Un système électrique plus souple et davantage en phase avec le marché

Le système énergétique suisse est à l’aube d’une révolution: alors qu’en 2024, les nouvelles énergies renouvelables (c’est-à-dire les énergies renouvelables hors hydroélectricité) généraient 8,3 térawattheures (TWh), soit seulement 10%, de l’énergie produite dans le pays contre respectivement 60% et 28% pour les barrages et les centrales nucléaires (voir graphique), elles passeront à 35 TWh en 2035, l’équivalent de la moitié environ de la consommation nationale. Ajoutons que la Suisse vise un approvisionnement en énergie climatiquement neutre à l’horizon 2050, de sorte que la part de l’électricité produite grâce aux énergies renouvelables continuera de progresser fortement d’ici cette échéance.

Deux conditions sont nécessaires pour que cette transition réussisse. D’une part, il faut que la réglementation applicable aux énergies renouvelables tienne mieux compte du marché, c’est-à-dire que la rétribution du courant issu de ces énergies soit davantage liée aux prix pratiqués sur le marché. D’autre part, la production et la consommation d’électricité doivent gagner en flexibilité, étant donné les fortes fluctuations qu’enregistrent les énergies photovoltaïque et éolienne en fonction des conditions météorologiques et du moment de la journée. Pour y parvenir, il faut lisser les pics d’injection et de consommation. Concrètement, cela signifie, par exemple, que les centrales solaires ne pourront pas injecter la totalité de leur production en cas de surcharge du réseau ou qu’il faudra, pour recharger les voitures électriques, attendre que le réseau soit moins sollicité. En rendant le système plus souple, on contribue aussi à réduire les congestions du réseau et à limiter par conséquent son extension et les coûts induits, qui vont fortement augmenter d’ici 2050 et se répercuter sur les consommatrices et consommateurs finaux.

C’est pour satisfaire à ces deux exigences que la Confédération a procédé à une révision de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl) et de l’ordonnance sur l’énergie (OEne), deux textes qui concrétisent les règles adoptées par la loi sur l’électricité. L’OEne énonce principalement les conditions de l’encouragement des énergies renouvelables ainsi que les règles applicables à l’efficacité énergétique et au marquage de l’électricité. Quant à l’OApEl, elle définit pour l’essentiel les principes applicables à la rétribution du réseau, aux tâches des gestionnaires de réseau, à l’approvisionnement de base et à l’extension du réseau. Les nouvelles règles, décrites ci-dessous, donnent plus d’importance aux prix du marché et introduisent un mécanisme incitatif visant à meilleure adéquation entre consommation et production. Les modifications des ordonnances sont entrées en vigueur le 1^er janvier 2026.

Forte hausse du courant issu des énergies renouvelables à l’horizon 2050

Les nouveautés concernant les énergies renouvelables (OEne)

L’une des principales modifications concerne la rétribution des injections effectuées par les producteurs d’énergies renouvelables (photovoltaïque, éolien, petite hydraulique et biomasse). Si les gestionnaires de réseau doivent continuer à accepter et à rétribuer l’électricité injectée dans le réseau, l’ordonnance introduit toutefois un prix de référence lorsque producteurs et gestionnaires ne s’entendent pas sur le montant de la rétribution. Ce prix est déterminé par les prix moyens des trois derniers mois et tient compte du moment de l’injection du courant. Ainsi, la rétribution accordée pour le courant photovoltaïque tend à diminuer lorsque le courant est injecté durant des périodes de bas prix: c’est généralement le cas lorsque la quantité d’électricité dans le réseau est élevée, à midi par exemple. À l’inverse, la rétribution augmente lorsque les prix sont élevés, soit généralement lorsqu’il y a une pénurie d’électricité dans le réseau.

L’ordonnance prévoit en outre des rétributions minimales pour les installations dont la puissance ne dépasse pas 150 kW, afin que la rentabilité des investissements dans le solaire continue d’être garantie, même si les prix pratiqués sur le marché sont très bas à certains moments. Cette rétribution minimale est actuellement de 6 centimes par kilowattheure pour les très petites installations (jusqu’à 30 kW) et de 1,2 centime pour les autres. Une autre modification entrera probablement en vigueur le 1^er janvier 2027: la rétribution des injections se fondera désormais sur le prix horaire au moment de l’injection, de sorte qu’elle s’alignera encore davantage sur le marché.

Modifications concernant la régulation du réseau (OApEl)

Le réseau électrique atteint à certains moments ses limites, étant donné que les ménages et les entreprises sont de plus en plus nombreux à produire et à injecter du courant. C’est surtout lorsque de nombreuses installations photovoltaïques fournissent en même temps du courant ou que la consommation fait un bond que des pics de charge peuvent se produire. Deux options s’offrent pour mieux amortir ces pics: adopter une tarification qui récompense les comportements dits au service du réseau (tarification du réseau) ou piloter l’injection et la consommation (réglementation de la flexibilité).

