Ordonnance sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables

(OEneR)

du 1^ernovembre 2017 (État le 1^erjanvier 2026)

Le Conseil fédéral suisse,

vu la loi du 30 septembre 2016 sur l’énergie (LEne)¹,

arrête:

Chapitre 1 Dispositions générales

Art. 1 ObjetOuvrir la doctrine

La présente ordonnance règle l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables, qui est financée par le supplément perçu sur le réseau visé à l’art. 35 LEne.

Art. 2 Définitions

Dans la présente ordonnance, on entend par:

1. installation hybride : installation utilisant plusieurs agents énergétiques renouvelables pour produire de l’électricité;
2. biomasse: toute matière organique qui est produite directement ou indirectement par la photosynthèse et qui n’a pas été transformée lors de processus géologiques; l’appellation de biomasse recouvre aussi tous les produits dérivés, les sous-produits, les résidus et les déchets dont la teneur énergétique provient de la biomasse;
3. gaz biogène: gaz produit à partir de la biomasse;
4. production nette: quantité d’électricité au sens de l’art. 11, al. 2, de l’ordonnance du 1^ernovembre 2017 sur l’énergie (OEne)²;
5. rejets de chaleur : les déperditions de chaleur inévitables en l’état de la technique, produites par des processus de conversion d’énergie ou par des processus chimiques, par exemple dans les usines d’incinération des ordures ménagères (UIOM), sauf la chaleur des installations ayant pour buts premiers et équivalents la production simultanée d’électricité et d’énergie thermique;
6. couplage chaleur-force (CCF): production simultanée de force et de chaleur issues du processus de transformation du combustible dans les turbines à gaz, les turbines à vapeur, les moteurs à combustion, les autres installations thermiques et les piles à combustibles;
7. ³ installation hydroélectrique contrôlable: installation hydroélectrique disposant d’un réservoir dont le contenu permet de produire de l’électricité pendant au moins six heures à pleine charge.

Art. 3 Nouvelles installations

1. Sont réputées nouvelles installations:
   1. pour les installations hydroélectriques: les installations qui utilisent un potentiel hydraulique pour la première fois;
   2. pour les autres technologies: les installations qui sont construites à un emplacement pour la première fois.
2. Est aussi réputée nouvelle installation:
   1. une installation qui remplace complètement une installation existante; cette définition ne s’applique pas aux installations hydroélectriques;
   2. une installation éolienne dont au moins le rotor, le dispositif de conversion et la tour sont remplacés.
3. L’organe d’exécution décide s’il s’agit ou non d’une nouvelle installation après consultation de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN).

Art. 4 Puissance de l’installation

1. La puissance d’une installation est déterminée conformément à l’art. 13 OEne⁴.
2. La puissance d’une centrale électrique à bois est déterminée en fonction de la puissance indiquée par le fabricant dans le contrat de livraison. Si la puissance ne peut pas être clairement déterminée, l’organe d’exécution fixe celle-ci après consultation de l’OFEN et en tenant compte de toutes les composantes de l’installation.⁵

Art. 5 Obligation d’annoncer en cas de changement d’ayant droit

Tout changement d’ayant droit après le dépôt de la demande doit être annoncé dans les meilleurs délais par l’ancien ayant droit à l’autorité qui est compétente pour l’évaluation de la demande. Sans annonce, la prime d’injection, la rétribution, la contribution d’investissement ou la prime de marché est versée à l’ancien ayant droit.

Art. 6 Catégories d’installations photovoltaïquesOuvrir la doctrine

1. Les installations photovoltaïques se répartissent dans les catégories suivantes:
   1. installations intégrées;
   2. installations ajoutées ou isolées.
2. Les installations intégrées sont des installations intégrées dans un bâtiment qui, outre la production d’électricité, servent de protection contre les intempéries, d’isolation thermique ou de dispositif antichute.

Art. 7 Grandes et petites installations photovoltaïquesOuvrir la doctrine

1. Sont réputées grandes installations photovoltaïques les installations d’une puissance à partir de 100 kW.
2. Sont réputées petites installations photovoltaïques:
   1. les installations d’une puissance inférieure à 100 kW;
   2. les installations dont l’agrandissement ou la rénovation apporte une puissance supplémentaire inférieure à 100 kW, même si leur puissance totale atteint 100 kW ou plus après l’agrandissement ou la rénovation.
3. Si l’exploitant d’une installation visée à l’al. 1 renonce à la rétribution de la contribution liée à la puissance (annexe 2.1, ch. 2) pour la puissance égale ou supérieure à 100 kW, l’installation est aussi réputée petite installation.

