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Ordonnance
sur l’approvisionnement en électricité
(OApEl)

du 14 mars 2008 (Etat le 1 juin 2021)er

Le Conseil fédéral suisse,

vu l’art. 30, al. 2, de la loi fédérale du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en électricité (LApEl)1,

arrête:

Chapitre 1 Dispositions générales

Art. 1 Objet et champ d’application  

1 La présente or­don­nance règle la première phase de l’ouver­ture du marché de l’élec­tri­cité, dur­ant laquelle les con­som­mateurs cap­tifs n’ont pas ac­cès au réseau au sens de l’art. 13, al. 1, LApEl.

2 Le réseau de trans­port d’élec­tri­cité des chemins de fer suisses ex­ploité à la fréquence de 16,7 Hz et à la ten­sion de 132 kV est sou­mis à la LApEl dans la mesure où celle-ci vise à créer les con­di­tions d’un ap­pro­vi­sion­nement sûr en élec­tri­cité. Sont ap­plic­ables en par­ticuli­er l’art. 4, al. 1, let. a et b, et les art. 8, 9 et 11 LApEl.

3 Le réseau de trans­port d’élec­tri­cité des chemins de fer suisses ex­ploité à la fréquence de 16,7 Hz et à la ten­sion de 132 kV est con­sidéré comme un con­som­mateur fi­nal au sens de l’art. 4, al. 1, let. b, LApEl et de la présente or­don­nance. Un con­ver­tis­seur de fréquence dans une cent­rale à 50 Hz n’est pas con­sidéré comme un con­som­mateur fi­nal pour la part de l’élec­tri­cité que la cent­rale à 50 Hz:

a.
produit et in­jecte sim­ul­tané­ment dans le réseau à 16,7 Hz dans une unité économique située sur le même site;
b.
soutire pour ses pro­pres be­soins et pour le fonc­tion­nement des pompes (art. 4, al. 1, let. b, 2e phrase, LApEl).2

3bis Les points d’in­jec­tion et de soutirage du réseau de trans­port d’élec­tri­cité des chemins de fer suisses ex­ploité à la fréquence de 16,7 Hz et à la ten­sion de 132 kV reliés au réseau de trans­port à 50 Hz sont con­sidérés comme un seul point d’in­jec­tion ou de soutirage.3

4 La LApEl et la présente or­don­nance s’ap­pli­quent égale­ment aux lignes élec­triques trans­front­alières du réseau de trans­port ex­ploitées en cour­ant con­tinu et aux in­stall­a­tions an­nexes né­ces­saires.

2 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vi­gueur depuis le 1er mars 2013 (RO 2013559).

3 In­troduit par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vi­gueur depuis le 1er mars 2013 (RO 2013559).

Art. 2 Définitions  

1 Au sens de la présente or­don­nance, on en­tend par:

a.
pro­gramme pré­vi­sion­nel: le pro­fil (puis­sance moy­enne par unité de temps) in­di­quant la fourniture ou l’ac­quis­i­tion conv­en­ue d’én­er­gie élec­trique pour une cer­taine durée;
b.4
c.
point d’in­jec­tionoude soutirage: le point du réseau où un ap­par­eil de mesure sais­it et mesure ou en­re­gistre le flux d’én­er­gie in­jecté ou soutiré (point de mesure);
d.
ges­tion du bil­an d’ajustement: l’en­semble des mesur­es tech­niques, opéra­tion­nelles et compt­ables ser­vant à as­surer l’équi­libre per­man­ent des bil­ans en puis­sance et en én­er­gie dans le sys­tème d’élec­tri­cité; en font not­am­ment partie la ges­tion des pro­grammes pré­vi­sion­nels, la ges­tion des mesur­es et la ges­tion de la com­pens­a­tion des bil­ans d’équi­libre;
e.5
f.
con­som­mateur fi­nal avec ap­pro­vi­sion­nement de base: con­som­mateur fi­nal cap­tif ou qui ren­once à l’ac­cès au réseau (art. 6, al. 1, LApEl).

2 Sont not­am­ment des com­posants du réseau de trans­port:

a.
les lignes élec­triques, pylônes com­pris;
b.
les trans­form­ateurs de couplage, les postes de couplage, les ap­par­eils de mesure, de com­mande et de com­mu­nic­a­tion;
c.
les équipe­ments util­isés con­jointe­ment avec d’autres niveaux de réseau, qui sont em­ployés ma­joritaire­ment avec le réseau de trans­port ou sans lesquels ce­lui-ci ne peut être ex­ploité de façon sûre et ef­ficace;
d.6
les dé­parts av­ant le trans­form­ateur as­sur­ant la li­ais­on avec un autre niveau de réseau ou avec une cent­rale élec­trique, à l’ex­cep­tion des dé­parts as­sur­ant la li­ais­on avec une cent­rale nuc­léaire dans la mesure où ils sont im­port­ants pour la sé­cur­ité de l’ex­ploit­a­tion de cette cent­rale nuc­léaire.

4 Ab­ro­gée par le ch. I de l’O du 11 nov. 2015, avec ef­fet au 1er janv. 2016 (RO 2015 4789).

5 Ab­ro­gée par le ch. I de l’O du 11 nov. 2015, avec ef­fet au 1er janv. 2016 (RO 2015 4789).

6 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Chapitre 2 Sécurité d’approvisionnement

Art. 3 Raccordement au réseau  

1 Les ges­tion­naires de réseau édictent des dir­ect­ives trans­par­entes et non dis­crim­in­atoires ré­gis­sant l’at­tri­bu­tion des con­som­mateurs fin­aux, des pro­duc­teurs d’élec­tri­cité et des ges­tion­naires de réseau à un niveau de réseau don­né ain­si que le niveau de qual­ité min­im­um de la fourniture d’élec­tri­cité cor­res­pond­ant à chaque niveau de réseau.

2 Ils fix­ent aus­si dans ces dir­ect­ives le dé­dom­mage­ment dû en cas de change­ment de rac­cor­de­ment.

2bis Si un ges­tion­naire de réseau doit procéder à un change­ment de rac­cor­de­ment jus­ti­fié par la con­som­ma­tion propre ou un re­groupe­ment pour la con­som­ma­tion propre, les coûts de cap­it­al qui en dé­cou­lent pour les in­stall­a­tions qui ne sont plus util­isées ou qui ne le sont plus que parti­elle­ment sont in­dem­nisés pro­por­tion­nelle­ment par les con­som­mateurs pro­pres ou par les pro­priétaires fon­ci­ers du re­groupe­ment.7

3 En cas de con­flit au sujet de l’at­tri­bu­tion de con­som­mateurs fin­aux, de pro­duc­teurs d’élec­tri­cité ou de ges­tion­naires de réseau à un niveau de réseau don­né, ou au sujet du dé­dom­mage­ment dû en cas de change­ment de rac­cor­de­ment, la Com­mis­sion de l’élec­tri­cité (El­Com) tranche.

7 In­troduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 4 Fourniture d’électricité aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base 8  

1 La com­posante tari­faire due pour la fourniture d’én­er­gie aux con­som­mateurs fin­aux avec ap­pro­vi­sion­nement de base se fonde sur les coûts de pro­duc­tion d’une ex­ploit­a­tion ef­ficace et sur les con­trats d’achat à long ter­me du ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion.

2 Si le ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion fournit de l’élec­tri­cité in­digène is­sue d’én­er­gies ren­ou­velables à ses con­som­mateurs fin­aux avec ap­pro­vi­sion­nement de base con­formé­ment à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il ne peut pren­dre en compte, dans la com­posante tari­faire due pour la fourniture d’én­er­gie, au max­im­um que les coûts de re­vi­ent pro­pres à chacune des différentes in­stall­a­tions de pro­duc­tion. Ce fais­ant, les coûts de re­vi­ent d’une pro­duc­tion ef­ficace ne doivent pas être dé­passés et les mesur­es de sou­tien éven­tuelles doivent être dé­duites. Si l’élec­tri­cité ne provi­ent pas de ses pro­pres in­stall­a­tions de pro­duc­tion, la dé­duc­tion est ef­fec­tuée con­formé­ment à l’art. 4a.

3 Si le ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion ac­quiert l’élec­tri­cité qu’il fournit selon l’art. 6, al. 5bis, LApEl auprès d’in­stall­a­tions de pro­duc­tion d’une puis­sance maxi­male de 3 MW ou d’une pro­duc­tion an­nuelle, dé­duc­tion faite de leur éven­tuelle con­som­ma­tion propre, n’ex­céd­ant pas 5000 MWh, il prend en compte, en dérog­a­tion à la méthode re­posant sur les coûts de re­vi­ent (al. 2), les frais d’ac­quis­i­tion, y com­pris les coûts des­tinés aux garanties d’ori­gine, et ce jusqu’à con­cur­rence du taux de rétri­bu­tion déter­min­ant, fixé aux an­nexes 1.1 à 1.5 de l’or­don­nance du 1er novem­bre 2017 sur l’en­cour­age­ment de la pro­duc­tion d’élec­tri­cité is­sue d’én­er­gies ren­ou­velables (OEn­eR)9. Sont déter­min­ants:

a.
pour les in­stall­a­tions de pro­duc­tion mises en ser­vice av­ant le 1er jan­vi­er 2013: les taux de rétri­bu­tion ap­plic­ables au 1er jan­vi­er 2013;
b.
pour les in­stall­a­tions photo­voltaïques d’une puis­sance in­férieure à 100 kW: les taux de rétri­bu­tion selon l’ap­pen­dice 1.2 de l’or­don­nance du 7 décembre 1998 sur l’én­er­gie, dans sa ver­sion en vi­gueur le 1er jan­vi­er 201710.11

4 Si le ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion fournit de l’élec­tri­cité à ses con­som­mateurs fin­aux avec ap­pro­vi­sion­nement de base con­formé­ment à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il util­ise pour le mar­quage de l’élec­tri­cité les garanties d’ori­gine ét­ablies pour cette élec­tri­cité.

5 Les coûts de l’élec­tri­cité proven­ant d’in­stall­a­tions de pro­duc­tion qui par­ti­cipent au sys­tème de rétri­bu­tion de l’in­jec­tion, qui ob­tiennent un fin­ance­ment des frais sup­plé­mentaires ou qui béné­fi­cient de mesur­es de sou­tien can­tonales ou com­mun­ales com­par­ables ne peuvent pas être pris en compte con­formé­ment à l’art. 6, al. 5bis, LApEl.

8 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2022 (RO 2019 1381).

9 RS 730.03

10 RO 1999 207, 2016 4617

11 Nou­velle ten­eur selon le ch. III de l’O du 23 oct. 2019, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2020 (RO 2019 3479).

Art. 4a Déduction des mesures de soutien en cas de prise en compte des frais d’acquisition dans la composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie 12  

1 Si l’élec­tri­cité fournie con­formé­ment à l’art. 6, al. 5bis, LApEl ne provi­ent pas des in­stall­a­tions de pro­duc­tion du ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion, ce­lui-ci tient compte, dans le cal­cul des coûts max­im­aux pouv­ant être pris en compte dans ses tarifs, des rétri­bu­tions uniques et con­tri­bu­tions d’in­ves­t­isse­ment, comme suit:

a.
rétri­bu­tion unique al­louée pour les in­stall­a­tions photo­voltaïques:
1.
si la rétri­bu­tion unique a été fixée défin­it­ive­ment av­ant l’ac­quis­i­tion, le mont­ant de celle-ci est dé­duit,
2.
si la rétri­bu­tion unique n’a pas en­core été fixée défin­it­ive­ment, une dé­duc­tion est ef­fec­tuée dès que le pro­jet est in­scrit sur la liste d’at­tente; cette dé­duc­tion est déter­minée sur la base des art. 7 et 38 OEn­eR13,
3.
si les frais d’ac­quis­i­tion sont pris en compte (art. 4, al. 3), 20 % du taux de rétri­bu­tion déter­min­ant sont dé­duits à titre for­faitaire, in­dépen­dam­ment du fait qu’une rétri­bu­tion unique ait été ac­cordée ou non;
b.
con­tri­bu­tion d’in­ves­t­isse­ment al­louée pour les in­stall­a­tions hy­droélec­triques ou pour les in­stall­a­tions de bio­masse:
1.
si la con­tri­bu­tion d’in­ves­t­isse­ment a été fixée défin­it­ive­ment av­ant l’ac­quis­i­tion, le mont­ant de celle-ci est dé­duit,
2.
dans les autres cas, une dé­duc­tion cor­res­pond­ant au mont­ant max­im­al fixé par voie de dé­cision est ef­fec­tuée à partir de l’oc­troi de la garantie de prin­cipe (art. 54, let. b, et 75, let. b, OEn­eR).

2 Si une rétri­bu­tion unique ou une con­tri­bu­tion d’in­ves­t­isse­ment est fixée ultérieure­ment et diffère du mont­ant dé­duit con­formé­ment à l’al. 1, la dé­duc­tion peut être ad­aptée en con­séquence à partir de la date à laquelle le mont­ant a été défini. Cette règle ne s’ap­plique pas si une dé­duc­tion for­faitaire doit être pratiquée con­formé­ment à l’al. 1, let. a, ch. 3.

3 D’autres mesur­es de sou­tien com­par­ables, mesur­es can­tonales ou com­mun­ales com­prises, sont prises en compte par ana­lo­gie.

12 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2022 (RO 2019 1381).

