Révision partielle de l'ordonnance sur l'encouragement de la production d'électricité issue d'énergies renouvelables, de l'ordonnance sur l'énergie et de l'ordonnance du DETEC sur la garantie d'origine et le marquage de l'électricité

Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication DETEC

Office fédéral de l’énergie OFEN Division Efficacité énergétique et énergies renouvelables

Juillet 2018

Rapport explicatif concernant la révision partielle de l’ordonnance sur l’énergie (OEne, RS 730.01)

3. Conséquences financières, conséquences sur l’état du personnel et

autres conséquences pour la Confédération, les cantons, les

1. Contexte

Dans le cadre de la présente révision, l’ordonnance du 1 er novembre 2017 sur l’énergie (OEne; RS 730.01) fait l’objet de différentes modifications qui portent essentiellement sur certaines précisions dans le domaine du marquage de l’électricité et de la consommation propre.

2. Présentation du projet

2.1 Obligation d’enregistrement des garanties d’origine

Pour l’obligation d’enregistrement dans le système de garantie d’origine (GO), la puissance déterminante doit être indiquée en kilovoltampère (kVA). Jusqu’ici, on ne savait pas avec certitude, notamment pour les installations photovoltaïques, s’il s’agissait de la puissance installée du module, de la puissance de l’onduleur ou de la puissance de raccordement au réseau. La notion de «puissance de raccordement» a donc été remplacée par «puissance nominale côté courant alternatif» afin d’établir sans équivoque que c’est précisément la puissance nominale de l’onduleur qui est déterminante.

2.2 Marquage de l’électricité pour le courant ferroviaire

Jusqu’ici, l’obligation de marquage de l’électricité ne s’appliquait pas au courant livré aux chemins de fer par le réseau 16,7 Hertz car ceux-ci ne s’approvisionnaient pour ce faire que sur le réseau 50 Hertz. Selon l’OEne actuellement en vigueur, les garanties d’origine doivent cependant être annulées pour le courant ferroviaire. Les conditions sont par conséquent réunies pour que le courant ferroviaire soit lui aussi soumis à l’obligation de marquage.

2.3 Publication du marquage de l’électricité

La durée de validité des garanties d’origine a été raccourcie par l’adaptation de l’art. 1, al. 4, de l’ordonnance du 1er novembre 2017 sur la garantie d’origine et le marquage de l’électricité (OGOM; RS 730.010.1). Il convient par conséquent d’avancer le délai de publication du marquage de l’électricité. Ce délai précédemment fixé à la fin de l’année est désormais avancé à la fin du mois de juin. Les entreprises d’approvisionnement en énergie (EAE) ont toujours jusqu’à la fin de l’année pour communiquer le marquage de l’électricité aux clients finaux, avec la facture, mais la définition du mix d’électricité et la publication de celui-ci sur www.marquage-electricite.ch doivent avoir lieu au plus tard à la fin du mois de juin.

2.4 Regroupement dans le cadre de la consommation propre

La mise en œuvre des ordonnances liées à la nouvelle loi du 30 septembre 2016 sur l’énergie (LEne; RS 730.0) a donné lieu à différentes incertitudes ou lacunes juridiques concernant le regroupement dans le cadre de la consommation propre que la présente révision vise à supprimer ou combler. Le fait qu’un regroupement ne puisse pas traverser une rue ou d’autres voies, alors que les propriétaires concernés (y compris les communes) n’avaient, de leur côté, aucune réserve à ce sujet a été critiqué presque unanimement. De nombreuses communes ne souhaitaient en effet pas intégrer un regroupement mais étaient disposées à autoriser celui-ci à traverser une rue leur appartenant. Cette possibilité est désormais explicitement prévue. Compte tenu des dispositions qui prévoient que le rapport entre la puissance de production et la puissance de raccordement d’un regroupement dans le cadre de la consommation propre doit être au

