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Modification de la loi sur l’approvisionnement en électricité (réserve d’électricité)

Rapport explicatif sur l’avant-projet (projet mis en consultation)

28 juin 2023

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Condensé Les mesures décidées jusqu’à présent par le Conseil fédéral et le Parlement pour renforcer la sécurité d’approvisionnement de la Suisse sont importantes mais ne sont pas suffisantes. Il est essentiel du point de vue des risques pour l’approvisionnement en électricité, en particulier pendant les mois d’hiver, de pouvoir mettre à disposition de l’énergie supplémentaire en cas de besoin. C’est justement le rôle que doivent jouer les centrales thermiques en tant que partie intégrante de la réserve d’électricité.

Contexte Le 18 juin 2021, le Conseil fédéral a soumis au Parlement des mesures visant à renforcer la sécurité de l’approvisionnement en électricité en Suisse avec la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables. L’instauration d’une réserve d’électricité permettant de parer aux situations exceptionnelles telles que des pénuries ou des ruptures d’approvisionnement critiques constitue un élément important. Le Conseil national et le Conseil des États ont approuvé la base légale nécessaire à cet effet. Le Conseil fédéral part du principe que le Parlement adoptera la loi susmentionnée d’ici la session d’automne 2023 lors de son vote final. La base légale que devra décider le Parlement prévoit une réserve d’électricité qui repose sur des centrales hydroélectriques à accumulation, des accumulateurs et des baisses de consommation. Fort des expériences de l’hiver passé et en tenant compte des développements escomptés à l’échelle européenne et mondiale, le Conseil fédéral est d’avis que des centrales thermiques doivent venir compléter ces éléments.

Présentation du projet Le renforcement de la sécurité de l’approvisionnement en électricité implique que la Suisse constitue une réserve d’électricité. Celle-ci doit être formée d’une réserve hydroélectrique, de centrales de réserve, de groupes électrogènes de secours, d’installations de couplage chaleur-force (installations CCF), d’accumulateurs et de consommateurs finaux disposés à réduire leur demande. Cette réserve d’électricité sert d’assurance en cas de situations extraordinaires touchant l’approvisionnement en électricité, par exemple au niveau du marché de l’électricité ou des réseaux. Une utilisation de la réserve pour le marché de l’électricité est exclue. Il est toutefois possible, à titre exceptionnel, de recourir à la réserve d’électricité de manière anticipée afin de prévenir une future pénurie d’électricité en alimentant la réserve hydroélectrique en énergie supplémentaire. Les centrales de réserve doivent être exploitables avec au moins deux agents énergétiques différents (gaz et pétrole) afin de pouvoir assurer la redondance nécessaire en cas de pénurie simultanée dans l’approvisionnement en électricité et dans l’approvisionnement en gaz ou en pétrole. Par ailleurs, les centrales doivent être exploitées de manière à ne pas alourdir, dans l’ensemble, le bilan en matière de gaz à effet de serre.

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L’introduction de contributions d’investissement pour les centrales CCF dans la loi sur l’énergie constitue un autre élément du projet. La production supplémentaire d’électricité des installations CCF doit permettre de préserver la réserve hydroélectrique. Les installations encouragées doivent être exploitées au moyen de combustibles renouvelables. Si ce n’est pas le cas, leurs émissions de CO2 doivent être compensées. Les contributions d’investissement sont financées par le biais du supplément existant pour l’utilisation du réseau. Il faut de plus inscrire dans la loi sur l’énergie le mandat confié à l’Office fédéral de l’énergie d’informer le public des développements actuels concernant l’approvisionnement énergétique de la Suisse. Les données nécessaires pour cela doivent lui être livrées. Enfin, la Confédération doit avoir la possibilité de rembourser aux exploitants d’installations capables de fonctionner avec plusieurs agents énergétiques (appelées installations bicombustibles ou multicombustibles) les dépenses occasionnées s’ils passent à l’autre agent énergétique sur ordre de la Confédération, doivent pour cela acquérir des droits d’émissions de CO2 supplémentaires et subissent ainsi un préjudice financier excessif.

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1 Contexte

1.1 Nécessité d’agir et objectifs

La sécurité de l’approvisionnement en électricité est d’une importance cruciale pour la Suisse et est donc au premier rang des préoccupations du Conseil fédéral. Le risque d’une pénurie d’électricité est aujourd’hui reconnu comme le risque le plus important pour la Suisse, devant celui d’une pandémie. Outre les conséquences de la guerre en Ukraine, des capacités d’exportation en baisse dans les pays voisins, notamment, ont un effet défavorable sur le développement en Europe. Les risques en matière d’approvisionnement en électricité ont augmenté. Cela s’explique par exemple par une production plus faible de la force hydraulique en raison des conditions climatiques ou par la disponibilité limitée des centrales nucléaires en France. Fin 2021, déjà, la Commission fédérale de l’électricité (ElCom) recommandait au Conseil fédéral, dans son étude intitulée «Concept relatif à des centrales à gaz destinées à couvrir les charges de pointe pour assurer la sécurité du réseau dans des situations d’urgence exceptionnelles», d’initier la préparation de travaux en vue de mettre en place deux ou trois centrales de réserve, pour une puissance allant jusqu’à 1000 MW. Le Conseil fédéral mise sur quatre piliers pour renforcer la sécurité de l’approvisionnement en électricité: premièrement, le développement rapide des énergies renouvelables indigènes; deuxièmement, le développement d’une production d’électricité n’alourdissant pas, dans l’ensemble, le bilan en matière de gaz à effet de serre et dont la disponibilité est assurée en hiver; troisièmement, une réserve d’énergie comme premier mécanisme fonctionnant à titre d’assurance en dehors du marché de l’électricité pour parer aux pénuries exceptionnelles et, quatrièmement, la mise en place d’un deuxième mécanisme complémentaire à titre d’assurance permettant une production supplémentaire. Les trois premiers piliers figurent dans le projet de loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables1, projet datant du 18 juin 2021 et actuellement en discussion au Parlement. Compte tenu de la situation tendue en matière d’approvisionnement dans le domaine de l’électricité, le Conseil fédéral a décidé début 2022 d’anticiper la mise en place des troisième et quatrième piliers par voie d’ordonnance, afin que ceux-ci soient déjà disponibles à partir de l’hiver 2022/2023. Le 7 septembre 2022, il a adopté l’ordonnance sur l’instauration d’une réserve hydroélectrique2. Entrée en vigueur le 1er octobre 2022, celle-ci prévoit que les exploitants de centrales hydroélectriques à accumulation conservent, contre rémunération, une certaine quantité d’énergie. Le 25 janvier 2023, le Conseil fédéral a soumis cette ordonnance à une révision totale qui est entrée en vigueur le 15 février 2023 sous le nom d’«ordonnance du 25 janvier 2023 sur l’instauration d’une réserve d’électricité pour l’hiver (ordonnance sur une

5 La notion de « réserve d’énergie » utilisée dans le message est équivalente à celle de « réserve d’électricité », plus précise, utilisée dans le présent rapport, voir chap. 3.1.) 6 RS 734.7

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être compensé au moyen de l’énergie de réglage (par Swissgrid). Celle-ci est facturée aux groupes-bilan en tant qu’énergie d’ajustement. Dans des situations critiques, cette énergie d’ajustement peut être très coûteuse. Il est donc prévu que le Conseil fédéral puisse régler, au niveau des dispositions d’exécution, dans quels cas les coûts de l’énergie d’ajustement correspondants sont supportés par l’exploitant de la centrale et dans quels cas ils s’ajoutent aux coûts d’exploitation imputables du réseau de transport par le biais de l’indemnisation en cas de recours. Coûts pour la compensation des émissions de CO2 : C’est également par la rémunération pour l’utilisation du réseau que seront financés les coûts qui incombent aux exploitants de centrales de réserve, de groupes électrogènes de secours et d’installations CCF conformément à la législation sur le CO2 et aux dispositions d’exécution du Conseil fédéral pour la compensation des émissions de CO2 occasionnées par le recours à leur réserve. Ces frais font partie des coûts d’exploitation et sont en conséquence compensés par l’indemnisation en cas de recours à la réserve.

3) Encouragement des installations CCF Le 3 mai 2023, le Conseil national a accepté la motion 23.3022 «Garantie de l'approvisionnement en électricité en hiver grâce à des installations CCF», transmise par la Commission de l'environnement, de l'aménagement du territoire et de l'énergie du Conseil national (CEATE-N). Cette motion charge le Conseil fédéral d’inscrire dans le présent projet de loi l’encouragement des installations CCF. Cet encouragement a pour but de ménager les réservoirs d’eau existants. Les installations au bénéfice de l’encouragement ne doivent pas participer en même temps à la réserve, sur le modèle de l’art. 7, al. 3, OIRH.

1.2 Alternatives envisagées et solution retenue

Dans son rapport «Concept relatif à des centrales à gaz destinées à couvrir les charges de pointe pour assurer la sécurité du réseau dans des situations d’urgence exceptionnelles» du 30 novembre 2021, l’ElCom décrit plusieurs solutions alternatives aux centrales de réserve (ch. 3). Même si ces solutions sont susceptibles de réduire en partie les risques, l’ElCom considère que la mise à disposition de centrales de réserve est inévitable. Pour cette raison, le Conseil fédéral demande une extension et, dans le même temps, une modification des articles 8a, 15 et 15a LApEl, ainsi que l’ajout d’un nouvel article 8b à la LApEl . De plus, les deux nouveaux art. 19b et 49b doivent être intégrés dans la loi fédérale du 23 décembre 2011 sur le CO27, loi dont l’art. 32a est modifié et les art. 31a et 32b sont abrogés. Les modifications apportées à la loi fédérale du 30 septembre 2016 sur l’énergie (LEne)8 comprennent l’ajout des nouveaux art. 34a et 55a ainsi que la modification des art. 35, 36, 38 et 56 existants.

