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Modifications d’ordonnances relevant de l’Office fédéral de l’énergie soumises à la décision du Conseil fédéral en novembre 2025

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

Novembre 2025

Rapport explicatif concernant la révision de novembre 2025 de l’ordonnance sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables (OEneR)

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2. Conséquences financières, conséquences sur l’état du personnel et autres conséquences pour

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1. Présentation du projet

Force hydraulique : En ce qui concerne les contributions d’investissement (CI) pour les installations hydroélectriques, il est prévu de fixer un plafond pour les coûts d’investissement imputables. L’objectif est de s’assurer que les projets dont les coûts d’investissement sont très élevés par rapport à la production nette ou à la production supplémentaire ne bénéficient pas d’un soutien inadéquat. Les projets bénéficieront certes d’un encouragement, mais la contribution d’investissement sera plafonnée au montant maximal des coûts d’investissement imputables. La limite sera fixée en fonction du taux de rétribution le plus élevé pour la prime de marché flottante. Un plafonnement des contributions d’investissement existe déjà pour d’autres technologies (par exemple pour les installations de biomasse). Les autres modifications prévues concernent des précisions visant à simplifier et à uniformiser l’exécution. Photovoltaïque : Un bonus pour l’électricité hivernale sera introduit afin d’accélérer la création d’installations photovoltaïques les plus productives possibles en hiver. Il remplacera le bonus d’altitude instauré en 2023. Les expériences réalisées jusqu’à présent avec l’offensive solaire (« Solarexpress ») montrent que les installations photovoltaïques en montagne ont en principe des rendements hivernaux plus élevés par kW de puissance installée que les installations situées sur le Plateau. Cependant, ces rendements spécifiques en électricité hivernale varient considérablement en fonction de l’emplacement et de l’orientation de l’installation ainsi que de l’inclinaison des modules. Le nouveau bonus pour l’électricité hivernale permettra de tenir compte de cette variabilité. En règle générale, si l’orientation des modules reste la même, les rendements spécifiques d’électricité hivernale augmentent avec l’altitude, de même que les coûts des installations photovoltaïques. Pour en tenir compte, le législateur ne prévoit pas de valeur fixe concernant le bonus pour l’électricité hivernale. Celui-ci sera calculé en fonction du rendement spécifique d’électricité hivernale, déduction faite d’un rendement spécifique minimal d’électricité hivernale de 500 kWh/kW. Avec ce mode de calcul, le bonus pour l’électricité hivernale ne profitera qu’aux installations dont le rendement spécifique

d’électricité hivernale est significativement plus élevé que celui d’une installation moyenne sur le Plateau (les valeurs types sur le Plateau se situent entre 250 et 300 kWh/kW). Il s’agira également de tenir compte des variations météorologiques annuelles. Pour ce faire, le bonus pour l’électricité hivernale dans le cadre de la rétribution unique sera calculé sur la base du rendement spécifique moyen d’électricité hivernale sur trois années d’exploitation. Il sera octroyé aussi bien pour les installations avec consommation propre que pour celles sans consommation propre. Pour la prime de marché flottante, le taux du bonus pour l’électricité hivernale calculé pour la rétribution unique sera converti en fonction de l’électricité injectée durant le semestre d’hiver. Dans le système de la prime de marché flottante, le bonus pour l’électricité hivernale fera l’objet d’un nouveau calcul chaque année. Un plafonnement de la contribution est en outre désormais introduit pour l’encouragement des grandes installations photovoltaïques visées à l’art. 71a de la loi sur l’énergie (LEne). Il convient de s’assurer que les moyens d’encouragement sont utilisés de manière efficiente en veillant à ne pas soutenir de manière disproportionnée des projets dont les coûts d’investissement sont très élevés par rapport à la production d’électricité au cours du semestre d’hiver. Le plafonnement de la contribution est fixé à 3,5 millions de francs par GWh de production moyenne d’électricité hivernale. Ce plafonnement s’applique en plus des dispositions selon lesquelles seuls les coûts non couverts et un maximum de 60 % des coûts d’investissement sont financés. Géothermie : Il n’est pas rare de voir des projets de géothermie déjà bien avancés subir de sérieux retards, principalement en raison de changements dans l’environnement politique (par exemple, de nouvelles