13 RS 730.03

Art. 4b Communication de la modification des tarifs de l’électricité 14  

1 Le ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion est tenu de jus­ti­fi­er, pour ses con­som­mateurs fin­aux avec ap­pro­vi­sion­nement de base, la hausse ou la baisse des tarifs de l’élec­tri­cité. La jus­ti­fic­a­tion doit in­diquer les modi­fic­a­tions de coûts qui sont à l’ori­gine de la hausse ou de la baisse.

2 Le ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion est tenu d’an­non­cer à l’El­Com les hausses des tarifs d’élec­tri­cité ain­si que la jus­ti­fic­a­tion com­mu­niquée aux con­som­mateurs fin­aux au plus tard le 31 août.

14 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2022 (RO 2019 1381).

Art. 4c Obligation de fournir des preuves et obligation d’annoncer liées à la fourniture d’électricité visée à l’art. 6,
al. 5bis, LApEl
15  

1 Sur de­mande, le ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion ap­porte la preuve à l’El­Com que, dans le cadre de la fourniture d’élec­tri­cité visée à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il a pris en compte dans la com­posante tari­faire due pour la fourniture d’én­er­gie, pour chaque in­stall­a­tion, au max­im­um les coûts visés à l’art. 4, al. 2 ou 3, tant pour ses pro­pres in­stall­a­tions de pro­duc­tion que pour les autres.

2 Si l’élec­tri­cité fournie ne provi­ent pas des in­stall­a­tions de pro­duc­tion du ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion, ce­lui-ci an­nonce chaque an­née à l’El­Com, aux fins de con­trôle de plaus­ib­il­ité, les quant­ités fournies et la moy­enne du prix pris en compte dans son tarif pour chaque tech­no­lo­gie de pro­duc­tion. Con­cernant les grands amén­age­ments hy­droélec­triques d’une puis­sance supérieure à 10 MW, il com­mu­nique ces don­nées pour chaque in­stall­a­tion de pro­duc­tion.

15 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2022 (RO 2019 1381).

Art. 5 Mesures visant à assurer un réseau sûr, performant et efficace  

1 La so­ciété na­tionale du réseau de trans­port, les ges­tion­naires de réseau, les pro­duc­teurs et les autres ac­teurs con­cernés prennent les mesur­es prévent­ives né­ces­saires pour as­surer l’ex­ploit­a­tion sûre du réseau. Pour ce faire, ils tiennent compte des dis­pos­i­tions con­traignantes ain­si que:

a.
des régle­ment­a­tions, des normes et des re­com­manda­tions des or­gan­isa­tions tech­niques re­con­nues, not­am­ment de l’European Net­work of Trans­mis­sion Sys­tem Op­er­at­ors for Elec­tri­city (ENTSO-E);
b.
des re­com­manda­tions de l’In­spec­tion fédérale de la sé­cur­ité nuc­léaire.16

2La so­ciété na­tionale du réseau de trans­port règle de façon uni­forme, dans une con­ven­tion avec les ges­tion­naires de réseau, les pro­duc­teurs et les autres ac­teurs con­cernés, les mesur­es à pren­dre pour main­tenir la sé­cur­ité d’ap­pro­vi­sion­nement, not­am­ment les mod­al­ités du délestage auto­matique et de l’ad­apt­a­tion de la pro­duc­tion des cent­rales élec­triques lor­sque la sta­bil­ité de l’ex­ploit­a­tion du réseau est men­acée.

3 Si un ges­tion­naire de réseau, un pro­duc­teur ou un autre ac­teur con­cerné re­fuse de sign­er une con­ven­tion au sens de l’al. 2, l’El­Com en or­donne la con­clu­sion par voie de dé­cision.

4 Si la sta­bil­ité d’ex­ploit­a­tion du réseau est men­acée, la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port doit or­don­ner ou pren­dre, de par la loi, toutes les mesur­es né­ces­saires pour as­surer cette sta­bil­ité (art. 20, al. 2, let. c, LApEl). Si une in­jonc­tion de sa part n’est pas suivie, elle peut pren­dre une mesure de sub­sti­tu­tion aux frais du des­tinataire.

5 Les ob­lig­a­tions dé­coulant des con­ven­tions visées aux al. 2 et 3 ain­si que l’im­puta­tion des frais au sens de l’al. 4 sont ex­écutées par la voie de la procé­dure civile.

6 L’Of­fice fédéral de l’én­er­gie (OFEN) peut fix­er des ex­i­gences tech­niques et ad­min­is­trat­ives min­i­males con­cernant un réseau sûr, per­form­ant et ef­ficace; il peut déclarer ob­lig­atoires des dis­pos­i­tions in­ter­na­tionales tech­niques ou ad­min­is­trat­ives et des normes ou des re­com­manda­tions édictées par des or­gan­isa­tions tech­niques re­con­nues.17

16 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vi­gueur depuis le 1er mars 2013 (RO 2013559).

17 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vi­gueur depuis le 1er mars 2013 (RO 2013559).

Art. 5a Scénario-cadre 18  

Une fois ap­prouvé, le scén­ario-cadre (art. 9a LApEl) est véri­fié tous les quatre ans et, le cas échéant, ac­tu­al­isé.

18 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 5b Principes pour la planification du réseau 19  

Les prin­cipes pour la plani­fic­a­tion du réseau décriv­ent not­am­ment la méthod­o­lo­gie et les critères d’évalu­ation à util­iser pour l’évalu­ation des réseaux élec­triques.

19 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 5c Coordination de la planification du réseau 20  

Les in­form­a­tions né­ces­saires à la co­ordin­a­tion de la plani­fic­a­tion du réseau com­prennent not­am­ment des in­form­a­tions con­cernant le réseau existant, les pro­jets prévus sur le réseau, ain­si que les pro­no­stics re­latifs à la pro­duc­tion et à la con­som­ma­tion.

20 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 6 Information de l’ElCom 21  

1 Pour les réseaux dont la ten­sion nom­inale est in­férieure ou égale à 36 kV, les ges­tion­naires du réseau de dis­tri­bu­tion sont libérés de l’ob­lig­a­tion d’in­form­er l’El­Com visée à l’art. 8, al. 3, LApEl.22

2 Tous les ges­tion­naires de réseau sont tenus de com­mu­niquer chaque an­née à l’El­Com les chif­fres usuels, sur le plan in­ter­na­tion­al, con­cernant la qual­ité de l’ap­pro­vi­sion­nement; ces chif­fres com­prennent not­am­ment la durée moy­enne des coupures de cour­ant («Cus­tom­er Av­er­age In­ter­rup­tion Dur­a­tion In­dex» CAIDI), la durée moy­enne de non-dispon­ib­il­ité du sys­tème («Sys­tem Av­er­age In­ter­rup­tion Dur­a­tion In­dex» SAIDI) et la fréquence moy­enne des coupures de cour­ant («Sys­tem Av­er­age In­ter­rup­tion Fre­quency In­dex» SAIFI).

21 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2021 (RO 20191381).

22 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2021 (RO 20191381).

Art. 6a Plans pluriannuels 23  

1 Dans les plans pluri­an­nuels, la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port fait état de tous ses pro­jets et présente:

a.
la de­scrip­tion du pro­jet;
b.
la nature de l’in­ves­t­isse­ment, not­am­ment s’il s’agit d’une op­tim­isa­tion, d’un ren­force­ment ou d’une ex­ten­sion du réseau;
c.
l’état d’avance­ment de la plani­fic­a­tion, de l’autor­isa­tion ou de la réal­isa­tion du pro­jet;
d.
la date prévue pour la mise en ser­vice;
e.
l’es­tim­a­tion des coûts du pro­jet;
f.
la né­ces­sité du pro­jet en prouv­ant son ef­fica­cité du point de vue tech­nique et économique.

2 Les ges­tion­naires de réseau ét­ab­lis­sent les plans pluri­an­nuels re­latifs aux réseaux de dis­tri­bu­tion d’une ten­sion nom­inale supérieure à 36 kV dans les neufs mois qui suivent l’ap­prob­a­tion du derni­er scén­ario-cadre par le Con­seil fédéral.

23 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2021 (RO 20191381).

Art. 6b Information du public par les cantons 24  

Dans la con­ven­tion de presta­tions visée à l’art. 9e,al. 2, LApEl le can­ton ne peut être in­dem­nisé que pour les tâches d’in­form­a­tion as­sumées au-delà de son man­dat de base et pour les tâches d’in­form­a­tion qu’il ef­fec­tue sur man­dat de la Con­fédéra­tion.

24 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Chapitre 3 Utilisation du réseau

Section 1 Comptes annuels, comptabilité analytique, système de mesure et information

Art. 7 Comptes annuels et comptabilité analytique  

1 Les ges­tion­naires et les pro­priétaires de réseau de dis­tri­bu­tion et de réseau de trans­port peuvent fix­er eux-mêmes les dates de l’ex­er­cice. Ce­lui-ci peut cor­res­pon­dre en par­ticuli­er à l’an­née civile ou à l’an­née hy­dro­lo­gique.

2 Les ges­tion­naires et les pro­priétaires de réseau défin­is­sent une méthode uni­forme de compt­ab­il­ité ana­lytique et édictent des dir­ect­ives trans­par­entes à ce sujet.

3 Cette compt­ab­il­ité doit faire ap­par­aître sé­paré­ment tous les postes né­ces­saires au cal­cul des coûts im­put­ables, en par­ticuli­er:

a.
les coûts de cap­it­al cal­culés des réseaux;
b.
les in­stall­a­tions es­timées sur la base des coûts de re­m­place­ment (selon l’art. 13, al. 4);
c.
les coûts d’ex­ploit­a­tion des réseaux;
d.
les coûts des réseaux des niveaux supérieurs;
e.
les coûts des ser­vices-sys­tème;
f.
les coûts des sys­tèmes de mesure et d’in­form­a­tion;
fbis.25
les coûts des sys­tèmes de mesure in­tel­li­gents;
g.
les coûts ad­min­is­trat­ifs;
h.26
les coûts des ren­force­ments du réseau né­ces­saires à l’in­jec­tion d’én­er­gie élec­trique proven­ant d’in­stall­a­tions visées aux art. 15 et 19 de la loi du 30 septembre 2016 sur l’én­er­gie (LEne)27;
i.
les coûts des rac­cor­de­ments au réseau et des con­tri­bu­tions aux coûts de réseau;
j.
les autres coûts fac­turés in­di­vidu­elle­ment;
k.
les taxes et les presta­tions fournies à des col­lectiv­ités pub­liques;
l.
les im­pôts dir­ects;
m.28
les coûts des sys­tèmes de com­mande et de réglage in­tel­li­gents, in­dem­nités in­cluses;
n.29
les coûts des mesur­es novatrices, et
o.30
les coûts de sens­ib­il­isa­tion dans le do­maine de la ré­duc­tion de la con­som­ma­tion.

4 Chaque ges­tion­naire et chaque pro­priétaire de réseau doit faire con­naître les règles selon lesquelles les in­ves­t­isse­ments sont portés à l’ac­tif.

5 Il doit im­puter les coûts dir­ects dir­ecte­ment au réseau et les coûts in­dir­ects selon une clé de ré­par­ti­tion ét­ablie dans le re­spect du prin­cipe de caus­al­ité. Cette clé doit faire l’ob­jet d’une défin­i­tion écrite per­tin­ente et véri­fi­able et re­specter le prin­cipe de con­stance.

6 Les pro­priétaires de réseau fourn­is­sent aux ges­tion­naires de réseau les in­dic­a­tions né­ces­saires pour ét­ab­lir la compt­ab­il­ité ana­lytique.

7 Les ges­tion­naires de réseau présen­tent leur compt­ab­il­ité ana­lytique à l’El­Com au plus tard le 31 août.31

25 In­troduite par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

26 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

27 RS 730.0

28 In­troduite par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

29 In­troduite par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

30 In­troduite par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

31 In­troduit par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2009 (RO 2008 6467).

Art. 8 Système de mesure et processus d’information  

1 Les ges­tion­naires de réseau ré­pond­ent du sys­tème de mesure et des pro­ces­sus d’in­form­a­tion.

2 Ils fix­ent à cette fin des dir­ect­ives trans­par­entes et non dis­crim­in­atoires, ré­gis­sant en par­ticuli­er les ob­lig­a­tions des ac­teurs con­cernés ain­si que le déroul­e­ment chro­no­lo­gique et la forme des don­nées à com­mu­niquer. Ces dir­ect­ives doivent pré­voir la pos­sib­il­ité, pour les tiers, de par­ti­ciper, avec l’ac­cord du ges­tion­naire de réseau, à la fourniture de presta­tions dans le cadre du sys­tème de mesure et d’in­form­a­tion.

