Ordonnance
sur l’approvisionnement en électricité
(OApEl)

Dans tout l’acte, «taxes et prestations» est remplacé par «redevances et prestations», moyennant les ajustements grammaticaux nécessaires.

Dans tout l’acte, «fournies aux collectivités publiques» est remplacé par «fournies à des collectivités publiques».

Tarifs de mesure

Les gestionnaires de réseau fixent, pour chaque année tarifaire, les tarifs de mesure pour les différentes puissances de raccordement et ils les publient au plus tard le 31 août (art. 7b).

L’ElCom procède chaque année à un suivi des tarifs de mesure.

Les gestionnaires de réseau fixent d’ici fin 2025 au plus tard, dans des directives transparentes et non discriminatoires relatives aux systèmes de mesure et aux processus d’information, en impliquant les représentants des consommateurs finaux, des producteurs et des prestataires du domaine de l’électricité, les règles régissant en particulier:

On entend par coûts d’exploitation les coûts des prestations fournies en lien direct avec le système de mesure. En font notamment partie:

1. les coûts d’exploitation et d’entretien des instruments de mesure;

2. les coûts de saisie, de traitement et de transmission des données de mesure;

3. les coûts d’utilisation de la plateforme visés à l’art. 17i, al. 3, LApEl;

4. les coûts administratifs relevant du système de mesure.

Les gestionnaires de réseau fixent, dans des directives transparentes, uniformes et non discriminatoires, les règles régissant le calcul des coûts d’exploitation.

Les coûts de capital doivent être déterminés sur la base des coûts d’acquisition ou de fabrication et des coûts d’installation. Sont seuls imputables en tant que coûts de capital:

1. les amortissements comptables calculés;

2. les intérêts calculés sur les valeurs patrimoniales nécessaires au système de mesure.

Les amortissements comptables annuels calculés sont obtenus en tenant compte d’un amortissement linéaire sur une période d’utilisation déterminée, jusqu’à la valeur zéro.

Le calcul des intérêts annuels obéit aux règles qui suivent:

1. peuvent être ajoutées aux valeurs patrimoniales nécessaires au système de mesure, au maximum les valeurs suivantes:

   1. les valeurs résiduelles à l’acquisition ou à la fabrication des installations nécessaires au système de mesure résultant des amortissements au sens de l’al. 2 à la fin de l’exercice,

   2. le capital de roulement net nécessaire au système de mesure;

2. le taux d’intérêt calculé correspond au coût moyen pondéré du capital visé à l’annexe 1.

Les gestionnaires de réseau fixent, dans des directives transparentes et non discriminatoires, les règles régissant les durées d’utilisation uniformes et appropriées des installations nécessaires au système de mesure.

Les coûts de capital et d’exploitation assumés par le gestionnaire de réseau pour garantir le droit de consulter et de télécharger les données de mesure sont considérés comme des coûts de mesure imputables.

Ex-art. 8a^sexies, al. 7

Si le montant total de la rémunération du mesurage perçue par le gestionnaire de réseau durant une année tarifaire ne concorde pas avec les coûts de mesure imputables (différence de couverture), le gestionnaire de réseau compense cet écart dans les trois années tarifaires suivantes. Il peut renoncer à compenser un découvert de couverture.

Dans des cas justifiés, l’ElCom peut prolonger le délai imparti pour compenser une différence de couverture.

Le taux d’intérêt que le gestionnaire de réseau applique à l’égard du consommateur final correspond:

1. en cas de découvert de couverture: au maximum au taux de rendement des fonds étrangers visé à l’annexe 1;

2. en cas d’excédent de couverture: au minimum au taux de rendement des fonds étrangers visé à l’annexe 1.

