Ordonnance du 1^er novembre 2017 sur l'encouragement de la production d'électricité issue d'énergies renouvelables (OEneR)

²⁰⁸ Mise à jour par le ch. II des O du 27 fév. 2019 (RO 2019 923), du 23 oct. 2019 (RO 2019 3479), du 25 nov. 2020 (RO 2020 6129) et le ch. II al. 1 de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^er janv. 2023 (RO 2022 771).

(art. 16, 17, 21, 23 et 28)

1.1

Une installation hydroélectrique est un aménagement technique exploitable de manière autonome destiné à produire de l’électricité à partir de la force hydraulique à un emplacement précis.

1.2

Lorsque plusieurs aménagements selon le ch. 1.1 utilisent le même point de raccordement au réseau, chacun de ces aménagements peut être considéré comme une installation hydroélectrique s’ils utilisent l’eau provenant de bassins versants séparés et s’ils ont été construits indépendamment l’un de l’autre.

1.3

Les centrales de dotation ainsi que les installations hydroélectriques sur canaux de dérivation ou canaux de fuite existants sont considérées comme des installations autonomes.

2.1

Calcul

2.1.1

Le taux de rétribution se compose d’une rétribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un bonus d’aménagement des eaux, d’un bonus de niveau de pression ou des deux bonus. Il est recalculé chaque année.

2.1.2

La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la rétribution de base et du bonus d’aménagement des eaux.

2.1.3

La puissance équivalente correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt est déduit dans le calcul de la puissance équivalente.

2.1.4

Le taux du bonus de niveau de pression est déterminé selon une pondération établie sur la base des classes de hauteur de chute visées au ch. 2.3.

2.2

Rétribution de base

2.2.1

Les taux de la rétribution de base sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées au ch. 2.2.2.

2.2.2

Taux de la rétribution de base par classe de puissance en cas de mise en service à partir du 1^er janvier 2013:

2.3

Bonus de niveau de pression

Taux du bonus de niveau de pression par classe de hauteur de chute en cas de mise en service à partir du 1^er janvier 2013:

2.4

Bonus d’aménagement des eaux

2.4.1

Si la part de l’aménagement des eaux, y compris les conduites sous pression, réalisée selon l’état de la technique est inférieure à 20 % de l’ensemble des coûts d’investissement du projet, il n’existe aucun droit à un bonus d’aménagement des eaux. Si cette part est supérieure à 50 %, le droit au bonus complet est donné. Entre 20 et 50 %, le calcul repose sur une interpolation linéaire selon le graphique ci-dessous. Les mesures visées à l’art. 83a LEaux²⁰⁹ ou visées à l’art. 10 LFSP²¹⁰ ne sont pas imputables pour le bonus.

2.4.2

Les centrales de dotation n’ont pas droit au bonus d’aménagement des eaux. Les installations d’exploitation accessoire d’une puissance supérieure à 100 kW n’ont droit au bonus d’aménagement des eaux que pour la part allant jusqu’à une puissance équivalente de 100 kW.

2.4.3

Taux du bonus d’aménagement des eaux par classe de puissance à partir du 1^er janvier 2013:

2.5

Taux de rétribution maximum

Le taux de rétribution maximum, bonus compris, est de 32,4 ct./kWh.

2.6

Paiements partiels et décompte

2.6.1

La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de rétribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée.

2.6.2

Les éventuels paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de rétribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification du ch. 5.1.

Le taux de rétribution applicable aux installations qui ont fait l’objet d’un agrandissement ou d’une rénovation ultérieurs se calcule selon la formule suivante:

(P0/P1) * V1 + (1-P0/P1) * (N0/N1) * V1

où:

P0: puissance de l’installation avant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018 ou, dans le cas d’installations dans lesquelles un agrandissement ou une rénovation ont été entamés avant le 1^er janvier 2018, pour autant que la mise en service ait eu lieu au plus tard le 30 juin 2018 et ait été annoncée à l’organe d’exécution au plus tard le 31 juillet 2018, la puissance de l’installation après cet agrandissement ou cette rénovation;

P1: puissance de l’installation après l’agrandissement le plus récent ou la rénovation la plus récente;

N0: moyenne de la production nette:

–

des cinq années civiles précédant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018, ou

–

des années civiles qui, jusqu’au moment du premier agrandissement ou de la première rénovation effectués à partir de 2018, se sont écoulées depuis la mise en service, ou depuis l’agrandissement ou la rénovation précédents, pour autant qu’il se soit écoulé moins de cinq années civiles;

N1: production nette après l’agrandissement;

V1: taux de rétribution calculé selon le ch. 2 sur la base de la production nette totale réalisée après l’agrandissement ou la rénovation.

La durée de rétribution est de 15 ans.

5.1

Demande

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de la centrale, des installations de captage d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;

b.

accord des propriétaires fonciers;

c.

puissance mécanique brute moyenne;

d.

production d’électricité attendue par année civile (en kWh);

e.

hauteur de chute brute (en m);

f.

type d’eaux utilisé (cours d’eau / autres eaux) et type d’installation;

g.

coûts d’investissement totaux du projet, ventilés selon les principales composantes; il faut en particulier présenter séparément les coûts d’investissement de l’aménagement des eaux, y compris les conduites sous pression;

h.

catégorie de producteur;

i.

preuve qu’il s’agit d’une nouvelle installation.

5.2

Avis d’avancement du projet

5.2.1

Quatre ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis comportant la demande de concession ou de construction déposée auprès de l’autorité compétente.

5.2.2

Dix ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un second avis comportant au minimum les éléments suivants:

a.

permis de construire exécutoire;

b.

concession;

c.

annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

d.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

e.

date prévue de mise en service.

5.3

Mise en service

5.3.1

L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.3.2

Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard quatre ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.4

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les éléments suivants:

a.

date de mise en service;

b.

pièces justificatives des coûts d’investissement effectifs, ventilés selon les principales composantes; il faut en particulier présenter séparément les coûts d’investissement de l’aménagement des eaux y compris les conduites sous pression;

c.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande ou dans l’avis d’avancement du projet.

6.1

L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis le premier avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit au plus tard le 31 décembre 2017 est soumis aux dispositions déterminantes au moment de la transmission de cet avis, tant en ce qui concerne la durée de rétribution que son calcul. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables.

6.2

L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive jusqu’au 31 décembre 2013 et a effectivement réalisé le premier avancement du projet est soumis aux dispositions déterminantes au moment de la réalisation de cet avancement, tant en ce qui concerne la durée de rétribution que son calcul. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables.

6.3

Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version du 2 décembre 2016²¹¹, l’avis de mise en service est transmis dans les délais suivants:

a.

au plus tard six ans après réception de la décision positive si l’exploitant l’a reçue le 31 décembre 2015 au plus tard;

b.

au plus tard le 31 décembre 2019 si l’exploitant a reçu la décision positive entre le 1^er janvier 2016 et le 1^er janvier 2017.

6.4

Une limitation de la production en raison d’une charge administrative n’entraîne pas, pour une installation qui bénéficie, sur la base de l’art. 3a de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie²¹², d’une rétribution du courant injecté à prix coûtant ou qui a reçu une décision positive, son exclusion du système de rétribution de l’injection.

6.5

Pour les installations qui bénéficient, sur la base de l’art. 3a de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, d’une rétribution du courant injecté à prix coûtant ou qui ont reçu une décision positive et qui ne peuvent pas respecter les exigences minimales pour des motifs qui ne leur sont pas imputables, la rétribution continue d’être versée pour une durée équivalant au maximum à un tiers de la durée de rétribution si aucune mesure n’est possible pour remédier à cette situation. Si elles ne respectent pas les exigences minimales une nouvelle fois par la suite, elles sont exclues du système de rétribution de l’injection. Cette règle s’applique également pour l’année 2018.

6.6

Les années durant lesquelles une sécheresse supérieure à la moyenne constitue le motif visé au ch. 6.5 ne sont pas prises en compte dans le calcul du tiers de la durée de rétribution.

²¹³ Mise à jour par le ch. II des O du 27 fév. 2019 (RO 2019 923), du 23 oct. 2019 (RO 2019 3479), du 25 nov. 2020 (RO 2020 6129), le ch. II al. 1 des O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771) et du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 16, 17, 21 et 23)

Une installation photovoltaïque consiste en un ou plusieurs champs de modules, un ou plusieurs onduleurs et un point de mesure.

2.1

Calcul du taux de rétribution

Le taux de rétribution est déterminé selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées au ch. 2.2.

2.2

Taux de rétribution

Taux de rétribution par classe de puissance en cas de mise en service à partir du 1^er janvier 2013:

La durée de rétribution est:

a.

de 25 ans en cas de mise en service le 31 décembre 2013 au plus tard;

b.

de 20 ans en cas de mise en service entre le 1^er janvier 2014 et le 31 décembre 2017;

c.

de 15 ans en cas de mise en service à partir du 1^er janvier 2018.

4.1

Demande

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation;

b.

extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;

c.

catégorie de l’installation;

d.

puissance prévue;

e.

production annuelle attendue;

f.

accord des propriétaires fonciers;

g.

catégorie de producteur.

4.2

Mise en service

L’installation doit être mise en service au plus tard:

a.

12 mois après l’octroi de la garantie de principe;

b.

6 ans après l’octroi de la garantie de principe si la mise en place de l’installation requiert une modification des bases en matière d’aménagement du territoire.

4.3

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

date de mise en service;

b.

procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 de l’ordonnance du 7 novembre 2001 sur les installations à basse tension (OIBT)²¹⁴, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

c.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d.

certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM²¹⁵.

5.1

Pour les installations qui ont été mises en service au plus tard le 31 décembre 2012 et pour lesquelles un avis de mise en liste d’attente a été délivré au plus tard le 31 juillet 2013 (art. 72, al. 4, LEne), la définition des installations, les catégories d’installations et le calcul de la rétribution sont régis par l’appendice 1.2, ch. 1, 2, 3.1.1, 3.2 et 3.4a de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version en vigueur à partir du 1^er janvier 2017²¹⁶. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables.

5.2

Pour les installations intégrées, l’avis de mise en service comporte des photos du générateur solaire pendant et après la construction permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation intégrée.

Pour les installations photovoltaïques qui ont été mises en service avant le 1^er janvier 2023, la définition des installations est régie par l’ancien droit.

²¹⁷ Mise à jour par le ch. II des O du 27 fév. 2019 (RO 2019 923), du 25 nov. 2020 (RO 2020 6129) et le ch. II al. 1 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 16, 17, 21 et 23)

Les installations éoliennes consistent en un rotor, un dispositif de conversion, une tour, un socle et un raccordement au réseau. Si plusieurs installations éoliennes sont disposées sur un site commun (parc éolien), chaque unité comprenant un rotor, un dispositif de conversion, une tour et un socle est réputée installation autonome.

2.1

Petites éoliennes

Installations fonctionnant à l’énergie éolienne d’une puissance de 10 kW au maximum.

2.2

Grandes éoliennes

Installations fonctionnant à l’énergie éolienne d’une puissance supérieure à 10 kW.

3.1

Petites éoliennes

Taux de rétribution pour les petites éoliennes pendant toute la durée de rétribution:

3.2

Grandes éoliennes

3.2.1

Rétribution de base

Taux de la rétribution de base pour les grandes éoliennes pendant cinq ans à dater de leur mise en service régulière:

3.2.2

Bonus d’altitude

Le taux de la rétribution de base est augmenté de 2,5 ct./kWh pour les grandes éoliennes situées à une altitude égale ou supérieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer (bonus d’altitude).

La bordure supérieure du socle d’une installation est déterminante pour calculer l’altitude au-dessus du niveau de la mer.

