plans de construction approuvés est répartie entre différents spécialistes. Il n’est donc plus correct de rendre punissable «uniquement» le début de la réalisation ou de la modification d’une installation électrique. En outre, le sens et le but de cette disposition ne peut pas être de rendre potentiellement punissable chacun de ces acteurs pour un comportement respectivement une obligation (d’approbation des plans) qui concerne seulement le propriétaire de l’installation. La disposition pénale doit porter sur chaque activité effectuée sur ou dans des installations électriques, sans approbation des plans. Les personnes agissant concrètement sont punissables, de même que celui qui donne le mandat de réaliser de tels travaux. L’al. 2 fait augmenter l’amende pour négligence de 10 000 à 50 000 francs, afin que l’écart entre l’amende pour agissement intentionnel (al. 1) et pour négligence ne soit pas trop important. Ce rapport de 2 à 1 entre amende pour agissement intentionnel et pour négligence est largement répandu dans le droit pénal accessoire (p. ex. à l’art. 39 de la loi sur la surveillance de la révision92 et à l’art. 52 de la loi sur les télécommunications93). Ce rapport permet aussi de punir les cas de négligence grave ou intentionnelle de manière appropriée et proportionnelle à la faute commise. L’al. 2bis procède à une adaptation par rapport à l’art. 7, al. 1, de la loi fédérale sur le droit pénal administratif (DPA)94. Cet article prévoit que lorsque l'amende entrant en ligne de compte ne dépasse pas 5000 francs et que l'enquête rendrait nécessaire des mesures d'instruction hors de proportion avec la peine encourue à l'égard de la personne physique punissable ayant agi, il est loisible de renoncer à poursuivre cette personne et de condamner à sa place la personne morale au paiement de l'amende. Avec une amende maximum de 100 000 francs, l’amende entrant en ligne de compte aujourd’hui dépasse généralement le montant de 5000 francs, s’il ne s’agit pas d’une bagatelle absolue. Par conséquent, si l'enquête à l'égard de la personne physique punissables nécessite des démarches hors de proportion avec la peine encourue, ce qui est de plus en plus vraisemblable et de plus en plus souvent le cas étant donné la

92 Loi fédérale du 16 décembre 2005 sur l'agrément et la surveillance des réviseurs (loi sur la surveillance de la révision, LSR), RS 221.302. 93 Loi du 30 avril 1997 sur les télécommunications (LTC), RS 784.10. 94 Loi fédérale du 22 mars 1974 sur le droit pénal administratif (DPA), RS 313.0.

taille et l’organisation de plus en plus complexe des acteurs dans le domaine de l’électricité, les infractions ne peuvent plus être sanctionnées. Il y a donc lieu de relever le seuil pour la condamnation des personnes morales à 20'000 francs dans la LIE (contre 5000 dans la DPA).

2.2 Modifications de la loi sur l’approvisionnement en électricité

Art. 9a Scénario-cadre L’al. 1 stipule que l’OFEN établit un scénario-cadre reflétant les hypothèses concernant les développements futurs dans le secteur énergétique et servant ainsi de base à la planification du réseau. L’établissement du scénario-cadre s’appuie sur l’ensemble des données macroéconomiques (p. ex. évolution démographique, développements du PIB et du secteur), les objectifs de la Confédération en matière de politique énergétique et le contexte international (p. ex. développement du secteur de l’énergie dans les pays voisins, politique énergétique de l’UE, état de la planification du réseau ENTSO-E, conception du marché de l’électricité, prix de l’énergie sur les marchés mondiaux). Le scénario-cadre doit prendre en compte les paramètres les plus importants influant de manière décisive sur les flux de puissance et sur la modélisation ultérieure du réseau. En font partie, sous forme récapitulative, les éléments suivants: la puissance installée de toutes les centrales en Suisse, la consommation annuelle d’électricité et la charge maximale annuelle en Suisse, l’évolution des prix du CO2 et du carburant et les capacités des lignes de transport transfrontalières (stations de couplage aux frontières). D’autres hypothèses, prescriptions et paramètres devront de plus être pris en compte pour la modélisation ultérieure des flux de puissance (durée de vie technique, rendement et émissions de CO2 des centrales, pertes de réseau, cours de change et taux d’intérêt, etc.). Pour l’élaboration du scénario-cadre, l’OFEN associe de manière appropriée les cantons, la société nationale du réseau de transport Swissgrid, les autres gestionnaires de réseau et les autres acteurs concernés. Ceux-ci ont l’obligation de mettre à la disposition de l’OFEN les renseignements et les documents nécessaires. L’al. 2 précise que le scénario-cadre doit comporter au moins trois scénarios suffisamment différents illustrant la gamme des développements probables dans le secteur de l’énergie. Les scénarios périphériques ne sont pas pris en considération. Le scénario principal montre quelle est l’évolution la plus probable. Les scénarios couvrent une période de dix ans au minimum. A partir du scénario principal, au moins un scénario couvrant une période de dix ans supplémentaires est à établir, afin qu’au moins un scénario se projette dans l’avenir sur 20 ans. Cela doit permettre de classifier les développements à long terme. En vertu de l’al. 3, il appartient au Conseil fédéral d’approuver le scénario-cadre par le biais d’une décision (ne pouvant pas être attaquée). Conformément à l’al. 4, le scénario-cadre est vérifié et actualisé tous les cinq ans par l’OFEN. Cet intervalle permet, d’une part, de répondre au besoin d’une certaine sécurité de planification et, d’autre part, de pouvoir intégrer rapidement des modifications notables des conditions dans le scénario-cadre, afin que celui-ci offre toujours une base de planification aussi proche que possible de la réalité. Le principe d’une périodicité de cinq ans permet de tenir compte des rythmes de planification usuels dans la branche en ce qui concerne le réseau, les investissements et le

financement tout en établissant le lien avec le monitoring comme cela est proposé dans le message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050 (art. 61, al. 3, LEne)95. En cas de développements exceptionnels, le Conseil fédéral peut ordonner une actualisation du scénario-cadre de manière anticipée. Le cas échéant, une nouvelle période de cinq ans allant jusqu’à la prochaine vérification (ordinaire) commence à partir du moment de l’adaptation anticipée. L’al. 5 stipule que le scénario-cadre est contraignant pour les autorités. On établit ainsi clairement par rapport à l’art. 21, al. 2 LApEl, que l’ElCom est liée au scénario-cadre dans l’exercice de son activité et s’agissant de ses évaluations. Cela signifie que le scénario-cadre doit être utilisé pour la planification et ne peut plus être remis en question par les autorités par la suite.

Art. 9b Plans pluriannuels En vertu de l’al. 1, sur la base du scénario-cadre et en fonction des besoins supplémentaires, les gestionnaires de réseau établissent un plan de développement du réseau, ledit plan pluriannuel. On entend par besoins supplémentaires les projets de rénovation et de remplacement ainsi que les projets régionaux pour le raccordement des installations de production et des consommateurs finaux qui ne sont pas représentés dans le scénario-cadre. Les exigences du scénario-cadre doivent être prises en compte dans le cadre de la planification du réseau dont résulte finalement le plan pluriannuel. A cet égard, le scénario-cadre doit être considéré dans son ensemble. Cela signifie que tous les scénarios prédéfinis doivent être intégrés de manière appropriée dans les planifications, la priorité devant être accordée au scénario principal (concernant le processus de détermination des besoins par le biais de plans pluriannuels, voir le ch. 1.2.3.2). L’actualisation des plans pluriannuels suit la périodicité de la vérification et de l’actualisation du scénario-cadre ce qui signifie qu’en règle générale une actualisation a lieu tous les cinq ans. Les plans pluriannuels doivent être soumis à l’examen de l’ElCom dans les neuf mois qui suivent l’approbation du dernier scénario-cadre par le Conseil fédéral. L’ElCom communique par écrit le résultat de son contrôle dans un délai de neuf mois (art. 22, al. 2 bis [nouveau], LApEl). Cela garantit, d’une part, que la planification est suffisamment actuelle et qu’elle est adaptée à la périodicité usuelle des planifications dans la branche. D’autre part, l’établissement et la vérification des plans pluriannuels n’entraînent pas une hausse disproportionnée des ressources nécessaires pour les gestionnaires de réseau et l’ElCom. Comme le scénario-cadre constitue la base de la planification de réseau, les gestionnaires de réseau doivent procéder à une actualisation des plans pluriannuels en cas de vérification et d’actualisation anticipée du scénario-cadre ordonnée par le Conseil fédéral en raison de développements exceptionnelles (conformément à l’art. 9a, al. 4 [nouveau], LApEl). L’al. 2, let. a, définit le contenu minimum des plans pluriannuels en s’appuyant sur la directive 2009/72/CE96. La description des projets doit comprendre leur

95 Message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050, FF 2013 6771, ici 6907 et 6998 s.

désignation, la nature de l’investissement (rénovation, extension ou construction nouvelle), l’avancement des projets et de la procédure d’autorisation, le moment de la mise en service prévue y compris l’échelonnement des projets concernant la priorité ainsi qu’une estimation (sommaire) des coûts des projets. Il faut aussi prouver que les projets sont efficaces et appropriés. En principe, seuls des projets nécessaires pour satisfaire aux exigences du scénario-cadre et répondre aux prescriptions légales peuvent figurer dans les plans pluriannuels. La preuve demandée s’appuie sur les critères d’examen des plans pluriannuels appliqués à l’avenir par l’ElCom. Les gestionnaires des réseaux doivent également apporter la preuve de l’efficacité des projets prévus et des alternatives possibles. Un projet est efficace sur le plan technique lorsque, grâce au projet, - le réseau est sûr en (N-1), mais ne l’est pas sans lui, - la stabilité du réseau est suffisamment assurée, mais ne l’est pas sans lui, - aucune limite de tension n’est dépassée, mais sans lui si, - l’intégration des énergies renouvelables au réseau est garantie, mais ne l’est pas sans lui, - les valeurs limites de court-circuit sont respectées, mais pas sans lui, ou bien - les flux de bouclage indésirables peuvent être évités sur le réseau de transport européen, mais pas sans lui. Un projet est efficace sur le plan économique lorsque le projet permet d’éviter des dépenses disproportionnées pour remédier à des surcharges (ou à d’autres problèmes) à des niveaux de réseau égaux ou inférieurs ou lorsque le projet entraîne une augmentation voulue des capacités de transport (transfrontalières). Les gestionnaires des réseaux doivent également établir que les projets prévus dans les plans pluriannuels sont appropriés compte tenu des autres mesures possibles. Dans le cadre de la régulation ex post actuelle, cela implique que les coûts attendus doivent être comparés avec les effets positifs des projets prévus et des alternatives envisageables (analyse du rapport coûts-efficacité), pour autant que les mesures ne soient pas indispensables sur le plan technique. Afin de vérifier la nécessité des projets, l’ElCom peut fixer en plus des critères simples, comme par exemple des critères de charge minimale. Dans le cas des projets financièrement très importants au niveau de réseau 1, une analyse du rapport entre les coûts et les avantages est aussi possible, dans la mesure où elle peut être réalisée compte tenu des conditions générales non influençables (notamment les mesures contraignantes ressortant du droit de la protection du paysage et de l’environnement ainsi que du droit de l’aménagement du territoire). Cette analyse porte sur les différentes conséquences en termes monétaires et permet une évaluation supplémentaire complète. S’agissant de la possible introduction d’une régulation incitative à l’avenir, on se reportera aux explications fondamentales au ch. 1.2.3.2.

