SubmittedText

Le Conseil fédéral est prié de répondre aux questions suivantes :

1. Quelle est l'influence de la rétribution à prix coûtant (RPC) suisse sur les prix de gros à l'échelle internationale ?

2. Le Conseil fédéral estime-t-il que les difficultés actuelles de certains groupes nucléaires sont dues à la RPC suisse ou à l'orientation stratégique de ces entreprises, aux échanges de courant internationaux et au niveau des prix de l'électricité ?

3. La situation de ces entreprises d'électricité en Suisse serait-elle dans l'ensemble meilleure ou plus mauvaise si nous avions déjà un marché de l'électricité entièrement libéralisé jusqu'à l'échelon du petit consommateur ?

4. Le Conseil fédéral comprend-il sur quelle base la société qui exploite les deux centrales nucléaires de Beznau risque de faire valoir des dommages et intérêts d'un montant de 1,5 à 2 milliards de francs pour le cas où elle serait contrainte de fermer prématurément la centrale ?

5. Comment juge-t-il ces chiffres sachant que, selon un membre du conseil d'administration d'Axpo (SRF 1, émission "Écho der Zeit" du 9 mars 2016), les deux centrales resteront des gouffres financiers dans un proche avenir et que des réserves de l'entreprise devront être dissoutes en vue du financement des coûts de gestion et de désaffectation ?

6. Sait-il que pour les deux réacteurs de Beznau, il manquait encore, fin 2014, plus de 1 milliard de francs dans les fonds de gestion et de désaffectation par rapport à la valeur cible prévue dans l'étude des coûts de 2011 ?

7. Est-il conscient du fait qu'en 2015 les deux fonds précités ont obtenu un rendement négatif sur leurs placements ?

8. Comment le Conseil fédéral juge-t-il ces chiffres sachant que cela va faire une année que Beznau 1 est à l'arrêt ?

FederalCouncilResponseText

1./2. Le secteur suisse de l'électricité souffre de l'effondrement des prix sur le marché européen de l'électricité : une situation que nous devons à la surcapacité massive dans la production de courant. En investissant par le passé dans le parc européen de centrales, certains fournisseurs suisses d'énergie ont contribué à l'émergence de cette surcapacité. En Europe, celle-ci trouve son origine dans la chute des prix du charbon sur les marchés internationaux en raison de l'encouragement de l'extraction du gaz de schiste ("fracking gas") aux États-Unis, ainsi qu'au bas niveau des prix du CO2 dans le système européen d'échange de quotas d'émission. Ces deux phénomènes ont revalorisé le maintien en exploitation ou la montée en cadence de centrales à charbon déjà amorties ou en arrêt, tout particulièrement en Allemagne. Ces dernières années, la demande en énergie a reculé sous l'effet du ralentissement conjoncturel engendré par la crise financière et la crise de la dette, et des mesures visant à améliorer l'efficacité énergétique. Le développement des nouvelles énergies renouvelables explique aussi la surcapacité de production électrique.

En matière de sécurité d'approvisionnement, la Suisse dépend des échanges d'électricité avec l'Europe. Cependant, le changement évoqué sur le marché de l'électricité a fait évoluer les conditions au désavantage de la production suisse. Dans le contexte actuel, de nombreuses centrales hydrauliques, et de plus en plus de centrales nucléaires, ne peuvent plus couvrir leurs coûts de revient en vendant leur courant sur le marché. En revanche, elles peuvent facturer au prix de revient la part d'énergie qu'elles écoulent dans l'approvisionnement de base.

L'influence de la rétribution à prix coûtant (RPC) sur les prix de gros qui varient selon le marché global est négligeable. En 2015, la production brute suisse d'électricité issue des énergies renouvelables, soutenue financièrement par le fonds alimenté par le supplément (notamment RPC), a atteint environ 2 térawattheures. Ce volume produit est trop faible pour pouvoir influencer les prix du marché de l'électricité sur les bourses internationales. A titre comparatif, la quantité brute d'énergies renouvelables subventionnées se montait à environ 194 térawattheures pour l'année 2015, rien qu'en Allemagne. En 2014, le volume des échanges à la bourse de l'énergie de Leipzig (European Energy Exchange, EEX) sur le marché spot avoisinait les 387 térawattheures et se montait à 1570 térawattheures sur le marché à terme.