3.2.3

Adaptation du taux de rétribution au terme de cinq ans

3.2.3.1

Pour les grandes éoliennes, le rendement effectif est déterminé au terme de cinq ans. Celui-ci correspond à la moyenne arithmétique annuelle de la production d’électricité des cinq premières années, mesurée au point de transmission au gestionnaire de réseau. Le rendement effectif est comparé avec le rendement de référence de l’installation tel que défini au ch. 3.2.4:

a.

si le rendement effectif atteint ou dépasse A % du rendement de référence, le taux de rétribution est immédiatement abaissé à B ct./kWh jusqu’à la fin de la durée de rétribution;

b.

si le rendement effectif est inférieur à A % du rendement de référence, le versement de la rétribution de base est prolongé de C mois par tranche de D % de l’écart entre le rendement effectif et A % du rendement de référence. Le taux de rétribution est ensuite de B ct./kWh jusqu’à la fin de la durée de rétribution.

3.2.3.2

Suivant la date de mise en service, les valeurs suivantes s’appliquent pour A, B, C et D:

3.2.4

Le rendement de référence est calculé sur la base de la caractéristique de puissance et de la hauteur de moyeu de l’éolienne effectivement choisie, compte tenu des caractéristiques du site de référence visé aux ch. 3.2.5 et 3.2.6.

3.2.5

Le site de référence pour les sites situés à une altitude inférieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer présente les quatre caractéristiques suivantes:

3.2.6

Le site de référence pour les sites situés à une altitude égale ou supérieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer présente les quatre caractéristiques suivantes:

3.2.7

Le rendement de référence des installations situées à une altitude égale ou supérieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer qui ont été mises en service avant le 1^er janvier 2013 est calculé en fonction des caractéristiques du site de référence visé au ch. 3.2.5.

3.2.8

L’organe d’exécution fixe les modalités du calcul du rendement de référence dans une directive.

La durée de rétribution est de 15 ans.

5.1

Demande

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation, y compris l’altitude au-dessus du niveau de la mer;

b.

accord des propriétaires fonciers;

c.

puissance prévue;

d.

production annuelle attendue;

e.

catégorie de producteur.

5.2

…

5.3

Avis d’avancement du projet

5.3.1

Pour les installations tenues de procéder à une étude d’impact sur l’environnement, l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis au plus tard quatre ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22). Cet avis doit contenir le cahier des charges adopté par le canton d’implantation pour le rapport d’impact sur l’environnement.

5.3.2

Dix ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un second avis. Celui-ci comporte au minimum les éléments suivants:

a.

permis de construire exécutoire;

b.

annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

c.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d.

date prévue de mise en service.

5.4

Mise en service

5.4.1

L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.4.2

Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard trois ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.5

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au minimum les éléments suivants:

a.

désignation du type d’installation;

b.

puissance;

c.

hauteur du moyeu;

d.

équipements spéciaux (p. ex. chauffage des pales du rotor);

e.

date de mise en service;

f.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande et dans l’avis d’avancement du projet.

6.1

L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis le premier avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit au plus tard le 31 décembre 2017 est soumis aux dispositions déterminantes au moment de la transmission de cet avis, tant en ce qui concerne la durée de rétribution que son calcul. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables.

6.2

Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version du 2 décembre 2016²¹⁸, l’avis de mise en service est transmis dans les délais suivants:

a.

au plus tard sept ans après réception de la décision positive si l’exploitant l’a reçue le 31 décembre 2015 au plus tard;

b.

au plus tard le 31 décembre 2019 si l’exploitant a reçu la décision positive entre le 1^er janvier 2016 et le 1^er janvier 2017.

²¹⁹ Mise à jour par le ch. II des O du 27 fév. 2019 (RO 2019 923), du 23 oct. 2019 (RO 2019 3479), le ch. II al. 1 des O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771) et du 20 nov. 2024 (RO 2024 708) et le ch. II de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 830).

(art. 16, 17, 21 et 23)

Les installations géothermiques se composent d’une partie souterraine, notamment d’un ou de plusieurs puits, d’un réservoir et de pompes, et d’une partie en surface, notamment d’un échangeur de chaleur, d’un système de conversion et des pièces correspondantes, et servent à produire de l’électricité et de la chaleur.

2.1

Installations géothermiques hydrothermales

Les installations géothermiques hydrothermales utilisent principalement de l’eau chaude naturelle issue de réservoirs géothermiques pour produire de l’électricité et de la chaleur.

2.2

Installations géothermiques pétrothermales

Les installations géothermiques pétrothermales doivent recourir au préalable à la stimulation hydraulique du réservoir géothermique pour produire de l’électricité et de la chaleur.

3.1

Les installations géothermiques doivent présenter le taux d’utilisation global minimal et le taux d’utilisation de l’électricité minimal indiqués dans le graphique suivant au plus tard à compter du début de la troisième année civile complète suivant la mise en service:

3.2

La période d’évaluation déterminante pour établir le taux d’utilisation global est l’année civile complète; le taux d’utilisation global se rapporte à l’énergie mesurée en une année à la tête de forage.

Taux d’utilisation de la chaleur = chaleur utilisée divisée par l’énergie à la tête de forage

Taux d’utilisation de l’électricité = électricité produite divisée par l’énergie à la tête de forage

4.1

Calcul

Le taux de rétribution est déterminé selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 4.2 et 4.3.

4.2

Taux de rétribution pour les installations géothermiques hydrothermales:

4.3

Taux de rétribution pour les installations géothermiques pétrothermales:

La durée de rétribution est de 15 ans.

6.1

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation;

b.

accord des propriétaires fonciers;

c.

puissance électrique et thermique nominale;

d.

production brute et nette annuelle d’électricité et de chaleur attendue;

e.

utilisation projetée de la chaleur et accord des acheteurs de chaleur prévisibles;

f.

moyen de refroidissement;

g.

catégorie de producteur.

6.2

Avis d’avancement du projet

6.2.1

Six ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis.

6.2.2

L’avis comporte au minimum les éléments suivants:

a.

permis de construire exécutoire;

b.

annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

c.

possibilités de raccordement pour l’énergie thermique;

d.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

e.

date prévue de mise en service.

6.3

Mise en service

6.3.1

L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

6.3.2

Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard six ans après réception de la décision de participation provisoire.

6.4

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au minimum les éléments suivants:

a.

date de mise en service;

b.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande ou dans l’avis d’avancement du projet;

c.

confirmation de l’Office fédéral de topographie que le responsable de projet lui a remis toutes les géodonnées utiles au traitement, conformément à la loi du 5 octobre 2007 sur la géoinformation²²⁰.

7.1

L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis l’avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit avant le 1^er janvier 2018 bénéficie d’une durée de rétribution de 20 ans.

7.2

Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie dans sa version du 2 décembre 2016²²¹, l’avis de mise en service doit être transmis le 31 décembre 2034 au plus tard.

²²² Mise à jour par le ch. II de l’O du 23 oct. 2019 (RO 2019 3479), le ch. II al. 1 de l’O du 20 nov. 2024 (RO 2024 708) et le ch. II de l’O du 21 mai 2025, en vigueur depuis le 1^er juil. 2025 (RO 2025 383).

(art. 16, 17, 21, 23 et 28)

Une installation de biomasse est un dispositif technique autonome destiné à produire de l’électricité à partir de la biomasse. Généralement, les installations destinées à produire de l’énergie à partir de la biomasse opèrent selon des processus à plusieurs niveaux. Ceux-ci comprennent notamment les stades suivants:

a.

réception et traitement préalable du combustible ou du substrat;

b.

transformation de la biomasse en un produit intermédiaire par des procédés thermochimiques, physico-chimiques ou biologiques (premier niveau de conversion);

c.

transformation du produit intermédiaire en électricité et en chaleur au moyen d’une installation de couplage chaleur-force, ou installation CCF (deuxième niveau de conversion);

d.

traitement ultérieur des substances résiduaires et des sous-produits.

2.1

Exigences générales

2.1.1

Biomasse autorisée:

Biomasse au sens de l’art. 2, let. b, de la présente ordonnance, pour autant que les substances visées au ch. 2.1.2 ne soient pas utilisées.

2.1.2

Biomasse non autorisée:

a.

biomasse asséchée à l’aide d’énergies fossiles;

b

tourbe;

c.

déchets urbains non triés issus des ménages, des arts et métiers et de l’industrie, de même que les déchets similaires valorisés dans les UIOM;

d.

alluvions et sédiments des cours d’eau;

e.

textiles;

f.

gaz de décharge;

g.

gaz d’épuration, boues brutes de STEP;

h.

carburants et combustibles renouvelables dont la plus-value écologique a déjà été rétribuée par la délivrance d’attestations au sens de la législation sur le CO₂, à l’exception du carburant biogène pour l’allumage utilisé dans des centrales à énergie totale équipée.

2.1.3

La période d’évaluation pour les exigences générales est de trois mois.

2.2

Exigences énergétiques minimales

2.2.1

Les exigences énergétiques minimales doivent être respectées au plus tard à compter du début de la troisième année civile complète suivant la mise en service.

2.2.2

La période d’évaluation pour les exigences énergétiques minimales est l’année civile complète.

2.2.3

Les cycles vapeur, en particulier les installations ORC (Organic Rankine Cycle), les turbines à vapeur et les moteurs à vapeur, doivent présenter un taux d’utilisation énergétique global minimal correspondant au graphique suivant:

Le calcul du taux d’utilisation énergétique global se rapporte au pouvoir calorifique inférieur H_u du combustible introduit.

Calcul:

Taux d’utilisation de l’électricité = électricité produite divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion.

Taux d’utilisation de la chaleur = chaleur utilisée divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion.

2.2.4

Les autres installations CCF, en particulier les centrales à énergie totale équipée, les turbines à gaz, les piles à combustibles et les moteurs Stirling, doivent répondre aux exigences énergétiques minimales suivantes:

a.

Taux d’efficacité électrique:

Le module CCF doit atteindre un taux d’efficacité électrique minimal correspondant au graphique suivant:

b.

Utilisation de la chaleur:

1.

Les installations qui peuvent prétendre au bonus agricole conformément au ch. 3.4 doivent seulement couvrir les besoins de chaleur de l’installation productrice d’énergie (p. ex. chauffage de fermenteur) au moyen des rejets de chaleur de l’installation CCF ou en utilisant des énergies renouvelables.

2.

Pour les autres installations, la part de la chaleur utilisée en externe (c.-à-d. sans consommation propre de l’installation productrice d’énergie) doit être d’au moins 40 % de la production de chaleur brute.

2.3

Exigences écologiques minimales

2.3.1

La période d’évaluation pour les exigences écologiques minimales est de trois mois.

2.3.2

Les carburants renouvelables doivent satisfaire aux exigences donnant droit à un allégement fiscal pour les carburants renouvelables au sens de l’art. 12b de la loi du 21 juin 1996 sur l’imposition des huiles minérales²²³.

2.3.3

En cas de production d’un carburant renouvelable utilisé directement sur place pour produire de l’électricité, il faut disposer, lors de la mise en service de l’installation, d’une autorisation d’établissement de fabrication avec droit à l’allégement fiscal établie par l’Office fédéral de la douane et de la sécurité des frontières.

2.3.4

Si les carburants renouvelables sont utilisés pour la propulsion d’une installation de production d’électricité, il faut disposer, au moment de la réception des carburants, d’un numéro de preuve de l’Office fédéral de la douane et de la sécurité des frontières pour chaque carburant utilisé.

