Quels nouveaux modèles de rémunération pour assurer la poursuite de l'essor du photovoltaïque?

Wortlaut

Depuis quelques années, la croissance du photovoltaïque (PV) est en bonne voie pour atteindre les objectifs fixés par l'art. 2 de la Loi révisée sur l'énergie qui entre en vigueur au 1er janvier 2025. De plus, cette dernière amène de nouvelles mesures d'encouragement, la prime de marché et la rétribution minimale. Ces dernières n'incitent cependant pas à réduire la production PV si cette électricité n'est pas utilisée ou si le réseau est surchargé.

Diverses études montrent qu’une réduction (l'autoconsommation restant illimitée) des pics photovoltaïques (sur environ 10-20% de l'énergie - donc bien plus que les 3% autorisés par la loi) fait partie de la solution, en plus de l'augmentation de la flexibilisation de la demande, du stockage et de l'extension du réseau. La réduction diminue les coûts d'extension du réseau et est rentable pour l'économie nationale. Pour qu'elle le soit également pour les exploitants d'installations et que l’essor du PV ne soit pas freiné, le système de rémunération doit être adapté.

De nouveaux modèles de rémunération sont donc nécessaires. Ils doivent faire en sorte que la production d'énergies renouvelables s'adapte à la charge du réseau et aux signaux du marché tout en offrant suffisamment d'incitations pour que le développement du PV se poursuive.

Des solutions possibles ont été discutées lors de consultations, par exemple en Allemagne. Il s'agit notamment de la rémunération de la production PV sur la base des prix horaires du marché, de la rémunération de la production potentielle plutôt que réelle, de la rémunération d'une quantité fixe de production d'électricité plutôt que sur une durée fixe, de l'augmentation de la rémunération unique, des appels d'offres de capacité pour les énergies renouvelables ou des primes de rémunération minimale afin de pouvoir continuer à amortir les installations PV.

Dans ce contexte je prie le Conseil fédéral de répondre aux questions suivantes :

1. Le Conseil fédéral partage-t-il les constats ci-dessus et l’importance d’y apporter des solutions dans un avenir proche afin de ne pas freiner l'essor du PV ?

2. Reconnaît-il les lacunes des systèmes de rémunération du PV en matière de recharge au service réseau ainsi que de sécurité d'approvisionnement et d'investissement ?

3. Si oui qu’entend-il faire pour y remédier, avec quelles mesures concrètes au niveau de la LEne et de l’OEne ? Dans quel délai ?

Stellungnahme des Bundesrates

Le Conseil fédéral est conscient que l’essor de l’énergie solaire entraîne une production très disparate d’électricité au cours de la journée, conduisant ainsi à des défis de taille. Pour ce qui est des différentes questions posées, sa position est la suivante : 1. Conformément à l’art. 17c, al. 4, de la modification de la loi sur l’approvisionnement en électricité (RO 2024 679) adoptée en votation populaire le 9 juin 2024, la réglementation de la flexibilité permet aux gestionnaires de réseau, à partir de 2026, d’ajuster une part déterminée de l’injection sans rétribution à des fins utiles au réseau (« utilisation garantie »). Dans la modification de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité, le Conseil fédéral a proposé un plafond de trois pour cent de la production annuelle (www.fedlex.admin.ch > Procédures de consultation > Procédures de consultation terminées > Procédure de consultation 2024). Si les gestionnaires de réseau souhaitent ajuster une part plus importante de l’injection, l’art. 17c, al. 2, leur impose de conclure à cet effet un contrat avec l’exploitant de l’installation et de le rétribuer pour cela. Certains gestionnaires d’un réseau de distribution proposent aujourd’hui déjà ce genre de solutions. Cette mesure ainsi que la nouvelle possibilité d’introduire des tarifs de réseau dynamiques qui dépendent de la charge prévisible ou effective du réseau permettent d’éviter les surcharges du réseau dues à des injections et des soutirages, évoqués dans l’interpellation. 2. et 3. La réglementation de la flexibilité ne s’applique qu’en cas de surcharge du réseau. En revanche, elle ne s’applique pas en cas de prix négatifs dus à une offre excédentaire d’électricité sur les marchés de l’électricité. Au contraire, les gestionnaires de réseau sont tenus, en vertu de l’art. 15, al. 1 et 1^bis de la loi sur l’énergie (LEne, RS 730.0), de reprendre et de rétribuer l’électricité injectée provenant d’énergies renouvelables. La nouvelle loi sur l’électricité (RO 2024 679) prévoit en outre qu’en l’absence d’accord sur le prix, celui-ci doit correspondre au prix du marché moyen sur un trimestre. Par ailleurs, lorsque les prix de marché sur un trimestre sont très bas, des rétributions minimales garantissant l’amortissement d’installations de référence sur leur durée de vie s’appliquent aux installations d’une puissance inférieure ou égale à 150 kW. Le nouvel art. 15 LEne protège ainsi les producteurs contre les prix négatifs en leur permettant de percevoir en tout temps une rétribution positive pour l’électricité injectée. Le Conseil fédéral observera l’évolution des prix du marché de l’électricité et proposera si nécessaire des adaptations du système actuel.