Questions fréquentes sur l’approvisionnement de base, l’approvisionnement de remplacement et la rétribution de reprise de l’électricité
En Suisse, le marché de l’électricité est divisé en deux : d’un côté le marché libre, de l’autre l’approvisionnement de base. Seuls les grands clients dont la consommation est supérieure à 100 000 kWh par an peuvent choisir librement leur fournisseur d’électricité, et donc avoir accès au marché libre.
Les clients dont la consommation d’électricité est inférieure à 100 000 kWh (soit presque tous les ménages privés et de nombreuses PME) ne peuvent pas choisir librement leur fournisseur d’électricité et sont liés au gestionnaire du réseau de distribution local dans l’approvisionne- ment de base. Cela signifie que les ménages privés et de nombreuses PME ne peuvent pas librement choisir leur fournisseur d’électricité
Verbraucher mit einem Stromverbrauch von weniger als 100’000 kWh – dazu zählen nahezu alle Privathaushalte und viele KMU – können ihren Stromversorger nicht frei wählen und sind in der sogenannten Grundversorgung des lokalen Verteilnetzbetreibers gebunden. D.h. Privathaushalte und viele KMU können ihren Stromversorger nicht frei wählen.
Non. Selon la loi, le principe « libre un jour, libre toujours » s’applique. Une réévaluation du droit d’accès au réseau est tout au plus possible lorsqu’un site de consommation est modifié de telle manière qu’il ne correspond plus du tout à l’unité d’origine.
En ce moment, le milieu politique discute beaucoup du retour des clients du marché libre à l’approvisionnement de base comme d’une possible mesure pouvant atténuer les consé- quences de la hausse des prix du marché. En tant qu’autorité de régulation, l’ElCom se pro- nonce clairement contre une telle mesure, jugeant qu’elle n’est pas pertinente et que sa mise en œuvre serait problématique.
D’une part, ce retour ne permettrait pas d’obtenir l’allègement escompté pour les consomma- teurs, ou du moins pas dans les proportions espérées. D’autre part, la mise en œuvre de cette mesure entraînerait non seulement des dépenses administratives élevées, mais aussi des inégalités de traitement entre les entreprises qui retournent dans l’approvisionnement de base. Enfin, la mesure serait financée en imposant davantage les clients qui sont dans l’approvision- nement de base, c’est-à-dire surtout des ménages, mais aussi des entreprises qui avaient décidé de ne pas s’exposer au risque du marché et de rester dans l’approvisionnement de base.
Concrètement, dans de nombreux cas, le retour des clients du marché dans l’approvisionne- ment de base aurait pour conséquence que les entreprises d’approvisionnement en énergie (EAE) devraient se réapprovisionner en électricité à court terme aux prix (élevés) du marché. Comme on peut supposer actuellement que l’électricité achetée à court terme est beaucoup plus chère que les quantités achetées à plus long terme ou que la production propre des EAE, le tarif augmenterait (ultérieurement) pour tous les clients en cas d’intégration des clients du marché privé dans l’approvisionnement de base.
En l’absence de fournisseur, le consommateur final soutire physiquement l’électricité du ré- seau de distribution local. On parle alors d’approvisionnement de remplacement. Celui-ci n’est pour l’instant pas réglementé par la loi. Les conditions de livraison dans l’approvisionnement de remplacement sont fixées par contrat.
Les consommateurs finaux peuvent également produire leur propre électricité, par exemple au moyen d’installations photovoltaïques. S’ils produisent plus d’électricité qu’ils n’en consom- ment, le surplus est réinjecté dans le réseau.
Si le gestionnaire du réseau de distribution local rachète l’électricité (ce qu’il est tenu de faire), on parle de rétribution de reprise de l’électricité. Les conditions sont principalement fixées par contrat. Si le gestionnaire de réseau et le producteur ne parviennent pas à s’accorder, l’ordon- nance prévoit que la rétribution se fonde sur les coûts que le gestionnaire de réseau aurait dû payer pour acquérir une électricité équivalente et sur le prix de revient de la production propre. En outre, le consommateur final peut aussi vendre l’électricité à un tiers, c’est-à-dire chercher un acquéreur sur le marché libre. Même dans ce cas, la rétribution est fixée par contrat.