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lois cantonales sur l’exploitation du sous-sol, des initiatives parlementaires cantonales sur la géothermie). Le manque d’expérience pratique des cantons dans la mise en œuvre des conditions d’autorisation et la surveillance réglementaire des projets a une influence considérable sur la durée de ceux-ci. En outre, certaines exigences supplémentaires visant à améliorer la gouvernance et l’acceptation de ces projets, comme l’obligation de faire appel à un groupe d’experts indépendant pour encadrer un projet, peuvent également entraîner des retards considérables. C’est pourquoi il faut prolonger de manière générale jusqu’au 31 décembre 2034 le délai prévu au point 7.2 pour annoncer la mise en service des installations prêtes à être réalisées.

2. Conséquences financières, conséquences sur l’état du

personnel et autres conséquences pour la Confédération, les cantons et les communes Les modifications concernant la force hydraulique n’ont aucune conséquence pour la Confédération, les cantons et les communes, que ce soit au niveau des finances, de l’état du personnel ou autre. La modification relative au photovoltaïque entraîne une légère augmentation des dépenses pour l’organe d’exécution (Pronovo). Les cantons et les communes n’ont pas non plus de conséquences à attendre sur leurs finances, l’état de leur personnel ou autre.

3. Conséquences économiques, environnementales et

sociales Force hydraulique : limiter les coûts imputables dans les contributions d’investissement permettrait de s’assurer que les projets présentant un très mauvais rapport coût-bénéfice ne seront pas subventionnés de manière disproportionnée. Les modifications prévues n’ont aucune conséquence économique, environnementale et sociale. Photovoltaïque : avec l’introduction du bonus pour l’électricité hivernale, les installations photovoltaïques présentant un rendement spécifique d’électricité hivernale élevé, mais des coûts de construction généralement plus élevés aussi, bénéficieront d’un encouragement supplémentaire, ce qui incitera à produire davantage d’électricité en hiver. Les coûts qui en découlent pour le fonds alimenté par le supplément dépendent de la puissance des installations et de leur rendement spécifique d’électricité hivernale. À supposer que des installations présentant une puissance de 10 MW et un rendement spécifique d’électricité hivernale de 700 kWh/kW demandent chaque année le bonus pour l’électricité hivernale, les coûts de ce dernier s’élèveraient à 7 millions de francs par année. Cette projection ne tient pas compte des réductions de coûts induites par la suppression du bonus d’altitude ni d’éventuelles économies dont bénéficierait la réserve d’hiver, qui pourraient être rendues possibles sur le long terme grâce à un renforcement de la production d’électricité hivernale. En introduisant un plafonnement de la contribution pour les grandes installations photovoltaïques, on évite – comme cela est le cas pour la force hydraulique – de soutenir de manière disproportionnée des projets présentant un rapport coûts/bénéfice très défavorable, ce qui soulage le fonds alimenté par le supplément.

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4. Commentaires des dispositions

