Newsletter Energy - Modification de la Loi sur l’énergie et de la Loi sur l’approvisionnement en électricité : à quoi s’attendre ?

Le 9 juin 2024, le peuple suisse a accepté à une large majorité le projet de sécurisation de l’approvisionnement en électricité. Les modifications législatives en découlant doivent en particulier permettre de rapidement produire plus d’électricité à partir de sources renouvelables, particulièrement en hiver, mais aussi d’exploiter de nouvelles possibilités de stockage. Elles impliquent aussi d’importants changements tant pour le secteur de l’énergie lui-même que pour de nombreux autres secteurs. Dès que le Conseil fédéral aura adopté les ordonnances de mise en œuvre nécessaires, les modifications législatives entreront en vigueur, vraisemblablement le 1er janvier 2025.

 

1. Introduction

Depuis l’adoption de la stratégie énergétique 2050 dans les urnes en 2017, les choses ont beaucoup évolué : la Suisse a besoin (d’encore) plus d’électricité, particulièrement en hiver, et ce à relativement court terme, soit dans les 10 à 15 prochaines années. Pour répondre à ce besoin, de nombreuses modifications législatives étaient nécessaires et leur adoption a été anticipée de manière groupée sous un acte modificateur unique, à savoir le Mantelerlass. Le but de celui-ci est de créer les conditions permettant une rapide augmentation de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables dans le pays afin de garantir la sécurité d’approvisionnement en réduisant la dépendance vis-à-vis de l’étranger. 

A cet effet, la nouvelle loi sur l’énergie fixe des objectifs concrets, par le biais notamment de quantités minimales de production d’électricité issue d’énergies renouvelables, ou de quantités minimales de production indigène. Par ailleurs, le Conseil fédéral fixe des objectifs intermédiaires tous les 5 ans pour chaque technologie et une limite supérieure indicative d’importation d’électricité en hiver est introduite en parallèle d’objectifs tendant à la baisse de la consommation. 

 

2. Le Mantelerlass modifie de nombreuses dispositions légales 

Le Mantelerlass modifie un grand nombre de lois et d’ordonnances (d’où la traduction en français par « acte modificateur unique »). Si les modifications des ordonnances ne sont pas encore définitivement arrêtées, on peut toutefois anticiper les principaux changements suivants : 

 

Loi sur l’énergie (LEne) et Ordonnance sur l’énergie (OEne), Ordonnance sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables (OEneR) 

 

Les cantons définiront à l’avenir, dans leur plan directeur, les zones qui se prêtent à l’exploitation d’installations solaires d’intérêt national (jusqu’à présent, cela n’était le cas que pour l’énergie éolienne et hydraulique). Cela n’empêchera pas la prise en compte d’autres intérêts, notamment la protection de l’environnement ou l’utilisation à des fins d’agriculture, ni la définition de zones d’exclusion. En revanche, les installations éoliennes et solaires situées dans les zones appropriées bénéficieront d’une primauté de principe dans la pesée des intérêts. 

L’obligation d’achat et de rétribution pour les producteurs décentralisés restera inchangée, mais la rétribution de l’injection dans le réseau sera désormais uniformisée pour toute la Suisse (rétribution selon le prix du marché calculé en moyenne trimestrielle). Pour les petites installations, une rétribution minimale, alignée sur celle des installations de référence, sera mise en place afin d’en garantir l’amortissement.  

La prime de marché flottante, comme nouvel instrument de promotion, soutiendra certaines installations hydrauliques, photovoltaïques, éoliennes et de biomasse, en rémunérant la différence entre le taux de rétribution et les recettes issues de la vente d’électricité sur une certaine durée. Le taux de rétribution s’orientera en général en fonction des coûts de revient. Les exploitants d’installations auront le choix entre ce nouveau système de soutien et la contribution d’investissement, pour autant qu’ils soient éligibles aux deux. 