96 Directive 2009/72/CE du Parlement Européen et du Conseil en date du 13.7.2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, notamment l’art. 22 (plan de développement du réseau) sous: <http://eur- lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0055:0093:fr:PDF>

Les nouveaux critères ne vont pas à l’encontre des critères existants («réseau sûr, performant et efficace») visés à l’art. 8, al. 1, let. a, LApEl. Les nouveaux critères («efficaces et appropriés») permettent en fait de préciser que les gestionnaires de réseau doivent établir les effets positifs attendus et les coûts estimés (de façon sommaire) occasionnés par les mesures prévues ainsi que par les alternatives éventuelles. L’objectif est de présenter de manière transparente comment chaque mesure contribue à garantir aussi à l’avenir un réseau sûr, performant et efficace. L’examen des plans pluriannuels par l’ElCom est réglé à l’art. 22, al. 2bis (nouveau) LApEl. Conformément à l’al. 2, let. b, le plan pluriannuel doit également indiquer les mesures prévues pour les 10 années suivant la période de 10 ans couverte par le plan pluriannuel. Cette perspective à plus long terme doit permettre une meilleure coordination avec l’évolution au niveau européen. L’al. 3 donne au Conseil fédéral la compétence d’édicter des dispositions d’exécution, afin de fixer d’autres exigences à respecter par les plans pluriannuels. Il peut également prévoir des exceptions à l’obligation de soumettre leurs plans pluriannuels pour les gestionnaires de réseau de distribution. L’art. 8, al. 4, et l’art. 6 OApEl libèrent les gestionnaires des réseaux de distribution des niveaux de tension moyenne et basse de l’obligation d’établir des plans pluriannuels. L’al. 4 prévoit une obligation de principe de publier les plans pluriannuels, sous réserve des exceptions mentionnées aux let. a à c.

Art. 9c Fixation du point d’injection L’al. 1 établit que les points d’injection pour de nouvelles installations de production doivent être fixés par les gestionnaires de réseau sur la base de données de planification solides. Les données de planification sont des données des autorités compétentes et des entreprises concernées concernant l’évolution à venir de la production et de la consommation au niveau du réseau dans la zone concernée. Il s’agit d’assurer que les points d’injection pour de nouvelles installations de production sont fixés sur la base d’une planification à long terme par les gestionnaires de réseau. Afin de pouvoir garantir un raccordement efficace à long terme des installations de production visées à l’art. 7 LEne, le gestionnaire de réseau est par ailleurs rétribué pour la variante de développement du réseau couvrant de manière efficace et appropriée les besoins établis sur la base de données de planification solides concernant l’évolution à venir de la production et de la consommation. L’al. 2 précise qu’en règle générale, le point d’injection à retenir sur le réseau existant ou futur doit être, en règle générale, celui qui offre le raccordement le plus avantageux aux niveaux technique et économique. Cette disposition a pour but de permettre que le réseau existant ou futur soit utilisé par plusieurs producteurs d’électricité et/ou consommateurs finaux à partir du point d’injection. En raison des mesures contraignantes ressortant du droit de l’aménagement du territoire et du droit de la protection du paysage et de l’environnement, il peut exceptionnellement être dérogé à ce principe.

Art. 9d Principes pour la planification du réseau

L’al. 1 établit le principe selon lequel l’examen des plans pluriannuels peut se fonder sur les principes de planification du réseau appliqués par le gestionnaire de réseau. Les principes connus de planification du réseau constituent un élément important pour comprendre la planification du réseau sur laquelle les plans pluriannuels reposent. Pour cette raison notamment, la publication des principes de planification est judicieuse. La transparence des principes de planification peut en outre faciliter la planification entre des gestionnaires de réseau voisins ainsi que de niveau de réseau inférieur et supérieur. Les modalités concrètes des principes techniques de planification pour différents niveaux de réseau peuvent révéler des différences importantes dans certains domaines. Cela s’explique par le fait que les réseaux de transport et de distribution se distinguent par de fortes différences au niveau de la structure d’une part et de l’exploitation d’autre part. Les caractéristiques locales de la zone d’approvisionnement peuvent également jouer un rôle au niveau de l’agencement concret. Les principes de planification comportent différents éléments: Dans les conditions-cadres sont identifiés les facteurs significatifs pour l’extension du réseau. Il s’agit par exemple de l’injection et du soutirage verticaux au niveau de réseau correspondant, ou encore de plans concernant le développement ou l’arrêt de centrales. Le champ d’analyse et la méthodologie d’analyse permettent d’illustrer les critères d’évaluation pertinents. Ce sont notamment les calculs de flux de charge et les analyses de la qualité de tension dans des conditions d’exploitation sans perturbation de réseau ou compte tenu d’éventuelles faiblesses de réseau (défaillance d’un élément de réseau). En outre, on prendra généralement compte des calculs du courant de court-circuit, de la disponibilité des installations ainsi que de considérations liées à la qualité d’approvisionnement. Une sélection de cas d’exploitation de réseau pertinents permet d’assurer une évaluation transparente de la situation du réseau. Ces cas doivent être choisis de manière à ce qu’ils puissent couvrir, par recoupement, tous les autres cas d’exploitation. Dans le réseau de transport, les cas d’exploitation de réseau pertinents pour l’interprétation peuvent par exemple se caractériser par des importations ou des exportations élevées ou encore par un bilan équilibré. Les critères techniques d’évaluation des réseaux réunissent les critères techniques d’évaluation pertinents pour chaque niveau de réseau. Au nombre des critères importants figurent le critère (N-1)97, les limites de charge thermique, les limites de tension, la qualité de tension, l’analyse du courant de court-circuit (valeurs minimales et maximales pour le courant alternatif de court-circuit), les concepts de protection et d’autres aspects. Les mesures permettant de respecter les critères d’évaluation peuvent comprendre des mesures liées au réseau non modifié et des mesures planifiées avec intervention au niveau du réseau existant. Dans cette optique, les principes de planification du réseau doivent refléter un ordre de priorité économique s’appliquant à l’évaluation des différentes mesures techniques liées au réseau (principe RORE, cf. explications relatives à l’al. 2).

97 Définition, cf. ch. 1.1.6

L’al. 2 introduit le principe selon lequel il faut généralement préférer une optimisation du réseau à son renforcement, lequel est à son tour prioritaire par rapport à son extension (en bref: principe RORE, Réseau Optimisé avant Renforcement avant Extension) (voir ch. 1.2.2, Ligne directrice 14: Optimiser le réseau avant de le renforcer ou de le développer, RORE). Ce principe introduit une hiérarchie économique concernant l’évaluation des différentes mesures techniques au niveau du réseau. En vertu de cette hiérarchie, les mesures d’optimisation sont généralement moins coûteuses que celles de renforcement, ces dernières étant à leur tour plus avantageuses que celles d’extension. La distinction entre renforcement et extension tient aussi compte du critère d’une utilisation aussi modérée que possible du sol et du territoire. En vertu de ce principe, il peut seulement être procédé à une extension si une optimisation et un renforcement ne permettent pas d’atteindre le résultat visé. Voici quelques exemples illustrant la distinction entre optimisation, renforcement et extension, la liste n’étant pas exhaustive: Les optimisations comprennent des mesures comme l’élimination des congestions dans les sous-stations, la mise en place d’installations provisoires dans le réseau, l’augmentation de la tension par des mesures d’exploitation (p. ex. de 220 à 380 kV), l’exploitation des lignes en fonction de la température, l’intégration d’un système de surveillance des lignes aériennes, le dimensionnement de l’onduleur en vue d’intégrer les installations décentralisées afin de soutenir le réseau, l’optimisation ou l’adaptation du concept de mise à la terre ou la réalisation d’une optimisation topologique des points de séparation. Les renforcements comprennent des mesures comme le développement et l’élargissement des installations de couplage, l’utilisation de supports de lignes libres ou de blocs de tubes libres, l’augmentation de la tension par des mesures au niveau de la construction (p. ex. de 220 à 380 kV), le remplacement des câbles en cas de distances plus élevées par rapport au sol (augmentation des sections de câbles, changement de conducteurs [en faisceau triple ou quadruple], utilisation de câbles conducteurs à haute température [HTLS]), l’augmentation de la puissance du transformateur (remplacement, transformateurs supplémentaires), l’utilisation de transformateurs de distribution réglables et la réalisation d’installations de compensation de puissance réactive. On entend par extension l’extension des lignes sur un nouveau tracé, la construction de nouveaux transformateurs et de nouvelles installations de couplage ainsi que la réalisation de réseaux overlay ou super-réseau (p. ex. transport en courant continu à haute tension). Le principe RORE peut, d’une manière générale, être appliqué à tous les niveaux des réseaux électriques. Il faut noter que l’ordre de priorité des différentes mesures varie selon le niveau de réseau. Les différentes mesures d’un projet de réseau doivent toujours être considérées dans leur ensemble. Le principe RORE doit donc être appliqué dans des projets concrets de réseau présentant de nombreuses mesures distinctes de telle manière à trouver une solution proactive et efficace. Les principes de planification du réseau reflétant le principe RORE ne conduisent pas toujours nécessairement d’abord à une optimisation, suivie par un renforcement, lequel précède une extension. La législation en matière de protection de l’environnement peut notamment limiter l’optimisation et le renforcement du réseau, parce que les valeurs limites prescrites

ne peuvent plus être respectées suite à l’optimisation et au renforcement du réseau (notamment s’agissant du rayonnement non ionisant ou du bruit). D’après l’al. 3, afin de faciliter la comparaison, l’ElCom peut définir les exigences minimales à respecter par les principes de planification du réseau visés à l’al. 1 et les données de planification ressortant de l’al. 2. L’ElCom peut par ailleurs prévoir des exceptions à l’obligation de publier (p. ex. pour les très petits gestionnaires de réseau de distribution).