Art. 9 Cette disposition a été remaniée et comprend désormais à l’al. 1 les exceptions à la limite inférieure de puissance qui s’appliquent au système de rétribution de l’injection (RPC), aux contributions d’investissement (CI) et à la prime de marché flottante (PMf) et qui étaient jusqu’à présent énumérées dans deux paragraphes. La teneur du texte est reprise sans modification matérielle. Désormais, les exigences concernant les installations d’exploitation accessoires sont précisées à l’al. 2. Le critère du dimensionnement des parties communes de l’installation permet de s’assurer que la production d’électricité ne constitue pas l’exploitation principale. Les parties de l’installation utilisées en commun, telles que les prises d’eau, les conduites sous pression et les réservoirs ne doivent pas avoir des dimensions supérieures à ce que requiert l’exploitation principale de l’installation (p. ex. installation d’enneigement, installation d’approvisionnement en eau potable). Il est possible d’utiliser à titre accessoire la totalité de l’eau captée pour l’exploitation principale, y compris les trop-pleins des réservoirs et des lacs d’accumulation. En outre, lorsque le nombre d’heures de fonctionnement de l’installation dans son exploitation principale (p. ex. l’enneigement) est faible, le turbinage de l’eau captée tout au long de l’année peut être considéré comme une exploitation accessoire. Il est interdit de construire des prises d’eau supplémentaires servant exclusivement à la production d’électricité et qui ne sont d’aucune manière nécessaires à l’exploitation principale. Dans un tel cas, la production d’électricité serait considérée comme étant l’exploitation principale et l’installation ne serait donc plus considérée comme une installation d’exploitation accessoire. L’al. 3 correspond à l’actuel al. 2, let. c, et concerne les contributions d’investissement et la prime de marché flottante.

Cette disposition fixe les conditions déterminant si la remise en service d’une installation qui n’est plus utilisée peut encore être considérée comme une rénovation ou un agrandissement d’une installation existante. La prise d’eau ou le barrage doivent se trouver globalement en état de fonctionner, de sorte que la remise en service puisse avoir lieu avec une rénovation et sans nécessiter une reconstruction complète de ces composantes essentielles de l’installation. Si ces conditions ne sont pas remplies, la construction de l’installation hydroélectrique sera considérée comme une installation utilisant un potentiel hydraulique pour la première fois et assimilée à une nouvelle installation au sens de l’art. 3, al. 1, OEneR. L’encouragement des agrandissements ou des rénovations notables est soumis à une limite inférieure de puissance de 300 kW, l’encouragement de nouvelles installations est possible à partir d’une puissance de 1 MW (cf. art. 26 et 28a LEne).

Le projet prévoit d’introduire un bonus pour l’électricité hivernale pour les grandes installations photovoltaïques, à savoir celles dont la puissance est d’au moins 100 kW (cf. art. 7, al. 1, OEneR). Pour bénéficier de ce bonus, l’installation doit avoir, au semestre d’hiver, une production d’électricité supérieure à 500 kWh par kW de puissance et ne pas avoir été ajoutée ou intégrée à un bâtiment. Ce nouveau bonus pour l’électricité hivernale remplace l’ancien bonus d’altitude qui poursuivait certes le même objectif, mais était octroyé indépendamment du fait qu’une installation présente ou non une production d’électricité hivernale accrue. Il convient de renoncer à la condition selon laquelle l’installation doit être construite en dehors des zones à bâtir, car ce critère n’est pas pertinent pour la production d’électricité hivernale. En revanche, le critère selon lequel l’installation ne doit pas avoir été ajoutée ou intégrée à un bâtiment est maintenu. Pour les installations ajoutées ou intégrées à un bâtiment, il est possible de demander un bonus d’angle d’inclinaison si les modules présentent un

