Rapport sur les résultats

Numéro du dossier: BFE-471.3-20/10/11

courir. Une modification correspondante de la LApEl pourrait encore intervenir dans le cadre de la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables(acte modificateur unique).

Capacités frontalières et accord sur l’électricité: en vertu de son mandat légal, Swissgrid n’est pas compétente pour assurer la sécurité de l’approvisionnement en énergie de la Suisse. Le SC CH ne prescrit pas de capacités frontalières définitives. À l’aide de simulations du marché, Swissgrid

examinera si les capacités frontalières admises pour 2030/2040 sont suffisantes pour assurer les échanges d’électricité prévisibles avec les États voisins, conformément aux scénarios prévus dans le SC CH. En l’absence d’exigences concrètes dans le SC CH, Swissgrid formule l’hypothèse pour 2030 que des capacités de réseau seront disponibles aux frontières suisses sous la forme de valeurs NTC, comme c’est le cas aujourd’hui. En raison de la mise en œuvre du critère de la marge minimale disponible (minRAM) de l’UE, leur volume sera probablement plus faible que les valeurs usuelles à l’heure actuelle. Pour 2040, Swissgrid formule l’hypothèse que la Suisse restera intégrée comme maintenant au couplage des marchés basés sur les flux de l’UE. Une optimisation des échanges d’électricité avec l’étranger serait ainsi possible. La conclusion d’un accord sur l’électricité avec l’UE est nécessaire pour l’intégration au couplage des marchés.

La Confédération continue de viser la conclusion d’un accord sur l’électricité pour parvenir à

l’intégration de la Suisse.

Accélération des procédures d’autorisation des projets de réseau: pour le raccordement au réseau de grandes centrales hydroélectriques et d’éventuelles centrales à gaz, Swissgrid émet des hypothèses sur la base d’idées de projets et d’études de potentiel, y compris la déclaration commune de la table ronde consacrée à l’énergie hydraulique³. Swissgrid est favorable à ce que des adaptations soient apportées le plus rapidement possible aux conditions-cadres (p. ex. par le biais de l’acte modificateur unique), afin que ces projets se concrétisent et qu’à l’avenir, la planification du réseau puisse se faire sur cette base. Il faut savoir qu’en règle générale, la réalisation (planification, autorisation,

construction) d’un projet de ligne nécessitant un plan sectoriel prend environ dix à quinze ans. Le raccordement de nouvelles centrales électriques et le transport de l’énergie vers les centres de

consommation nécessitent un préavis suffisant et une sécurité de planification, faute de quoi il ne peut être assuré.

Il est urgent de prendre d’autres mesures pour accélérer ou optimiser les procédures d’autorisation des projets liés au réseau.

Création des bases réglementaires pour rendre la flexibilité exploitable (p. ex. par la flexibilisation des rémunérations pour l’utilisation du réseau): le SC CH entend notamment rendre le potentiel de la flexibilité exploitable du côté de la charge par des incitations financières, voir la p. 27 du SC CH: «Du côté de la demande, la consommation pouvait par le passé être contrôlée ou influencée au moyen d’installations à commande centralisée ou par le biais de la tarification (double tarif notamment). Ces solutions étaient souvent rigides puisque les tarifs et les horaires n’étaient pas adaptés à l’offre. À l’avenir, le chargement des batteries des véhicules électriques, l’utilisation des pompes à chaleur et le recours au PtX, par exemple, devraient être en partie flexibles.» À l’heure actuelle, il n’est pas possible d’envoyer des signaux au niveau des prix par le biais des tarifs pour l’utilisation du réseau, car les exigences réglementaires (LApEl et OApEl) ne laissent aucune marge de manœuvre. Des signaux de prix supplémentaires par le biais de rémunérations variables pour l’utilisation du réseau pourraient constituer une base pour l’utilisation des potentiels de flexibilité esquissés dans le SC CH pour le chargement des batteries dans la mobilité électrique, les pompes à chaleur et le recours aux

accumulateurs. Cela permettrait de réduire les besoins d’extension du réseau, en particulier aux niveaux de tension inférieurs, ce qui génère une plus-value économique. Une modification des bases légales, en particulier de l’OApEl, est toutefois nécessaire.