Modifications de l’ordonnance sur une réserve d’hiver | Lexipedia

Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK

28 juin 2023

Rapport explicatif concernant une modification de l’ordonnance sur une réserve d’hiver (OIRH)

1. Présentation du projet

1.1 Contexte

Le 25 janvier 2023, le Conseil fédéral a adopté l’ordonnance sur une réserve d’hiver (OIRH; RS 734.722). La présente révision vise à compléter la réserve hydroélectrique constituée dès l’automne 2022 par une réserve dite complémentaire. La réserve complémentaire est composée de groupes électrogènes de secours, d’installations de couplage chaleur-force (installations CCF) et de centrales de réserve (exploitées au gaz ou avec d’autres énergies fossiles). De telles centrales de réserve ont déjà été rendues opérationnelles pour l’hiver 2022/2023, notamment à Birr (canton d’Argovie). À l’avenir, d’autres centrales de réserve, le cas échéant entièrement nouvelles, pourraient venir s’y ajouter, y compris sur de nouveaux sites. L’OIRH prévoit, aujourd’hui déjà, la possibilité de lancer des appels d’offres pour de nouvelles centrales de réserve, afin qu’elles soient disponibles à temps pour la réserve. Toute la réserve d’électricité a été introduite par le Conseil fédéral par voie d’ordonnance, en vertu de l’art. 9 de la loi du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en électricité (LApEl, RS 734.7). Un ancrage dans la loi est toutefois nécessaire, et se fera, d’une part, dans la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, en cours de délibération au Parlement et, d’autre part – pour la réserve complémentaire, y compris les nouvelles centrales de réserve –, dans un projet de loi séparé.

1.2 Contenu principal de la réglementation

La présente révision de l’OIRH comporte peu de modifications, qui sont de deux ordres. Elle concerne, d’une part, des aspects plutôt techniques qui, pour des raisons pratiques, exigent des précisions supplémentaires dans les prescriptions de l’OIRH en vigueur. Elle vise, d’autre part, les appels d’offres déjà prévus pour des centrales de réserve existantes ou nouvelles. Tant qu’il manque la base légale pour de telles centrales dans le cadre de la réserve, une certaine insécurité subsiste à moyen terme en ce qui les concerne. Or, dans ce domaine, les projets doivent être lancés suffisamment à l’avance, car leur réalisation prend beaucoup de temps. C’est précisément la raison pour laquelle l’OIRH en vigueur prévoit la tenue d’appels d’offres à brève échéance, les premiers appels d’offres pour de tels projets étant prévus pour 2023. En raison de l’insécurité évoquée, le risque existe cependant qu’aucun investisseur ne souhaite participer aux appels d’offres. En effet, si la réalisation des installations et leur intégration à la réserve n’étaient pas souhaitées politiquement et devaient donc échouer, les responsables de projet auraient entrepris des travaux en vain et les coûts occasionnés ne seraient pas couverts. Au vu du contexte politique et pour assurer une certaine équité, il convient de prévoir une indemnisation pour ce cas de figure. Pour que les responsables de projet disposent de la sécurité dont ils ont besoin, l’OIRH est complétée par une disposition prévoyant la prise en charge de tels coûts. Il s’agit notamment des coûts pour les travaux d’élaboration de projets qui, en fin de compte, ne déboucheront pas sur une réalisation concrète. Ces coûts sont répercutés sur la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport, au même titre que les autres coûts générés par la réserve. La présente révision de l’OIRH inclut également une modification de l’instance qui procède aux appels d’offres pour de nouvelles centrales de réserve. Actuellement, une phase transitoire est prévue, pendant laquelle l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) est compétent, après quoi les appels d’offres seraient du ressort de la société nationale du réseau de transport (Swissgrid). Ce point est modifié et la compétence revient à l’OFEN pendant toute la durée de validité de l’OIRH, en vertu de l’art. 9 LApEl. Cette solution est à privilégier dans un premier temps en raison des autres incertitudes qui subsistent: les nouvelles centrales de réserve comportant une dimension politique et pouvant être