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angle d’inclinaison d’au moins 75 degrés. Il est possible de demander le bonus pour l’électricité hivernale pour des installations mises en service à compter du 1er janvier 2026. Les installations recevant un bonus pour l’électricité hivernale n’ont droit à aucun autre bonus, car le cumul des bonus avec la rétribution unique pourrait entraîner le dépassement du taux de contribution maximal autorisé de 30 % pour les installations avec consommation propre ou de 60 % pour les installations sans consommation propre. Le bonus pour l’électricité hivernale concernant la prime de marché flottante est calculé sur la base de la production effective pendant le semestre d’hiver et versé au deuxième trimestre de chaque année pour le semestre d’hiver précédent. Comme la production annuelle n’est pas encore connue à ce moment-là, le bonus n’est accordé que pour l’électricité produite pendant le semestre d’hiver, contrairement aux bonus d’angle d’inclinaison par exemple. Si une installation est mise en service pendant le semestre d’hiver, la production spécifique d’électricité hivernale (kWh produits pendant le semestre d’hiver par kW de puissance installée) est calculée pour l’électricité produite à compter de la mise en service. En fonction de la date de mise en service, il se peut donc que la production spécifique d’électricité hivernale au cours du premier semestre d’hiver soit inférieure à 500 kWh/kW, même pour une installation qui se qualifie en principe pour le bonus d’électricité hivernale, et qu’aucun bonus d’électricité hivernale ne soit donc versé cette année-là. Le bonus est calculé ainsi : la production d’électricité en kWh pendant le semestre d’hiver déterminant (c’est-à-dire le quatrième trimestre de l’année précédente + le premier trimestre de l’année en cours) est divisée par la puissance de l’installation en kW. Sur ce total, 500 kWh/kW sont déduits, car le bonus ne doit être accordé qu’à partir d’une production d’électricité hivernale significativement plus élevée par rapport à une installation photovoltaïque moyenne. Cette production spécifique d’électricité hivernale supérieure à 500 kWh par kW de puissance donne le rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire de l’installation. Pour chaque kWh/kW de rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire, un bonus de 3,5 francs par kW de puissance installée est accordé pour la

rétribution unique des installations sans consommation propre. Comme la prime de marché flottante est versée sur une période de 20 ans, ces 3,5 francs sont divisés par 20 pour déterminer le bonus pour l’électricité hivernale de la prime de marché flottante. Il en résulte un montant de 17,5 centimes à multiplier par le rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire. Pour obtenir le taux de rétribution, le montant résultant de cette multiplication est divisé par la production totale spécifique d’électricité hivernale du semestre d’hiver en question. Il en résulte un bonus pour l’électricité hivernale en centimes par kWh d’électricité injectée pendant le semestre d’hiver. L’exemple suivant permet d’illustrer ce calcul : une installation photovoltaïque avec une production d’électricité spécifique de 600 kWh/kW pendant le semestre d’hiver a un rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire de 100 kWh/kW. Le bonus pour l’électricité hivernale s’élève donc à 17,5 centimes multipliés par 100 kWh/kW (rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire) divisés par

600 kWh/kW, soit 2,92 centimes par kWh d’électricité hivernale produite.

Au moment de la participation aux enchères, il n’est pas toujours possible de savoir avec certitude si une installation remplira les conditions donnant droit au bonus pour l’électricité hivernale. C’est pourquoi l’al. 3bis dispose que l’exploitant a droit à d’autres bonus après le premier semestre d’hiver complet s’il s’avère que les conditions d’octroi du bonus pour l’électricité hivernale ne sont pas réunies après le premier semestre d’hiver complet ou si l’exploitant renonce à ce bonus à ce moment-là. Il convient encore de préciser ici que les grandes installations photovoltaïques qui bénéficient de la rétribution unique conformément à l’art. 71a LEne ne peuvent prétendre au bonus pour l’électricité hivernale. Le cas des installations qui demandent une rétribution unique conformément à l’art. 71a LEne est spécialement réglé aux sections 6 et 7 du chapitre 4 de l’OEneR, et le taux correspondant est fixé au cas par cas sur la base d’un calcul de rentabilité conformément à l’art. 71a, al. 4, LEne.

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Art. 30cquater, al. 4, art. 46c, al. 4 et annexe 2.1, ch. 4.1, let. i Le bonus pour l’électricité hivernale ne doit pouvoir être demandé que pour les installations qui remplissent probablement les conditions d’octroi (production d’électricité par kW de puissance installée supérieure à 500 kWh/kW au semestre d’hiver). Pour s’en assurer, il faut joindre à l’offre ou à la demande une simulation de la production probable d’électricité de l’installation, prouvant que les conditions d’octroi du bonus seront vraisemblablement remplies. Pour cette simulation, il convient d’utiliser un outil de simulation photovoltaïque courant et de se référer aux instructions pour le calcul du rendement des grandes installations photovoltaïques (www.bfe.admin.ch > Mesures d’encouragement > Energies renouvelables > Rétribution unique pour les grandes installations PV)

