{"id":218827,"date":"2026-05-12T06:30:54","date_gmt":"2026-05-12T04:30:54","guid":{"rendered":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/?p=218827"},"modified":"2026-05-12T08:29:51","modified_gmt":"2026-05-12T06:29:51","slug":"un-systeme-electrique-plus-souple-et-davantage-en-phase-avec-le-marche","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/fr\/2026\/05\/un-systeme-electrique-plus-souple-et-davantage-en-phase-avec-le-marche\/","title":{"rendered":"Un syst\u00e8me \u00e9lectrique plus souple et davantage en phase avec le march\u00e9"},"content":{"rendered":"

Le syst\u00e8me \u00e9nerg\u00e9tique suisse est \u00e0 l\u2019aube d\u2019une r\u00e9volution: alors qu\u2019en 2024, les nouvelles \u00e9nergies renouvelables (c\u2019est-\u00e0-dire les \u00e9nergies renouvelables hors hydro\u00e9lectricit\u00e9) g\u00e9n\u00e9raient 8,3 t\u00e9rawattheures (TWh), soit seulement 10%, de l\u2019\u00e9nergie produite dans le pays contre respectivement 60% et 28% pour les barrages et les centrales nucl\u00e9aires (voir graphique<\/em>), elles passeront \u00e0 35\u00a0TWh en 2035, l\u2019\u00e9quivalent de la moiti\u00e9 environ de la consommation nationale. Ajoutons que la Suisse vise un approvisionnement en \u00e9nergie climatiquement neutre \u00e0 l\u2019horizon\u00a02050, de sorte que la part de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite gr\u00e2ce aux \u00e9nergies renouvelables continuera de progresser fortement d\u2019ici cette \u00e9ch\u00e9ance.<\/p>\n

Deux conditions sont n\u00e9cessaires pour que cette transition r\u00e9ussisse. D\u2019une part, il faut que la r\u00e9glementation applicable aux \u00e9nergies renouvelables tienne mieux compte du march\u00e9, c\u2019est-\u00e0-dire que la r\u00e9tribution du courant issu de ces \u00e9nergies soit davantage li\u00e9e aux prix pratiqu\u00e9s sur le march\u00e9. D\u2019autre part, la production et la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 doivent gagner en flexibilit\u00e9, \u00e9tant donn\u00e9 les fortes fluctuations qu\u2019enregistrent les \u00e9nergies photovolta\u00efque et \u00e9olienne en fonction des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques et du moment de la journ\u00e9e. Pour y parvenir, il faut lisser les pics d\u2019injection et de consommation. Concr\u00e8tement, cela signifie, par exemple, que les centrales solaires ne pourront pas injecter la totalit\u00e9 de leur production en cas de surcharge du r\u00e9seau ou qu\u2019il faudra, pour recharger les voitures \u00e9lectriques, attendre que le r\u00e9seau soit moins sollicit\u00e9. En rendant le syst\u00e8me plus souple, on contribue aussi \u00e0 r\u00e9duire les congestions du r\u00e9seau et \u00e0 limiter par cons\u00e9quent son extension et les co\u00fbts induits, qui vont fortement augmenter d\u2019ici 2050 et se r\u00e9percuter sur les consommatrices et consommateurs finaux.<\/p>\n

C\u2019est pour satisfaire \u00e0 ces deux exigences que la Conf\u00e9d\u00e9ration a proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 une r\u00e9vision de l\u2019ordonnance sur l\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 (OApEl) et de l\u2019ordonnance sur l\u2019\u00e9nergie (OEne), deux textes qui concr\u00e9tisent les r\u00e8gles adopt\u00e9es par la loi sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019OEne \u00e9nonce principalement les conditions de l\u2019encouragement des \u00e9nergies renouvelables ainsi que les r\u00e8gles applicables \u00e0 l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique et au marquage de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Quant \u00e0 l\u2019OApEl, elle d\u00e9finit pour l\u2019essentiel les principes applicables \u00e0 la r\u00e9tribution du r\u00e9seau, aux t\u00e2ches des gestionnaires de r\u00e9seau, \u00e0 l\u2019approvisionnement de base et \u00e0 l\u2019extension du r\u00e9seau. Les nouvelles r\u00e8gles, d\u00e9crites ci-dessous, donnent plus d\u2019importance aux prix du march\u00e9 et introduisent un m\u00e9canisme incitatif visant \u00e0 meilleure ad\u00e9quation entre consommation et production. Les modifications des ordonnances sont entr\u00e9es en vigueur le 1er<\/sup>\u00a0janvier 2026.<\/p>\n