3 Les ges­tion­naires de réseau mettent à la dis­pos­i­tion des ac­teurs con­cernés, dans les délais convenus et de façon uni­forme et non dis­crim­in­atoire, les mesur­es et les in­for­ma­tions né­ces­saires:

a.
à l’ex­ploit­a­tion du réseau;
b.
à la ges­tion du bil­an d’ajustement;
c.
à la fourniture d’én­er­gie;
d.
à l’im­puta­tion des coûts;
e.
au cal­cul de la rémun­éra­tion de l’util­isa­tion du réseau;
f.
aux pro­ces­sus de fac­tur­a­tion dé­coulant de la LEne32 et de l’or­don­nance du 1er novembre 2017 sur l’én­er­gie (OEne)33;
g.
à la com­mer­cial­isa­tion dir­ecte, et
h.
à l’util­isa­tion de sys­tèmes de com­mande et de réglage in­tel­li­gents.34

3bisIls ne doivent pas fac­turer les presta­tions visées à l’al. 3 aux ac­quéreurs en sus de la rémun­éra­tion per­çue pour l’util­isa­tion du réseau. Si les presta­tions visées à l’al. 3 sont fournies par des tiers, ils sont tenus d’in­dem­niser ces derniers de man­ière équit­able.35

4 Sur de­mande et contre un dé­dom­mage­ment couv­rant les frais, les ges­tion­naires de réseau fourn­is­sent des don­nées et in­form­a­tions sup­plé­mentaires aux re­spons­ables de groupes-bil­an ain­si qu’aux autres ac­teurs con­cernés, avec l’ac­cord des con­som­mateurs fin­aux ou des pro­duc­teurs con­cernés. Tous les chif­fres relevés au cours des cinq an­nées précédentes doivent être livrés.

536

32 RS 730.0

33 RS 730.01

34 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

35 In­troduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

36 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec ef­fet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 8a Systèmes de mesure intelligents 37  

1 Pour les sys­tèmes de mesure et les pro­ces­sus d’in­form­a­tion, il con­vi­ent d’util­iser des sys­tèmes de mesure in­tel­li­gents in­stallés chez les con­som­mateurs fin­aux, les in­stall­a­tions de pro­duc­tion et les agents de stock­age. Ces sys­tèmes com­portent les élé­ments suivants:38

a.
un compteur élec­trique élec­tro­nique in­stallé chez le con­som­mateur fi­nal, l’agent de stock­age ou dans l’in­stall­a­tion de pro­duc­tion, qui:39
1.
en­re­gistre l’én­er­gie act­ive et l’én­er­gie réact­ive,
2.40
cal­cule les courbes de charge avec une péri­ode de mesure de 15 minutes et les en­re­gistre pendant au moins 60 jours,
3.41
dis­pose d’in­ter­faces, en par­ticuli­er une pour la com­mu­nic­a­tion bi­d­irec­tion­nelle avec un sys­tème de traite­ment des don­nées et une autre per­met­tant au con­som­mateur fi­nal, au pro­duc­teur ou à l’ex­ploit­ant de stock­age con­cerné au min­im­um de con­sul­ter ses don­nées de mesure au mo­ment même de leur sais­ie et, le cas échéant, les valeurs de courbe de charge de 15 minutes, dans un format de don­nées in­ter­na­tion­al cour­ant, et
4.
en­re­gistre et con­signe les in­ter­rup­tions de l’ap­pro­vi­sion­nement en élec­tri­cité;
b.
un sys­tème de com­mu­nic­a­tion numérique garan­tis­sant la trans­mis­sion auto­matique des don­nées entre le compteur élec­trique et le sys­tème de traite­ment des don­nées, et
c.
un sys­tème de traite­ment des don­nées qui per­met de con­sul­ter les don­nées.

1bis Le ges­tion­naire de réseau, à la de­mande du con­som­mateur fi­nal, du pro­duc­teur ou de l’ex­ploit­ant de stock­age, com­mu­nique les spé­ci­fic­a­tions tech­niques de l’inter­face de son compteur élec­trique.42

2 Les élé­ments d’un sys­tème de mesure in­tel­li­gent de ce type in­ter­agis­sent de façon à pouvoir:

a.
iden­ti­fi­er et gérer divers types de compteurs élec­triques à des fins d’inter­opér­ab­il­ité;
b.
mettre à jour l’élé­ment du lo­gi­ciel des compteurs élec­triques visés à l’al. 1, let. a, qui n’a pas de ré­per­cus­sions sur les ca­ra­ctéristiques métro­lo­giques;
c.43
per­mettre au con­som­mateur fi­nal, au pro­duc­teur ou à l’ex­ploit­ant de stock­age de con­sul­ter les valeurs de courbe de charge de 15 minutes le con­cernant en­re­gis­trées sur une péri­ode re­mont­ant à cinq ans et présentées de man­ière com­préhens­ible et de téléchar­ger celles-ci dans un format de don­nées in­ter­na­tion­al cour­ant;
d.
in­té­grer d’autres in­stru­ments de mesure numériques et d’autres sys­tèmes de com­mande et de réglage in­tel­li­gents du ges­tion­naire de réseau, et
e.
détecter, con­sign­er et sig­naler les ma­nip­u­la­tions et autres in­ter­ven­tions ex­térieures sur les compteurs élec­triques.

2bis Les coûts de cap­it­al et d’ex­ploit­a­tion as­sumés par le ges­tion­naire de réseau pour garantir le droit de con­sul­ter et de téléchar­ger les don­nées de mesure sont con­sidérés comme des coûts de réseau im­put­ables.44

3 Il n’est pas ob­lig­atoire d’util­iser des sys­tèmes de mesure in­tel­li­gents:

a.
dans les con­struc­tions et les ouv­rages sou­mis à la loi fédérale du 23 juin 1950 con­cernant la pro­tec­tion des ouv­rages milit­aires45;
b.
lors de rac­cor­de­ments au réseau de trans­port.46

3bis L’El­Com peut ac­cord­er des ex­emp­tions tem­po­raires ou per­man­entes de l’ob­lig­a­tion d’util­iser des sys­tèmes de mesure in­tel­li­gents si cette util­isa­tion im­pli­quait des coûts dis­pro­por­tion­nés ou si elle s’avère in­adéquate en rais­on des ex­i­gences métro­lo­giques con­crètes. Peuvent faire l’ob­jet d’une ex­emp­tion de ce type, dans une situ­ation con­crète:

a.
des con­som­mateurs fin­aux, des pro­duc­teurs ou des agents de stock­age in­di­viduels ou re­groupés;
b.
l’en­semble du sys­tème de mesure ou des élé­ments et des ca­ra­ctéristiques isolés de ce­lui-ci.47

3ter S’il n’est pas pos­sible d’in­staller un sys­tème de mesure in­tel­li­gent parce que le con­som­mateur fi­nal, le pro­duc­teur ou l’ex­ploit­ant de stock­age re­fuse son util­isa­tion, le ges­tion­naire de réseau peut fac­turer in­di­vidu­elle­ment les coûts de mesure sup­plé­mentaires qui en dé­cou­lent à partir du mo­ment où l’util­isa­tion a été re­fusée.48

4 Les compteurs élec­triques élec­tro­niques visés à l’al. 1, let. a, relèvent de l’or­don­nance du 15 fév­ri­er 2006 sur les in­stru­ments de mesure49 et des dis­pos­i­tions d’ex­écu­tion cor­res­pond­antes du Dé­parte­ment fédéral de justice et po­lice, pour autant qu’ils en­trent dans leur champ d’ap­plic­a­tion.

37 In­troduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

38 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

39 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

40 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).

41 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).

42 In­troduit par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).

43 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).

44 In­troduit par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).

45 RS 510.518

46 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

47 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

48 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

49 RS 941.210

Art. 8b Vérification de la sécurité des données 50  

1 Seuls peuvent être util­isés des sys­tèmes de mesure in­tel­li­gents dont les élé­ments ont été sou­mis à une véri­fic­a­tion réussie des­tinée à garantir la sé­cur­ité des don­nées.

2 Sur la base d’une ana­lyse des be­soins de pro­tec­tion ef­fec­tuée par l’OFEN, les ges­tion­naires de réseau et les fab­ric­ants ét­ab­lis­sent pour cette véri­fic­a­tion des dir­ect­ives défin­is­sant les élé­ments à véri­fi­er, les ex­i­gences auxquelles ces derniers doivent ré­pon­dre et les mod­al­ités de la véri­fic­a­tion.

3 La véri­fic­a­tion est ef­fec­tuée par l’In­sti­tut fédéral de métro­lo­gie. Ce derni­er peut con­fi­er cette tâche en tout ou partie à des tiers.

50 In­troduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 8c Systèmes de commande et de réglage intelligents pour l’exploitation du réseau 51  

1 Lor­squ’un con­som­mateur fi­nal, un pro­duc­teur ou un ex­ploit­ant de stock­age con­sent à ce qu’un sys­tème de com­mande et de réglage vis­ant à as­surer une ex­ploit­a­tion sûre, per­form­ante et ef­ficace du réseau soit util­isé, il con­vi­ent avec le ges­tion­naire de réseau not­am­ment des élé­ments suivants:52

a.
l’in­stall­a­tion du sys­tème;
b.
les mod­al­ités d’util­isa­tion du sys­tème;
c.
les mod­al­ités de rétri­bu­tion de l’util­isa­tion du sys­tème.

2 La rétri­bu­tion visée à l’al. 1, let. c, doit se fonder sur des critères ob­jec­tifs et ne pas être dis­crim­in­atoire.

3 Le ges­tion­naire de réseau pub­lie toutes les in­form­a­tions déter­min­antes pour la con­clu­sion d’un con­trat sur la com­mande et le réglage, not­am­ment les taux de rétri­bu­tion.

453

5 Il peut in­staller un sys­tème de com­mande et de réglage in­tel­li­gent sans le con­sente­ment du con­som­mateur fi­nal, du pro­duc­teur ou de l’ex­ploit­ant de stock­age con­cerné en vue d’éviter une mise en péril im­mé­di­ate et im­port­ante de la sé­cur­ité de l’ex­ploit­a­tion du réseau.54

6 En cas de mise en péril, il peut égale­ment util­iser ce sys­tème sans le con­sente­ment du con­som­mateur fi­nal, du pro­duc­teur ou de l’ex­ploit­ant de stock­age con­cerné. Une telle util­isa­tion est pri­oritaire par rap­port à la com­mande par des tiers. Le ges­tion­naire de réseau in­forme les ac­teurs con­cernés, au moins une fois par an­née et sur de­mande, des util­isa­tions qui ont été ef­fec­tuées en vertu du présent al­inéa.55

51 In­troduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

52 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

53 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, avec ef­fet au 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

54 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

55 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 8d Traitement des données enregistrées au moyen de systèmes de mesure, de commande et de réglage intelligents 56  

1 Les ges­tion­naires de réseau sont ha­bil­ités à traiter les don­nées en­re­gis­trées au moy­en de sys­tèmes de mesure, de com­mande et de réglage sans le con­sente­ment des per­sonnes con­cernées, aux fins suivantes:

a.
pro­fils de la per­son­nal­ité et don­nées per­son­nelles sous une forme pseud­onymisée, y com­pris valeurs de courbe de charge de 15 minutes et plus: pour la mesure, la com­mande et le réglage, pour l’util­isa­tion de sys­tèmes tari­faires ain­si que pour une ex­ploit­a­tion sûre, per­form­ante et ef­ficace du réseau, pour l’ét­ab­lisse­ment du bil­an du réseau et pour la plani­fic­a­tion du réseau;
b.
pro­fils de la per­son­nal­ité et don­nées per­son­nelles sous une forme non pseud­onymisée, y com­pris valeurs de courbe de charge de 15 minutes et plus: pour le dé­compte de l’élec­tri­cité livrée, de la rémun­éra­tion ver­sée pour l’uti­lisa­tion du réseau et de la rétri­bu­tion pour l’util­isa­tion de sys­tèmes de com­mande et de réglage.

2 Ils sont ha­bil­ités à trans­mettre les don­nées en­re­gis­trées au moy­en de sys­tèmes de mesure sans le con­sente­ment des per­sonnes con­cernées, aux per­sonnes suivantes:

a.
pro­fils de la per­son­nal­ité et don­nées per­son­nelles sous une forme pseud­onymisée ou agrégée ap­pro­priée: aux ac­teurs visés à l’art. 8, al. 3;
b.
in­form­a­tions re­l­at­ives au dé­cod­age des pseud­onymes: aux fourn­is­seurs d’én­er­gie des con­som­mateurs fin­aux con­cernés.

3 Les don­nées per­son­nelles et les pro­fils de la per­son­nal­ité sont détru­its au bout de douze mois s’ils ne sont pas déter­min­ants pour le dé­compte ou an­onymisés.

4 Le ges­tion­naire de réseau relève les don­nées re­l­at­ives aux sys­tèmes de mesure in­tel­li­gents une fois par jour au plus, sauf si l’ex­ploit­a­tion du réseau né­ces­site une con­sulta­tion plus fréquente.

5 Il garantit la sé­cur­ité des don­nées des sys­tèmes de mesure, de com­mande et de réglage. À cet égard, il tient not­am­ment compte des art. 8 à 10 de l’or­don­nance du 14 juin 1993 re­l­at­ive à la loi fédérale sur la pro­tec­tion des don­nées57 ain­si que des normes et re­com­manda­tions in­ter­na­tionales édictées par les or­gan­isa­tions spé­cial­isées re­con­nues.

56 In­troduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

57 RS 235.11

Art. 9 Facturation  

À la de­mande du con­som­mateur fi­nal, le ges­tion­naire de réseau re­met la fac­ture d’util­isa­tion du réseau au fourn­is­seur d’én­er­gie. Le con­som­mateur fi­nal reste débiteur de la rémun­éra­tion.

Art. 10 Publication des informations  

Les ges­tion­naires de réseau pub­li­ent les in­form­a­tions visées à l’art. 12, al. 1, LApEl et la to­tal­ité des taxes et presta­tions fournies aux col­lectiv­ités pub­liques, au plus tard le 31 août, not­am­ment par le bi­ais d’un site In­ter­net unique, ac­cess­ible lib­re­ment.