3. L'ouverture du marché de l'électricité en Suisse est prévue par étape et s'applique depuis 2009 aux gros clients. Dans un marché de l'électricité entièrement libéralisé, une phase de prix bas telle que nous la connaissons aujourd'hui profiterait principalement aux ménages et aux PME, qui pourraient alors choisir librement leur fournisseur de courant. Par contre, la situation des exploitants ou des propriétaires de centrales serait encore plus tendue dans les conditions actuelles du marché. En effet, pour l'hydraulique par exemple, environ 50 % de la production d'électricité s'écoule actuellement au prix de revient dans l'approvisionnement de base. Cela ne serait plus le cas avec une libéralisation totale du marché. Les services industriels des villes seraient les plus touchés, dans la mesure où ils écoulent à présent leur courant principalement dans l'approvisionnement de base. Les propriétaires de centrales partenaires sans approvisionnement de base ne verraient, quant à eux, pas de grande différence par rapport à la situation actuelle : généralement liés par des contrats à long terme, ils sont tenus d'acheter l'électricité au prix de revient à la centrale partenaire, pour ensuite la revendre sur le marché libre.

La libéralisation du marché de l'électricité est une condition sine qua non à l'accord sur l'électricité avec l'UE, accord qui est actuellement bloqué dans l'attente du règlement de certaines questions institutionnelles portant sur les relations entre la Suisse et l'UE. Le rattachement du marché suisse de l'électricité au marché européen est capital pour tous les fournisseurs d'énergie actifs dans le négoce international. Il garantit à long terme la sécurité de l'approvisionnement de la Suisse et des prix de l'électricité attrayants ainsi qu'un accès non discriminatoire aux capacités frontalières du marché tout en simplifiant l'échange transfrontalier par un commerce intégré ("market coupling") de l'énergie et des capacités de réseau transfrontalières sur le marché spot.

Le Conseil fédéral fournira, en temps opportun, des informations concernant la suite des démarches pour la deuxième étape de l'ouverture du marché de l'électricité.

4./5. La loi du 21 mars 2003 sur l'énergie nucléaire (LENu ; RS 732.1) indique qu'une centrale nucléaire peut être exploitée tant que sa sécurité est garantie. En revanche, la LENu ne prévoit pas de mise hors service dictée par des motifs d'ordre politique. Une intervention de ce type n'est dès lors pas autorisée. Lorsqu'une centrale est mise hors service en raison de déficiences techniques touchant la sécurité, cette mesure répond à des objectifs de police et aucune indemnisation n'est due pour les investissements qui n'auraient pas été amortis. Dans ce contexte, le Conseil fédéral estime qu'il n'y a pas lieu de considérer d'éventuelles actions en dommages et intérêts.

6.-8. Le calcul des coûts et le système de détermination des contributions pour les fonds de désaffectation et de gestion des déchets sont conçus de telle manière que les contributions dues jusqu'à la mise hors service d'une centrale nucléaire soient versées aux fonds et que les coûts globaux de désaffectation et de gestion des déchets soient couverts compte tenu du rendement du capital du fonds. Les coûts calculés pour ces deux opérations pour une centrale nucléaire déterminent les contributions individuelles que celle-ci doit verser au fonds, durant une période de taxation, indépendamment d'éventuels temps d'arrêt. Fin 2014, le fonds de désaffectation et le fond de gestion des déchets alimentés par les exploitants d'installations nucléaires avaient engrangé en tout environ 6,1 milliards de francs, soit une somme dépassant de près de 500 millions de francs le niveau requis. Les résultats financiers des fonds publiés en mars 2016 indiquent un rendement des placements d'environ 0,5 % pour 2015 après de nombreuses bonnes années. Une fois en possession des analyses de coûts 2016, la commission administrative du fonds fixera les cotisations annuelles pour la période de taxation 2017-2021, sur la base de l'avoir du fonds.

Réponse du Conseil fédéral.