7 RS 641.71 8 RS 730.0

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1.3 Relation avec le programme de la législature et avec le plan

financier, ainsi qu’avec les stratégies du Conseil fédéral Bien que le présent projet ne soit pas explicitement mentionné dans le programme de la législature 2019 à 2023, il contribue notamment à l’objectif 16 (approvisionnement énergétique durable et sans faille et utilisation modérée du sol et des ressources naturelles) et à l’objectif 23 (sécurité et stabilité de l’approvisionnement énergétique et développement de la production indigène d’énergie renouvelable). Le projet n’est pas compris dans le budget 2023 assorti d’un plan intégré des tâches et des finances (PITF) 2024-2026 car il n’était pas encore prévu au moment de l’adoption dudit budget. Le projet complète la réserve d’électricité établie dans la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables. Cette réserve d’électricité contribue à maintenir en Suisse une sécurité élevée de l’approvisionnement en électricité, qui figure parmi les objectifs de la Stratégie énergétique 2050.

2 Comparaison avec le droit étranger, notamment européen

La réglementation proposée complète la réserve d’électricité existante, constituée pour prévenir des pénuries critiques durant l’hiver, en y ajoutant d’autres composantes (nouvelles centrales de réserve, groupes électrogènes de secours et installations CCF). En raison de l’absence d’accord sur l’électricité, le droit sectoriel de l’UE concernant l’électricité n’est pas applicable en Suisse. En principe, les mesures prévues ne sortent cependant pas du cadre des prescriptions du droit européen. En effet, l’art. 21, al. 3, du règlement (UE) 2019/9439 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 considère également que les réserves stratégiques constituées et gérées en dehors du marché habituel de l’électricité doivent servir d’instrument prioritaire pour prévenir les situations critiques sur le plan de l’approvisionnement. Il faut prendre en compte de manière appropriée, dans le dimensionnement de la réserve d’électricité, des analyses des besoins incluant les pays voisins, par exemple des études menées dans le cadre de la collaboration au sein du forum pentalatéral sur l’énergie (forum penta). Un examen approfondi de la structure et du dimensionnement de la réserve ferait donc partie des négociations si celles-ci devaient être reprises.

9 Règlement (UE) 2019/943/CE du Parlement européen et du conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, JO L 158 du 14.6.2019, p. 54.

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3 Présentation du projet

3.1 Nouvelles règles demandées

3.1.1 Réserve d’électricité

Un nouvel art. 8a doit être introduit dans la LApEl dans le cadre de la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables. Cette disposition prévoit qu’une réserve d’électricité est constituée chaque année, à titre d’assurance, pour parer aux situations exceptionnelles touchant par exemple de manière critique le marché de l’électricité ou les réseaux (al. 1). Conformément à la décision du 1er juin 2023 du Conseil des États, participent à la constitution de la réserve d’énergie, d’une part, à titre obligatoire, les exploitants des centrales à accumulation d’une capacité de stockage supérieure ou égale à 10 GWh qui conservent de l’eau, et d’autre part, sur appel d’offres, les exploitants de stockage ainsi que les gros consommateurs disposant d’un potentiel de réduction de la charge; ces participants à la réserve reçoivent une rémunération pour le stockage de l’énergie, respectivement pour la disposition à procéder à la réduction de la charge (al. 2). Le Conseil fédéral œuvre à l’élargissement de la réserve d’électricité pour les situations d’approvisionnement critiques en y incluant des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours et des installations CCF. Des prescriptions sont prévues concernant l’utilisation de la réserve et le recours à celle-ci, le volume d’énergie prélevé des réserves et l’ordre dans lequel elles sont utilisées. Sur la base de l’OIRH, l’ElCom a fixé dans une directive les interactions entre les parties de la réserve et le moment de la disponibilité opérationnelle des réserves10. Le type de situation de pénurie éventuelle et la disponibilité des différentes réserves d’électricité jouent un rôle important. Le Conseil fédéral peut imposer des valeurs cibles pour le dimensionnement des différentes parties de la réserve complémentaire. L’ElCom décide du dimensionnement concret. Il faut procéder au dimensionnement de manière séparée pour la réserve hydroélectrique et pour la réserve complémentaire. Cette dernière se compose des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours et des installations CCF. Une puissance allant jusqu’à 1000 MW au total a été fixée pour la réserve complémentaire dans l’actuelle OIRH. Les dimensions de la réserve d’électricité peuvent être modifiées en fonction de l’évolution de la situation. Le DETEC planifie pour cette raison une procédure par étapes afin de pouvoir tenir compte des nouveaux développements et y adapter le dimensionnement. Cela permet d’éviter de mettre en place, dans la réserve complémentaire, une puissance trop importante et donc coûteuse. Il est aussi prévu que la réserve complémentaire puisse exceptionnellement être utilisée de manière anticipée pour prévenir une future pénurie d’électricité en alimentant la réserve hydroélectrique en énergie supplémentaire (cf. art. 8a, al. 6, let. e, P-LApEl et art. 19, al. 3, OIRH). Cela peut s’avérer nécessaire lorsque le marché fonctionne encore mais qu’il est prévisible que l’énergie sera insuffisante pour couvrir l’approvisionnement en électricité jusqu’à la fin de l’hiver.

10 Cf. la directive 2/2023 de l’ElCom «Consignes pour le recours aux centrales de la réserve hivernale» (www.elcom.admin.ch > Documentation > Directives)

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L’ensemble des mesures déjà prises et celles encore à prendre en vue de la constitution de la réserve d’électricité doivent être coordonnées avec les mesures de la LAP. En cas de pénurie d’électricité grave, déclarée ou imminente, à laquelle l’économie ne peut remédier par ses propres moyens, le Conseil fédéral peut mettre en vigueur des mesures visées par la LAP afin de garantir l’approvisionnement. La LAP offre les bases légales permettant de mettre en œuvre une large palette de mesures différentes. Les instruments offerts par la réserve d’électricité et l’approvisionnement économique du pays interagissent de manière complémentaire et ne s’excluent dès lors pas mutuellement. Le présent projet permet au Conseil fédéral d’harmoniser de manière judicieuse les différents instruments. Réserve hydroélectrique Conformément aux actuelles discussions sur la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, les exploitants de centrales hydroélectriques à accumulation doivent obligatoirement participer à la constitution de la réserve hydroélectrique et percevront pour cela une indemnité forfaitaire modérée. Il ne doit donc plus y avoir d’appels d’offres pour la réserve hydroélectrique à l’avenir. La société nationale du réseau de transport conclura des contrats directement avec les exploitants. L’ElCom définit le dimensionnement de la réserve hydroélectrique. La réserve hydroélectrique est en principe dimensionnée de manière à pouvoir faire face à une situation de pénurie pendant quelques jours, en particulier à la fin de l’hiver. Centrales de réserve À ce jour, les centrales de réserve sont seulement prévues dans l’OIRH et ne sont pas mentionnées dans la LApEl ni dans la révision de cette dernière. Tandis que la réserve hydroélectrique se limite à conserver l’énergie dans des lacs de retenue, les centrales de réserve apportent, en tant que partie intégrante de la «réserve complémentaire», une puissance et une énergie supplémentaire dans le système électrique. Les centrales participant à la réserve peuvent fonctionner au gaz ou avec d’autres agents énergétiques. Les centrales de réserve sont utilisées uniquement pour la réserve et ne doivent pas produire d’électricité pour le marché. Une installation temporaire de l’entreprise General Electric (GE), d’une puissance de 250 MW, a été mise en service en mars 2023 à Birr (AG). La Confédération a en outre signé un contrat pour la centrale thermique existante du Groupe E SA sise à Cornaux (NE) et dont la puissance peut atteindre 36 MW. À l’instar de celle de Birr, cette centrale est exploitable en tant qu’installation bicombustible (gaz naturel ou huile de chauffage extra-légère). La troisième centrale de réserve, sous contrat jusqu’au printemps 2026, est la centrale à cycle combiné de CIMO (Compagnie industrielle de Monthey SA), qui fonctionne au gaz naturel et dont la puissance maximale est de 50 MW. Des appels d’offres seront organisés pour de nouvelles centrales de réserve. Le but est de trouver les sites et les exploitants les plus adéquats et d’acquérir la puissance nécessaire auprès des centrales au meilleur rapport coût/bénéfice. Le fait que les centrales de réserve ne soient prévues que dans l’OIRH est problématique à long terme. En effet, la durée de validité de cette ordonnance est limitée au 31 décembre 2026 (art. 30 OIRH). Par conséquent, passé cette date, la base légale et le financement pour les centrales de réserve actuelles disparaîtront et aucune