En outre, le producteur peut également vendre ses garanties d’origine
Les conditions pour la rétribution de reprise de l’électricité sont principalement fixées par con- trat. Si les parties ne s’accordent pas sur le montant de la rétribution de reprise de l’électricité, celle-ci se fonde sur les coûts qu’un gestionnaire du réseau aurait dû payer pour acquérir une énergie équivalente et sur le prix de revient de la production propre. Par énergie équivalente, on entend le « courant gris », c’est-à-dire simplement de l’électricité physique sans garantie d’origine (GO).
Si l’acquisition d’électricité équivalente auprès de tiers (par ex. en bourse) devient plus oné- reuse, il faut s’attendre à ce que les rétributions de reprise de l’électricité augmentent aussi. En principe, on peut donc supposer que si les prix du marché augmentent, la rétribution de reprise de l’électricité augmente également.
En principe, oui. Les rétributions de reprise de l’électricité sont principalement fixées par con- trat. Dans la mesure où les parties parviennent à un accord mutuel, rien ne s’oppose à ce que la rétribution soit redéfinie rétroactivement.
Les producteurs qui ne parviennent pas à s’accorder avec leur gestionnaire de réseau peu- vent exiger de ce dernier qu’il fixe la rétribution de reprise de l’électricité sur la base des coûts qu’il aurait dû payer pour acquérir une électricité équivalente auprès de tiers et du prix de revient de ses propres installations de production. En règle générale, les prix du marché influencent les prix d’achat et donc le montant de la rétribution.
Les garanties d’origine (GO) sont des certificats numériques indiquant notamment le moment, le lieu et le type de production d’électricité. Les GO permettent aux fournisseurs d’électricité de déclarer à leurs clients l’origine de l’électricité livrée. Une GO est établie pour chaque kilo- wattheure d’électricité produit. Dans le cas où l’électricité est produite à partir d’énergies re- nouvelables, la source d’énergie correspondante (solaire, éolienne, etc.) doit être mentionnée dans la GO. Mais en Suisse, les GO sont aussi établies pour les centrales conventionnelles et les centrales nucléaires.
La loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, modification de la loi sur l’énergie et de la loi sur l’approvisionnement en électricité, (acte modificateur unique, RO 2024 679) a créé de nouvelles règles pour l'utilisation de la flexibilité, qui peut être exploitée grâce à la possibilité de contrôler le soutirage, le stockage ou l'injection d'électricité. Cette flexibilité est nécessaire pour compenser les fluctuations des nouvelles énergies renouvelables. Les nouvelles réglementations entreront en vigueur le 1er janvier 2026. Les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) se verront accorder certains privilèges pour l'utilisation de la flexibilité au service du réseau dans leur zone de desserte. Outre l'utilisation contractuelle des nouvelles flexibilités (art. 17c, al. 2, LApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2024 679, et art. 19b OApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2025 139, les utilisations garanties de la flexibilité selon l'art. 17c, al. 4 et al. 5, LApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2024 679, et l'art. 19c OApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2025 139) et les flexibilités existantes (art. 17c, al. 3, LApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2024 679 et art. 19d OApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2025 139).
Le GRD peut continuer à utiliser la flexibilité qu'il a utilisée avant le 1er janvier 2026 auprès d'un détenteur de flexibilité (consommateur final, producteur ou exploitant d’une installation de stockage) par le biais d'un système de commande et de réglage, s'il informe chaque année le détenteur de la flexibilité au minimum sur l'utilisation d'un système de commande et de réglage, l'ampleur de l'utilisation envisagée de la flexibilité, le moyen d'information ainsi que la fréquence de l’information au sujet de l’utilisation de sa flexibilité et la rétribution. En outre, le GRD doit informer le détenteur de flexibilité au moins une fois par an que le fait de lui interdire de continuer à utiliser la flexibilité entraînera la suppression définitive de sa prérogative à l'utilisation de la flexibilité existante (art. 19d, al. 1 et 2, let. a et b, OApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2025 139 ; voir également le rapport explicatif OApEl à partir du 1er janvier 2026, p. 34 et 35). Cette information doit être fournies par écrit, par courrier postal, pour la première fois entre le 1er et le 31 janvier 2026 (art. 31p OApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2025 139). Les communications ultérieures doivent être effectuées sous une forme permettant d'en conserver une trace écrite (par exemple par courrier postal ou électronique). L’information doit être suffisamment claire et précise. Le GRD doit dans tous les cas rendre le détenteur de flexibilité attentif au fait que l'absence de réaction de sa part vaut à une acceptation tacite de la poursuite de l'utilisation de sa flexibilité existante (cf. rapport explicatif OApEl à partir du 1er janvier 2026, p. 34 et 35).