Ex-art. 8a

Ex-art. 8a^bis

Ex-art. 8a^ter

Ex-art. 8a^quater

Ex-art. 8a^quinquies

Section 1c
Systèmes de mesure, de commande et de réglage intelligents

Ex-art. 8a^sexies, al. 1

Les gestionnaires de réseau, à la demande des consommateurs finaux, des producteurs ou des gestionnaires d’installations de stockage, communiquent les spécifications techniques des interfaces de leur compteur électrique.

Les gestionnaires de réseau fixent, d’ici au 31 janvier 2026, dans des directives transparentes et non discriminatoires, les formats de données internationaux courants à utiliser conformément à l’al. 1, let. a, ch. 3.

Les éléments d’un système de mesure intelligent interagissent de façon à pouvoir:

• a. à e. ex- art. 8a^sexies, al. 3, let. a à e

Ex-art. 8a^sexies, al. 8

Lorsqu’un regroupement dans le cadre de la consommation propre, une communauté électrique locale ou un gestionnaire d’installation de stockage demande à être équipé d’un système de mesure intelligent, le gestionnaire de réseau doit l’installer dans les trois mois. Dans le cas d’un regroupement dans le cadre de la consommation propre, ce droit s’applique à tous les points de mesure du regroupement gérés par le gestionnaire de réseau.

Ex-art. 8a^sexies, al. 5

Ex-art. 8a^sexies, al. 6

Les coûts que doit assumer un gestionnaire de réseau pour l’installation d’un compteur électrique supplémentaire (17a^bis, al. 7, LApEl) correspondent aux frais effectifs jusqu’à concurrence de:

1. 250 francs pour les frais d’installation;

2. 120 francs par an pour les frais liés à l’exploitation du compteur, pendant dix ans au plus.

Le gestionnaire de réseau peut retirer, au plus tôt après un an et à ses frais, le compteur électrique supplémentaire qu’il a installé si la consultation des propres données de mesure est assurée.

Abrogé

Sont considérés comme imputables les coûts de capital et d’exploitation des systèmes de commande et de réglage qui sont utilisés aux fins de l’utilisation de la flexibilité au service du réseau visée à l’art. 19a, y compris la rétribution versée.

2. 2 Les gestionnaires de réseau établissent des directives transparentes et non discriminatoires sur les composantes des systèmes de commande et de réglage intelligents, notamment concernant les préparatifs techniques liés à leur installation.

Lors du calcul des recettes visées à l’al. 2, seuls peuvent être déduits les manques à gagner qui ne sont pas imputables à une cause déterminée ou qui résultent d’une exception portant sur l’accès au réseau pour les capacités mises en service au niveau du réseau de transport transfrontalier (art. 17, al. 6, LApEl).

La société nationale du réseau de transport facture individuellement aux groupes-bilan l’énergie soutirée de la réserve d’électricité visée dans l’OIRH².

Elle facture aux gestionnaires de réseau et aux consommateurs finaux raccordés directement au réseau de transport, en proportion de l’énergie électrique soutirée par les consommateurs finaux:

1. les coûts de gestion des systèmes, de gestion des mesures, de capacité de démarrage autonome et de fonctionnement en îlotage des équipements producteurs, de maintien de la tension et de réglage primaire, ainsi que les parts de réserve de puissance pour les réglages secondaire et tertiaire qui ne peuvent être imputés à un groupe-bilan; leur montant maximum est fixé chaque année par l’ElCom;

2. les coûts liés à la réserve d’électricité visée dans l’OIRH et les coûts visés à l’art. 15a, al. 1, LApEI;

3. les coûts des renforcements du réseau de distribution et des lignes de raccordement visés à l’art. 15b, al. 3 à 5, LApEl.

Elle facture aux consommateurs finaux et aux gestionnaires de réseau raccordés directement au réseau de transport le solde des coûts imputables ainsi que les redevances et prestations fournies à des collectivités publiques; ces éléments sont facturés de manière non discriminatoire et à un tarif uniforme dans la zone de réglage Suisse:

1. à hauteur de 10 % selon l’énergie électrique soutirée du réseau concerné:

   1. par les consommateurs finaux raccordés directement au réseau, et

   2. par les consommateurs finaux raccordés aux réseaux des niveaux inférieurs;

2. à hauteur de 90 % selon la moyenne annuelle des puissances mensuelles maximales que chaque consommateur final raccordé directement et chaque réseau de niveau inférieur demande au réseau de transport.