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nouvelle centrale de réserve ne pourra donc venir, en l’état, compléter les centrales existantes en cas de besoins supplémentaires qui pourraient se faire sentir lors des hivers prochains. La construction de nouvelles centrales de réserve est un projet de grande envergure tant sur les plans financier, de l’aménagement du territoire que du droit environnemental. Par ailleurs, les questions de sécurité d’investissement parlent également en faveur d’une réglementation légale explicite. Groupes électrogènes de secours et installations CCF Les groupes électrogènes de secours et les petites installations CCF ne sont, eux non plus, pas encore prévus par la LApEl (ni dans sa révision), mais, à ce jour, uniquement inscrits dans l’OIRH. L’appellation «Groupes électrogènes de secours » désigne aussi des moteurs à combustion stationnaires servant à produire de l’électricité. Selon l’ordonnance du 16 décembre 1985 sur la protection de l’air (OPair)11, les groupes électrogènes de secours ne peuvent être utilisés que 50 heures par an au maximum. Ces limitations impliquent, pour les groupes électrogènes de secours, des exigences moins strictes que pour les moteurs à combustion stationnaires dont la durée de fonctionnement dépasse 50 heures par an. Dans la mesure du possible, il faudrait que les groupes électrogènes de secours participant à la réserve d’électricité soient améliorés pour être au même niveau que les moteurs stationnaires. Cela requiert une mise à niveau technique pour correspondre aux moteurs à combustion stationnaires visés à l’annexe 2, ch. 82, OPair. L’utilisation de groupes électrogènes de secours et d’installations CCF peut contribuer au renforcement de la sécurité d’approvisionnement en électricité. Ces installations seront regroupées pour former un pool. Pour l’heure, la Confédération a conclu des contrats avec Axpo, CKW et BKW. En leur qualité d’agrégateurs, ces trois entreprises sont chargées de constituer une centrale de réserve nationale virtuelle, composée de groupes électrogènes de secours. Les détenteurs de ces derniers les mettent à disposition volontairement contre une indemnisation. Ils peuvent s’annoncer depuis l’automne 2022 auprès des agrégateurs. Le but est de conclure des contrats pour des groupes électrogènes de secours d’une puissance totale d’environ 280 MW (comme part de la réserve complémentaire pouvant atteindre 1000 MW). Le problème posé quant à la validité limitée de l’OIRH se pose de la même manière pour les groupes électrogènes de secours et les installations CCF. Réserve liée à une réduction de la consommation La réserve liée à une réduction de la consommation est déjà prévue à l’art. 8a du projet actuellement examiné par le Parlement concernant la révision de la LApEl. Suite à la consultation sur l’OIRH, à l’automne 2022, il a été demandé d’examiner si la mise aux enchères de la réduction de la demande était plus avantageuse à réaliser que le recours aux centrales de réserve pour assurer la sécurité d’approvisionnement, et si une telle mise aux enchères pourrait être mise en place en prévision de l’hiver 2023/2024. Plusieurs participants à la consultation ont aussi demandé que les charges

11 RS 814.318.142.1

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interruptibles soient utilisées en tant que réserve liée à une réduction de la consommation. Lors de l’examen mené par la suite, il s’est avéré que les règles nécessaires pour cela seraient très complexes, notamment s’il faut exclure des interactions négatives avec des mesures d’économie volontaires et des produits du marché. Des interactions négatives pourraient aussi apparaître avec des mesures d’efficacité et les mesures de la loi sur l’approvisionnement du pays. Le Conseil fédéral considère qu’il est plus efficace que la branche de l’électricité propose ce genre de produits sur le marché. Des règles en ce sens sont prévues dans la loi sur un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables (simplifications pour des tarifs dynamiques, conditions-cadres pour une réglementation des flexibilités). Le Conseil fédéral renonce donc, pour le moment, à ajouter dans l’OIRH une réserve liée à une réduction de la consommation. Allègements des prescriptions de l’ordonnance sur la protection de l’air et des prescriptions d’exploitation cantonales pour les centrales de réserve et les groupes électrogènes de secours Ainsi que l’ont montré les premières expériences réalisées lors de la constitution d’une réserve pour l’hiver 2022/2023 destinée à la production, différents obstacles s’opposent à la mise à disposition urgente d’électricité tant au niveau du droit fédéral que du droit cantonal. La plupart des valeurs limites en matière de gaz d’échappement et de bruit ne peuvent pas être respectées à moyen terme par les centrales thermiques de réserve (actuellement les trois installations de Birr, Cornaux et Monthey). Ainsi la centrale de réserve de Birr (AG) ne respecte pas certaines valeurs limites de l’OPair. Compte tenu d’une pesée des intérêts en faveur de la disponibilité opérationnelle, les valeurs limites ont dès lors été adaptées dans l’autorisation d’exploitation du 22 décembre 2022 établie par le DETEC, en dérogation à l’OPair. Les groupes électrogènes de secours sont confrontés au fait que l’OPair prescrit une limitation générale de leur durée d’exploitation de 50 heures par an au maximum. À cela s’ajoute que différentes dispositions cantonales ont réduit cette durée maximale autorisée. La limitation de la durée d’exploitation a été abrogée dans l’ordonnance du 21 décembre 2022 relative à l’exploitation de centrales de réserve et de groupes électrogènes de secours en cas de pénurie déclarée ou imminente12 (ordonnance qui n’est plus en vigueur) sur les plans fédéral et cantonal afin de permettre aux groupes électrogènes de secours participant à la réserve complémentaire d’être tout de même mis en service en cas d’urgence. Ces deux exemples illustrent que selon les cas, le Conseil fédéral a besoin d’instruments juridiques pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en électricité et permettre l’exploitation de centrales de réserve et de groupes électrogènes de secours. Pour l’instant, les exceptions nécessaires se fondent sur l’art. 32, al. 1 et 2, let. a, et sur l’art. 34 LAP. Avec le nouvel art. 8b, al. 4, let. f, LApEl, le Conseil fédéral doit pouvoir s’appuyer à l’avenir sur une réglementation sectorielle se référant spécifiquement aux centrales de réserve, aux groupes électrogènes de secours et aux

12 RS 531.66

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installations CCF participant à la réserve d’électricité. Toutefois, il en fera usage avec retenue et uniquement de manière temporaire.

3.1.2 Encouragement d’installations CCF

Les installations CCF peuvent contribuer à produire de l’électricité en hiver. C’est pourquoi leur développement doit être encouragé à l’aide de contributions d’investissement d’un montant maximal de 20 millions de francs par an, afin de pouvoir ménager la réserve hydroélectrique grâce à cette production d’électricité supplémentaire. Les installations encouragées doivent être exploitées au moyen de combustibles renouvelables, ou, à défaut, leurs émissions de CO2 doivent être compensées. Le financement s’effectue par le biais du fonds alimenté par le supplément et requiert 0,04 des 2,3 ct./kWh. Le supplément sur le réseau n’augmente pas. Comme les installations CCF produisent simultanément de la chaleur, l’encouragement proposé pour ces installations est soumis à la condition que la chaleur sera obligatoirement utilisée (et donc prélevée). Cela présuppose que les installations soutenues soient exploitées en mode «chaleur», et donc utilisées exclusivement en fonction du besoin en chaleur des consommateurs. L’électricité ainsi produite est injectée dans le réseau public ou utilisée pour couvrir les propres besoins en électricité. La situation est différente pour les installations CCF utilisées comme centrales de réserve, qui doivent être exploitées en mode «électricité», en fonction des valeurs de la demande en électricité. L’installation peut ainsi fournir une prestation utile au réseau, qu’il s’agisse de la participation au marché de l’énergie de réglage ou du stockage d’énergie en tant que centrale de réserve. Dans le cadre de l’encouragement des installations CCF, il a été renoncé à un examen approfondi d’une possible utilisation des technologies de captage et de stockage du CO2 (Carbon Capture et Storage, CSC). De telles installations pourront à l’avenir utilisées lorsque les émissions de CO2 ne peuvent entièrement être évitées, comme cela est le cas de la combustion des déchets dans les usines d’incinération des ordures ménagères (UIOM). Cette technologie n’est toutefois pas encore suffisamment mûre pour être mise sur le marché. L’Association suisse des exploitants d’installations de traitement des déchets a conclu avec la Confédération un accord de branche la dispensant de participer au système d’échange de quotas d’émission (SEQE), accord qui l’oblige à investir dans le déploiement de technologies CSC jusqu’en 2030. En règle générale, les UIOM injectent la chaleur qu’elles produisent dans des réseaux de chaleur à distance équipés de chaudières fonctionnant avec des énergies fossiles et destinées à couvrir la charge de pointe; grâce à l’encouragement prévu, ces chaudières pourront être remplacées par des installations CCF qui n’alourdissent pas, dans l’ensemble, le bilan en matière de gaz à effet de serre.

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3.1.3 Information du public concernant l’approvisionnement actuel

en électricité Par une autre modification de la LEne, l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) doit être mandaté pour informer le public de la situation actuelle et des développements en cours de l’approvisionnement énergétique de la Suisse. Cela comprend notamment l’information sur les indicateurs importants de la sécurité d’approvisionnement tels que la consommation et la production d’énergie. Ce faisant, la population et l’économie reçoivent des informations à jour concernant la situation de l’approvisionnement en énergie en Suisse en général ainsi que sur la transformation en cours de l’approvisionnement en énergie. Pour ce qui est de la sécurité d’approvisionnement, la population et l’économie peuvent ainsi être sensibilisées aux mesures nécessaires d’économie d’énergie. Pour que cette mission d’information puisse être menée à bien, l’OFEN doit disposer d’un accès complet aux données correspondantes. Une base de données de bonne qualité est par ailleurs importante en particulier en situation de crise ou à ses prémisses. Elle permet au Conseil fédéral et à l’administration fédérale d’évaluer de manière fondée la situation de l’approvisionnement, l’efficacité des mesures prises et la nécessité d’agir. Elle lui permet aussi de montrer l’efficacité des efforts fournis par la population et l’économie. Aujourd’hui, les bases légales pour l’accès aux données sont rares, raison pour laquelle l’OFEN compte sur les initiatives volontaires des acteurs concernés. Les travaux concernant le dashboard de l’énergie de la Confédération, notamment, ont montré que la situation actuelle n’est pas favorable à un accès efficace et rapide aux données13.

3.1.4 Indemnisation des coûts pour l’achat de droits d’émissions de

CO2 supplémentaires Enfin, le projet de loi prévoit que la Confédération peut indemniser les exploitants d’installations capables de passer d’un agent énergétique à un autre (appelées installations bicombustibles ou multicombustibles) pour les dépenses occasionnées, s’ils passent à l’autre agent énergétique sur ordre de la Confédération, doivent pour cela acquérir des droits d’émissions de CO2 supplémentaires et subissent ainsi un préjudice financier excessif. Ce point concerne notamment un passage du gaz au pétrole.

3.2 Coordination des tâches et de finances

Compte tenu des coûts attendus, selon l’Office fédéral de la protection de la population, en cas de pénurie d’électricité (cf. Ch. 5.5), les dépenses pour la présente procédure législative ainsi que pour la mise en œuvre des nouvelles dispositions légales et les coûts qui en découleront pour la population et l’économie sont acceptables.