Art. 30cquinquies, al. 1bis et 5, art. 45, al. 1, let. c, et 5, et art. 46d, al. 1bis, et 5 Dorénavant, le délai de mise en service de toutes les installations qui ne sont ni ajoutées ni intégrées à un bâtiment sera prolongé de 24 à 48 mois après l’entrée en force de l’adjudication ou après l’octroi de la garantie de principe. Cette prolongation du délai prend en compte le fait que, pour ce type d’installations généralement de grande taille, le délai actuel de 24 mois ne peut pas être tenu, ou qu’il ne peut l’être que difficilement. Il peut s’agir de longs délais de livraison pour certaines composantes, de la complexité à mettre en place le chantier ou du temps restreint à disposition en montagne pour la construction. Afin de pouvoir respecter le délai de 48 mois, il est conseillé de ne déposer une offre ou une demande qu’après avoir obtenu un permis de construire définitif pour l’installation. Les installations qui produisent davantage d’électricité hivernale sont généralement plus chères que les installations standard. Toutefois, le montant des coûts varie au cas par cas en fonction de nombreux facteurs. Afin de pouvoir suivre l’évolution des coûts et leur variabilité, un décompte détaillé des coûts de construction doit être remis à l’organe d’exécution après la première année complète d’exploitation, comme c’est également le cas pour la rétribution unique pour les grandes installations photovoltaïques conformément à l’art. 71a de la LEne.

Pour les mêmes raisons que pour la prime de marché flottante, les art. 38, al. 1quater, et 38a, al. 4bis, disposent que, pour la rétribution unique également, les installations qui reçoivent un bonus pour l’électricité hivernale n’ont droit à aucun autre bonus. Cependant, même pour la rétribution unique, il est prévu que l’exploitant ait droit à d’autres bonus éventuels s’il s’avère que les conditions d’octroi du bonus pour l’électricité hivernale ne sont pas remplies ou si l’exploitant renonce à celui-ci. Étant donné que le bonus pour l’électricité hivernale n’est accordé pour la rétribution unique qu’après la troisième année complète d’exploitation (cf. art. 38, al. 1quinquies, et art. 38a, al. 5bis), il est encore possible de renoncer au bonus pour l’électricité hivernale et de demander éventuellement un autre bonus à ce moment-là. Lorsqu’un bonus a cependant été versé, il n’est plus possible de le restituer et de bénéficier d’un autre bonus.

Il s’agira également de tenir compte des variations météorologiques annuelles. Pour ce faire, le bonus pour l’électricité hivernale sera calculé sur la base du rendement spécifique d’électricité hivernale moyen sur trois années d’exploitation.

Les modifications de l’art 46j sont en premier lieu dues aux compléments apportés concernant le plafonnement de la contribution. Au même titre que les coûts non couverts attendus, la contribution

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maximale probable est calculée et démontrée dans la garantie de principe. Au moment de l’octroi de la garantie de principe, ces deux montants ont une valeur purement indicative, ce que souligne la nouvelle structure de l’art. 46j. Or seul le montant maximal garanti constitue une limite stricte également lors de la fixation définitive. Ceci étant, tous les trois valeurs sont prises en compte lors de la fixation du plan de paiement, ce que définit désormais l’al. 3.

Art. 46k, titre et al. 1 Le titre est légèrement adapté et l’al. 1 est supprimé en raison de la modification de l’art. 71a LEne décidée par le Parlement en mars 2025 et dont l’entrée en vigueur est prévue pour le 1er janvier 2026 (levée de l’exigence d’une injection partielle d’électricité d’ici fin 2025).

Comme la notion de semestre d’hiver est déjà définie à l’art. 30c, al. 2, let. c, la période indiquée entre parenthèses dans cet alinéa est biffée. La disposition est en outre légèrement adaptée sur le plan linguistique de manière à préciser que tant la production nette annuelle que la production d’électricité durant le semestre d’hiver par kW de puissance installée doivent être déclarées depuis la mise en service complète.

