Rapport explicatif

(dont 10 minutes non planifiées) en 2017. Cette valeur est nettement inférieure à celles des pays voisins.¹²

Gestion du système

Dans le domaine de la gestion du système, les indices sont stables ou se sont légèrement améliorés ces dernières années. Il est toutefois probable que les exigences posées à la gestion du système augmenteront avec l’accroissement des capacités de production décentralisées. De plus, l’ElCom identifie l’extension du couplage de marché basé sur les flux au sein de l’UE sans prise en compte de la Suisse comme un facteur de stress pour la gestion du système. Une telle situation se traduit par un nombre croissant de mesures visant à éliminer les congestions du réseau (mesures de redistribution)¹³.

En revanche, l’évolution du réseau est tendue. Les congestions du réseau de transport surviennent à différents endroits, surtout en hiver. Dans son rapport «Réseau stratégique 2025», Swissgrid a identifié les projets de réseau nécessaires à la mise en œuvre de la Stratégie énergétique 2050. Les éléments apparus durant l’hiver 2015-2016 ont conduit Swissgrid à fixer de nouvelles priorités dans les projets de développement.¹⁴

1.1.3 Evaluation de la sécurité d’approvisionnement

Avec la nouvelle LEne, le Parlement a déjà pris des mesures visant à renforcer la production d’électricité en Suisse. Ainsi, les exploitants des grandes installations hydroélectriques, dont la puissance dépasse 10 MW, ont droit à une prime de marché de 1 ct./kWh au plus, s’ils doivent vendre sur le marché l’électricité produite par ces installations à des prix inférieurs à leurs coûts de revient. Cet instrument d’encouragement, qui porte sur un montant annuel d’environ 110 millions de francs, est limité à cinq ans. De plus, le Parlement a voté des contributions d’investissement pour les installations hydroélectriques, afin de soutenir la réalisation des objectifs d’extension de la Stratégie énergétique 2050. A cet effet, quelque 65 millions de francs sont mis à disposition en moyenne annuelle jusqu’à la fin de 2030. Par ailleurs, la rétribution de l’injection axée sur les coûts arrive à son terme: à l’avenir, les énergies renouvelables devront s’orienter en fonction du marché et fournir ainsi une contribution plus importante à la sécurité de l’approvisionnement. Le nouvel art. 6, al. 5^bis, LApEl, inscrit dans la stratégie Réseaux électriques, prévoit que, jusqu’à l’expiration de la prime de marché, les gestionnaires d’un réseau de distribution pourront prendre en compte dans leurs tarifs de l’approvisionnement de base le coût de revient de l’électricité issue d’énergies renouvelables provenant de capacités indigènes, déduction faite des mesures de soutien (cet article n’est pas encore entré en vigueur). Ces gestionnaires d’un réseau de distribution ne sont pas tenus de répercuter le bénéfice qu’ils tirent du libre