Rapport sur les résultats

Référence : BFE-011.0-18/2/5/2

donc les droits acquis. En conséquence, il ne serait plus possible de se fonder sur le taux de rétribution RPC initial (p. ex. Axpo, SSH, CKW, SWG).

Prime de risque :

Plusieurs participants souhaitent une prime de risque, en plus de la part variable de l’indemnité de gestion (p. ex. Alpiq, aeesuisse, ADEV).

La problématique suivante est mentionnée à plusieurs reprises : en cas de fluctuations aléatoires avec le modèle à prix unique, les coûts de l’énergie d’ajustement seraient en moyenne nuls mais cela ne serait pas vrai pour le portefeuille d’un prestataire en général, et encore moins pour une installation de production individuelle en particulier. Les portefeuilles des différents prestataires peuvent également présenter des différences importantes et d’éventuelles pannes peuvent occasionner des coûts individuels, même si le portefeuille est équilibré à long terme. Jusqu’à présent, ce risque pouvait uniquement être couvert par des parts variables grâce à un effet de portefeuille, ce qui n’est maintenant plus possible (p. ex. Fleco Power, Regiogrid, VESE, Ökostrom Schweiz). Il est souligné qu’en cas de panne imprévue, les grandes installations (notamment les installations de biomasse ou les usines d’incinération des ordures ménagères ; EKZ entre autres) peuvent aussi générer des coûts d’énergie d’ajustement élevés. Le risque de dispersion des coûts de l’énergie d’ajustement n’est pas pris en compte ou rétribué avec la suppression de la composante variable de l’indemnité de gestion (p. ex. AES, CKW, Regiogrid (par analogie), Romande Energie).

Risques liés à la commercialisation pour les petites installations hydroélectriques :

Plusieurs avis attirent l’attention sur le fait que la part variable ne couvre pas uniquement les coûts de l’énergie d’ajustement, mais aussi le risque de recettes du marché trop basses (p. ex. EKZ, SSH). Comme le prix de marché de référence (PMR) pondéré en fonction du volume est notamment déterminé par des installations pilotables de taille moyenne, le risque de rétributions systématiquement trop basses est particulièrement prononcé pour la petite hydraulique (p. ex. BKW, EKZ, AES, SSH, enalpin, Romande Energie). L’application du PMR entraîne une perte systématique suite à la différence entre le prix sur le marché spot et le PMR. Les installations hydroélectriques alpines (Energie Uri, SSH, enalpin, EnBAG) ou les petites installations hydroélectriques non pilotables (aeesuisse, hydrosuisse, Regiogrid, etc.) font notamment systématiquement l’objet d’une rétribution insuffisante.

Recettes :

Le fait que l’indemnité de gestion pour les coûts de l’énergie d’ajustement s’élève désormais à 0 ct./kWh si le résultat du calcul est négatif est considéré comme positif par quelques participants (notamment UDC, Alpiq, NWA).

2.2. Dispositions transitoires / art. 108d

Réglementation transitoire :

Plusieurs participants estiment qu’une solution transitoire est absolument nécessaire, étant donné que les acteurs du marché ont déjà conclu leurs contrats de commercialisation pour 2026 en se fondant sur l’hypothèse d’une part variable semblable à celle des dernières années (entre autres canton BL, BKW, CKW, Romande Energie, EnBAG, hydrosuisse, suissetec, Suisse Eole, SSH, aeesuisse, swissolar, Regiogrid, VESE, NWA, Ökostrom Schweiz, ADEV, Groupe E, SWG primeo). De nombreux acteurs souhaitent une solution transitoire adaptée, technologiquement neutre et non discriminatoire, d’une durée d’au moins deux ans. Plusieurs participants désirent que l’indemnité de gestion fasse l’objet d’un examen régulier (p. ex. canton TI, UDC).