Il s'agit d'un communiqué de presse de l'OFEN, qui ne reflète pas forcément l'opinion de l'AES.
Les contrats conclus avec les centrales de réserve existantes de Birr (AG), de Cornaux (NE) et de Monthey (VS), d’une puissance totale de 336 mégawatts (MW), arriveront à échéance à la fin du printemps 2026. Pour les remplacer, l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) a mené un appel d’offres de juillet 2023 à mars 2024. L’objectif était de prendre sous contrat des centrales de réserve d’une puissance électrique totale de 400 mégawatts (MW) à partir de 2026, conformément à la recommandation émise à l'époque par la Commission fédérale de l’électricité (ElCom) pour l'année 2025. En mai 2025, l'ElCom a annoncé qu'elle recommandait une capacité de réserve d'au moins 500 MW à partir de 2030 et de 700 à 1400 MW à partir de 2035.
Des négociations directes couronnées de succès
L’appel d’offres a cependant été abandonné, car les prix proposés étaient trop élevés. L’OFEN a donc lancé des négociations directes avec les responsables de projet afin de faire baisser les coûts, d’optimiser le calendrier des projets et, sur cette base, de préparer d’éventuelles adjudications de gré à gré. À la fin février 2025, il disposait des offres remaniées. Il s’agissait de huit offres pour des centrales de réserve d’une puissance totale d’un peu plus de 1000 MW.
Cinq centrales de réserve
Le marché a été adjugé à cinq projets qui remplissent tous les critères fixés et pourraient être opérationnels entre 2027 et 2030. Tous ces projets peuvent être exploités de manière neutre en CO2 :
1. centrale de réserve existante à Monthey (VS), 55 MW de CIMO
2. centrale de réserve Sisslerfeld 1 (commune d’Eiken, AG), 13 MW de Getec
3. centrale de réserve Stein (AG), 44 MW de Getec
4. centrale de réserve Sisslerfeld 2 (commune d'Eiken, AG), 180 MW de Sidewinder,
5. centrale de réserve Auhafen (commune de Muttenz, BL), 291 MW du groupe Axpo
Les 583 MW que les cinq centrales de réserve retenues offriront à partir de 2030 environ correspondent à la nouvelle recommandation de l'ElCom de mai 2025. Les coûts exacts seront connus à l’issue des négociations contractuelles. Les coûts de la réserve seront répercutés sur les consommateurs par le biais du tarif d’utilisation du réseau et en fonction de leur consommation d’électricité, comme c’était le cas jusqu’à présent.
Solution transitoire
Les nouvelles centrales de réserve ne pourront pas remplacer les installations existantes dès l’hiver 2026/27. Une solution transitoire est donc nécessaire pour au moins trois hivers. Le DETEC travaille actuellement sur différentes options pour compléter de manière appropriée la réserve hydroélectrique, la réserve constituée par des groupes électrogènes de secours (quelque 280 MW actuellement sous contrat) et la réserve liée à une réduction de la consommation, qui pourrait prendre effet à partir de 2027.
Bases légales
En réponse au risque accru de pénurie d’énergie et pour renforcer l’approvisionnement énergétique en hiver, le Conseil fédéral avait instauré une réserve hydroélectrique en 2022 et constitué progressivement une réserve d’électricité complémentaire composée de centrales de réserve et de groupes électrogènes de secours regroupés en pools. La base légale de ces mesures est l’ordonnance sur une réserve d’hiver, qui expire à la fin de 2026 et devrait être prolongé jusqu'à la fin de 2030. Depuis cette année (2025), la réserve hydroélectrique est inscrite de manière contraignante dans la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables. Il est par ailleurs prévu d’inscrire des capacités de réserve thermiques dans la législation. Le Conseil fédéral a transmis le message relatif à ce projet au Parlement le 1er mars 2024. Les délibérations sont encore en cours ; le Parlement prévoit notamment de créer une réserve liée à une réduction de la consommation. (bfe)