Les coûts imputables qui ne sont pas facturés individuellement, les redevances et les prestations fournies à des collectivités publiques ainsi que la participation à un réseau de niveau supérieur sont imputés aux consommateurs finaux et aux gestionnaires de réseau raccordés directement au réseau concerné, de la façon suivante:

1. à hauteur de 10 % selon l’énergie électrique soutirée du réseau concerné:

   1. par les consommateurs finaux raccordés directement au réseau, et

   2. par les consommateurs finaux raccordés aux réseaux de niveau inférieur;

2. à hauteur de 90 % selon la moyenne annuelle des puissances mensuelles maximales effectives que chaque consommateur final raccordé directement et chaque réseau des niveaux inférieurs demandent au réseau concerné.

Le calcul de l’énergie électrique déterminante selon l’al. 1, let. a, ch. 2, pour imputer les coûts au niveau de réseau inférieur doit aussi prendre en compte selon le principe de l’énergie nette les quantités d’électricité injectées dans les niveaux de réseau inférieurs. Ces quantités d’électricité sont calculées sur tous les points d’interconnexion entre les niveaux de réseau.

La puissance nette est déterminante pour le calcul de la puissance mensuelle maximale. Elle correspond à la puissance maximale soutirée au niveau de réseau supérieur et calculée simultanément à tous les points d’interconnexion entre les niveaux de réseau.

Le gestionnaire de réseau fixe les tarifs d’utilisation du réseau pour chaque année tarifaire.

Au sein d’un niveau de tension, les consommateurs finaux qui présentent des profils de soutirage semblables forment un groupe de clients auquel correspond une offre de tarifs d’utilisation du réseau uniforme.

Le gestionnaire de réseau fixe un tarif standard pour chaque groupe de clients et désigne ce tarif comme tel. Il peut proposer d’autres tarifs aux consommateurs finaux.

Il définit librement les différentes composantes tarifaires dans le respect des principes tarifaires inscrits dans la loi (art. 14, al. 3, LApEl), sous réserve des prescriptions particulières de l’al. 5 et de l’art. 18a, al. 2 et 4.

Les tarifs dynamiques d’utilisation du réseau se conforment aux principes suivants:

1. ils incitent à adopter un comportement au service du réseau en étant fixés en fonction des valeurs de charge du réseau attendues pour le jour suivant;

2. en dérogation à l’al. 2, ils peuvent être différenciés selon le lieu, en fonction de la situation sur le réseau;

3. ils sont structurés de manière à être comparables, pour le profil de charge standard d’un groupe de clients, à d’autres tarifs de ce groupe de clients;

4. les économies pour le client final se basent sur les avantages attendus en termes de coûts pour le gestionnaire de réseau;

5. la structure des tarifs dynamiques doit être transparente et compréhensible.

Si le gestionnaire de réseau fixe un tarif d’utilisation du réseau dynamique en tant que tarif standard, il doit proposer au moins un tarif optionnel sans composante tarifaire dynamique au groupe de clients concerné.

Au niveau basse tension, les principes suivants s’appliquent à la constitution des groupes de clients:

1. les consommateurs finaux dont les biens-fonds sont utilisés à l’année et dont la consommation annuelle est inférieure à 50 MWh appartiennent au groupe de clients de base;

2. les consommateurs finaux dont les biens-fonds sont utilisés à l’année, dont la consommation annuelle est inférieure à 50 MWh et qui ne sont pas encore équipés d’un système de mesure intelligent, forment un groupe de clients distinct.

