Rapport explicatif

Indemnité de gestion

1. Présentation du projet

Jusqu’à fin 2017, l’électricité produite par l’ensemble des installations avec mesure de la courbe de charge et bénéficiant de la rétribution de l’injection à prix coûtant (RPC) était comptabilisée, injectée et décomptée par le groupe-bilan pour les énergies renouvelables. Les exploitants d’installations n’intervenaient pas dans la commercialisation de leur énergie. Le groupe-bilan pour les énergies renouvelables rétribuait l’organe d’exécution au prix de marché de référence pour l’électricité injectée. L’organe d’exécution, quant à lui, versait aux exploitants la rétribution de l’injection, à savoir le montant total du taux de rétribution. Depuis l’introduction de la commercialisation directe en 2018, les exploitants de grandes installations participant au système de rétribution de l’injection doivent vendre eux-mêmes leur électricité sur le marché ou à l’aide d’un distributeur direct. L’organe d’exécution verse aux exploitants uniquement la prime d’injection, soit la différence entre le taux de rétribution et le prix de marché de référence (cf. art. 21, al. 4, LEne). Pour les installations pratiquant la commercialisation directe, la rétribution de l’injection se compose du revenu que l’exploitant obtient sur le marché et de la prime d’injection pour l’électricité injectée. Afin d’éviter que les exploitants ne soient désavantagés par rapport à l’injection au prix de marché de référence (cf. art. 21, al. 2, en relation avec l’art. 23 LEne), ils se voient verser une indemnité de gestion. Celle-ci compense les coûts liés à la commercialisation directe, en particulier les coûts des prévisions, de la gestion du programme prévisionnel, de l’accès aux plateformes de négoce, du décompte et de l’énergie d’ajustement.

Actuellement, l’indemnité de gestion est composée d’une part fixe pour les coûts de commercialisation (administration, établissement des prévisions, etc.) et d’une part variable pour les coûts de l’énergie d’ajustement. Quelque 1000 installations, affichant une production annuelle totale d’environ 3 térawattheures (TWh), relèvent de la commercialisation directe. Parmi elles, près de 650 installations photovoltaïques, dont la production ne dépasse guère 0,2 TWh par an.

La part fixe de l’indemnité de gestion, qui concerne les coûts fixes liés à la commercialisation, reste inchangée à 0,11 ct./kWh.

La part variable de l’indemnité de gestion doit en revanche être ajustée en raison d’un changement effectué par société nationale du réseau de transport (Swissgrid SA) dans le calcul des prix de l’énergie d’ajustement.

2. Le projet en détail

2.1 Nécessité de l’adaptation

La tarification de l’énergie d’ajustement fera l’objet d’un changement important au 1^er janvier 2026. En effet, à partir de cette date, Swissgrid adapte son système de tarification et passera d’un modèle à deux prix (prix « short » et prix « long ») à un modèle à prix unique. La distinction entre les prix « long » et les prix « short » sera supprimée au profit d’un prix de l’énergie d’ajustement unique par quart d’heure. En raison de ce changement fondamental, l’application de la méthode actuelle pour calculer la part variable de l’indemnité de gestion aboutirait toujours, dans le modèle à prix unique, à un résultat nul. En effet, le calcul repose sur la différence entre les moyennes mensuelles des prix « long » et des prix « short ». Or, avec l’introduction du modèle à prix unique, ces valeurs seront identiques. Les parts variables des coûts ne pourront par conséquent plus être reflétées de manière adéquate. La méthode doit donc être modifiée.

Dans le mécanisme actuel à deux prix, chaque écart de la production par rapport aux prévisions (programme prévisionnel) entraîne des coûts d’énergie d’ajustement. Dans le nouveau modèle à prix unique, ce sera uniquement le cas pour les écarts qui péjorent le déséquilibre momentané entre pro-