Forte hausse du courant issu des \u00e9nergies renouvelables \u00e0 l\u2019horizon\u00a02050<\/h2>\n

\"\"<\/a><\/p>\n

Source: Office f\u00e9d\u00e9ral de l\u2019\u00e9nergie | Graphique: La Vie \u00e9conomique<\/div>\n

Les nouveaut\u00e9s concernant les \u00e9nergies renouvelables (OEne)<\/h2>\n

L\u2019une des principales modifications concerne la r\u00e9tribution des injections effectu\u00e9es par les producteurs d\u2019\u00e9nergies renouvelables (photovolta\u00efque, \u00e9olien, petite hydraulique et biomasse). Si les gestionnaires de r\u00e9seau doivent continuer \u00e0 accepter et \u00e0 r\u00e9tribuer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 inject\u00e9e dans le r\u00e9seau, l\u2019ordonnance introduit toutefois un prix de r\u00e9f\u00e9rence lorsque producteurs et gestionnaires ne s\u2019entendent pas sur le montant de la r\u00e9tribution. Ce prix est d\u00e9termin\u00e9 par les prix moyens des trois derniers mois et tient compte du moment de l\u2019injection du courant. Ainsi, la r\u00e9tribution accord\u00e9e pour le courant photovolta\u00efque tend \u00e0 diminuer lorsque le courant est inject\u00e9 durant des p\u00e9riodes de bas prix: c\u2019est g\u00e9n\u00e9ralement le cas lorsque la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans le r\u00e9seau est \u00e9lev\u00e9e, \u00e0 midi par exemple. \u00c0 l\u2019inverse, la r\u00e9tribution augmente lorsque les prix sont \u00e9lev\u00e9s, soit g\u00e9n\u00e9ralement lorsqu\u2019il y a une p\u00e9nurie d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans le r\u00e9seau.<\/p>\n

L\u2019ordonnance pr\u00e9voit en outre des r\u00e9tributions minimales pour les installations dont la puissance ne d\u00e9passe pas 150\u00a0kW, afin que la rentabilit\u00e9 des investissements dans le solaire continue d\u2019\u00eatre garantie, m\u00eame si les prix pratiqu\u00e9s sur le march\u00e9 sont tr\u00e8s bas \u00e0 certains moments. Cette r\u00e9tribution minimale est actuellement de 6\u00a0centimes par kilowattheure pour les tr\u00e8s petites installations (jusqu\u2019\u00e0 30\u00a0kW) et de 1,2\u00a0centime pour les autres. Une autre modification entrera probablement en vigueur le 1er<\/sup> janvier 2027: la r\u00e9tribution des injections se fondera d\u00e9sormais sur le prix horaire<\/em> au moment de l\u2019injection, de sorte qu\u2019elle s\u2019alignera encore davantage sur le march\u00e9.<\/p>\n

Modifications concernant la r\u00e9gulation du r\u00e9seau (OApEl)<\/h2>\n

Le r\u00e9seau \u00e9lectrique atteint \u00e0 certains moments ses limites, \u00e9tant donn\u00e9 que les m\u00e9nages et les entreprises sont de plus en plus nombreux \u00e0 produire et \u00e0 injecter du courant. C\u2019est surtout lorsque de nombreuses installations photovolta\u00efques fournissent en m\u00eame temps du courant ou que la consommation fait un bond que des pics de charge peuvent se produire. Deux options s\u2019offrent pour mieux amortir ces pics: adopter une tarification qui r\u00e9compense les comportements dits au service du r\u00e9seau (tarification du r\u00e9seau) ou piloter l\u2019injection et la consommation (r\u00e9glementation de la flexibilit\u00e9).<\/p>\n