Section 2 Accès au réseau et rémunération de l’utilisation du réseau

Art. 11 Accès au réseau pour les consommateurs finaux  

1 La con­som­ma­tion an­nuelle des douze mois précéd­ant le derni­er relevé ef­fec­tué est déter­min­ante pour fix­er le droit d’ac­cès au réseau des con­som­mateurs fin­aux. La con­som­ma­tion an­nuelle est la somme de l’én­er­gie élec­trique qu’un con­som­mateur fi­nal soutire ou produit lui-même par site de con­som­ma­tion et par an­née. Le site de con­som­ma­tion est le lieu d’activ­ité d’un con­som­mateur fi­nal qui con­stitue une unité économique et géo­graph­ique et qui présente sa propre con­som­ma­tion an­nuelle ef­fect­ive, in­dépen­dam­ment du nombre de ses points d’in­jec­tion et de soutirage.

2 Les con­som­mateurs fin­aux qui ont une con­som­ma­tion an­nuelle d’au moins 100 MWh et qui ne soutirent pas d’élec­tri­cité sur la base d’un con­trat écrit de fourniture in­di­viduel peuvent in­diquer jusqu’au 31 oc­tobre au ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion de leur zone de desserte qu’ils en­tend­ent faire us­age de leur droit d’ac­cès au réseau à partir du 1er jan­vi­er de l’an­née suivante. Pour le ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion, l’ob­lig­a­tion de fourniture au sens de l’art. 6 LApEl devi­ent al­ors défin­it­ive­ment caduque.

3 Si un con­som­mateur fi­nal ay­ant une con­som­ma­tion an­nuelle es­timée à au moins 100 MWh doit être nou­velle­ment rac­cordé au réseau de dis­tri­bu­tion, il in­dique au ges­tion­naire du réseau deux mois av­ant la mise en ser­vice de son rac­cor­de­ment s’il en­tend faire us­age de son droit d’ac­cès au réseau.

4 Les con­som­mateurs fin­aux reliés à un réseau de dis­tri­bu­tion fine de peu d’éten­due au sens de l’art. 4, al. 1, let. a, LApEl, dis­posent eux aus­si du droit d’ac­cès au réseau si leur con­som­ma­tion an­nuelle est d’au moins 100 MWh. Les parties con­cernées con­vi­ennent des mod­al­ités d’util­isa­tion de ces lignes élec­triques.

Art. 12 Coûts d’exploitation imputables  

158

2 Les ges­tion­naires de réseau fix­ent des dir­ect­ives trans­par­entes, uni­formes et non dis­crim­in­atoires sur la man­ière de déter­miner les coûts d’ex­ploit­a­tion.

58 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, avec ef­fet au 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 13 Coûts de capital imputables  

1 Les ges­tion­naires de réseau fix­ent, dans des dir­ect­ives trans­par­entes et non dis­crim­in­atoires, des règles ré­gis­sant les durées d’util­isa­tion uni­formes et ap­pro­priées des différentes in­stall­a­tions et de leurs com­posants.

2 Les amor­t­isse­ments compt­ables an­nuels cal­culés ré­sul­tent des coûts d’ac­quis­i­tion ou de fab­ric­a­tion des in­stall­a­tions existantes avec un amor­t­isse­ment linéaire sur une péri­ode d’util­isa­tion don­née, jusqu’à la valeur zéro. Seuls sont con­sidérés comme coûts d’ac­quis­i­tion ou de fab­ric­a­tion les coûts de con­struc­tion des in­stall­a­tions con­cernées.

3 Le cal­cul des in­térêts an­nuels des valeurs pat­ri­mo­niales né­ces­saires à l’ex­ploit­a­tion des réseaux obéit aux règles qui suivent.

a.
Peuvent compt­er comme valeurs pat­ri­mo­niales né­ces­saires à l’ex­ploit­a­tion des réseaux, au max­im­um:
1.
les valeurs résidu­elles à l’achat ou à la fab­ric­a­tion des in­stall­a­tions existantes ré­sult­ant des amor­t­isse­ments au sens de l’al. 2 à la fin de l’ex­er­cice; et
2.
le cap­it­al de roul­e­ment net né­ces­saire à l’ex­ploit­a­tion.
b.59
Le taux d’in­térêt cal­culé cor­res­pond au coût moy­en pondéré du cap­it­al in­vesti (Weighted Av­er­age Cost of Cap­it­al, WACC).

3bis Le Dé­parte­ment fédéral de l’en­viron­nement, des trans­ports, de l’én­er­gie et de la com­mu­nic­a­tion (DE­TEC) fixe le WACC chaque an­née con­formé­ment aux dis­posi­tions de l’an­nexe 1.60

4 Si, ex­cep­tion­nelle­ment, il n’est plus pos­sible de déter­miner les coûts d’ac­quis­i­tion ou de fab­ric­a­tion des in­stall­a­tions, il faut les cal­culer comme suit: les coûts de re­m­place­ment sont déter­minés de man­ière trans­par­ente sur la base d’in­dices des prix of­fi­ciels et ap­pro­priés, rétro­act­ive­ment à la date d’ac­quis­i­tion ou de fab­ric­a­tion. Les coûts déjà fac­turés d’ex­ploit­a­tion ou de cap­it­al des valeurs pat­ri­mo­niales né­ces­saires à l’ex­ploit­a­tion doivent être dé­duits. Dans tous les cas, seule entre en con­sidéra­tion la valeur d’une in­stall­a­tion com­par­able. 20 % de la valeur ain­si cal­culée doivent être dé­duits.61

59 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vi­gueur depuis le 1er mars 2013 (RO 2013559).

60 In­troduit par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vi­gueur depuis le 1er mars 2013 (RO 2013559).

61 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2009 (RO 2008 6467).

Art. 13a Coûts imputables des systèmes de mesure, de commande et de réglage 62  

Sont con­sidérés comme im­put­ables:

a.
les coûts de cap­it­al et d’ex­ploit­a­tion des sys­tèmes de mesure visés dans la présente or­don­nance;
b.63
les coûts de cap­it­al et d’ex­ploit­a­tion des sys­tèmes de com­mande et de réglage util­isés en vertu de l’art. 8c, y com­pris la rétri­bu­tion ver­sée (art. 8c, al. 1, let. c).

62 In­troduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

63 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 13b Coûts imputables des mesures novatrices pour des réseaux intelligents 64  

1 Sont con­sidérés comme mesur­es novatrices pour des réseaux in­tel­li­gents le fait de test­er ou d’util­iser des méthodes et des produits novateurs is­sus de la recher­che et du dévelop­pe­ment en vue d’aug­menter à l’avenir la sé­cur­ité, la per­form­ance ou l’ef­fica­cité du réseau.

2 Les coûts im­put­ables de tell­es mesur­es peuvent al­ler jusqu’à 1 % au max­im­um des coûts d’ex­ploit­a­tion et de cap­it­al que le ges­tion­naire de réseau peut im­puter pour l’an­née con­cernée, à con­cur­rence des pla­fonds an­nuels suivant:

a.
un mil­lion de francs pour les mesur­es novatrices de la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port, et
b.
500 000 francs pour les mesur­es novatrices des autres ex­ploit­ants du réseau.

3 Les ges­tion­naires de réseau réper­tori­ent leurs mesur­es novatrices et pub­li­ent cette doc­u­ment­a­tion. Ils décriv­ent not­am­ment le pro­jet, la méthode util­isée, les util­isa­tions prévues et con­crét­isées ain­si que les frais. L’El­Com peut fix­er des ex­i­gences min­i­males.

64 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 13c Coûts imputables des mesures de sensibilisation dans le domaine de la réduction de la consommation 65  

1 Sont con­sidérés comme coûts im­put­ables des mesur­es de sens­ib­il­isa­tion dans le do­maine de la ré­duc­tion de la con­som­ma­tion les coûts oc­ca­sion­nés au ges­tion­naire du réseau de dis­tri­bu­tion par le fait qu’il traite les don­nées des con­som­mateurs fin­aux de sa zone de desserte de man­ière à per­mettre à ces derniers de com­parer leur con­som­ma­tion d’élec­tri­cité in­di­vidu­elle sur différentes péri­odes à celle d’autres con­som­mateurs fin­aux présent­ant sim­il­aires ca­ra­ctéristiques de con­som­ma­tion.

2 Les coûts de ce type de mesure sont con­sidérés comme coûts d’ex­ploit­a­tion im­put­ables du ges­tion­naire de réseau pour l’an­née con­cernée à hauteur de 0,5 % au max­im­um, mais ne peuvent ex­céder la somme de 250 000 francs par an­née.

65 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 13d Coûts imputables des mesures d’information et de l’information du public 66  

1 Sont con­sidérés comme coûts im­put­ables des mesur­es d’in­form­a­tion les coûts oc­ca­sion­nés au ges­tion­naire de réseau par la mise à dis­pos­i­tion d’in­form­a­tions con­cernant un pro­jet visé à l’art. 15, al. 3bis, let. b, LApEl, not­am­ment son ampleur, sa né­ces­sité et son calendrier ain­si que son im­pact prob­able sur l’en­viron­nement, le ter­ritoire et les per­sonnes con­cernées, si ces dernières en ont be­soin pour se faire une opin­ion ou pour par­ti­ciper à la procé­dure.

2 Sont con­sidérés comme coûts im­put­ables de l’in­form­a­tion du pub­lic les émolu­ments per­çus auprès des ges­tion­naires de réseau par l’OFEN pour les tâches can­tonales d’in­form­a­tion du pub­lic visées à l’art. 6b.

3 Les coûts im­put­ables en ap­plic­a­tion du présent art­icle sont af­fectés aux coûts d’ex­ploi­ta­tion et de cap­it­al con­formé­ment aux prin­cipes énon­cés aux art. 12 et 13.

66 In­troduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 14 Utilisation transfrontalière du réseau  

1 Pour le cal­cul des coûts liés aux fournitures trans­front­alières au sens de l’art. 16 LApEl, les régle­ment­a­tions in­ter­na­tionales sont réser­vées.

2 Les re­cettes proven­ant de l’util­isa­tion trans­front­alière du réseau de trans­port dans le cadre de la com­pens­a­tion entre ges­tion­naires européens de réseaux de trans­port («Inter-Trans­mis­sion Sys­tem Op­er­at­or-Com­pens­a­tion», ITC) doivent être af­fectées in­té­grale­ment à la couver­ture des coûts im­put­ables du réseau de trans­port, après dé­duc­tion de la taxe de sur­veil­lance visée à l’art. 28 LApEl.

3 Lors du cal­cul des re­cettes visées à l’al. 2, seuls peuvent être dé­duits les manques à gag­n­er qui ne sont pas im­put­ables à une cause déter­minée ou qui ré­sul­tent d’une ex­cep­tion port­ant sur l’ac­cès au réseau pour les ca­pa­cités mises en ser­vice au niveau du réseau de trans­port trans­front­ali­er (art. 17, al. 6, LApEl). Les autres manques à gag­n­er sont fac­turés à ceux qui les ont oc­ca­sion­nés, con­formé­ment à l’art. 15, al. 1, let. c.

Art. 15 Imputation des coûts du réseau de transport  

1 La so­ciété na­tionale du réseau de trans­port fac­ture in­di­vidu­elle­ment:

a.
aux ges­tion­naires de réseau et aux con­som­mateurs fin­aux rac­cordés dir­ecte­ment au réseau de trans­port, les coûts de com­pens­a­tion des pertes et de fourniture d’én­er­gie réact­ive qu’ils ont oc­ca­sion­nés;
b.
aux groupes-bil­an, les coûts de l’én­er­gie d’ajustement (y com­pris les parts de réserve de puis­sance pour les réglages secondaire et ter­ti­aire) et de la ges­tion du pro­gramme pré­vi­sion­nel qu’ils ont oc­ca­sion­nés;
c.
à ceux qui ont oc­ca­sion­né des manques à gag­n­er dans l’util­isa­tion trans­front­alière du réseau, le mont­ant cor­res­pond­ant. Le DE­TEC peut pré­voir des règles dérog­atoires pour l’oc­troi des ex­cep­tions visées à l’art. 17, al. 6, LApEl.

2 Elle fac­ture aux ges­tion­naires de réseau et aux con­som­mateurs fin­aux rac­cordés dir­ecte­ment au réseau de trans­port, en pro­por­tion de l’én­er­gie élec­trique soutirée par les con­som­mateurs fin­aux:

a.67
les coûts de ges­tion des sys­tèmes, de ges­tion des mesur­es, de ca­pa­cité de dé­mar­rage autonome et de fonc­tion­nement en îlot­age des équipe­ments pro­duc­teurs, de main­tien de la ten­sion, de réglage primaire, ain­si que les parts de réserve de puis­sance pour les réglages secondaire et ter­ti­aire qui ne peuvent être im­putés à un groupe-bil­an. Leur mont­ant max­im­um est fixé chaque an­née par l’El­Com;
b.68
les coûts des ren­force­ments du réseau né­ces­saires à l’in­jec­tion d’én­er­gie élec­trique proven­ant des in­stall­a­tions visées aux art. 15 et 19 LEne69;
c.70

3 Elle fac­ture aux con­som­mateurs fin­aux et aux ges­tion­naires de réseau rac­cordés dir­ecte­ment au réseau de trans­port le solde des coûts im­put­ables ain­si que les taxes et presta­tions fournies aux col­lectiv­ités pub­liques; ces élé­ments sont fac­turés de man­ière non dis­crim­in­atoire et à un tarif uni­forme dans la zone de réglage Suisse:

a.
à hauteur de 30 % selon l’én­er­gie élec­trique soutirée par les con­som­mateurs fin­aux rac­cordés dir­ecte­ment au réseau de trans­port et par tous les con­som­mateurs fin­aux rac­cordés aux réseaux des niveaux in­férieurs;
b.
à hauteur de 60 % selon la moy­enne an­nuelle des puis­sances men­suelles max­i­m­ales ef­fect­ives que chaque con­som­mateur fi­nal rac­cordé dir­ecte­ment et chaque réseau de niveau in­férieur de­mande au réseau de trans­port;
c.
à hauteur de 10 % selon un tarif de base fixe pour chaque point de soutirage du réseau de trans­port.