2.3.5

Lorsque du gaz biogène est prélevé sur le réseau de gaz naturel, les exigences écologiques minimales sont considérées comme remplies si le fournisseur de gaz apporte la preuve au moyen de garanties d’origine que le volume de gaz prélevé l’a été sur le réseau de gaz naturel.

3.1

Calcul du taux de rétribution

3.1.1

Le taux de rétribution se compose d’une rétribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un bonus visé au ch. 3.3 ou au ch. 3.4. Il est recalculé chaque année.

3.1.2

La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la rétribution de base et des bonus. Elle correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt de l’installation est déduit dans le calcul de la puissance équivalente.

3.1.3

Les taux de la rétribution de base et des bonus sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 3.2 à 3.4.

3.2

Rétribution de base

Taux de la rétribution de base par classes de puissance en cas de mise en service à partir du 1^er janvier 2013:

3.3

Bonus pour les centrales électriques à bois

Taux du bonus pour les centrales électriques à bois par classes de puissance en cas de mise en service à partir du 1^er janvier 2013:

3.4

Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture

3.4.1

Un bonus pour la biomasse issue de l’agriculture est alloué:

a.

en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des excédents et des produits agricoles déclassés, et

b.

si la proportion de cosubstrats non agricoles et de plantes énergétiques est inférieure ou égale à 20 % de la masse de matière fraîche.

3.4.2

Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture:

4.1

Taux de rétribution

4.1.1

Le taux de rétribution du gaz biogène qui est injecté dans le réseau de gaz naturel et utilisé pour la production d’électricité dans un lieu autre que celui où il a été produit est de 52 x^-0,17 ct./kWh, où x correspond à la puissance équivalente visée au ch. 3.1.2.

4.1.2

Le taux de rétribution maximum est de 26,5 ct./kWh.

4.2

Exigences minimales

Les exigences minimales ci-après doivent être respectées:

a.

exigences pour le taux d’efficacité électrique:

les exigences minimales visées au ch. 2.2.2 s’appliquent pour le taux d’efficacité électrique;

b.

exigences pour l’utilisation de la chaleur:

la part de la chaleur utilisée en externe doit être d’au moins 60 % de la production de chaleur brute;

c.

exigences écologiques minimales:

le ch. 2.3 s’applique pour les exigences écologiques minimales.

Le taux de rétribution applicable aux installations qui ont fait l’objet d’un agrandissement ou d’une rénovation ultérieurs se calcule selon la formule suivante:

(P0/P1) * V1 + (1-P0/P1) * (N0/N1) * V1

où:

P0: puissance de l’installation avant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018 ou, dans le cas d’installations dans lesquelles un agrandissement ou une rénovation ont été entamés avant le 1^er janvier 2018, pour autant que la mise en service ait eu lieu au plus tard le 30 juin 2018 et ait été annoncée à l’organe d’exécution au plus tard le 31 juillet 2018, la puissance de l’installation après cet agrandissement ou cette rénovation;

P1: puissance de l’installation après l’agrandissement le plus récent ou la rénovation la plus récente;

N0: moyenne de la production nette:

–

des deux années civiles précédant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018,

–

du temps qui, jusqu’au moment du premier agrandissement ou de la première rénovation effectués à partir de 2018, s’est écoulé depuis la mise en service, ou depuis l’agrandissement ou la rénovation précédents, pour autant qu’il se soit écoulé moins de deux années civiles;

N1: production nette après l’agrandissement;

V1: taux de rétribution calculé selon le ch. 3 ou 4 sur la base de la production nette totale réalisée après l’agrandissement ou la rénovation.

La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de rétribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée. Les éventuels paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de rétribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification selon le ch. 8.1.

La durée de rétribution est de 20 ans.

8.1

Demande

La demande comporte au minimum les éléments suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation;

b.

description du projet montrant que toutes les conditions sont remplies;

c.

puissance nominale électrique et thermique;

d.

production brute d’électricité et de chaleur attendue (en kWh), production nette d’électricité attendue et utilisation externe de chaleur attendue (en kWh) par année civile;

e.

types et quantités des biomasses utilisées pour la production énergétique;

f.

type, quantité et pouvoir calorifique inférieur moyen du produit intermédiaire;

g.

accord des propriétaires fonciers.

8.2

Avis d’avancement du projet

8.2.1

Au plus tard trois ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis.

8.2.2

L’avis comporte au minimum les éléments suivants:

a.

permis de construire exécutoire;

b.

annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

c.

modifications éventuelles par rapport au ch. 8.1;

d.

date prévue de mise en service.

8.3

Mise en service

8.3.1

L’installation doit être mise en service au plus tard six ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

8.3.2

Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard trois ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

8.4

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les éléments suivants:

a.

modifications éventuelles par rapport au ch. 8.1;

b.

date de mise en service.

9.1

L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis l’avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit avant le 1^er janvier 2018 a droit au bonus de 2,5 ct./kWh pour l’utilisation externe de la chaleur (bonus CCF) conformément à l’ancien droit.

9.2

Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version du 2 décembre 2016²²⁴, l’avis de mise en service est transmis dans les délais suivants:

a.

au plus tard six ans après réception de la décision positive si l’exploitant l’a reçue le 31 décembre 2015 au plus tard;

b.

au plus tard le 31 décembre 2019 si l’exploitant a reçu la décision positive entre le 1^er janvier 2016 et le 1^er janvier 2017.

9.3

Pour les UIOM et les installations d’incinération des boues ainsi que pour les installations au gaz d’épuration et au gaz de décharge qui reçoivent déjà une rétribution selon l’ancien droit, ce dernier s’applique aux conditions d’octroi, aux exigences minimales et à l’exploitation courante.

²²⁵ Mise à jour par le ch. II des O du 27 fév. 2019 (RO 2019 923), du 25 nov. 2020 (RO 2020 6129), du 24 nov. 2021 (RO 2021 820), le ch. II al. 1 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771), le ch. II des O du 17 mars 2023 (RO 2023 144), du 29 nov. 2023 (RO 2023 764) et le ch. II al. 1 de l’O du 20 nov. 2024 (RO 2024 708), l’erratum du 23 janv. 2025 (RO 2025 57) et le ch. II des O du 21 mai 2025 (RO 2025 383) et du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 830).

(art. 7, 35, 38, 41 à 43, 45, 46d, 46i et 46l)

La définition d’une installation photovoltaïque se fonde sur l’annexe 1.2, ch. 1.

2.1

Les taux suivants s’appliquent pour les installations intégrées mises en service à partir du 1^er janvier 2013:

2.2

Les taux suivants s’appliquent pour les installations intégrées mises en service le 31 décembre 2012 au plus tard:

2.3

Les taux suivants s’appliquent pour les installations ajoutées et les installations isolées mises en service à partir du 1^er janvier 2013:

2.4

Les taux suivants s’appliquent pour les installations ajoutées et les installations isolées mises en service le 31 décembre 2012 au plus tard:

2.5

S’agissant des installations d’une puissance égale ou supérieure à 30 kW, la contribution liée à la puissance est déterminée selon une pondération établie sur la base des classes de puissance.

2.6

Les installations visées à l’art. 7, al. 3, bénéficient des taux pour les installations intégrées pour autant qu’elles appartiennent à la catégorie des installations intégrées.

2.7

Bonus

2.7.1

Le bonus pour les installations intégrées présentant un angle d’inclinaison d’au moins 75 degrés est de 400 francs par kW.

2.7.2

Le bonus pour les installations ajoutées ou isolées présentant un angle d’inclinaison d’au moins 75 degrés est de 200 francs par kW.

2.7.3

Le bonus pour l’électricité hivernale se monte à:

a.

3,50 francs multipliés par le rendement spécifique moyen d’électricité hivernale supplémentaire des trois premiers semestres d’hiver complets, pour les installations sans consommation propre, par kW;

b.

2,50 francs multipliés par le rendement spécifique moyen d’électricité hivernale supplémentaire des trois premiers semestres d’hiver complets, pour les installations avec consommation propre, par kW.

2.7.4

Le bonus pour les places de stationnement est de 250 francs par kW.

2.8

Les taux suivants s’appliquent pour les installations intégrées mises en service à partir du 1^er janvier 2023:

2.9

Les taux suivants s’appliquent pour les installations ajoutées et les installations isolées mises en service à partir du 1^er janvier 2023:

2.10

Pour les nouvelles installations sans consommation propre d’une puissance inférieure à 150 kW et pour les agrandissements notables d’installations sans consommation propre apportant une puissance supplémentaire inférieure à 150 kW, la contribution liée à la puissance pour la rétribution unique élevée s’élève à 450 francs par kW si l’installation ou l’agrandissement a été mis en service à partir du 1^er janvier 2023. Aucune contribution de base n’est versée pour les installations sans consommation propre.

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de l’installation;

b.

extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;

c.

catégorie de l’installation;

d.

puissance;

e.

production annuelle attendue;

f.

accord des propriétaires fonciers;

g.

catégorie de producteur;

h.

date de mise en service;

i.

procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT²²⁶, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

j.

certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM²²⁷;

k.

pour les installations intégrées: des photos du générateur solaire pendant et après la construction permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation intégrée visée à l’art. 6;

l.

pour les installations visées à l’art. 7, al. 3: la déclaration que l’exploitant renonce à la rétribution de la contribution liée à la puissance pour la puissance égale ou supérieure à 100 kW;

m.

déclaration selon laquelle l’installation injecte la totalité de l’électricité produite ou sert à la consommation propre au sens de l’art. 16 LEne.

4.1

La demande pour les grandes installations comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de l’installation;

b.

extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;

c.

catégorie de l’installation;

d.

puissance prévue;

e.

production annuelle attendue;

f.

accord des propriétaires fonciers;

g.

catégorie de producteur;

h.

déclaration selon laquelle l’installation injecte la totalité de l’électricité produite ou sert à la consommation propre au sens de l’art. 16 LEne;

i.

pour les installations faisant l’objet d’une demande de bonus pour l’électricité hivernale: une simulation de la production probable d’électricité de l’installation, prouvant que les conditions d’octroi du bonus seront vraisemblablement remplies.

4.2

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

date de mise en service;

b.

procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

c.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d.

certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM;

e.

pour les installations intégrées mises en service le 31 décembre 2012 au plus tard ou à partir du 1^er avril 2025: des photos du générateur solaire pendant et après la construction permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation intégrée au sens de l’art. 6;

f.

pour les installations faisant l’objet d’une demande de bonus pour les places de stationnement: des photos permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation sise sur une aire de stationnement permanente non couverte avant la mise en place de cette installation.

5.1

La demande pour les installations visées à l’art. 71a LEne comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de l’installation;

b.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une rétribution unique sont remplies;

c.

permis de construire exécutoire;

d.

liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;

e.

calcul des coûts non couverts;

f.

extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;

g.

puissance prévue de l’installation;

h.

date prévue pour la mise en service;

i.

production annuelle d’électricité attendue, calculée selon les prescriptions de l’OFEN;

j.

production d’électricité attendue pour le semestre d’hiver (du 1^er octobre au 31 mars) par kW de puissance installée, calculée conformément aux prescriptions de l’OFEN;

k.

contenu prévu du suivi scientifique;

l.

catégorie de producteur.

5.2

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les données et les documents suivants:

a.

date de mise en service;

b.

procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

c.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d.

certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM.

Le calcul des coûts non couverts pour les installations visées à l’art. 71a se fonde sur la durée d’utilisation des différentes composantes de l’installation ci-après:

²²⁸ Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771), le ch. II de l’O du 29 nov. 2023 (RO 2023 764) et le ch. II al. 1 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 35e et 53)

1.1

Une installation hydroélectrique est un aménagement technique exploitable de manière autonome destiné à produire de l’électricité à partir de la force hydraulique.