13 www.energiedashboard.admin.ch

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3.3 Questions de mise en œuvre

Concernant les prescriptions d’exécution pour la réserve d’électricité, il est possible de se référer à l’OIRH en vigueur. Les dispositions de celle-ci devront cependant être actualisées après l’entrée en vigueur de la révision en cours de la LApEl et du présent projet.

4 Commentaire des dispositions

4.1 Loi sur l’approvisionnement en énergie

Remplacement d’une expression L’art. 8a LApEl utilise l’expression «réserve d’énergie». Ce terme doit être remplacé dans le projet de loi par le terme «réserve d’électricité», plus précis. Ce dernier a déjà été utilisé dans l’OIRH et, par conséquent, dans la pratique (notamment par Swissgrid). Cette modification est purement rédactionnelle.

Art. 8a, al. 2, let. b, al. 2bis, al. 2ter, al. 3 et al. 6, let. h L’art. 8a contient les principales prescriptions concernant la réserve d’électricité. Jusqu’à présent, il réglait la constitution d’une réserve d’électricité à partir d’une réserve hydraulique, d’une réserve de stockage et d’une réserve liée à une réduction de la consommation. L’adaptation de l’al. 2, let. b, permet de compléter la réserve avec des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours et des installations CCF (ch. 2). En ce qui concerne la réserve liée à une réduction de la consommation, l’al. 2bis précise que cette réserve ne fera forcément partie de la réserve d’électricité, c’est une option dont décidera le Conseil fédéral. La sélection des participants se fait en principe par le biais d’appels d’offres, conformément à la let. b, indépendamment de la réserve hydroélectrique constituée à titre obligatoire (al. 2, let. a). Le nouvel art. 8b prévoit cependant deux exceptions. Premièrement, le DETEC peut, dans certaines circonstances, obliger les exploitants de centrales de réserve à participer (al. 2). Deuxièmement, le Conseil fédéral peut fixer une autre procédure pour désigner les participants à la réserve (al. 4, let. b). Néanmoins, le Conseil fédéral peut bien entendu décider de la manière exacte de procéder aux appels d’offres. Quant à la manière de les gérer, il peut par exemple être judicieux d’organiser un appel d’offres commun pour les centrales de réserve et les grandes installations CCF, d’un côté, et pour les groupes électrogènes de secours et les petites installations CCF, de l’autre. En principe, le Conseil fédéral cherchera à réaliser un appel d’offres aussi ouvert que possible à l’égard de la technologie. L’al. 2ter explique que la participation à la réserve complémentaire est rémunérée, à la différence de la participation obligatoire à la réserve hydroélectrique, qui ne permet de percevoir qu’une indemnisation forfaitaire modérée (al. 6, let. c). Alors que les exploitants de centrales de réserve, de groupes électrogènes de secours et d’installations CCF reçoivent une rémunération pour la disponibilité, les exploitants de stockage ont droit à une rémunération pour le stockage et les participants d’une

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éventuelle réserve liée à la réduction de la consommation ont droit à une rémunération pour leur disposition à réduire leur consommation. Ces rémunérations (pour la disponibilité, le stockage ou la disposition à réduire la consommation) sont normalement établies sur la base des appels d’offres et versées via la société nationale du réseau de transport (ou préfinancées par celle-ci puis refinancées par le biais des coûts d’exploitation imputables du réseau de transport). Ces rémunérations couvrent en quelque sorte les coûts de la participation à la réserve d’électricité qui ne dépendent pas du fait que la réserve ait été utilisée ou pas. Elles doivent être distinguées des indemnisations en cas de recours visées à l’al. 6, let. e. La modification apportée à l’al. 3 est d’ordre purement rédactionnel et due au fait que la réserve liée à la réduction de la consommation est désormais mentionnée au nouvel al. 2bis. À l’al. 6, let. h, l’autorité réglementaire est habilitée à coordonner l’utilisation de la réserve d’électricité avec des mesures en matière d’approvisionnement économique du pays. Il ne sera cependant pas possible de fixer avec exactitude la succession des différents instruments dans le temps. Dans la réserve d’électricité, cet ordre sera défini par la marche à suivre concernant le recours à la réserve, qui sera fixée par l’ElCom (cf. art. 8a, al. 5, 2ème phrase). Le Conseil fédéral prend, lui, des mesures en matière d’approvisionnement économique à la demande du délégué à l’approvisionnement économique du pays. Il n’existe pas de scénario précis en la matière; ces mesures seront ordonnées en fonction d’une évaluation de la situation et renforcées ou allégées si la situation ou son évaluation se modifie. En s’appuyant sur la let. h, le Conseil fédéral pourrait cependant veiller, au moins ponctuellement, à ce que les différents instruments soient utilisés en fonction de leur intensité d’intervention, afin d’éviter tout excès et de recourir au moyen impactant le moins l’environnement, l’économie et les particuliers concernés. En cas de pénurie grave d’électricité, il sera nécessaire d’utiliser la réserve d’électricité pour éviter les mesures prévues dans la LAP en matière de gestion de la demande (notamment les restrictions et les interdictions d’utiliser certains appareils, des mesures de contingentement ou le délestage du réseau) ou pour en réduire au minimum les conséquences. Un recours anticipé à la réserve pourrait notamment aussi s’avérer utile lorsqu’une pénurie est imminente (cf. art. 8a, al. 6, let. e P-LApEl et art. 19, al. 3, OIRH). Le cas extrême d’une pénurie marquée d’électricité pourrait conduire à ce que, dans le cadre de l’approvisionnement économique du pays, certaines parties de la réserve d’électricité soient (également) placées sous l’autorité de l’Organisation pour l’approvisionnement en électricité en cas de crise (OSTRAL) au moyen d’une gestion centrale de la demande. Malgré la marche à suivre concernant le recours à la réserve fixée par l’ElCom, Swissgrid y aurait ainsi directement accès, en tant que service opérationnel central de la gestion de l’offre de l’OSTRAL. De la même manière, il est envisageable que des mesures de contingentement de la consommation permettent de recourir à la réserve liée à une réduction de la consommation.

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Art. 8b Dispositions pour la participation de centrales de réserve, de groupes électrogènes de secours et d’installations CCF à la réserve d’électricité L’al. 1 contient deux règles essentielles pour la participation de centrales de réserve. La première interdit aux exploitants de centrales de produire de l’énergie directement pour le marché. Les effets négatifs sur l’environnement dus à l’utilisation d’agents énergétiques fossiles sont ainsi réduits autant que possible. L’utilisation des générateurs afin de maintenir la tension du réseau est par contre envisageable, à condition que la disponibilité de la réserve ne s’en trouve pas limitée. La deuxième exige que les exploitants de centrales assurent une disponibilité maximale ou garantissent la mise à disposition de leurs centrales. Cela contribue pour ainsi dire à la résilience de la réserve d’électricité. Il est en effet tout à fait possible qu’une situation critique de l'approvisionnement en électricité et une pénurie de l’approvisionnement en gaz aient lieu simultanément. Sur la base de cette prescription, le Conseil fédéral peut, en tenant compte du principe de neutralité à l’égard de la technologie, fixer des exigences plus conformes à la possibilité, prévue à l’art. 8a, al. 2, let b, ch. 2, de passer à des agents énergétiques alternatifs (par ex. mazout, hydrogène, bois). Il faut aussi souligner qu’on ne peut bien sûr parler d’une «disponibilité élevée» de la centrale au sens de l’art. 6, al. 2, let. b, de l’OIRH que si celle-ci est reliée au réseau électrique dans la zone de réglage Suisse. Les participants à la réserve sont en principe déterminés au moyen d’appels d’offres. L’al. 2 donne cependant au DETEC la possibilité d’obliger par voie de décision les exploitants de centrales de réserve qui s’y prêtent à participer à la réserve d’électricité. Le DETEC détermine la durée de la participation obligatoire et fixe la rémunération pour la disponibilité destinée à l’exploitant. Cette obligation présuppose que le dimensionnement visé de la réserve d’électricité (art. 8a, al. 3) n’est pas atteint (à temps) ou que les offres soumises dans les appels d’offres ne proposent pas des prix appropriés. Mais même si l’une de ces deux conditions est remplie, le DETEC n’est pas forcément tenu de le faire. Il s’agit d’une disposition potestative. L’al. 3 oblige les exploitants des conduites concernées à fixer de manière transparente des conditions adaptées pour l’utilisation des conduites par les centrales de réserve. Cette disposition est nécessaire car la rémunération pour l’utilisation du réseau pour la distribution du gaz peut être un facteur de coûts important (cf. également art. 12 OIRH). Comme les centrales de réserve ne sont utilisées que dans des cas exceptionnels, leurs exploitants dépendent de produits appropriés à court terme. En cas de litige, l’OFEN décide des conditions d’utilisation du réseau conformément à l’obligation de transport prévue à l’art. 13 de la loi du 4 octobre 1963 sur les installations de transport par conduites14. L’al. 4 répond au besoin de réglementation au niveau de l’ordonnance. La let. a sert de base aux dispositions de l’ordonnance, telles que celles de l’art. 6, al. 1 et 3, let. a, OIRH. Let. b: Le choix des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours et des installations CCF qui participent à la réserve d’électricité s’effectue par le biais