moins de 10% et que le réseau de distribution du gestionnaire de réseau ne peut pas être pris en compte, cette nouvelle possibilité ne devrait pas conduire à une augmentation inconsidérée de la taille d’un regroupement. Même si la rue fait office de lien sur de grandes distances, l’extension du regroupement serait limitée par la nécessité de restructurer le réseau de distribution qui en découlerait. La réglementation relative au regroupement n’a d’ailleurs jamais été conçue dans l’idée d’étendre celui- ci sur de grandes distances mais plutôt dans l’idée d’une extension spatiale limitée. Par ailleurs, la réglementation concernant la dimension minimale des installations de production pouvait être contournée, car il était possible de former un regroupement en utilisant des groupes électrogènes de secours ou des installations analogues. Cette lacune est désormais comblée. La réglementation concernant la facturation des coûts au regroupement est précisée, afin d'éliminer l'incertitude quant à la question de savoir si les coûts de mesure et les coûts administratifs par kilowattheure doivent être facturés aux participants du regroupement, à savoir les locataires ou les preneurs à bail. Comme ces coûts sont générés indépendamment de la consommation d'énergie, ils sont désormais facturés au prorata. Cela permet également de préciser que ces coûts ne doivent pas être inclus dans la comparaison avec le produit d'électricité acheté à l'extérieur.

2.5 Thèmes non abordés

Concernant la mesure de la production et l’annonce des garanties d’origine, la proposition de préciser qui est responsable de ces tâches dans le cas d’un regroupement visé aux art. 14 OEne ss a été examinée. La nécessité matérielle d’ajouter cette précision n’a pas été établie compte tenu des parallélismes manifestes avec les consommateurs finaux traditionnels dont les installations disposent d’une puissance de production supérieure à 30 kVA. Pour ces derniers, la responsabilité en matière de mesure et de traitement des données est, selon l’art. 8 OApEl, du ressort des gestionnaires de réseau de distribution. Il va ainsi de soi que cela doit aussi s’appliquer aux regroupements dans la mesure où ces derniers doivent, en application de l’art. 18 LEne, être traités comme un consommateur final par rapport au gestionnaire de réseau. Il n’y a donc pas lieu de le préciser.

3. Conséquences financières, conséquences sur l’état du personnel

et autres conséquences pour la Confédération, les cantons, les communes ou pour d’autres organes d’exécution Les modifications prévues n’ont pas de conséquence particulière sur les finances et l’état du personnel ni aucune autre conséquence, que ce soit pour la Confédération, les cantons, les communes ou pour d’autres organes d’exécution.

4. Conséquences économiques, environnementales et sociales

Les modifications prévues n’ont aucune conséquence sur l’économie, l’environnement et la société.

5. Commentaire des dispositions

Art. 2, al. 2, let. c Selon le texte actuellement en vigueur, les producteurs dont les installations disposent d’une puissance de raccordement de 30 kVA au plus ne sont pas soumis à l’obligation de fournir une garantie d’origine. C’est la puissance nominale côté courant alternatif qui vaut comme puissance de raccordement. La

nouvelle formulation des art. 13 (puissance de l’installation) et 15 (condition du regroupement dans le cadre de la consommation propre) ont, pour des raisons systématiques, fait naître le doute quant à savoir si c’était cette puissance ou la puissance de raccordement au réseau qui était visée à l’art. 2 OEne. Afin de lever ce doute tout en gardant le lien avec la pratique actuelle, l’art. 2 OEne mentionne explicitement la puissance nominale côté courant alternatif de l’installation.

Art. 4, al. 1 et 3 L’art. 1, al. 3, de l’ordonnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement en électricité (OApEl; RS 734.71) désigne le réseau de transport d’électricité des chemins de fer suisses comme consommateur final. Si cette disposition en matière de droit de l’approvisionnement en électricité est certes appropriée pour le calcul de la rémunération pour l’utilisation du réseau, elle ne convient pas pour le marquage de l’électricité fournie aux lignes ferroviaires. C’est la raison pour laquelle l’art. 4, al. 1, précise que, pour le marquage de l’électricité, les entreprises ferroviaires correspondantes font office de consommateurs finaux (al. 1). Le marquage de l’électricité doit désormais avoir lieu au plus tard à la fin du mois de juin de l’année civile suivante (al. 3).