Le gestionnaire de réseau peut choisir l’un des trois modèles de tarifs d’utilisation du réseau suivants pour fixer le tarif standard du groupe de clients de base:

1. tarifs présentant une composante de travail (ct./kWh) non dégressive d’au moins 70 %;

2. tarifs dynamiques;

3. tarifs présentant une composante de travail (ct./kWh) non dégressive d’au moins 50 % et une composante de puissance (ct./kW) variable, qui évolue en fonction des charges du réseau et présente au moins quatre valeurs différentes par jour.

La composante de puissance variable visée à l’al. 2, let. c, doit se fonder sur des périodes définies pour l’ensemble de l’année tarifaire en fonction de l’estimation des charges du réseau attendues.

Pour les consommateurs finaux visés à l’al. 1, let. b, tous les tarifs doivent comprendre une composante de travail (ct./kWh) non dégressive d’au moins 70 %.

Ex-art. 18a

Ex-art. 18b

Les gestionnaires de réseau fixent un tarif de remboursement pour les installations de stockage avec consommation finale (art. 14a, al. 4, let. a, LApEl) et les installations transformant l’électricité (art. 14a, al. 4, let. b, LApEl; installations de transformation).

Le remboursement s’appliquant aux installations pilotes et de démonstration (art. 14a, al. 4, let. c, LApEl) comprend la rémunération pour l’utilisation du réseau, y compris les coûts des services-système, les coûts liés à la réserve d’électricité visée dans l’OIRH³ et le supplément perçu sur le réseau visé à l’art. 35 LEne⁴, ainsi que les coûts en rapport avec les art. 15a et 15b LApEl.

Les gestionnaires de réseau remboursent le montant correspondant dans le cadre de la facturation suivante, sous la forme d’une réduction de la rémunération pour l’utilisation du réseau.

Le remboursement s’appliquant aux installations de stockage avec consommation finale et aux installations de transformation ne peut pas dépasser la composante de travail (ct./kWh) facturée, majorée des coûts visés à l’art. 18e, al. 1, let. b.

Le tarif de remboursement s’appliquant aux installations de stockage avec consommation finale et aux installations de transformation correspond à la somme:

1. de la composante de travail (ct./kWh) moyenne, sur l’année tarifaire, du tarif d’utilisation du réseau au lieu d’injection;

2. des coûts:

   1. des services-système,

   2. liés à la réserve d’électricité visée dans l’OIRH⁵,

   3. du supplément perçu sur le réseau visé à l’art. 35 LEne⁶, et

   4. des mesures visées aux art. 15a et 15b LApEl.

Si un tarif dynamique pour l’utilisation du réseau s’applique à des installations de stockage avec consommation finale et des installations de transformation, le calcul du tarif de remboursement se fonde sur un tarif non dynamique du même groupe de clients.

Pour les installations de stockage avec consommation finale qui participent à une communauté électrique locale (art. 19e) et réinjectent de l’électricité de cette communauté, seul le tarif réduit est pris en compte pour calculer le tarif de remboursement.

Les exploitants des installations mentionnées ci-après souhaitant faire usage de leur droit au remboursement de la rémunération pour l’utilisation du réseau doivent faire équiper d’un système de mesure intelligent celles qui satisfont aux conditions suivantes:

1. installations de stockage avec consommation finale et installations de transformation liées à une installation de production exploitée pour la consommation propre et soumise au régime de l’autorisation prévu à l’art. 6 de l’ordonnance du 7 novembre 2001 sur les installations à basse tension (OIBT)⁷;

2. installations pilotes et de démonstration dans lesquelles l’électricité soutirée n’est pas entièrement utilisée pour la transformation.

Seuls les coûts des mesures nécessaires pour faire la preuve des quantités d’électricité déterminantes pour le remboursement sont à la charge des exploitants d’installations.