Les nouvelles exigences en matière de gains d’efficacité constitueront un important changement. Les fournisseurs d’électricité seront tenus d’améliorer leur efficacité à hauteur de 2% des ventes d’électricité de référence (ventes moyennes des 3 dernières années). Ils devront donc s’orienter vers les meilleures technologies disponibles (MTD) et être capables de chiffrer les économies d’électricité de manière plausible et compréhensible. Cela devrait également permettre de renforcer la sécurité de l’approvisionnement. 

 

Loi sur l’approvisionnement en électricité (LApEI) et Ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEI), Ordonnance sur l’instauration d’une réserve d’électricité pour l’hiver (OIRH) 

 

La sécurité de l’approvisionnement sera renforcée par l’assouplissement des conditions-cadres en matière de construction et de planification pour 16 projets hydroélectriques. Inscrits dans la loi, ces 16 projets auront en principe la priorité sur les autres intérêts nationaux.  

Suppression de la méthode du prix moyen : Désormais, l’approvisionnement de base des clients captifs et l’approvisionnement des clients du marché libre se fera séparément. Les tarifs de l’approvisionnement de base seront fixés de manière distincte, en fonction des coûts de revient moyens de l’ensemble de la production propre sur un exercice, indépendamment de leur attribution. 

Produit d’électricité standard : Les gestionnaires de réseau de distribution seront tenus de proposer à leurs clients, dans le cadre de l’approvisionnement de base, un produit reposant notamment sur l’utilisation d’énergies renouvelables indigènes (attestées par des garanties d’origine). Cet approvisionnement devra comprendre des parts minimales de production propre et d’électricité issue d’énergies renouvelables. Ainsi, au moins 50% de la production propre élargie devra être issue d’énergies renouvelables et au moins 20% de l’électricité de l’approvisionnement de base devra provenir de sources renouvelables indigènes (les clients recevant de facto cette part et pas uniquement les garanties d’origine correspondantes). 

Réserves d’énergie : En ce qui concerne la réserve d’énergie hivernale, le modèle d’obligation de réserve d’énergie hydraulique remplacera le modèle d’appel d’offres. Une obligation de réserve (en pourcentage) s’appliquera désormais à tous les lacs d’accumulation à partir d’une capacité de 10 GWh, pour la première fois pour l’hiver 2024/25. Les exploitants de centrales recevront en contrepartie une indemnisation forfaitaire modérée.  

Le RCP virtuel (regroupement pour la consommation propre, ZEV en allemand) sera désormais expressément autorisé, les conditions d’un RCP restant par ailleurs inchangées. De plus, la vente locale d’électricité produite de manière décentralisée via le réseau public sous la forme de communautés locales d’électricité (CLE) deviendra possible, fonctionnant de manière analogue au RCP, mais avec une portée géographique plus large, par exemple pour un quartier ou toute une commune.  

 

Loi sur l’aménagement du territoire (LAT) et Loi sur les forêts (LcFo) 

 

Dans les zones à bâtir et les zones agricoles, les installations solaires suffisamment adaptées aux façades ne nécessiteront plus de permis de construire. En dehors des zones à bâtir, les installations de biomasse sur les exploitations agricoles seront considérées comme conformes à l’affectation de la zone à certaines conditions. Par ailleurs, de nouveaux cas d’exceptions pour les installations solaires et autres constructions et installations destinées à la création d’énergies renouvelables en dehors de la zone à bâtir (p.ex. pour la transformation en hydrogène ou en méthane) seront inscrits dans la LAT.

 Enfin, la protection des forêts sera assouplie concernant l’installation d’éoliennes d’intérêt national par un nouvel article dans la LcFo prévoyant que les installations éoliennes et leurs chemins de desserte sont considérés comme des constructions dont l’implantation est imposée par leur destination si les infrastructures routières nécessaires à la construction et l’exploitation sont déjà présentes. 