Art. 9e Coordination de la planification L’al. 1 stipule que tous les gestionnaires de réseau doivent coordonner leur planification. Comme cette coordination est particulièrement importante, elle justifie une réglementation plus spécifique que celle existant déjà à l’art. 9, al. 1, LApEl. L’al. 2 impose à la société nationale du réseau de transport Swissgrid de coordonner la planification du réseau de transport. Cela implique un devoir de participation pour les gestionnaires du réseau de distribution qui se retrouve notamment dans l’obligation de renseigner visée à l’art. 25, al. 1, LApEl. La notion de planification doit être prise au sens large et porte sur l’ensemble du processus de développement du réseau. En plus des cantons, Swissgrid doit également associer les exploitants de grandes centrale de manière appropriée, afin de garantir que lors de la planification du réseau de transport, la coordination s’opère non seulement en temps voulu avec les réseaux de transport proches, mais aussi s’agissant de l’aménagement du territoire et des besoins des grandes centrales injectant directement leur production dans le réseau de transport. L’al. 3 ancre dans la loi une obligation incombant aux autres gestionnaires de réseau de renseigner la société nationale du réseau de transport Swissgrid. Cette disposition s’inscrit dans la logique des adaptions de l’al. 1 – qui établit une obligation de coordination de la planification pour tous les gestionnaires de réseau de transport – et de l’al. 2 – qui confère à Swissgrid la responsabilité de la coordination de la planification du réseau de transport. Swissgrid n’est toutefois pas habilitée à rendre des décisions et n’a de ce fait aucune possibilité juridique dans le cas où les informations demandées à des services fédéraux ne lui sont pas communiquées par ceux-ci. Dans l’hypothèse où Swissgrid ne reçoit pas les informations nécessaires à l’accomplissement de ses tâches, elle peut s’adresser à l’ElCom. L’ElCom peut alors ordonner par décision que les informations soient transmises à Swissgrid. Conformément à l’al. 4, les autres gestionnaires de réseau sont en outre eux-mêmes responsables de la coordination régionale des acteurs importants de la planification. Il s’agit notamment des cantons, des entreprises de la branche de l’électricité et, selon le niveau de réseau, également des communes.

Art. 9f Information du public L’al. 1 définit les exigences à suivre par la Confédération dans le cadre de ses tâches d’information et de communication concernant les principaux aspects du développement du réseau. Au sens d’un mandat d'information public, la Confédération met à disposition des informations complètes relatives au développement du réseau en temps utile et conformément aux besoins et au déroulement de la procédure de développement du réseau, par exemple sous forme de pages web, de brochures, de vidéos ou d’articles dans des publications de la

Confédération. Afin de permettre un dialogue constructif entre les différents groupes d’intérêts, la Confédération gère également des plateformes d’échange. L’al. 2 est consacré aux tâches d’information et de communication des cantons. L’information du public par les cantons doit se concentrer sur les projets controversés d’extension des niveaux de réseau 1 à 3. La Confédération peut conclure des conventions de prestations avec les cantons dans le cadre de leur communication régionale et créer ainsi la base pour l’indemnisation des coûts correspondants des cantons. Les coûts de ces prestations sont financés par le biais des émoluments que la Confédération peut définir au niveau de l’ordonnance en vertu de l’art. 3bis, al. 2 (nouveau), LIE. Les coûts des mesures s’inscrivant dans le mandat de base des cantons (p. ex. informations générales en lien avec l’aménagement du territoire) ou en relation avec des projets spécifiques (p. ex. prises de position au cours de la procédure d’approbation des plans) ne relèvent pas de telles conventions de prestations. La Confédération aide également les cantons sur le fond concernant la mise en forme des informations et de la participation (p. ex. par le biais d’aides à l’exécution, de matériel d’information ou en mettant à disposition des conférenciers).

Art. 15 Coûts de réseau imputables

La précision selon laquelle les coûts d'exploitation et les coûts de capital des systèmes de mesure intelligents prescrits par la loi et installés chez le consommateur final sont aussi toujours considérés comme des coûts imputables (al. 1) et des coûts d’exploitation (al. 2) est déjà comprise dans le premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 205098. L’al. 2 établit clairement que les coûts d'exploitation englobent également les coûts des servitudes requises, les coûts liés aux mesures d’information des entreprises et les émoluments versés par les gestionnaires de réseau conformément à l’art. 3 bis, al. 1 (nouveau), LIE. La réglementation des servitudes s’applique aussi aux collectivités. Au sens d’un processus efficace de développement du réseau et afin de favoriser son acceptation, les gestionnaires de réseau doivent associer et informer le public et les groupes d’intérêt concernés suffisamment tôt concernant la planification des projets de construction. Il peut être intéressant pour les gestionnaires de réseau de faire appel aux cantons sur une base contractuelle aussi pour ces tâches de communication, d’information et de participation spécifiques à des projets et allant au-delà des tâches des cantons visées à l’art. 9f, al. 2 (nouveau) LApEl. Les coûts en résultant doivent, en principe, pouvoir être imputés à la rémunération de l’utilisation du réseau. L’al. 3 stipule de manière explicite que les coûts occasionnés par la réalisation de mesures indispensables de précaution, de protection, de remise en état et de remplacement qui ont été prises en vertu de la législation en matière de protection de l'environnement, de la nature et du patrimoine sont également imputables comme des coûts du capital, même s’ils ne servent pas à proprement parler aux installations électriques. De manière analogue à la réglementation figurant à l’art. 15b, al. 3 (nouveau), LIE, la législation concernant l’environnement comprend non seulement la LPN et la LPE, mais aussi notamment la LEaux, la LFo et la LChP. Il convient, en

98 Message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050, FF 2013 6771 ici 6847 et s. et 7016.

principe de pallier aux atteintes à des paysages, des biotopes protégés ou à la forêt (voir à ce propos le ch. 1.2.2, ligne directrice 10: Autres coûts imputables des projets de réseaux). Les coûts des mesures novatrices pour des réseaux intelligents doivent eux-aussi être imputables dans une mesure limitée. Les gestionnaires de réseau doivent avoir ainsi la possibilité, et non l’obligation, d’imputer comme coûts du réseau les coûts des innovations concernant le réseau. Cela doit notamment contribuer à réaliser à l’avenir des projets ne présentant pas de caractéristique distinctive, mais permettant de rassembler d’importantes expériences pratiques avec des mesures grâce auxquelles il est possible, d’éviter de devoir développer le réseau ou de limiter ce développement voire d’améliorer l’intégration au réseau des nouvelles énergies renouvelables. Sur la base l’art. 15, al. 4, let. a, le Conseil fédéral doit réglementer le calcul des coûts imputables et limiter l’étendue des coûts imputables, en conformité avec les bases juridiques européennes. L’al. 3bis donne au Conseil fédéral la compétence de définir dans les dispositions d’exécution l’étendue des coûts imputables en vertu des al. 1 à 3.

Art. 20 Tâches de la société nationale du réseau de transport L’al. 2, let. d, précise désormais qu’il doit être remédié de manière efficace aux congestions du réseau. L’al. 2, let. e, complète les tâches de la société nationale du réseau de transport (Swissgrid) en stipulant que le réseau de transport d’électricité suisse doit être suffisamment connecté avec le réseau de transport d’électricité international. La société nationale du réseau de transport doit tenir compte des conditions au niveau international dans le cadre de l’élaboration du scénario-cadre (voir ch. 1.2.3.1). La planification du réseau et les plans pluriannuels de Swissgrid illustrent la coordination internationale de la planification. La société nationale du réseau de transport a d’ores et déjà la possibilité de garantir la coordination de la planification du réseau de transport suisse dans le cadre du réseau ENTSO-E et de participer à l’élaboration de projets d'intérêt commun de l’Union européenne. Une adaptation des tâches de la société nationale du réseau de transport n’est pas nécessaire à cet égard (voir ch. 1.2.2, Ligne directrice 2, Raccordement international). La mention de la collaboration transfrontalière est également supprimée à l’al. 2, let. f, étant donné qu’elle apparaît désormais à l’al. 2, let. e. Comme les projets concernant les niveaux du réseau de transport sont souvent controversés, mais revêtent aussi une importance de taille pour la sécurité de l’approvisionnement en électricité de la Suisse et qu’une information complète et précoce est importante pour l’acceptation des projets, l’al. 2, let. g, prévoit que la société nationale du réseau de transport doit informer le public des raisons et de l’état d’avancement des projets qu’elle met en place sur la base du plan pluriannuel examiné par l’ElCom et expliquer l’importance de ces projets pour l’approvisionnement en électricité de la Suisse. Les informations doivent être présentées de manière à être compréhensibles pour le grand public. Même si une obligation analogue n’est pas introduite pour les gestionnaires du réseau de distribution, il sera pour eux-aussi de plus en plus souvent nécessaire d’informer notamment les personnes et les milieux concernés de manière complète et précoce.

Conformément à l’al. 2 ,let. h, la société nationale du réseau de transport doit aussi communiquer à l’OFEN et aux cantons les renseignements nécessaires à l’accomplissement des tâches visées à l’art. 9f (nouveau) LApEl, et mettre à leur disposition les documents correspondants.

Art. 22 Tâches

Conformément à l’al. 2bis, la Commission fédérale de l’électricité (ElCom) a l’obligation d’examiner à compter d’un délai de neuf mois les plans pluriannuels soumis par les gestionnaires de réseau conformément à l’art. 9b (nouveau) LApEl (voir ch. 1.2.2, Ligne directrice 4: Coordination des acteurs pour l’identification des besoins).

3 Conséquences 3.1 Conséquences pour la Confédération En l’état actuel des connaissances, l’élaboration et la mise en œuvre de la stratégie Réseaux électriques requièrent des ressources en personnel supplémentaires pour une durée indéterminée. Ces ressources doivent être affectées prioritairement aux tâches suivantes: élaboration du scénario-cadre, coordination des processus d’aménagement du territoire, participation à l’élaboration du plan sectoriel des réseaux d’énergie et renforcement des relations publiques. Il faut en outre examiner dans quelle mesure les ressources en personnel de l’ElCom doivent être adaptées aux modifications des tâches. Les coûts liés à ces besoins supplémentaires en ressources pourront probablement être couverts pour l’essentiel par des taxes ou des redevances. Au terme de la consultation, les postes nécessaires seront définis plus précisément. Au-delà des besoins supplémentaires en personnel, il n’y aura pas de conséquences financières supplémentaires pour la Confédération.