Art. 7a Catégories d’installations de biomasse

1. Sont réputées installations de biogaz les installations destinées à la production d’électricité et de chaleur à partir de gaz biogène obtenu par la fermentation de biomasse, soit sur le site d’un module CCF, soit sur un site équipé d’une conduite de gaz propre à l’exploitation.
2. Sont réputées centrales électriques à bois les installations destinées à la production d’électricité et de chaleur à partir du bois.
3. Sont réputées UIOM les installations destinées au traitement thermique des déchets urbains visées aux art. 31 et 32 de l’ordonnance du 4 décembre 2015 sur les déchets (OLED)⁶.
4. Sont réputées installations d’incinération des boues les installations destinées au traitement thermique des déchets de la biomasse, en particulier les boues d’épuration, les boues de papier et les boues provenant de l’industrie alimentaire, visées aux art. 31 et 32 OLED, même si d’autres types de biomasse sont aussi utilisés dans ces installations.
5. Sont réputées installations au gaz d’épuration les installations destinées à utiliser le gaz d’épuration des stations d’épuration des collectivités publiques pour la production d’électricité et de chaleur, qu’elles incluent ou non la fermentation de cosubstrats collectés.
6. Sont réputées installations au gaz de décharge les installations destinées à utiliser du gaz provenant de décharges au sens des art. 35 à 43 OLED pour la production d’électricité.

Art. 8 Exercice du droit d’option conformément à l’art. 29b LEneOuvrir la doctrine

1. L’exploitant d’une installation ayant le droit, en vertu de l’art. 29b LEne, d’opter pour la participation au système de la prime de marché flottante ou pour une contribution d’investissement, exerce ce droit de la façon suivante:
   1. s’il s’agit d’une installation hydroélectrique: au plus tard 60 jours après réception de la communication du montant probable du taux de rétribution et de la contribution d’investissement (art. 30b ^septies);
   2. s’il s’agit d’une installation photovoltaïque: lors du dépôt d’une offre dans le cadre de la mise aux enchères (art. 30c ^quateret 46c );
   3. s’il s’agit d’une installation éolienne ou d’une installation de biomasse: lors du dépôt d’une demande (art. 30d ^quinquies, 30e ^octies, 74 et 87d ).
2. L’option retenue pour une installation est également valable pour tout agrandissement ou rénovation notables ultérieurs de cette installation.

Art. 9 Exceptions aux limites inférieures pour les installations hydroélectriques

1. Les installations hydroélectriques suivantes sont exemptées des limites inférieures visées aux art. 19, al. 4, let. a, 26, al. 1, et 29a , al. 1, let. a et b, LEne:
   1. les centrales de dotation;
   2. les installations sur canaux d’évacuation des crues artificiels, canaux industriels et canaux de dérivation ou canaux de fuite existants pour autant qu’il n’en résulte aucune atteinte supplémentaire aux cours d’eau naturels ou présentant un intérêt écologique;
   3. les installations d’exploitation accessoire, telles que les installations hydroélectriques liées aux installations d’approvisionnement en eau potable et aux installations d’enneigement ou d’évacuation des eaux usées, les installations hydroélectriques sur l’eau d’irrigation ou les installations hydroélectriques utilisant l’eau des tunnels.
2. Une installation n’est pas considérée comme installation d’exploitation accessoire si:
   1. l’une des parties de l’installation servant à l’exploitation principale et accessoire, telles que les prises d’eau, les conduites sous pression et les réservoirs, a des dimensions correspondant à un débit équipé supérieur à ce que requiert l’exploitation principale de l’installation, ou
   2. une prise d’eau supplémentaire est mise en place pour l’exploitation accessoire.
3. En plus des installations visées à l’al. 1, les installations pour lesquelles des mesures d’assainissement visées à l’art. 83a de la loi fédérale du 24 janvier 1991 sur la protection des eaux (LEaux)⁷ou à l’art. 10 de la loi fédérale du 21 juin 1991 sur la pêche (LFSP)⁸sont ou ont été mises en œuvre sont exemptées des limites inférieures visées aux art. 26, al. 1, et 29a , al. 1, let. a et b, LEne pour autant que l’agrandissement ou la rénovation n’entraîne aucune atteinte écologique nouvelle ou supplémentaire.

