Utilisation de la flexibilité des installations PV au service du réseau: Communication
Secrétariat technique
Communication
Berne, le 2 juillet 2026
Conditions-cadres concernant le principe ORARE et l’utilisation de la flexibilité (plus particulièrement de l’ajustement de l’injection) au service du réseau pour les installations PV
1 Contexte et bases légales
1.1 Types d’utilisation de la flexibilité : utilisation garantie et utilisation contractuelle
Avec la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables (acte modificateur unique, RO 2024 679), de nouvelles règles ont été mises en vigueur le 1er janvier 2026 concernant la gestion du soutirage, de l’injection et du stockage d’électricité, c’est-àdire l’utilisation de ce qu’il est convenu d’appeler la « flexibilité ». Les détenteurs de cette flexibilité sont les consommateurs finaux, les producteurs et les gestionnaires d’installations de stockage. Des tiers (notamment les gestionnaires de réseau de distribution [GRD] dans leur zone de desserte) peuvent conclure des contrats avec les détenteurs de flexibilité afin d’utiliser leur flexibilité contre rétribution (art. 17c, al. 1 et 2, LApEl1, art. 19b OApEl2). De plus, les GRD peuvent continuer à utiliser les systèmes de commande et de réglage intelligents existants contre rétribution aussi longtemps que le détenteur de flexibilité ne s’y oppose pas (flexibilités existantes : art. 17c, al. 3, LApEl et art. 19d, al. 1 à 4, OApEl), et ils disposent de deux possibilités d’utiliser ces flexibilités au service du réseau sans l’accord de leur détenteur et sans rétribution (flexibilités garanties : art. 17c, al. 4, let. a et b, LApEl, art. 19c, al. 1 et 3, OApEl).
Il est garanti aux GRD, premièrement, de pouvoir ajuster une part de l’injection (correspondant à 3 % au plus de la production annuelle de l’installation) au point de raccordement. Cette utilisation garantie de la flexibilité s’applique aux installations photovoltaïques (PV), mais aussi aux centrales éoliennes et hydroélectriques, qu’il s’agisse d’installations existantes ou nouvellement raccordées au réseau
Loi du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en électricité (LApEl ; RS 734.7) Ordonnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement en électricité (OApEl ; RS 734.71)
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électrique (voir rapport explicatif OApEl 20263, p. 6 s.). Deuxièmement, ils disposent du droit de recourir à la flexibilité en cas de menace immédiate et importante pour la sécurité de l’exploitation du réseau. Cette possibilité ne doit être utilisée que dans des cas exceptionnels 4. C’est pourquoi la présente communication n’aborde pas ce sujet plus en détail.
1.2 Mise en œuvre de l’ajustement de l’injection pour les installations photovoltaïques :
ajustement dynamique ou fixe Pour les installations PV, l’ajustement de l’injection peut en principe être mis en œuvre de deux manières : soit par une limitation dynamique de la puissance d’injection au moyen d’un système de commande et de réglage intelligent du gestionnaire de réseau (pouvant aller temporairement jusqu’à zéro), soit par une limitation fixe de la puissance d’injection. Ces deux types de limitation peuvent être mis en œuvre soit directement au niveau de l’onduleur, ce qui limite alors la production d’électricité de l’installation PV, soit à l’aide d’un système de gestion de l’énergie du producteur, ce qui permet à ce dernier d’utiliser l’électricité faisant l’objet de l’ajustement pour la consommation propre ou pour un stockage intermédiaire (rapport explicatif OApEl 2026, p. 7, options A1, A2 et B)5.
1.3 Utilisation au service du réseau (finalité d’utilisation) et principe ORARE
L’utilisation de la flexibilité n’est considérée comme étant au service du réseau que si elle permet au GRD de remplir l’une des quatre finalités suivantes : soulager une situation localement tendue sur son propre réseau de distribution, éviter une extension du réseau, reporter des mesures liées au réseau (p. ex. des renforcements) ou réduire les coûts du réseau dans sa propre zone de desserte (art. 19a, let. a à d, OApEl ; rapport explicatif OApEl 2026, p. 5 et 32 s.).
Les GRD doivent recourir à la flexibilité au service du réseau de manière judicieuse, notamment dans le cadre du principe ORARE (optimisation du réseau avant renforcement avant extension), qu’il convient d’appliquer lors de la planification du réseau : la loi prescrit désormais explicitement que l’utilisation de la flexibilité doit être prise en compte dans l’optimisation du réseau (art. 9b, al. 2, LApEl). Le GRD doit avoir la possibilité d’intégrer dans sa planification du réseau l’utilisation garantie de la flexibilité à hauteur de 3 % maximum de l’injection annuelle de l’installation (art. 19c, al. 4, OApEl) et de mettre en œuvre des mesures de flexibilité là où une réduction de puissance entraîne une baisse relativement importante des coûts du réseau (rapport explicatif OApEl 2026, p. 5).
1.4 Imputabilité des coûts liés à l’utilisation de la flexibilité au service du réseau
Les coûts de capital et d’exploitation des systèmes de commande et de réglage déployés aux fins de l’utilisation de la flexibilité au service du réseau, y compris la rétribution versée, sont considérés comme imputables s’ils sont nécessaires à une exploitation du réseau sûre, performante et efficiente. Les coûts liés aux installations du gestionnaire de réseau (cf. art. 4, al. 1, let. a, LApEl) sont imputables en tant que coûts de capital, les autres coûts le sont en tant que coûts d’exploitation (art. 15, al. 1, 2, let. d, et 3bis, let. a, LApEl ; art. 13abis, al. 1, OApEl ; rapport explicatif OApEl 2026, p. 25).
1.5 Particularités du photovoltaïque
L’acte modificateur unique a renforcé les objectifs de développement des énergies renouvelables en Suisse (cf. art. 2 LEne6). Jusqu’à présent, c’est surtout le photovoltaïque qui a connu un deploiement. Le Conseil fédéral, qui vise à accélérer encore ce développement des capacités, a fixé, en ce qui concerne le PV, l’objectif intermédiaire d’une production totale d’au moins 18,7 TWh pour l’année 2030
Rapport explicatif du DETEC « Modification de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité qui entrera en vigueur le 1er janvier 2026 » du 19 février 2025. Voir ch. marg. de la décision de l’ElCom 212-402 du 4 avril 2024 et rapport explicatif OApEl 2026, p. 33, selon lequel l'article 8c, alinéa 6, de l'OApEl cité dans la décision a été déplacé à l'article 19c, alinéa 3, de l'OApEl. Voir aussi le flyer Nouvelle règlementation relative à l’injection d’énergie solaire, version 2, 10.01.2026, réalisé avec la contribution de membres et représentants de l’Association des Entreprises Électriques Suisses (AES) et de Smart Grid Schweiz (VSGS). Loi du 30 septembre 2016 sur l’énergie (LEne ; RS 730.0).