3.2 Conséquences pour les cantons et les communes La mise en œuvre de la stratégie Réseaux électriques n’implique pas de transfert des compétences en matière de planification. De ce fait, aucune conséquence n’apparaît pour les cantons et les communes. L’un des objectifs de la stratégie Réseaux électriques est d’intégrer précocement les acteurs concernés, c’est-à-dire aussi les communes et les cantons, dans le processus de planification et de prendre en compte les conditions-cadre d’aménagement du territoire pour déterminer les zones de planification. La Confédération soutient les acteurs impliqués de manière à ce qu’ils puissent assumer au mieux leur responsabilité dans le contexte des conditions-cadre données. La coordination territoriale d’un projet de développement de réseau avec d’autres exigences concernant l’espace se déroule en deux étapes conformément aux règles de la procédure de plan sectoriel (cf. ch. 1.2.3.4). Tous les intéressés, notamment les cantons concernés, sont impliqués dès la première étape, lors de laquelle une zone de planification doit être fixée. Cette coopération et cette coordination sont poursuivies durant la deuxième étape, lors de la détermination d’un corridor de planification. Grâce à cette coopération étroite et précoce entre la partie requérante et les cantons

dans la procédure de plan sectoriel des réseaux d’énergie, les cantons sont à même de constater en temps utile les adaptations requises pour la planification cantonale. Il leur est ainsi possible de procéder à d’éventuelles modifications parallèlement à la procédure de plan sectoriel. Cette réglementation ne porte aucunement atteinte à la souveraineté des cantons en matière d’aménagement.

3.3 Conséquences économiques La stratégie Réseaux électriques améliore les conditions-cadres du développement du réseau de la Suisse. Elle accroît la sécurité de l’approvisionnement de la Suisse grâce à une sécurité de planification accrue et à une meilleure sécurité des investissements. Cette remarque concerne en particulier la sécurité d’approvisionnement dans le domaine du réseau de transport, où l’augmentation des violations N-1 trahit aujourd’hui les congestions et l’épuisement des capacités 99. La probabilité de pannes d’électricité, qui entraînent des coûts considérables pour l’économie nationale (notamment en raison de l’interruption de la production et des pénuries de fourniture et des pénuries d’approvisionnement qui en résultent) est réduite. De plus, l’acceptation du développement de réseau est améliorée au sein de la société, parce que de meilleures possibilités d’enfouissement des lignes sont créées. Le risque de défaillance de la régulation en raison d’une coordination insuffisante du développement du réseau est moindre. Les incertitudes économiques et les coûts macroéconomiques qui leur sont liés, compte tenu de l’importance des investissements, sont limités. L’accélération recherchée des procédures d’autorisation génère des potentiels d’efficacité en raccourcissant la durée des procédures. Globalement, les coûts d’étude de projet devraient baisser. En outre, le raccordement international de la Suisse est amélioré, le transport de la production indigène vers le consommateur final est assuré, la sécurité d’approvisionnement aujourd’hui déjà élevée continue d’être garantie et l’introduction de budgets pour des mesures innovantes pour des réseaux intelligents constituent des incitations à innover. L’amélioration des possibilités d’enfouissement des réseaux électriques, qui correspond à une préoccupation de la société et la nécessité d’impliquer le public dans la planification des réseaux entraînent des coûts supplémentaires.

3.3.1 Coûts de réseau et coûts macroéconomiques Coûts de réseau actuels et en relation avec la Stratégie énergétique 2050 Comme exposé dans le rapport sur le premier paquet de mesures de la SE 2050, le Conseil fédéral évalue à environ 18 milliards de francs les coûts globaux relatifs à la rénovation et au développement du réseau de transport ainsi qu’au développement du réseau de distribution.100 Sont inclus dans ces coûts 2,3 à 2,7 milliards de francs

99 « Sécurité d’approvisionnement et développement de la concurrence sous la LApEl et l’OApEl », rapport de l’OFEN, division Economie, novembre 2013, ch. 3.2. Sous: <http://www.bfe.admin.ch/energie/00588/00589/00644/index.html?lang=fr&msg- id=51627>. 100 Message relatif au premier paquet de mesures SE 2050, FF 2013 6771, en l’occurrence 6850.

pour les projets d’extension du réseau de transport nécessaires à l’horizon 2050 et environ 4 milliards de francs pour la rénovation du réseau de transport d’ici 2030. Les 18 milliards de francs incluent également les coûts de l’extension des réseaux de distribution. L’augmentation des injections décentralisées va générer des besoins d’extension des réseaux supplémentaires d’ici 2050 qui, selon le scénario d’extension des énergies renouvelables, seront de l’ordre de 3,9 à 12,6 milliards de francs. Ces coûts pourraient être réduits par une gestion intelligente (p. ex. maintien de la tension, introduction de possibilités de stockage décentralisé ou pilotage de la production décentralisée). Les coûts d’extension et de transformation des réseaux, y compris de l’éventuelle introduction de compteurs intelligents, seront supportés par les gestionnaires de réseau. Ces derniers pourront répercuter les coûts sur les consommateurs finaux, pour autant que ces coûts soient réputés imputables, par le biais de la rémunération de l’utilisation du réseau (tarifs d’utilisation du réseau). L’ElCom vérifie d’office la rémunération pour l’utilisation du réseau. Elle peut ordonner une réduction ou interdire une augmentation. A titre d’exemple, on peut aujourd’hui partir de l’hypothèse d’une rémunération de 10 ct./kWh par ménage représentatif.101 Cette rémunération augmenterait d’environ 1 ct./kWh en cas de réalisation des projets d’ extension et de transformation transformation et d’extension du réseau de transport et du réseau de distribution d’ici 2035.102 La rémunération actuelle pour l’utilisation du réseau inclut les coûts d’exploitation et de capitaux imputables selon l’LApEl. La rénovation des réseaux est fondamentalement incluse dans la rémunération de l’utilisation du réseau. Globalement, aucun financement de l’Etat n’est prévu dans le domaine des réseaux.

Coûts de réseau supplémentaires de la stratégie Réseaux électriques générés par l’enfouissement des lignes Afin d’accroître l’acceptation par la société du développement nécessaire du réseau au sein du grand public, la stratégie Réseaux électriques prévoit un enfouissement accru des lignes aux niveaux de réseau 3, 5 et 7, en tenant compte d’un facteur de surcoût. A cet égard, il faut considérer que le niveau de réseau 7 est d’ores et déjà presque complètement enfoui. Si l’on enfouissait dans une large mesure les lignes des niveaux de réseau 3 et 5 (facteur de surcoût de 3103) dans le cadre de renouvellement ou de remplacement, les coûts (non actualisés) devraient atteindre 5,25 milliards de francs d’ici 2035 et 10,5 milliards de francs d’ici à 2050.104 En prenant l’exemple d’une valeur inférieure des coûts (facteur de surcoût de 1,5), qui nécessiterait un enfouissement d’une moindre ampleur, les coûts supplémentaires seraient de 2,95 milliards de francs d’ici 2035 et de 5,9 milliards de francs d’ici 2050

101 Pour un ménage représentatif, on part de l’hypothèse d’une consommation annuelle de 4000 à 5500 kWh (selon la base de données). 102 Message relatif au premier paquet de mesures SE 2050, FF 2013 6771, en l’occurrence 6953 (tableau 16). 103 Par rapport à un facteur de surcoût de 2,75, un facteur de surcoût de 3 comporte une marge de sécurité 104 Il convient de tenir compte ici du fait que la construction de lignes aériennes sur le réseau de niveau 1, dans la mesure où cela est techniquement possible, permet de câbler des lignes aériennes supplémentaires de niveaux de tension inférieurs. L’effet sur les coûts de cette possibilité est, dans une large mesure, inclus dans la limite supérieure mentionnée.

(voir figure 7 ci-après). Lors de l’évaluation de ces coûts105, on part de l’hypothèse que la moitié des kilomètres de ligne concernés par le facteur de surcoût sur le territoire suisse seraient enfouis d’ici à 2035, l’autre moitié l’étant d’ici à 2050. Le nombre total de kilomètres de ligne concernés par le facteur de surcoût varie en fonction du niveau de ce facteur. La répartition des coûts d’ici à 2050 pourrait se présenter différemment, selon la mise en œuvre effective des projets, de sorte qu’une part des coûts est susceptible de survenir plus tôt que prévu.

FOURCHETTE DE COÙTS

VALEUR INFÉRIEURE VALEUR en milliards de CHF SUPÉRIEURE en milliards de CHF DOMAINE DE COÛTS (facteur de surcoût de 1,5) (facteur de surcoût de 3) Jusqu’en Jusqu’en Jusqu’en Jusqu’en 2035 2050 2035 2050 Coûts de la stratégie Réseaux électriques 2,95 5,9 5,25 10,5 (enfouissement, facteur de surcoût de 1,5 à 3) Figure 7 Coûts directs de l’enfouissement prévu par la stratégie Réseaux électriques

Les coûts de réseau supplémentaires imputables à l’enfouissement dépendent largement de la définition ultérieure par le Conseil fédéral de la valeur du facteur de surcoût applicable. L’art. 15c, al. 2 (nouveau), LIE fixe la limite supérieure du facteur de surcoût à 3. En prenant à titre d’exemple un facteur de surcoût de 1,5, on obtient une augmentation de la rémunération de l’utilisation du réseau d’environ 0,29 ct./kWh106 d’ici 2050. Avec un facteur de surcoût de 3, l’augmentation de la rémunération de l’utilisation du réseau d’ici 2050 est d’environ 0,55 ct./kWh107, en procédant par extrapolation.

105 Etude consentec sur mandat de l’OFEN: Grundlagen für eine Berechnungsmethode zum Kostenvergleich zwischen Kabeln und Freileitungen sowie zur Festlegung eines Mehrkostenfaktors 12.4.2013. Sous: <http://www.news.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/31007.pdf> (en allemand uniquement). Les coûts en valeur absolue indiqués sont entachés de grandes incertitudes car ils ont été calculés sur la base d’hypothèses d’évolutions à très long terme. 106 Augmentation de 0,14 ct./kWh à partir du niveau 5, basée sur environ 70 millions de CHF par an et une consommation finale estimée à 50 TWh à partir du niveau 5 et augmentation d’environ 0,15 ct./kWh à partir du niveau 3, basée sur une estimation de 90 millions de CHF par an et une consommation estimée à 60 TWh. Les coûts d’exploitation et les intérêts sont pris en compte de manière appropriée. 107 Augmentation de 0,15 ct./kWh à partir du niveau 5, basée sur environ 70 millions de CHF par an et augmentation d’environ 0,4 ct./kWh à partir du niveau , basée sur une estimation de 240 millions de CHF par an. Hypothèses identiques pour la consommation, les coûts d’exploitation et les intérêts.