Les modifications de l\u2019ordonnance ont am\u00e9lior\u00e9 et concr\u00e9tis\u00e9 les conditions applicables aux tarifs dynamiques d\u2019utilisation du r\u00e9seau qui augmentent lorsque le r\u00e9seau est tr\u00e8s sollicit\u00e9 et baissent lorsque sa charge se r\u00e9duit. Jusqu\u2019ici, les tarifs applicables \u00e0 l\u2019approvisionnement de base variaient en fonction des heures: le prix \u00e9tait plus \u00e9lev\u00e9 la journ\u00e9e et le samedi matin et plus bas la nuit et le reste du week-end. D\u00e9sormais, les fournisseurs peuvent appliquer des tarifs dynamiques d\u2019utilisation du r\u00e9seau dans le cadre de l\u2019approvisionnement de base, \u00e0 condition de proposer \u00e9galement un tarif fixe. Jusqu\u2019ici, 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 modalit\u00e9s sont d\u00e9sormais possibles, le mod\u00e8le \u00e0 poursuivre \u00e9tant celui d\u2019un ajustement des prix tous les quarts d\u2019heure. Des r\u00e9mun\u00e9rations pour l\u2019utilisation du r\u00e9seau variables en fonction des heures, qui s\u2019appuient principalement sur des prix pour la puissance eux aussi variables, sont d\u00e9sormais \u00e9galement possibles dans l\u2019approvisionnement de base. Les tarifs de travail variables rec\u00e8lent un danger: la charge de pointe se d\u00e9place, car de nombreuses consommatrices et consommateurs utilisent l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en m\u00eame temps, durant les p\u00e9riodes avantageuses. Ce risque n\u2019existe pas avec les prix variables pour la puissance, car les consommatrices et consommateurs finaux sont incit\u00e9s \u00e0 r\u00e9duire la charge de pointe autant que possible. Ces modalit\u00e9s ont l\u2019avantage de permettre, m\u00eame aux petits gestionnaires de r\u00e9seau, d\u2019adapter leurs tarifs d\u2019utilisation du r\u00e9seau dans le respect du principe de causalit\u00e9.<\/p>\n

La r\u00e9glementation de la flexibilit\u00e9, nouvellement introduite dans l\u2019ordonnance, est une autre mesure visant \u00e0 mieux g\u00e9rer les pics de charge. S\u2019appliquant avant tout aux injections de courant d\u00e9centralis\u00e9es, elle permet aux gestionnaires de r\u00e9seau d\u2019utiliser la flexibilit\u00e9 en passant un contrat avec les d\u00e9tenteurs de cette m\u00eame flexibilit\u00e9 et de b\u00e9n\u00e9ficier gratuitement de 3% de la flexibilit\u00e9 inject\u00e9e dans le r\u00e9seau. L\u2019utilisation de la flexibilit\u00e9, qui est con\u00e7ue comme une mesure, doit respecter le principe Orare en vertu duquel l\u2019optimisation du r\u00e9seau prime sur son renforcement et son extension. En outre, les gestionnaires de r\u00e9seau disposent d\u2019un droit d\u2019anticipation sur la flexibilit\u00e9 d\u00e9j\u00e0 utilis\u00e9e en date du 1er<\/sup>\u00a0janvier 2026 afin de ne pas la perdre. Les tarifs dynamiques d\u2019utilisation du r\u00e9seau et la r\u00e9glementation de la flexibilit\u00e9 contribuent \u00e0 faire baisser la charge du r\u00e9seau, ce qui permet d\u2019en ajourner ou d\u2019en r\u00e9duire l\u2019extension.<\/p>\n

Le l\u00e9gislateur entend \u00e9galement promouvoir le d\u00e9veloppement des installations de stockage et de transformation, qui am\u00e9liorent elles aussi la flexibilit\u00e9 du syst\u00e8me en stockant temporairement le courant avant de le restituer ou de le transformer. Les installations de stockage sans consommation finale sont assimil\u00e9es aux centrales de pompage-turbinage en ce qui concerne la r\u00e9duction des r\u00e9mun\u00e9rations pour l\u2019utilisation du r\u00e9seau, c\u2019est-\u00e0-dire qu\u2019elles sont exon\u00e9r\u00e9es des tarifs d’utilisation du r\u00e9seau, des co\u00fbts des services-syst\u00e8me et de la r\u00e9serve d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, du suppl\u00e9ment per\u00e7u sur le r\u00e9seau ainsi que des co\u00fbts li\u00e9s aux mesures vis\u00e9es aux articles\u00a015a<\/em> et 15b<\/em> de la loi sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. S\u2019agissant des installations de stockage avec consommation finale et des installations transformant l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, l’\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9inject\u00e9e donne lieu \u00e0 un remboursement, effectu\u00e9 pour la quantit\u00e9 de courant r\u00e9inject\u00e9, qui correspond au montant de la r\u00e9mun\u00e9ration pour l\u2019utilisation du r\u00e9seau qui est en lien avec la consommation, ainsi qu’aux autres \u00e9l\u00e9ments tarifaires mentionn\u00e9s.<\/p>\n