67 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2009 (RO 2008 6467).

68 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

69 RS 730.0

70 Ab­ro­gée par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec ef­fet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 16 Imputation des coûts du réseau de distribution  

1 Les coûts im­put­ables qui ne sont pas fac­turés in­di­vidu­elle­ment, les taxes et les presta­tions fournies aux col­lectiv­ités pub­liques ain­si que la par­ti­cip­a­tion à un réseau de niveau supérieur sont im­putés aux con­som­mateurs fin­aux et aux ges­tion­naires de réseau rac­cordés dir­ecte­ment au réseau con­cerné, de la façon suivante:

a.
à hauteur de 30 % selon l’én­er­gie élec­trique soutirée par les con­som­mateurs fin­aux rac­cordés dir­ecte­ment au réseau de trans­port et par tous les con­som­mateurs fin­aux rac­cordés aux réseaux des niveaux in­férieurs;
b.
à hauteur de 70 % selon la moy­enne an­nuelle des puis­sances men­suelles max­i­m­ales ef­fect­ives que le con­som­mateur fi­nal rac­cordé dir­ecte­ment et les réseaux des niveaux in­férieurs de­mandent au réseau de niveau supérieur.

2 La rémun­éra­tion per­çue pour l’util­isa­tion du réseau ne doit pas dé­pass­er, pour chaque niveau de réseau, les coûts im­put­ables ain­si que les taxes et presta­tions fournies aux col­lectiv­ités pub­liques de ce niveau de réseau.

3 Si un réseau de dis­tri­bu­tion subit des sur­coûts dis­pro­por­tion­nés du fait du rac­cor­de­ment ou de l’ex­ploit­a­tion d’équipe­ments pro­duc­teurs, ces sur­coûts ne doivent pas être as­similés aux coûts du réseau, mais sup­portés dans une mesure rais­on­nable par les pro­duc­teurs.

Art. 17 Imputation des coûts entre réseaux et détermination de la puissance maximale  

Les ges­tion­naires de réseau fix­ent des dir­ect­ives trans­par­entes et non dis­crim­in­atoires qui ré­gis­sent l’im­puta­tion des coûts entre les réseaux de même niveau dir­ecte­ment reliés entre eux et la déter­min­a­tion uni­forme de la moy­enne an­nuelle de puis­sance max­i­m­ale men­suelle ef­fect­ive.

Art. 18 Tarifs d’utilisation du réseau 71  

1 Il in­combe aux ges­tion­naires de réseau de fix­er les tarifs d’util­isa­tion du réseau.

2 Au sein d’un niveau de ten­sion, les con­som­mateurs fin­aux qui présen­tent des pro­fils de soutirage sim­il­aires for­ment un groupe de cli­ents. Aux niveaux de ten­sion in­férieurs à 1 kV, les con­som­mateurs fin­aux, dont les bi­ens-fonds sont util­isés à l’an­née et dont la con­som­ma­tion an­nuelle est in­férieure ou égale à 50 MWh, ap­par­tiennent au même groupe de cli­ents (groupe de cli­ents de base).

3 Les ges­tion­naires de réseau doivent pro­poser aux con­som­mateurs fin­aux du groupe de cli­ents de base un tarif d’util­isa­tion du réseau présent­ant une com­posante de trav­ail (ct./kWh) non dé­gress­ive de 70 % au min­im­um.

4 Ils peuvent leur pro­poser en sus d’autres tarifs d’util­isa­tion du réseau; aux con­som­mateurs fin­aux avec mesure de puis­sance, ils peuvent égale­ment pro­poser des tarifs d’util­isa­tion du réseau présent­ant une com­posante de trav­ail (ct./kWh) non dé­gress­ive in­férieure à 70 %.

71 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 19 Efficacité comparée, vérification des tarifs d’utilisation du réseau et des tarifs d’électricité  

1 En vue de véri­fi­er les tarifs et les rémun­éra­tions pour l’util­isa­tion du réseau ain­si que les tarifs d’élec­tri­cité, l’El­Com com­pare les niveaux d’ef­fica­cité des ges­tion­naires de réseau. Elle col­labore pour cela avec les mi­lieux con­cernés. Elle tient compte des différences struc­turelles sur lesquelles les en­tre­prises n’ont pas de prise et de la qual­ité de l’ap­pro­vi­sion­nement. Dans la com­parais­on des coûts im­put­ables, elle prend égale­ment en con­sidéra­tion le de­gré d’amor­t­isse­ment. Son ap­pré­ci­ation in­tè­gre des valeurs de référence in­ter­na­tionales.

2 Elle or­donne la com­pens­a­tion, par ré­duc­tion tari­faire, des gains in­jus­ti­fiés dus à des tarifs d’util­isa­tion du réseau ou à des tarifs d’élec­tri­cité trop élevés.

Section 3 Congestions dans les fournitures transfrontalières, exceptions portant sur l’accès au réseau et le calcul des coûts de réseau imputables

Art. 20 Mise en œuvre de la réglementation des priorités pour les fournitures transfrontalières 72  

La so­ciété na­tionale du réseau de trans­port présente un rap­port à l’El­Com sur la mise en œuvre de la régle­ment­a­tion des pri­or­ités prévue à l’art. 17, al. 2, LApEl et lui fait une pro­pos­i­tion con­forme à l’art. 17, al. 5, LApEl pour l’af­fect­a­tion des re­cettes.

72 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 30 août 2017, en vi­gueur depuis le 1er oct. 2017 (RO 2017 5001).

Art. 21 Exceptions portant sur l’accès au réseau et le calcul des coûts de réseau imputables  

1 Sur pro­pos­i­tion de la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port, le DE­TEC élabore des règles trans­par­entes et non dis­crim­in­atoires pour l’oc­troi d’ex­cep­tions au sens de l’art. 17, al. 6, LApEl.

2 L’El­Com statue par dé­cision sur l’oc­troi d’ex­cep­tions.

Chapitre 4 Services-système et groupes-bilan

Art. 22 Services-système  

1 Lor­squ’elle ne les fournit pas elle-même, la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port se pro­cure les ser­vices-sys­tème au moy­en d’une procé­dure axée sur le marché, non dis­crim­in­atoire et trans­par­ente.

2 Elle fixe les prix des ser­vices-sys­tème de façon à en couv­rir les coûts. Si leur vente génère un bénéfice ou un dé­fi­cit, le mont­ant en sera pris en compte dans le cal­cul des coûts au sens de l’art. 15, al. 2, let. a.

3 Les ren­force­ments de réseau qui sont né­ces­saires pour les in­jec­tions d’én­er­gie élec­trique proven­ant des in­stall­a­tions visées aux art. 15 et 19 LEne73 font partie des ser­vices-sys­tème de la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port.74

4 Les in­dem­nités pour les ren­force­ments de réseau visés à l’al. 3 sont sou­mises à l’ap­prob­a­tion de l’El­Com.

5 La so­ciété na­tionale du réseau de trans­port in­dem­nise le ges­tion­naire de réseau pour les ren­force­ments visés à l’al. 3 en se fond­ant sur l’ap­prob­a­tion de l’El­Com.

6 Elle fait rap­port an­nuelle­ment à l’El­Com sur les ser­vices-sys­tème ef­fect­ive­ment fournis et sur l’im­puta­tion de leurs coûts.

73 RS 730.0

74 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 23 Groupes-bilan  

1 Tous les points d’in­jec­tion et de soutirage at­tribués à un groupe-bil­an doivent se trouver dans la zone de réglage Suisse. Tout point d’in­jec­tion ou de soutirage doit être at­tribué à un seul groupe-bil­an.

2 La so­ciété na­tionale du réseau de trans­port fixe dans des dir­ect­ives les ex­i­gences min­i­males ap­plic­ables aux groupes-bil­an, selon des critères trans­par­ents et non dis­crim­in­atoires. Elle le fait en ten­ant compte des be­soins des petits groupes-bil­an.

3 Elle passe un con­trat avec chaque groupe-bil­an.

4 Chaque groupe-bil­an doit désign­er un par­ti­cipant (re­spons­able de groupe-bil­an) qui le re­présente vis-à-vis de la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port et vis-à-vis des tiers.

575

75 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 2 déc. 2016, avec ef­fet au 1er janv. 2017 (RO 2016 4629).

Art. 24 Groupe-bilan pour les énergies renouvelables 76  

1 L’OFEN désigne le re­spons­able du groupe-bil­an pour les én­er­gies ren­ou­velables après con­sulta­tion de la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port.

2 Le re­spons­able du groupe-bil­an pour les én­er­gies ren­ou­velables édicte des dir­ect­ives trans­par­entes et non dis­crim­in­atoires ré­gis­sant l’in­jec­tion d’élec­tri­cité au prix de de référence de marché visé aux art. 14, al. 1, et 105, al. 1, OEn­eR77.78 Ces dir­ect­ives sont sou­mises à l’ap­prob­a­tion de l’OFEN.

3 Il ét­ablit des pro­grammes pré­vi­sion­nels et les com­mu­nique à la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port.

4 Le re­spons­able du groupe-bil­an pour les én­er­gies ren­ou­velables de­mande à l’OFEN que les coûts in­évit­ables de l’én­er­gie d’ajustement de son groupe-bil­an et ses coûts d’ex­écu­tion soi­ent pris en charge par le fonds al­i­menté par le sup­plé­ment per­çu sur le réseau.

76 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

77 RS 730.03

78 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vi­gueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2022 (RO 2019 1381).

Art. 24a et 24b79  

79 In­troduits par le ch. I de l’O du 2 déc. 2016 (RO 2016 4629). Ab­ro­gés par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec ef­fet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 25 Attribution des points d’injection 80  

1 Les points d’in­jec­tion dont la puis­sance de rac­cor­de­ment ne dé­passe pas 30 kVA, où le cour­ant est re­pris au prix de référence de marché visé aux art. 14, al. 1, et 105, al. 1, OEn­eR81 et qui ne sont pas équipés d’un dis­pos­i­tif de mesure de la courbe de charge avec trans­mis­sion auto­matique des don­nées ou d’un sys­tème de mesure in­tel­li­gent, ain­si que les points d’in­jec­tion où le cour­ant est re­pris au sens de l’art. 73, al. 4, LEne82, sont at­tribués, à hauteur de l’élec­tri­cité re­prise, au groupe-bil­an qui al­i­mente les con­som­mateurs fin­aux de l’aire de réseau cor­res­pond­ante.

2 Les points d’in­jec­tion où le cour­ant est re­pris au prix de référence du marché à des in­stall­a­tions d’une puis­sance in­férieure à 100 kW (art. 14, al. 1, OEn­eR) ou à des in­stall­a­tions d’une puis­sance égale ou supérieure à 100 kW mais in­férieure à 500 kW qui reçoivent déjà une rétri­bu­tion selon l’an­cien droit et qui sont équipés d’un dis­pos­i­tif de mesure de la courbe de charge avec trans­mis­sion auto­matique des don­nées ou d’un sys­tème de mesure in­tel­li­gent sont at­tribués, à hauteur de l’élec­tri­cité re­prise, au groupe-bil­an pour les én­er­gies ren­ou­velables.83

80 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

81 RS 730.03

82 RS 730.0

83 Nou­velle ten­eur selon le ch. III de l’O du 23 oct. 2019, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2020 (RO 2019 3479).

Art. 26 Énergie de réglage et d’ajustement  

1 Pour les be­soins d’én­er­gie de réglage, la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port donne la préférence à l’élec­tri­cité is­sue d’én­er­gies ren­ou­velables.

2 Lor­sque la tech­nique le per­met, l’én­er­gie de réglage peut être ac­quise en-de­hors des frontières na­tionales.

3 Si un pro­duc­teur dont l’in­stall­a­tion in­jecte de l’élec­tri­cité selon l’art. 15 LEne84 ou au prix de référence de marché visé aux art. 14, al. 1, et 105, al. 1, OEn­eR85, vend tout ou partie de l’élec­tri­cité livrée physique­ment à la so­ciété na­tionale du réseau de trans­port en tant qu’én­er­gie de réglage, il n’ob­tient pour cette élec­tri­cité aucune rétri­bu­tion selon l’art. 15 LEne ni le prix de marché de référence visé à l’art. 25, al. 1, let. b, OEn­eR.86

84 RS 730.0

85 RS 730.03

86 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Chapitre 4a Informations relatives au marché de gros de l’électricité87

87 Introduit par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur depuis le 1er juil. 2013 (RO 2013559).

Art. 26a Devoir d’information  

1 Quiconque a son siège ou son dom­i­cile en Suisse, par­ti­cipe à un marché de gros de l’élec­tri­cité dans l’UE et est tenu, en vertu du règle­ment (UE) no 1227/201188, de fournir des in­form­a­tions aux autor­ités de l’UE ou des États membres, doit com­mu­niquer, sim­ul­tané­ment et sous la même forme, les mêmes in­form­a­tions à l’El­Com.