14 RS 746.1

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d’appels d’offres menés par la société nationale du réseau de transport (cf. art. 8a, al. 2, let. b). Conformément à la let. b, le Conseil fédéral peut prévoir des exceptions, éventuellement limitées à certaines catégories de participants à la réserve (p. ex. des petites installations CCF). Premièrement, il peut imposer l’obligation de mener des appels d’offres au DETEC, ce dernier pouvant à son tour déléguer cette tâche à l’OFEN dans le cadre de l’organisation de l’administration. Deuxièmement, le Conseil fédéral peut mettre en place une procédure alternative, y compris la répartition des compétences. Il s’agit en principe d’appels d’offres. Mais là où cela semble opportun (aussi) du point de vue de l’efficacité des coûts, cela peut consister par exemple en une procédure sur invitation. Il serait envisageable pour les groupes électrogènes de secours que des produits standards soient prédéfinis et que les milieux intéressés y réagissent. Let. c: En ce qui concerne les groupes électrogènes de secours, les installations CCF et les consommateurs finaux, le Conseil fédéral peut, sur la base de cette disposition et pour des raisons d’exécution, prévoir que des agrégateurs (aussi appelés «poolers») soient tenus d’intervenir comme lien entre la société nationale du réseau de transport compétente pour le recours à la réserve et les participants à la réserve (art. 7, al. 1, OIRH). À cet égard, il est aussi possible de prévoir dans le cadre des prescriptions d’exécution que ce soient les agrégateurs qui participent à l’appel d’offres. Let. d: Le Conseil fédéral peut soumettre la participation des installations CCF et des groupes électrogènes de secours à la réserve d’électricité à d’autres conditions. L’art. 7, al. 3, OIRH prévoit donc que leur participation n’est possible que s’ils mettent à disposition des capacités de production supplémentaires, s’ils mettent, durant la période de disponibilité, leurs capacités de production exclusivement à la disposition de la réserve d’électricité et s’ils n’ont pas déjà reçu un soutien financier de la part des pouvoirs publics (p. ex. contributions d’investissement) pour la production d’électricité (cf. également nouvelle disposition de l’art. 34a LEne). De telles conditions figurent déjà à l’art. 7, al. 2, OIRH pour les groupes électrogènes de secours. La let. e sert de base aux dispositions prévues à l’art. 7, al. 4, OIRH ainsi qu’à l’art. 41, al. 1ter et 3 et à l’art. 146w de l’ordonnance du 30 novembre 2012 sur le CO215. Ces dernières prévoient que les centrales de réserve sans exception doivent participer au SEQE. Pour les groupes électrogènes de secours ou les installations CCF, il est prévu soit qu’ils participent au SEQE, soit qu’ils doivent entièrement compenser les émissions de CO2 dues au recours à la réserve d’électricité via la remise d’attestations internationales Let. f: comme expliqué au chapitre 3, les premières expériences pour la constitution d’une réserve de production pour l’hiver 2022/23 ont montré que différents obstacles susceptibles d’empêcher un approvisionnement en électricité de manière urgente subsistent aussi bien dans le droit fédéral que cantonal. La norme de délégation figurant à la let. f consiste en une solution d’assurance en cas d’évènement difficilement prévisible nécessitant la mise en œuvre rapide de mesures limitées dans le temps. Contrairement à la période à laquelle l’ordonnance du 21 décembre 2022

15 RS 641.711

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relative à l’exploitation de centrales de réserve et de groupes électrogènes de secours en cas de pénurie déclarée ou imminente16 a été adoptée, nous disposons pour les prochains hivers de plus de temps pour mettre en œuvre des mesures de protection de l’environnement. Les conditions restrictives telles qu’elles sont inscrites aux ch. 1 et

2 font donc de la let. f une solution de dernier recours. C’est au niveau des

prescriptions d’exécution et de l’application concrète du droit qu’il convient de veiller à ce que la norme ne soit utilisée que si cela est indispensable pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en électricité. Le champ d’application de la norme de délégation est par ailleurs limité à l’OPair et aux prescriptions d’exploitation cantonales; le droit en vigueur relatif à la protection contre le bruit offre déjà suffisamment de marge de manœuvre. Les allègements accordés, selon les cas, doivent être proportionnés et limités dans le temps. Let. g: en s’appuyant sur cette norme de délégation, l’autorité réglementaire peut notamment exiger le démantèlement de centrales de réserve (p. ex. rétablissement de la situation antérieure du site) et prévoir que ces coûts soient également financés par la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport. Dans le cadre des prescriptions d’exécution fixées à l’al. 5, de telles prescriptions peuvent également s’appliquer aux centrales de réserve déjà existantes lors de l’entrée en vigueur des nouvelles dispositions si, conformément à ces dernières, ces centrales continuent de faire partie de la réserve. Let. h: L’énergie d’ajustement (art. 4, al. 1, let. eter) peut aussi être un facteur de coûts important, en particulier pour les centrales de réserve. Comme elles ne sont utilisées qu’à titre exceptionnel, cela peut donner lieu à des retards dans la mise en service et à des écarts par rapport au programme prévisionnel. Le Conseil fédéral peut par conséquent régler dans quels cas l’énergie d’ajustement est financée par la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport (par le biais de l’indemnisation en cas de recours à la réserve, cf. art. 20, al. 3, OIRH), comme c’est le cas pour les autres coûts de la réserve d’électricité (cf. art. 15a, al. 1, let. c) et dans quels cas l’exploitant de l’installation doit en assumer les coûts. Al. 5: L’utilisation des centrales de réserve existantes à Birr (AG), Cornaux (NE) et Monthey (VS) et de celles qui doivent être incluses par appel d’offres à la réserve d’électricité sur la base de l’OIRH dure jusqu’au 31 mai 2026 au plus tard (cf art. 6, al. 4, OIRH). L’al. 5 permet au Conseil fédéral de disposer d’une marge de manœuvre lorsqu’il décide dans quelle mesure et sous quelles conditions les installations concernées peuvent continuer à faire partie intégrante de la réserve d’électricité.

Art. 15, al. 2 L’imputabilité des coûts de la réserve d’électricité est désormais réglée à l’art. 15a, al. 1, let. c.

16 RS 531.66

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Art. 15a, al. 1, let. c Al. 1, let. c: Les coûts de la réserve d’électricité sont en principe couverts par la rémunération pour l’utilisation du réseau, qui est due pour l’utilisation du réseau de transport. Celle-ci est répercutée sur l’ensemble des consommateurs d’électricité du pays. Comme le souligne explicitement le ch. 1, les coûts comprennent la rémunération prévue pour les acteurs participant à la réserve d’électricité. En ce qui concerne l’indemnisation en cas de recours à la réserve, il convient de procéder à une distinction. Si le recours est dû à l’absence d’équilibre du marché (cf. art. 8a, al. 5), c’est-à-dire la situation normale dans laquelle la réserve est utilisée, les coûts pour le recours sont imputés, par le biais d’un supplément, aux groupes-bilan ayant conduit au recours à la réserve (cf. art. 8a, al. 6, let. f). Dans les autres cas, le recours est en revanche couvert par la rémunération pour l’utilisation du réseau via Swissgrid. Les autres coûts couverts par la rémunération pour l’utilisation du réseau comprennent notamment les forfaits pour prestations (art. 22, al. 1, let. d, OIRH) versés aux agrégateurs qui regroupent les groupes électrogènes de secours, les installations CCF et les participants à la réserve liée à la réduction de la consommation, ainsi que les coûts liés à la taxe sur le CO2, aux droits d’émissions et aux attestations pour les centrales de réserve, les groupes électrogènes de secours et les installations CCF, tels qu’ils doivent être achetés par les exploitants d’installations selon la législation sur le CO2 et les dispositions d’exécution reposant sur l’art. 8b, al. 4, let. e. Le ch. 2 cite également explicitement les coûts d’exécution engendrés par la société nationale du réseau de transport. Le Conseil fédéral peut aussi régler, à ce titre, la répartition des coûts des éventuels dédommagements aux communes d’implantation, tels que visés à l’art. 23, al. 4, OIRH.

4.2 Modification d’autres actes: loi sur le CO2

Art. 19b Indemnisations en cas d’obligation d’utilisation d’un agent énergétique donné Le Conseil fédéral peut ordonner un changement d’agent énergétique pour les processus pouvant par exemple fonctionner au gaz naturel ou à l’huile de chauffage. L’utilisation du pétrole engendre davantage d’émissions de CO2 que celle du gaz. Les exploitants d’installations participant au SEQE devront donc remettre davantage de droits d’émission. Il s’agit là de la seule façon pour eux de remplir leurs obligations quant au SEQE, ce qui pourrait entraîner des coûts supplémentaires pour les entreprises concernées.

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

Art. 31a Lors de l’introduction du remboursement de la taxe sur le CO2 aux exploitants d’installations CCF, l’art. 31a offrait la possibilité aux exploitants d’installations CCF ayant pris un engagement de réduction de s’en libérer et de soumettre l’installation à l’obligation d’investissement. L’égalité de traitement a ainsi été assurée lors de la période d’engagement en cours. Ce point n’a pas fait l’objet d’une demande et les exploitants avaient la possibilité en 2021 et en 2022 de mettre fin à leur engagement de réduction. L’égalité de traitement a ainsi été assurée; cette règle n’est plus nécessaire et est abrogée. Art. 32a La taxe sur le CO2 prélevée sur les combustibles dont il est avéré qu’ils sont utilisés pour produire de l’électricité est désormais remboursée dans sa totalité, et non plus partiellement (al. 1). Le remboursement est effectué pour autant que l’exploitant de l’installation CCF remette, dans le registre des échanges de quotas d’émission, des attestations portant sur les réductions d’émissions de gaz à effet de serre réalisées en Suisse ou internationales à hauteur des émissions de gaz à effet de serre générées par la production d’électricité (let. c). Dans l’ordonnance, le Conseil fédéral règle les modalités concernant par exemple les limites de puissance, les exigences minimales ainsi que les informations que doit contenir la demande, telles que le rapport sur les émissions de gaz à effet de serre générées par la production d’électricité (al. 2).

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

Art. 49b Disposition transitoire Dans l’hypothèse où la disposition entrerait en vigueur le 1er janvier 2025, la demande de remboursement de 60% de la taxe CO2 prévue à l’art. 98b de l’ordonnance sur le CO2 peut être envoyée à l’OFEV jusqu’au 30 juin 2025. Le remboursement des 40% restants de la taxe sur le CO2 pour 2024 prévu à l’art. 32b, al. 2, peut, conformément au droit en vigueur, être demandé au plus tard jusqu’à la fin de l’année 2027 pour

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autant que la Confédération reçoive la preuve que des mesures à hauteur de ce montant ont été prises pour augmenter l’efficacité énergétique propre ou l’efficacité énergétique d’installations utilisant l’électricité ou la chaleur issues de l’installation CCF.

