Accords institutionnels Suisse-UE. Libéralisation du marché de l'électricité et compatibilité avec l'obligation de rachat de l'énergie solaire

Wortlaut

Dans le cadre du paquet d'accords institutionnels et sectoriels entre la Suisse et l'UE, le Conseil fédéral propose une libéralisation du marché de l'électricité avec la possibilité pour les consommateurs suisses qui le souhaitent de demeurer dans un marché régulé. Cependant, cette libéralisation permettra à la totalité des consommateurs de choisir leur fournisseur et aux fournisseurs étrangers d'offrir de l'électricité au marché suisse. L'électricité provenant de GRD étrangers pourrait potentiellement être produite sans respecter les normes suisses, par exemple provenant de nouvelles centrales nucléaires alors que la Suisse a l'interdiction d'en construire de nouvelle dans sa législation. Paradoxalement à cela, le CF propose le maintien de l'art. 15 LEne par rapport aux obligations de reprise mais en le limitant aux installations de 200 kWh. Déjà aujourd'hui, l'obligation de reprise de l'énergie solaire met en difficulté les GRD puisqu'ils se voient contraints de racheter de grandes quantités d'électricité excédentaire, surtout en été, dont ils n'ont pas besoin et se voient ensuite pénalisés par des prix négatifs dans le marché. Avec ces projets d'accord, les GRD suisses seraient alors soumis à une concurrence forte des GRD étrangers.

Je pose par conséquent les questions suivantes au Conseil fédéral:

1. Pourquoi le CF a-t-il retenu, dans les négociations, le maintien de l'obligation de reprise de l'énergie solaire jusqu'à 200 kWh alors qu'il a accepté la libéralisation du marché?

2. Quel pourcentage représentent les installations concernées par l'obligation de reprise de moins de 200 kWh en Suisse et quel pourcentage de l'énergie solaire produite en Suisse cela représente-t-il (chiffres demandés au 31.12.2024) ?

3. Quelles sont les plus grandes disparités entre les GRD en Suisse par rapport aux nombres d'installations dans leurs zones de desserte?

4. Ces nouvelles dispositions ne pénalisent-elles pas ceux qui promouvaient la transition énergétique et la mise en place d'installations photovoltaïques ?

5. Le CF est-il conscient que cela pourrait mettre le marché d'affaires des GRD suisses, détenus traditionnellement par les collectivités (communes et cantons) en grande difficulté?

6. La suppression de l'obligation de reprise pure et simple prévue à l'art. 15 LEne serait compatible avec la réglementation européenne respectivement de l'accord conclu avec l'UE?