Dans le cas d’installations de stockage stationnaires avec consommation finale liées à une installation de production exploitée pour la consommation propre et soumise au régime de l’autorisation prévu à l’art. 6 OIBT⁸, il faut procéder comme suit à chaque période de facturation pour calculer les quantités d’électricité déterminantes pour le remboursement:

1. les valeurs de courbe de charge de 15 minutes suivantes sont comparées, et les valeurs les plus petites sont additionnées:

   1. les valeurs de la quantité d’électricité soutirée du réseau et les valeurs de la quantité d’électricité stockée,

   2. les valeurs de la quantité d’électricité déchargée et les valeurs de la quantité d’électricité réinjectée dans le réseau;

2. la plus petite des deux sommes visées à la le. a, ch. 1 et 2, est considérée comme la quantité d’électricité déterminante pour le remboursement.

Dans le cas d’installations de stockage stationnaires avec consommation finale qui ne sont liées à aucune installation de production visée à l’al. 1, la quantité d’électricité injectée au point de fourniture concerné est considérée comme la quantité d’électricité déterminante pour le remboursement.

Dans le cas d’installations de stockage mobiles avec consommation finale, la quantité d’électricité provenant de l’installation de stockage injectée au point de fourniture est considérée comme la quantité d’électricité déterminante pour le remboursement.

Les exploitants d’installations de transformation et les exploitants d’installations pilotes et de démonstration doivent faire la preuve de la quantité d’électricité déterminante pour le remboursement au moyen de garanties d’origine.

Les exploitants d’installations pilotes et de démonstration ont droit au remboursement si ces installations, en plus des conditions visées à l’art. 14a, al. 4, let. c, LApEl, sont reconnues par l’OFEN comme installations pilotes et de démonstration.

L’OFEN reconnaît comme installation pilote et de démonstration une installation qui présente des caractéristiques techniques ou opérationnelles novatrices et dont:

1. la mise en service intervient au plus tard le 31 décembre 2034, et

2. le permis de construire a déjà été déposé.

La date de la demande de remboursement déposée auprès du gestionnaire de réseau est déterminante pour évaluer si la puissance totale de 200 MW (art. 14a, al. 4, let. c, LApEl) est déjà dépassée.

Les gestionnaires de réseau informent l’OFEN des demandes de remboursement déposées par des exploitants d’installations pilotes et de démonstration.

L’OFEN tient une liste publique des informations relatives à la puissance totale de toutes les installations pilotes et de démonstration pour lesquelles une demande de remboursement a été déposée et l’actualise en permanence.

Le droit des exploitants d’installations pilotes et de démonstration au remboursement s’éteint au plus tard après 20 ans à compter de la date de leur mise en service.

Les gestionnaires de réseau établissent des directives transparentes et non discriminatoires relatives à la mise en œuvre technique et organisationnelle du remboursement de la rémunération pour l’utilisation du réseau, en impliquant les représentants des consommateurs finaux, des producteurs et des prestataires du secteur de l’électricité.

Section 2a
Flexibilité au service du réseau ainsi que systèmes de commande
et de réglage

Est considérée comme étant au service du réseau l’utilisation de la flexibilité qui permet à un gestionnaire de réseau de distribution:

1. de soulager une situation de réseau localement tendue;

2. d’éviter une extension du réseau;

3. de reporter des mesures liées au réseau, ou

4. de réduire les coûts du réseau dans sa propre zone de desserte.

Le contrat conclu entre le détenteur de flexibilité et le gestionnaire du réseau de distribution relatif à l’utilisation de la flexibilité règle au minimum:

1. l’utilisation d’un système de commande et de réglage;

2. l’ampleur de l’utilisation envisagée de la flexibilité;

3. le moyen d’information ainsi que la fréquence à laquelle le gestionnaire du réseau de distribution informe le détenteur de flexibilité au sujet de l’utilisation de sa flexibilité;

4. la rétribution;

5. la durée du contrat;

6. les modalités de résiliation.

Le gestionnaire du réseau de distribution publie chaque année toutes les informations déterminantes pour la conclusion d’un contrat, notamment les taux de rétribution.