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

Art. 34a Contributions d’investissement pour les installations de couplage chaleur- force L’al. 1 prévoit des contributions d’investissement pour les installations CCF. Les dispositions du chapitre 5 de la LEne s’appliquent à ces contributions d’investissement pour autant que l’art. 34a ne contienne pas de disposition contraire. Une contribution d’investissement visée à l’al. 1 ne peut être octroyée que si les conditions prévues à l’al. 2 sont satisfaites: Let. a: comme les installations CCF produisent aussi simultanément de la chaleur, il convient de prévoir une condition rendant obligatoire l’utilisation ou l’évacuation de la chaleur dans l’encouragement de telles installations. Cela présuppose que les installations soutenues seront exploitées en mode «chaleur», et donc exploitées exclusivement en fonction du besoin en chaleur du consommateur. L’électricité ainsi produite est injectée dans le réseau public ou utilisée pour couvrir les propres besoins en électricité. Les installations doivent par ailleurs être intégrées dans un nouveau réseau de chaleur, avec comme source primaire une énergie renouvelable. Ce réseau doit être identifié dans la planification énergétique territoriale pour les énergies renouvelables des pouvoirs publics compétents (canton, communes). Les installations doivent remplacer une chaudière fossile destinée aux charges de pointe si i elles sont intégrées dans un réseau de chaleur existant. Let. b: l’art. 34a concerne les installations CCF exploitées principalement en hiver dans la mesure où la production d’électricité est augmentée en hiver grâce à l’encouragement. Let. c: pour des raisons de politique climatique, les installations CCF doivent fonctionner avec des combustibles renouvelables. Si cela n’est pas possible, l’installation CCF participe au SEQE ou les émissions sont compensées par l’achat d’attestations (cf. modification de l’art. 32a de la loi sur le CO2). La contribution s’élève à 60% au plus des coûts de l’installation liés à la partie électrique. La partie de l’installation servant à produire de la chaleur n’est pas encouragée (al. 3).

Art. 35, al. 2, let. hter L’encouragement des installations CCF est financé par le biais du supplément perçu sur le réseau. Celui-ci n’augmente pas.

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Art. 36, al. 1, let. d L’encouragement des installations CCF est limité à 20 millions de francs par an. Cela correspond à une charge supplémentaire du fonds alimenté par le supplément de 0,04 ct./kWh, bien qu’il ne soit pas encore certain que le montant annuel maximal de l’encouragement soit pleinement exploité. En cas de contribution d’investissement de 60% au plus des coûts d’investissement imputables, cela devrait déclencher des investissements globaux de presque 40 millions de francs. Cette démarche permet d’atteindre une augmentation annuelle d’environ 20 MW de puissance électrique CCF ou 40 GWh d’électricité hivernale; la puissance supplémentaire correspond à la charge thermique moyenne d’environ quatre grands réseaux de chaleur à distance.

Art. 38, al. 1, let. c Les nouvelles installations CCF peuvent être encouragées pendant dix ans.

Art. 55a Information du public Cette nouvelle disposition prévoit que l’OFEN, en sa qualité d’autorité de la Confédération compétente pour tout ce qui a trait à l’approvisionnement en énergie et à l’utilisation de celle-ci (cf. art. 9 de l’ordonnance du 6 décembre 1999 sur l’organisation du Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication17), informe le public au sujet de l’approvisionnement énergétique du pays et notamment des principaux évènements et constats. Les estimations à moyen et long termes concernant la sécurité d’approvisionnement figurent au premier plan, tout comme la sensibilisation de la population sur le thème de l’efficacité énergétique et des énergies renouvelables. Parmi les champs thématiques énumérés, l’OFEN dispose d’une certaine marge de manœuvre quant au choix précis des sujets d’observation, à la définition des données nécessaires et à la fréquence de livraison des données. Les données agrégées et les indicateurs de base sont publiés pour le public. Les données individuelles sensibles sur le plan commercial ne sont pas incluses. Le besoin d’informations du public et la base légale ne couvrent pas les données individuelles économiquement sensibles. Sur la base de la let. f, aucune information sur les prix des produits en dehors des bourses ni aucune estimation ne peut en particulier être publiée si leur publication peut entraîner des accords sur les prix ou toute autre distorsion de la concurrence.

17 RS 172.217.1

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Art. 56, al. 1, phrase introductive, let. ebis et k et al. 2 Pour que l’OFEN puisse remplir sa mission d’information visée à l’art. 55a, le champ d’application matériel et personnel de l’al. 1 est élargi. La disposition comprend désormais également toutes les données dont l’OFEN a besoin pour informer la population. Des données concernant des personnes physiques et morales, pour autant qu’elles existent, doivent être fournies afin par exemple de pouvoir formuler des extrapolations et des affirmations concernant la consommation actuelle d’énergie de certains secteurs avec la granularité nécessaire. Il est évident que les données personnelles ne doivent pas être publiées sans l’autorisation des personnes concernées. L’Office fédéral pour l’approvisionnement économique du pays (OFAE) et les groupes-bilans figurent dans le catalogue des autorités, des entreprises et des entités devant livrer des données déjà disponibles. L’OFAE dispose des données sur le monitoring de l’électricité et du gaz que l’Approvisionnement économique du pays (AEP) met en place à sa demande et qui permet d’évaluer la sécurité d’approvisionnement à court terme. Les groupes-bilans disposent de données issues de la gestion du bilan. Ces derniers sont importants car ils fournissent un accès aux données agrégées concernant la consommation, les standards et les écarts. On peut alors en déduire des conclusions concernant la situation de l’approvisionnement en électricité. Dans le secteur du gaz, cela permet notamment d’informer sur le rapport entre consommation et planification des importations. Dans ce contexte, l’ampleur des écarts par rapport aux valeurs prébudgétées est elle aussi éloquente. Le catalogue n’est plus exhaustif. Conformément à l’al. 2, le Conseil fédéral peut l’élargir si l’intérêt public l’exige, ce dernier ne cessant d’évoluer.

5 Conséquences

5.1 Conséquences pour la Confédération

5.1.1 Conséquences financières et sur l’état du personnel

Au niveau de la Confédération, il faut s’attendre à des charges accrues au niveau financier et du personnel pour l’exécution des dispositions prévues, du moins pour la première phase de mise en œuvre de la réserve d’électricité. Les dépenses supplémentaires concernent principalement l’ElCom, qui doit fixer les valeurs-clés des réserves et des appels d’offres correspondants, veiller au respect des engagements en matière de conservation de la réserve, définir les consignes concernant le recours et soumettre les rapports périodiques. L’OFEN aussi doit faire face à des coûts d’exécution plus élevés. Celles-ci comprennent les contrats conclus avec les exploitants ou les agrégateurs, la définition des exigences techniques d’exploitation pour les centrales de réserve, les groupes électrogènes de secours et les installations CCF, la recherche d’exploitants ainsi que la réalisation d’appels d’offres. Les besoins financiers supplémentaires (crédit de biens et services) peuvent être compensés sur le plan interne. Pour ce qui est des ressources humaines, il faut également prévoir des besoins supplémentaires à l’ElCom et à l’OFEN. La rémunération pour la disponibilité et l’indemnisation en cas de recours à la réserve versée pour les centrales de réserve sont répercutées sur les consommateurs d’électricité, respectivement sur les groupes-bilan, en tant que partie de la

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rémunération pour l’utilisation du réseau de transport. Il n’y a donc pas de charges pour les caisses fédérales. Les coûts assumés par la Confédération pour que les centrales de réserve et les groupes électrogènes de secours puissent être exploités dès février 2023 dans le cadre de la réserve complémentaire, lui seront également remboursés sans intérêt par le biais de la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport (conformément à l’art. 23, al. 1, OIRH). Les contributions prévues à l’art. 19b de la loi sur le CO2 en cas de changement ordonné d’agent énergétique peuvent être versées sur demande. Il n’est pas possible actuellement d’estimer si et dans quelle mesure cette disposition entraînera des paiements et donc des effets sur le budget fédéral. La nouvelle réglementation prévue à l’art. 32a de la loi sur le CO2, qui prévoit le remboursement complet de la taxe sur le CO2, peut être mise en œuvre de manière neutre sur le plan budgétaire. Les recettes issues de la taxe sur le CO2 diminuent car une partie est remboursée. L’utilisation de la taxe sur le CO2 est toutefois affectée: la baisse des recettes de la taxe sur le CO2 entraîne une réduction des dépenses (redistribution et subventions du programme Bâtiments) de la même ampleur. La nouvelle disposition de la LEne concernant l’information du public sur l’approvisionnement énergétique actuel peut être mise en œuvre avec les moyens financiers existants.

5.1.2 Conséquences pour le fonds alimenté par le supplément et

autres conséquences L’encouragement supplémentaire des installations CCF est financé par le supplément perçu sur le réseau de 2,3 ct./kWh afin d’encourager la production d’électricité issue des énergies renouvelables. Le financement de l’encouragement des installations CCF nécessite 0,04 ct./kWh. Le supplément perçu sur le réseau n’augmentera pas. Les ressources existantes permettent de couvrir la charge supplémentaire en personnel.

5.2 Conséquences pour les cantons et les communes, ainsi que pour

les centres urbains, les agglomérations et les régions de montagne Les centrales de réserve ont notamment des incidences sur le territoire et l’environnement. Les cantons et les communes où les centrales de réserve doivent être implantées sont particulièrement concernés. La Confédération est en discussion, ou va prendre contact, avec les cantons et les communes en question. Au niveau financier et du personnel, les conséquences sont gérables. Elles peuvent être couvertes en partie par les redevances existantes. Dans les communes accueillant sur leur territoire des centrales de réserve, les autorités devront toutefois faire face à une charge de travail supplémentaire à court terme. Étant donné que des installations CCF bénéficiant d’un encouragement ne peuvent être soutenues que dans un réseau de chaleur existant ou identifié dans la planification territoriale, les charges supplémentaires pour les communes seront négligeables.