Le cadre r\u00e9glementaire \u00e9volue lui aussi, puisque la r\u00e9gulation Sunshine commence \u00e0 s\u2019appliquer: la publication d\u2019indicateurs de performance (qualit\u00e9, co\u00fbts et efficience) permet de comparer les gestionnaires de r\u00e9seau ainsi que les investissements consentis dans des r\u00e9seaux intelligents et incitera ces gestionnaires \u00e0 am\u00e9liorer leurs prestations.<\/p>\n

R\u00e8gles applicables aux communaut\u00e9s \u00e9lectriques locales (OApEl)<\/h2>\n

Depuis 2026, la l\u00e9gislation permet par ailleurs de cr\u00e9er des communaut\u00e9s \u00e9lectriques locales (CEL), au sein desquelles des m\u00e9nages et des entreprises, situ\u00e9s dans une m\u00eame commune, peuvent utiliser en commun l\u2019\u00e9nergie autoproduite et la partager via le r\u00e9seau public. Les principaux atouts des CEL, qui b\u00e9n\u00e9ficient pour le courant autoproduit d\u2019un tarif d\u2019utilisation du r\u00e9seau moindre, sont la participation des citoyens \u00e0 la transition \u00e9nerg\u00e9tique et le d\u00e9veloppement de la production locale d\u2019\u00e9nergie renouvelable. Elles reprennent pour l\u2019essentiel le mod\u00e8le des communaut\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques de l\u2019Union europ\u00e9enne. Le Conseil f\u00e9d\u00e9ral<\/a> aimerait autoriser \u00e9galement des CEL utilisant plusieurs niveaux de r\u00e9seau, dont l\u2019avantage est de faciliter l\u2019int\u00e9gration de grandes installations de production, comme le montrent des exp\u00e9riences faites en Autriche[1]<\/a>.<\/p>\n

Par ailleurs, le l\u00e9gislateur a modifi\u00e9 l\u2019OEne afin d\u2019am\u00e9liorer l\u2019encouragement de l\u2019autoconsommation par le biais des regroupements dans le cadre de la consommation propre (RCP): des RCP dits virtuels, qui utilisent les lignes de raccordement autofinanc\u00e9es, sont possibles depuis le 1er<\/sup>\u00a0janvier 2025.<\/p>\n

Cumul\u00e9es, ces mesures rendent le syst\u00e8me \u00e9lectrique suisse plus apte \u00e0 relever les d\u00e9fis futurs. S\u2019agissant de l\u2019am\u00e9lioration de l\u2019utilisation de la flexibilit\u00e9, des \u00e9tudes<\/a> r\u00e9centes montrent que, \u00e0 elle seule, l\u2019utilisation du potentiel de r\u00e9gulation des pompes \u00e0 chaleur et des v\u00e9hicules \u00e9lectriques permettra, d\u2019ici 2050, d\u2019abaisser de 22% les importations nettes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, de 7% les prix de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et de 33% la capacit\u00e9 de stockage requise. Elle contribuera aussi \u00e0 rendre moins n\u00e9cessaires l\u2019extension du r\u00e9seau ainsi que les mesures de limitation dans le photovolta\u00efque et l\u2019\u00e9olien.<\/p>\n

  1. Voir Fischer H. et al.<\/em> (2024). Energiegemeinschaften \u2013 eine Evaluierung bisheriger Erfahrungen und zuk\u00fcnftiger Perspektiven f\u00fcr \u00d6sterreich, Energy Economics Group-TU, Vienne 2024. [<\/span>]<\/a><\/li><\/ol>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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