Le plafonnement de la contribution défini à l’art. 46u est désormais aussi pris en compte lors de la fixation définitive de la rétribution unique. La rétribution unique correspond dès lors au montant le plus bas des valeurs calculées selon les let. a à d.

Chaque franc versé doit produire le plus grand impact possible. Afin de tenir également compte de ce principe pour les grandes installations photovoltaïques visées à l’art. 71a LEne, les installations dont les coûts d’investissement sont très élevés par rapport à la production hivernale ne doivent pas bénéficier d’un soutien disproportionné. C’est pourquoi un plafonnement de la contribution pour la rétribution unique est désormais introduit. Étant donné que l’art. 71a LEne vise à encourager les installations dont la production d’électricité hivernale est augmentée, la contribution maximale n’est pas fixée par kW de puissance, mais par GWh de production d’électricité au cours du semestre d’hiver. La contribution maximale absolue est donc plus élevée pour une installation présentant une production hivernale élevée que pour une installation dont la production hivernale est peu importante. La production d’électricité prise en compte est la production moyenne d’électricité hivernale déclarée conformément à l’art. 46o, al. 1. La fixation du plafonnement de la contribution se base sur les contributions d’encouragement actuellement octroyées en moyenne aux installations photovoltaïques par mise aux enchères. Ces contributions s’élèvent à 2,07 millions de francs par GWh d’électricité hivernale. La durée moyenne d’utilisation des installations photovoltaïques a été prise en compte à titre complémentaire : 30 ans pour les installations ajoutées et 50 ans pour les installations isolées prévues dans le cadre de l’offensive solaire (« Solarexpress »). La contribution maximale destinée aux installations visées à l’art. 71a LEne doit être fixée à 3,5 millions de francs par GWh de production d’électricité hivernale, ce qui correspond à une différence de 66 % par rapport aux installations photovoltaïques « normales ».

Art. 58 L’al. 2 permet désormais à l’OFEN, dans certains cas, d’exempter le requérant de l’obligation de déclarer la production nette. Il en découle une simplification administrative et une accélération de la procédure. Par exemple, pour les nouvelles installations dont les coûts d’investissement imputables sont nettement inférieurs au maximum prévu à l’art. 61, al. 2bis, et pour lesquelles aucun calcul des

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coûts non couverts n’est requis conformément à l’art. 63, la production nette effectivement mesurée n’a aucune influence sur le montant définitif de la contribution d’investissement. Il en va de même pour les agrandissements qui répondent aux mêmes critères et dont le caractère notable n’est pas justifié par l’augmentation de la production nette. Dans de tels cas, l’OFEN peut stipuler dans la garantie de principe (décision) visée à l’art. 54 que la déclaration de la production nette n’est pas nécessaire.

Art. 59 Il s’agit ici de compléter cette disposition sur la base du nouvel art. 58, al. 2, de sorte que l’OFEN puisse aussi fixer définitivement la contribution d’investissement après l’avis de fin des travaux si le requérant a été exempté de l’obligation de déclarer la production nette.

