Ordonnance
sur l’approvisionnement en électricité
(OApEl)

Sont notamment des composants du réseau de transport:

La composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base se fonde sur les coûts de production d’une exploitation efficace et sur les contrats d’achat à long terme du gestionnaire du réseau de distribution.

Si le gestionnaire du réseau de distribution fournit de l’électricité indigène issue d’énergies renouvelables à ses consommateurs finaux avec approvisionnement de base conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il ne peut prendre en compte, dans la composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie, au maximum que les coûts de revient propres à chacune des différentes installations de production. Ce faisant, les coûts de revient d’une production efficace ne doivent pas être dépassés et les mesures de soutien éventuelles doivent être déduites. Si l’électricité ne provient pas de ses propres installations de production, la déduction est effectuée conformément à

Si le gestionnaire du réseau de distribution acquiert l’électricité qu’il fournit selon l’art. 6, al. 5bis, LApEl auprès d’installations de production d’une puissance maximale de 3 MW ou d’une production annuelle, déduction faite de leur éventuelle consommation propre, n’excédant pas 5000 MWh, il prend en compte, en dérogation à la méthode reposant sur les coûts de revient (al. 2), les frais d’acquisition, y compris les coûts destinés aux garanties d’origine, et ce jusqu’à concurrence du taux de rétribution déterminant, fixé aux annexes¹.1 à¹.5 de l’ordonnance du 1er novembre 2017 sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables (OEneR)². Les taux de rétribution déterminants pour les installations de production mises en service avant le 1er janvier 2013 sont ceux applicables au 1er janvier 2013.

Si le gestionnaire du réseau de distribution fournit de l’électricité à ses consommateurs finaux avec approvisionnement de base conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il utilise pour le marquage de l’électricité les garanties d’origine établies pour cette électricité.

Les coûts de l’électricité provenant d’installations de production qui participent au système de rétribution de l’injection, qui obtiennent un financement des frais supplémentaires ou qui bénéficient de mesures de soutien cantonales ou communales comparables ne peuvent pas être pris en compte conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl.

Si l’électricité fournie conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl ne provient pas des installations de production du gestionnaire du réseau de distribution, celui-ci tient compte, dans le calcul des coûts maximaux pouvant être pris en compte dans ses tarifs, des rétributions uniques et contributions d’investissement, comme suit:

1. rétribution unique allouée pour les installations photovoltaïques: 1. si la rétribution unique a été fixée définitivement avant l’acquisition, le montant de celle-ci est déduit, 2. si la rétribution unique n’a pas encore été fixée définitivement, une déduction est effectuée dès que le projet est inscrit sur la liste d’attente; cette déduction est déterminée sur la base des art. 7 et 38 OEneR³, ³. si les frais d’acquisition sont pris en compte (art.⁴, al. 3), 20 % du taux de rétribution déterminant sont déduits à titre forfaitaire, indépendamment du fait qu’une rétribution unique ait été accordée ou non;

2. contribution d’investissement allouée pour les installations hydroélectriques ou pour les installations de biomasse: 1. si la contribution d’investissement a été fixée définitivement avant l’acquisition, le montant de celle-ci est déduit, 2. dans les autres cas, une déduction correspondant au montant maximal fixé par voie de décision est effectuée à partir de l’octroi de la garantie de principe (art. 54, let. b, et 75, let. b, OEneR).

Si une rétribution unique ou une contribution d’investissement est fixée ultérieurement et diffère du montant déduit conformément à l’al.¹, la déduction peut être adaptée en conséquence à partir de la date à laquelle le montant a été défini. Cette règle ne s’applique pas si une déduction forfaitaire doit être pratiquée conformément à l’al.¹, let. a, ch. 3.

D’autres mesures de soutien comparables, mesures cantonales ou communales comprises, sont prises en compte par analogie.

Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu de justifier, pour ses consommateurs finaux avec approvisionnement de base, la hausse ou la baisse des tarifs de l’électricité. La justification doit indiquer les modifications de coûts qui sont à l’origine de la hausse ou de la baisse.

Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu d’annoncer à l’ElCom les hausses des tarifs d’électricité ainsi que la justification communiquée aux consommateurs finaux au plus tard le 31 août.

