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L'architecture du réseau suisse de transport et de distribution d'électricité repose actuellement sur une production centralisée (grandes centrales nucléaires et hydroélectriques) et des échanges avec l'étranger (lignes transfrontalières).

La mise en oeuvre de la stratégie énergétique de la Confédération, laquelle prévoit une forte augmentation de la production décentralisée par le biais de parcs éoliens et surtout d'installations photovoltaïques, entraînera d'importants changements dans l'architecture et la dimension du réseau.

Les estimations des investissements à réaliser dans les nouvelles énergies renouvelables ne font pourtant jamais mention des coûts et des investissements liés à l'adaptation du réseau de transport et de distribution.

Je prie dès lors le Conseil fédéral de répondre aux questions suivantes :

1. Un nouveau plan technique a-t-il été élaboré en tenant compte de la décentralisation de la production prévue dans la stratégie énergétique de la Confédération ?

2. Quel sera le montant total des investissements et des coûts liés à l'adaptation et à la modification du réseau de transport (très haute et haute tension) et de distribution (moyenne et basse tension), y compris des stations transformatrices ?

3. À combien se montera en moyenne le tarif d'utilisation du réseau par kWh et à quelle augmentation (en %) cela correspondra-t-il par rapport au tarif moyen actuel ?

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1. Dans le cadre de l'actualisation courante de sa planification pluriannuelle pour la planification à long terme du réseau (Réseau stratégique 2040), la société nationale du réseau de transport Swissgrid étudie les effets, sur le réseau de transport, d'un important développement de la production d'électricité en hiver. Elle se fonde à cette fin sur le scénario-cadre adopté par le Conseil fédéral le 23 novembre 2022. Les résultats de la planification pluriannuelle doivent être publiés vers la fin de 2024. S'agissant des réseaux de distribution, l'Office fédéral de l'énergie (OFEN) a publié une étude en date du 30 novembre 2022. Cette étude évalue, dans divers scénarios et variantes, les effets qu'exercent sur les réseaux de distribution l'électrification des domaines de la chaleur et des transports ainsi que le fort développement des énergies renouvelables.

2. Dans le scénario "Poursuite de la politique énergétique actuelle" (PEA) de l'étude publiée par l'OFEN, des investissements de quelque 45 milliards de francs (réels, aux prix de 2020) sont nécessaires d'ici à 2050, même sans les objectifs de politique énergétique plus ambitieux, pour le maintien et l'extension de l'infrastructure du réseau de distribution. Le scénario "ZERO base", qui permet d'atteindre l'objectif de zéro émission nette, implique des investissements supplémentaires de 30 milliards de francs par rapport au scénario PEA. Selon une variante qui prend en compte le développement du photovoltaïque (PV) tel que le Conseil national et le Conseil des États l'ont décidé dans le cadre de la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables ("variante PV"), il faut prévoir 37 milliards de francs d'investissements en plus par rapport au scénario PEA. La répartition entre les différents niveaux du réseau de distribution se présente comme suit : 25 milliards de francs pour le niveau à haute tension, 27 milliards de francs pour le niveau à moyenne tension et 19 milliards de francs pour le niveau à basse tension. S'agissant des transformateurs, les coûts sont respectivement de 1 milliard, 4 milliards et 6 milliards de francs (niveaux de haute, moyenne et basse tension). Dans tous les scénarios, une part considérable des investissements totaux revient aux investissements de remplacement requis par le vieillissement et au renouvellement des installations existantes. Le câblage aux niveaux de réseau inférieurs et le développement des réseaux de distribution génèrent des coûts supplémentaires. Ce développement est nécessaire en raison de la consommation électrique en hausse et de la décentralisation croissante de l'injection. La consommation propre, qui lisse les pointes de consommation, permet de réduire les besoins d'investissement. La possibilité d'une gestion de l'injection et le pilotage de la consommation au service du réseau ou au service du marché (flexibilité) peuvent permettre de réduire le besoin d'investissement : le potentiel de réduction est d'environ un quart selon l'étude. Dans la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, le Conseil national et le Conseil des États ont, de fait, décidé diverses mesures visant à réduire les coûts du réseau.

3. En raison des investissements décrits ci-dessus, les tarifs moyens d'utilisation du réseau augmenteront aussi d'ici à 2050 : selon l'étude de l'OFEN (sans recours à des mesures de flexibilité destinées à réduire les coûts), ces tarifs augmenteront, pour les entreprises et les ménages, de 27 % dans le scénario PEA, de 63 % dans le scénario ZERO base et de 70 % dans la variante PV selon le Conseil national et le Conseil des États. Dans la variante PV, avec le modèle actuel de répercussion des coûts, cette évolution entraînera une augmentation du tarif au niveau de basse tension, qui passera de 9,8 ct./kWh en moyenne actuellement à 16,6 ct./kWh d'ici à 2050. Il s'agit de valeurs moyennes à l'échelle suisse. On observe aussi actuellement des coûts de réseau différents selon les conditions topographiques de la zone de desserte, les comportements des consommateurs finaux et en fonction du niveau d'efficacité de chaque gestionnaire de réseau. Au demeurant, les consommateurs finaux dotés d'installations solaires étant exemptés des taxes de réseau en augmentation pour la part correspondant à leur consommation propre, les coûts du réseau sont répartis sur un nombre inférieur de consommateurs finaux. Ce facteur, ainsi que d'autres effets (développement du photovoltaïque, progression de l'électrification), sont susceptibles d'accroître la dispersion des tarifs de part et d'autre de la moyenne suisse. Toutefois, si des mesures de flexibilité visant à réduire les coûts sont prises, l'augmentation des tarifs d'utilisation du réseau est en général sensiblement plus faible. C'est ainsi que l'augmentation moyenne dans la variante PV, par exemple, n'est que d'environ 40 %.

Réponse du Conseil fédéral.