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

5.3 Conséquences pour les consommateurs finaux (en particulier les

ménages et les grands consommateurs) Les estimations de coûts pour la période allant de 2023 à avril 2026 tablent sur un montant total d’environ 790 millions de francs pour les centrales de réserve existantes et les groupes électrogènes de secours. Cela correspond à une augmentation de la rémunération pour l’utilisation du réseau d’environ 0,5 ct./kWh en moyenne de 2024 à 2026 (les tarifs 2023 sont déjà fixés). Pour atteindre la réserve nécessaire entre 2026 et 2040 (durée d’exploitation 15 ans), des investissements seront nécessaires à la mise sur pied de nouvelles centrales de réserve, d’installation CCF et de groupes électrogènes de secours. Ces investissements représentent un montant pouvant aller jusqu’à 1,1 milliard de francs (dans l’hypothèse où plusieurs centrales d’une puissance totale allant jusqu’à 1000 MW sortiraient de terre). Ainsi, durant cette période, des coûts annuels de 180 millions de francs, imputables à l’amortissement et aux intérêts ainsi qu’aux coûts d’exploitation et d’entretien, sont attendus, ce qui correspond (avec une consommation annuelle moyenne de 65 TWh) à un coût supplémentaire pour le consommateur final de 0,28 ct/kWh. Pour un ménage moyen affichant une consommation annuelle de 4 500 kWh, cela correspond à un montant d’à peine 60 francs par an. Le dashboard de l’énergie permet aux entreprises et aux ménages de s’informer quand ils le souhaitent au sujet de l’approvisionnement actuel et de l’efficacité des diverses mesures prises (p. ex. pour l’exploitation des centrales de réserve), ce qui pourrait avoir un effet positif sur l’état des connaissances et la sensibilisation des consommateurs en matière de consommation d’énergie efficace.

5.4 Conséquences économiques

5.4.1 Évaluation des conséquences en lien avec la réalisation de

l’objectif de zéro émission nette Les centrales de réserve, toutes technologies confondues (à gaz, CCF et groupes électrogènes de secours), génèrent des émissions de CO2 lors des tests de fonctionnement et lors d’un recours effectif. Les centrales doivent donc être exploitées de manière à ne pas alourdir le bilan de CO2 dans l’ensemble. S’agissant des autres conséquences (qualité de l’air, bruit), certains assouplissements temporaires des prescriptions correspondantes sont nécessaires pour les installations participant à la réserve, dans l’intérêt supérieur de la sécurité d’approvisionnement. Avec l’ordonnance du 21 décembre 2022 relative à l’exploitation de centrales de réserve et de groupes électrogènes de secours en cas de pénurie déclarée ou imminente18, le Conseil fédéral a notamment déclaré exceptionnellement non applicables des valeurs

18 RS 531.66

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limites en matière de protection de l’air, de protection contre le bruit, de rejets de chaleur ainsi que des limitations de la durée d’exploitation. Les installations CCF sont exploitées avec des combustibles renouvelables ou neutres pour le climat. À défaut, les émissions de CO2 doivent être totalement compensées. Si les installations ne font pas déjà partie du SEQE, cela aura pour effet d’augmenter les coûts de l’exploitation.

5.4.2 Conséquences pour l’emploi et effets de répartition

La mise en œuvre d’une réserve d’électricité a peu de conséquences pour l’emploi et les effets de répartition.

5.4.3 Conséquences pour les branches

Les branches industrielles seront davantage sollicitées par la mise en œuvre d’une réserve d’électricité. Cette mise en œuvre débouchera sur des commandes de matériel, une mobilisation de personnel d’ingénierie, un recours aux logistiques d’approvisionnement, une extension des raccordements de réseau électrique et de gazoducs aux lieux de production de la réserve. Ces diverses sollicitations représentent également une augmentation de la valeur ajoutée pour les branches concernées. Dans une conception adaptée, le dashboard de l’énergie peut montrer la consommation d’énergie des branches et ainsi représenter tout effort d’économie ou tout effet produit par les mesures prises. Par conséquent, il contribue ici aussi à une utilisation plus efficace de l’énergie – et en particulier en ce qui concerne la prévention des crises.

5.5 Conséquences sociales et environnementales

L’utilisation de centrales de réserve, toutes technologies confondues, augmente la sécurité de l’approvisionnement en électricité pour les entreprises et les ménages en Suisse. Elle doit permettre de parer à des situations critiques et à une pénurie d’électricité, ou de l’atténuer le plus possible. Selon son intensité et sa durée, une telle pénurie peut avoir des répercussions considérables sur l’économie et la population, occasionnant des coûts élevés. Selon l’Office fédéral de la protection de la population, une pénurie d’électricité aurait des coûts estimés à 185 milliards de francs19. En ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, les conséquences du projet sont évaluées sous le ch. 5.4.1 ci-dessus. En parallèle, les centrales de réserve, les groupes électrogènes de secours et les installations CCF ont aussi des conséquences négatives sur le territoire et l’environnement.).

19 OFPP, Rapport sur l’analyse nationale des risques, 2020

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6 Aspects juridiques

6.1 Constitutionnalité

6.1.1 Bases juridiques

Les modifications prévues dans la LApEl reposent essentiellement sur l’art. 91, al. 1, Cst. Cette disposition confère à la Confédération une compétence globale de légiférer sur le transport et la livraison de l’électricité, qui comprend notamment les régulations du marché ainsi que des mesures structurelles visant à maintenir la sécurité d’approvisionnement20. La possibilité d’obliger des exploitants de centrales de réserve adaptées à participer à la réserve d’électricité s’appuie sur l’art. 102 Cst. concernant l’approvisionnement économique du pays. Il s’agit d’une mesure préventive au sens de l’al. 1, 2ème phrase de cette disposition. Les modifications prévues dans la LEne visant à encourager des installations CCF ont été conçues en premier lieu pour une consommation économe et rationnelle et se fondent donc principalement aussi bien sur l’article sur la politique énergétique (art. 89, al. 2, Cst.) que sur celui concernant la protection de l’environnement (art. 74 Cst.). Le Conseil fédéral avait déjà fixé dans son message du 4 septembre 201321 relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050 que l’art. 74 Cst. donne à la Confédération la compétence globale de prendre toutes mesures opportunes pour réaliser l’objectif de protection de l’environnement. Comme la gestion économe de l’énergie et la promotion des énergies renouvelables contribuent à réduire les atteintes à l’environnement, l’article constitutionnel sur l’environnement donne à la Confédération des possibilités considérables d’intervention et de pilotage dans le domaine de l’énergie. De ce fait, l’art. 74 Cst. constitue la base constitutionnelle de toutes les dispositions de la loi sur l’énergie qui visent en définitive à éviter ou à réduire les atteintes nuisibles à l’être humain ou à l’environnement. L’encouragement des installations CCF permet avant tout de remplacer les chaudières de charge de pointe existantes dans les zones urbaines, fonctionnant uniquement aux combustibles fossiles et produisant exclusivement de la chaleur pour l’injecter dans les réseaux de chaleur à distance. Outre la chaleur, les installations CCF permettent également de produire de l’électricité. L’énergie primaire dans ces installations est ainsi utilisée doublement, ce qui représente une consommation économe et rationnelle de l’énergie en comparaison avec les centrales à gaz. Avec les prescriptions énoncées à l’art. 34, al. 2, let. c, LEne (participation au SEQE, compensation), les combustibles sont considérés comme climatiquement neutres selon la loi sur le CO2 L’article sur la protection de l’environnement sert aussi de base aux modifications de la loi sur le CO2. La nouvelle disposition sur l’information du public (art. 55a LEne) repose sur les art. 89 et 102 Cst.

20 FF 2022 1183, ch. 7.1

21 FF 2013 7561, 7741

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6.1.2 Compatibilité avec les droits fondamentaux

Le projet préserve les droits fondamentaux constitutionnels, en particulier la garantie de la propriété (art. 26 Cst.) et la liberté économique (art. 27 Cst.). Il ne contient pas de disposition contraire à la concurrence. La réserve d’électricité se déroule en dehors du marché. Elle n’a aucune influence sur la production (régulière) d’électricité. La distribution de courant reste elle aussi intacte lors de l’approvisionnement ordinaire. Du côté de la consommation, seuls les coûts sont sensiblement réduits. Ces derniers peuvent être considérés comme une forme de couverture contre les pénuries d’électricité. Les participants à la réserve d’électricité sont en principe déterminés par une procédure d’appel d’offres public ouvertes à toutes les parties intéressées dans le domaine de la réserve complémentaire qui nous intéresse ici. Si le DETEC obligeait un exploitant de centrale de réserve à participer à la réserve d’électricité car il ne serait pas possible autrement de constituer cette dernière à un coût approprié et dans l’ampleur escomptée, cela constituerait une atteinte à la garantie de la propriété ou de la liberté économique. Cette atteinte aux droits fondamentaux serait licite à la lumière de l’art. 36 Cst. Le niveau normatif nécessaire (base légale formelle) est fourni par la loi fédérale dont il est question dans le présent rapport. Il y a également un intérêt public notoire à constituer une réserve d’électricité dimensionnée de manière adéquate et à un coût approprié. Par ailleurs, le principe de proportionnalité resterait aussi garanti. Compte tenu des conditions restrictives telles qu’elles sont ancrées à l’art. 8b, al. 2, LApEl, une obligation de participation à la réserve d’électricité serait aussi bien nécessaire qu’appropriée pour dimensionner la réserve complémentaire de manière adéquate et à un coût approprié. Une telle obligation resterait donc dans les limites de ce qui est nécessaire à l’atteinte de l’objectif. Enfin, l’essence des droits fondamentaux resterait aussi inviolée dans la mesure où la participation à la réserve d’électricité n’est pas prévue pour durer excessivement longtemps. L’encouragement d’installations CCF dans la LEne veille à ce que ces installations aient encore une chance de participer au marché de l’électricité.