Art. 10 Consommation propre

Les dispositions du chap. 4, section 2, OEne⁹s’appliquent à la consommation propre et au regroupement dans le cadre de la consommation propre.

Chapitre 2 Système de rétribution de l’injection

Section 1 Dispositions générales

Art. 11 Exigences généralesOuvrir la doctrine

Les conditions de raccordement visées à l’art. 10 OEne¹⁰et la disposition relative à la quantité d’électricité à rétribuer au sens de l’art. 11 OEne s’appliquent aussi par analogie aux exploitants d’installations participant au système de rétribution de l’injection.

Art. 12 Garantie d’origine et plus-value écologique

1. Les exploitants d’installations participant au système de rétribution de l’injection sont tenus de transmettre à l’organe d’exécution les garanties d’origine relevées.
2. La participation définitive au système de rétribution de l’injection (art. 24) comprend la plus-value écologique.

Art. 13 Participation des installations photovoltaïquesOuvrir la doctrine

Seules les grandes installations photovoltaïques peuvent participer au système de rétribution de l’injection.

Section 2 Commercialisation directe et injection au prix de marché de référence

Art. 14 Commercialisation directe

1. Sont exemptés de l’obligation de commercialisation directe (art. 21 LEne) les exploitants d’installations d’une puissance inférieure à 100 kW.
2. Les exploitants d’installations d’une puissance égale ou supérieure à 500 kW qui bénéficient déjà d’une rétribution selon l’ancien droit doivent passer à la commercialisation directe.
3. Tous les exploitants peuvent en tout temps passer à la commercialisation directe moyennant un préavis d’un mois pour la fin d’un trimestre. Le retour à l’injection au prix de marché de référence est exclu.¹¹

Art. 15 Prix de marché de référence

1. Le prix de marché de référence pour l’électricité issue d’installations photovoltaïques, d’installations hydroélectriques, d’installations de biomasse, d’installations éoliennes et d’installations de géothermie correspond à la moyenne des prix qui sont fixés sur la bourse de l’électricitéday-ahead pour le marché suisse, pondérés en fonction de l’injection effective au quart d’heure des installations de la technologie concernée avec mesure de la courbe de charge.
2. Pour les installations dont la production est annoncée chaque mois, la moyenne mensuelle est applicable.
3. Pour les installations dont la production est annoncée chaque trimestre, la moyenne trimestrielle est applicable.
4. L’OFEN calcule et publie les prix de marché de référence chaque trimestre.

Art. 16 Taux de rétribution et adaptationOuvrir la doctrine

1. Les taux de rétribution par technique de production, par catégorie et par classe de puissance sont fixés aux annexes 1.1 à 1.5.
2. Le taux de rétribution des installations hybrides est calculé en fonction des taux de rétribution des agents énergétiques employés, pondérés selon leur teneur énergétique respective. L’ensemble de la production est utilisé pour déterminer les puissances équivalentes.
3. Les taux de rétribution sont régulièrement contrôlés et adaptés en cas de modification substantielle des conditions.
4. La prime d’injection est réduite du facteur du taux normal en vigueur fixé à l’art. 25, al. 1, de la loi du 12 juin 2009 sur la TVA (LTVA)¹², arrondi à la quatrième décimale, pour les exploitants assujettis à l’impôt en application des art. 10 à 13 LTVA; le facteur est calculé comme suit:

.¹³

Art. 17 Durée de rétribution et exigences minimalesOuvrir la doctrine

1. La durée de rétribution et les exigences minimales sont fixées aux annexes 1.1 à 1.5.
2. La durée de rétribution commence à compter de la mise en service effective de l’installation et ne peut être interrompue. Elle commence à courir même si l’exploitant ne perçoit encore aucune rétribution pour l’installation.

Section 3 Ordre de prise en compte et liste d’attente

Art. 18 Ordre de prise en compte

1. Une demande de participation au système de rétribution de l’injection est prise en compte en fonction de sa date de dépôt.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la puissance la plus importante sont choisis prioritairement.