Sur demande, le gestionnaire du réseau de distribution apporte la preuve à l’ElCom que, dans le cadre de la fourniture d’électricité visée à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il a pris en compte dans la composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie, pour chaque installation, au maximum les coûts visés à l’art.⁴, al. 2 ou 3, tant pour ses propres installations de production que pour les autres.

Si l’électricité fournie ne provient pas des installations de production du gestionnaire du réseau de distribution, celui-ci annonce chaque année à l’ElCom, aux fins de contrôle de plausibilité, les quantités fournies et la moyenne du prix pris en compte dans son tarif pour chaque technologie de production. Concernant les grands aménagements hydroélectriques d’une puissance supérieure à 10 MW, il communique ces données pour chaque installation de production.

Pour les réseaux dont la tension nominale est inférieure ou égale à 36 kV, les gestionnaires du réseau de distribution sont libérés de l’obligation d’informer l’ElCom visée à l’art. 8, al. 3, LApEl.

Dans les plans pluriannuels, la société nationale du réseau de transport fait état de tous ses projets et présente:

1. la description du projet;

2. la nature de l’investissement, notamment s’il s’agit d’une optimisation, d’un renforcement ou d’une extension du réseau;

3. l’état d’avancement de la planification, de l’autorisation ou de la réalisation du projet;

4. la date prévue pour la mise en service;

5. l’estimation des coûts du projet;

6. la nécessité du projet en prouvant son efficacité du point de vue technique et économique.

Les gestionnaires de réseau établissent les plans pluriannuels relatifs aux réseaux de distribution d’une tension nominale supérieure à 36 kV dans les neufs mois qui suivent l’approbation du dernier scénario-cadre par le Conseil fédéral.

Cette comptabilité doit faire apparaître séparément tous les postes nécessaires au calcul des coûts imputables, en particulier:

14. les coûts des mesures novatrices, et

15. les coûts de sensibilisation dans le domaine de la réduction de la consommation.

Pour les systèmes de mesure et les processus d’information, il convient d’utiliser des systèmes de mesure intelligents installés chez les consommateurs finaux, les installations de production et les agents de stockage. Ces systèmes comportent les éléments suivants:

1. un compteur électrique électronique installé chez le consommateur final, l’agent de stockage ou dans l’installation de production, qui: 3. dispose d’interfaces, en particulier une pour la communication bidirectionnelle avec un système de traitement des données et une autre permettant au minimum au consommateur final, au producteur ou à l’exploitant de stockage concerné de lire les valeurs de mesure lors de leur saisie et de consulter les courbes de charge visées au ch. 2, et 2 Les éléments d’un système de mesure intelligent de ce type interagissent de façon à pouvoir:

3. présenter de manière compréhensible au consommateur final, au producteur ou à l’exploitant de stockage concerné ses données de mesure, notamment les valeurs de courbe de charge;

Il n’est pas obligatoire d’utiliser des systèmes de mesure intelligents:

1. dans les constructions et les ouvrages soumis à la loi fédérale du 23 juin 1950 concernant la protection des ouvrages militaires⁴;

2. lors de raccordements au réseau de transport.

L’ElCom peut accorder des exemptions temporaires ou permanentes de l’obligation d’utiliser des systèmes de mesure intelligents si cette utilisation impliquait des coûts disproportionnés ou si elle s’avère inadéquate en raison des exigences métrologiques concrètes. Peuvent faire l’objet d’une exemption de ce type, dans une situation concrète:

1. des consommateurs finaux, des producteurs ou des agents de stockage individuels ou regroupés;

2. l’ensemble du système de mesure ou des éléments et des caractéristiques isolés de celui-ci.

S’il n’est pas possible d’installer un système de mesure intelligent parce que le consommateur final, le producteur ou l’exploitant de stockage refuse son utilisation, le gestionnaire de réseau peut facturer individuellement les coûts de mesure supplémentaires qui en découlent à partir du moment où l’utilisation a été refusée.

