Section 1 Dispositions générales

¹Les grandes installations hydroélectriques dont la puissance est supérieure à 10 MW ne donnent pas seulement droit à la prime de marché en tant qu’installations individuelles mais également si elles sont constituées d’un groupe d’installations:

a.

dont toutes les installations individuelles sont reliées sur le plan hydraulique et sont optimisées conjointement, et

b.

dont les coûts de revient ne sont pas couverts dans l’ensemble.

²Si une installation individuelle participant au système de rétribution de l’injection fait partie d’un tel groupe d’installations, ce dernier ne donne droit à la prime de marché que si sa puissance dépasse 10 MW également sans cette installation individuelle.

³Le risque de coûts de revient non couverts n’incombe pas à l’entreprise d’approvisionnement en électricité au lieu du propriétaire (art. 30, al. 2, LEne) si l’achat d’électricité par l’entreprise mentionnée repose sur un contrat conclu après le 1^er janvier 2016 et axé sur le court ou le moyen terme. Le droit à la prime de marché n’est pas transféré à l’entreprise d’approvisionnement en électricité.

⁴L’al. 3 s’applique par analogie au transfert du risque et du droit à la prime de marché dans la relation entre exploitant et propriétaire.

¹Les recettes sont prises en compte conformément aux sources et aux hypothèses suivantes:

a.

négoce de l’électricité pour le lendemain (marché day-ahead): les recettes sont déterminées sur la base du prix du marché; le profil horaire effectif de l’installation ou la somme de ces profils lorsqu’il s’agit d’un groupe d’installations constitue la base du calcul; les couvertures sur le marché à terme sont prises en compte conformément à l’annexe 6.1, ch. 4.2.4; dans le cas d’une installation partenaire, le profil déterminé est réparti proportionnellement entre les partenaires;

b.

services-système: les recettes sont déterminées conformément à l’annexe 6.1, ch. 4.2.5, mais sans déduction des coûts d’opportunité;

c.

garanties d’origine: les recettes sont déterminées sur la base du prix pour les garanties d’origine calculé conformément à l’art. 30a^quinquies, al. 4 et 5;

d.

réserve d’hiver: les recettes sont déterminées conformément à l’annexe 6.1, ch. 4.2.7.

²Est considéré comme le prix du marché day-ahead le prix horaire du marché spot pour la zone de prix Suisse à un taux de change mensuel moyen. Ce prix s’applique aussi à l’électricité négociée hors Bourse.

³Si une installation individuelle participant au système de rétribution de l’injection fait partie d’un groupe d’installations, la rétribution de l’injection versée est déterminante pour les recettes de cette installation.

¹Les coûts d’exploitation indispensables à une production efficace sont pris en compte dans le calcul des coûts de revient. Sont également pris en compte:¹⁷⁷

a.

la redevance hydraulique;

b.

les manques à gagner dus à l’électricité cédée à la collectivité publique à titre gratuit ou à prix réduit;

c.

les impôts directs, les impôts sur le bénéfice seulement s’ils correspondent à un bénéfice réel et ne sont pas dus à la collectivité publique locale sur la base d’un accord et indépendamment des bénéfices;

d.¹⁷⁸

les dépenses pour des prestations de services globales et la commercialisation à hauteur de:

1.

0,40 ct./kWh pour les centrales au fil de l’eau,

2.

0,55 ct./kWh pour les centrales à accumulation, les centrales à pompage-turbinage et les centrales à pompage-turbinage pur.

²Les coûts de capital calculés sont également pris en compte en tant que coûts de revient. Le taux d’intérêt visé à l’annexe 3 s’applique. Les amortissements sont en principe effectués conformément à l’ancienne pratique pour l’installation concernée.¹⁷⁹

³L’OFEN fixe dans une directive les coûts d’exploitation et de capital imputables.