Coûts de réseau supplémentaires de la stratégie Réseaux électriques imputables à des mesures innovantes pour les réseaux intelligents Les essais de nouvelles technologies pour les réseaux intelligents pourrait aussi générer des coûts supplémentaires, pour autant que ces coûts soient réputés imputables. Des incitations à l’innovation doivent ainsi être créées, cette nouvelle réglementation se concentrant toutefois sur des projets de relativement petite taille et assez faciles à mettre en œuvre (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 11: champs de recherche des gestionnaires de réseau). Les coûts supplémentaires dépendent du montant maximal possible et autorisé de telles dépenses. Si l’on prend par exemple un taux maximal de 0,5% des coûts de réseau en Suisse, le montant maximal d’environ 20 millions de francs par an peut être atteint à long terme (en tenant compte des coûts d’exploitation du réseau). Ce montant correspond à une augmentation de la rémunération de l’utilisation du réseau pour les ménages au niveau de réseau 7 d’environ 0,04 ct./kWh108. Il est prévu d’harmoniser cet instrument avec les mesures promotionnelles existantes.

Autres coûts macroéconomiques directs de la stratégie Réseaux électriques Par ailleurs, des mesures environnementales nécessaires génèrent d’autres coûts notables. Il s’agit entre autres des coûts de mesures de remplacement ou de remise en état, conformément à la législation sur l’environnement, et de coûts voulus par l’institution des servitudes requises. Mais ces coûts surviendraient aussi en l’absence de la stratégie Réseaux électriques, qui élimine les incertitudes juridiques actuelles qui retardent les procédures d’autorisation et qui ralentissent l’extension des réseaux.

Effets macroéconomiques supplémentaires de la stratégie Réseaux électriques sur l’utilité et les coûts Outre ces coûts supplémentaires, l’amélioration de la sécurité de la planification entraîne d’autres effets macroéconomiques sur l’utilité. Le risque de planifications erronées et de coûts macroéconomiques qu’elles induisent, qu’il n’est pas possible de réduire a posteriori (coûts dits irréversibles ou irrécupérables), se trouve réduit, car les surcapacités prévisibles sont mieux évitées d’emblée. Le coût probable des études de projet conduites par les concepteurs de projet devrait lui aussi diminuer. De plus, le développement du réseau et la réduction des situations de pénurie qu’il permet pourront diminuer les coûts de réattribution109 en Suisse.

3.3.2 Conséquences pour la croissance, l’emploi et la prospérité Bien qu’elles soient d’importance pour les entreprises concernées, les conséquences directes de la stratégie Réseaux électriques sont négligeables sur le plan macroéconomique quant à la croissance du PIB et à l’emploi. Son influence prévisible sur ces caractéristiques macroéconomiques est limitée. Comme exposé ci- dessus, l’inducteur de coûts essentiel dans le domaine des réseaux électriques est le facteur de surcoût pour l’enfouissement des lignes, dont les investissements ont à leur tour un certain impact sur l’emploi. L’amélioration de la coordination des

108 Arrondi et pour une consommation de 60 TWh. 109 Les mesures de réattribution sont des mesures préventives ou opérationnelles visant à éliminer les pénuries et qui peuvent être appliquées au niveau national ou international.

planifications pour le développement du réseau est susceptible de réduire les éventuels coûts macroéconomiques dus aux planifications erronées, comme nous l’avons vu précédemment. De plus, les connexions avec les pays européens voisins seront améliorées, ce qui ménagera d’éventuels bénéfices commerciaux à la branche suisse de l’énergie. On ne saurait chiffrer précisément a priori les effets de la stratégie Réseaux électriques sur la prospérité, raison pour laquelle ils sont décrits qualitativement. En principe, les mesures de la stratégie Réseaux électrique augmentent surtout la sécurité d’approvisionnement et la sécurité du système de la Suisse. Cette remarque s’applique en particulier au niveau du réseau de transport. Compte tenu du montant important des coûts potentiels entraînés par les pannes d’électricité, il s’agit d’un bénéfice macroéconomique essentiel. L’amélioration des possibilités économiques associées à un enfouissement des lignes exerce aussi un effet positif car elle permet l’intégration des nouvelles énergies renouvelables et la société est ainsi mieux disposée à accepter le développement de réseau qui lui est nécessaire. Outre la réduction des coûts liés aux oppositions formées contre les projets et aux procédures d’approbation plus complexes causées par celles-ci, il faut aussi prendre en compte en principe les coûts externes ainsi évités. Toutefois, on ne peut pas justifier un enfouissement des lignes par les coûts externes évités, on peut surtout le justifier par son utilité dans le domaine de l’environnement et du paysage et par l’acceptation accrue du développement du réseau au sein de la société qui en résulte. Faute de cette acceptation accrue, l’extension du réseau nécessaire ne saurait être réalisé comme prévu, ce qui pourrait entraîner des coûts macroéconomiques subséquents, par exemple en raison de la sécurité d’approvisionnement moindre inhérente au réseau. Les conséquences commerciales sur la prospérité de l’amélioration de la connexion internationale de la Suisse ne sont pas quantifiables de manière sûre. Elles dépendent surtout de l’évolution des marchés Suisse et de l’UE, autrement dit de l’évolution des potentiels de l’offre et de la demande de part et d’autre de la frontière par rapport aux capacités marginales disponibles. Notons que la Suisse réalise actuellement un excédent d’exportations d’électricité de 327 millions de francs. Son commerce extérieur est donc fondamentalement bénéficiaire 110. Le commerce repose principalement sur les 75 entreprises d’électricité, la présence étrangère sur le marché suisse étant limitée à ce stade.

3.3.3 Conséquence pour certaines branches et certains groupes de sociétés

Economie / industrie La stratégie Réseaux électriques permet de réduire le besoin de développement des structures de réseau inutiles. Elle limite donc indirectement les coûts, dans une proportion qui n’est toutefois pas chiffrable à l’avance. Toutes les branches

110 Cf. le communiqué de presse de l’OFEN du 10.04.2014 relatif à la consommation d’électricité et à d’importantes caractéristiques de l’économie énergétique en 2013. Sous: <http://www.bfe.admin.ch/energie/00588/00589/00644/index.html?lang=fr&msg- id=52616>.

devraient connaître une tendance similaire. Une garantie de stabilité du système se répercute aussi sur l’ensemble du réseau. D’une autre côté, la rémunération du réseau est plus élevée en raison de l’enfouissement des niveaux de réseau 3 et inférieurs. Au niveau de réseau 3, il faut prévoir un plafond de coûts d’environ 215 millions de francs par an avec un facteur de surcoût d’environ 2,75, ce qui correspond au niveau de réseau 7 à une augmentation maximale de 0,35 ct./kWh111 d’ici à 2050. Au niveau de réseau 5, les coûts supplémentaires ne sont que d’environ 70 millions de francs d’ici à 2050, soit une augmentation maximale de 0,15 ct./kWh112, de l’utilisation du réseau au niveau 7. Les branches à forte consommation d’énergie sont en particulier touchées par ces augmentations relatives de coûts. Il s’agit surtout des producteurs d’acier, de papier et de ciment.

Ménages En ce qui concerne les effets généraux de la stratégie Réseaux électriques, ses conséquences sur les ménages doivent être en principe considérées par analogie à celles décrites sous Economie / industrie. S’agissant de l’impact spécifique sur les coûts, notons que l’enfouissement des lignes peut entraîner à long terme une charge financière supplémentaire maximale d’environ 20 francs par an pour un ménage représentatif en Suisse. Ce montant correspond à environ 5% des coûts de réseau actuels.113

3.4 Conséquences pour l’environnement L’un des objectifs de la stratégie Réseaux électriques est en principe d’enfouir à l’avenir les nouvelles lignes électriques et de réaliser sous forme d’enfouissement des lignes le développement des lignes actuelles et le remplacement de celles qui sont vétustes. Toutefois, dans ces cas, l’enfouissement des lignes ne sera exécuté que si les coûts totaux de réalisation et d’exploitation de la variante câblée ne dépassent pas d’un facteur déterminé (facteur de surcoût) les coûts totaux d’une variante de ligne aérienne techniquement équivalente. La réglementation du facteur de surcoût prévue à l’art. 15c (nouveau) LIE doit s’appliquer aux tracés nouveaux et actuels des lignes des niveaux de haute tension, de tension moyenne et de basse tension (cf. ch. 1.2.2, Ligne directrice 8: Facteur de surcoût, et 2.1, explications ad art. 15c [nouveau] LIE). De telles mesures peuvent apporter des avantages importants dans les domaines de l’environnement et du paysage. Développer et transformer le réseau est nécessaire pour garantir la sécurité d‘approvisionnement. Il faut effectuer des études de variantes complètes au stade du plan sectoriel pour minimiser les atteintes aux objets placés sous protection. Désormais, lors de l’évaluation des variantes de corridor pour le niveau de réseau 1, il faudra procéder à une pesée des intérêts complète qui devra prendre en compte notamment les effets sur l’être humain, l’espace et l’environnement (cf. ch. 1.2.2,

111 Hypothèses identiques à celles citées précédemment. Pour un facteur de surcoût de 3 en comparaison avec le facteur de surcoût faible de 2,75 observé. 112 Hypothèses identiques à celles citées précédemment. 113 En relation avec une consommation présumée de 4000 kWh par an pour un ménage représentatif et une rémunération pour l’utilisation du réseau de 10 ct../kWh.

ligne directrice 7, Interprétation des intérêts pour les projets de réseaux de transport). De plus, outre les coûts d’exploitation et de capital d’un réseau sûr, performant et efficace, les coûts des mesures environnementales (mesures de remplacement ou de reconstitution) liés à la réalisation de projets de réseau vaudront à l’avenir comme coûts de projet et seront donc imputables au sens de l’art. 15, al. 3 (nouveau) LApEl (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 10, autres coûts imputables des projets de réseaux et ch. 2.2, explications ad art. 15, al. 3 [nouveau], LApEl). Dans le cadre du développement de réseau au niveau de très haute tension, des mesures de remplacement au sens de la législation relative à l’environnement peuvent s’avérer nécessaires. Ces mesures servent à protéger l’environnement et les paysages. Outre des mesures de remplacement de ce genre, d’autres mesures concernant le réseau électrique actuel peuvent contribuer en temps utile à un développement du réseau conforme aux besoins, pour autant qu’elles permettent d’obtenir une réduction supplémentaire des atteintes au territoire et à l’environnement dans la zone de planification considérée. Par exemple, on peut réunir les lignes déjà existantes des niveaux de tension inférieurs avec les nouvelles lignes du niveau de très haute tension, on peut les câbler, voire les démonter. Les coûts supplémentaires causés par de telles mesures de remplacement sont imputables dans le cadre du projet de ligne du niveau de très haute tension (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 9, Mesures de remplacement s’étendant à plusieurs niveaux de tension et ch. 2.2, explications ad art. 15b et 15i, al. 4 [nouveau], LIE). Désormais, la procédure de désignation des installations d’importance nationale est reprise du droit relatif à l’environnement. Le Conseil fédéral peut ainsi arrêter quels projets de développement de réseau revêtent un intérêt national et l’égalité de traitement des divers autres intérêts de protection d’intérêt national est garantie. Par conséquent, l’intérêt d’utilisation d’un projet de développement se situe au même niveau que les autres intérêts de protection, en particulier dans les domaines de l’environnement et de la culture (p. ex. l’IFP). Dans un cas de réalisation concret, l’intérêt d’utilisation de l’approvisionnement en énergie peut donc être opposé aux intérêts de protection concernés pour donner lieu à une pesée des intérêts en présence (cf. ch. 1.2.3.3).

