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Les gestionnaires de réseau de distribution exploitent-ils les "flexibilités existantes" en violation de la loi ?
Texte déposé
Depuis 2026, il existe une base légale régissant l’utilisation des flexibilités par les gestionnaires de réseau. Conformément à l’art. 17c de la loi sur l’approvisionnement en électricité (LApEl), le soutirage, le stockage ou l’injection de l’électricité peuvent être gérés de manière à soulager le réseau (« au service du réseau »). L’utilisation de la flexibilité doit en principe faire l’objet d’un contrat entre les gestionnaires d’un réseau de distribution et les détenteurs de flexibilité. Les utilisations de flexibilité en place avant le 1er janvier 2026 constituent une exception à ce principe. Elles peuvent se poursuivre sans contrat tant que les détenteurs de flexibilité ne s’y opposent pas (art. 17c, al. 3, LApEl).
Ces flexibilités existantes (par exemple, les chauffages à accumulation et les chauffe-eau électriques commandés à distance de manière centralisée) sont en place pour certaines depuis des décennies et ont été introduites notamment pour décaler la consommation d’électricité vers la nuit. L’objectif était de mieux exploiter l’électricité produite par les centrales nucléaires, dont la production d’énergie en ruban ne peut pas s’adapter de manière flexible aux fluctuations de la demande. Ainsi, ces flexibilités existantes sont utilisées au service du marché et non au service du réseau, comme le prescrit la loi. Dans la pratique, les gestionnaires de réseau bloquent parfois la mise en marche d’appareils, tels que les pompes à chaleur, en milieu de journée, alors même qu’à ce moment une grande quantité d’électricité issue du photovoltaïque alimente le réseau et que dans cette situation une consommation accrue permettrait de le soulager. Les chauffe-eau électriques sont mis en marche la nuit plutôt que pendant les périodes de forte production solaire. Cette situation va totalement à l’encontre de la loi, car dans cette situation, une utilisation de la flexibilité au service du réseau est impossible.
Le Conseil fédéral est prié de répondre aux questions suivantes :
Les gestionnaires de réseau ont, jusqu’à présent, principalement utilisé les flexibilités existantes au service du marché. Le Conseil fédéral partage-t-il cet avis ?
Comment s’assure-t-il, tant aujourd’hui qu’à l’avenir, que les gestionnaires utilisent les flexibilités existantes exclusivement au service du réseau, conformément aux dispositions légales ?
Les flexibilités existantes, dont la gestion est aujourd’hui rigide, empêchent une gestion dynamique de la charge (par exemple en fonction de l’injection d’électricité issue du photovoltaïque) et imposent ainsi une charge supplémentaire au réseau. Le Conseil fédéral partage-t-il cet avis ?
Que fait-il pour que les flexibilités du réseau suisse soient utilisées de la manière la plus dynamique possible et pour soulager les réseaux le plus possible ?
Avis du Conseil fédéral
1. Le Conseil fédéral relève qu’une utilisation de la flexibilité influence tant le marché de l’énergie que le réseau. Par le passé, les prix bas coïncidaient généralement avec une faible sollicitation des réseaux. Le report de la consommation vers ces périodes, historiquement la nuit, était ainsi la plupart du temps favorable tant au marché qu’au réseau.
2. L’art. 17c de la Loi sur l'approvisionnement en électricité (LApEl ; RS 734.7) ainsi que les art. 19a, art. 19b, art.19c et art. 19d de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité
(OApEl ; RS734.71) récemment introduits fixent le cadre pour l’utilisation des flexibilités et concrétisent les cas d’applications de l’utilisation de flexibilité au service du réseau (c.f. art. 19a let. a-d OApEl). Selon le principe de subsidiarité, la branche est ensuite chargée de mettre en œuvre des solutions adaptées ; à défaut le Conseil fédéral peut intervenir. L’art. 17c, al. 3 LApEl prévoit que si l’accès des gestionnaires de réseau à la flexibilité et leur utilisation effective entraînent une sous-exploitation du potentiel global, le Conseil fédéral peut prendre des mesures. Enfin, la Commission fédérale de l’électricité veille au respect du cadre légal et statue notamment sur les utilisations garanties (art. 22 al. 2 let. d LApEl).
3. Le Conseil fédéral reconnaît que le pilotage rigide de certaines flexibilités existantes, tel que le blocage des chauffe-eau électriques à midi en été malgré une forte production photovoltaïque, peut limiter l’optimisation du réseau. Toutefois, la législation n’est en vigueur que depuis le 1er janvier 2026 et les nouvelles opportunités qu’elle offre devraient favoriser des solutions plus adaptées. Leur mise en œuvre nécessite toutefois une adaptation des pratiques et des investissements, mais doit intervenir rapidement pour répondre à l’évolution rapide des besoins du système électrique.
4. La mise en œuvre de la nouvelle législation requiert le développement de nouvelles pratiques. Le Conseil fédéral encourage le développement de nouvelles solutions et le partage des bonnes pratiques au travers la promotion de la recherche ainsi que par les projets pilotes et de démonstration encore soutenus de l’Office fédérale de l’énergie. Plusieurs projets étudient l’effet de tarifs dynamiques en conditions réelles, contribuent au développement de solutions tirant parti de la numérisation des réseaux, notamment pour optimiser l’exploitation au moyen du pilotage direct de flexibilités, tandis que d’autres visent à mieux intégrer la flexibilité dans la planification des réseaux.