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controversées sur place, la Confédération sera mieux à même de gérer la situation que Swissgrid, du moins pendant les premiers temps. Le fait que la Confédération procède à des appels d’offres pour des centrales de réserve ne signifie pas qu’elle en fasse l’acquisition pour elle-même sous la forme d’un marché public ni que la réserve appartienne à la Confédération ou soit exploitée par cette dernière. De fait, la réserve constitue une partie (hors marché) du système d’approvisionnement, à laquelle sont intégrées des capacités de production additionnelles et de puissance supplémentaire provenant de centrales de réserve. La Confédération se chargera d’organiser les appels d’offres permettant d’obtenir ces capacités supplémentaires, comme elle l’a fait pendant l’été 2022. Du reste, un appel d’offres inclura aussi des installations autres que des centrales de réserve, ce qui est d’ores et déjà prévu par les dispositions de l’OIRH en vigueur (art. 14). La présente révision de l’OIRH est mise en consultation en même temps que le projet susmentionné visant à inscrire les centrales de réserve dans la loi. Les centrales de réserve en tant que telles sont traitées dans le projet de loi, tandis que la révision de l’OIRH porte uniquement sur la prise en charge d’un poste de coûts.

2. Conséquences financières, conséquences sur l’état du

personnel et autres conséquences pour la Confédération, les cantons et les communes L’OIRH prévoit aujourd’hui déjà des appels d’offres pour de nouvelles centrales de réserve. Les éventuels coûts notables occasionnés pour l’État relèveraient des appels d’offres eux-mêmes, et non de la nouvelle disposition de l’OIRH qui prévoit la prise en charge des coûts d’élaboration des projets et autres coûts similaires. Contrairement à ce qui était initialement prévu, l’OFEN demeure compétent pour les appels d’offres, ce qui lui occasionnera des coûts supplémentaires. Néanmoins, il faut relever qu’une part importante des coûts sont générés par le premier cycle d’appels d’offres, lequel aurait de toute façon été réalisé par l’OFEN. Qui plus est, s’agissant des appels d’offres ultérieurs, qui auraient relevé de la compétence de Swissgrid, l’OFEN aurait de toute façon dû apporter à celle-ci un soutien appuyé. En outre, avec le maintien de la compétence auprès de l’OFEN, des coûts pour les préparatifs et la réalisation des appels d’offres sont évités chez Swissgrid. Dans l’ensemble, la charge de travail et les coûts devraient être plus faibles.

3. Conséquences économiques, environnementales ou

sociales Les centrales de réserve ont des conséquences importantes dans plusieurs domaines, notamment l’aménagement du territoire et l’environnement, et elles génèrent des coûts considérables. Ces aspects relèvent toutefois du projet de loi mis parallèlement en consultation (voir ci-avant). La présente révision de l’OIRH peut, elle aussi, générer des coûts du fait de la compensation des coûts d’élaboration des projets qui ne seraient pas concrétisés si les instances politiques ne fixent pas des conditions-cadres autorisant la réalisation de nouvelles centrales de réserve et leur intégration à la réserve. Les coûts à prendre en charge seraient répercutés sur la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport. Il est difficile de les estimer. Il faut partir du principe qu’ils représenteront un peu plus de 50 millions de francs. Le transfert de compétence, en l’occurrence le maintien de la compétence auprès de la même instance, aura pour effet de réduire les coûts de façon générale.

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4. Commentaire des dispositions

Il convient tout d’abord de rappeler une information d’ordre général concernant l’OIRH: pour la réserve complémentaire en particulier, cette ordonnance prévoit uniquement le cadre contractuel de base. Dans la pratique, des contrats supplémentaires peuvent s’avérer nécessaires, par exemple entre Swissgrid et les exploitants, les participants à la réserve ou d’autres acteurs. Inversement, il n’est pas nécessaire que Swissgrid règle aussi par contrat ce dont la Confédération est déjà convenue avec les acteurs impliqués.