4 Relation avec le programme de la législature et avec les stratégies nationales du Conseil fédéral 4.1 Relation avec le programme de la législature Le projet n’est annoncé ni dans le message du 25 janvier 2012114 sur le programme de la législature 2011 à 2015 ni dans l’arrêté fédéral du 15 juin 2012115 sur le programme de la législature 2011 à 2015. La stratégie Réseaux électriques est une composante de la SE2050, mais elle est traitée dans un projet séparé du premier paquet de mesures de celle-ci (cf. ch. 0 et 4.2.1). Simultanément, par sa décision du 14 juin 2013 concernant le concept

114 FF 2012 349. 115 FF 2012 6667.

détaillé de la stratégie Réseaux électriques116, le Conseil fédéral a donné mandat pour que l’on élabore un projet de stratégie Réseaux électriques à mettre en consultation. Le présent projet mis en consultation répond à ce mandat.

4.2 Relation avec les stratégies nationales du Conseil fédéral 4.2.1 Relation avec la Stratégie énergétique 2050 Les Réseaux électriques sont un élément clé pour la mise en œuvre de la SE 2050 en tant que relai entre la production et la consommation (cf. ch. 1.1.3). La stratégie Réseaux électriques réunit les conditions nécessaires à l’extension et la transformation du réseau. A cet effet, il faut ancrer juridiquement les directives contraignantes concernant le développement du réseau et prendre en compte les données d’économie énergétique de référence (scénario-cadre) pour planifier le réseau. La stratégie Réseaux électriques est traitée dans un projet séparé, car la complexité du sujet requiert des travaux préparatoires supplémentaires. Certaines mesures d’optimisation des procédures ont déjà été présentées dans le cadre du premier paquet de mesures de la SE 2050117 (accélération des procédures en introduisant des délais d’ordre dans les procédures de plans sectoriels et d’approbation de plans et en abrégeant les procédures de recours et introduction des bases juridiques correspondantes).

4.2.2 Relation avec la stratégie d’infrastructure La stratégie d’infrastructure du Conseil fédéral comprend, selon le rapport du Conseil fédéral sur l’avenir des réseaux d’infrastructure nationaux en suisse118, les objectifs du développement durable économique, écologique et social. Cinq lignes d’action sont définies à cet effet: 1. Garantir la capacité des infrastructures nationales; 2. Assurer la protection des êtres humains, de l’environnement et des infrastructures; 3. Optimiser les conditions cadre des secteurs d’infrastructure; 4. Accroître la rentabilité des réseaux d’infrastructure étatiques et 5. Garantir le financement à long terme des réseaux d’infrastructure étatiques. La stratégie nationale du Conseil fédéral pour la protection des infrastructures critiques119 demande en outre que la résistance (résilience) des infrastructures critiques, dont font entre autres partie les installations d’approvisionnement en

116 «Stratégie Réseaux électriques; concept détaillé dans le cadre de la Stratégie énergétique 2050 du Conseil fédéral du 14.06.2013. Sous: <http://www.news.admin.ch/NSBSubscriber/message/attachments/31003.pdf>. 117 Message relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050, FF 2013 6771, en l’occurrence 6848 s.. 118 Rapport du Conseil fédéral du 17.09.2010, « l’avenir des réseaux d’infrastructure nationaux en suisse » : <http://www.uvek.admin.ch/verkehrspolitikdesbundes/02759/02826/index.html?lang=fr &download=NHzLpZeg7t,lnp6I0NTU042l2Z6ln1ae2IZn4Z2qZpnO2Yuq2Z6gpJCDdn19 fmym162epYbg2c_JjKbNoKSn6A-->. 119 Stratégie nationale pour la protection des infrastructures critiques du 27.06.2012; cf. < <http://www.bevoelkerungsschutz.admin.ch/internet/bs/fr/home/themen/ski.parsysrelated 1.76002.downloadList.15795.DownloadFile.tmp/natstratski2012f.pdf>.

électricité, soit renforcée. A cet effet, des mesures permettant d’empêcher les graves indisponibilités doivent notamment être prises. La stratégie Réseaux électriques reprend les lignes d’action suivantes, prescrites pour le domaine des réseaux électriques par le rapport de la Confédération sur les infrastructures : Afin de réaliser une planification du réseau coordonnée à l’échelle de la Suisse et pour coordonner les divers acteurs impliqués (p. ex. cantons, Société nationale du réseau de transport, gestionnaires des réseaux de distribution, CFF et producteurs), certaines parties des lignes d’action 2 et 3 du rapport de la Confédération sur les infrastructures sont reprises (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 4, Coordination des acteurs pour l’identification des besoins et ch. 2.2, explications ad art. 9b et art. 22, al. 2bis [nouveau] LApEl). Grâce à l’établissement d’un aperçu géographique global du réseau électrique (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 5, Coordination supra-locale à long terme des réseaux électriques et aménagement du territoire et ch. 2.2, explications ad art. 9e [nouveau] LApEl) et l’introduction d’importants moyens auxiliaires pour améliorer la coordination territoriale, par exemple les zones réservées et les plans d’alignement visant à assurer la protection des territoires, respectivement des tracés (cf. ch. 2.1, explications ad art. 18 à 18d [nouveau] LIE), la ligne d’action 2 du rapport sur les infrastructures est reprise. Selon la ligne d’action 3 du rapport sur les infrastructures, le Conseil fédéral a la possibilité d’intégrer dans la liste des installations d’importance nationale également les projets figurant dans la liste des PIC (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 6, Réseaux électriques d’importance nationale et ch. 2.1, explications ad art. 15d [nouveau] LIE). Certaines parties des lignes d’action 2 et 4 du rapport d’infrastructure sont repris, puisque l’évaluation des variantes de corridor pour le niveau de réseau 1 donne lieu à une pesée des intérêts complète qui prend en compte les conséquences pour l’être humain, le territoire et l’environnement, les aspects techniques et les considérations microéconomiques et macroéconomiques (cf. ch. 1.2.2 ligne directrice 7, Interprétation des intérêts pour les projets de réseaux de transport). Désormais, outre les coûts d’exploitation et de capital d’un réseau sûr, performant et efficace, d’autres coûts visés à l’art. 15 LApEl doivent être imputables. Tel sera par exemple le cas des coûts liés à des mesures environnementales impératives. De plus, la limitation de droits de propriété par l’institution de servitudes sera dédommagée. Des parties des lignes d’action 2 et 5 du rapport d’infrastructure de la Confédération sont ainsi intégrées (cf. ch. 1.2.2 ligne directrice 10, Autres coûts imputables des projets de réseaux et ch. 2.2, explications ad art. 15, al. 2 et 3 [nouveau] LApEl).

4.2.3 Relation avec la stratégie de développement durable La Suisse a élevé le développement durable au niveau d’un objectif d’Etat à long terme. Le développement durable est ancré en plusieurs endroits dans la Constitution fédérale120, notamment dans l’art. 2 (But), qui concerne la raison d’être de la

120 RS 101.

Constitution. Le Conseil fédéral, qui s’emploie à remplir le mandat constitutionnel, formule ses intentions régulièrement depuis 1997 dans sa «Stratégie pour le développement durable»121. Cette stratégie constitue un cadre de référence pour comprendre le développement durable et sa mise en œuvre dans les divers domaines politiques de la Confédération et pour permettre aux cantons, régions, villes et communes de coopérer. La quatrième édition de la Stratégie pour le développement durable contient cinq lignes directrices, un bilan de l’action politique menée depuis 1992, un plan d’action remanié comprenant des mesures pour la législature en cours et des activités d’accompagnement qui visent à permettre une mise en œuvre efficace. Dans le domaine de l’énergie, le plan d’action 2012 – 2015 prévoit de réduire la consommation et d’encourager les énergies renouvelables 122. La SE 2050 étant l’une des mesures de ce plan d’action, le premier paquet de mesures contribue par conséquent à sa mise en œuvre123. La stratégie Réseaux électriques contribue à la stratégie pour le développement durable dans la mesure où elle prévoit de premières incitations pour les gestionnaires de réseau, qui reçoivent de petits budgets exclusivement voués à l’intégration d’innovations du domaine de la recherche appliquée dans les réseaux. A long terme, ce dispositif sert à améliorer l’intégration de la production décentralisée et dépendante de l’offre issue des énergies renouvelables (production provenant d’installations qui, selon l’offre d’énergie primaire, doivent produire en fonction des conditions météorologiques, en particulier les éoliennes et le photovoltaïque). Les gestionnaires de réseau peuvent ainsi réunir de premières expériences avec les nouvelles solutions techniques aux défis présents et à venir. Mais ceci ne signifie pas pour autant que les réseaux intelligents («smart grids») soient introduits à l’échelle nationale. L’OFEN élabore actuellement, à titre de base matérielle d’une telle introduction, la « feuille de route pour les réseaux intelligents » (Smart Grid Roadmap), qui esquisse le calendrier de telle introduction124.