Art. 19 Liste d’attenteOuvrir la doctrine

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate de toutes les demandes, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’organe d’exécution informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.
3. Il tient une liste d’attente pour les installations photovoltaïques et une liste d’attente pour les autres techniques de production.

Art. 20 Réduction de la liste d’attente

1. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, l’OFEN fixe des contingents dans le cadre desquels les installations figurant sur les listes d’attente peuvent être prises en compte.
2. Les installations figurant sur la liste d’attente pour les installations photovoltaïques sont prises en compte en fonction de la date de dépôt de la demande.
3. Les installations figurant sur la liste d’attente pour les autres techniques de production d’énergie sont prises en compte dans l’ordre suivant:
   1. installations pour lesquelles un avis de mise en service ou un avis d’avancement du projet ou, pour les petites installations hydroélectriques et les installations éoliennes, le second avis complet d’avancement du projet a été transmis à l’organe d’exécution: en fonction de la date de transmission de l’avis;
   2. autres projets: en fonction de la date de dépôt de la demande.

Section 4 Procédure de demande

Art. 21 DemandeOuvrir la doctrine

1. La demande de participation au système de rétribution de l’injection doit être déposée auprès de l’organe d’exécution.
2. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés aux annexes 1.1 à 1.5.

Art. 22 Garantie de principeOuvrir la doctrine

1. Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’organe d’exécution garantit dans son principe, par voie de décision, la participation de l’installation au système de rétribution de l’injection.
2. …¹⁴

Art. 23 Avancement du projet, mise en service et obligation d’annoncerOuvrir la doctrine

1. Après réception de la décision visée à l’art. 22, le requérant doit, dans les délais prescrits, progresser dans l’avancement de son projet et mettre en service l’installation.
2. L’avancement du projet, la mise en service et les délais applicables en la matière sont fixés aux annexes 1.1 à 1.5. 2bis. Les délais d’avancement du projet et de mise en service sont suspendus pour la durée des procédures de recours en matière de planification, de concession ou de construction.¹⁵
3. Si le requérant ne peut pas respecter les délais d’avancement du projet et de mise en service en cas d’autres circonstances qui ne lui sont pas imputables, l’organe d’exécution peut, sur demande, les prolonger au maximum d’une durée équivalente au délai prévu. La demande doit être déposée par écrit avant l’expiration de ce délai.¹⁶
4. Le requérant doit transmettre à chaque fois un avis d’avancement du projet par écrit dans les deux semaines.
5. Il doit transmettre l’avis complet de mise en service au plus tard un mois après la mise en service. S’il ne respecte pas ce délai, il ne peut pas prétendre au paiement de la prime d’injection tant qu’il n’a pas remis l’avis.

Art. 24 DécisionOuvrir la doctrine

1. Si l’installation remplit les conditions d’octroi également après la mise en service, l’organe d’exécution décide notamment:
   1. l’entrée dans le système de rétribution de l’injection;
   2. si l’installation relève de la commercialisation directe ou si elle est rétribuée au prix de marché de référence, et
   3. le montant du taux de rétribution.
2. Si un requérant a mis en service son installation, pour laquelle des moyens sont disponibles, avant que la participation au système de rétribution de l’injection ne lui ait été garantie dans son principe, l’organe d’exécution rend directement une décision conformément à l’al. 1 si la personne concernée a transmis l’avis complet de mise en service.
3. L’organe d’exécution révoque la garantie visée à l’art. 22 et rejette la demande de participation au système de rétribution de l’injection si:
   1. les conditions d’octroi ne sont pas remplies;
   2. le requérant ne respecte pas les délais en matière d’avancement du projet ou de mise en service;
   3. l’emplacement de l’installation ne correspond pas à celui indiqué dans la demande.