6.2 Compatibilité avec les obligations internationales de la Suisse

Dans le droit du commerce mondial, l’électricité est assimilée à une marchandise ordinaire. De ce fait, les principes de l’Accord du 15 avril 1994 instituant l’Organisation mondiale du commerce22 et de l’Accord général du 30 octobre 1947 sur les tarifs douaniers et le commerce23 (GATT) s’appliquent aussi au commerce de l’électricité. Les tâches qui présentent un caractère de service sont régies par l’Accord général sur le commerce des services. La gestion des aides d’État se conforme quant à elle à l’Accord sur les subventions et les mesures compensatoires (ASMC; annexe 1A.13 GATT) et l’introduction de prescriptions techniques et de normes est soumise aux dispositions de l’Accord du 12 avril 1979 sur les obstacles techniques au

22 RS 0.632.20 23 RS 0.632.21

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commerce24. Dans la relation à l’UE, il faut encore tenir compte de l’accord de libre- échange du 22 juillet 197225 entre la Confédération suisse et la Communauté économique européenne et, envers les États de l’AELE, de la Convention du 4 janvier

1960 instituant l’Association européenne de libre-échange (AELE).

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

6.3 Forme de l’acte à adopter

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

6.4 Frein aux dépenses

Selon l’art. 159, al. 3, let. b, Cst., les dispositions relatives aux subventions, ainsi que les crédits d’engagement et les plafonds de dépenses, s’ils entraînent de nouvelles dépenses uniques de plus de 20 millions de francs ou de nouvelles dépenses périodiques de plus de 2 millions de francs, doivent être adoptés à la majorité des membres de chaque conseil. Les modifications de la LApEl n’entraînent aucune dépense supplémentaire pour la Confédération puisque les coûts de la réserve d’électricité sont financés au moyen de la rémunération pour l’utilisation du réseau, bien que certains coûts puissent aussi être à la charge des groupes-bilan (cf. art. 15a LApel). Sous réserve des coûts d’exécution de l’ElCom, lesquels ne peuvent pas être entièrement couverts par des émoluments, le budget de la Confédération n’est en tout cas pas mis à contribution pour financer la réserve d’électricité. Le nouvel art. 19b de la loi sur le CO2 prévoit que la Confédération peut décharger les exploitants d’installations bicombustibles de coûts supplémentaires qu’engendre pour eux l’achat de droits d’émission pour le CO2, si ces exploitants doivent passer à un agent énergétique fossile sur instruction des autorités et subissent de ce fait un préjudice financier démesuré. Il en résulte alors des coûts supplémentaires pour la Confédération, ces dépenses étant financées par les finances fédérales. Le montant des coûts supplémentaires dépend de la durée du changement d’agent énergétique, des coûts des agents énergétiques et des droits d’émission ainsi que de la situation économique de chaque entreprise. Il est donc difficile d’estimer les coûts, mais ceux-ci

24 RS 0.632.231.41 25 RS 0.632.401

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ne devraient pas dépasser 5 millions de francs par an. L’art. 19b est ainsi soumis au frein aux dépenses. Dans la révision de la LEne, cela concerne les mesures prévues à l’art. 34a (Contributions d’investissement pour les installations de couplage chaleur-force). Elles sont donc soumises au frein aux dépenses au sens de l’art. 159, al. 3, let. b, Cst (cf. explications du message du 4 septembre 2013 relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 205026). Il n’est cependant pas prévu ici d’augmenter le supplément perçu sur le réseau, raison pour laquelle l’art. 34a n’a aucune conséquence dans le cadre du frein à l’endettement.

6.5 Conformité à la loi sur les subventions

L’art. 5 de la loi du 5 octobre 1990 sur les subventions27 (LSu) impose au Conseil fédéral d’examiner périodiquement les aides et les indemnités allouées par la Confédération. Dans le Rapport 2008 du Conseil fédéral sur les subventions, le Conseil fédéral a établi le principe selon lequel l’examen des subventions dont la base légale a été créée ou modifiée pendant la période d’examen doit systématiquement être intégré dans le message y afférent. Puisque tel est le cas avec le présent message, il a été vérifié que les aides financières et les indemnités allouées par la Confédération répondent à un intérêt justifié et suffisant de cette dernière, qu’elles atteignent leur objectif de manière économique et efficace et qu’elles sont allouées selon des principes uniformes et équitables. Il convient par ailleurs de vérifier qu’elles sont aménagées en tenant compte des impératifs de politique budgétaire et qu’elles correspondent à une répartition judicieuse des tâches et des charges entre la Confédération et les cantons. Les modifications proposées de la LApEl n’entraînent pas de changements fondamentaux dans le domaine de la réserve d’électricité sur le plan des aides ou des indemnités au sens de la LSu. Les mécanismes de financement de la réserve complémentaire qui nous intéresse ici s’orientent vers ce qui a déjà été créé dans la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables et dans l’OIRH pour la réserve existante. Il en va autrement des modifications de la LEne. Celles-ci prévoient des subventions sous la forme de contributions d’investissement pour les nouvelles installations de couplage chaleur-force. Des installations CCF supplémentaires, qui remplacent notamment des chaudières destinées aux charges de pointe et fonctionnant aux énergies fossiles dans des réseaux de chauffage à distance, produisent de l’électricité supplémentaire durant le semestre d’hiver. Au vu des prévisions à long terme concernant les prix de l’électricité et du manque de rentabilité qui en découle, un soutien à ces installations est inévitable.

26 FF 2013 7561, 7747 27 RS 616.1

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L’octroi des contributions obéit à la procédure allégée que prévoit le chapitre 5 LEne. L’effet des subventions sera régulièrement évalué sur la base de l’art. 55 LEne. De plus, l’encouragement est limité à dix ans. Sans la subvention prévue à l’art. 19b de la loi sur le CO2 pour les entreprises intégrées au SEQE, un ordre de passer du gaz au pétrole lorsqu’une pénurie de gaz se profile ne serait pas suivie, ou trop lentement. Cette subvention est donc suffisamment justifiée.

6.6 Délégation de compétences législatives

Le projet comprend, notamment à l’art. 8b, al. 4 et 5, LApEl, quelques normes de délégation transférant au Conseil fédéral des compétences législatives concernant l’aspect «production» de la réserve d’électricité (centrales de réserve, groupes électrogènes de secours et installations CCF). Une loi fédérale peut prévoir une délégation de la compétence d’édicter des règles de droit, à moins que la Constitution ne l’exclue (art. 164, al. 2, Cst.). L’art. 164, al. 1, Cst., et la jurisprudence afférente indiquent notamment, comme limitation générale, qu’il faut d’édicter sous la forme d’une loi les dispositions fondamentales importantes. Lesdites normes de délégation se limitent à un objet défini et sont suffisamment concrétisées en termes de contenu, de but et d’étendue. Elles s’alignent sur le contenu de l’OIRH. L’art. 8b, al. 4, présente clairement l’ampleur et la portée de la délégation aux let. a, b et c. Il convient de noter les points suivants concernant les autres lettres: - La let. d vise surtout des exigences techniques telles que prévues à l’art. 7, al. 2 et 3, OIRH. - D’après la let. e, les exploitants de certaines installations de la partie «production» de la réserve, ou de toutes ces installations, peuvent être soumis à une obligation générale de participer au SEQE (cf. art. 41, al. 1, ter de l’ordonnance sur le CO2) dans le but de limiter le bilan carbone. - La let. f constitue la base permettant des allègements temporaires sur le plan des prescriptions des ordonnances du droit fédéral sur la protection de l’air d’une part et en matière de prescriptions d’exploitation cantonales d’autre part. Cette délégation octroie au Conseil fédéral une grande marge de manœuvre. Il convient toutefois de noter que le Conseil fédéral doit faire preuve d’une grande retenue quant à son utilisation et la considérer comme une solution de dernier recours conformément aux restrictions visées aux ch. 1 et 2. Il faut également souligner le fait qu’il ne peut s’agir que d’allègements dans des cas particuliers et pas d’une dérogation générale. - Sur la base de la let. g, le Conseil fédéral peut édicter des prescriptions pour le démantèlement de centrales de réserve et son financement. Il peut en particulier prévoir que l’état original soit rétabli sur le site concerné et que ces coûts soient eux aussi couverts via la rémunération pour l’utilisation du réseau de transport. - Les coûts pour l’énergie d’ajustement sont habituellement facturés au groupe-bilan qui a annoncé le programme prévisionnel de l’installation

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concernée. Pour les centrales participant à la réserve d’électricité, il convient de couvrir tous les coûts d’exploitation avec la rémunération pour l’utilisation du réseau de distribution (cf. art. 15a, let. c). Sur la base de la let. h, le Conseil fédéral peut énoncer des cas dans lesquels les coûts pour l’énergie d’ajustement sont toutefois également supportés par les exploitants de centrales. D’après l’art. 8b, al. 5, le Conseil fédéral peut décider, dans les prescriptions d’exécution, si, dans quelle mesure et sous quelles conditions les centrales déjà traitées comme centrales de réserve au moment de l’entrée en vigueur du projet de loi peuvent rester partie intégrante de la réserve d’électricité complémentaire sous le nouveau régime. Comme l’art. 8b, al. 4, let. f, cette norme de délégation donne au Conseil fédéral passablement de marge de manœuvre. Par ailleurs, la nouvelle deuxième phrase de l’art. 56, al. 2, LEne, confère le droit au Conseil fédéral d’élargir le catalogue, prévu à l’al. 1 et listant les organes qui doivent livrer des données à l’OFEN.

6.7 Protection des données

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

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