Il s'agit d'un communiqué de presse de l'OFEN, qui ne reflète pas forcément l'opinion de l'AES.
La consultation couvrant les deux volets a eu lieu de février à mai 2024. En novembre 2024, le Conseil fédéral a décidé que l’entrée en vigueur des modifications de lois et d’ordonnances se ferait de manière échelonnée pour que le secteur de l’électricité dispose du temps nécessaire au déploiement de certaines mesures. Le premier volet est ainsi entré en vigueur le 1er janvier 2025. Le deuxième, qui entrera en vigueur le 1er janvier 2026, apporte les dernières modifications : il comprend les nouveautés ci-après dans l’ordonnance sur l’énergie (OEne) et l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl).
Obligation de reprise et de rétribution, rétributions minimales
Les gestionnaires de réseau de distribution sont tenus de reprendre l’électricité injectée dans le réseau par les installations de production et la rétribuer de manière appropriée. Si l’exploitant de l’installation et le gestionnaire de réseau ne parviennent pas à s’entendre sur le montant de la rétribution, celui-ci est désormais fixé selon le « prix de marché moyen sur un trimestre ». Les producteurs sont ainsi protégés des fluctuations de prix à court terme sur le marché. Afin de protéger les producteurs également en cas de prix de marché moyens très bas, des rétributions minimales s’appliquent dorénavant pour les installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 150 kW. Ces rétributions minimales doivent leur assurer un amortissement basé sur la durée de vie des installations de référence, y compris lorsque les prix de marché sur un trimestre sont durablement très bas. Pour les petites installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 30 kW, la rétribution minimale s’élève à 6 ct./kWh (le projet mis en consultation prévoyait 4,6 ct./kWh). Dans le cas d’installations photovoltaïques avec consommation propre d’une puissance allant de 30 à 150 kW, elle s’élève également à 6 ct./kWh pour la plage de puissance inférieure à 30 kW, puis s’établit à 0 ct./kWh à partir de ce seuil (le projet mis en consultation prévoyait 0 ct./kWh pour toute la plage de puissance). Pour les installations photovoltaïques sans consommation propre d’une puissance égale ou supérieure à 30 kW, la rétribution minimale s’élève à 6,2 ct./kWh (le projet mis en consultation prévoyait 6,7 ct./kWh).
Communautés électriques locales (CEL)
Les CEL permettent de commercialiser l’électricité autoproduite localement, au sein d’un quartier ou d’une commune, via le réseau public. L’OApEl définit la puissance minimale des installations de production utilisées au sein d’une CEL, et les niveaux de réseau auxquels les participants peuvent être raccordés. L’électricité autoproduite écoulée au sein d’une CEL bénéficie d’un tarif d’utilisation du réseau réduit. L’OApEl prévoit une réduction de 40 % ou, si plusieurs niveaux de réseau sont utilisés, de 20 % (le projet mis en consultation prévoyait une réduction de 30 % respectivement 20 %).
Tarification de l’utilisation du réseau
Les consommateurs finaux qui disposent d’une flexibilité doivent bénéficier d’incitations à adapter leur consommation d’électricité en fonction de la charge du réseau et à décharger ainsi le réseau électrique (p. ex. ne pas faire tourner un lave-linge ni recharger un véhicule électrique lors des pics de consommation). Le principe de causalité est ainsi consolidé et les besoins en matière d’extension du réseau peuvent être réduits à moyen et long termes. C’est pourquoi des tarifs d’utilisation du réseau dynamiques (qui varient selon les heures) ou différenciés selon le lieu sont désormais admis. Les surcharges du réseau sont signalées en temps réel, ce qui permet aux consommateurs ou aux prosommateurs d’adapter leur consommation ainsi que la production et le stockage.
Systèmes de mesure
Les gestionnaires de réseau demeurent responsables des systèmes de mesure dans leur zone de desserte. Désormais, ils sont tenus de fixer des tarifs de mesure conformes au principe de causalité et de les publier. Sur la facture du client, la rémunération pour le mesurage et celle pour l’utilisation du réseau sont présentées séparément. De plus, les consommateurs finaux doivent être informés de l’évolution de leur consommation d’électricité par rapport à l’année antérieure, de leur consommation moyenne et de la fourchette de consommation des consommateurs finaux dans leur groupe de clients.
Flexibilité
La flexibilité appartient à son détenteur, à savoir le consommateur final pour ce qui est de la flexibilité au niveau de la consommation d’électricité, et le producteur ou le gestionnaire d’installation de stockage qui injectent de l’électricité autoproduite dans le réseau. Le détenteur de la flexibilité peut la vendre à d’autres utilisateurs, tels que des gestionnaires de réseau de distribution ou des agrégateurs. Si le gestionnaire de réseau de distribution a besoin de cette flexibilité, il doit conclure un contrat et la rétribuer, par exemple en réduisant les rémunérations pour l’utilisation des réseaux.
Remboursement de la rémunération pour l’utilisation du réseau
Trois catégories d’installations donnent droit au remboursement de la rémunération pour l’utilisation du réseau : les installations de stockage avec consommation finale (p. ex. une batterie stationnaire installée dans un bâtiment, une borne de recharge bidirectionnelle ou un véhicule électrique utilisé comme installation de stockage mobile), les installations de transformation (installations transformant l’électricité en hydrogène ou en gaz ou combustibles synthétiques) et les installations pilotes et de démonstration destinées à transformer l’électricité. L’OApEl contient les prescriptions applicables au remboursement de cette rémunération. (bfe)