4.2.4 Relation avec le Projet de territoire suisse Le Projet de territoire Suisse est un projet de la Confédération, des cantons, des villes et des communes dont le but est de réaliser une représentation commune du développement territorial du pays125. Ce projet n’est pas contraignant juridiquement, mais il constitue, pour les autorités à tous les niveaux, un instrument d’orientation lorsqu’elles planifient le milieu bâti, les infrastructures de transport et les infrastructures énergétiques, lorsqu’elles conçoivent les paysages ou qu’elles exercent d’autres activités qui ont une influence sur le territoire. L’idée directrice du Projet de territoire Suisse et de maintenir et de renforcer la diversité des espaces, la cohésion des régions et la compétitivité de la Suisse. Cinq objectifs découlent de cette idée directrice: renforcer la qualité du cadre de vie et la diversité régionale,

121 Stratégie pour le développement durable 2012 - 2015 du Conseil fédéral. Sous: <http://www.are.admin.ch/themen/nachhaltig/00262/00528/index.html?lang=fr>. 122 Plan d’action 2012 - 2015, ch. 2, sous: <http://www.are.admin.ch/themen/nachhaltig/00262/00528/04599/index.html?lang=fr>. 123 FF 2013 6771, en l’occurrence 6956 s.. 124 Cf. <http://www.bfe.admin.ch/smartgrids/index.html?lang=fr>. 125 Version remaniée de 2012, sous: <http://www.are.admin.ch/themen/raumplanung/00228/00274/index.html?lang=fr>.

ménager les ressources naturelles, gérer la mobilité, renforcer la compétitivité et encourager les collaborations. Pour atteindre ces objectifs, le Projet de territoire Suisse mise sur trois stratégies qui se complètent : La première stratégie doit permettre de créer des territoires d’action et de renforcer le polycentrisme des villes et des communes. La deuxième stratégie veut revaloriser le milieu bâti et les paysages. Grâce à une utilisation modérée du sol, à une densification de qualité et à la prise en compte précoce des paysages lors de la planification, il est possible de promouvoir la qualité de l’habitat et la diversité régionale, tout en préservant les ressources naturelles et les terres cultivables. La troisième stratégie vise à mieux coordonner les transports, l’énergie et le développement territorial. Elle veut principalement mieux coordonner l’urbanisation et les transports, garantir l’approvisionnement énergétique, assurer une bonne accessibilité régionale et internationale et définir un système de transport finançable. Pour le développement de l’économie et de la société, un approvisionnement sûr et efficace en énergie est essentiel. C’est pourquoi le Projet de territoire Suisse prévoit, entre autres, qu’il faudra des infrastructures destinées à la production énergétique, des réseaux d’énergie entre les sites de production et les lieux de consommation, de même que des infrastructures de stockage de l’énergie, que les terrains et les tracés souterrains et en surface nécessaires à l’exploitation seront protégés et que les synergies seront autant que possible exploitées. Ces objectifs doivent être réalisés, en coopération avec tous les niveaux de l’Etat, grâce à une coordination sur l’ensemble du territoire. Le Projet de territoire Suisse attribue à la Confédération en particulier le rôle de coordonner la planification des infrastructures énergétiques qui relèvent de sa compétence avec les intérêts de la protection du paysage. La stratégie Réseaux électriques reprend des objectifs importants de la deuxième et de la troisième stratégie du Projet de territoire Suisse. Fondamentalement, la stratégie Réseaux électriques vise à créer les conditions cadre d’une transformation et d’un développement en temps utile des réseaux électriques, ce qui représente une condition de base pour garantir à l’avenir un approvisionnement énergétique efficace. La coordination territoriale de projets de développement du réseau avec d’autres exigences posées au territoire est un objectif essentiel de la stratégie Réseaux électriques (cf. ch. 1.2.3.4). Dans le cadre de cette stratégie, d’importants instruments auxiliaires doivent être introduits pour améliorer la coordination territoriale, notamment l’établissement d’un aperçu géographique global du réseau électrique (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 13, Vue d’ensemble géographique du réseau électrique suisse, ch. 2.2, explications ad art. 9e [nouveau] LApEl), la possibilité de mesures de remplacement s’étendant à plusieurs niveaux de tension (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 9: Mesures de remplacement s’étendant à plusieurs niveaux de tension et ch. 2.1, explications ad art. 15b et 15i, al. 4 [nouveau] LIE) ou encore les zones réservées et les plans d’alignement visant à protéger des territoires ou des tracés (cf. ch. 2.1, explications ad art. 18 à 18d [nouveau] LIE). Grâce à l’introduction d’un facteur de surcoût et à l’enfouissement accru de lignes des niveaux de réseau 3 et inférieurs qui en découle, il s’agit de satisfaire davantage aux intérêts de la protection du paysage (cf. ch. 2.1, explications ad art. 15b, 15i, al. 4, et 15c [nouveau] LIE).

4.2.5 Relation avec la Conception Paysage suisse La conception Paysage suisse126, adoptée le 19 décembre 1997 par le Conseil fédéral, constitue de ce fait une base contraignante pour les tâches fédérales s’agissant de protection de la nature et du paysage. Cette conception formule une politique cohérente et fixe des objectifs généraux. Les plus importants de ces objectifs sont les suivants: valoriser l’eau dans le paysage, réserver des espaces libres pour la dynamique naturelle, préserver les habitats et reconstituer leurs réseaux et concentrer les infrastructures dans le territoire. En outre, les paysages fortement sollicités, en particulier les zones d’habitat, doivent être valorisés du point de vue écologique et rendus attractifs. Dans le domaine de l’énergie, la conception Paysage suisse prévoit que les installations de transport d’énergie doivent être mieux groupées, plus souvent enfuit et qu’elles doivent être coordonnées à un stade précoce avec les intérêts de la protection de la nature, du paysage et du patrimoine culturel.127 La Conception Paysage suisse prévoit explicitement l’élaboration d’une «Conception des lignes de transport d’énergie »à laquelle se réfère la planification des lignes de transport, qui doivent s’intégrer au mieux dans le paysage 128. Cette directive a été satisfaite par la création du plan sectoriel des lignes de transport d’électricité129. Le présent projet tient compte de cette préoccupation dans le cadre de la réforme de la procédure de coordination territoriale. La réservation des zones de planification pour les futurs projets de construction de ligne est effectuée au niveau fédéral par leur inscription dans le plan sectoriel des lignes de transport d’électricité, qui sera remplacé à moyen terme par un plan sectoriel des réseaux d’énergie (cf. ch. 1.2.3.4). En outre, la conception Paysage suisse est concrétisée par les nouvelles dispositions des art. 15b et 15i, al. 4 (nouveau) LIE. Selon ces dispositions, tant la réalisation d’une ligne aérienne que celle d’une ligne enfuie doivent en principe être envisagées à l’avenir pour toute construction d’une nouvelle ligne. Les dispositions légales déterminent quels aspects doivent être soupesés pour choisir la technologie de transport utilisable dans le cas d’espèce, le modèle d’évaluation pour les lignes de transport d’électricité130 servant de référence. Il est en outre prévu que les mesures de remplacement qui doivent être décidées, sur la base de la législation relative à l’environnement et des objectifs de la politique d’organisation du territoire, en raison de la réalisation de nouvelles lignes, doivent être exécutées dans la même zone de planification. Si des infrastructures sont regroupées ou démontées, il faut veiller à la proportionnalité des dépenses. Au cas où lesdites mesures peuvent apporter d’importants avantages, en particulier dans le domaine de l’environnement et du paysage, il se peut que même leur coût élevé ou certains inconvénients dans l’exploitation d’une nouvelle ligne soient jugés opportuns dans le cas d’espèce et après avoir pesé tous les intérêts. Dans de tels cas, les coûts supplémentaires sont

126 Conception Paysage suisse du 19.12.1997, partie I Conception et partie II Rapport, sous: <http://www.bafu.admin.ch/landschaft/00524/01671/02393/index.html?lang=fr>. 127 Conception Paysage suisse, partie II Rapport, Introduction, ch. 2. 128 Conception Paysage suisse, partie II Rapport, Objectifs et mesures, ch. 2. 129 Plan sectoriel des lignes de transport d’électricité (PSE) sous: <http://www.bfe.admin.ch/themen/00544/00624/index.html?lang=de&dossier_id=00795> (en allemand uniquement). 130 Modèle d’évaluation et Manuel, sous: <http://www.bfe.admin.ch/themen/00612/04482/index.html?lang=fr&dossier_id=05811>.

imputables aux coûts de réseau (cf. ch. 2.1, explications ad art. 15b et 15i, al. 4 [nouveau], LIE). Par ailleurs, en vertu de l’art. 15c (nouveau) LIE, les nouvelles lignes, le développement de lignes existantes et le remplacement de lignes vétustes des niveaux de réseau 3, 5 et 7 devront être exécutés à l’avenir par enfouissement des lignes, pour autant que cela soit tenu pour techniquement réalisable et qu’il n’en découle pas des coûts disproportionnés. La proportionnalité des coûts est donnée lorsque les coûts totaux de la réalisation et de l’exploitation d’une ligne souterraine ne dépassent pas d’un facteur déterminé (facteur de surcoût) les coûts totaux d’une variante de ligne aérienne techniquement équivalente. Cette réglementation doit entre autres permettre de préserver le paysage sur le long terme, puisqu’il faut éviter de favoriser certaines zones par rapport à d’autres, respectivement de créer des incitations à construire dans des zones particulièrement sensibles du point de vue de l’environnement (cf. ch. 1.2.2, ligne directrice 8, facteur de surcoût et ch. 2.1, explications ad art. 15c [nouveau] LIE).

5 Aspects juridiques 5.1 Constitutionnalité et légalité En vertu de l’art.89, al. 1, Cst., dans les limites de leurs compétences respectives, la Confédération et les cantons s'emploient à promouvoir un approvisionnement énergétique suffisant, diversifié, sûr, économiquement optimal et respectueux de l'environnement, ainsi qu'une consommation économe et rationnelle de l'énergie. En particulier, la sécurité d’approvisionnement doit être garantie. Le projet de stratégie Réseaux électriques est fondé sur la réglementation spécifique des compétences visée à l’art. 91 Cst., qui confère à la seule Confédération la compétence de réglementer le transport et la fourniture d’énergie électrique. Dans ce domaine, la Confédération dispose d’une compétence législative très étendue, qui lui permet par exemple de fixer des règles aux entreprises de la branche électrique, de prévoir des principes et des mesures visant la sécurité d’approvisionnement (comme le raccordement et l’obligation de livrer) et de réglementer le rapport entre le fournisseur d’électricité et son client (droits et obligations de part et d’autre)131. Toutes les questions qui s’y rapportent, dans les deux domaines du transport et de la fourniture, peuvent faire l’objet d’une réglementation. Mais les droits constitutionnels doivent être préservés: dans le présent contexte, il s’agit surtout de la garantie de la propriété et de la liberté économique. Celles-ci n’excluent pas d’être limitées, mais elles requièrent qu’une telle limitation soit soumise aux conditions des bases légales, de l’intérêt public et du principe de proportionnalité. En outre, toutes les mesures doivent respecter l’égalité de droit132. Le projet ne comporte pas de mesure qui s’oppose à la concurrence ou qui touche l’égalité de droit. La seule réglementation susceptible d’exercer une influence sur les droits constitutionnels est celle de l’art. 15b, al. 3 (nouveau), LIE. Cet article

131 René Schaffhauser dans: Ehrenzeller et. al., Commentaire saint-gallois de la Constitution fédérale, ch. 3 ad art. 91. Concernant le but de l’art 91 Cst., cf. «Message relatif à une nouvelle constitution fédérale» du 20.11.1996, FF 1997 I 1 ss, N dort 270. 132 Riccardo Jagmetti, dans: Schweizerisches Bundesverwaltungsrecht, tome VII. Energierecht, §6, N 6111, Bâle 2005.