 

Autres nouvelles modifications : 

 

1. Ordonnance sur l’organisation du secteur de l’électricité pour garantir l’approvisionnement économique du pays (OOSE) : Obligation pour Swissgrid de saisir les données relatives au niveau, au débit et à l’afflux des lacs d’accumulation à l’intention de l’Office fédéral pour l’approvisionnement économique du pays.
2. Ordonnance du DETEC sur la garantie d’origine et le marquage de l’électricité (OGOM) : Nouvelles exigences concernant la preuve de l’origine de l’électricité dans le but d’améliorer la transparence et la fiabilité des informations. 
3. Ordonnance du DETEC sur la garantie d’origine pour les combustibles et carburants (OGOC) : Cette nouvelle ordonnance introduira pour la première fois une garantie d’origine pour les combustibles et carburants biogènes liquides et gazeux ainsi que pour l’hydrogène non biogène. 

 

3. Obligations et opportunités pour les principaux acteurs du secteur énergétique 

Les nouvelles dispositions entraîneront de nouvelles obligations, mais aussi de nouvelles opportunités pour les différents acteurs du secteur énergétique. Les principales d’entre elles sont brièvement présentées ci-dessous : 

 

a. Producteurs d’électricité, prosommateurs 

 

Les exploitants de centrales hydroélectriques à accumulation seront soumis aux nouvelles obligations en matière de réserves pour les situations où l‘approvisionnement est critique. On renonce pour l’instant à la constitution de réserves supplémentaires via des appels d’offres. Les détails seront réglés dans l’ordonnance sur l’instauration d’une réserve d’électricité pour l’hiver (OIRH).  

Dans le domaine des installations photovoltaïques, la promotion continuera de se faire en premier lieu par le biais de rétributions uniques. Afin d’inciter à la construction de grandes installations, plus puissantes, celles-ci bénéficieront d’une contribution plus importante (mais la rétribution sera réduite pour les petites installations). La mise en place d’installations PV sur des aires de stationnement en plein air sera encouragée au travers d’un bonus dit de « surface de stationnement » dans la rétribution unique.  

Pour les installations hydroélectriques, photovoltaïques, éoliennes et certaines installations de biomasse, la possibilité d’une prime de marché flottante, dont on a déjà parlé ci-dessus, sera également intéressante. Elle couvrira le risque lié au prix du marché pour l’électricité injectée dans le réseau. Si les recettes (mesurées sur la base du prix de marché de référence) sont inférieures au taux de rétribution fixé (mesuré sur la base des coûts de revient), le fonds alimenté par le supplément versera la différence à l’exploitant de l’installation. En outre, certains coûts d’étude de projet pour de telles installations seront désormais partiellement couverts (prise en charge de 40% des coûts).  

Le RCP virtuel et la communauté locale d’électricité (CLE) élargiront les possibilités de production et de consommation d’électricité locale en interconnexion avec le raccordement au réseau.  

 

b. Industrie et gros consommateurs 

 

En raison de l’augmentation attendue des coûts de l’électricité et d’utilisation du réseau résultant des nouvelles obligations à charge des fournisseurs de base ou des gestionnaires de réseau de distribution, l’industrie et les entreprises seront concernées au premier chef par les nouvelles prescriptions et les nouveaux programmes d‘efficacité énergétique. En effet, ces mesures d’efficacité devraient permettre de réduire les coûts dans ce domaine. 

En fonction des futures offres des fournisseurs d’électricité, les entreprises et les gros consommateurs pourront tirer profit de leur collaboration avec le gestionnaire de réseau de distribution (par exemple pour des audits énergétiques, un soutien ou des conseils concernant le remplacement d’installations ou l’optimisation de l’exploitation). A noter toutefois des restrictions : il est probable que les mesures mises en œuvre chez les consommateurs finaux dont les coûts d’électricité représentent plus de 20% de la valeur ajoutée brute (gros consommateurs) ne soient pas pris en compte.  

Une autre possibilité permettant de tirer profit de la nouvelle réglementation consistera à vendre de la flexibilité utile au réseau ou des accumulateurs, dès que des appels d’offre seront lancés dans ce domaine. 

