Adaptation de l’indemnité de gestion dans l’OEneR / Adaptations d’autres ordonnances
Adaptation de l’indemnité de gestion dans l’OEneR
Les exploitants d’installations de production d’électricité participant à la commercialisation directe se voient verser une indemnité de gestion. Swissgrid ayant introduit, le 1er janvier 2026, un nouveau modèle de tarification pour l’énergie d’ajustement, l’indemnité de gestion doit être adaptée. Lors de sa séance du 27 mai 2026, le Conseil fédéral a approuvé la modification correspondante de l’ordonnance sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables (OEneR). L’ordonnance révisée entrera en vigueur le 1er juillet 2026.
En février 2026, Swiss Small Hydro avait pris position dans le cadre de la consultation sur la révision de l’OEneR. La version qui sera mise en vigueur, tient certes compte des risques dits de « choc systémique » – c’est-à-dire des situations dans lesquelles la production totale des centrales hydroélectriques s’écarte sensiblement des prévisions et où il faut donc se procurer de l’énergie d’ajustement. Cependant, les risques liés au profil propre à chaque centrale ne sont toujours pas pris en compte.
En effet, le prix de référence du marché de l’hydroélectricité est fortement influencé par les grandes centrales hydrauliques pilotables. Ainsi, la plus grande centrale hydraulique bénéficiant du SRI (système de rétribution de l’injection ou RPC, rétribution à prix coûtant), la centrale de Russein d’une puissance de 24 MW, est une centrale à accumulation exploitée par Axpo. Elle peut augmenter sa production de manière ciblée en période de forte demande et de prix de l’électricité élevés. Cette production supérieure à la moyenne en période de prix élevés entraîne un prix de référence du marché de l’hydroélectricité globalement plus élevé.
Si les grands producteurs d’électricité disposant d’un portefeuille d’installations largement diversifié et de leur propre commercialisation peuvent alors répartir les coûts en résultant entre différentes centrales, la situation est différente pour les exploitants de petites centrales hydrauliques non régulables. Ils n’ont ni la possibilité d’adapter leur production de manière flexible à la demande, ni la possibilité de recourir à de grands réservoirs. Leurs possibilités de commercialisation sont donc limitées. Pour les distributeurs directs, il devient alors difficile, voire impossible, de vendre la production au prix de référence du marché de l’hydroélectricité.
Jusqu’à présent, une part variable de l’indemnité de gestion garantissait aux producteurs, malgré ces différences, de percevoir la rémunération promise dans le cadre de la RPC. Avec la nouvelle version de l’OEneR, cette part variable a malgré tout été en grande partie supprimée ; seuls les coûts liés à l’acquisition d’énergie d’ajustement continuent d’être pris en compte. Le problème des risques liés aux profils individuels n’est donc pas résolu.
Concrètement, cela signifie un risque plus grand pour les installations bénéficiant de la RPC de ne plus percevoir l’intégralité de la rétribution initialement garantie pour l’injection de courant. De même, certaines installations risquent de ne plus trouver de distributeur direct, car leurs coûts réels ne seraient plus couverts. Cela reviendrait à remettre en cause la promesse d’une garantie d’achat à un prix fixe, faite lors de l’introduction de la commercialisation directe en 2017.
Swiss Small Hydro continue donc de réclamer, comme elle l’a déjà indiqué dans sa prise de position, l’introduction de prix de référence distincts pour les centrales hydroélectriques pilotables et non pilotables. C’est la seule façon de mettre fin efficacement à la discrimination systématique que subissent les centrales hydroélectriques non pilotables.
Communiqué de presse du Conseil fédéral du 27 mai 2026
Prise de position de Swiss Small Hydro de février 2026 (en allemand)
Autres adaptations d’ordonnances
Le même jour, le Conseil fédéral a modifié d’autres ordonnances, dont l’OEne et l’OEneR.
Ordonnance sur l’énergie (OEne)
Si les gestionnaires de réseau et les producteurs ne parviennent pas à s’entendre sur une rétribution, celle-ci correspondra désormais au prix du marché au moment de l’injection. Cette nouvelle réglementation devrait inciter à réduire l’injection dans le réseau lorsque les prix sont bas ou négatifs. L’électricité produite pendant ces intervalles peut, à la place, être utilisée pour la consommation propre ou pour le stockage intermédiaire.
Ordonnance sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables (OEneR)
Deux précisions ont été apportées concernant la prime de marché flottante allouée aux installations hydroélectriques : d’une part, les coûts d’investissement imputables doivent être les mêmes que ceux de l’instrument de soutien « contribution à l’investissement ». D’autre part, les redevances et prestations dues à la collectivité publique doivent être prises en considération conformément aux dispositions de la concession également dans le cas des nouvelles installations et des agrandissements notables, comme c’est d’ailleurs déjà le cas des rénovations notables.
Communiqué de presse du Conseil fédéral du 27 mai 2026
Prise de position de Swiss Small Hydro du 11 décembre 2025 (en allemand)