1.2

Les installations citées à l’art. 9 sont réputées exploitables de manière autonome.

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit ainsi que l’emplacement de la centrale, des prises d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;

b.

étude préliminaire décrivant le projet et montrant la faisabilité;

c.

estimation des coûts ainsi que calendrier et plan de financement;

d.

pour les agrandissements: documents montrant que l’agrandissement est notable;

e.

puissance mécanique brute moyenne de l’eau, avant et après l’investissement;

f.

puissance installée, avant et après l’investissement;

g.

débit utilisable en mètres cubes, en moyenne calculée sur cinq années civiles complètes précédant et suivant l’investissement;

h.

production d’électricité (en kWh) par année civile, avant et après l’investissement;

i.

hauteur de chute brute moyenne, (en m) avant et après l’investissement;

j.

hauteur de chute nette moyenne, (en m) avant et après l’investissement;

k.

débit équipé, avant et après l’investissement;

l.

volume d’accumulation utilisable, avant et après l’investissement;

m.

données sur les autres aides financières.

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de la centrale, des prises d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;

b.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;

c.

descriptif technique de l’installation;

d.

pour les agrandissements et les rénovations: documents montrant que l’agrandissement ou la rénovation est notable;

e.

puissance mécanique brute moyenne de l’eau, avant et après l’investissement;

f.

puissance installée, avant et après l’investissement;

g.

débit utilisable en mètres cubes, en moyenne calculée sur cinq années civiles complètes précédant et suivant l’investissement;

h.

production d’électricité (en kWh) par année civile, avant et après l’investissement;

i.

hauteur de chute brute moyenne, (en m) avant et après l’investissement;

j.

hauteur de chute nette moyenne, (en m) avant et après l’investissement;

k.

débit équipé, avant et après l’investissement;

l.

volume d’accumulation utilisable, avant et après l’investissement;

m.

date prévue du début des travaux et de mise en service;

n.

preuve de la validité du droit d’utilisation de l’eau et du permis de construire exécutoire;

o.

liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;

p.

données sur les autres aides financières.

Le calcul de rentabilité se fonde sur la durée d’utilisation des différentes composantes de l’installation ci-après:

²²⁹ Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 20 nov. 2024 (RO 2024 708). Mise à jour par le ch. II de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 830).

(art. 30e^ter, 30e^quater, 68, 69, 74, 80a, 80b, 80d, 84 et 85)

La définition d’une installation de biomasse se fonde sur l’annexe 1.5, ch. 1.

2.1

Exigences générales

Les exigences générales s’appuient sur l’annexe 1.5, ch. 2.1.1 et 2.1.2.

2.2

Exigences énergétiques minimales

Les besoins de chaleur de l’installation productrice d’énergie doivent être couverts par les rejets de chaleur de l’installation CCF ou en utilisant des énergies renouvelables.

2.3

Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;

b.

permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;

c.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;

d.

plan d’ensemble;

e.

liste des coûts d’investissement;

f.

puissance électrique installée et puissance électrique équivalente en kWel, avant et après l’investissement;

g.

production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;

h.

production nette d’électricité et de chaleur ainsi qu’utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;

i.

date prévue de mise en service.

2.4

Composantes de l’installation

Le calcul des coûts d’une installation de référence tient notamment compte des composantes de l’installation suivantes et de la durée d’utilisation indiquée; cette règle s’applique également au calcul des coûts d’investissement imputables en cas de rénovation notable:

3.1

Exigences générales

3.1.1

Les exigences générales s’appuient sur l’annexe 1.5, ch. 2.1.1 et 2.1.2.

3.1.2

Une installation est réputée centrale électrique à bois uniquement si elle utilise du bois comme seul agent énergétique.

3.2

Exigences énergétiques minimales

3.2.1

Le taux d’utilisation énergétique global minimal pondéré des centrales électriques à bois doit atteindre au moins 70 %. Il correspond à la somme du taux d’utilisation de la chaleur, du taux d’utilisation des produits et du taux d’utilisation de l’électricité multiplié par le facteur 1,75.

3.2.2

Les règles suivantes s’appliquent au calcul du taux d’utilisation énergétique global:

a.

le calcul se fonde sur le pouvoir calorifique inférieur H_u du combustible introduit;

b.

le taux d’utilisation de la chaleur correspond à la chaleur utilisée en externe divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion;

c.

le taux d’utilisation des produits correspond au pouvoir calorifique inférieur H_u des produits divisé par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion;

d.

le taux d’utilisation de l’électricité correspond à la production nette divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion.

3.2.3

Le taux d’utilisation des produits est pris en compte dans le calcul du taux d’utilisation énergétique global pondéré uniquement lorsque le processus thermique vise en sus à produire des agents énergétiques ou des produits ayant un pouvoir calorifique inférieur H_u >0.

3.2.4

Si un réseau de chaleur à distance ou un autre dispositif d’exploitation de chaleur est construit ou agrandi lors de la construction, de l’agrandissement notable ou de la rénovation notable d’une centrale électrique à bois, les exigences énergétiques minimales doivent être respectées au plus tard à compter du début de la troisième année civile complète suivant la mise en service de l’installation, de l’agrandissement ou de la rénovation.

3.3

Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;

b.

permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;

c.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;

d.

plan d’ensemble;

e.

liste des coûts d’investissement;

f.

puissance électrique installée en kWel, avant et après l’investissement;

g.

production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;

h.

production nette d’électricité et utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;

i.

date prévue de mise en service.

3.4

Composantes de l’installation

La détermination des coûts d’une installation de référence tient notamment compte des coûts des composantes de l’installation suivantes et de la durée d’utilisation indiquée; cette règle s’applique également au calcul des coûts d’investissement imputables en cas de rénovation notable:

4.1

Exigences énergétiques minimales

Une contribution d’investissement n’est accordée que si la nouvelle installation ou l’agrandissement notable présente une efficacité énergétique nette (EEN) d’au moins 0,9 et la rénovation notable, une EEN d’au moins 0,85.

4.2

Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;

b.

permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;

c.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;

d.

liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;

e.

puissance électrique installée (en kWel), avant et après l’investissement;

f.

production brute d’électricité et de chaleur (en kWh), par année civile avant et après l’investissement;

g.

production nette d’électricité et utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;

h.

date prévue de mise en service.

4.3

Composantes de l’installation

Les coûts des composantes suivantes de l’installation sont réputés coûts d’investissement imputables:

5.1

Exigences posées aux boues et à l’incinération

Ne peuvent être utilisés que des boues déshydratées ou des déchets biogènes asséchés à l’aide d’énergies renouvelables. Seuls des agents énergétiques renouvelables sont autorisés comme combustibles additionnels.

5.2

Les exigences énergétiques minimales, le contenu de la demande et le tableau des durées d’utilisation des UIOM s’appliquent.

6.1

Exigences énergétiques minimales

Le bassin de fermentation doit être chauffé avec les rejets de chaleur.

6.2

Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;

b.

permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;

c.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;

d.

plan d’ensemble;

e.

liste des coûts d’investissement;

f.

puissance électrique installée et puissance électrique équivalente en kWel, avant et après l’investissement;

g.

production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;

h.

production nette d’électricité et utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;

i.

date prévue de mise en service;

j.

équivalents-habitants de l’installation d’épuration.

6.3

Composantes de l’installation

La détermination des coûts d’une installation de référence tient notamment compte des coûts des composantes de l’installation suivantes et de la durée d’utilisation indiquée; cette règle s’applique également au calcul des coûts d’investissement imputables en cas de rénovation notable et au calcul de la contribution d’investissement allouée pour les installations au gaz de décharge:

7.1

Calcul des taux

7.1.1

Puissance équivalente

7.1.1.1

Le calcul des taux se base sur la puissance équivalente d’une installation de biogaz ou d’une installation au gaz d’épuration, puissance qui correspond au quotient de la production nette en kWh par la somme des heures de l’année d’exploitation considérée. Le calcul du montant définitif de la contribution d’investissement se base sur deux années complètes d’exploitation de l’installation nouvelle, rénovée ou agrandie.

7.1.1.2

Si, durant cette période, des substrats très énergétiques présentant une teneur en gaz de plus de 500 mètres cubes normalisés par tonne de masse de matière fraîche et transportés sur une distance supérieure à 50 km ont été utilisés, leur production d’énergie n’est pas prise en compte pour déterminer la puissance équivalente.

7.1.2

La puissance de l’installation est déterminante pour le calcul des taux applicables aux centrales électriques à bois.

7.1.3

Les taux sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées au ch. 7.2.

7.2

Taux

7.2.1

Taux pour les installations de biogaz par classe de puissance:

7.2.2

Taux pour les centrales électriques à bois par classe de puissance:

7.2.3

Taux pour les installations au gaz d’épuration par classe de puissance:

²³⁰ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771). Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 35e et 87d)

1.1

Définition des installations

La définition d’une installation éolienne se fonde sur l’annexe 1.3, ch. 1.

1.2

Catégories

1.2.1

Les installations éoliennes sont réparties dans trois catégories en fonction de l’altitude à laquelle elles sont construites:

a.

catégorie I: < 1000 m au-dessus du niveau de la mer;

b.

catégorie II: de 1000 à 1700 m au-dessus du niveau de la mer;

c.

catégorie III: > 1700 m au-dessus du niveau de la mer.

1.2.2

La bordure supérieure du socle d’une installation est déterminante pour calculer l’altitude.

2.1

Exigences minimales posées aux mesures du vent à l’emplacement d’une nouvelle installation

Les mesures du vent à l’emplacement d’une nouvelle installation doivent respecter les exigences minimales suivantes:

a.

le mât de mesure du vent est érigé dans le périmètre du parc;

b.

la hauteur du mât est au moins égale aux deux tiers de celle du moyeu de l’installation éolienne ou d’au moins 100 m; si le mât est plus court, des mesures LiDAR ou SODAR complémentaires sont réalisées dans le périmètre du parc;

c.

la mesure est exécutée avec des capteurs de direction du vent et des capteurs calibrés de vitesse du vent à deux hauteurs au moins, le point de mesure le plus haut se situant à 2 m au plus sous le sommet du mât;

d.

le vent est mesuré pendant au moins 12 mois sans interruption;

e.

les données de mesure du vent sont disponibles pour 80 % du temps au moins.

2.2

Exigences minimales posées aux mesures du vent relatives aux installations éoliennes existantes (données d’exploitation)

Les données de mesure du vent relatives aux installations éoliennes existantes doivent respecter les exigences suivantes:

a.

l’installation éolienne se trouve dans le périmètre du parc;

b.

la mesure est effectuée à la hauteur du moyeu de la turbine éolienne;

c.

la mesure est effectuée durant au moins 12 mois sans interruption;

d.

les données de mesure du vent sont disponibles pour au moins 80 % du temps.

2.3

Exigences minimales posées aux évaluations du rendement

Les évaluations du rendement doivent comporter au moins les informations suivantes:

a.

documentation de la mesure du vent ou des données d’exploitation;

b.

nombre d’installations éoliennes prévues ainsi que leurs dimensions et leur puissance nominale;

c.

prévisions de rendement pour tous les emplacements prévus des installations avec le type d’installation éolienne le plus approprié.

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

preuve que l’emplacement du projet est prévu dans le plan directeur cantonal pour l’utilisation de l’énergie éolienne;

b.