2 Doivent not­am­ment être fournies à l’El­Com les in­dic­a­tions con­cernant:

a.
les trans­ac­tions de produits de gros;
b.
la ca­pa­cité, la dispon­ib­il­ité, l’in­dispon­ib­il­ité et l’util­isa­tion des in­stall­a­tions pour la pro­duc­tion et le trans­port d’élec­tri­cité.

3 Doivent en outre être fournies à l’El­Com les in­form­a­tions priv­ilé­giées qui ont été pub­liées sur la base du règle­ment (UE) no 1227/2011. L’El­Com peut fix­er le mo­ment auquel ces don­nées doivent lui être fournies.

4 La rais­on so­ciale ou le nom, la forme jur­idique ain­si que le siège ou le dom­i­cile doivent égale­ment être com­mu­niqués à l’El­Com. Il est pos­sible de com­mu­niquer, en lieu et place de ces in­dic­a­tions, les don­nées re­quises dans l’UE pour l’en­re­gis­trement en vertu du règle­ment (UE) no 1227/2011.

5 L’El­Com peut autor­iser des ex­cep­tions au devoir d’in­form­a­tion, not­am­ment lor­squ’on peut con­sidérer que les don­nées en ques­tion sont d’une im­port­ance mar­ginale pour les marchés de l’élec­tri­cité.

6 Sont con­sidérés comme produits de gros, in­dépen­dam­ment du fait qu’ils soi­ent né­go­ciés à la bourse ou d’une autre man­ière:

a.
les con­trats con­cernant le trans­port et la fourniture d’élec­tri­cité n’im­pli­quant pas dir­ecte­ment son util­isa­tion par des con­som­mateurs fin­aux;
b.
les produits dérivés con­cernant la pro­duc­tion, le com­merce, la liv­rais­on et le trans­port d’élec­tri­cité.

88 R (UE) no 1227/2011 du Par­le­ment européen et du Con­seil du 25 oct. 2011 con­cernant l’in­té­grité et la trans­par­ence du marché de gros de l’én­er­gie (RE­MIT), ver­sion du JO L 326 du 8.12.2011, p. 1.

Art. 26b Traitement par l’ElCom  

1 L’El­Com peut traiter les don­nées qu’elle a reçues des per­sonnes sou­mises au devoir d’in­form­a­tion.

2 Elle déter­mine quand elles sont fournies pour la première fois.

Art. 26c Système d’information  

1 L’El­Com ex­ploite pour les don­nées un sys­tème d’in­form­a­tion struc­turé selon l’art. 26a, al. 2, let. a et b, al. 3 et 4.

2 Elle as­sure la sé­cur­ité d’ex­ploit­a­tion du sys­tème et garantit, par des moy­ens tech­niques et or­gani­sation­nels, la pro­tec­tion des don­nées contre tout ac­cès non autor­isé.

3 Elle con­serve les don­nées aus­si longtemps qu’elle en a be­soin, mais pendant dix ans au max­im­um à compt­er de la date où elles ont été fournies. Elle les pro­pose en­suite aux Archives fédérales. Les don­nées que les Archives fédérales con­sidèrent comme dé­pour­vues de valeur archiv­istique sont ef­facées.

Chapitre 5 Dispositions finales

Section 1 Exécution

Art. 27  

1 L’OFEN ex­écute l’or­don­nance dans la mesure où l’ex­écu­tion ne relève pas d’une autre autor­ité.

2 Il édicte les pre­scrip­tions tech­niques et ad­min­is­trat­ives né­ces­saires.

3 Il fait rap­port au Con­seil fédéral à in­ter­valles réguli­ers, mais au plus tard quatre ans après l’en­trée en vi­gueur de l’or­don­nance, sur l’op­por­tun­ité, l’ef­fica­cité et le ca­ra­ctère économique des mesur­es prévues dans la LApEl et dans l’or­don­nance.

4 Av­ant d’édicter des dir­ect­ives au sens des art. 3, al. 1 et 2, 7, al. 2, 8, al. 2, 8b, 12, al. 2, 13, al. 1, 17 et 23, al. 2, les ges­tion­naires de réseau con­sul­tent en par­ticuli­er les re­présent­ants des con­som­mateurs fin­aux et des pro­duc­teurs. Ils pub­li­ent les dir­ect­ives sur un site in­ter­net unique lib­re­ment ac­cess­ible. S’ils ne peuvent pas s’en­tendre en temps utile sur les dir­ect­ives à ad­op­ter ou si celles-ci ne sont pas ap­pro­priées, l’OFEN peut fix­er des dis­pos­i­tions d’ex­écu­tion dans les do­maines con­cernés.89

5 L’art. 67 LEne90 est ap­plic­able par ana­lo­gie au re­cours à des or­gan­isa­tions privées.91

89 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

90 RS 730.0

91 Nou­velle ten­eur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vi­gueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Section 2 Modification du droit actuel

Art. 28  

La modi­fic­a­tion du droit en vi­gueur est réglée en an­nexe.

Section 3 Dispositions transitoires

Art. 2992  

92 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec ef­fet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 30 Adaptation des contrats existants  

1 Les dis­pos­i­tions qui fig­urent dans les con­trats en vi­gueur et qui contre­vi­ennent aux pre­scrip­tions sur l’ac­cès au réseau ou sur la rémun­éra­tion de son util­isa­tion ne sont pas val­ables.

2 Si l’in­valid­ité des dis­pos­i­tions con­trac­tuelles qui ne sont plus con­formes au droit en­traîne des désav­ant­ages dis­pro­por­tion­nés pour l’une des parties au con­trat, cette partie peut ex­i­ger une com­pens­a­tion, monétaire ou autre.

Art. 31 Recettes provenant des procédures d’attribution répondant aux règles du marché  

L’util­isa­tion des re­cettes proven­ant de procé­dures d’at­tri­bu­tion axées sur les règles du marché au sens de l’art. 32 LApEl est sou­mise à l’autor­isa­tion de l’El­Com. La pro­pos­i­tion visée à l’art. 20, al. 1, doit faire état des autres coûts à as­sumer sur le réseau de trans­port et ex­pli­quer dans quelle mesure ils ne sont pas couverts par la rémun­éra­tion per­çue pour l’util­isa­tion du réseau.

Section 4 Dispositions transitoires relatives à la modification 12 décembre 200893

93 Introduite par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vigueur depuis le 1er janv. 2009 (RO 2008 6467).

Art. 31a Taux d’intérêt des valeurs patrimoniales nécessaires à l’exploitation et facteur de correction  

1 Pour la péri­ode 2009 à 2013, le taux d’in­térêt des valeurs pat­ri­mo­niales né­ces­saires à l’ex­ploit­a­tion des in­stall­a­tions mises en ser­vice av­ant le 1er jan­vi­er 2004 est in­férieur d’un point au taux d’in­térêt défini à l’art. 13, al. 3, let. b. Le taux d’in­térêt visé à l’art 13, al. 3, let. b, s’ap­plique aux in­ves­t­isse­ments ef­fec­tués dans de tell­es in­stall­a­tions après le 31 décembre 2003.

2 Les ex­ploit­ants des in­stall­a­tions visées à l’al. 1 qui n’ont pas été réé­valuées ou qui ont été amort­ies sur une durée d’util­isa­tion, uni­forme et ap­pro­priée fixée en vertu de l’art. 13, al. 1, ou qui ont été amort­ies de façon linéaire sur une péri­ode plus longue peuvent de­mander à l’El­Com que le taux d’in­térêt sans la ré­duc­tion prévue à l’al. 1 leur soit ap­pli­qué.

3 Si la rémun­éra­tion de l’util­isa­tion du réseau pour l’an­née 2009 est in­férieure à la rémun­éra­tion per­çue pour l’util­isa­tion du réseau en 2008, l’El­Com peut autor­iser l’ap­plic­a­tion à l’an­née 2009 de la rémun­éra­tion per­çue pour l’util­isa­tion du réseau en 2008.

Art. 31b94  

94 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, avec ef­fet au 1er mars 2013 (RO 2013559).

Art. 31c Application des nouveaux tarifs, publication et remboursement  

1 Pour le premi­er tri­mestre 2009, les ges­tion­naires de réseau fac­turent des tarifs pré­vi­sion­nels sur la base des art. 13, 31a et 31b.

2 Ils pub­li­ent ces tarifs con­formé­ment à l’art. 10 au plus tard le 1er av­ril 2009.

3 Ils rem­boursent le plus vite pos­sible, mais au plus tard avec le dé­compte défin­i­tif émis après le 1er juil­let 2009, la différence entre les prix ef­fec­tifs et les tarifs fac­turés jusqu’à fin mars 2009.

Art. 31d Application du droit dans le temps  

1 Les art. 13, al. 4, 15, al. 2, let. a, et 31a à 31c s’ap­pli­quent aux procé­dures pendantes devant des autor­ités ou des in­stances ju­di­ci­aires à la date où ils en­trent en vi­gueur.

2 Les dé­cisions qui ont été prises par des autor­ités, et contre lesquelles aucun re­cours n’a été in­ter­jeté, peuvent être ad­aptées sur de­mande ou d’of­fice aux art. 13, al. 4, 15, al. 2, let. a, et 31a à 31c si l’in­térêt pub­lic à l’ap­plic­ab­il­ité de la présente dis­pos­i­tion prime l’in­térêt privé au main­tien de la dé­cision.

Section 4a Disposition transitoire relative à la modification du 1 novembre 201795er

95 Introduite par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Art. 31e Introduction de systèmes de mesure intelligents  

1 Les in­stall­a­tions de mesure d’une zone de desserte doivent ré­pon­dre, pour 80 % d’entre elles, aux ex­i­gences visées aux art. 8aet 8b dans les dix ans qui suivent l’en­trée en vi­gueur de la modi­fic­a­tion du 1er novembre 2017. Les 20 % d’in­stalla­tions rest­antes peuvent être util­isées aus­si longtemps que leur bon fonc­tion­nement est as­suré.

2 Pendant le délai trans­itoire visé à l’al. 1, le ges­tion­naire de réseau déter­mine la date à laquelle il souhaite équiper les con­som­mateurs fin­aux ou les pro­duc­teurs d’un sys­tème de mesure in­tel­li­gent visé aux art. 8a et 8b. Doivent dans tous les cas être équipés d’un sys­tème de mesure de ce type les ac­teurs suivants:

a.
les con­som­mateurs fin­aux qui font us­age de leur droit d’ac­cès au réseau;
b.
les pro­duc­teurs qui rac­cordent une nou­velle in­stall­a­tion de pro­duc­tion au réseau élec­trique.

3 et 496

5 Les amor­t­isse­ments ex­cep­tion­nels né­ces­saires dus au dé­mont­age d’in­stall­a­tions de mesure du ges­tion­naire de réseau non en­core en­tière­ment amort­ies sont égale­ment con­sidérés comme des coûts im­put­ables.

96 Ab­ro­gés par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, avec ef­fet au 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 31f Utilisation de systèmes de commande et de réglage intelligents pour l’exploitation du réseau  

Un ges­tion­naire de réseau qui a in­stallé et util­isé des sys­tèmes de com­mande et de réglage in­tel­li­gents chez des con­som­mateurs fin­aux av­ant l’en­trée en vi­gueur de la modi­fic­a­tion du 1er novembre 2017 peut les util­iser comme précé­dem­ment tant que le con­som­mateur fi­nal ne l’in­ter­dit pas ex­pressé­ment. Le con­som­mateur fi­nal ne peut in­ter­dire l’util­isa­tion visée à l’art. 8c, al. 6.

Art. 31g Tarifs d’utilisation du réseau  

Les tarifs d’util­isa­tion du réseau 2018 sont ré­gis par l’an­cien droit.

Art. 31h Reprise et rétribution d’électricité produite par des installations qui injectent au prix de référence  

Le groupe-bil­an pour les én­er­gies ren­ou­velables, les autres groupes-bil­an et les ges­tion­naires de réseau doivent repren­dre et rétribuer con­formé­ment à l’an­cien droit et jusqu’au 31 décembre 2018 l’élec­tri­cité proven­ant d’in­stall­a­tions qui in­jectent au prix de marché de référence visé aux art. 14, al. 1, ou 105, al. 1, OEn­eR97.

Section 4b Dispositions transitoires relatives à la modification du 3 avril 201998

98 Introduite par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019 (RO 2019 1381).

Art. 31i Transfert des départs  

1 La so­ciété na­tionale du réseau de trans­port trans­fère les dé­parts as­sur­ant la li­ais­on avec une cent­rale nuc­léaire qui sont en sa pos­ses­sion au mo­ment de l’en­trée en vi­gueur de la modi­fic­a­tion du 3 av­ril 2019 mais ne comptent pas au nombre des com­posants du réseau de trans­port au sens de l’art. 2, al. 2, let. d, dans les deux ans au pro­priétaire de la cent­rale, moy­en­nant in­dem­nité pleine et en­tière. L’art. 33, al. 5 et 6, LApEl s’ap­plique par ana­lo­gie à la procé­dure de trans­fert.