Section 5 Exploitation courante, exclusion et sortie

Art. 25 Versement et restitution de la rétributionOuvrir la doctrine

1. L’organe d’exécution verse chaque trimestre:
   1. aux exploitants d’installations participant à la commercialisation directe: la prime d’injection;
   2. aux exploitants qui injectent de l’électricité produite par leurs installations au prix de marché de référence: la prime d’injection et le prix de marché de référence.
2. Si les moyens disponibles ne suffisent pas pour les versements visés à l’al. 1, l’organe d’exécution verse la rétribution auprorata durant l’année en cours. Il verse la différence l’année suivante.
3. L’organe d’exécution réclame à l’exploitant les montants versés en trop par rapport à la production effective, sans intérêt. Il peut aussi les déduire au cours de la période de paiement subséquente.
4. …¹⁷
5. La rétribution est versée jusqu’à la fin du mois complet où sa durée prend fin.
6. Si l’exploitant ne transmet pas l’intégralité des informations nécessaires pour les versements visés à l’al. 1 dans les délais prescrits, ou s’il n’approuve pas les directives du groupe-bilan pour les énergies renouvelables adoptées par l’OFEN, le droit à la rétribution est suspendu jusqu’à ce que ces informations ou l’approbation soient données.¹⁸
7. …¹⁹

Art. 25a Facturation de la part excédentaire

1. Si le prix de marché de référence est supérieur au taux de rétribution, l’organe d’exécution facture la part excédentaire aux exploitants chaque trimestre.
2. La part excédentaire est également facturée pour toute période pendant laquelle des conditions d’octroi ou des exigences minimales ne sont pas respectées.

Art. 25b Facturation du supplément d’électricité acheté

Si une installation soutire plus d’électricité du réseau qu’elle n’en injecte, l’organe d’exécution facture:

1. aux exploitants d’installations relevant de la commercialisation directe: la prime d’injection;
2. aux exploitants qui injectent l’électricité au prix de marché de référence: la prime d’injection et le prix de marché de référence.

Art. 26 Indemnité de gestion

1. Les producteurs participant à la commercialisation directe reçoivent chaque trimestre de l’organe d’exécution une indemnité de gestion par kWh d’électricité injectée, composée d’une part fixe pour les coûts de commercialisation et d’une part variable pour les coûts de l’énergie d’ajustement.
2. La part fixe pour les coûts de commercialisation se monte à 0,11 ct./kWh pour toutes les technologies.
3. La part variable pour les coûts de l’énergie d’ajustement correspond au produit de la multiplication:
   1. de la moyenne des prix de l’énergie d’ajustement sur un mois rapportée à la moyenne des prix de l’énergie d’ajustement des années 2013 à 2015;
   2. par le montant de base visé à l’al. 4.
4. Le montant de base correspond à:
   1. 0,31 ct./kWh pour les installations photovoltaïques et les installations éoliennes;
   2. 0,12 ct./kWh pour les installations hydroélectriques;
   3. 0,04 ct./kWh pour les UIOM;
   4. 0,12 ct./kWh pour les autres installations de biomasse.²⁰

Art. 27 Obligations du groupe-bilan pour les énergies renouvelables et des gestionnaires de réseau

1. Le groupe-bilan pour les énergies renouvelables reprend l’électricité produite par les exploitants qui injectent au prix de marché de référence et dont l’installation est équipée d’un dispositif de mesure de la courbe de charge avec transmission automatique des données ou d’un système de mesure intelligent. Il rétribue l’organe d’exécution au prix de marché de référence pour l’électricité reprise conformément au programme prévisionnel.
2. Les gestionnaires de réseau reprennent l’électricité produite par les exploitants qui injectent dans leur réseau au prix de marché de référence et dont l’installation n’est équipée ni de dispositif de mesure de la courbe de charge ni de système de mesure intelligent. Ils rétribuent l’organe d’exécution au prix de marché de référence pour l’électricité reprise.
3. L’organe d’exécution verse sans délai les montants ainsi obtenus au fonds alimenté par le supplément visé à l’art. 37 LEne.