étude préliminaire au projet comportant les données et les documents suivants:

–

carte incluant le périmètre du projet,

–

nombre et emplacement des installations éoliennes prévues,

–

description du projet assortie des données relatives au responsable du projet, à la gestion du projet, aux mesures du vent prévues, aux études environnementales et techniques prévues, à la planification du projet (raccordement au réseau, chemins de desserte, établissement du plan d’affectation, étude d’impact sur l’environnement, permis de construire, travail d’information) et au calendrier des études de projet;

c.

personne de contact responsable avec adresse et informations de contact (y compris adresse électronique et numéro de téléphone).

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le périmètre du projet, l’emplacement de l’installation éolienne prévue et le nom de l’ayant droit;

b.

description du projet, y compris un calendrier, montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;

c.

descriptif technique de l’installation, notamment données sur le type d’installation éolienne et le raccordement au réseau prévus (gestionnaire de réseau, niveau du réseau, ébauche de plan);

d.

évaluation du rendement qui satisfait les exigences visées au ch. 2.3.

Taux:

²³¹ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771). Mise à jour par le ch. II de l’O du 21 mai 2025, en vigueur depuis le 1^er juil. 2025 (RO 2025 383).

(art. 87r et 87t)

1.1

Recherche de ressources géothermiques

La recherche de ressources géothermiques s’appuie sur la prospection et la mise en valeur pour détecter un réservoir géothermique en vue de son exploitation.

1.2

Prospection

La prospection comprend les analyses servant à caractériser le sous-sol d’un réservoir géothermique supposé et à déterminer l’emplacement en surface et la cible d’un puits d’exploration.

1.3

Mise en valeur

La mise en valeur comprend l’exploration au moyen de forages destinés à l’extraction d’eau chaude et à une éventuelle réinjection de l’eau extraite dans le réservoir géothermique.

2.1

Sont notamment imputables dans le cadre de la prospection les coûts pour:

a.

l’acquisition de nouvelles géodonnées dans la zone de prospection;

b.

les travaux destinés à l’acquisition de nouvelles géodonnées;

c.

l’analyse et l’interprétation des géodonnées.

2.2

Sont notamment imputables dans le cadre de la mise en valeur les coûts pour:

a.

la préparation, la mise en place et le démontage du site de forage;

b.

les forages, y compris le tubage, la cémentation et l’achèvement des forages d’exploration, d’injection et de surveillance prévus;

c.

les stimulations de puits et de réservoirs;

d.

les tests de puits;

e.

les diagraphies de puits, y compris l’instrumentation;

f.

les tests de circulation;

g.

les analyses des substances détectées;

h.

l’accompagnement géologique, l’analyse et l’interprétation des données.

2.3

Les coûts survenant dans le cadre de démarches administratives ne sont pas imputables.

3.1

Demande

La demande doit renseigner sur les aspects techniques, économiques, juridiques, sécuritaires, environnementaux et organisationnels du projet, notamment sur les éléments suivants:

a.

l’état actuel des connaissances concernant la zone de recherche de ressources géothermiques, connaissances fondées sur une compilation de toutes les géodonnées existantes, sur des analyses et sur des interprétations;

b.

les prospections géoscientifiques prévues pour déterminer les emplacements et les cibles des forages destinés à trouver et à caractériser un réservoir géothermique, ainsi qu’à déterminer la probabilité de trouver un tel réservoir;

c.

les concepts d’utilisation en cas de prospection réussie ainsi que les calculs provisoires de rentabilité;

d.

les calendriers et les estimations de coûts détaillés présentant des écarts de 20 % au plus;

e.

les mesures prévues afin d’identifier les dangers et les risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement, notamment les ressources en eau potable, et celles prévues pour réduire ces risques à un niveau aussi faible et raisonnablement praticable que possible.

3.2

Examen de la demande

3.2.1

L’OFEN nomme un représentant de l’Office fédéral de topographie (swisstopo) au sein du groupe d’experts indépendant, notamment pour évaluer les composantes géoscientifiques du projet et la plus-value pour la recherche de ressources géothermiques en Suisse.

3.2.2

Le groupe d’experts examine et évalue la demande sur la base des renseignements fournis conformément au ch. 3.1, notamment les éléments suivants:

a.

les travaux de prospection prévus et la gestion de projet;

b.

l’état d’avancement technique et qualitatif des travaux prévus et le caractère innovant;

c.

la question de savoir dans quelle mesure les travaux de prospection accroissent la probabilité de trouver un réservoir géothermique grâce à un forage d’exploration;

d.

la plus-value pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

e.

la gestion des risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement.

3.2.3

Si le groupe d’experts évalue positivement le projet, il adresse à l’OFEN une recommandation portant notamment sur les éléments suivants:

a.

l’accroissement présumé de la probabilité de trouver un réservoir géothermique;

b.

les délais concernant les étapes du projet;

c.

le montant de la contribution à la prospection;

d.

la désignation d’un représentant de swisstopo chargé d’accompagner le projet.

3.3

Contrat

Si la contribution à la prospection peut être allouée, le contrat prévu à l’art. 87t, al. 1, règle en particulier les points suivants:

a.

les étapes à atteindre et les délais à respecter par le requérant;

b.

le devoir d’information du requérant envers l’OFEN, notamment concernant les rapports financiers, les décomptes finaux et d’éventuelles modifications du projet;

c.

le volume, les conditions et les échéances de la contribution à la prospection;

d.

la transmission à titre gratuit de l’installation à la Confédération et le droit d’emption de cette dernière sur le terrain dans le cas où un projet n’est pas poursuivi et ne fait pas l’objet d’une autre utilisation, les monopoles cantonaux étant réservés;

e.

la divulgation de toutes les données financières nécessaires au calcul des pertes ou des gains éventuels visés aux art. 34 et 34a;

f.

les raisons entraînant la dissolution du contrat;

g.

d’autres charges.

3.4

Réalisation et achèvement du projet

3.4.1

Le responsable du projet effectue les travaux de prospection prévus.

3.4.2

L’accompagnateur du projet suit le projet pendant les travaux de prospection et évalue les résultats de ces travaux. Dans l’accomplissement de sa fonction, il peut faire appel au groupe d’experts. Il fait régulièrement rapport à l’OFEN et au groupe d’experts.

3.4.3

Si les étapes et les délais visés au ch. 3.3, let. a, ne sont pas respectés, l’OFEN peut résilier le contrat avec effet immédiat.

3.4.4

Au terme des travaux, le groupe d’experts évalue les résultats des travaux de prospection à l’intention de l’OFEN et examine les résultats sous l’angle de l’augmentation attendue de la probabilité de trouver un réservoir géothermique présumé.

4.1

Demande

La demande doit renseigner sur les aspects techniques, économiques, juridiques, sécuritaires, environnementaux et organisationnels du projet, notamment sur les éléments suivants:

a.

le programme détaillé de forage, de finalisation, de diagraphie et de tests pour tous les forages prévus;

b.

les calendriers et les estimations de coûts détaillés présentant des écarts de 20 % au plus;

c.

les caractéristiques attendues du réservoir géothermique présumé, notamment la température dans le puits au niveau du réservoir, et les propriétés de transport du réservoir;

d.

l’utilisation prévue des puits et du réservoir géothermique, pour le cas où les résultats ne correspondraient pas aux attentes;

e.

les mesures prévues afin d’identifier les dangers et les risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement, notamment les ressources en eau potable, et celles prévues pour réduire ces risques à un niveau aussi faible et raisonnablement praticable que possible;

f.

les innovations prévues pour mettre en valeur de manière fiable et prometteuse les réservoirs géothermiques en Suisse;

g.

l’importance des travaux de mise en valeur pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

h.

la forme juridique prévue ainsi que le nom ou la raison de commerce de la société d’exploitation;

i.

le financement et les coûts administratifs des phases de mise en valeur, de construction, de développement, d’exploitation et de démantèlement;

j.

la valorisation du réservoir de chaleur au moyen d’un concept d’utilisation, la description des potentiels acheteurs de l’électricité et de la chaleur et leur intégration au projet, ainsi que les réductions attendues des émissions de CO₂.

4.2

Examen de la demande

4.2.1

L’OFEN nomme un représentant de swisstopo au sein du groupe d’experts indépendant, notamment pour évaluer les composantes géoscientifiques du projet et de la plus-value pour la recherche de ressources géothermiques en Suisse.

4.2.2

Le groupe d’experts examine et évalue la demande sur la base des renseignements fournis conformément au ch. 4.1, et notamment:

a.

les propriétés attendues du réservoir géothermique, notamment la température dans le puits au niveau du réservoir et les propriétés de transport du réservoir;

b.

l’état d’avancement technique et qualitatif des travaux prévus et le caractère innovant;

c.

la plus-value pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

d.

la gestion des risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement.

4.2.3

Si le groupe d’experts évalue positivement le projet, il adresse à l’OFEN une recommandation concernant notamment les éléments suivants:

a.

la température attendue du réservoir géothermique dans le puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport;

b.

les délais concernant les étapes du projet;

c.

le montant de la contribution à la mise en valeur;

d.

la désignation d’un spécialiste indépendant chargé d’accompagner le projet.

4.3

Contrat

Si la contribution à la mise en valeur peut être allouée, le contrat prévu à l’art. 87t, al. 1, règle en particulier les points suivants:

a.

les étapes à atteindre et les délais à respecter par le requérant;

b.

le devoir d’information du requérant envers l’OFEN, notamment concernant les rapports financiers, les décomptes finaux et d’éventuelles modifications du projet;

c.

le volume, les conditions et les échéances de la contribution à la mise en valeur;

d.

la transmission à titre gratuit de l’installation à la Confédération et le droit d’emption de cette dernière sur le terrain au cas où un projet n’est pas poursuivi et ne fait pas l’objet d’une autre utilisation, les monopoles cantonaux étant réservés;

e.

la divulgation de toutes les données financières nécessaires au calcul de la rentabilité visé aux art. 34 et 34a;

f.

les raisons entraînant la dissolution du contrat;

g.

d’autres charges.

4.4

Réalisation et achèvement du projet

4.4.1

Le responsable du projet effectue les travaux de mise en valeur prévus.

4.4.2

L’accompagnateur du projet suit le projet pendant les travaux de mise en valeur et évalue les résultats de ces travaux, notamment concernant la température et les propriétés de transport du réservoir géothermique. Dans l’accomplissement de sa fonction, il peut faire appel au groupe d’experts. Il fait régulièrement rapport à l’OFEN et au groupe d’experts.

4.4.3

Si les étapes et les délais visés au ch. 4.3, let. a, ne sont pas respectés, l’OFEN peut résilier le contrat avec effet immédiat.

4.4.4

Au plus tard six mois après l’achèvement des travaux de mise en valeur, le groupe d’experts évalue les résultats de ces travaux.

4.4.5

L’OFEN communique au responsable du projet le résultat de l’évaluation, notamment en ce qui concerne le réservoir géothermique.

5.1

Le requérant met gratuitement à la disposition de swisstopo et du canton d’implantation, au plus tard six mois après leur relevé, les géodonnées correspondantes, conformément aux prescriptions techniques de swisstopo.

5.2

Les géodonnées peuvent être utilisées par:

a.

swisstopo conformément aux objectifs de la loi du 5 octobre 2007 sur la géoinformation²³² et de l’ordonnance du 21 mai 2008 sur la géologie nationale²³³;

b.

les cantons d’implantation en vertu de leur propre réglementation.

5.3

swisstopo met les géodonnées primaires et les géodonnées primaires traitées à la disposition du public après l’expiration des délais énumérés ci-après, qui commencent à courir à partir du relevé:

a.

en cas de prospection: 24 mois;

b.

en cas de mise en valeur: 12 mois.

²³⁴ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 35e, 87r et 87t)

La définition d’une installation géothermique se fonde sur l’annexe 1.4, ch. 1.

Les exigences minimales se fondent sur l’annexe 1.4, ch. 3.