 

c. Gestionnaire de réseau de distribution/fournisseur de base 

 

Les gestionnaires de réseau de distribution seront les plus touchés par la nouvelle réglementation. Ainsi, ils devront adapter leurs achats et leurs ventes pour l’approvisionnement de base aux nouvelles directives de la LApEI. Ils devront tout d’abord séparer les approvisionnements pour le marché de base de ceux pour le marché libre. Les contrats d’achat devront être attribués à l’un ou l’autre marché. Afin de se prémunir contre les fluctuations des prix du marché, les fournisseurs de base devront en outre se procurer l’électricité dont ils auront besoin de manière structurée, à plus long terme et de manière aussi diversifiée que possible (échelonnement, quantités partielles).  

L’approvisionnement de base devra contenir une certaine quantité minimale de production nationale renouvelable. Cette part minimale aura pour effet que les consommateurs finaux recevront effectivement une certaine quantité d’électricité renouvelable dans l’approvisionnement de base (c’est-à-dire pas seulement les garanties d’origine correspondantes).  

Les gestionnaires de réseaux de distribution devront examiner l’extension et le renforcement des réseaux de distribution afin d’être en mesure d’absorber davantage de production locale et décentralisée. Ces deux aspects prendront de l’importance en raison de la construction facilitée d’installations solaires, de RCP et de CLE, ainsi que de la conversion croissante des sources de chaleur fossiles en systèmes de chaleur alimentés en électricité. Dans ce contexte, les gestionnaires de réseau de distribution bénéficieront de deux nouveautés : d’une part, les tarifs de réseau pourront et devront inciter les consommateurs finaux à plus de flexibilité en adaptant leur consommation d’électricité à la charge du réseau : des tarifs de réseau dynamiques seront donc désormais possibles (condition préalable : les compteurs intelligents). D’autre part, les coûts de renforcement du réseau, qui varient fortement selon les régions (ville/campagne), devront désormais être répartis solidairement entre tous les utilisateurs du réseau en Suisse via le réseau de transport.  

Pour les quelque 600 fournisseurs d’électricité - gestionnaires de réseau avec ou sans production propre, il s‘agira de planifier et de mettre en œuvre les objectifs d’efficacité qui leur seront imposés. Ils pourront investir dans le remplacement d’appareils et dans d’autres améliorations techniques et opérationnelles en vue de promouvoir l’efficacité de leurs installations. Plus probablement, dans un premier temps, ils tableront sur la mise en œuvre de mesures chez les consommateurs finaux. Ils seront donc dépendants de tiers et tenus de développer et d’étendre des modèles commerciaux alternatifs, et les offres correspondantes. 

Le législateur a voulu s’appuyer sur des prestations de services énergétiques déjà existantes dans la pratique ; il a pensé à des conseils aux clients en matière de mesures d’efficacité, par exemple dans les domaines de la mobilité électrique, de l’éclairage, de la ventilation et des installations de production de froid. Il n’est pas certain que cela réussisse et les fournisseurs d’électricité auront intérêt à attendre de voir comment la branche se positionnera à ce sujet. Puisqu’il n’y aura pas de conséquence juridique ni de sanction, il est à craindre que ce programme d’incitations demeurera sans effet concret. Toujours est-il que les fournisseurs pourront répercuter les coûts de ces mesures sur le prix de l’électricité (avec des exceptions).  Finalement, il y aura de nouvelles exigences en matière de métrologie, d’échange de données et de transparence. Les gestionnaires de réseau de distribution resteront seuls responsables de la métrologie dans leur zone de desserte ; ils seront tenus de fixer des tarifs de mesure conformes au principe de causalité en se basant sur leurs coûts de mesure imputables, de les publier et de les faire apparaître séparément sur la facture du client, en plus de nombreuses autres informations de facturation. Ils devront également contribuer à la numérisation, à la collecte et à l’échange des données, notamment via la nouvelle plateforme nationale de données. 

 

d. Secteur immobilier 

 

Les propriétaires de bâtiments pourront profiter de différentes subventions et d’autres avantages proposés par la nouvelle législation énergétique, mais ils devront, dans le même temps, s’attendre à une augmentation des coûts de l‘électricité et à de nouvelles contraintes. 

