Utiliser l'électricité solaire au moment et à l'endroit où elle est produite. Mettre en marche les chauffe-eau électriques ou thermodynamiques et d'autres appareils commandés par les gestionnaires de réseau de distribution lorsque les prix horaires du marché sont bas

Wortlaut

Les systèmes de télécommande centralisée permettent aux gestionnaires de réseau de distribution (GRD) de changer de tarif, d'allumer durant la nuit des appareils tels que les chauffe-eau électriques ou les chauffages électriques à accumulation et d'éteindre à midi des appareils tels que les machines à laver ou les pompes à chaleur. Les calculs montrent qu'entre 20 et 45 % de l'ensemble des besoins en électricité nocturne de la Suisse sont pris en charge au moyen de ce système de commutation à distance. Compte tenu de la nouvelle réalité du marché de l'électricité et du système électrique dans son ensemble, ces opérations de commutation rigides sont dépassées, mais elles sont toujours pratiquées de la sorte par la plupart des GRD.

Ce système peut cependant causer des désavantages financiers au détenteur de la flexibilité, en particulier si les tarifs d'utilisation du réseau et de fourniture d'énergie sont dynamiques. C'est le cas, par exemple, si le GRD allume un chauffe-eau électrique pendant la nuit ou éteint un lave-linge à midi, alors que les prix de l'énergie sont très bas pendant des heures durant la journée. Ce système entraîne une augmentation des coûts supportés par les consommateurs finaux et tous les clients bénéficiant de l'approvisionnement de base. Du point de vue du système énergétique global, le système rigide consistant à allumer des chauffe-eau électriques ou d'autres appareils durant la nuit plutôt que le jour a également des effets négatifs. En effet, un système dynamique de mise en marche durant les périodes de la journée où les prix sur le marché sont bas permettrait d'utiliser directement l'électricité solaire disponible en abondance pendant la majeure partie de l'année, au lieu de la stocker, de la transporter ou même de la couper. Les consommateurs d'électricité ne disposant pas d'une installation solaire mettent actuellement leurs charges commutables (flexibilités) à la disposition du GRD. Pour cette raison, elles devraient pouvoir partir du principe que celles-ci sont utilisées de manière optimale en fonction du système et de la rentabilité.

1. Le Conseil fédéral estime-t-il qu'il existe des obstacles réglementaires ou des raisons techniques ou pratiques qui empêchent les GRD de changer le moment de la mise sous tension des chauffe-eau électriques et d'autres appareils commandables à distance, de manière à les allumer non plus la nuit, mais durant les heures du jour pendant lesquelles les prix sont les plus bas ?

2. Si oui, quels sont-ils ?

3. Selon le Conseil fédéral, quelles mesures réglementaires ou incitatives pourraient conduire les GRD à changer de la nuit au jour, lorsque cela est judicieux, le moment de la mise en marche des chauffe-eau électriques et autres appareils qu'ils commandent à distance ?

4. Il est urgent de prendre des mesures et de créer des incitations dans ce domaine, car les prix du marché sont déjà très bas pendant de nombreuses heures, et le seront bientôt aussi pour l'alimentation en électricité solaire. Dans quel délai le Conseil fédéral peut-il obtenir des améliorations concrètes dans ce domaine ?

Stellungnahme des Bundesrates

L’intégration des énergies renouvelables et la forte augmentation attendue de la consommation d’électricité constituent un défi pour le réseau électrique. La loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables (RO 2024 679) prévoit plusieurs solutions pour éviter un surdimensionnement du réseau et limiter les coûts. De manière générale, les gestionnaires d'un réseau de distribution sont responsables de la gestion du réseau (GRD). 1. et 2. Il n’existe aucun obstacle réglementaire ni aucune raison technique ou pratique qui empêchent les GRD de changer le moment de la mise sous tension des chauffe-eau électriques et d’autres appareils commandables à distance de manière à les allumer non plus la nuit, mais durant les heures du jour pendant lesquelles les prix sont les plus bas. La raison pour laquelle certains GRD ne le font pas est probablement d’ordre économique. Certains GRD ont toutefois déjà adapté leurs tarifs de l’énergie et de réseau (p. ex. tarifs dynamiques) et introduit notamment des plages horaires à bas tarif (p. ex. de 12 h 00 à 16 h 00) afin d’absorber l’excédent d’électricité photovoltaïque injecté dans le réseau. 3. Avec la loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, un cadre juridique pour le développement d’un marché de la flexibilité entrera en vigueur le 1^er janvier 2026. Cette flexibilité est conforme au principe ORARE (optimisation du réseau avant renforcement avant extension) et vise une gestion intelligente de la consommation et de la production. Elle permet, d’une part, de mieux gérer l’augmentation de l’injection et, d’autre part, de soutenir de manière intelligente la consommation croissante. L’art. 17c de la loi sur l’approvisionnement en électricité (LApEl ; RS 734.7) définit le cadre dans lequel les GRD peuvent utiliser la flexibilité. Ceux-ci peuvent recourir aux utilisations garanties de la flexibilité, notamment pour la gestion d’une part de l’injection fixée à 3 % de l’énergie produite par an. En outre, les GRD ou des tiers peuvent conclure des contrats avec les détenteurs de flexibilité afin d’utiliser cette dernière, l’utilisation de la flexibilité devant alors être rémunérée. Le Conseil fédéral estime que le cadre légal existant ainsi que les dispositions de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl ; RS 734.71) et de l’ordonnance sur l’énergie (OEne ; RS 730.01) qui entreront en vigueur le 1^er janvier 2026 devraient déjà constituer des mesures incitatives suffisantes. Outre la réglementation de la flexibilité, les GRD ont également la possibilité, dans le cadre de l’art. 14a LApEl et des art. 18 et 18a OApEl, de proposer des tarifs de réseau dynamiques (articles en vigueur à partir du 1^er janvier 2026). Ce nouveau type de tarif offre aux GRD un instrument supplémentaire pour garantir une exploitation stable, sûre et efficace du réseau. 4. En raison des prix négatifs toujours plus fréquents, il est important d’encourager les producteurs d’électricité solaire à réagir au mieux à l’évolution du marché ainsi que de leur en donner les moyens. L’art. 5 de la loi sur l’énergie (LEne ; RS 730.0) en vigueur prévoit toutefois des rétributions minimales pour l’injection à partir de 2026. Cela évite que les prix négatifs ne se répercutent sur les producteurs. Il convient pour l’instant d’attendre et d’évaluer les premiers effets de ces instruments.