Lorsqu’un consommateur final, un producteur ou un exploitant de stockage consent à ce qu’un système de commande et de réglage visant à assurer une exploitation sûre, performante et efficace du réseau soit utilisé, il convient avec le gestionnaire de réseau notamment des éléments suivants:

Abrogé

Il peut installer un système de commande et de réglage intelligent sans le consentement du consommateur final, du producteur ou de l’exploitant de stockage concerné en vue d’éviter une mise en péril immédiate et importante de la sécurité de l’exploitation du réseau.

En cas de mise en péril, il peut également utiliser ce système sans le consentement du consommateur final, du producteur ou de l’exploitant de stockage concerné. Une telle utilisation est prioritaire par rapport à la commande par des tiers. Le gestionnaire de réseau informe les acteurs concernés, au moins une fois par année et sur demande, des utilisations qui ont été effectuées en vertu du présent alinéa.

Sont considérés comme mesures novatrices pour des réseaux intelligents le fait de tester ou d’utiliser des méthodes et des produits novateurs issus de la recherche et du développement en vue d’augmenter à l’avenir la sécurité, la performance ou l’efficacité du réseau.

Les coûts imputables de telles mesures peuvent aller jusqu’à 1 % au maximum des coûts d’exploitation et de capital que le gestionnaire de réseau peut imputer pour l’année concernée, à concurrence des plafonds annuels suivant:

1. un million de francs pour les mesures novatrices de la société nationale du réseau de transport, et

2. 500 000 francs pour les mesures novatrices des autres exploitants du réseau.

Les gestionnaires de réseau répertorient leurs mesures novatrices et publient cette documentation. Ils décrivent notamment le projet, la méthode utilisée, les utilisations prévues et concrétisées ainsi que les frais. L’ElCom peut fixer des exigences minimales.

Sont considérés comme coûts imputables des mesures de sensibilisation dans le domaine de la réduction de la consommation les coûts occasionnés au gestionnaire du réseau de distribution par le fait qu’il traite les données des consommateurs finaux de sa zone de desserte de manière à permettre à ces derniers de comparer leur consommation d’électricité individuelle sur différentes périodes à celle d’autres consommateurs finaux présentant similaires caractéristiques de consommation.

Les coûts de ce type de mesure sont considérés comme coûts d’exploitation imputables du gestionnaire de réseau pour l’année concernée à hauteur de 0,5 % au maximum, mais ne peuvent excéder la somme de 250 000 francs par année.

Sont considérés comme coûts imputables des mesures d’information les coûts occasionnés au gestionnaire de réseau par la mise à disposition d’informations concernant un projet visé à l’art. 15, al. 3bis, let. b, LApEl, notamment son ampleur, sa nécessité et son calendrier ainsi que son impact probable sur l’environnement, le territoire et les personnes concernées, si ces dernières en ont besoin pour se faire une opinion ou pour participer à la procédure.

Sont considérés comme coûts imputables de l’information du public les émoluments perçus auprès des gestionnaires de réseau par l’OFEN pour les tâches cantonales d’information du public visées à l’art. 6b.

Les coûts imputables en application du présent article sont affectés aux coûts d’exploitation et de capital conformément aux principes énoncés aux art. 12 et 13.

Il incombe aux gestionnaires de réseau de fixer les tarifs d’utilisation du réseau.

Au sein d’un niveau de tension, les consommateurs finaux qui présentent des profils de soutirage similaires forment un groupe de clients. Aux niveaux de tension inférieurs ๠kV, les consommateurs finaux, dont les biens-fonds sont utilisés à l’année et dont la consommation annuelle est inférieure ou égale à 50 MWh, appartiennent au même groupe de clients (groupe de clients de base).

Les gestionnaires de réseau doivent proposer aux consommateurs finaux du groupe de clients de base un tarif d’utilisation du réseau présentant une composante de travail (ct./kWh) non dégressive de 70 % au minimum.

Ils peuvent leur proposer en sus d’autres tarifs d’utilisation du réseau; aux consommateurs finaux avec mesure de puissance, ils peuvent également proposer des tarifs d’utilisation du réseau présentant une composante de travail (ct./kWh) non dégressive inférieure à 70 %.

Le responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables édicte des directives transparentes et non discriminatoires régissant l’injection d’électricité au prix de de référence de marché visé aux art. 14, al. 1, et 105, al. 1, OEneR⁵. Ces directives sont soumises à l’approbation de l’OFEN.