Art. 28 Agrandissements ou rénovations ultérieurs

1. L’exploitant d’une installation bénéficiant d’une rétribution de l’injection est tenu d’annoncer les agrandissements ou les rénovations à l’organe d’exécution au moins un mois avant leur mise en service. Il doit indiquer toutes les modifications qui seront apportées à l’installation existante.
2. La durée de rétribution n’est pas prolongée par un agrandissement ou une rénovation ultérieurs.
3. Pour les installations photovoltaïques, le taux de rétribution initial est réduit dès la mise en service de l’agrandissement ou de la rénovation. Le nouveau taux de rétribution est calculé selon la moyenne du taux de rétribution déterminant lors de la première mise en service et d’un taux de rétribution de 0 ct./kWh pour l’agrandissement ou la rénovation, pondérée en fonction de la puissance.
4. …²¹
5. Pour les petites installations hydroélectriques et les installations de biomasse, le taux de rétribution initial est réduit proportionnellement dès la mise en service de l’agrandissement ou de la rénovation. Le calcul du nouveau taux de rétribution est régi par les annexes 1.1 et 1.5.
6. Si l’annonce visée à l’al. 1 n’a pas lieu ou n’est pas effectuée dans les délais impartis, l’exploitant est tenu de restituer à l’organe d’exécution, sans intérêt, la différence entre la rétribution obtenue et la rétribution calculée selon les taux visés à l’al. 3 ou 5.

Art. 29 Conséquences en cas de non-respect des conditions d’octroi ou des exigences minimales

1. Il n’y a pas de droit à la prime d’injection pour toute période durant laquelle des conditions d’octroi ou des exigences minimales ne sont pas respectées. Si une période d’évaluation est prévue, le droit à la prime d’injection est supprimé avec effet rétroactif pour toute la durée de la période. La rétribution perçue en trop doit être restituée à l’organe d’exécution. Elle peut être déduite de prestations futures.²²
2. À partir du moment où toutes les conditions d’octroi et toutes les exigences minimales sont à nouveau respectées, le droit à la prime d’injection existe à nouveau. Si une période d’évaluation est prévue, le droit à la prime d’injection existe dès que les conditions sont à nouveau respectées pendant toute une période. Les éventuels arriérés sont versés sans intérêt.²³
3. En cas de circonstances qui ne lui sont pas imputables justifiant le non-respect des conditions d’octroi ou des exigences minimales, l’exploitant peut exposer à l’organe d’exécution les mesures qu’il entend prendre pour que celles-ci soient à nouveau respectées. L’organe d’exécution peut lui accorder un délai approprié pour la mise en œuvre de ces mesures, assorti le cas échéant de charges. Jusqu’à l’expiration de ce délai, le droit à la prime d’injection demeure, dans la mesure où les charges éventuelles sont observées.
4. Si, après l’expiration du délai, les conditions d’octroi ou les exigences minimales ne sont pas respectées, l’al. 1 s’applique par analogie.

Art. 30 Exclusion et sortie du système de rétribution de l’injection

1. L’organe d’exécution décide l’exclusion d’un exploitant du système de rétribution de l’injection si les conditions d’octroi ou les exigences minimales:
   1. ²⁴ ne sont pas respectées à plusieurs reprises et qu’il n’existait pour cette raison aucun droit à la prime d’injection pendant trois années civiles consécutives (art. 29, al. 1);
   2. n’ont pas été respectées pendant une année civile entière après l’expiration du délai visé à l’art. 29, al. 3.
2. Une sortie du système de rétribution de l’injection est possible en tout temps moyennant un délai de résiliation d’un mois pour la fin d’un trimestre.²⁵
3. Après une exclusion ou une sortie, une nouvelle participation au système de rétribution de l’injection est exclue.

Chapitre 2a Prime de marché flottante

Section 1 Dispositions générales

Art. 30a Exigences générales

Concernant les conditions de raccordement et la quantité d’électricité à rétribuer, les art. 10 et 11 OEne²⁶s’appliquent aussi aux exploitants d’installations participant au système de la prime de marché flottante.

Art. 30abis Agrandissement ou rénovation ultérieurs

1. L’exploitant d’une installation bénéficiant d’une prime de marché flottante est tenu d’annoncer tout agrandissement ou toute rénovation à l’autorité compétente au moins un mois avant la mise en service. Il doit indiquer toutes les modifications relatives à cet agrandissement ou à cette rénovation qui seront apportées à l’installation existante.
2. La durée de rétribution n’est pas prolongée par un agrandissement ou une rénovation ultérieurs.
3. La part d’électricité rétribuée par le biais de la prime de marché flottante est réexaminée après un agrandissement ou une rénovation ultérieurs et adaptée aux nouvelles conditions.
4. Si l’annonce visée à l’al. 1 n’a pas lieu ou n’est pas effectuée dans les délais impartis, l’exploitant est tenu de restituer à l’organe d’exécution ou à l’OFEN, sans intérêt, la différence entre la rétribution perçue et la rétribution lui revenant sur la base de l’adaptation précisée à l’al. 3.