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

étude préliminaire au projet comportant au moins les données et les documents suivants:

–

plan d’ensemble incluant le périmètre du projet et les emplacements des installations,

–

description du projet assortie des données relatives au responsable du projet, à la gestion du projet, aux travaux prévus en lien avec l’étude du projet, à l’estimation des coûts et au calendrier de l’étude de projet;

b.

preuve que toutes les conditions pour le versement d’une contribution pour les études de projet sont remplies.

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement ainsi que le périmètre de la concession;

b.

descriptif technique de l’installation;

c.

puissance électrique installée et puissance thermique en MW;

d.

production brute et production nette annuelles attendues d’électricité et de chaleur (en MWh);

e.

utilisation projetée de la chaleur et accord des acheteurs potentiels;

f.

plan de gestion des ressources, en particulier le plan de monitoring concernant l’état du réservoir, la productivité, la sismicité et la composition de l’eau captée, ainsi que d’éventuels plans de développement;

g.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;

h.

calendriers et estimations de coûts détaillés présentant des écarts de 20 % au plus;

i.

preuve du financement pour les phases de construction, d’exploitation et de démantèlement.

²³⁵ Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771), le ch. III de l’O du 12 fév. 2025 (RO 2025 121) et le ch. II de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 830).

(art. 90)

Le taux d’intérêt calculé correspond au coût moyen pondéré du capital. Sous réserve des dérogations visées aux chiffres suivants, le calcul et la communication de ce taux se fondent sur l’art. 13, al. 3, let. b, 3^bis et 3^ter de l’ordonnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement en électricité (OApEl)²³⁶ en relation avec l’annexe 1 OApEl.

Le taux de rendement des fonds propres et le taux de rendement des fonds étrangers sont chacun pondérés à raison de 50 %.

3.1

L’effet de levier résulte de la part au capital total, qui se monte respectivement à 50 % pour les fonds propres et à 50 % pour les fonds étrangers.

3.2

Le unlevered beta est déterminé sur la base d’entreprises européennes comparables (peer group) d’approvisionnement en énergie. Le groupe d’entreprises fait chaque année l’objet d’une vérification et, si possible, d’une amélioration. Si les données du marché financier disponibles ne permettent pas de former un groupe d’entreprises pour certaines technologies, le bêta est déterminé sur la base d’une enquête menée auprès de plusieurs spécialistes afin d’évaluer les risques relatifs liés aux investissements dans la technologie concernée.

²³⁷ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771). Mise à jour par le ch. II des O du 17 mars 2023 (RO 2023 144), du 29 nov. 2023 (RO 2023 764) et le ch. II al. 1 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 46t, 63, 83, 87m et 87z^ter)

1.1

Principes

1.1.1

Les coûts non couverts au sens de l’art. 29, al. 3, let b^bis, LEne correspondent à la valeur actualisée nette de l’ensemble des sorties de liquidités imputables et de l’ensemble des entrées de liquidités à imputer.

1.1.2

Les sorties de liquidités imputables et les entrées de liquidités à imputer doivent être actualisées au moyen du taux d’intérêt calculé visé à l’annexe 3.

1.2.

Sorties de liquidités imputables

1.2.1

Les sorties de liquidités imputables se composent des éléments suivants:

a.

coûts d’investissement imputables;

b.

coûts d’exploitation de l’installation, coûts d’entretien et autres coûts d’exploitation (au plus 2 % des coûts d’investissement imputables par an);

c.

investissements de remplacement.

1.2.2

Les sorties de liquidités imputables sont prises en compte pendant la durée d’utilisation restante de la composante de l’installation qui présente la durée d’utilisation la plus longue.

1.3

Entrées de liquidités à imputer

On entend par entrées de liquidités à imputer toutes les entrées de liquidités rendues possibles par l’investissement.

2.1

Lors du calcul de rentabilité interne à l’entreprise, le coût moyen pondéré du capital peut différer du taux d’intérêt calculé visé à l’annexe 3.

2.2

Pour les installations hydroélectriques, les sorties de liquidités suivantes sont imputables en plus de celles énoncées au ch. 1.2:

a.

coûts pour l’énergie que nécessitent d’éventuelles pompes d’alimentation au prix du marché;

b.

coûts liés à la compensation pour retenue d’eau;

c.

redevances hydrauliques;

d.

impôt sur le bénéfice calculé.

2.3

Lorsqu’une installation hydroélectrique est soumise à concession, les sorties de liquidités imputables doivent être prises en compte pour la durée de concession restante.

2.4

Le calcul des entrées de liquidités à imputer se fonde sur l’espérance mathématique du scénario de prix et celle de l’apport d’eau pour le projet, calculées sur la base d’un scénario de prix et d’un apport d’eau moyens ainsi que d’autres recettes.

2.5

Le requérant doit démontrer en détail et à l’aide de pièces justificatives les hypothèses formulées dans le calcul de rentabilité fourni.

3.1

Pour les installations visées à l’art. 71a LEne, les sorties de liquidités imputables se composent des éléments suivants:

a.

coûts d’investissement imputables;

b.

coûts d’exploitation de l’installation, coûts d’entretien et autres coûts d’exploitation, jusqu’à concurrence de 1% au maximum des coûts d’investissements imputables par an;

c.

investissements de remplacement;

c^bis.

impôt sur le bénéfice calculé;

d.

coûts pour un suivi scientifique dont les résultats sont librement accessibles au public sous une forme adéquate, jusqu’à concurrence de 5 % au maximum des coûts d’investissement imputables ou de 1 000 000 francs au maximum;

e.

provisions pour le démantèlement, jusqu’à concurrence de 15% au maximum des coûts d’investissements imputables.

3.2

On entend par entrées de liquidités à imputer toutes les entrées de liquidités rendues possibles par l’investissement ainsi que les économies réalisées grâce à la consommation propre. Le calcul des entrées de liquidités tient compte de la dégradation des modules photovoltaïque avec un facteur de 0,5% par an.

3.3

Les sorties de liquidités imputables et les entrées de liquidités à imputer sont prises en compte jusqu’à la fin de la durée d’utilisation des derniers modules photovoltaïques mis en exploitation.

3.4

Les investissements sont amortis de façon linéaire sur leur durée d’utilisation, et les éventuelles valeurs résiduelles sont prises en compte en tant qu’entrées de liquidités au terme de la durée d’utilisation des derniers modules photovoltaïques mis en exploitation.

²³⁸ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 20 nov. 2024 (RO 2024 708) et le ch. II des O du 21 mai 2025 (RO 2025 383) et du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 830).

(art. 96b, 96e et 96h)

La définition d’une installation de biomasse se fonde sur l’annexe 1.5, ch. 1.

2.1

Les exigences minimales s’appuient sur les dispositions suivantes:

a.

pour les centrales électriques à bois: annexe 1.5, ch. 2.1 et 2.3, et annexe 2.3, ch. 3.2;

b.

pour toutes les autres catégories: annexe 1.5, ch. 2.

2.2

Pour les installations qui ne bénéficient plus du financement des frais supplémentaires visé à l’art. 73, al. 4, LEne et font l’objet d’une demande de contribution aux coûts d’exploitation, les exigences énergétiques minimales doivent être satisfaites d’ici au 31 décembre 2027.

2.3

La période d’évaluation pour les exigences énergétiques minimales dans le cas des centrales électriques à bois est d’une année civile.

3.1

Calcul du taux de contribution

3.1.1

Le taux de contribution se compose d’une contribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un bonus tel que visé aux ch. 3.3 à 3.6. Le taux de contribution est recalculé chaque année.

3.1.2

La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la contribution de base et des bonus. Elle correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt de l’installation est déduit dans le calcul de la puissance équivalente.

3.1.3

Les taux de la contribution de base et des bonus sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 3.2 à 3.5.

3.2

Taux de la contribution de base

Taux de la contribution de base par classe de puissance:

3.3

Bonus pour les centrales électriques à bois

3.3.1

Le bonus pour les centrales électriques à bois est accordé lorsqu’une installation utilise toute l’année du bois comme seul agent énergétique.

3.3.2

Il est accordé seulement pour l’électricité injectée d’octobre à mars (semestre d’hiver).

3.3.3

Taux du bonus pour les centrales électriques à bois par classe de puissance:

3.4

Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture contenant au plus 20 % de cosubstrats

3.4.1

Un bonus pour la biomasse issue de l’agriculture contenant au plus 20 % de cosubstrats est alloué:

a.

en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des produits agricoles déclassés,

b.

si la proportion de cosubstrats non agricoles est inférieure ou égale à 20% de la masse de matière fraîche, et

c

si aucune plante énergétique n’est utilisée.

3.4.2

Les produits auxiliaires utilisés pour remédier à des dysfonctionnements de processus ne sont pas pris en compte en tant que cosubstrats non agricoles dans une proportion de 0,2 % au plus de toute la masse de matière fraîche totale utilisée par année. Le recours à ces produits doit être consigné et dûment justifié.

3.4.3

Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture contenant au plus 20 % de cosubstrats, par classe de puissance:

3.5

Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture sans cosubstrat

3.5.1

Un bonus pour la biomasse issue de l’agriculture sans cosubstrat est alloué:

a.

en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des produits agricoles déclassés, et

b.

si aucun cosubstrat non agricole ni plante énergétique ne sont utilisés.

3.5.2

Les produits auxiliaires utilisés pour remédier à des dysfonctionnements de processus peuvent être employés dans une proportion de 0,2 % au plus de toute la masse de matière fraîche totale utilisée par année. Le recours à ces produits doit être consigné et dûment justifié.

3.5.3

Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture sans cosubstrat, par classe de puissance:

3.6

Bonus pour l’utilisation de la chaleur

3.6.1

Le bonus pour l’utilisation de la chaleur des installations de biogaz est accordé si, pendant une année civile:

a.

au moins 25 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant aux installations remplissant les conditions du bonus visé au ch. 3.4 ou 3.5;

b.

au moins 30 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant à toutes les autres installations.

3.6.2

Le bonus pour l’utilisation de la chaleur peut être cumulé avec les bonus pour la biomasse issue de l’agriculture visés aux ch. 3.4 et 3.5.

3.6.3

Taux du bonus pour l’utilisation de la chaleur, par classe de puissance:

La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de contribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée. Les paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de contribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification selon le ch. 5.1.

5.1

Demande

La demande comporte au minimum les éléments suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement;

b.

description du projet montrant que toutes les conditions sont remplies;

c.

puissance nominale électrique et thermique;

d.

production brute d’électricité et de chaleur attendue (en kWh), production nette d’électricité attendue et utilisation externe de chaleur attendue (en kWh), par année civile;

e.

types et quantités des biomasses utilisées pour la production énergétique;

f.

type, quantité et pouvoir calorifique inférieur moyen du produit intermédiaire;

g.

avis de mise en service ou preuve de la constructibilité et date prévue de mise en service;

h.

informations sur les encouragements précédents ou en cours au titre de l’OEneR.

5.2

Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les éléments suivants:

a.

date de mise en service;

b.

modifications éventuelles par rapport au ch. 5.1, si l’installation n’était pas encore en service au moment du dépôt de la demande;

c.

procès-verbal de reprise comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT²³⁹, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

d.

certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM²⁴⁰.

²⁴¹ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 20 nov. 2024 (RO 2024 708). Mise à jour par le ch. II de l’O du 26 nov. 2025 (RO 2025 830) et le ch. I de l’O du 27 mai 2026, en vigueur depuis le 1^er juil. 2026 (RO 2026 301).

(art. 30a^quinquies, 30b, 30b^sexies, 30b^undecies et 89)

La définition d’une installation hydroélectrique se fonde sur l’annexe 2.2, ch. 1.