Art. 14, al. 2 Selon les termes de l’ordonnance actuelle, un regroupement dans le cadre de la consommation propre nécessite que tous les terrains soient contigus. Cela a pour conséquence que, lorsqu’un regroupement s’étend au-delà d’une route, d’un ruisseau ou d’une voie ferrée, le propriétaire de ce terrain faisant office de séparation est contraint de participer au regroupement. S’il ne souhaite pas y participer, le regroupement est impossible. Cette disposition a fait l’objet de vives critiques. S’y ajoute le fait que de nombreux propriétaires de routes (notamment des communes) seraient manifestement disposés à autoriser un regroupement «par-dessus» leur route, sans pour autant participer eux-mêmes au regroupement. C’est pourquoi l’al. 2 prévoit désormais qu’un regroupement peut aussi être formé au- delà des routes, ou voies de communication au sens de la législation sur le trafic routier (art. 1 de l’ordonnance du 13 novembre 1962 sur les règles de la circulation routière; RS 741.11), des voies ferrées et des cours d’eau, moyennant l’accord du propriétaire concerné. Les terrains avoisinants sont ainsi considérés comme contigus s’ils se jouxtent, abstraction faite de la route, de la voie ferrée ou du cours d’eau, etc.

Art. 15 L’al. 2 ajouté à l’art. 15 dispose que les installations qui ne sont exploitées que quelques heures par année (notamment les groupes électrogènes de secours) ne sont désormais plus pris en compte dans le calcul du rapport entre la puissance de production et la puissance de raccordement du regroupement dans le cadre de la consommation propre (al. 2). Le nouvel al. 3 précise en outre qu’un regroupement qui ne remplit ultérieurement plus la condition du rapport requis entre ces deux valeurs ne peut perdurer que si la raison de ce manquement est imputable à un des participants existants du regroupement (al. 3). Cette disposition permet d’une part de garantir que l’intégration d’une pompe à chaleur chez l’un des participants, par exemple, qui a pour conséquence d’étendre le raccordement au réseau du regroupement, ne conduit pas forcément à la dissolution du regroupement. Sa formulation permet d’exclure d’autre part que l’exigence d’un rapport de 10% entre la puissance de production de l’installation et la puissance de raccordement ne soit un jour plus remplie à la suite de l’extension du regroupement due à l’intégration de nouveaux consommateurs finaux ou participants.

Le calcul des coûts au sein du regroupement est présenté de façon plus claire aux al. 1 et 1bis: pour l’électricité produite en interne, il s’agit des coûts de capital de l’installation ainsi que des coûts d’exploitation et d’entretien, qui sont facturés aux participants sur la base de leur consommation (let. a). Les coûts de l’électricité prélevée à l’extérieur sont eux aussi facturés sur la base de la consommation (let. b). En revanche, les coûts administratifs et les coûts liés à la technique de mesure sont répartis à parts égales entre les participants, indépendamment de la consommation (let. c). Cette modification

permet notamment d’établir clairement que seuls les éléments de coûts visés à la let. a peuvent être comparés aux coûts globaux de l’électricité soutirée à l’extérieur en ce qui concerne le plafond de coûts visé à l’al. 3.

Art. 35, al. 2 Jusqu’à fin 2017, le supplément était perçu par Swissgrid, selon la base de calcul prévue à l’art. 15, al. 2, let. c, OApEl. Depuis le 1er janvier 2018, c’est l’organe d’exécution qui est chargé de cette tâche. En raison de l’abrogation de la lettre c de l’art. 15, al. 2, de l’OApEL, il manquait dans l’OEne une réglementation pour l’organe d’exécution. L’al. 2 de l’art. 35 a ainsi été complété et précisé pour y remédier.