Lors de sa séance du 19 février 2025, le Conseil fédéral a adopté le deuxième volet d’ordonnances pour l’exécution de la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables. Les nouvelles réglementations, qui entreront en vigueur le 1er janvier 2026, portent notamment sur les communautés électriques locales et les rétributions minimales. Rappelons que selon la loi pour l’électricité, approuvée par près de 70 % des votants, 35 TWh d’électricité devraient être produits chaque année d’ici 2035 à partir de nouvelles énergies renouvelables. Environ 80% de cet objectif devrait provenir d’installations solaires, soit 28 TWh. Par rapport à aujourd’hui, cela correspond à environ un quadruplement de la production d’électricité solaire en Suisse.
Rétribution de reprise minimale plus élevée
Les rétributions de reprise minimales interviennent lorsque la moyenne trimestrielle du prix du marché de référence au moment de l’injection est inférieure aux coûts d’amortissement, donc principalement en été. Par rapport à la consultation, des augmentations modérées ont été effectuées en intégrant des coûts qui n’étaient pas pris en compte jusqu’à présent et en utilisant une part réaliste de consommation propre. Le montant minimal de la rétribution de reprise reste toutefois fixé de manière à inciter les exploitants d’installations à augmenter leur consommation propre grâce à des batteries de stockage ou à l’utilisation de l’électromobilité.
Pour les petites installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 30 kW, la rétribution minimale s’élève à 6 ct. de CHF/kWh (0,0636 euros/kWh). Le projet mis en consultation prévoyait 4,6 ct./kWh. Dans le cas d’installations photovoltaïques avec consommation propre d’une puissance allant de 30 à 150 kW, elle s’élève également à 6 ct./kWh pour la plage de puissance inférieure à 30 kW, puis s’établit à 0 ct./kWh à partir de ce seuil (le projet mis en consultation prévoyait 0 ct./kWh pour toute la plage de puissance). Enfin, pour les installations photovoltaïques sans consommation propre d’une puissance égale ou supérieure à 30 kW, la rétribution minimale s’élève à 6,2 ct./kWh (le projet mis en consultation prévoyait 6,7 ct./kWh).
Communautés électriques locales
Les CEL permettent de commercialiser l’électricité autoproduite localement, au sein d’un quartier ou d’une commune, via le réseau public. L’Ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl) définit la puissance minimale des installations de production utilisées au sein d’une CEL, et les niveaux de réseau auxquels les participants peuvent être raccordés. L’électricité autoproduite écoulée au sein d’une CEL bénéficie d’un tarif d’utilisation du réseau réduit. L’OApEl prévoit une réduction de 40 % ou, si plusieurs niveaux de réseau sont utilisés, de 20 %. De son côté, le syndicat Swissolar regrette que les incitations à la consommation locale restent trop faibles. « Le Conseil fédéral doit augmenter le rabais à la prochaine occasion, afin de réduire ainsi le besoin d’extension du réseau », indique-t-il.
Tarification de l’utilisation du réseau
Les consommateurs finaux qui disposent d’une flexibilité doivent bénéficier d’incitations à adapter leur consommation d’électricité en fonction de la charge du réseau et à décharger ainsi le réseau électrique (p. ex. ne pas faire tourner un lave-linge ni recharger un véhicule électrique lors des pics de consommation). Le principe de causalité est ainsi consolidé et les besoins en matière d’extension du réseau peuvent être réduits à moyen et long termes. C’est pourquoi des tarifs d’utilisation du réseau dynamiques (qui varient selon les heures) ou différenciés selon le lieu sont désormais admis. Les surcharges du réseau sont signalées en temps réel, ce qui permet aux consommateurs ou aux prosommateurs d’adapter leur consommation ainsi que la production et le stockage.
Systèmes de mesure
Les gestionnaires de réseau demeurent responsables des systèmes de mesure dans leur zone de desserte. Désormais, ils sont tenus de fixer des tarifs de mesure conformes au principe de causalité et de les publier. Sur la facture du client, la rémunération pour le mesurage et celle pour l’utilisation du réseau sont présentées séparément. De plus, les consommateurs finaux doivent être informés de l’évolution de leur consommation d’électricité par rapport à l’année antérieure, de leur consommation moyenne et de la fourchette de consommation des consommateurs finaux dans leur groupe de clients.
Régulation de la flexibilité
Avec la nouvelle régulation de la flexibilité, les gestionnaires de réseau de distribution peuvent fixer la puissance d’injection maximale au point de raccordement. Cela permet de réduire les retards de raccordement d’autres installations solaires dans les réseaux existants et de réduire les extensions de réseau. Les exploitants des installations solaires ont la possibilité de consommer eux-mêmes l’électricité, par exemple dans une batterie ou dans une voiture électrique. Mais cette limitation doit être compensée par une indemnisation au-delà d’une perte de 3% du rendement annuel.
Remboursement de la rémunération pour l’utilisation du réseau
Trois catégories d’installations donnent droit au remboursement de la rémunération pour l’utilisation du réseau : les installations de stockage avec consommation finale (p. ex. une batterie stationnaire installée dans un bâtiment, une borne de recharge bidirectionnelle ou un véhicule électrique utilisé comme installation de stockage mobile), les installations de transformation (installations transformant l’électricité en hydrogène ou en gaz ou combustibles synthétiques) et les installations pilotes et de démonstration destinées à transformer l’électricité. L’OApEl contient les prescriptions applicables au remboursement de cette rémunération.
Pour les batteries de stockage, la rémunération pour l’utilisation du réseau peut désormais être remboursée sous certaines conditions. C’est important pour les batteries de stockage stationnaires et pour la recharge bidirectionnelle des véhicules électriques. « La nouvelle réglementation incite à stocker temporairement les pics de production solaire, ce qui permet de soulager les réseaux électriques », note Swissolar.
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