L’utilisation garantie de la flexibilité n’est pas rétribuée.

Le gestionnaire du réseau de distribution doit informer le détenteur de flexibilité concerné, sur demande ou au moins une fois par an, des raisons et de l’ampleur de ces utilisations.

Pour les utilisations garanties de la flexibilité, il peut utiliser un système de commande et de réglage intelligent sans le consentement du détenteur de flexibilité concerné.

Il peut ajuster au maximum 3 % de l’énergie produite annuellement au point de raccordement.

Les gestionnaires de réseau fixent, dans des directives transparentes et non discriminatoires, en impliquant les acteurs concernés, les règles concernant la mise en œuvre technique de la gestion de l’injection et les processus d’information.

La flexibilité est réputée existante lorsque le gestionnaire du réseau de distribution l’a utilisée avant le 1^er janvier 2026 au moyen d’un système de commande et de réglage auprès d’un détenteur de flexibilité.

Le gestionnaire du réseau de distribution doit informer chaque année par écrit les détenteurs de flexibilité au minimum sur les éléments suivants concernant la flexibilité existante:

1. les contenus mentionnés à l’art. 19b, al. 1, let. a à d;

2. les conséquences d’une interdiction visée à l’al. 3.

Le détenteur de flexibilité peut interdire la poursuite de l’utilisation de sa flexibilité existante. Il doit le communiquer par écrit au gestionnaire du réseau de distribution dans un délai de 30 jours à compter de la réception des informations visées à l’al. 2 ou, avec un préavis de trois mois, pour la fin de l’année civile.

L’interdiction ne confère pas au détenteur de flexibilité le droit d’exiger le retrait d’un système de commande et de réglage déjà installé.

Section 2b Communautés électriques locales

Une communauté électrique locale peut être constituée lorsque la puissance des installations de production qui y sont utilisées représente au moins 5 % de la puissance de raccordement de tous les consommateurs finaux qui y participent.

Les installations de production exploitées durant 500 heures par an au maximum ne sont pas prises en compte dans le calcul de la puissance des installations de production utilisées dans la communauté.

Les consommateurs finaux et les installations de production ou de stockage intégrées à la communauté doivent se trouver dans la même zone de desserte et ne doivent pas être raccordés à des niveaux de tension supérieurs à 36 kV. En outre, de tels niveaux de tension ne doivent pas être utilisés pour l’échange d’électricité autoproduite dans le cadre de la communauté.

Un consommateur final ne peut participer qu’à une seule communauté électrique locale par site de consommation. Une installation de production ou une installation de stockage ne peut être utilisée que dans le cadre d’une seule communauté.

Si l’une des conditions mentionnées aux al. 1, 3 et 4 n’est plus remplie, le gestionnaire du réseau de distribution ne peut plus traiter la communauté électrique locale comme telle.

Les participants à la communauté électrique locale conviennent par écrit:

1. du représentant de la communauté vis-à-vis de l’extérieur;

2. des taux de rétribution pour l’électricité produite et consommée en interne;

3. de la prise en charge des coûts pour le traitement des données, de l’administration et du décompte internes;

4. des conditions d’entrée dans la communauté et de sortie de celle-ci;

5. de la répartition de la prise en charge des coûts liés à l’utilisation du réseau et à la mesure ainsi qu’à la fourniture d’électricité dans l’approvisionnement de base et hors de celui-ci.

L’électricité produite par les installations de production de la communauté doit être écoulée avec les garanties d’origine correspondantes dans la communauté. L’organe d’exécution visé à l’art. 64 LEne⁹ est chargé de vérifier les garanties d’origine écoulées au sein de la communauté.