(art. 1a, al. 2, let. a, OEne7). En 2024, la production d’électricité issue du photovoltaïque s’élevait à environ 6 TWh8. Il convient donc de créer les conditions nécessaires au niveau du réseau pour pouvoir intégrer un nombre considérable de nouvelles capacités PV.
En raison des conditions météorologiques, les installations PV ne fonctionnent que rarement à pleine puissance. Pour diverses autres raisons, les pics d’injection sont en outre nettement inférieurs à la somme des puissances des modules. Ainsi, la puissance des onduleurs est en moyenne sousdimensionnée par rapport à celle des modules, et les diverses orientations et inclinaisons des installations, les différences météorologiques régionales ainsi que la consommation propre entraînent une répartition des pics. Selon une analyse réalisée pour l’Allemagne, le pic d’injection PV n’a cessé de diminuer depuis 2012, malgré une forte augmentation des capacités PV. Il s’élevait à 53 % de la puissance installée des modules en 2024 et devrait continuer à baisser avec la diversification croissante des inclinaisons et des orientations 9. Une analyse de 654 installations PV d’une puissance supérieure à 30 kW réalisée en Suisse en 2023 (donc sans ajustement de l’injection) confirme pour l’essentiel cette conclusion10.
Jusqu’à présent, il était courant, dans la planification du réseau, de dimensionner la capacité de celuici en fonction de la puissance de production maximale des installations. Dans le contexte des installations PV, une telle approche serait coûteuse et inefficace, notamment parce qu’elle reposerait sur le scénario le plus pessimiste, à savoir que toutes les installations du réseau injectent simultanément à pleine puissance. Pour les raisons évoquées plus haut, un tel cas de figure n’est tout simplement pas possible pour l’ensemble des installations PV d’une zone donnée. C’est pourquoi, lors de l’intégration du photovoltaïque au réseau, les GRD doivent, d’une part, s’appuyer davantage sur les mesures des flux réels d’électricité11 et, d’autre part, tenir compte du fait que l’utilisation de la flexibilité de l’injection peut réduire considérablement la capacité de réseau nécessaire et, par conséquent, les coûts du réseau, tout en n’induisant que des pertes d’injection relativement faibles pour les producteurs. Cela vaut en particulier pour les ajustements de l’injection relevant des utilisations garanties de la flexibilité (rapport explicatif OApEl 2026, p. 7 et 8). Mais même au-delà de cela, une réduction de la puissance d’injection des installations PV peut présenter un potentiel considérable d’économies de coûts de réseau, sans amoindrir de beaucoup le rendement énergétique de l’installation. De plus, l’énergie faisant l’objet de l’ajustement peut être utilisée pour la consommation propre, notamment en combinaison avec un système de stockage12. Pour des raisons d’efficience, il semble donc fondamentalement judicieux d’envisager la possibilité de mettre en place des restrictions supplémentaires de la puissance d’injection des installations PV par le biais de contrats relatifs à l’utilisation de la flexibilité au service du réseau. Pour les raisons exposées plus haut, la présente communication se limite – à l’exception de la note complémentaire ci-après – aux installations PV.
Note complémentaire : régulation au service de l’énergie au moyen d’incitations La présente communication porte sur l’utilisation de la flexibilité au service non pas de l’énergie, mais du réseau. La flexibilité au service du réseau ne peut être utilisée que dans l’intérêt de ce dernier, même si elle a forcément aussi des répercussions sur l’énergie. Cette règle découle notamment de
Ordonnance du 1er novembre 2017 sur l’énergie (OEne ; RS 730.01) Rapport explicatif concernant la révision de novembre 2025 de l’ordonnance sur l’énergie Wirth Harry, Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme, version du 5 mai 2026, p. 26 f. Cuony/Todorov/Bucher, La gestion de l’injection PV est indispensable, publ. le 9 décembre 2024 sur www.bulletin.ch. Les auteurs concluent que sur l’ensemble de la Suisse, on peut considérer que la production maximale des modules solaires correspond tout au plus à 65 % de leur puissance maximale. Haute école spécialisée bernoise, Michael Höckel, PLANET : bon usage des règles techniques pour la planification efficace du réseau, description du projet de recherche; Cuony Peter/Ruffieux Alain, Repenser le réseau pour la transition énergétique, publ. le 4 février 2025 sur www.bulletin.ch. Haute école spécialisée bernoise, Christof Bucher, Incitations pour un raccordement au réseau d’installations photovoltaïques de manière utile au système, publ. le 12 juin 2025. Selon le document sur lequel porte ce communiqué, les pics de puissance des installations PV constituent un défi pour le réseau électrique sans contribuer pour beaucoup au rendement énergétique de ces dernières. Ainsi, les 88 % du rendement annuel d’une installation PV orientée est-ouest seraient produits par les 50 % inférieurs de sa plage de puissance. D’un point de vue économique, il serait donc plus avantageux de limiter l’extension des réseaux et d’intégrer les installations PV dans le système de manière à réduire la charge qui pèse sur ceux-ci.
l’obligation de séparer les activités liées au réseau de distribution des autres activités (art. 10 LApEl ; rapport explicatif OApEl 2026, p. 4 s. et 32). Il convient toutefois d’aborder dans le cadre de la présente note, à des fins de délimitation, la manière dont les GRD pourraient gérer l’injection via des incitations axées sur l’énergie. La part de plus en plus importante d’injections fluctuantes n’a pas seulement des répercussions sur le réseau. Elle a également pour conséquence que, de plus en plus souvent, la production d’électricité dépasse la consommation, ce qui entraîne des excédents d’offre et des prix négatifs sur le marché de l’électricité. Même en période de prix négatifs sur ledit marché, les exploitants sont souvent rétribués par le GRD pour l’électricité qu’ils injectent, que ce soit sur la base d’un contrat ou de la rétribution minimale prévue par la loi (art. 15, al. 1 et 1bis, LEne). Les incitations à produire et à injecter qui en découlent favorisent les situations caractérisées par des excédents de production et des prix négatifs, ce qui entraîne des coûts supplémentaires pour les GRD et les consommateurs finaux. Le Conseil fédéral devrait certes pouvoir bientôt édicter des dispositions dérogatoires pour les périodes où les prix du marché sont négatifs (art. 15, al. 1bis, LEne révisée ; FF 2025 2895), mais tant que de telles dispositions ne sont pas en vigueur, l’ElCom recommande aux GRD de conclure avec les producteurs, dans la mesure du possible, des accords sur l’obligation de reprise et de rétribution qui évitent les incitations à l’injection en cas d’offre excédentaire sur le marché en excluant toute rétribution positive lorsque les prix du marché sont négatifs.