Cette disposition fixe les coûts d’investissement imputables maximaux concernant les contributions d’investissement pour les installations hydroélectriques. Le plafond de 4 millions de francs par GWh (let. a) pour les nouvelles installations est basé sur le taux de rétribution le plus élevé pour la prime de marché flottante de 30 ct./kWh (art. 30b, al. 3, let. a), en fonction des coûts de revient. En cas d’agrandissements réputés notables, qui ne sont réalisés que pour augmenter le débit équipé (let. b), le plafond est de 2 millions de francs par GWh de production nette totale après l’agrandissement. Étant donné que l’augmentation du débit équipé sans atteindre un autre critère d’agrandissement n’entraîne généralement qu’une faible augmentation de la production supplémentaire, la contribution d’investissement serait trop limitée si l’on se basait sur la production supplémentaire. C’est pourquoi le législateur se réfère ici à la production totale après l’agrandissement. Comme il est généralement possible de s’appuyer sur les parties existantes des installations pour augmenter le débit équipé, le plafond devrait être plus bas que pour les nouvelles installations ou les autres agrandissements. En cas d’agrandissements réputés notables (let. c), le plafond pour la production supplémentaire est le même que pour les nouvelles installations. Dans le cas de projets qui, à la suite de mesures de construction, permettent de stocker une quantité d’énergie additionnelle, cette quantité d’énergie est ajoutée à la production supplémentaire. Comme les agrandissements impliquent généralement aussi des travaux de rénovation, 1,2 million de francs supplémentaires par GWh de production avant l’agrandissement peuvent être pris en compte (ce qui correspond à la limite supérieure des rénovations). Le plafond pour les rénovations notables de 1,2 million de francs par GWh de production nette après la rénovation (let. d) se base, du point de vue des coûts de revient, sur le taux de rétribution le plus élevé pour la prime de marché flottante de 10 ct./kWh (art. 30b, al. 3, let. b). Les plafonds s’appliquent aux coûts d’investissement imputables avant une éventuelle réduction en raison d’une courte durée résiduelle de la concession (art. 61, al. 4). La garantie de principe (décision) visée à l’art. 54 limite les coûts d’investissement imputables sur la

base de la production nette attendue. La détermination définitive de la contribution d’investissement (art. 59) permet d’adapter la limite en cas d’écarts importants de la production nette vers le bas au cours des cinq premières années complètes d’exploitation.

Dans le cas des installations éoliennes, la demande de contribution d’investissement peut être déposée plusieurs années avant que le projet arrive à maturité. La garantie de principe est alors délivrée sur la base de la puissance initialement prévue. Dans le cas d’un parc éolien, il est fréquent de voir la puissance diminuer durant l’étude du projet, en raison notamment de l’impossibilité de réaliser toutes les éoliennes prévues initialement. Lors de l’élaboration des nouvelles dispositions de

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l’ordonnance relatives à la contribution d’investissement pour les installations éoliennes, entrées en vigueur le 1er janvier 2025, on partait du principe qu’une seule demande de contribution d’investissement serait déposée pour l’ensemble d’un parc éolien. Il a donc été jugé utile d’actualiser la garantie de principe après l’obtention de l’avis d’avancement du projet, afin que les différentes tranches de la contribution d’investissement puissent être versées sur la base du montant maximal adapté à cette date à la nouvelle puissance, plus réaliste. Cependant, peu après l’entrée en vigueur des nouvelles dispositions, il est apparu que les demandes devaient être soumises pour chaque installation et non pour le parc éolien dans son ensemble. Dans ces circonstances, il n’est pas nécessaire de mettre à jour la garantie de principe, c’est pourquoi l’art. 87g est à nouveau abrogé et l’art. 87j, let. a, adapté en conséquence.

Art. 98 Afin de documenter le montant des subventions supplémentaires accordées aux installations produisant davantage d’électricité au semestre d’hiver et de montrer leur impact, l’OFEN publie des données agrégées sur le bonus pour l’électricité hivernale. Il s’agit du nombre d’installations, de la puissance totale des installations, du montant total des bonus pour l’électricité hivernale octroyés et de la production moyenne d’électricité hivernale par kW de puissance installée.

Le bonus pour l’électricité hivernale remplaçant le bonus d’altitude, une disposition transitoire prévoit que les installations bénéficiant d’un bonus d’altitude garanti peuvent continuer à en bénéficier sur la base de l’ancien droit. Si l’installation est mise en service à partir du 1er janvier 2026 et bénéficie d’un bonus d’altitude, l’exploitant peut choisir de bénéficier soit du bonus d’altitude, soit du bonus pour l’électricité hivernale, si l’installation remplit les conditions d’octroi pour ce dernier. Avec l’al. 5, le nouveau plafonnement de la contribution est applicable à tous les projets, également à ceux auxquels la rétribution unique a été garantie dans son principe déjà avant l’entrée en vigueur de l’art. 46u. La seule exception concerne les projets qui tiennent particulièrement compte de l’idée initiale de l’art. 71a LEne déclaré urgent, et qui remplissent les exigences d’injection partielle définies à l’actuel art. 46k, al. 1, jusqu’à fin 2025. Les projets qui remplissent toutes les conditions selon le droit en vigueur jusqu’à fin 2025 doivent être traités et évalués selon le droit en vigueur au moment du dépôt de la demande. Tous les projets qui selon le droit actuel n’auraient plus du tout droit au soutien privilégié au sens de l’art. 71a, al. 4, LEne, ne doivent en revanche pas être exemptés du plafonnement de la contribution.

