Rapport explicatif

Dans l’optique d’une détermination plus précise et par analogie avec la prime de marché flottante, les recettes déterminantes pour la prime de marché sont réglées comme suit dans le nouvel al. 1 de l’art. 89 : les recettes du marché day-ahead sont déterminées comme jusqu’à présent sur la base des profils effectifs. Comme la prime de marché est plafonnée à 1 ct./kWh, il n’y a pas lieu de craindre que cela entraîne de mauvaises incitations. Les stratégies de couverture mises en place par les exploitants d’installations sur le marché à terme sont désormais également prises en compte dans le cadre de la détermination des recettes du marché. On part du principe que 80 % de la production moyenne attendue est couverte sur le marché à terme en Suisse et à l’étranger sur trois ans (let. a). Par ailleurs, les recettes issues de la vente de prestations de services-système (PSS) sont désormais prises en compte (let. b). Contrairement à la prime de marché flottante, les coûts d’opportunité ne doivent pas être déduits lors de la détermination des recettes PSS, car ils sont déjà compris dans les profils effectifs. Les recettes issues de la vente de garanties d’origine (let. c) ainsi que celles générées par la réserve d’hiver (let. d) sont désormais aussi prises en compte. La procédure concernant la demande de prime de marché est conçue comme une procédure ex-post. Le calcul de cette prime se base sur les chiffres de l’année précédente. Conformément aux principes généraux en matière d’intertemporalité, le droit déterminant est celui en vigueur au moment de la réalisation des faits. Lors du calcul de la prime de marché effectué en 2025 pour l’année 2024, ce sont donc les recettes générées par la réserve hydroélectrique (let. d) conformément aux réglementations applicables en 2024 en vertu de l’ordonnance du 25 janvier 2023 sur une réserve d’hiver (OIRH, RS 734.722) qui seront déterminantes.

Les règles relatives à la détermination des recettes du marché (al. 2 actuel) figurent désormais à l’al. 1, let. a.

L’al. 2 correspond à l’al. 3 actuel, sauf une précision rendue nécessaire par la révision de l’article.

L’al. 3 reprend le contenu de l’actuel al. 5 sans le modifier.

Art. 90, al. 1, phrase introductive et let. d

Afin que les postes pris en compte du point de vue des recettes et des coûts continuent de s’équilibrer, les dépenses pour des prestations de services globales (notamment les coûts de gestion d’entreprise, de gestion de centrale, de gestion de l’énergie et de commercialisation) sont désormais également prises en compte au niveau des coûts. S’agissant des coûts de gestion de l’énergie et de commercialisation, il convient de faire la distinction entre les centrales hydroélectriques au fil de l’eau et les centrales à accumulation. Sur la base de la littérature existante et des travaux réalisés par la branche, les coûts de gestion de l’énergie et de commercialisation pris en compte sont de

0,25 ct./kWh pour les centrales au fil de l’eau et de 0,4 ct./kWh pour les centrales à accumulation, les centrales à pompage-turbinage et les centrales à pompage-turbinage pur. Une valeur de 0,38 ct./kWh s’applique uniformément pour les coûts de gestion d’entreprise et de gestion de centrale. Par conséquent, à l’art. 90, les prestations de services globales sont prises en compte à hauteur de 0,63 ct./kWh pour les centrales au fil de l’eau et à hauteur de 0,78 ct./kWh pour les centrales à accumulation, les centrales à pompage-turbinage et les centrales à pompage-turbinage pur.

Art. 96a Motif d’exclusion

Il est nécessaire de préciser le motif d’exclusion en vigueur en indiquant qu’une contribution aux coûts d’exploitation n’est pas accordée pour la part de la production qui est déjà rétribuée par la prime de marché flottante.

Art. 98, al. 1, phrase introductive et al. 2

La rétribution de l’injection et la prime de marché flottante ont un fonctionnement similaire. Les données publiées sont donc les mêmes.