2 Obligations en matière de vérification
2.1 Nécessité d’une mesure côté réseau
Les GRD doivent tout d’abord vérifier s’il existe des capacités de réseau disponibles ou s’il est nécessaire de prendre une mesure côté réseau (cf. art. 19a OApEl ; en particulier renforcement ou extension). Ils ne sont pas autorisés à calculer ce besoin de manière abstraite en se basant uniquement sur la puissance raccordée. Chaque GRD doit effectuer au moins une simulation du réseau reposant sur la consommation et l’injection prévues, en tenant compte de l’ajustement garanti (pour les nouvelles installations et, le cas échéant, les installations existantes 13). Il doit répéter cette simulation à intervalles appropriés, en particulier en cas de changements importants.
Le GRD doit en outre vérifier les résultats en les comparant aux valeurs de courbe de charge de
minutes fournies par les systèmes de mesure intelligents présents chez les consommateurs finaux, les producteurs ou les gestionnaires d’installations de stockage. Le cas échéant, des mesures à plus haute résolution14 ou effectuées en des points névralgiques du réseau peuvent également s’avérer judicieuses15. Si le gestionnaire de réseau ne procède pas à cette comparaison, il doit, lors du calcul de la capacité disponible du réseau, appliquer une déduction correspondant à 30 % de la puissance des modules installés (en plus de l’ajustement garanti).
2.2 Mesures d’optimisation, en particulier utilisation de la flexibilité
Dès lors que la nécessité de mesures côté réseau est établie, les GRD doivent, dans un deuxième temps, examiner s’il est possible, au lieu de procéder à un renforcement ou à une extension du réseau, d’optimiser ce dernier en recourant notamment à la flexibilité contractuelle au service du réseau. Les moyens techniques disponibles pour l’intégration du photovoltaïque au réseau électrique doivent également être pris en compte. Cela vaut notamment pour les Paramètres régionaux Suisse 2025 des onduleurs, essentiels à la maîtrise sûre des pics de production PV 16. Il convient de choisir la mesure la
Voir chap. 3.2 et 3.3. Ces mesures requièrent une autorisation si elles sont effectuées auprès d’un utilisateur du réseau. Elles peuvent être utiles, par exemple, pour modéliser les fluctuations et les pics de courte durée lors de l’étude de la simultanéité entre la production PV et la charge (voir Weniger Johannes/Quaschning Volker, Université des sciences appliquées de Berlin, « Begrenzung der Einspeiseleistung von netzgekoppelten Photovoltaiksystemen mit Batteriespeichern », communication en allemand présentée lors du 28e Symposium sur l’énergie photovoltaïque, monastère de Banz, Bad Staffelstein, du 6 au 8 mars 2013, chap. 2). Annexe E de la recommandation de la branche Raccordement au réseau pour les installations productrices d’énergie sur le réseau basse tension (RR/IPE-NR 7 – CH 2025) publiée par l’AES ; voir aussi Newsletter 02/2026 de l’ElCom, p. 3
mieux adaptée à la situation spécifique du réseau, dans l’optique d’une exploitation sûre, performante et (économiquement) efficace. Dans le contexte de la flexibilité du PV au service du réseau, il faut notamment examiner si un ajustement dynamique ou un ajustement fixe est le plus efficace. À cet égard, il convient de relever que l’ajustement dynamique peut entraîner, pour le GRD, des coûts liés aux dispositifs ainsi qu’à l’introduction et à l’entretien du système, lesquels sont souvent trop onéreux pour être considérés comme efficients pour les petites installations. À l’inverse, dans le cas d’un ajustement fixe, les pertes d’injection augmentent de manière disproportionnée avec l’augmentation du taux d’ajustement17.
Principes régissant l’ajustement de l’injection dans le cadre de la flexibilité garantie
3.1 Généralités
Comme mentionné précédemment, le GRD peut ajuster jusqu’à 3 % de l’énergie produite annuellement sans autorisation et sans rétribution. Il incombe aux GRD d’élaborer des directives transparentes et non discriminatoires pour la détermination de ces 3 % (cf. rapport explicatif OApEl 2026, p. 6 et 7, exemple A ; art. 19c, al. 5, OApEl). Afin d’améliorer l’efficience et la stabilité du réseau dans toute la Suisse, l’Association des entreprises électriques suisses (AES) recommande de paramétrer de toute urgence tous les onduleurs nouvellement installés sur des installations PV situées jusqu’à 1200 m d’altitude avec une limitation minimale fixe de l’injection à 70 % de la puissance installée des modules (AIR – CH 202518, chap. 4(3) et annexes 1 et 2). Pour les installations PV typiques, cela correspond à une perte d’énergie de 1 à 2 % (rapport explicatif OApEl 2026, p. 7, exemple A). Par conséquent, le calcul des 3 % doit reposer sur la puissance installée des modules et non sur la puissance de l’onduleur – qui, comme mentionné précédemment, est généralement sousdimensionnée. Si la limitation à 70 % entraîne une perte plus importante, la puissance d’injection doit être réajustée ou un contrat doit être conclu avec le producteur afin que la différence soit rétribuée (art. 17c, al. 2, LApEl ; cf. également AIR – CH 2025, chap. 2.1.1(4)-(6) ; voir aussi l’annexe 2). En revanche, pour les installations présentant une consommation propre exceptionnellement élevée (proche de 100 %), cette limitation à 70 % entraîne une perte d’injection nettement inférieure à 3 % de la production annuelle. Pour de telles installations, il convient donc de prévoir un ajustement de l’injection plus élevé dans le cadre de la flexibilité garantie (voir également à ce sujet le chap. 4.4.1 cidessous). L’ajustement porte sur l’injection. Il doit avoir lieu au point de raccordement afin que l’énergie faisant l’objet de l’ajustement puisse être utilisée pour la consommation propre ou le stockage (cf. rapport explicatif OApEl 2026, p. 6 et 7, exemple A). Si le GRD opte pour une limitation fixe de l’injection conformément à la recommandation de l’AES, l’exploitant de l’installation est libre de choisir s’il souhaite que la puissance d’injection soit régulée à l’aide d’un système de gestion de l’énergie, ce qui
lui permet d’utiliser l’énergie non injectée dans le réseau, ou directement sur l’onduleur, ce qui limite la puissance de production. Les coûts liés aux « autres appareils » utilisés pour exploiter la flexibilité au service du réseau, c’est-àdire à des appareils tels que les onduleurs, qui n’appartiennent pas à la catégorie des systèmes de commande et de réglage intelligents, sont également imputables (voir rapport explicatif OApEl 2026, p. 5 et 25). Les coûts de paramétrage d’une limitation fixe de l’injection directement sur l’onduleur sont donc imputables à l’exploitation du réseau (cf. chap. 1), bien qu’il ne s’agisse pas d’une installation appartenant au gestionnaire de réseau. Si plusieurs variantes équivalentes dans l’optique du réseau sont possibles, seule la plus économique est en principe imputable. Les coûts d’un système privé de gestion de l’énergie sont à la charge de l’exploitant de l’installation (voir rapport explicatif OApEl 2026, p. 7, option A, variante 1).