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit ainsi que l’emplacement de la centrale, des prises d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;

b.

description du projet comprenant les données et les documents suivants:

1.

preuve que toutes les conditions pour le recours à une prime de marché flottante sont remplies,

2.

présentation de la situation de départ, des bases hydrologiques et géologiques, du projet et de l’ensemble de ses éléments, du déroulement sommaire de la construction ainsi que présentation de l’exploitation et de l’entretien de l’installation,

3.

pour une nouvelle installation intégrée sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour un agrandissement notable ou pour une rénovation notable: en plus, présentation de l’installation existante ou du groupe d’installations avant l’investissement;

c.

descriptif technique de l’installation, notamment:

1.

la puissance mécanique brute moyenne de l’eau,

2.

la puissance installée en MW et le débit équipé de toutes les turbines et pompes en mètres cubes par seconde,

3.

le débit équipé en mètres cubes par seconde,

4.

les débits entrants mensuels moyens de chaque prise d’eau ou réservoir en mètres cubes,

5.

la hauteur de chute brute moyenne et la hauteur de chute nette moyenne en mètres,

6.

le volume d’accumulation utilisable en mètres cubes et en GWh,

7.

le schéma de l’installation concernée par le projet,

8.

la capacité de services-système (réglage primaire, réglage secondaire positif, réglage secondaire négatif, réglage tertiaire positif, réglage tertiaire négatif) des turbines et des pompes,

9.

la consommation d’électricité mensuelle probable des pompes d’alimentation en kWh,

10.

pour une nouvelle installation intégrée sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour un agrandissement notable ou pour une rénovation notable: en plus, les données des ch. 1 à 8 pour l’installation existante ou le groupe d’installations avant l’investissement;

d.

calendrier indiquant les dates prévues du début des travaux et de mise en service;

e.

concession et permis de construire exécutoires;

f.

liste des redevances et des prestations fournies à la collectivité publique qui sont fixées dans la concession, y compris des données sur les coûts des différents postes et un renvoi aux articles figurant dans la concession;

g.

liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;

h.

données sur les coûts d’exploitation probables;

i.

données sur les autres aides financières;

j.

pour un agrandissement ou une rénovation notables: preuve du caractère notable de l’agrandissement ou de la rénovation;

k.

pour une nouvelle installation intégrée sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour un agrandissement notable ou pour une rénovation notable:

1.

la production nette mensuelle de l’installation ou du groupe d’installations avant l’investissement, pour les cinq années précédant l’année de la demande,

2.

les débits entrants mensuels des prises d’eau et principaux réservoirs pertinents pour le projet pendant les cinq années précédant l’année de la demande,

3.

une estimation de la production nette mensuelle moyenne après l’investissement,

4.

la puissance mécanique brute moyenne pendant les cinq années précédant l’année de la demande;

l.

pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW: toutes les informations nécessaires à une modélisation dans un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales, notamment:

1.

la répartition horaire de tous les débits entrants des prises d’eau et réservoirs pertinents pour le projet pendant une année hydrologique, dans un format et une résolution temporelle appropriés,

2.

la topologie précise de l’installation assortie de toutes les informations pertinentes, dans un format et une résolution appropriés,

3.

les courbes de puissance en fonction des niveaux des lacs d’accumulation,

4.

pour les agrandissements notables, la topologie de la centrale assortie de toutes les informations pertinentes avec et sans agrandissement,

5.

pour les rénovations notables, la topologie de la centrale pour les parties non rénovées de l’installation, assortie de toutes les informations pertinentes;

m.

pour les rénovations notables des installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW:

1.

la preuve des coûts d’exploitation des cinq années précédant la rénovation,

2.

la preuve des redevances et des prestations fournies à la collectivité publique pendant les cinq années précédant la rénovation;

n.

pour les rénovations notables de toutes les installations non contrôlables et d’installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW:

1.

une estimation de la production nette qui pourrait encore être réalisée avec les parties non rénovées de l’installation,

2.

la preuve des coûts d’exploitation des cinq années précédant la rénovation,

3.

la preuve des redevances et des prestations fournies à la collectivité publique pendant les cinq années précédant la rénovation.

3.1

Le taux de rétribution en ct./kWh correspond aux coûts annuels par kWh de production supplémentaire annuelle qui découlent des investissements dans la construction, l’agrandissement notable ou la rénovation notable d’une installation.

3.2

Le prix de marché de référence en ct./kWh pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW correspond aux recettes annuelles par kWh de production supplémentaire.

4.1

Coûts annuels

4.1.1

Les coûts annuels se composent:

a.

des coûts du capital qui découlent des coûts d’investissements imputables à déterminer visés aux art. 61, al. 1 à 3, et 62, al. 1, let. b et c, et qui sont calculés par annuité par partie de l’installation en tenant compte d’une durée d’utilisation standardisée selon l’annexe 2.2, ch. 4, et d’un coût moyen pondéré du capital visé à l’annexe 3;

b.

des coûts d’exploitation, qui sont pris en compte de la façon suivante:

1.

pour les nouvelles installations et les agrandissements notables: au maximum jusqu’à hauteur de 2 % des investissements imputables, y compris les coûts générés, au niveau de la société de l’exploitant, par la gestion de l’entreprise, par la gestion de la centrale ainsi que par la gestion et la valorisation de l’énergie,

2.

pour les rénovations notables des installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW: les coûts d’exploitation moyens avant la rénovation; ils sont pris en compte proportionnellement aux recettes supplémentaires dans les recettes totales après la rénovation, les recettes supplémentaires correspondant à la différence entre les recettes que l’installation rénovée peut réaliser et celles qu’elle aurait pu enregistrer avant la rénovation,

3.

pour les rénovations notables de toutes les installations non contrôlables et d’installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW: les coûts d’exploitation avant la rénovation; ils sont pris en compte proportionnellement à la production supplémentaire dans la production nette après la rénovation;

c.

des coûts générés par la gestion de l’énergie et les frais administratifs, dans le cas des installations d’une puissance supérieure à 3 MW suivantes:

1.

jusqu’à 0,25 ct./kWh pour les centrales au fil de l’eau,

2.

jusqu’à 0,4 ct./kWh pour les centrales à accumulation et les centrales à pompage-turbinage;

d.

des redevances et des prestations dues à la collectivité publique dans la mesure suivante:

1.

pour les rénovations notables des installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW: les redevances et les prestations à la collectivité publique avant la rénovation; elles sont prises en compte proportionnellement aux recettes supplémentaires dans les recettes totales après la rénovation, les recettes supplémentaires correspondant à la différence entre les recettes que l’installation rénovée peut réaliser et celles qu’elle aurait pu enregistrer avant la rénovation,

2.

pour les rénovations notables de toutes les installations non contrôlables et d’installations d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW: les redevances et les prestations à la collectivité publique avant la rénovation; elles sont prises en compte proportionnellement à la production supplémentaire dans la production nette après la rénovation,

3.

pour les nouvelles installations: les redevances et les prestations dues conformément à la concession,

4.

pour les agrandissements notables: les redevances et les prestations supplémentaires liées à l’agrandissement;

e.

de l’impôt sur le bénéfice calculé;

f.

des coûts d’électricité pour les pompes d’alimentation ou pour les pompes servant au pompage-turbinage pur.

4.1.2

Prise en compte de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) lors de la détermination des coûts annuels

4.1.2.1

Pour les exploitants assujettis à la TVA, les coûts d’investissement et les coûts d’exploitation sont pris en compte hors TVA.

4.1.2.2

Pour les exploitants non assujettis à la TVA, les coûts d’investissement et les coûts d’exploitation sont pris en compte TVA incluse.

4.1.3

Les coûts annuels fixés selon la décision visée à l’art. 30b^undecies sont adaptés:

a.

si la redevance hydraulique cantonale est modifiée;

b.

si l’installation présente des coûts d’électricité pour les pompes d’alimentation ou les pompes servant au pompage-turbinage pur;

c.

si le coût moyen pondéré du capital change;

d.

si des redevances ou prestations variables ou dépendantes du prix de l’électricité sont dues à la collectivité publique, ou

e.

si l’impôt sur le bénéfice change.

4.2

Recettes annuelles

4.2.1

Pour toutes les installations non contrôlables et les installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW, les recettes annuelles correspondent à la rétribution de la production supplémentaire au prix de marché de référence pour la prime de marché flottante visé à l’art. 30a^quinquies, al. 2.

4.2.2

Pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, les recettes annuelles se composent des possibilités de recettes suivantes:

a.

participation au négoce de l’électricité à court terme (négoce pour le lendemain [marché day-ahead] et négoce pour le jour même [marché intraday]);

b.

participation au marché à terme;

c.

participation au marché des services-système;

d.

vente de garanties d’origine;

e.

participation à la réserve d’hiver.

4.2.3

Sont considérées comme des possibilités de recettes découlant de la participation au négoce de l’électricité à court terme:

a.

dans le cas des nouvelles installations: le profil horaire de production établi avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales, ce profil étant évalué au moyen du prix du marché visé à l’art. 89, al. 2; les nouvelles installations qui sont intégrées sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations existant sont traitées comme des agrandissements;

b.

dans le cas des agrandissements notables: la différence entre les recettes qui peuvent être réalisées avec l’installation agrandie, d’une part, et l’installation avant l’agrandissement, d’autre part, sur le marché day-ahead pour la zone de prix Suisse; pour calculer les recettes, les profils horaires de production établis avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales sont évalués au moyen du prix du marché visé à l’art. 89, al. 2; en l’espèce, les recettes résultant de l’agrandissement qui peuvent être réalisées au sein et en dehors de l’installation sont déterminantes;

c.

dans le cas des rénovations notables: la différence entre les recettes qui peuvent être réalisées avec l’installation rénovée, d’une part, et avec les parties non rénovées de l’installation, d’autre part, sur le marché day-ahead pour la zone de prix Suisse; pour calculer les recettes, les profils horaires de production établis avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales sont évalués au moyen du prix du marché visé à l’art. 89, al. 2.

4.2.4

Sont considérées comme des possibilités de recettes découlant de la participation au marché à terme les recettes ou les pertes susceptibles d’être générées par les couvertures à terme par rapport aux recettes réalisées dans le cadre du négoce de l’électricité à court terme. La stratégie de couverture est basée sur l’hypothèse suivante: 80 % de la production attendue est couverte sur le marché à terme suisse et sur le marché à terme étranger, cela sur trois ans, à raison d’un tiers par an, de la production attendue. Le prix de couverture correspond au prix moyen sur le marché à terme sur la base du négoce continu pendant l’année de couverture en tenant compte des prix déterminants du marché à terme suisse et des prix du marché à terme européen.

4.2.5

Sont considérées comme des possibilités de recettes découlant de la participation au marché des services-système les rémunérations que peut obtenir sur ce marché une installation fournissant des prestations de services-système (PSS). Les recettes par installation correspondent à la part de puissance par rapport à la puissance totale du type de centrale concerné; on se base sur une participation sur toute l’année (52 semaines) avec la même puissance. Les coûts d’opportunité sont estimés sur la base de la différence entre les recettes du marché day-ahead avec mise en réserve de puissance et les recettes day-ahead sans réserve de puissance. La répartition des rémunérations versées au total par la société nationale du réseau de transport pour les PSS fournies sur l’ensemble du territoire suisse est réglée dans une directive d’exécution élaborée par l’OFEN.