Annexe 1.4, ch. 7.2 Les projets en cours de réalisation sont confrontés à des changements importants dans l’environnement politique et au manque d’expérience des cantons dans le cadre de projets de géothermie. Afin qu’ils puissent voir le jour malgré ces difficultés, le délai pour l’avis de mise en service doit être prolongé jusqu’à fin 2034.

Annexe 2.1, ch. 2.7.3 et 4.1, let. i Le montant du bonus pour l’électricité hivernale a été fixé en fonction de la production d’électricité hivernale possible sur différents sites et des coûts d’installation qui en découlent. Deux principes ont été pris en compte : D’une part, le montant total de la rétribution unique (bonus compris) ne doit pas dépasser 30 % des coûts d’investissement déterminants des installations de référence au moment de leur mise en service pour les installations avec consommation propre et 60 % pour les installations sans consommation

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propre, conformément à l’art. 25 de la LEne. C’est pourquoi différentes approches s’appliquent aux deux types d’installations. D’autre part, l’augmentation de l’encouragement pour les installations ayant une production d’électricité hivernale plus élevée doit être en proportion adéquate à l’encouragement des installations ayant une production moyenne d’électricité hivernale. L’exemple suivant peut servir de comparaison : selon le rapport du Conseil fédéral en réponse au postulat Reynard 19.4157 du 25 septembre 2019, le photovoltaïque en Suisse réalise environ 27 % de sa production électrique pendant le semestre d’hiver, soit environ 270 kWh par kW de puissance installée. Une grande installation photovoltaïque d’une puissance de 1 MW avec consommation propre bénéficie d’un encouragement d’environ 250 francs par kW. Une installation avec une production d’électricité hivernale accrue de 600 kWh en moyenne par kW de puissance installée a donc un rendement spécifique d’électricité hivernale environ deux fois plus élevé et reçoit également une subvention deux fois plus élevée de 500 francs par kW de puissance (250 francs pour l’encouragement de base plus 250 francs de bonus pour l’électricité hivernale). Le tableau suivant indique le montant du bonus pour l’électricité hivernale pour quelques cas typiques :

Installation PV Installation PV Installation PV optimisée pour optimisée pour optimisée pour l’électricité l’électricité l’électricité hivernale sur le hivernale dans hivernale en Plateau les Préalpes haute montagne Production spécifique d’électricité 350 kWh/kW 600 kWh/kW 700 kWh/kW hivernale Rendement spécifique d’électricité - 100 kWh/kW 200 kWh/kW hivernale supplémentaire Bonus pour l’électricité hivernale avec - 250 CHF/kW 500 CHF/kW consommation propre Bonus pour l’électricité hivernale sans - 350 CHF/kW 700 CHF/kW consommation propre

Annexe 6.1, ch. 4.3.1 Pour le calcul de la production annuelle supplémentaire en cas d’agrandissements notables, la let. b disposera aussi que la quantité d’énergie pouvant désormais être stockée s’ajoute aux recettes supplémentaires. De la même manière, ce complément est également apporté à la let. c ; la quantité d’énergie pouvant être stockée qui a pu être préservée grâce à la rénovation s’ajoute aux recettes supplémentaires.

Modifications d’ordonnances relevant de l’Office fédéral de l’énergie soumises à la décision du Conseil fédéral en novembre 2025 | Lexipedia | Lexipedia