Rapport explicatif

2.1.2 Commercialisation directe

Les exploitants d’installations d’une puissance à partir de 500 kW, qui participent désormais au système de rétribution de l’injection ou qui reçoivent déjà la RPC, sont tenus de commercialiser euxmêmes l’électricité qu’ils produisent, et cela au plus tard un an après l’entrée en vigueur de la loi. Les installations actuellement au bénéfice de la RPC contribuent ainsi également à une production adaptée aux besoins. Les exploitants d’installations de 30 kW et plus, qui participent désormais au système de rétribution de l’injection, ont deux ans pour passer à la commercialisation directe. Un changement volontaire est possible, mais irréversible.

Un nouvel acteur apparaît sur le marché, à savoir le «distributeur direct» ou le «fournisseur de services énergétiques». Sa principale tâche consiste à commercialiser l’électricité pour les installations du système de rétribution de l’injection. La concurrence entre les distributeurs directs doit être suffisante, de manière à ce que les producteurs puissent choisir entre plusieurs offres pour commercialiser leur électricité. En outre, les solutions les plus efficaces peuvent ainsi s’imposer sur le marché. Pour qu’une telle situation prévale, des volumes suffisants de commercialisation directe (en nombre d’installations et en kWh) sont indispensables. La relation entre le producteur et le distributeur direct est soumise au droit privé.

La structure du groupe-bilan pour les énergies renouvelables, qui n’est plus nécessaire dans ce nouveau concept, est dissoute.

La rétribution des installations qui participent à la commercialisation directe consistera en deux composantes: le prix de marché versé par le distributeur direct et la prime d’injection (taux de rétribution sous déduction du prix de marché de référence), qui sera virée trimestriellement par l’organe d’exécution (art. 21, al. 4, LEne). Lorsqu’un exploitant d’installation injecte son électricité à un prix de marché supérieur au prix de marché de référence, ses recettes sont supérieures à une rétribution fixe. Les distributeurs directs assumeront dorénavant les coûts de la commercialisation de l’électricité et ceux de l’établissement du bilan, supportés jusqu’ici par le groupe-bilan pour les énergies renouvelables. Les groupes-bilan responsables seront rémunérés pour leur gestion par une indemnisation spécifique à la technologie concernée.

2.1.3 Rétribution au prix de marché de référence

Les exploitants d’installations qui ne participent pas à la commercialisation directe reçoivent la rétribution dite du prix de marché de référence (art. 21, al. 2 et 3, LEne): comme jusqu’à présent, l’organe d’exécution leur versera la totalité du taux de rétribution (prix de marché de référence et prime d’injection).

Pour les installations qui disposent d’une mesure de la courbe de charge ou d’un système de mesure intelligent, le bilan ne sera plus établi au sein du groupe-bilan pour les énergies renouvelables, mais de celui de leur gestionnaire de réseau, qui versera à l’organe d’exécution le prix de marché de référence pour l’électricité produite. Toutefois, les groupes-bilans seront indemnisés pour leurs coûts d’établissement des bilans par une rétribution équivalant à 70% de l’ indemnité de gestion. Cette rétribution inférieure s’explique par le fait qu’ils n’ont pas à assumer de coûts pour acquérir des clients et pour piloter des installations.

Les installations qui ne disposent ni d’une mesure de la courbe de charge ni d’un système de mesure intelligent continueront d’être intégrées par les gestionnaires de réseau. En pareil cas, ces derniers verseront à l’organe d’exécution le prix de marché de référence pour l’électricité produite. Mais aucune indemnité de gestion ne sera versée, puisqu’aucun coût d’établissement de bilan ne surviendra.