2 En cas d’ar­rêt défin­i­tif du fonc­tion­nement de puis­sance d’une cent­rale nuc­léaire pendant le délai trans­itoire visé à l’al. 1, le dé­part as­sur­ant la li­ais­on avec cette cent­rale ne doit plus être trans­féré.

Art. 31j99  

99 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, avec ef­fet au 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).

Art. 31k Fourniture d’électricité conformément à l’art. 6,
al. 5
bis , LApEl  

Les ges­tion­naires du réseau de dis­tri­bu­tion peuvent se prévaloir du droit de fournir de l’élec­tri­cité aux con­som­mateurs fin­aux avec ap­pro­vi­sion­nement de base selon les con­di­tions prévues à l’art. 6, al. 5bis, LApEl la première fois pour l’an­née tari­faire 2019 et la dernière fois pour l’an­née tari­faire 2022.

Section 4c Dispositions transitoires relatives à la modification du 25 novembre 2020100

100 Introduite par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).

Art. 31l

1 Le gestionnaire de réseau peut utiliser et comptabiliser dans les 80 % visés à l’art. 31e, al. 1, jusqu’à ce que leur bon fonctionnement ne soit plus garanti, les systèmes de mesure qui comportent des moyens de mesure électroniques avec mesure de la courbe de charge de l’énergie active, un système de communication avec transmission automatique des données et un système de traitement des données mais qui ne répondent pas encore aux exigences des art. 8a et 8b, si:

a.
ces systèmes ont été installés avant le 1er janvier 2018, ou que
b.
leur acquisition a débuté avant le 1er janvier 2019.

2 Tant qu’il n’est pas possible d’obtenir des systèmes de mesure répondant aux exigences des art. 8a et 8b, le gestionnaire de réseau peut utiliser, si nécessaire, des systèmes de mesure visés à l’al. 1 et les comptabiliser dans les 80 % visés à l’art. 31e, al. 1, jusqu’à ce que leur bon fonctionnement ne soit plus garanti.

3 Les coûts des installations de mesure qui ne répondent pas aux exigences des art. 8a et 8b mais qui peuvent être utilisées conformément aux al. 1 et 2 et à l’art. 31e, al. 1, 2e phrase, demeurent imputables.

4 Les dispositions de l’art. 31e sur l’introduction de systèmes de mesure intelligents sont applicables par analogie à l’utilisation de systèmes de mesure intelligents chez des agents de stockage.

5 Les dispositions de l’art. 31f sont applicables par analogie à l’utilisation de systèmes de commande et de réglage intelligents dans les installations de production et chez les agents de stockage.

6 Les systèmes de mesure intelligents qui ne permettent pas au consommateur final, au producteur ou à l’exploitant de stockage de consulter et de télécharger ses données de mesure comme prescrit à l’art. 8a, al. 1, let. a, ch. 3, et al. 2, let. c, doivent être mis à niveau dans les meilleurs délais, mais au plus tard le 30 juin 2021. Les exceptions prévues aux al. 1 et 2 demeurent réservées.

Section 5 Entrée en vigueur 101

101 Introduit par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vigueur depuis le 1er janv. 2009 (RO 2008 6467).

Art. 32 102  

1 La présente or­don­nance entre en vi­gueur le 1er av­ril 2008, sous réserve des al. 2 à 4 ci-après.

2 L’art. 11, al. 1 et 4, entre en vi­gueur le 1er jan­vi­er 2009.

3 L’art. 2, al. 2, let. d, entre en vi­gueur le 1er jan­vi­er 2010.

4103

102 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, avec ef­fet au 1er janv. 2009 (RO 2008 6467).

103 Ab­ro­gé par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec ef­fet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).

Annexe 1 104

104 Introduite par le ch. II de l’O du 30 janv. 2013 (RO 2013559). Mise à jour par le ch. I de l’O du 4 déc. 2015, en vigueur depuis le 1er janv. 2016 (RO 2015 5685).

(art. 13, al. 3bis)

Détermination du coût moyen pondéré du capital

1 Définition

1.1 Le coût moyen pondéré du capital est la somme du coût des fonds propres pondéré à raison de 40 % (taux de rendement des fonds propres) et du coût des capitaux étrangers pondéré à raison de 60 % (taux de rendement des fonds étrangers).

1.2 Les paramètres suivants constituent la base de calcul:

a.
taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres;
b.
prime de risque de marché;
c.
bêta levered;
d.
taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers;
e.
prime de risque d’insolvabilité (frais d’émission et frais d’acquisition y compris).

1.3 Pour calculer le taux de rendement des fonds propres, on additionne le taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres et le produit de la prime de risque de marché par le bêta levered.

1.4 Pour calculer le taux de rendement des fonds étrangers, on additionne le taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers et une prime de risque d’insolvabilité, y compris un taux forfaitaire pour les frais d’émission et les frais d’acquisition.

1.5 L’OFEN précise les dispositions concernant les paramètres visés au ch. 1.2.

2 Calcul et fixation annuels

2.1 L’OFEN détermine chaque année la valeur des différents paramètres et calcule sur cette base le coût moyen pondéré du capital.

2.2 Il n’est tenu compte de l’évolution du taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres, de la prime de risque de marché et du bêta unlevered (ch. 5.2) que si les valeurs limites définies sont dépassées pendant deux années consécutives, vers le haut ou vers le bas.

2.3 Il est tenu compte de l’évolution du taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers dès le moment où ce dernier dépasse, vers le haut ou vers le bas, les valeurs limites définies. La prime de risque d’insolvabilité est fixée en fonction du taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers. Si ce dernier est inférieur ou égal à 0,5 %, la prime de risque d’insolvabilité est calculée sur la moyenne des cinq années précédentes. S’il est supérieur à 0,5 %, la prime de risque d’insolvabilité est déterminée en fonction de la moyenne annuelle de l’année civile précédente.

2.4 Sur la base du calcul de l’OFEN et après avoir consulté l’ElCom, le DETEC fixe pour l’année le coût moyen pondéré du capital, qu’il publie sur Internet et dans la Feuille fédérale. Il fixe ce taux chaque année avant fin mars; il le fixe la première fois le 31 mars 2013 au plus tard pour l’année 2014.

3 Taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres

3.1 Le taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres correspond au rendement moyen des obligations de la Confédération suisse d’une durée résiduelle de dix ans (rendement d’obligations à coupon zéro) publié pour l’année civile précédente.

3.2 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent:

a.
moins de 3 %:2,5 %;
b.
de 3 à moins de 4 %:3,5 %;
c.
de 4 à moins de 5 %:4,5 %;
d.
de 5 à moins de 6 %:5,5 %;
e.
6 % ou plus:6,5 %.

3.3 Les valeurs limites (ch. 2.2) à prendre en compte pour ce paramètre sont les suivantes: 3 %, 4 %, 5 % et 6 %.

4 Prime de risque de marché

4.1 La prime de risque de marché est la différence entre le rendement du marché des actions (indice), déterminé en tant que moyenne des moyennes arithmétique et géométrique, et le rendement moyen (moyenne arithmétique) d’un placement sans risque.

4.2 La base de calcul se compose des séries de valeurs publiées depuis 1926, soit, pour le rendement du marché des actions, de l’indice des valeurs nominales des actions et, pour les placements sans risque, du rendement des obligations de la Confédération suisse d’une durée de dix ans.

4.3 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent à la prime de risque de marché:

a.
moins de 4,5 %:4,5 %;
b.
de 4,5 à moins de 5,5 %:5,0 %;
c.
5,5 % ou plus:5,5 %.

4.4 Les valeurs limites (ch. 2.2) à prendre en compte pour ce paramètre sont les suivantes: 4,5 % et 5,5 %.

5 Bêta levered

5.1 Le bêta levered est le produit du bêta unlevered et de l’effet de levier. Ce dernier résulte de la part au capital total, qui se monte respectivement à 40 % pour les fonds propres et à 60 % pour les fonds étrangers.

5.2 Le bêta unlevered est déterminé sur la base d’un groupe d’entreprises européennes comparables (Peer Group) d’approvisionnement en énergie. Les valeurs bêta du groupe d’entreprises sont établies sur une base mensuelle sur une période de trois ans. Le groupe d’entreprises fait chaque année l’objet d’une vérification et, si possible, d’une amélioration.

5.3 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent au bêta unlevered:

a.
moins de 0,25:0,2;
b.
de 0,25 à moins de 0,35:0,3;
c.
de 0,35 à moins de 0,45:0,4;
d.
de 0,45 à moins de 0,55:0,5;
e.
0,55 ou plus:0,6.

5.4 Les valeurs limites (ch. 2.2) à prendre en compte pour ce paramètre sont les suivantes: 0,25, 0,35, 0,45 et 0,55.

6 Taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers

6.1 Le taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers correspond au rendement moyen des obligations de la Confédération suisse d’une durée résiduelle de cinq ans (rendement d’obligations à coupon zéro) publié pour l’année civile précédente.

6.2 Les valeurs forfaitaires suivantes sont appliquées:

a.
moins de 0,5 %:0,50 %;
b.
de 0,5 à moins de 1,0 %:0,75 %;
c.
de 1,0 à moins de 1,5 %:1,25 %;
d.
de 1,5 à moins de 2,0 %:1,75 %;
e.
de 2,0 à moins de 2,5 %:2,25 %;
f.
de 2,5 à moins de 3,0 %:2,75 %;
g.
de 3,0 à moins de 3,5 %:3,25 %;
h.
de 3,5 à moins de 4,0 %:3,75 %;
i.
de 4,0 à moins de 4,5 %:4,25 %;
j.
de 4,5 à moins de 5,0 %:4,75 %;
k.
5,0 % ou plus:5,00 %.

6.3 Les valeurs limites (ch. 2.3) à prendre en compte pour ce paramètre sont les suivantes: 0,5 %, 1,0 %, 1,5 %, 2,0 %, 2,5 %, 3,0 %, 3,5 %, 4,0 %, 4,5 % et 5,0 %.

7 Prime de risque d’insolvabilité, frais d’émission et frais d’acquisition y compris

7.1 La prime de risque d’insolvabilité est la différence entre l’intérêt moyen des obligations d’entreprises suisses de bonne solvabilité et l’intérêt moyen des obligations sans risque (écart indiciel).

7.2 50 points de base sont imputables pour les frais d’émission et les frais d’acquisition, ce qui correspond à 0,5 %.

7.3 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent à la prime de risque d’insol­vabilité (frais d’émission et frais d’acquisition y compris):

a.
moins de 0,625 %:0,50 %;
b.
de 0,625 à moins de 0,875 %:0,75 %;
c.
de 0,875 à moins de 1,125 %:1,00 %;
d.
de 1,125 à moins de 1,375 %:1,25 %;
e.
de 1,375 à moins de 1,625 %:1,50 %;
f.
de 1,625 à moins de 1,875 %:1,75 %;
g.
1,875 % ou plus:2,00 %.

7.4 Les valeurs limites (ch. 2.3) à prendre en compte pour ce paramètre sont les suivantes: 0,625 %, 0,875 %, 1,125 %, 1,375 %, 1,625 % et 1,875 %.

8 Disposition transitoire relative à la modification du 4 décembre 2015

Pour l’année tarifaire 2016, le coût moyen pondéré du capital est déterminé en fonction de l’ancien droit.

Annexe 2 105

105 Anciennement annexe unique.

(art. 28)