4.2.6

La détermination de la possibilité de recettes découlant de la vente de garanties d’origine tient compte des garanties d’origine suivantes:

a.

dans le cas des nouvelles installations: toutes les garanties d’origine;

b.

dans le cas des agrandissements notables: les garanties d’origine émises pour l’installation agrandie, déduction faite des garanties d’origine qui auraient été émises pour l’installation avant l’agrandissement;

c.

dans le cas des rénovations notables: les garanties d’origine émises pour l’installation rénovée, déduction faite des garanties d’origine qui auraient été émises pour les parties non rénovées de l’installation.

4.2.7

La possibilité de recettes découlant de la participation à la réserve d’hiver est déterminée par l’ordonnance du 25 janvier 2023 sur une réserve d’hiver (OIRH)²⁴². Sont prises en compte:

a.

dans le cas des nouvelles installations: la nouvelle capacité de stockage totale;

b.

dans le cas des agrandissements notables: la capacité de stockage supplémentaire obtenue grâce à l’agrandissement;

c.

dans le cas des rénovations notables: la capacité de stockage qui peut être conservée à long terme grâce à la rénovation.

4.3

Production supplémentaire annuelle

4.3.1

Pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, la production supplémentaire annuelle correspond:

a.

dans le cas des nouvelles installations: à la production nette de l’installation déterminée avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales, à laquelle s’ajoute la quantité d’énergie pouvant désormais être stockée;

b.

dans le cas des agrandissements notables: à la part de la production nette déterminée avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales pour l’installation après l’agrandissement, cette part correspondant au rapport entre les recettes supplémentaires et les recettes totales après l’agrandissement; les recettes supplémentaires correspondent à la différence entre les recettes que l’installation agrandie peut réaliser et celles qu’elle aurait pu enregistrer avant l’agrandissement; la quantité d’énergie pouvant désormais être stockée s’ajoute à cette part;

c.

dans le cas des rénovations notables: à la part de la production nette déterminée avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales pour l’installation après la rénovation, cette part correspondant au rapport entre les recettes supplémentaires et les recettes totales après la rénovation; les recettes supplémentaires correspondent à la différence entre les recettes que l’installation rénovée peut réaliser et celles qui auraient pu être enregistrées avec les parties non rénovées de l’installation; la quantité d’énergie pouvant être stockée qui a pu être préservée grâce à la rénovation s’ajoute à cette part.

4.3.2.

Pour toutes les installations non contrôlables et les installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW, est considérée comme production supplémentaire:

a.

dans le cas des nouvelles installations: la production nette;

b.

dans le cas des agrandissements notables: la production nette de l’installation agrandie, après déduction de la production nette moyenne des cinq dernières années précédant l’agrandissement;

c.

dans le cas des rénovations notables: la part de la production nette qui correspond au rapport entre la production supplémentaire réalisée en raison de la rénovation, d’une part, et la production nette après la rénovation, d’autre part; pour déterminer la production supplémentaire, la production nette de l’installation après la rénovation est comparée à la production des parties non rénovées de l’installation; on part donc du principe que les parties rénovées de l’installation n’étaient plus opérationnelles avant la rénovation; le rapport entre la production supplémentaire liée à la rénovation et la production nette après la rénovation est vérifié après cinq années d’exploitation et recalculé si nécessaire

5.1

Installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW

5.1.1

Pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, la période de décompte est l’année hydrologique. La première période de décompte va de la mise en service jusqu’au 30 septembre.

5.1.2

Les informations annuelles doivent être remises à l’OFEN le 30 novembre au plus tard.

5.1.3

Les informations suivantes sont à remettre chaque année:

a.

la répartition temporelle de tous les débits entrants pertinents de l’installation pendant l’année hydrologique écoulée, dans un format et une résolution temporelle adaptés à un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales;

b.

le niveau de remplissage de tous les lacs d’accumulation à la fin de chaque mois de l’année hydrologique;

c.

pour toutes les installations d’un groupe d’installations:

1.

la répartition horaire de l’électricité des pompes d’alimentation en kW,

2.

le nombre de garanties d’origine émises pour la nouvelle installation, l’agrandissement notable ou la rénovation notable,

3.

le nombre de garanties d’origine qui auraient été émises pour l’installation avant la rénovation ou pour les parties non rénovées de l’installation, et

4.

les périodes de révision pendant lesquelles l’installation était hors service;

d.

pour la réserve d’hiver: la quantité d’énergie à conserver, en kWh;

e.

les coûts de la redevance hydraulique;

f.

pour les nouvelles installations intégrées sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour les agrandissements notables ou pour les rénovations notables: en plus, l’ensemble des données ci-avant concernant l’intégralité de l’installation ou le groupe d’installations.

5.2

Installations non contrôlables et installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW

5.2.1

Pour toutes les installations non contrôlables et les installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW, la période de décompte est l’année civile. La première période de décompte va de la mise en service jusqu’au 31 décembre.

5.2.2

Les informations annuelles doivent être remises à l’OFEN le 31 janvier au plus tard.

5.2.3

Les informations suivantes sont à remettre chaque année:

a.

pour toutes les installations d’un groupe d’installations:

1.

la production mensuelle pendant la période de décompte, en kWh,

2.

la consommation mensuelle des pompes d’alimentation pendant la période de décompte, en kWh;

b.

les coûts de la redevance hydraulique.

²⁴³ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 30d, 30d^quinquies et 30d^septies)

1.1

La définition d’une installation éolienne se fonde sur l’annexe 1.3, ch. 1.

1.2

La définition des classes de puissance se fonde sur l’annexe 1.3, ch. 2.

1.3

La définition des catégories se fonde sur l’annexe 2.4, ch. 1.2.

Le contenu de la demande se fonde sur l’annexe 2.4, ch. 3.

3.1

Taux de rétribution pour petites éoliennes

Le taux de rétribution pour les petites éoliennes pendant toute la durée de rétribution est de 13 centimes par kWh.

3.2

Taux de rétribution pour grandes éoliennes

3.2.1

Rétribution de base

Taux de la rétribution de base pour les grandes éoliennes pendant cinq ans à dater de leur mise en service régulière:

3.2.3

Abaissement du taux de rétribution

Pour une grande éolienne, le taux de rétribution est abaissé, en fonction du rendement effectif au terme de cinq ans au plus tôt, au montant figurant au ch. 3.2.5, et ce pour le reste de la durée de rétribution.

3.2.4

Calcul du moment de l’abaissement du taux de rétribution

3.2.4.1

Le moment de l’abaissement du taux de rétribution est calculé sur la base du rendement effectif au terme de cinq ans.

3.2.4.2

Le rendement effectif correspond à la moyenne arithmétique annuelle de la production d’électricité de la deuxième à la cinquième année d’exploitation, mesurée au point de transmission au gestionnaire de réseau.

3.2.4.3

Si le rendement effectif atteint ou dépasse le rendement de référence figurant au ch. 3.2.6, le taux de rétribution est immédiatement abaissé au montant figurant au ch. 3.2.5, et ce jusqu’à la fin de la durée de rétribution.

3.2.4.4

Si le rendement effectif est inférieur au rendement de référence, l’abaissement est effectué après une certaine durée, qui se calcule comme suit:

a.

durée en mois = rendement de référence − rendement effectifrendement de référence x 1000,15;

b.

la durée est arrondie, en mois entiers, vers le haut.

3.2.5

Taux de rétribution abaissé en ct./kWh:

3.2.6

Le rendement de référence est calculé sur la base de la caractéristique de puissance et de la hauteur du moyeu de l’éolienne effectivement choisie, en tenant compte des caractéristiques du site de référence visé au ch. 3.2.7.

3.2.7

Les sites de référence pour les catégories I à III présentent les caractéristiques suivantes:

3.2.8

L’organe d’exécution fixe les modalités du calcul du rendement de référence dans une directive.

4.1

Avis d’avancement du projet

Dix ans au plus tard après la notification de l’octroi de la garantie de principe (art. 30d^sexies), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis. Celui-ci doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

permis de construire exécutoire;

b.

annonce du projet au gestionnaire de réseau et prise de position de ce dernier;

c.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d.

date prévue de mise en service.

4.2

Mise en service

L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe.

4.3

Avis de mise en service

L’avis de mise en service doit comporter au minimum les éléments suivants:

a.

désignation du type d’installation;

b.

puissance;

c.

hauteur du moyeu;

d.

équipements spéciaux (par ex. chauffage des pales du rotor);

e.

date de mise en service;

f.

modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande ou dans l’avis d’avancement du projet.

²⁴⁴ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 708).

(art. 30e, 30e^bis et 30e^octies)

La définition d’une installation de biomasse se fonde sur l’annexe 1.5, ch. 1.

2.1

Exigences générales

Les exigences générales se fondent sur l’annexe 1.5, ch. 2.1.1 et 2.1.2.

2.2

Exigences énergétiques minimales

2.2.1

Les exigences énergétiques minimales pour les installations de biogaz se fondent sur l’annexe 1.5, ch. 2.2.3 et 2.2.4, et sur l’annexe 2.3, ch. 2.2.

2.2.2

Les exigences énergétiques minimales pour les centrales électriques à bois se fondent sur l’annexe 2.3, ch. 3.2.

2.3

Périodes d’évaluation

2.3.1

La période d’évaluation pour les exigences générales et les exigences écologiques minimales est de trois mois.

2.3.2

La période d’évaluation pour les exigences énergétiques minimales est l’année civile complète.

3.1

Calcul du taux de rétribution

3.1.1

Le taux de rétribution se compose d’une rétribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un ou de plusieurs bonus visés aux ch. 3.3 à 3.5. Il est recalculé chaque année.

3.1.2

La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la rétribution de base et des bonus. Elle correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt de l’installation est déduit dans le calcul de la puissance équivalente.

3.1.3

Les taux de la rétribution de base et des bonus sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 3.2 à 3.4.

3.1.4

Le bonus pour les centrales électriques à bois est accordé lorsqu’une installation utilise toute l’année du bois comme seul agent énergétique.

3.1.5

Le bonus pour les centrales électriques à bois est seulement accordé pour l’électricité injectée d’octobre à mars (semestre d’hiver).

3.2

Rétribution de base

Taux de la rétribution de base par classe de puissance:

3.3

Bonus pour les centrales électriques à bois

Taux du bonus pour les centrales électriques à bois par classe de puissance:

3.4

Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture

3.4.1

Le bonus pour la biomasse issue de l’agriculture est alloué:

a.

en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des produits agricoles déclassés;

b.

si la proportion de cosubstrats non agricoles est inférieure ou égale à 10 % de la masse de matière fraîche, et

c.

si aucune plante énergétique n’est utilisée.

3.4.2

Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture:

3.5

Bonus pour l’utilisation de la chaleur

3.5.1

Un bonus pour l’utilisation de la chaleur des installations de biogaz est accordé si, pendant une année civile:

a.

au moins 25 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant aux installations remplissant les conditions du bonus visé au ch. 3.4;

b.

au moins 50 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant à toutes les autres installations.

3.5.2

Le bonus pour l’utilisation de la chaleur peut être cumulé avec le bonus pour la biomasse issue de l’agriculture visé au ch. 3.4.

3.5.3

Taux du bonus pour l’utilisation de la chaleur, par classe de puissance:

L’adaptation de la part d’électricité à rétribuer via la prime de marché flottante après un agrandissement ou une rénovation ultérieurs (art. 30a^bis, al. 3) est régie par l’art. 30e^quater.

La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de rétribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée. Les paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de rétribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification selon le ch. 6.

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a.

données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;

b.

permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;

c.

description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une prime de marché flottante sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;

d.

plan d’ensemble;

e.

liste des coûts d’investissement;

f.

puissance électrique installée et puissance électrique équivalente en kWel, avant et après l’investissement;

g.

production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;

h.

production nette d’électricité et de chaleur ainsi qu’utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;

i.

date prévue de mise en service.