Art. 8, al. 2 et 5 Dans l’OIRH en vigueur, le concept d’appels d’offres pour les centrales de réserve comprend trois niveaux (art. 8, al. 1 et 2, et 13). Le niveau 2 (art. 8, al. 2) et le niveau 3 (art. 13) sont désormais réunis à l’art. 8, al. 2, et l’art. 13 est supprimé, car il n’y a plus de raison de faire une distinction. Les appels d’offres pour de nouvelles centrales (tels que prévus jusqu’à présent à l’art. 13) doivent être lancés suffisamment à l’avance, afin que les installations soient disponibles à temps pour être intégrées dans la réserve; en effet, les délais de réalisation sont longs (élaboration de projet, autorisation de construire, construction, raccordement au réseau, etc.). Le déplacement de la réglementation à l’art. 8 va de pair avec un changement dans la compétence de l’OFEN pour ce qui concerne les nouvelles centrales de réserve. L’OFEN sera désormais compétent non seulement pendant la phase d’introduction (art. 29), mais aussi pendant le reste de la durée de validité de l’OIRH. Selon l’art. 29, al. 2, de l’OIRH actuelle, la compétence est certes transférée à Swissgrid au 1er octobre 2023, soit avant l’entrée en vigueur de la révision. Mais dans les faits, il ne s’agit pas en l’occurrence d’une rétrocession de compétence à l’OFEN. En effet, le changement dans la compétence au 1er octobre est purement théorique et ne se concrétiserait de toute façon que plus tard. L’OFEN débutera peu avant cette date une série d’enchères (et la mènera jusqu’à son terme). Ainsi, aucune autre série d’enchères par Swissgrid ne sera nécessaire à court terme à partir du 1er octobre 2023. L’art. 29 sera obsolète à cette date, mais il n’est pas supprimé. L’al. 5 introduit une garantie financière pour les responsables de projets de centrales de réserve, afin qu’ils participent aux appels d’offres même si certaines incertitudes subsistent quant à la réalisation des installations et à leur intégration dans la réserve. La raison de ces incertitudes, et donc d’une éventuelle prise en charge des coûts, est d’ordre politique et se situe au niveau du législateur fédéral. Le cas de figure est le suivant: le législateur pourrait refuser de créer la base légale autorisant la réalisation de nouvelles centrales de réserve pour la réserve d’hiver. Les autres conditions-cadres ne seraient alors pas non plus mises en place pour permettre une telle réalisation. Il n’y a guère d’autres cas de figure susceptibles de déboucher sur une compensation des coûts. En effet, il n’est pas question ici des bases légales ou des conditions-cadres cantonales ou communales, notamment en matière d’aménagement du territoire. Les causes ne doivent pas être imputables aux responsables de projet eux-mêmes, dans le cas où ceux-ci poursuivraient des projets inadaptés ou dont il est clair d’entrée de jeu qu’ils ne pourront pas être autorisés. Il va de soi que les projets inadaptés auront en principe été préalablement écartés, puisqu’ils ne devraient pas recevoir l’adjudication. En raison de l’insécurité évoquée, une adjudication doit être octroyée avec les réserves qui s’imposent. L’OFEN est compétent pour décider, sur demande, si des coûts peuvent être compensés. La compensation concerne en premier lieu les coûts d’élaboration du projet, autrement dit les coûts de planification au sens large. Il peut aussi s’agir de coûts d’investissement survenant relativement tôt, par exemple pour l’acquisition d’une parcelle ou des acomptes versés aux fournisseurs. Le champ d’application de l’art. 8, al. 5, est limité sur le plan temporel. En outre, la compensation ne couvre pas n’importe quels frais, mais uniquement ceux qui sont justifiés selon des critères objectifs tant au niveau de la prestation que de son prix.

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Art. 11, al. 2, 2e phrase Une précision est nécessaire concernant la période de disponibilité. Comme jusqu’ici, l’ElCom doit pouvoir fixer une durée plus courte (al. 2, let. a). Pour l’une des centrales de réserve mises à disposition à brève échéance pour la réserve à l’hiver 2022/2023, une durée différente, encore inférieure, fait toutefois sens et est dès lors prévue dans le contrat correspondant. La let. b renvoie explicitement à l’accord visé à l’art. 8, al. 1. Il ne concerne donc que les installations qui étaient déjà sous contrat pour la réserve au 15 février 2023.

Art. 13

L’art. 13 peut être supprimé, car sa teneur, à savoir la possibilité de procéder à des appels d’offres pour de nouvelles centrales de réserve, est déplacée à l’intérieur de l’OIRH (art. 8, al. 2).

Art. 16, al. 1 et 1bis Pour les groupes électrogènes de secours, la durée de la période de disponibilité en vigueur jusqu’ici, calquée sur celle des centrales de réserve, s’est avérée inadaptée. Il faut fixer une période plus courte, car les limitations impactent plus fortement les groupes électrogènes de secours que les centrales de réserve. Une certaine flexibilité reste cependant nécessaire, ce que permet la possibilité, pour l’ElCom, de modifier cette durée. Étant donné que la durée fixée désormais à l’art. 16 est relativement courte, il faut aussi qu’il soit possible de la prolonger, et non seulement de la raccourcir. Une autre période de disponibilité pourrait aussi être appropriée pour les installations CCF. L’ElCom pourra fixer (d’entente avec l’OFEN), via une directive, une durée comme période de disponibilité générale. La période du 15 février au 30 avril n’est donc qu’indicative et il est bien sûr possible d’en diverger, de manière justifiée, de quelques semaines. De plus, il faut, pour les installations CCF également, la clause indiquant que l’ElCom peut modifier la durée en fonction de la situation durant un hiver donné. Il pourrait déjà y avoir, durant la durée de validité de l’OIRH, des appels d’offres pour une participation à la réserve régie par une réglementation ultérieure. Les durées fixées dans l’OIRH ne disent rien quant à la période de disponibilité à ce moment-là. Les durées pourront donc être différentes.