Modification du droit actuel

106

106 Les mod. peuvent être consultées au RO 2008 1223.

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A: AB-EBV AB-SBV AB-VASm AdoV AEFV AETR AEV AFZFG AFZFV AHVG AHVV AIAG AIAV AIG AkkredV-PsyG ALBAG ALBAV AlgV AlkG AlkV AllergV AllgGebV AltlV AMBV AMZV AO ArG ArGV 1 ArGV 2 ArGV 3 ArGV 4 ArGV 5 ARPV ARV 1 ARV 2 ASG AStG AStV ASV ASV-RAB AsylG AsylV 1 AsylV 2 AsylV 3 AtraG AtraV ATSG ATSV AufRBGer AufzV AuLaV AVFV AVG AVIG AVIV AVO AVO-FINMA AVV AwG AWV AZG AZGV B: BankG BankV BauAV BauPG BauPV BBG BBV BDSV BEG BehiG BehiV BekV-RAB BetmG BetmKV BetmSV BetmVV-EDI BeV BevSV BewG BewV BG-HAÜ BG-KKE BGA BGBB BGCITES BGerR BGF BGFA BGG BGIAA BGLE BGMD BGMK BGRB BGS BGSA BGST BGÖ BIFG BiGV BIV-FINMA BiZG BKSG BKSV BMV BPDV BPG BPI BPR BPS BPV BSG BSO BStatG BStG BStGerNR BStGerOR BStKR BStV BSV BTrV BURV BV BVG BVV 1 BVV 2 BVV 3 BWIS BZG BöB BüG BÜPF BüV C: CartV ChemG ChemGebV ChemPICV ChemRRV ChemV CyRV CZV D: DBG DBV DBZV DesG DesV DGV DR 04 DSG DV-RAB DZV DüBV DüV E: EBG EBV EDAV-DS-EDI EDAV-EU-EDI EDAV-Ht EHSM-V EiV EKBV EleG ELG ELV EMRK EnEV EnFV EnG ENSIG ENSIV EntG EntsG EntsV EnV EOG EOV EPDG EPDV EPDV-EDI EpG EpV ERV-BVGer ESV ExpaV EÖBV EÖBV-EJPD F: FamZG FamZV FAV FDO FHG FHV FIFG FiFV FiG FiLaG FiLaV FinfraG FinfraV FinfraV-FINMA FINIG FINIV FINMAG FiV FKG FLG FLV FMBV FMedG FMedV FMG FMV FOrgV FPV FrSV FusG FV FVAV FWG FWV FZG FZV G: GaGV GBV GebR-BVGer GebR-PatGer GebV ESTV GebV SchKG GebV-AIG GebV-ArG GebV-ASTRA GebV-AVG GebV-BAFU GebV-BASPO GebV-BAZL GebV-BJ GebV-BLW GebV-EDA GebV-EDI-NBib GebV-En GebV-ESA GebV-fedpol GebV-FMG GebV-HReg GebV-IGE GebV-KG GebV-NBib GebV-Publ GebV-SBFI GebV-TPS GebV-TVD GebV-VBS GebV-öV GebV-ÜPF GeBüV GeoIG GeoIV GeoIV-swisstopo GeomV GeoNV GesBG GesBKV GGBV GGUV GgV GKZ GlG GLPV GR-PatGer GR-WEKO GRN GRS GSchG GSchV GSG GTG GUMG GUMV GUMV-EDI GVVG GüTG GüTV H: HArG HArGV HasLV HasLV-WBF HBV HELV HEsÜ HFG HFKG HFV HGVAnG HKSV HKsÜ HMG HRegV HSBBV HVA HVI HVUV HyV I: IAMV IBH-V IBLV IBSG IBSV IFEG IGE-OV IGE-PersV IGEG InvV IPFiV IPRG IQG IR-PatGer IRSG IRSV ISABV-V ISchV ISLV IStrV-EZV ISUV ISVet-V IVG IVV IVZV J: J+S-V-BASPO JSG JStG JStPO JSV K: KAG KAKV-FINMA KBFHV KEG KEV KFG KFV KG KGSG KGSV KGTG KGTV KGVV KHG KHV KJFG KJFV KKG KKV KKV-FINMA KlinV KLV KMG KMV KOV KoVo KPAV KPFV KR-PatGer KRG KRV KV-GE KVAG KVAV KVG KVV L: LAfV LBV LDV LeV LFG LFV LGBV LGeoIV LGV LIV LMG LMVV LPG LRV LSMV LSV LTrV LugÜ LV-Informationssystemeverordnung LVG LVV LVV-VBS LwG M: MAkkV MaLV MaschV MatV MAV MBV MCAV MedBG MedBV MepV MetG MetV MFV MG MIG MinLV MinVG MinVV MinöStG MinöStV MiPV MIV MiVo-HF MJV MNKPV MPV MSchG MSchV MSG MStG MStP MStV MSV MVG MVV MWSTG MWSTV N: NAFG NagV NBibG NBibV NDG NEV NFSV NHG NHV NISSG NISV NIV NSAG NSAV NSG NSV NZV NZV-BAV O: OAV-SchKG OBG OBV OHG OHV OR OrFV Org-VöB OV-BK OV-BR OV-EDA OV-EDI OV-EFD OV-EJPD OV-HFG OV-UVEK OV-VBS OV-WBF P: PAG ParlG ParlVV PartG PaRV PatG PatGG PatV PAV PAVO PAVV PBG PBV PfG PfV PG PGesV PGesV–WBF–UVEK PGRELV PhaV PHV POG PRG PrHG PrSG PrSV PRTR-V PSAV PSMV PSPV PSPV-BK PSPV-EDA PSPV-EDI PSPV-EJPD PSPV-UVEK PSPV-VBS PSPV-WBF PSPVK PsyBV PsyG PublG PublV PVBger PVFMH PVFMH-VBS PVGer PVO-ETH PVO-TVS PVSPA PVSPA-VBS PäV PüG Q: QStV QuNaV R: RAG RAV RDV ReRBGer ResV-EDI RHG RHV RKV RLG RLV RPG RPV RSD RTVG RTVV RV-AHV RVOG RVOV RöV S: SAFIG SBBG SBMV SBV SchKG SDR SDSG SebG SebV SEFV SeilV SFV SGV SIaG SIRG SKV SnAV SPBV-EJPD SpDV SpG SpoFöG SpoFöV SpV SRVG SSchG SSchV SSchV-EDI SSV StAG StAhiG StAhiV StAV StBOG STEBV StFG StFV StG StGB StHG StPO StromVG StromVV StSG StSV STUG STUV StV STVG SuG SV SVAG SVAV SVG SVKG SVV T: TabV TAMV TBDV TEVG TGBV TGV ToG ToV TPFV TrG TSchAV TSchG TSchV TSG TStG TStV TSV TUG TVAV TVSV TwwV TZV U: UIDV UraM URG URV USG UVG UVPV UVV UWG V: V Mil Pers V-ASG V-FIFG V-FIFG-WBF V-GSG V-HFKG V-LTDB V-NDA V-NISSG V-NQR-BB V-StGB-MSt VABK VABUA VAböV VAEW VAG VAK VAM VAmFD VAN VAND VAPF VAPK VASA VASm VASR VATV VATV-VBS VAusb VAusb-VBS VAV VAwG VAZV VBB VBBo VBGA VBGF VBGÖ VBKV VBLN VBO VBO-ÜPF VBP VBPO VBPV VBPV-EDA VBR I VBRK VBSTB VBVA VBVV VBWK VböV VCITES VD-ÜPF VDA VDPS VDPV-EDI VDSG VDSZ VDTI VDZV VEAGOG VEE-PW VegüV VEJ VEKF VEL VEleS VEMV VEP VerTi-V VES VEV VeVA VEVERA VeÜ-VwV VeÜ-ZSSV VFAI VFAL VFAV VFB-B VFB-DB VFB-H VFB-K VFB-LG VFB-S VFB-SB VFB-W VFBF VFD VFRR VFSD VFV VG VGD VGeK VGG VGKE VGR VGS VGSEB VGV VGVL VGWR VHK VHyMP VHyPrP VHyS VID VIL VILB VIMK VIntA VIS-NDB VISOS VISV VITH VIVS VIZBM VJAR-FSTD VKA VKKG VKKL VKKP VKL VKos VKOVE VKP VKP-KMU VKSWk VKV-FINMA VKZ VLBE VLE VLF VlG VLHb VLIb VLIp VLK VLKA VLL VLpH VLtH VlV VMAP VMBM VMDP VMILAK VMob VMS VMSch VMSV VMWG VNEK VNem VNF VOCV VOD VOEW VORA-EDI VOSA VPA VPABP VPAV VPB VPeA VPG VPGA VPiB VpM-BAFU VpM-BLW VPO ETH VPOB VPOG VPR VPRG VPRH VPrP VPS VPVKEU VR-ENSI VR-ETH 1 VR-ETH 2 VR-FINMA VR-IGE VR-METAS VR-PUBLICA VR-RAB VR-SNM VR-Swissmedic VRA VRAB VREG VRHB VRKD VRLtH VRP VRS VRSL VRV VRV-L VSA VSB VSBN VSFK VSFS VSKV-ASTRA VSL VSMS VSPA VSpoFöP VSPS VSR VSRL VSS VST VStFG VStG VStrR VStV VSV VSVB VSZV VTE VTM VTNP VTS VTSchS VtVtH VUFB VUM VUV VVA VVAG VVAwG VVE VVEA VVG VVK VVK-EDI VVMH VVNF VVS-ÜPF VVTA VVV VVWAL VWEV VWL VWLV VWS VwVG VZAE VZAG VZG VZSchB VZV VZVM VöB VüKU VÜPF VüV-ÖV W: WaG WaV WBV WeBiG WeBiV WEFV WEG WFG WFV WG WPEG WPEV WRG WRV WSchG WSchV WV WZV WZVV Z: ZAG ZAV ZBstG ZDG ZDUeV ZDV ZDV-WBF ZEBG ZentG ZeugSG ZeugSV ZEV ZG ZGB ZISG ZPO ZSAV-BiZ ZSTEBV ZStGV ZStV ZSV ZTG ZUG ZustV-PrSV ZuV ZV ZV-EFD ZWG ZWV Ü: ÜbZ ÜüAVaS ÜüiZR ÜüRK ÜüSKZGIA ÜüzAiK No acronym: 818_101_24 331 632_319 818_102 830_31 131_211 131_212 131_213 131_214 131_215 131_216_1 131_216_2 131_217 131_218 131_221 131_222_1 131_222_2 131_223 131_224_1 131_224_2 131_225 131_226 131_227 131_228 131_229 131_231 131_232 131_233 131_235 142_318 142_513 170_321 172_010_441 172_211_21 172_220_11 172_327_11 196_127_67 221_213_221 221_415 360_2 361_0 361_2 362_0 366_1 367_1 420_126 420_171 510_620_2 514_10 632_421_0 672_933_6 701 732_12 741_618 748_222_0 748_222_1 811_117_2 812_121_5 812_214_5 817_023_41 818_101_25 831_471 837_033 837_21 861 935_121_41 935_121_42 935_816_2
A: AccredO-LPsy AETR C: Caclid CC CCoop-ESF CE-TAF CEDH CL CLaH 2000 CLaH 96 CO CP CPC Cpecmdi CPM CPP Cprlsaé Crdl Crpc Cst-GE Cst. Ctflij D: DE-OCEB DE-OCF DE-OMBat DPA DPMin E: EIMP F: FITAF FP-TFB L: LA LAA LAAF LAAM LACI LAFam LAGH LAgr LAI Lalc LAM LAMal LAO LAP LApEl LAPG LAr LArm LAS LASEI LAsi LAT LAVI LAVS LB LBCF LBFA LBI LBNS LCA LCAP LCart LCBr LCC LCD LCdF LCESF LCF LCFF LChim LChP LCin LCITES LCo LCPI LCPR LCR LD LDA LDAl LDEA LDEP LDes LDFR LDI LDIF LDIP LDP LDT LDét LEAC LEAR LEaux LEC LEDPP LEEJ LEFin LEg LEH LEHE LEI LEIS LEMO LEne LEnTR LENu LEp LERI LESE LESp LET LEx LF-CLaH LF-EEA LFA LFAIE LFC LFCo LFE LFH LFIF LFINMA LFisE LFLP LFMG LFo LFORTA LFPC LFPr LFSP LFus LGG LGéo LHand LHID LHR LIA LIB LICa LIE LIFD LIFSN LIMF Limpauto Limpmin LIPI LIPPI LISDC LISint LITC LJAr LLC LLCA LLG LLGV LMAP LMC LMCFA LMP LMSI LMét LN LNI LOA LOAP LOC LOG LOGA LOP LOST LP LPA LPAP LParl LPart LPBC LPC LPCA LPCC LPCo LPD LPDS LPE LPers LPGA LPM LPMA LPMéd LPN LPO LPP LPPCi LPPS LPSan LPSP LPsy LPTh LPubl LRaP LRCF LRCN LRCS LRens LRFP LRH LRN LRNIS LRPL LRS LRTV LSA LSAMal LSC LSCPT LSE LSEtr LSF LSIA LSIP LSIS LSPr LSPro LSR LStup LSu LT LTab LTaD LTAF LTBC LTC LTEO LTF LTFB LTI LTM LTN LTo LTr LTRA LTrAlp LTrans LTrD LTro LTTM LTV LTVA Ltém LUMin LUsC LVA LVP LVPC O: O E-VERA O LERI DEFR O OFSPO J+S O pers mil O-CNC-FPr O-CP-CPM O-HEFSM O-LEHE O-LERI O-LRNIS O-OPers O-OPers-DFAE O-SI ABV O-SIGEXPA O-STAC OA 1 OA 2 OA 3 OAA OAAcc OAAE OAAE-DFJP OAAF OAAFM OAAFM-DDPS OAASF OAbCV OAC OACA OACAMIL OACata OAcCP OACE OACI OACM OACP OACS OAdd OAdma OAdo OADou OAEP OAF OAFA OAFam OAG OAGH OAGH-DFI OAgrD OAIE OAlc OAllerg OAM OAMal OAMAS OAMéd OAMédcophy OAO OAOF OAP OAPA OAPCM OApEl OARF OARF-OFT OARG OArm OAS OASA OAsc OASF OASM OASMéd OAStup OAT OAV OAVI OB OBat OBB OBCF OBI OBiG OBioc OBLF OBMa OBNP OBNS OBPL OCA OCA-DFI Ocach OCAl OCart OCBD OCBr Occd OCCEA OCCHE OCCP OCCR OCDA OCDM OCDoc OCEB OCEC OCEl-PA OCEl-PCPP OCEM OCF OCFH OChim OChP OCIFM OCin OCITES OCL OClin OCM OCM ES OCMD OCNE OCo OCOFE OComp-OSPro OCont OCoo OCoR-DFI OCos OCOV OCP OCPD OCPF OCPPME OCPR OCPSan OCR OCS OCSP OCSP-ChF OCSP-DDPS OCSP-DEFR OCSP-DETEC OCSP-DFAE OCSP-DFI OCSP-DFJP OCSPN OCStup OCTE OCVM OCâbles OD OD-ASR OD-DFF Odac ODAlAn ODAlGM ODAlOUs ODAlOV ODAu ODCS ODE OdelO ODEP ODEP-DFI ODes ODF ODFR ODI ODim ODO ODP ODPr ODSC ODV ODVo Odét OE OEAR OEaux OEB OEC OECA