Stellungnahme des Bundesrates

Dans la loi sur l’approvisionnement en électricité (LApEl ; RS 734.7) en vigueur en Suisse, le rôle du gestionnaire de réseau de distribution (GRD) et celui du fournisseur d’électricité ne sont pas séparés de façon systématique. Actuellement, ce sont les GRD qui se chargent de l’approvisionnement de base en énergie, notamment en électricité, et ce même si l’exploitation du réseau et l’approvisionnement doivent être assumés indépendamment l’un de l’autre en vertu de la réglementation sur la séparation des activités. Dans le cadre de la mise en œuvre de l’accord sur l’électricité, cela changerait. La révision de la LApEl et de la loi sur l’énergie (LEne; RS 730.0) rendue nécessaire en raison de cet accord prévoit que l’approvisionnement de base serait du ressort de l’acteur désigné comme « fournisseur dans l’approvisionnement de base », à savoir l’un des secteurs de l’entreprise d’électricité locale (à l’exception de son secteur s’occupant du réseau). Il est aussi prévu que l’obligation de reprise et de rétribution de l’électricité visée à l’art. 15 LEne, qui incombe actuellement au GRD, serait aussi transférée à ce fournisseur de l’approvisionnement de base. Conformément à l’accord sur l’électricité, ce ne seront plus les GRD qui seront en concurrence sur le marché pour acquérir des consommateurs finaux, mais les fournisseurs d’électricité. Actuellement déjà, dans une entreprise qui englobe à la fois des fournisseurs d’électricité et des GRD, la réglementation régissant la séparation de leurs activités respectives doit être respectée conformément à la LApEl en vigueur ; pour les grandes entreprises comptant plus de 100 000 clients connectés, cette réglementation sera rendue plus stricte par l’accord sur l’électricité. 1, 4 et 5. L’obligation de reprise et de rétribution visée à l’art. 15 LEne permet à de petits producteurs d’accéder au réseau et les décharge des frais de commercialisation de l’électricité qu’ils produisent. Selon cet article, les GRD sont tenus de reprendre et de rétribuer cette électricité de manière appropriée. Les petits producteurs, quant à eux, ne sont pas obligés de vendre leur électricité au GRD de leur région d’approvisionnement et peuvent choisir à qui ils souhaitent la vendre. Actuellement, l’obligation de reprise et de rétribution ne concerne que les installations d’une puissance maximale de 3 mégawatts (MW), ce qui correspond à une éolienne de taille moyenne ou à une grande installation photovoltaïque dont les modules représentent une surface de 15 000 mètres carrés. Dans le cadre de la mise en œuvre de l’accord sur l’électricité, cela changerait. Pour assurer la conformité au droit européen, la valeur maximale serait limitée à 200 kilowatts (kW), ce qui ferait porter aux exploitants d’installations dont la puissance se situe entre 200 kW et 3 MW une responsabilité en cas de déséquilibre et créerait des incitations financières favorisant de leur part un comportement au service du marché et du réseau. Il est probable que les exploitants des plus grandes installations faisant partie de la fourchette précitée confieront la vente de leur électricité à un prestataire, qui leur facturera les éventuels coûts à assumer. Il est, par ailleurs, vrai que l’obligation de reprise et de rétribution peut désavantager les GRD lorsqu’ils doivent payer aux producteurs un prix supérieur à celui auquel ils ont vendu sur le marché l’électricité devant être reprise. Ce cas découle du libellé de l’art. 15 LEne entrant en vigueur le 1^er janvier 2026, qui prévoit notamment des rétributions minimales servant à protéger les producteurs lorsque les prix du marché sont bas. Les pertes pouvant survenir ne doivent pas être répercutées sur les clients de l’approvisionnement de base, car ce n’est pas à eux que l’électricité a été fournie. Dans le cadre de la mise en œuvre de l’accord sur l’électricité, il est prévu que les fournisseurs de l’approvisionnement de base ne devront payer que le prix de marché au moment de l’injection ; l’obligation de reprise et de rétribution de l’électricité ne leur occasionnera ainsi plus de pertes ou de désavantages concurrentiels. 2. Fin 2024, 98 % des installations enregistrées dans le système de garanties d’origine géré par Pronovo affichaient une puissance inférieure ou égale à 200 kW. Ces installations produisent près de 70 % de l’électricité suisse issue du photovoltaïque. 3. Le développement du photovoltaïque sur le territoire suisse varie fortement d’un gestionnaire de réseau à l’autre. Selon les informations dont dispose l’Office fédéral de l’énergie, certains petits gestionnaires de réseaux qui se trouvent dans les régions de montagne ne comptent aucune installation photovoltaïque tandis que dans d’autres zones de desserte, la puissance installée par habitant atteint les 5 kW. Fin 2024, cette puissance était en moyenne d’environ 1 kW par habitant en Suisse. 6. Oui, cette suppression est compatible avec le droit de l’UE, qui ne prévoit aucune obligation de reprise et de rétribution pour les GRD. Toutefois, le droit de l’UE donne notamment aux autoconsommateurs et aux communautés d’énergie renouvelable le droit d’accéder au réseau sans être discriminés ou sans devoir payer des frais disproportionnés.