réglemente la prise de mesures de remplacement, qui doivent être ordonnées, conformément à la législation sur la protection de l’environnement et aux objectifs de l’organisation territoriale, lorsque de nouvelles lignes sont réalisées. Une telle démarche, qui permet d’intervenir aux niveaux de réseau inférieurs au réseau à très haute tension, représente une atteinte à la garantie de la propriété des propriétaires de ces niveaux de réseau. Mais les conditions d’une telle intervention sont données: l’intervention s’appuie sur une base légale (LIE), elle repose sur l’intérêt public que constituent la protection du paysage et l’organisation territoriale et son application proportionnée est garantie, puisque l’article précise qu’une pesée complète des intérêts sera effectuée dans le cadre d’un examen global. Dans l’exercice de ses compétences au sens de l’art. 91 Cst., la Confédération doit tenir compte des domaines de réglementation du ressort des cantons. Cette remarque concerne en premier lieu l’aménagement du territoire et la protection de l’environnement. Les dispositions des nouveaux art. 15e à 15j et 18 à 18d LIE qui concernent l’aménagement du territoire sont compatibles avec la réglementation des compétences de l’art. 75 Cst. (aménagement du territoire), à l’instar de la LCdF et de la loi sur l’aviation (LA)133. En vertu de la compétence législative limitée aux principes, définie dans cette disposition constitutionnelle, la Confédération est habilitée à émettre des directives contraignantes qui montrent aux cantons avec quels objectifs, quels instruments, quelles mesures et quelles procédures ils doivent s’employer à assumer leur tâche d’aménagement du territoire. D’une autre côté, la Confédération peut fort bien, en fonction des tâches qui lui sont confiées (p. ex. transports ou énergie), arrêter des plans sectoriels et alimenter de leurs contenus les plans d’aménagement cantonaux134. L’art. 15d (nouveau) LIE du projet prévoit désormais une pondération de l’intérêt national attaché à l’approvisionnement en énergie électrique et de l’intérêt national inhérent aux installations du niveau de réseau 1. Il faut considérer ces principes dans le cadre d’une pesée des intérêts. De ce fait, ils ne constituent pas une contradiction au mandat de protection de la Confédération, défini à l’art. 78, al. 2, Cst. (Protection de la nature et du patrimoine). En effet, le libellé de la Constitution est clair: le mandat de protection doit toujours être concrétisé en rapport aux circonstances et dans le cadre d’une pesée des intérêts.

5.2 Compatibilité avec les obligations internationales de la Suisse Dans le domaine du droit de l’énergie et du commerce d’agents énergétiques, la Suisse est liée par divers traités et conventions bilatéraux et multilatéraux. Le Traité sur la Charte de l’énergie135, entré en vigueur en 1998, présente un lien avec la stratégie Réseaux électriques. Ce Traité oblige les parties contractantes, sous le titre «Transit» , à prendre les mesures nécessaires pour faciliter le transit des matières et produits énergétiques en conformité avec le principe de libre transit et sans distinction quant à l'origine, à la destination ou à la propriété de ces matières et produits énergétiques, ni discrimination quant à une formation des prix faite sur la

133 Loi fédérale du 21.12.1948 sur l’aviation (LA), RS 748.0. 134 Martin Lendi, dans: Ehrenzeller et. al., Commentaire saint-gallois de la Constitution fédérale de la Suisse, ch. 24 ad art. 75. 135 Traité sur la Charte de l’énergie, conclu à Lisbonne le 17.12.1994, entré en vigueur pour la Suisse le 16.04.1998, RS 0.730.0.

base de telles distinctions, de même que sans imposer de retards, de restrictions ou de taxes déraisonnables (art. 7, al. 1). En outre, les parties contractantes encouragent les autorités compétentes à coopérer à la modernisation des équipements de transport d’énergie et au développement et au fonctionnement des équipements de transport d’énergie desservant la zone de plus d’une partie contractante. De plus, l’interconnexion des équipements de transport d’énergie doit être facilitée (art. 7, al. 2). La stratégie Réseaux électriques est axée sur la réalisation et le respect de cette obligation internationale.

La Suisse négocie depuis 2007 avec l’UE sur un accord bilatéral dans le domaine de l’électricité. La priorité est donnée à l’amélioration des flux d’électricité transfrontaliers et à l’accroissement de la sécurité d’approvisionnement. A l’automne 2010, le Conseiller fédéral a élargi le mandat de négociation suisse à ce sujet. Ce mandat tient compte des récents développements du droit de l’UE (p. ex. le troisième paquet «marché intérieur»)136. A long terme, le mandat vise la conclusion d’un accord global sur l’énergie avec l’UE.

Ainsi, actuellement, aucun accord bilatéral avec l’UE ne crée d’obligation de conclure un accord dans le domaine des réseaux électriques. Mais dans la perspective de la conclusion d’un accord sur l’électricité avec l’UE, il faut éviter les conflits avec le droit de l’UE. Le projet a été examiné quant à sa compatibilité avec le droit de l’UE et il ne s’oppose pas matériellement à un accord sur l’électricité avec l’UE, dans la mesure où ce point peut être évalué du point de vue actuel (cf. ch. 1.4).

5.3 Forme de l’acte législatif Le projet contient d’importantes dispositions législatives qui, en vertu de l’art. 164, al. 1, Cst., doivent être édictées sous la forme d’une loi fédérale. Les modifications de la loi sur les installations électriques et de la loi sur l’approvisionnement en électricité surviendront donc dans le cadre de la procédure législative normale.

5.4 Délégation de compétences législatives A l’instar des lois existantes, la LIE modifiée et la LApEl modifiée contiennent diverses normes de délégation qui permettent, en vertu de l’art. 182 Cst., d’édicter des dispositions sous la forme d’ordonnance. Les pouvoirs de légiférer nouvellement introduits se limitent à un objet de réglementation déterminé et sont suffisamment concrétisés selon les contenus, le but et l’ampleur. Dans la LIE, les délégations se rapportent à l’édiction de dispositions de détail et de procédure lors de la mise en œuvre de mesures de remplacement s’étendant à plusieurs niveaux de tension (art. 15b, al. 3 [nouveau] LIE), à la détermination du facteur de surcoût (art. 15c, al. 2 [nouveau] LIE), à la possibilité de prévoir d’autres cas nécessitant un enfouissement (art. 15c, al. 3, [nouveau] LIE) ou permettant, à titre exceptionnel, de renoncer à l‘enfouissement (art. 15c, al. 4 [nouveau], LIE), à la désignation des installations électriques d’intérêt national (art. 15d, al. 3 [nouveau] LIE), aux

136 Sous: <http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/legislation/legislation_fr.htm>.

exceptions à l’obligation de fixer le projet dans un plan sectoriel (art. 15e, al. 2 [nouveau] LIE), à l’introduction de délais pour la procédure de plan sectoriel (art. 15f, al. 3 [nouveau] LIE) et à la détermination des exigences posées aux géodonnées à relever par l’OFEN (art. 26, al. 3 [nouveau] LIE). Dans la LApEl, la délégation se rapporte à la disposition visant les coûts d’exploitation et les coûts de capital imputables (art. 15, al. 3bis [nouveau] LApEl).

5.5 Protection des données Dans son activité, l’OFEN tient compte des droits de la personnalité garantis par la Constitution, qui sont concrétisés dans la loi fédérale sur la protection des données (LPD) 137. Selon l’art. 17 LPD, le traitement de données personnelles sensibles et de profils de la personnalité requiert une réglementation expresse d’une loi au sens formel. Le droit de l’OFEN de traiter des données personnelles, y compris des données sensibles concernant des poursuites ou des sanctions pénales dans les domaines expressément cités et de les conserver sous forme électronique est établi à l’art. 64 LEne.

Reprenant les propositions du présent projet, l’art. 26a (nouveau) LIE ancre l’obligation des exploitants de documenter leurs installations sous forme de géodonnées et de les mettre à la disposition de l’OFEN. Celui-ci en établit un aperçu global et le met à la disposition du public. Les données dont il s’agit ne sont pas des données sensibles au sens de l’art. 3, let. c, LPD. Les résultats des analyses sont publiés par l’OFEN, mais sous une forme ne permettant pas, selon le cours ordinaire des choses, d’identifier les personnes juridiques concernées. Les données peuvent également être utilisées à des fins d’évaluation statistique dans la mesure où les conditions définies à l’art. 22, al. 1, LPD sont remplies.

137 Loi fédérale du 19.06.1992 sur la protection des données (LPD), RS 235.1.

Table des abréviations

ACER Agence de coopération des régulateurs de l’énergie ARE Office fédéral du développement territorial CFNP Commission fédérale pour la protection de la nature et du paysage CHF Franc suisse Cst. Constitution fédérale de la Confédération suisse ct./kWh Centime par kilowattheure DEFR Département fédéral de l’économie, de la formation et de la recherche DETEC Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication ElCom Commission fédérale de l’électricité ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity (réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité) ESTI Inspection fédérale des installations à courant fort Hz Hertz IFP Inventaire fédéral des paysages, sites et monuments naturels d’importance nationale kV Kilovolt LApEl Loi sur l’approvisionnement en électricité LAT Loi sur l’aménagement du territoire LCdF Loi sur les chemins de fer LChP Loi sur la chasse LEaux Loi fédérale sur la protection des eaux LEne Loi sur l’énergie LFo Loi sur les forêts LEx Loi fédérale sur l’expropriation LGéo Loi sur la géoinformation LIE Loi sur les installations électriques LPE Loi sur la protection de l’environnement LPN Loi sur la protection de la nature et du paysage LTF Loi sur le Tribunal fédéral NPE Scénario «Nouvelle politique énergétique» (selon le message 13.074, du 4.09.2013, relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050) OApEl Ordonnance sur l’approvisionnement en électricité OAT Ordonnance sur l’aménagement du territoire OFEN Office fédéral de l’énergie

OFEV Office fédéral de l’environnement OGéo Ordonnance sur la géoinformation OLEI Ordonnance sur les lignes électriques OPIE Ordonnance sur la procédure d’approbation des plans des installations électriques ORNI Ordonnance sur la protection contre le rayonnement non ionisant PCF Scénario «Mesures politiques du Conseil fédéral» (selon le message 13.074, du 4.09.2013, relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050) PIC Projet d’intérêt commun PPA Scénario «Poursuite de la politique actuelle» (selon le message 13.074, du 4.09.2013, relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050)

SE 2050 Stratégie énergétique 2050 USP Union suisse des paysans V Volt