Haute école spécialisée bernoise, Christof Bucher, Incitations pour un raccordement au réseau d’installations photovoltaïques de manière utile au système, publ. le 12 juin 2025. Recommandation de la branche Ajustement de l’injection des installations photovoltaïques – Directive relative à l’ajustement de l’injection des installations photovoltaïques au service du réseau (AIR – CH 2025)
3.2 Cas des nouvelles installations et du remplacement de l’onduleur sur les installations
existantes La limitation de l’injection peut être paramétrée de manière fixe sur l’onduleur lors de la pose d’une nouvelle installation ou du remplacement de l’onduleur, de sorte qu’aucun coût supplémentaire notable ne soit occasionné ni pour l’exploitant de l’installation ni pour le gestionnaire du réseau. Par conséquent, aucun coût de paramétrage n’est alors imputable aux coûts du réseau. Comme mentionné, le producteur a la possibilité de limiter la puissance d’injection à l’aide d’un système de gestion de l’énergie. Il doit toutefois prendre lui-même en charge les coûts d’un tel système. En tant qu’utilisation de la flexibilité au service du réseau, l’ajustement garanti doit en principe pouvoir répondre à l’un des objectifs fixés (art. 19a, al. 1, let. a à d, OApEl). Il doit également pouvoir être pris en compte dans la planification du réseau et peut être mis en œuvre sans coûts significatifs pour les nouvelles installations et lors du remplacement d’onduleurs. C’est pourquoi il n’est pas nécessaire de fournir de preuve montrant que l’ajustement garanti répond à l’un des objectifs fixés ou qu’il est effectué au service du réseau. D’autant plus qu’il existe des raisons objectives justifiant une mise en œuvre à grande échelle, notamment le fort potentiel de réduction des coûts du réseau réalisable avec des pertes d’injection minimes.
3.3 Cas des autres installations existantes
Pour les autres installations existantes, celles dont l’onduleur ne doit pas de toute manière être remplacé, les coûts de mise en œuvre de l’ajustement garanti devraient, dans de nombreux cas, être nettement plus élevés que pour les nouvelles installations, même si l’on opte pour la variante la moins coûteuse, à savoir une limitation fixe de la puissance d’injection directement sur l’onduleur. De plus, le niveau des coûts est susceptible de varier considérablement, selon que, par exemple, le paramétrage de l’ajustement peut être effectué à distance par logiciel ou doit être réalisé sur place, et en fonction de la distance à parcourir. Étant donné que le calcul de l’ajustement garanti doit se fonder sur la puissance des modules, le fait de dimensionner la puissance de l’onduleur à un niveau inférieur à celle des modules a une incidence sur le rapport coût-utilité. C’est un élément dont il convient de tenir compte. Si la mise à niveau d’une installation (rétrofit) est particulièrement chère ou ne présente qu’une faible utilité, il se peut qu’elle soit disproportionnée par rapport aux coûts de réseau évités. Pour de telles installations, il ne serait donc pas justifié d’inclure les coûts de mise à niveau dans les coûts du réseau. En conséquence, l’AES ne formule aucune recommandation générale visant à limiter la puissance des installations existantes avant le remplacement de l’onduleur. Pour cette catégorie d’installations, il convient donc d’examiner l’utilité d’un éventuel ajustement pour le réseau, en particulier sous l’angle de l’efficience des coûts (art. 19a, let. a à d, OApEl). Le GRD doit procéder de manière efficiente lors du choix des installations à mettre à niveau et lors de la réalisation de la mise à niveau. Dans le cas des installations existantes, un ajustement de l’injection ne peut être effectué que lorsqu’il permet d’obtenir un bénéfice significatif pour le réseau (p. ex. supprimer des congestions existantes ou éviter des renforcements du réseau liés au raccordement d’installations PV supplémentaires). Si les conditions requises sont remplies, il convient, lors de la mise en œuvre, de tenir compte des Paramètres régionaux Suisse 2025 pour les onduleurs (voir aussi le chap. 2.2). Pour des raisons d’efficience, il convient en outre de fixer des montants forfaitaires sur la base de valeurs
moyennes et de les verser aux producteurs lorsqu’ils ont procédé eux-mêmes à la mise à niveau. Des catégories peuvent être créées, par exemple pour le paramétrage à distance et sur place, éventuellement en prévoyant des distinctions selon la distance à parcourir. Sur la base d’enquêtes menées auprès des gestionnaires de réseau, un forfait maximal de 150 francs par installation semble approprié, même si l’installation comporte plusieurs onduleurs. Dans le cadre d’une rétribution forfaitaire, il ne peut être exclu que les coûts supportés par un producteur donné soient supérieurs au forfait et qu’il doive prendre en charge lui-même la différence. Exceptionnellement, lorsqu’une mise à niveau entraîne effectivement, dans un cas particulier, des dépenses nettement plus élevées et que les bénéfices de l’ajustement de l’injection sont jugés importants, les GRD ont toutefois la possibilité de verser un montant plus élevé à un producteur et de l’intégrer dans les coûts d’exploitation du réseau imputables. Le gestionnaire de réseau doit alors déclarer ces coûts supplémentaires et les justifier. Comme mentionné précédemment, les coûts liés à
l’installation d’un système privé de gestion de l’énergie ne sont pas imputables. Néanmoins, le forfait doit être versé au producteur même si celui-ci n’opte pas pour la variante de mise en œuvre la plus économique, mais limite la puissance d’injection à l’aide d’un système de gestion de l’énergie.
Principes régissant l’ajustement contractuel de l’injection au service du réseau
4.1 Utilité pour le réseau
Si la nécessité d’une mesure liée au réseau est établie (voir ch. 2 ci-dessus) et que le gestionnaire de réseau envisage d’ajuster contractuellement l’injection plutôt que de procéder à un renforcement ou à une extension du réseau, il doit être en mesure de démontrer qu’il s’agit d’une utilisation de la flexibilité au service du réseau motivée par la situation spécifique du réseau local, par exemple dans la zone d’alimentation du poste de transformation auquel est connecté l’installation concernée par l’ajustement. Il peut par exemple apporter cette démonstration en indiquant les questions qui se posent dans le cadre des demandes de raccordement ou la charge réelle du réseau, ou encore en effectuant une simulation du réseau fondée sur le potentiel de développement des capacités effectivement disponibles et montrant que l’ajustement de la puissance des installations est de nature à éviter un renforcement, une extension ou d’autres mesures d’optimisation du réseau. L’utilité pour le réseau peut également exister à un autre niveau de réseau que celui où la flexibilité est utilisée (p. ex. ajustement au niveau de réseau 7 pour éviter des congestions au niveau de réseau 5). Si, dans une zone d’alimentation spécifique à un transformateur, l’exploitation du réseau n’est pas localement tendue ou que même l’utilisation de la flexibilité ne permet ni d’éviter une extension du réseau, ni de reporter des mesures liées au réseau, ni de réduire les coûts du réseau dans la zone de desserte du GRD (art. 19a, let. a à d, OApEl), l’utilité pour le réseau n’est pas avérée. S’agissant de l’injection, c’est par exemple le cas lorsqu’une simulation montre que le réseau dispose encore d’une capacité suffisante pour absorber le déploiement PV prévu sans qu’il y ait de dépassement des limites de tension nécessitant une mesure au niveau du réseau.
4.2 Absence de discrimination
Le contrat relatif à un ajustement au service du réseau, rétribution incluse, doit être exempt de discrimination (art. 17c, al. 2, LApEl). Cela ne signifie pas que l’exploitant de l’installation dispose d’un droit à ce que la flexibilité qu’il détient soit utilisée contre rétribution par le GRD, ni que le GRD doive proposer un seul et même contrat ou la même rétribution pour toutes les installations PV situées dans sa zone de desserte. Des distinctions peuvent être opérées entre les destinataires pour des raisons objectives telles que la topologie du réseau, la capacité disponible ou le potentiel de développement des capacités (cf. AIR – CH 2025, chap. 1.3.3 (3)).
4.3 Autres dispositions de la LApEl et de l’OApEl à observer
La législation sur l’approvisionnement en électricité impose aux contrats les exigences ci-après
Pour les ajustements de l’injection allant au-delà de l’utilisation garantie, il est impératif de conclure un contrat réglant certains éléments minimaux. L’ajustement contractuel de l’injection ne peut donc pas simplement être prévu dans les conditions générales (CG).
Les éléments minimaux devant figurer dans le contrat sont les suivants : utilisation d’un système de commande et de réglage ; ampleur de l’utilisation prévue de la flexibilité ; moyen d’information ainsi que fréquence à laquelle le GRD informe le détenteur de flexibilité au sujet de l’utilisation de sa flexibilité ; rétribution ; durée du contrat ; modalités de résiliation (art. 19b, al. 1, let. a à f, OApEl).
Le GRD est tenu de publier chaque année les informations pertinentes, en particulier les taux de rétribution (art. 19b, al. 2, OApEl). Il doit notamment indiquer où, dans sa zone de desserte, un contrat d’ajustement de l’injection au service du réseau est proposé aux producteurs (p. ex.
en spécifiant les postes de transformation et la délimitation des zones d’alimentation correspondantes).
Il convient également de respecter les dispositions en matière de séparation des activités, en particulier l’interdiction du subventionnement croisé entre l’exploitation du réseau et les autres secteurs d’activité (art. 10 LApEl). C’est pourquoi, sur le décompte, la rétribution pour l’utilisation de la flexibilité au service du réseau doit être clairement séparée de la rétribution pour l’énergie. Dans ce contexte, il convient en outre de noter que les producteurs peuvent vendre leur production non seulement au GRD, mais aussi à des tiers. Si les conditions d’ajustement contractuel au service du réseau sont remplies, l’interdiction de discrimination impose de proposer un contrat aux producteurs même s’ils vendent à des tiers l’électricité qu’ils injectent.
4.4 Imputabilité des coûts dans le cadre de l’ajustement fixe (système de commande et de
réglage, rétribution)
4.4.1 Principes
Ce chapitre ne traite que de l’ajustement fixe, car l’ajustement dynamique n’est, selon les informations disponibles, pas encore utilisé à une échelle significative en Suisse. Les règles mentionnées précédemment (chap. 1 et 3.1) s’appliquent aux coûts du système de commande et de réglage. La rétribution des ajustements contractuels au service du réseau est imputable aux coûts d’exploitation du réseau, pour autant qu’elle soit proportionnée aux coûts de réseau évités et qu’elle soit nécessaire à une exploitation sûre, performante et efficiente du réseau (art. 15, al. 1, al. 2, let. d, et al. 3bis, LApEl en relation avec l’art. 13abis, al. 1, OApEl et rapport explicatif OApEl 2026, p. 25). La rétribution doit donc être mise en regard des coûts de réseau évités. Si la rétribution imputable dépassait les coûts de réseau évités, les consommateurs finaux raccordés au réseau ne tireraient aucun avantage de l’ajustement de l’injection ; ils seraient même soumis à une charge supplémentaire et donc désavantagés. L’utilisation de la flexibilité ne correspondrait donc pas à une exploitation efficiente du réseau. De plus, une extension du réseau présente, par rapport à l’utilisation de la flexibilité, des avantages techniques (augmentation générale des performances du réseau et minimisation des pertes) qui profitent à tous les consommateurs finaux. Dans l’optique du système, les coûts supportés par le GRD pour la rétribution de l’ajustement de l’injection doivent donc être significativement inférieurs aux coûts de réseau évités, afin que leur rapport avec ces derniers puisse encore être considéré comme raisonnable. D’où la règle suivante :
Pour être imputable, la rétribution de l’utilisation de la flexibilité au service du réseau doit être inférieure d’au moins 20 % aux coûts de réseau évités.
Tout en respectant ce plafond, la rétribution doit ensuite être calculée sur la base de la valeur de l’énergie faisant l’objet de l’ajustement (perte de rendement). La flexibilité utilisée dans le cadre de l’ajustement de l’injection correspond à la production que le producteur ne peut pas injecter dans le réseau. On peut donc partir du principe que le producteur PV n’acceptera un ajustement que si la rétribution couvre au moins la valeur de la perte de rendement de l’installation. D’un point de vue économique, cette valeur détermine donc le montant minimal nécessaire pour conclure un accord avec l’exploitant de l’installation. Toutefois, dans l’optique d’une exploitation efficiente du réseau et afin d’éviter une charge excessive pour les consommateurs finaux, la rétribution imputable ne doit pas non plus dépasser de manière significative cette valeur. Tout comme les coûts de réseau évités, les pertes de rendement constituent des valeurs futures, ce qui explique que les calculs comportent forcément des incertitudes (liées à l’évolution des prix du marché ou de la valeur marchande du profil de production PV et à la rétribution minimale selon la réglementation). Les paramètres utilisés pour le calcul de ces valeurs doivent donc être documentés de manière transparente et vérifiable (justification des bases de calcul). Pour l’ajustement garanti de l’injection, qui porte sur 3 % au plus de la production annuelle de l’installation et qui s’effectue sans indemnité, il convient de procéder à une déduction qui doit être indiquée. Lorsque des installations présentant un taux de consommation propre particulièrement élevé (proche de 100 %) font l’objet d’un ajustement de l’injection, elles ne subissent aucune, ou presque aucune, perte d’injection ou de
rendement. Comme mentionné précédemment, il convient donc, dans le cadre de l’ajustement garanti, de prévoir une réduction de puissance supérieure à 30 % (chap. 3.1), de sorte qu’en règle générale, aucun ajustement contractuel de l’injection ne s’avère en plus nécessaire.
4.4.2 Calcul des coûts de réseau évités
Les coûts de réseau évités doivent être mis en évidence par une simulation du réseau, qui doit reposer non seulement sur des hypothèses plausibles concernant l’évolution de la consommation et de l’injection (notamment le potentiel de développement des capacités PV), mais aussi sur les flux d’énergie attendus. Lors du calcul des coûts de réseau évités, les coûts de réseau, y compris l’utilisation de la flexibilité imputable aux coûts d’exploitation (rétribution de l’ajustement; pas d’activation à titre de coûts de capital tolérée), doivent être comparés à l’ensemble des coûts de réseau en l’absence d’ajustement (qui comprennent les coûts d’extension, de renforcement ou d’autres mesures liées au réseau, ainsi que les coûts d’exploitation et les coûts de capital). La différence qui en résulte correspond aux coûts de réseau évités grâce à l’ajustement contractuel. Pour permettre la comparaison avec les pertes de rendement, ces coûts doivent être divisés par le nombre d’années utilisé dans la simulation et exprimés en francs par kilowatt-crête de puissance PV supplémentaire installée (CHF/kWc/an). L’indemnité forfaitaire pour les renforcements du réseau de distribution liés à la production ne doit pas être prise en compte dans le calcul.
4.4.3 Calcul des pertes de rendement
Les pertes de rendement doivent en principe être calculées individuellement selon la formule suivante :
Rétribution en CHF/kWc/an = (production non injectée en kWh/kWc/an – ajustement garanti en kWh/kWc/an) * taux de rétribution en CHF/kWh * (1 – part de consommation propre)
4.4.3.1 Définition des paramètres
Production non injectée La production non injectée correspond à la quantité d’énergie non injectée en raison de l’ajustement, exprimée en kWh/kWc/an, sans tenir compte de la consommation propre. Elle dépend notamment du degré d’ajustement ainsi que du profil de production de l’installation (orientation et inclinaison).
Taux de rétribution Le taux de rétribution applicable reflète le potentiel de rendement actuel et futur du producteur. S’il existe, par exemple, un contrat de reprise à long terme avec un tiers, le taux de rétribution s’aligne sur le prix convenu dans ce cadre. Si le GRD rémunère l’électricité dans le cadre de l’obligation de reprise et de rétribution prévue à l’art. 15 LEne, la perte de rendement en cas de reprise avec des garanties d’origine (GO) est déterminée en fonction de la rétribution versée. Si la reprise s’effectue sans GO, il convient de se fonder sur le prix du marché au moment de l’injection ou sur la rétribution minimale (cf. art. 15, al. 1bis, LEne révisée ; FF 2025 2895), majorés de la valeur des GO.
Ajustement garanti Ne donnent droit à une rétribution que les pertes de rendement qui vont au-delà de l’ajustement garanti, lequel correspond à 3 % au plus de la production annuelle de l’installation (art. 19c, al. 4, OApEl).
Déduction pour la part de consommation propre La plupart des installations PV produisent également pour la consommation propre 19. Étant donné que l’énergie faisant l’objet de l’ajustement peut, notamment dans le cas des installations PV équipées de systèmes de stockage, être en partie utilisée pour la consommation propre ou stockée temporairement, il convient de procéder à une déduction pour la part de consommation propre prévisible. Cependant, même dans le cas des installations pour lesquelles le gestionnaire de réseau mesure à la fois la production et l’injection de la production excédentaire (au sens de l’art. 11, al. 1, Voir Stratégie énergétique 2050 – Rapport de monitoring 2025 (version détaillée et corrigée de mars 2026), p. 29 : à fin 2024, env. 91 % des installations PV étaient utilisées pour la consommation propre (27 % de plus que l’année précédente).
let. a, OEne), il est difficile de déterminer combien d’énergie ne peut être injecté en raison de l’ajustement et combien ne peut être injecté en raison de la consommation propre ou du stockage20. La difficulté est d’autant plus grande que bien souvent, les GRD envisagent la conclusion de contrats d’ajustement au moment du raccordement de l’installation au réseau, alors qu’aucune valeur mesurée n’est encore disponible. En tant qu’incitation à produire soi-même de l’énergie, la consommation propre revêt en outre une importance majeure dans le cadre de la Stratégie énergétique 2050. Elle doit constituer un moteur pour le développement et la décentralisation de l’approvisionnement en électricité21. En raison des défis mentionnés ci-dessus et afin de ne pas pénaliser les investissements dans la consommation propre22, il convient de prévoir seulement une déduction modérée. Pour les installations sans consommation propre, aucune déduction ne doit être effectuée.
4.4.3.2 Calcul simplifié pour les installations d’une puissance inférieure ou égale à 30 kWc du
niveau de réseau 7 La formule simplifiée ci-dessous peut être appliquée aux installations d’une puissance inférieure ou égale à 30 kWc du niveau de réseau 7. À cet effet, l’ElCom utilise – pour la part de production non injectée ainsi que pour le taux de rétribution – des valeurs standardisées découlant de profils de production PV typiques ainsi que des valeurs de marché prévisibles pour l’énergie et les GO aux 2e et 3e trimestres, qui sont pratiquement les seuls trimestres de l’année concernés par les ajustements de l’injection. Part de production non injectée : elle est déterminée pour chaque degré d’ajustement de l’injection à l’aide de la colonne « Perte de production annuelle » du tableau ci-dessous. On se base sur une installation orientée sud et présentant un angle d’inclinaison de 20°, car c’est sur les installations orientées sud que les pics de puissance et donc les effets de l’ajustement de l’injection au service du réseau sont les plus importants. De plus, le calcul par kilowatt-crête repose sur une productivité PV de
kWh/kWc/an (moyenne d’une installation située sur le Plateau suisse). Taux de rétribution : rétribution minimale + rétribution GO = 0,06 CHF/kWh + 0,005 CHF/kWh = Justification : comme les prix du marché pour un profil d’injection PV donné sont généralement bas au cours des 2e et 3e trimestres en raison de l’abondance de l’offre, la rétribution minimale de 6 ct./kWh est utilisée comme référence (art. 12, al. 1bis, OEne23). À partir de l’année de livraison 2027, le marquage trimestriel de l’électricité s’appliquera. Pour la consommation d’électricité en été, seules les GO issues de la production estivale pourront être utilisées (annexe 1, ch. 2.1 et 2.3 OGOM24). En ce qui concerne l’évaluation des GO, il convient donc également de tenir compte de la valeur de marché au cours des trimestres correspondants – là encore, une offre excédentaire de GO est probable pendant les trimestres d’été. Du point de vue actuel, leur valeur devrait donc baisser fortement, et un montant maximal de 0,5 ct./kWh est imputable. Déduction forfaitaire pour la consommation propre : la plupart des installations PV sont de petites installations de moins de 30 kWc25, et l’on peut partir du principe que cela restera le cas à l’avenir 26.
Par conséquent, un taux élevé de consommation propre ne signifie pas forcément qu’une part importante de l’énergie faisant l’objet de l’ajustement peut être utilisée. Dans l’exemple présenté à la note de bas de page 12 (installation orientée est-ouest dont les 88 % du rendement annuel sont produits par les 50 % inférieurs de la plage de puissance), il est possible qu’en cas d’ajustement fixe de l’injection à 50 % de la puissance, seule une très faible part de l’énergie faisant l’objet de l’ajustement puisse être utilisée pour la consommation propre. Stratégie énergétique 2050 – Rapport de monitoring 2025 (version détaillée et corrigée de mars 2026) p. 28. Cela serait en contradiction avec les objectifs de la stratégie énergétique (voir l’art. 1, al. 2, let. a et b, LEne, en vertu duquel la LEne a notamment pour but de garantir une fourniture et une distribution de l’énergie économiques ainsi qu’une utilisation économe et efficace de l’énergie). A partir du 1er janvier 2027 : l’art 12a OEne. Ordonnance du DETEC du 1er novembre 2017 sur la garantie d’origine et le marquage de l’électricité (OGOM ; RS 730.010.1 ; état au 1er janvier 2027) ; Office fédéral de l’énergie (OFEN), Guide du marquage de l’électricité, rapport de mars 2026, p. 15. En 2024, c’était le cas d’env. 44 000 des quelque 56 000 installations PV nouvellement raccordées (Statistiques de l’énergie solaire – Année de référence 2024, p. 8). Voir p. ex. le scénario intermédiaire de développement des capacités proposé par Swissolar dans le Baromètre du marché solaire Suisse 2025 (en allemand avec résumé en français), p. 11, figure 5.
Pour les installations de moins de 30 kWc, la législation n’impose pas de mesure de la production 27, si bien que le gestionnaire de réseau ne mesure généralement que la production excédentaire (par rapport à la consommation propre) injectée dans le réseau 28. Par conséquent, il est encore plus difficile que pour les installations de plus de 30 kWc de déterminer la part de l’énergie faisant l’objet de l’ajustement qui peut être utilisée pour la consommation propre. Le taux moyen de consommation propre des installations PV était estimé à environ 45 % en 2024. Parallèlement, la part des installations PV équipées de batteries de stockage a considérablement augmenté ces dernières années ; en 2024, près d’une nouvelle installation PV sur deux en Suisse était déjà équipée d’une batterie de stockage29. Compte tenu de cette évolution, le tableau ci-dessous prévoit une déduction forfaitaire modérée de 20 % sur les pertes d’injection. L’ElCom réexaminera à l’avenir les valeurs applicables à la procédure simplifiée (rétribution minimale, GO et déduction forfaitaire pour la part de consommation propre) et les adaptera si nécessaire. En intégrant les valeurs ci-dessous dans la formule, on obtient la rétribution forfaitaire annuelle indiquée :
Degré Perte de Déduction Rétribution annuelle Exemple : rétribution pour d’ajustement production pour forfaitaire (arrondie à une installation de 15 kWc fixe (en % de annuelle30 l’ajustement un chiffre après la sur 25 ans avec un taux la puissance garanti virgule) d’actualisation de 1,75 %31 des modules)
70 % <3 % 3% 0 CHF/kWc 0 CHF
60 % 10 % 3% 3,6 CHF/kWc32 1086 CHF
50 % 17 % 3% 7,3 CHF/kWc33 2202 CHF
40 % 27 % 3% 12,5 CHF/kWc34 3770 CHF
Les valeurs indiquées dans ce tableau ne s’appliquent pas aux installations d’une puissance supérieure à 30 kWc, car le calcul doit être effectué au cas par cas pour ces dernières.
4.4.3.3 Transmission du calcul à l’ElCom
La règle suivante s’applique à toutes les installations : en cas de dépassement de la rétribution forfaitaire annuelle indiquée dans le tableau ci-dessus (au ch. 4.4.3.2), le GRD doit présenter le calcul à l’ElCom de manière transparente et le justifier. Indépendamment d’un éventuel dépassement, l’ElCom peut à tout moment exiger les bases de calcul et les vérifier.