Art. 20, al. 1 L’art. 20 porte sur l’indemnisation en cas de recours à la réserve. L’indemnisation est alors versée en sus de la rémunération reçue pour la conservation ou de la rémunération pour la disponibilité. L’al. 1 se borne à établir le principe et est à présent légèrement raccourci. Les al. 2 et 3 précisent la règle pour les différentes parties de la réserve. Une indemnisation en cas de recours correspondant précisément à la quantité d’énergie prélevée n’est versée que dans le cas de la réserve hydroélectrique, comme le prévoit le renvoi à l’al. 2 (art. 2, al. 3, let. d). Pour ce qui est des installations faisant partie de la réserve complémentaire, en revanche, en cas de recours, ce sont les coûts occasionnés par le recours qui sont compensés (art. 20, al. 3). Dans ce cas, l’indemnisation se limite bien sûr à la réglementation fixée à l’al. 3; l’al. 1, qui mentionne simplement le principe, ne donne pas droit à une indemnisation supplémentaire (pas de double indemnisation). En conséquence, le versement de l’indemnisation conformément à l’al. 3 ne doit pas avoir lieu directement lors du recours à la réserve mais selon d’autres échéances appropriées précisées dans les contrats. Quant aux coûts fixes, ne découlant pas de l’utilisation des installations et faisant l’objet d’un dédommagement via la rémunération pour la disponibilité, il est ici utile de préciser que la prescription de l’art. 16, al. 3, prévoyant que la rémunération prend la forme d’un forfait dans les cas de regroupements (pooling), n’empêche pas une certaine flexibilité. Ainsi, comme l’application de

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montants forfaitaires est parfois compliquée, des investissements au niveau des installations peuvent, exceptionnellement, faire l’objet d’un dédommagement non forfaitaire.

Art. 22, al. 1, let. e à g Al. 1, let. e et f: il n’était pas possible, lors de l’édiction de l’OIRH, de prévoir tous les postes de coûts, ceux-ci apparaissant ultérieurement lors de l’exécution de la réserve d’électricité. Les premières expériences montrent que certains coûts sont presque inévitablement facturés à la Confédération en raison de la fonction de coordination qu’elle assume, avant tout via l’OFEN. Cela se constate par exemple dans certains cas pour les coûts de l’énergie d’ajustement (let. e), laquelle peut s’avérer nécessaire car la mise en service de centrales de réserve prend du temps, ces centrales étant habituellement inactives. Cela peut aussi arriver pour les groupes électrogènes de secours, avec un contrat en ce sens conclu avec les agrégateurs (lesquels, de leur côté, règlent également ce point dans leurs contrats avec les exploitants). D’autres coûts sont envisageables (let. f) et pourraient encore survenir à l’avenir, par exemple pour l’achat de gaz ou de pétrole ou pour d’éventuels dédommagements tels que ceux prévus à l’art. 23, al. 4. De par l’importante limitation aux coûts «nécessaires», seules des mesures dont le besoin est réel sont prises en charge (des peintures décoratives sur une paroi antibruit n’entreraient pas dans cette catégorie, par exemple) et des coûts trop élevés n’entreraient pas en ligne de compte. Il faut aussi mentionner ici le cas inverse, à savoir que les contrats avec la Confédération (ou avec Swissgrid) prévoient des remboursements de la part des exploitants (à ne pas confondre avec les remboursements visés à l’art. 23). Il va de soi que de tels moyens sont versés au fonds commun servant à financer la réserve d’électricité (art. 22, al. 2). C’est la seule solution correcte et d’ailleurs la seule solution possible. Al. 1, let. g: sont ici concernés les coûts qui, selon l’art. 13, al. 3, peuvent faire l’objet d’une compensation. Les coûts pour la prise en charge des frais mentionnés sont financés de manière identique aux autres coûts de la réserve d’électricité, à savoir principalement via la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport.