Un approvisionnement en électricité sûr pour la Suisse

La loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables englobe des révisions partielles de la loi sur l'énergie (LEne) et de la loi sur l'approvisionnement en électricité (LApEl) ainsi que des adaptations de la loi sur l'aménagement du territoire (LAT) et de la loi sur les forêts (LFo). Elle règle la poursuite de l'encouragement des énergies renouvelables, introduit des instruments pour la sécurité d'approvisionnement, tels que la réserve hydroélectrique obligatoire, et comporte des mesures de renforcement de l'efficacité énergétique.

Le premier volet de ces nouvelles dispositions entrera en vigueur le 1er janvier 2025. Il comprend une partie de la LApEl révisée, la LFo et tous les éléments de la LEne, à l'exception de l'art. 15 (obligation de reprise et de rétribution, rétributions minimales). En effet, il y a un lien étroit entre cet article et les nouveautés concernant l'approvisionnement de base dans la LApEl, qui entreront certes en vigueur à partir de 2025, mais ne prendront effet qu'à partir de l'année tarifaire 2026.

Il est prévu que les nouvelles dispositions de la LAT entrent en vigueur le 1er juillet 2025, dans le cadre de la deuxième étape de la révision de ladite loi (LAT 2). Le second volet comprenant le reste des nouvelles règles devrait être adopté par le Conseil fédéral au cours du premier trimestre 2025 et mis en vigueur au 1er janvier 2026. Il contient aussi les dispositions relatives à l'obligation de reprise et de rétribution, ainsi que la nouvelle rétribution minimale. Jusqu'au 1er janvier 2026, les règles actuelles restent en vigueur sans changement.

Swiss Small Hydro a étudié les ordonnances publiées le 20 novembre 2024 et en dresse la synthèse suivante pour la petite hydraulique.

Comme alternative aux contributions d'investissement actuelles, le soutien peut désormais être accordé via la prime de marché flottante. Dans ce cas, les taux de rétribution sont déterminés au cas par cas et des listes d'attente peuvent en résulter. La durée de rétribution est de 20 ans. Une valeur « fictive » de 5 % du prix de marché de référence pour les garanties d'origine (GO) est également prise en compte dans le calcul. Les garanties d'origine peuvent toutefois être commercialisées individuellement par le producteur. Par rapport au projet mis en consultation et selon la prise de position de Swiss Small Hydro, la TVA n'est finalement pas déduite de la prime de marché flottante pour l'énergie hydraulique.

Swiss Small Hydro considère que les conditions-cadres de la prime de marché flottante sont peu intéressantes, car seules les 20 premières années d'exploitation sont couvertes, alors que la durée d'utilisation de certains composants peut atteindre 80 ans dans leur calcul. De plus, les fonds ne sont attribués que tous les deux ans.

De plus, il est désormais possible de demander des contributions pour les études de projet à hauteur de 40 %, si les coûts d'étude de projet s'élèvent au moins à CHF 75 000.–. Toutefois, là aussi, les moyens sont limités et il faut s'attendre à des listes d'attente.

Enfin, le calcul de la rémunération de l'exploitation dans le cadre de la commercialisation directe est adapté.

Comme mentionné, les rétributions minimales pour les installations jusqu'à 150 kW ne seront appliquées qu'à partir de 2026. Les détails à ce sujet ne sont pas encore connus.

Désormais, les installations photovoltaïques sont également d'intérêt national si elles présentent une part d'électricité hivernale d'au moins 5 GWh. Dans ce contexte, Swiss Small Hydro s'était engagée pour que toutes les énergies renouvelables soient traitées de la même manière, mais cette demande n'a pas abouti. Dans le cas de l'énergie hydraulique, l'intérêt national reste donc fixé à partir d'une production annuelle de 10 GWh pour les installations existantes, et de 20 GWh pour les nouvelles installations.

Lors du regroupement pour la consommation propre (RCP), un « RCP virtuel » est désormais également possible. Cela signifie que les lignes de raccordement et l'infrastructure électrique locale peuvent être utilisées au point de raccordement du réseau de distribution au niveau basse tension. Concrètement, les gestionnaires de réseau sont tenus d'autoriser l'utilisation de leurs systèmes de mesure intelligents également pour la facturation de la consommation propre en RCP.

L'OApEl exige dans l'approvisionnement de base une part minimale effective de 20 % de production renouvelable indigène (pas uniquement via des GO). Si cette électricité n'est pas injectée dans la zone de réseau propre, elle peut être achetée ailleurs par le biais de Power Purchase Agreements (PPA) (cf. dans ce numéro l'article dédié). Dans sa prise de position, Swiss Small Hydro avait souhaité une part minimale plus élevée, échelonnée sur plusieurs années. Dans son communiqué de presse, le Conseil fédéral laisse entendre que cela sera envisagé à partir de 2030. Pour la petite hydraulique, on peut s'attendre à ce que, en plus de la commercialisation directe, la vente d'électricité via des PPA gagne en attractivité.

De plus, à partir de l'année tarifaire 2028, les gestionnaires de réseau de distribution doivent concevoir leur produit électrique standard dans l'approvisionnement de base de manière à atteindre chaque trimestre une « part d'électricité verte » indigène d'au moins deux tiers. Il devrait donc en résulter une demande plus élevée de GO au cours du semestre d'hiver.