Parmi les exemples courants de flexibilités existantes, on peut citer le réchauffage des chauffe-eau pendant la nuit par des systèmes de télécommande centralisés ou l'interruption des pompes à chaleur à certaines heures.
Le détenteur de flexibilité doit exprimer explicitement son refus (opt-out), par exemple en informant son gestionnaire de réseau (GRD) comme suit : « Par la présente, j'interdis à mon gestionnaire de réseau de distribution de continuer à utiliser ma flexibilité existante, qu'il a utilisée avant le 1er janvier 2026 par le biais d'un système de commande et de réglage. » Le détenteur de flexibilité pourrait, le cas échéant, décrire de quel type de flexibilité il s'agit et comment le GRD l'a utilisée. Cela est particulièrement recommandé si la formulation générale mentionnée ne permet pas d'identifier clairement la flexibilité pour laquelle l'opt-out est exercé.
La notification doit impérativement être faite par écrit, c'est-à-dire par courrier postal adressé au GRD. Dès que le détenteur de flexibilité a notifié l'interdiction, le GRD ne peut plus invoquer sa prérogative sur l'utilisation de la flexibilité existante. La possibilité d'opt-out est accordée aux détenteurs de flexibilité dans les 30 jours suivant chaque réception de nouvelles informations sur l'utilisation de la flexibilité existante ou dans le respect d'un délai de trois mois avant la fin d'une année civile (art. 19d, al. 3, OApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2025 139, et rapport explicatif OApEl à partir du 1er janvier 2026, p. 34).
L'interdiction est donc possible pour la première fois dans les 30 jours suivant la réception des informations qui doivent être envoyées par courrier postal entre le 1er et le 31 janvier 2026 et prend effet dès sa notification. Si le GRD communique les informations avant le 1er janvier 2026, celles-ci sont considérées comme ayant été communiquées le 5 janvier 2026. Si le délai de 30 jours n'est pas utilisé, l'utilisation de la flexibilité existante ne peut être interdite qu'à partir du 1er janvier 2027, si elle est communiquée par courrier postal au plus tard à la fin septembre 2026. En l'absence de règle spécifique concernant la charge de la preuve, le détenteur de la flexibilité doit être en mesure de prouver qu'il a fait usage de l'opt-out (en application analogue de l'art. 8 du Code civil suisse du 10 décembre 1907 [CC ; RS 210]). Il est donc conseillé d'envoyer la lettre d'interdiction par courrier recommandé.
Toute interdiction communiquée d'utiliser la flexibilité entraîne la suppression définitive du droit accordé aux gestionnaires de réseau de distribution (GRD). Toute nouvelle utilisation de la flexibilité doit donc être réglée dans un contrat d'utilisation de la flexibilité conformément à l'article 19b OApEl (version du 1er janvier 2026, RO 2025 139). Les utilisations garanties de la flexibilité selon l'article 19c OApEl (version du 1er janvier 2026, RO 2025 139) demeurent réservées. L'interdiction ne donne pas au détenteur de la flexibilité le droit d’exiger le retrait d’un système de commande et de réglage déjà installé. Celui-ci peut continuer à être utilisé pour les utilisations garanties (art. 19d, al. 4, OApEl, version du 1er janvier 2026, RO 2025 139 et rapport explicatif OApEl à partir du 1er janvier 2026, p. 34).