Les modifications de l’ordonnance ont amélioré et concrétisé les conditions applicables aux tarifs dynamiques d’utilisation du réseau qui augmentent lorsque le réseau est très sollicité et baissent lorsque sa charge se réduit. Jusqu’ici, les tarifs applicables à l’approvisionnement de base variaient en fonction des heures: le prix était plus élevé la journée et le samedi matin et plus bas la nuit et le reste du week-end. Désormais, les fournisseurs peuvent appliquer des tarifs dynamiques d’utilisation du réseau dans le cadre de l’approvisionnement de base, à condition de proposer également un tarif fixe. Jusqu’ici, les fournisseurs les proposaient au mieux sous forme de tarifs optionnels, de sorte que les consommatrices et consommateurs pouvaient uniquement opter pour un tarif dynamique. Diverses modalités sont désormais possibles, le modèle à poursuivre étant celui d’un ajustement des prix tous les quarts d’heure. Des rémunérations pour l’utilisation du réseau variables en fonction des heures, qui s’appuient principalement sur des prix pour la puissance eux aussi variables, sont désormais également possibles dans l’approvisionnement de base. Les tarifs de travail variables recèlent un danger: la charge de pointe se déplace, car de nombreuses consommatrices et consommateurs utilisent l’électricité en même temps, durant les périodes avantageuses. Ce risque n’existe pas avec les prix variables pour la puissance, car les consommatrices et consommateurs finaux sont incités à réduire la charge de pointe autant que possible. Ces modalités ont l’avantage de permettre, même aux petits gestionnaires de réseau, d’adapter leurs tarifs d’utilisation du réseau dans le respect du principe de causalité.

La réglementation de la flexibilité, nouvellement introduite dans l’ordonnance, est une autre mesure visant à mieux gérer les pics de charge. S’appliquant avant tout aux injections de courant décentralisées, elle permet aux gestionnaires de réseau d’utiliser la flexibilité en passant un contrat avec les détenteurs de cette même flexibilité et de bénéficier gratuitement de 3% de la flexibilité injectée dans le réseau. L’utilisation de la flexibilité, qui est conçue comme une mesure, doit respecter le principe Orare en vertu duquel l’optimisation du réseau prime sur son renforcement et son extension. En outre, les gestionnaires de réseau disposent d’un droit d’anticipation sur la flexibilité déjà utilisée en date du 1^er janvier 2026 afin de ne pas la perdre. Les tarifs dynamiques d’utilisation du réseau et la réglementation de la flexibilité contribuent à faire baisser la charge du réseau, ce qui permet d’en ajourner ou d’en réduire l’extension.

Le législateur entend également promouvoir le développement des installations de stockage et de transformation, qui améliorent elles aussi la flexibilité du système en stockant temporairement le courant avant de le restituer ou de le transformer. Les installations de stockage sans consommation finale sont assimilées aux centrales de pompage-turbinage en ce qui concerne la réduction des rémunérations pour l’utilisation du réseau, c’est-à-dire qu’elles sont exonérées des tarifs d’utilisation du réseau, des coûts des services-système et de la réserve d’électricité, du supplément perçu sur le réseau ainsi que des coûts liés aux mesures visées aux articles 15a et 15b de la loi sur l’électricité. S’agissant des installations de stockage avec consommation finale et des installations transformant l’électricité, l’électricité réinjectée donne lieu à un remboursement, effectué pour la quantité de courant réinjecté, qui correspond au montant de la rémunération pour l’utilisation du réseau qui est en lien avec la consommation, ainsi qu’aux autres éléments tarifaires mentionnés.

Le cadre réglementaire évolue lui aussi, puisque la régulation Sunshine commence à s’appliquer: la publication d’indicateurs de performance (qualité, coûts et efficience) permet de comparer les gestionnaires de réseau ainsi que les investissements consentis dans des réseaux intelligents et incitera ces gestionnaires à améliorer leurs prestations.

Règles applicables aux communautés électriques locales (OApEl)

Depuis 2026, la législation permet par ailleurs de créer des communautés électriques locales (CEL), au sein desquelles des ménages et des entreprises, situés dans une même commune, peuvent utiliser en commun l’énergie autoproduite et la partager via le réseau public. Les principaux atouts des CEL, qui bénéficient pour le courant autoproduit d’un tarif d’utilisation du réseau moindre, sont la participation des citoyens à la transition énergétique et le développement de la production locale d’énergie renouvelable. Elles reprennent pour l’essentiel le modèle des communautés énergétiques de l’Union européenne. Le Conseil fédéral aimerait autoriser également des CEL utilisant plusieurs niveaux de réseau, dont l’avantage est de faciliter l’intégration de grandes installations de production, comme le montrent des expériences faites en Autriche[1].

Par ailleurs, le législateur a modifié l’OEne afin d’améliorer l’encouragement de l’autoconsommation par le biais des regroupements dans le cadre de la consommation propre (RCP): des RCP dits virtuels, qui utilisent les lignes de raccordement autofinancées, sont possibles depuis le 1^er janvier 2025.

Cumulées, ces mesures rendent le système électrique suisse plus apte à relever les défis futurs. S’agissant de l’amélioration de l’utilisation de la flexibilité, des études récentes montrent que, à elle seule, l’utilisation du potentiel de régulation des pompes à chaleur et des véhicules électriques permettra, d’ici 2050, d’abaisser de 22% les importations nettes d’électricité, de 7% les prix de gros de l’électricité et de 33% la capacité de stockage requise. Elle contribuera aussi à rendre moins nécessaires l’extension du réseau ainsi que les mesures de limitation dans le photovoltaïque et l’éolien.

1. Voir Fischer H. et al. (2024). Energiegemeinschaften – eine Evaluierung bisheriger Erfahrungen und zukünftiger Perspektiven für Österreich, Energy Economics Group-TU, Vienne 2024. []