Chapitre 2 Sécurité d’approvisionnement

¹Les gestionnaires de réseau édictent des directives transparentes et non discriminatoires régissant l’attribution des consommateurs finaux, des producteurs d’électricité et des gestionnaires de réseau à un niveau de réseau donné ainsi que le niveau de qualité minimum de la fourniture d’électricité correspondant à chaque niveau de réseau.

²Ils fixent aussi dans ces directives le dédommagement dû en cas de changement de raccordement.

^2bisSi un gestionnaire de réseau doit procéder à un changement de raccordement justifié par la consommation propre ou un regroupement pour la consommation propre, les coûts de capital qui en découlent pour les installations qui ne sont plus utilisées ou qui ne le sont plus que partiellement sont indemnisés proportionnellement par les consommateurs propres ou par les propriétaires fonciers du regroupement.¹⁰

³En cas de conflit au sujet de l’attribution de consommateurs finaux, de producteurs d’électricité ou de gestionnaires de réseau à un niveau de réseau donné, ou au sujet du dédommagement dû en cas de changement de raccordement, la Commission de l’électricité (ElCom) tranche.

¹Le gestionnaire du réseau de distribution fixe les tarifs de l’approvisionnement de base par année civile (année tarifaire).

²La rémunération pour l’électricité livrée dans l’approvisionnement de base (art. 6, al. 5^bis, let. d, LApEl) ne doit pas dépasser les coûts énergétiques imputables.

³Les principes suivants s’appliquent au calcul des coûts énergétiques imputables:

a.

sont considérés comme des coûts énergétiques imputables:

1.

les coûts de revient engendrés par la production issue d’une exploitation efficace, déduction faite des éventuels encouragements,

2.

les coûts moyens d’acquisition relevant de l’approvisionnement de base fixés dans des contrats d’achat conclus à des conditions appropriées,

3.

la rétribution visée à l’art. 15, al. 1, de la loi du 30 septembre 2016 sur l’énergie (LEne)¹³, y compris l’éventuelle rétribution de la garantie d’origine,

4.

les coûts de distribution et d’administration relevant de l’approvisionnement de base,

5.

un bénéfice approprié correspondant au maximum aux intérêts calculés annuels sur le capital de roulement net nécessaire à l’exploitation; le capital de roulement net est calculé sur la base des coûts imputables visés aux ch. 1 à 4, en tenant compte du rythme de facturation; le taux d’intérêt calculé visé à l’annexe 1 s’applique;

b.

sont considérés comme des coûts de revient imputables engendrés par la production issue d’une exploitation efficace, y compris la valeur des garanties d’origine:

1.

les coûts d’exploitation pour les prestations directement liées à l’exploitation des installations de production, et

2.

les coûts de capital, comportant au maximum les amortissements comptables et les intérêts calculés qui se fondent sur les valeurs résiduelles des coûts initiaux d’acquisition ou de fabrication des installations de production existantes à la fin de l’exercice; les amortissements annuels sont effectués avant le calcul des intérêts; les intérêts sont calculés en appliquant le taux d’intérêt calculé visé à l’annexe 3 de l’ordonnance du 1^er novembre 2017 sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables (OEneR)¹⁴;

c.

les coûts de revient moyens sont calculés sur l’ensemble de la production d’électricité issue des installations propres et des prélèvements reposant sur des participations, que l’électricité produite soit vendue ou non dans l’approvisionnement de base;

d.

le gestionnaire du réseau de distribution utilise en priorité les garanties d’origine provenant de sa production propre élargie (art. 4, al. 1, let. c^bis, LApEl); 

e.

les coûts suivants sont imputables dans le cadre de la rétribution visée à l’art. 15, al. 1, LEne:

1.¹⁵

dans le cas où la garantie d’origine est reprise: au plus les coûts de revient visés à l’art. 4, al. 3, dans sa version en vigueur le 1^er juillet 2024¹⁶, déduction faite des éventuels encouragements visés à l’art. 4a dans sa version en vigueur le 1^er juillet 2024¹⁷ ou, s’il en résulte des coûts inférieurs au prix harmonisé au niveau suisse visé à l’art. 15, al. 1, LEne, au plus ce prix harmonisé au moment de l’injection,

1^bis.¹⁸

dans le cas où la garantie d’origine est reprise pour des installations photovoltaïques sans consommation propre dont la puissance atteint au moins 100 kW mais moins de 150 kW: au plus les coûts imputables visés au ch. 1 ou, si la rétribution minimale visée à l’art. 12, al. 1^bis, de l’ordonnance du 1^er novembre 2017 sur l’énergie (OEne)¹⁹ est supérieure à ces coûts, cette rétribution minimale,

2.

dans le cas où la garantie d’origine n’est pas reprise: au plus le prix harmonisé au niveau suisse visé à l’art. 15, al. 1, LEne au moment de l’injection ou la rétribution minimale.