Ils pourront se regrouper avec d’autres consommateurs pour former un RCP ou une CLE, et commercialiser localement l’électricité qu’ils produiront eux-mêmes. A travers le modèle de la CLE, ils bénéficieront d’une rémunération réduite de 30% pour l’utilisation du réseau, mais cela risque de ne pas représenter une forte incitation au vu de l’importance des frais administratifs auxquels on peut s’attendre.  

L’augmentation du bonus de la rétribution unique pour les installations photovoltaïques présentant un angle d’inclinaison d’au moins 75° constituera également une incitation intéressante. Ce bonus a été fortement augmenté, ce qui devrait encourager les installations en façade. De plus, ces ouvrages devraient échapper à la procédure d’obtention d’un permis de construire.  

Pour les nouveaux bâtiments dont la surface est supérieure à 300m2, il sera obligatoire de recourir à l’énergie solaire. Une installation photovoltaïque ou une installation solaire thermique devra ainsi être installée sur les toits ou les façades de tels bâtiments. Les cantons pourront étendre cette obligation aux bâtiments plus petits.  

 

4. Conclusion et perspectives

Le large soutien populaire au Mantelerlass est le fruit d’un compris typiquement helvétique. Son acceptation ouvre la voie à un développement accéléré des énergies renouvelables en Suisse – à des coûts probablement (nettement plus) élevés.  

L’accélération de la production, surtout pendant l’hiver, sera possible grâce aux 16 projets de centrales hydroélectriques inscrits dans la loi et par la possibilité de réaliser des installations solaires et éoliennes d’intérêt national. Cette accélération de la production passera aussi, à plus petite échelle, par l’obligation d’installer des panneaux solaires, par les incitations financières et par la dispense de permis de construire pour les installations PV en façade. Les projets récemment refusés dans le cadre du Solarexpress montrent toutefois que de tels allègements ne garantissent pas encore le succès de projets d’envergure. C’est pourquoi il est nécessaire d’accélérer les procédures de planification et d’autorisation en plus de ce que prévoit le Mantelerlass.  

Au niveau de l’approvisionnement de base, du réseau de distribution et des producteurs décentralisés, la nouvelle réglementation prévoit de nombreuses incitations (financières) et instruments de promotion, mais elle entraînera également des obligations et des changements radicaux ; l’adéquation et l’efficacité concrète de cette règlementation ne sont dès lors pas une évidence. On peut par exemple se demander si l’obligation faite aux fournisseurs d’électricité d’une plus grande efficacité sera réellement mise en œuvre. Une augmentation des charges administratives est aussi à craindre. En fin de compte, il faudra que les services des fournisseurs d’électricité, tels que le RCP virtuel et la CLE, soient fonctionnels, ce qui s’accompagnera d’efforts d’organisation, de coordination et d’administration non-négligeables.  

Dans ce contexte, on peut certes s’attendre à un développement accéléré de la production énergétique nationale et des énergies renouvelables. Cependant, compte tenu de la densité de la réglementation et des tracas administratifs impondérables à ce genre de projets, le besoin de sécurité juridique restera fort. En effet, c’est la condition sine qua non pour des investissements à (très) long terme. Il faut donc espérer une entrée en vigueur rapide des ordonnances d’application de telle façon à pouvoir obtenir des réponses aux innombrables questions soulevées par la nouvelle réglementation.  

Garder une vue d’ensemble, tout en maintenant la sécurité juridique et les besoins de planification reste un défi. D’autres modifications législatives suivront prochainement sur – notamment – les thèmes suivants : adoption de la Loi sur la surveillance et la transparence du commerce de gros de l’énergie (LSTE), minimisation des risques pour les entreprises d’électricité d’importance systémique, Loi sur l’approvisionnement en gaz, réserve d’électricité et stratégie pour l’hydrogène, projet d’accélération pour les énergies renouvelables, initiative « Blackout », projets « Solarexpress » et « Windexpres ». Il est probable que ces sujets remettront également la question de l’énergie nucléaire sur la table.