Le représentant de la communauté électrique locale doit communiquer les informations ci-après au gestionnaire de réseau:

1. la constitution et la dissolution de la communauté, pour la fin d’un mois, moyennant un préavis de trois mois;

2. les participants rejoignant ou quittant la communauté, pour la fin d’un mois, moyennant un préavis d’un mois;

3. le représentant de la communauté vis-à-vis de l’extérieur;

4. les données techniques des installations de production, notamment le type d’installation et sa puissance électrique;

5. la non-atteinte de la valeur définie à l’art. 19e, al. 1;

6. les données techniques des installations de stockage.

Le gestionnaire de réseau de distribution accorde aux participants de la communauté un délai approprié pour nommer leur représentant. S’ils ne le font pas dans ce délai, le gestionnaire du réseau de distribution peut désigner l’un des participants pour représenter la communauté.

Le gestionnaire de réseau de distribution est tenu de collaborer. Dans la mesure où cela est nécessaire à la planification de la communauté électrique locale, il communique notamment aux personnes intéressées à constituer une communauté électrique locale:

1. la topologie du réseau dans lequel la communauté électrique locale sera constituée, dans un délai de quinze jours ouvrés à compter de la réception de la demande;

2. la situation en matière de raccordement des consommateurs finaux, des installations de production et des installations de stockage.

Pour calculer la rémunération pour l’utilisation du réseau pour les différents participants, le gestionnaire du réseau de distribution procède de la manière suivante:

1. la plus petite des deux sommes entre, d’une part, la quantité d’électricité totale injectée au sein de la communauté et, d’autre part, la quantité totale d’électricité soutirée par la communauté, sur la base des valeurs de courbe de charge de 15 minutes, est considérée comme la quantité d’électricité autoproduite et écoulée dans le cadre de la communauté via le réseau de distribution;

2. la quantité déterminante au sens de la let. a est attribuée à chaque participant en fonction de sa part d’électricité soutirée par rapport à la quantité totale d’électricité soutirée par la communauté.

Le calcul de la rémunération pour l’électricité fournie dans l’approvisionnement de base ainsi que l’attribution de la quantité d’électricité écoulée dans le cadre de la communauté se fondent sur l’al. 4.

Le calcul des quantités que chaque installation de production attribuée à une communauté écoule soit à un tiers repreneur dans le cadre de la communauté, soit dans le cadre de l’obligation de reprise et de rétribution envers le gestionnaire du réseau de distribution ou envers un tiers repreneur, se fonde sur l’al. 4.

Le calcul de la rémunération du mesurage se fonde sur les dispositions concernant le système de mesure.

La réduction sur le tarif d’utilisation du réseau que peuvent faire valoir les participants à la communauté pour le soutirage d’électricité autoproduite (art. 17e, al. 3, LApEl) se monte à 40 % de leur tarif d’utilisation du réseau conformément à l’art. 18, al. 3.

La réduction porte sur la quantité d’électricité visée à l’art. 19g, al. 4, let. b.

Si, pour des raisons liées à la topologie du réseau et en raison de la situation en matière de raccordement des différents participants, l’électricité autoproduite dans la communauté ne peut pas parvenir de chaque installation de production à tout consommateur final de la communauté sans transformation de la tension, la réduction est ramenée à 20 % pour tous les consommateurs finaux de la communauté.

Pour chaque période de décompte, les installations de stockage ne peuvent écouler en tout pas plus d’électricité dans la communauté qu’elles n’en soutirent de la communauté. Le droit à la réduction sur le tarif d’utilisation du réseau ne s’applique pas à la quantité soutirée par la communauté dépassant celle qui est réinjectée dans le cadre de la communauté.

Doivent être facturés sans réduction:

1. les coûts des services-système;

2. les coûts liés à la réserve d’électricité visée dans l’OIRH¹⁰;

3. le supplément perçu sur le réseau visé à l’art. 35 LEne¹¹;

4. les redevances et les prestations fournies à des collectivités publiques.