⁴L’attribution des contrats d’achat conformément à l’art. 6, al. 5^bis, let. b, LApEl doit figurer dans la comptabilité par unité d’imputation au 31 août de chaque année pour l’année tarifaire suivante. Les contrats d’achat nouvellement conclus ne peuvent être attribués à l’approvisionnement de base que dans la mesure où ils sont nécessaires pour couvrir la consommation prévue dans l’approvisionnement de base.

¹La part minimale de production propre élargie issue d’énergies renouvelables indigène (art. 6, al. 5, let. a, LApEl) qui doit être vendue dans l’approvisionnement de base se monte à 50 % à partir de l’année tarifaire 2026. Le gestionnaire du réseau de distribution n’est pas obligé de respecter cette part minimale pour autant que la production propre élargie représente au moins 80 % de l’électricité vendue dans l’approvisionnement de base.

²La part minimale issue d’énergies renouvelables produites par des installations sises en Suisse (art. 6, al. 5, let. b, LApEl) se monte à 20 % de l’électricité vendue dans l’approvisionnement de base à partir de l’année tarifaire 2026. S’il est nécessaire de conclure des contrats d’achat pour atteindre cette part minimale, ceux-ci doivent porter sur une durée d’au moins trois ans.

³Le gestionnaire du réseau de distribution fixe les pourcentages visés aux al. 1 et 2 dans la comptabilité par unité d’imputation au 31 août de chaque année pour l’année tarifaire suivante (art. 6, al. 4, 2^e phrase, LApEl).

⁴Pour attester le respect des parts minimales, le gestionnaire du réseau de distribution présente à l’ElCom, sur demande, les participations correspondantes et les contrats d’achat à moyen ou long terme.

Dans le cadre du marquage de l’électricité à l’attention des consommateurs finaux approvisionnés avec le produit électrique standard (art. 6, al. 2^bis, LApEl), le gestionnaire du réseau de distribution atteste, à partir de l’année tarifaire 2028, la provenance indigène et renouvelable de l’électricité au moyen de garanties d’origine pour au moins deux tiers de l’électricité livrée chaque trimestre.

Le gestionnaire du réseau de distribution définit, applique et documente des stratégies en vue d’achats structurés afin de se prémunir contre les fluctuations des prix du marché. S’il conclut des contrats d’achat pour s’assurer de disposer de l’électricité nécessaire, ces contrats doivent être échelonnés dans le temps.

¹Les coûts occasionnés par des mesures visant la réalisation des objectifs en matière de gains d’efficacité énergétique peuvent être mis à la charge des consommateurs finaux de l’approvisionnement de base dans une proportion correspondant à la part de ces clients dans le volume de référence en matière de vente d’électricité.

²Aucun coût n’est mis à la charge des consommateurs captifs et des consommateurs finaux qui ont renoncé à l’accès au réseau et qui ne sont pas pris en compte pour déterminer le volume de référence en matière de vente d’électricité (art. 51a, al. 2, OEne²⁴).²⁵

³Les coûts sont imputables uniquement si le gestionnaire du réseau de distribution:

a.

a délégué la mise en œuvre des mesures dans le cadre d’une procédure transparente, non discriminatoire et axée sur le marché;

b.

a acquis les preuves des mesures au plus aux taux usuels sur le marché;

c.

a mis lui-même en œuvre les mesures sur la base des coûts, mais au plus aux taux usuels sur le marché.

¹Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu de justifier, pour ses consommateurs finaux avec approvisionnement de base, la hausse ou la baisse des tarifs de l’approvisionnement de base. La justification doit indiquer les modifications de coûts qui sont à l’origine de la hausse ou de la baisse des tarifs.

²Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu d’annoncer à l’ElCom les hausses des tarifs de l’approvisionnement de base ainsi que la justification communiquée aux consommateurs finaux au 31 août de chaque année.

¹Si le montant total de la rémunération perçue par le gestionnaire du réseau de distribution pour l’approvisionnement de base pendant une année tarifaire ne concorde pas avec les coûts énergétiques imputables (différence de couverture), il compense cet écart dans les trois années tarifaires suivantes. Il peut renoncer à compenser un découvert de couverture.

²Dans des cas justifiés, l’ElCom peut prolonger le délai imparti pour compenser une différence de couverture.

³Le taux d’intérêt que le gestionnaire du réseau de distribution applique à l’égard du consommateur final correspond:

a.

en cas de découvert de couverture, au maximum au taux de rendement des fonds étrangers visé à l’annexe 1;

b.

en cas d’excédent de couverture, au minimum au taux de rendement des fonds étrangers visé à l’annexe 1.

¹Afin d’assurer une protection adéquate des installations contre les cybermenaces, notamment en protégeant les technologies de l’information et de la communication (TIC), les recommandations de la norme minimale pour améliorer la résilience informatique de mai 2023³¹ (norme minimale TIC) sont contraignantes conformément au niveau de protection applicable selon l’annexe 1a pour:

a.

les gestionnaires de réseau;

b.

les producteurs, à l’exception des exploitants de centrales nucléaires, et les gestionnaires d’installations de stockage³² s’ils exploitent des installations d’une puissance totale d’au moins 100 MW et qu’ils peuvent les piloter via un seul système;

c.

les prestataires qui peuvent durablement piloter:

1.

des installations de gestionnaires de réseau, ou

2.

des installations de producteurs, à l’exception des exploitants de centrales nucléaires, ou des gestionnaires d’installations de stockage s’ils ont de ce fait accès via un seul système à une puissance d’au moins 100 MW.

²Les standards reconnus internationalement cités dans la norme minimale TIC ne sont pas contraignants.

³La preuve que le niveau de protection requis est atteint doit être fournie à l’ElCom à sa demande.

Une fois approuvé, le scénario-cadre (art. 9a LApEl) est vérifié tous les quatre ans et, le cas échéant, actualisé.

Les principes pour la planification du réseau décrivent notamment la méthodologie et les critères d’évaluation à utiliser pour l’évaluation des réseaux électriques.

Les informations nécessaires à la coordination de la planification du réseau comprennent notamment des informations concernant le réseau existant, les projets prévus sur le réseau, ainsi que les pronostics relatifs à la production et à la consommation.

¹Pour les réseaux dont la tension nominale est inférieure ou égale à 36 kV, les gestionnaires du réseau de distribution sont libérés de l’obligation d’informer l’ElCom visée à l’art. 8, al. 3, LApEl.³⁷

²Tous les gestionnaires de réseau sont tenus de communiquer chaque année à l’ElCom les chiffres usuels, sur le plan international, concernant la qualité de l’approvisionnement; ces chiffres comprennent notamment la durée moyenne des coupures de courant («Customer Average Interruption Duration Index» CAIDI), la durée moyenne de non-disponibilité du système («System Average Interruption Duration Index» SAIDI) et la fréquence moyenne des coupures de courant («System Average Interruption Frequency Index» SAIFI).

¹Dans les plans pluriannuels, la société nationale du réseau de transport fait état de tous ses projets et présente:

a.

la description du projet;

b.

la nature de l’investissement, notamment s’il s’agit d’une optimisation, d’un renforcement ou d’une extension du réseau;

c.

l’état d’avancement de la planification, de l’autorisation ou de la réalisation du projet;

d.

la date prévue pour la mise en service;

e.

l’estimation des coûts du projet;

f.

la nécessité du projet en prouvant son efficacité du point de vue technique et économique.

²Les gestionnaires de réseau établissent les plans pluriannuels pour les réseaux de distribution d’une tension nominale supérieure à 36 kV dans les douze mois qui suivent l’approbation du dernier scénario-cadre par le Conseil fédéral.³⁹

Dans la convention de prestations visée à l’art. 9e, al. 2, LApEl le canton ne peut être indemnisé que pour les tâches d’information assumées au-delà de son mandat de base et pour les tâches d’information qu’il effectue sur mandat de la Confédération.