Voir l’art. 2, al. 2, let. c, en relation avec l’art. 2, al. 1, OEne, dispositions en vertu desquelles les producteurs dont l’installation a une puissance nominale côté courant alternatif de 30 kVA au plus sont exemptés de l’obligation de faire enregistrer leur installation de production ainsi que l’électricité produite auprès de l’organe d’exécution au moyen de garanties d’origine ; voir aussi AIR − CH 2025, chap. 1.2(6). Voir art. 11, al. 1, let. a, OEne. Swissolar, Batteriespeicherbericht mit Photovoltaik 2025 (en allemand avec résumé en français), p. 3 ; Baromètre du marché solaire Suisse 2025 (en allemand avec résumé en français), p. 14. Haute école spécialisée bernoise, Christof Bucher, Incitations pour un raccordement au réseau d’installations PV de manière utile au système, publ. le 12 juin 2025. Voir plus bas chap. 5.2 et n.b.p. 34. L’actualisation s’effectue à l’aide du facteur d’actualisation des rentes et se calcule comme suit : (1 - (1+r)^- n) / r. Dans cette formule, r correspond au taux d’intérêt (1,75 %) et n au nombre d’années (25). Dans le cas d’un ajustement fixe à 60 %, le calcul se présente par exemple comme suit : rétribution = (1 - (1 + 0,0175)⁻²⁵) / 0,0175 =
Mise en œuvre de l’ajustement contractuel fixe au service du réseau
5.1 Durée du contrat
Afin que le gestionnaire de réseau puisse intégrer l’ajustement dans la planification du réseau et que le producteur bénéficie lui aussi d’une sécurité juridique pendant une certaine période, les contrats doivent être conclus pour une période de 5 à 10 ans (ni plus ni moins), sans possibilité d’adaptation (en particulier de la rétribution) pendant leur durée de validité (sous réserve de modifications importantes nécessitant une adaptation du contrat de raccordement, telles que l’extension ou le démontage de l’installation, ou encore le raccordement d’une installation de stockage). Le taux de rétribution pour les nouveaux contrats doit en revanche être examiné chaque année, et adapté et publié en cas de modification des paramètres de calcul (art. 19b, al. 2, OApEl). Exception : pour les installations d’une puissance inférieure ou égale à 30 kWc, qui sont rétribuées selon le calcul simplifié, il semble judicieux, pour des raisons d’efficience, de conclure un contrat pour toute la durée de vie prévue de l’installation (25 ans pour les nouvelles installations, durée de vie restante pour les installations existantes). La simulation visant à déterminer les coûts de réseau évités doit alors également être effectuée sur 25 ans.
5.2 Modèles de versement de la rétribution
L’un des modèles consiste à verser la rétribution pour l’ajustement au moyen d’un paiement par kWc de puissance des modules (annuel ou unique pour toute la durée de vie). Cela garantit la séparation des coûts de l’énergie et des coûts de réseau et évite les distorsions liées au mélange des incitations. Dans le cas d’un paiement unique pour l’utilisation de la flexibilité sur plusieurs années, le gestionnaire de réseau avance les fonds. Les pertes de rendement doivent donc être actualisées selon le taux de rendement des fonds étrangers, qui est fixé chaque année par l’OFEN 35. En cas de paiement annuel, aucune actualisation n’est à effectuer. Pour les contrats d’une durée de 25 ans, la rétribution de la flexibilité doit être versée sous forme d’un paiement unique pour toute la durée du contrat (actualisation comprise). Un autre modèle consiste, pour le gestionnaire de réseau, à rémunérer l’ajustement en versant, pour l’électricité injectée, un taux de rétribution plus élevé que la rétribution de reprise dont bénéficient les producteurs qui ne font pas usage de cette offre. En raison des incertitudes quant aux quantités réelles injectées, une rétribution par kWh injecté comporte toutefois une incertitude inhérente quant au montant effectif de la rétribution de la flexibilité. En plus, ce mélange systématique entre réseau et énergie est délicat au regard des prescriptions en matière de séparation des activités (art. 10 LApEl). C’est pourquoi un tel modèle s’accompagne d’exigences de transparence accrues concernant les bases de calcul utilisées. Celles-ci doivent non seulement être présentées à l’ElCom sur demande, mais aussi être publiées avec les taux de rétribution. Il faut notamment démontrer que la rétribution maximale imputable n’est pas dépassée. Ce modèle présente en outre des distorsions critiques des incitations à l’injection. En effet, la rétribution par kilowattheure étant plus élevée, les incitations à l’injection persistent même lorsque les prix du marché sont négatifs, voire sont encore renforcées par le niveau du taux. C’est pourquoi la recommandation de l’ElCom, qui est de convenir de règles de reprise et de rétribution excluant toute rémunération positive lorsque les prix du marché sont négatifs (voir la note complémentaire au chap. 2), s’applique tout particulièrement à ce modèle. Pour les
raisons exposées ci-dessus, l’ElCom recommande en outre de ne pas appliquer ce modèle.
Pour la valeur et les bases de calcul, voir les Explications relatives au calcul du taux d’intérêt calculé en 2026 des instruments de promotion pour la production issue d’énergies renouvelables dans le cadre de la Stratégie énergétique 2050, OFEN, 6 janvier 2026.
Annexe : exemple de calcul des coûts de réseau évités
1 Une simulation du réseau est réalisée avec les paramètres suivants :
objectifs de déploiement de la production d’énergie renouvelable (principalement PV) et potentiel PV selon sonnendach.ch
ajustement garanti
réduction de 30 % de la puissance installée lors du déploiement PV (utilisée ici à titre illustratif ; dans la pratique, il convient un recoupement avec des données mesurées, cf. chap. 2)
2 Résultat de la simulation du réseau : environ 30 % des 1000 zones d’alimentation par poste de
transformation nécessiteront des mesures d’ici 2050 (en particulier des renforcements et des extensions du réseau).
3 Les mesures à prendre dans ces 30 % de circuits de transformateur devraient coûter environ
80 millions de francs par an.
4 Un ajustement contractuel à 50 % de la puissance des modules permettrait de réduire les mesures
nécessaires et d’éviter des coûts de 45 millions de francs par an. En admettant que l’objectif d’accroissement des capacités s’élève à 4790 MW d’ici 2050 dans la zone de desserte considérée, on obtient des coûts de réseau évités de 9,4 CHF/kWc/an : Coûts de réseau évités annuellement * nombre d’années jusqu’à l’année simulée (ici 2050, avec un calcul effectué en 2026) / objectifs de déploiement PV / durée de vie de
5 Conclusion : dans les 30 % des zones d’alimentation par poste de transformation où des mesures
seraient nécessaires d’ici 2050, une rétribution maximale de 7,5 CHF/kWc est imputable en cas d’ajustement contractuel à 50 % de la puissance des modules (9,4 CHF/kWc * 80 %). Pour les installations PV situées dans les autres zones d’alimentation, aucune rétribution n’est imputable. Le montant de 7,5 CHF/kWc sert uniquement à illustrer la méthode de calcul. En cas de limitation à
% ou à 40 %, le calcul des coûts de réseau évités devrait être adapté.