Avant d’édicter des directives au sens des art. 3, al. 1, 7, al. 2, 8a, al. 2, 8a^bis, al. 4, 8b, al. 2, 12, al. 2, 13, al. 1, 13a^bis, al. 2, 17 et 23, al. 2, les gestionnaires de réseau consultent en particulier les représentants des consommateurs finaux et des producteurs. Ils publient ces directives et les directives visées aux art. 8, al. 2, 18i et 19c, al. 5, sur un site Internet unique librement accessible. S’ils ne peuvent pas s’entendre en temps utile sur les directives à adopter ou si celles-ci ne sont pas appropriées, l’OFEN peut édicter des dispositions d’exécution dans les domaines concernés.

Les installations de mesure d’une zone de desserte doivent répondre, pour 80 % d’entre elles, aux exigences visées aux art. 8a^decies et 8b dans les dix ans qui suivent l’entrée en vigueur de la modification du 1^er novembre 2017. Les 20 % d’installations restantes peuvent être utilisées aussi longtemps que leur bon fonctionnement est assuré.

Pendant le délai transitoire visé à l’al. 1, le gestionnaire de réseau détermine la date à laquelle il souhaite équiper les consommateurs finaux ou les producteurs d’un système de mesure intelligent visé aux art. 8a^decies et 8b. Doivent dans tous les cas être équipés d’un système de mesure de ce type les acteurs suivants:

Abrogé

Le gestionnaire de réseau peut utiliser et comptabiliser dans les 80 % visés à l’art. 31e, al. 1, jusqu’à ce que leur bon fonctionnement ne soit plus garanti, les systèmes de mesure qui comportent des moyens de mesure électroniques avec mesure de la courbe de charge de l’énergie active, un système de communication avec transmission automatique des données et un système de traitement des données mais qui ne répondent pas encore aux exigences des art. 8a^decies et 8b, si:

1. ces systèmes ont été installés avant le 1^er janvier 2018, ou que

2. leur acquisition a débuté avant le 1^er janvier 2019.

Tant qu’il n’est pas possible d’obtenir des systèmes de mesure répondant aux exigences des art. 8a^decies et 8b, le gestionnaire de réseau peut utiliser, si nécessaire, des systèmes de mesure visés à l’al. 1 et les comptabiliser dans les 80 % visés à l’art. 31e, al. 1, jusqu’à ce que leur bon fonctionnement ne soit plus garanti.

Les coûts des installations de mesure qui ne répondent pas aux exigences des art. 8a^decies et 8b mais qui peuvent être utilisées conformément aux al. 1 et 2 et à l’art. 31e, al. 1, 2^e phrase, demeurent imputables.

Les dispositions de l’art. 31e sur l’introduction de systèmes de mesure intelligents sont applicables par analogie à l’utilisation de systèmes de mesure intelligents chez des agents de stockage.

Les systèmes de mesure intelligents qui ne permettent pas au consommateur final, au producteur ou au gestionnaire d’installation de stockage de consulter et de télécharger ses données de mesure comme prescrit à l’art. 8a^decies, al. 1, let. a, ch. 3, et al. 4, let. c, doivent être mis à niveau dans les meilleurs délais, mais au plus tard le 30 juin 2021. Les exceptions prévues aux al. 1 et 2 demeurent réservées.

Pendant le délai transitoire visé à l’art. 31e, al. 1, le gestionnaire de réseau détermine la date à laquelle il souhaite équiper les consommateurs finaux ou les producteurs d’un système de mesure intelligent visé aux art. 8a^decies et 8b. Les producteurs doivent dans tous les cas être équipés d’un système de mesure de ce type lorsqu’ils raccordent au réseau d’électricité une nouvelle installation produisant de l’électricité et dont les travaux d’installation sont soumis au régime de l’autorisation prévu à l’art. 6 OIBT¹².

Section 4g
Disposition transitoire relative à la modification du 19 février 2025

L’information visée à l’art. 19d, al. 2, doit être fournie par écrit pour la première fois dans un délai de 30 jours après l’entrée en vigueur.