Art. 30ater Conséquences en cas de non-respect des conditions d’octroi ou des exigences minimales

1. Il n’y a pas de droit à la prime de marché flottante pour toute période durant laquelle des conditions d’octroi ou des exigences minimales ne sont pas respectées. Si une période d’évaluation est prévue, le droit à la prime de marché flottante est supprimé avec effet rétroactif pour toute la durée de la période. La rétribution perçue en trop doit être restituée. Elle peut être déduite de prestations futures.
2. À partir du moment où toutes les conditions d’octroi et toutes les exigences minimales sont à nouveau respectées, le droit à la prime de marché flottante existe à nouveau. Si une période d’évaluation est prévue, le droit à la prime de marché flottante existe dès que les conditions sont à nouveau respectées pendant toute une période. Les éventuels arriérés sont versés sans intérêt.
3. En cas de circonstances qui ne lui sont pas imputables justifiant le non-respect de conditions d’octroi ou d’exigences minimales, l’exploitant peut exposer à l’autorité compétente les mesures qu’il entend prendre pour que celles-ci soient à nouveau respectées. L’autorité compétente peut lui accorder un délai approprié pour la mise en œuvre de ces mesures, assorti de charges. Jusqu’à l’expiration de ce délai, le droit à la prime de marché flottante demeure, dans la mesure où les charges éventuelles sont observées.
4. Si, après l’expiration du délai, les conditions d’octroi et les exigences minimales ne sont pas toutes respectées, le droit à la prime de marché flottante est supprimé à l’expiration du délai.

Art. 30aquater Exclusion et sortie du système de la prime de marché flottante

1. L’autorité compétente décide l’exclusion d’un exploitant du système de la prime de marché flottante si des conditions d’octroi ou des exigences minimales:
   1. ne sont pas respectées à plusieurs reprises et qu’il n’existait pour cette raison aucun droit à la prime de marché flottante pendant trois années civiles consécutives (art. 30a ^ter, al. 1);
   2. n’ont pas été respectées pendant une année civile entière après l’expiration du délai visé à l’art. 30a ^ter, al. 3.
2. Une sortie du système de la prime de marché flottante n’est pas admise.

Art. 30aquinquies Prix de marché de référence pour la prime de marché flottante

1. Le prix de marché de référence pour la prime de marché flottante correspond au prix de marché de référence visé à l’art. 15, auquel s’ajoute un prix pour les garanties d’origine.
2. En dérogation à l’al. 1, le prix de marché de référence pour les installations hydroélectriques contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW est calculé chaque année et individuellement pour chaque installation conformément à l’annexe 6.1, ch 3.2, auquel s’ajoute un prix pour les garanties d’origine régi par les al. 4 et 5.
3. Le prix des garanties d’origine pour les installations photovoltaïques est calculé sur la base des prix payés en moyenne durant l’année précédente en Suisse pour ce type d’installation. L’OFEN fixe le prix pour l’ensemble de l’année en cours et le publie conjointement au prix de marché de référence visé à l’art. 15 qui est fixé pour le premier trimestre.
4. Le prix des garanties d’origine pour les installations hydroélectriques, pour les installations de biomasse et pour les installations éoliennes est calculé sur la base d’un pourcentage du prix de marché de référence visé à l’art. 15.
5. Le pourcentage est de:
   1. 5 % pour les installations hydroélectriques;
   2. 10 % pour les installations de biomasse et les installations éoliennes.
6. Si la rétribution minimale visée à l’art. 15, al. 1^bis, LEne déploie ses effets sur une installation hydroélectrique se trouvant dans le système de la prime de marché flottante, la rétribution minimale déterminante visée à l’art. 12, al. 1^bis, let. d, OEne²⁷correspond pour la période concernée au prix de marché de référence.²⁸

Art. 30asexies Réduction de la prime de marché flottante pour les exploitants assujettis à la TVA

1. La prime de marché flottante est réduite du facteur visé à l’art. 16, al. 4, pour les exploitants assujettis à la TVA en application des art. 10 à 13 LTVA²⁹.
2. Cette règle ne s’applique pas aux exploitants d’installations hydroélectriques.

Art. 30asepties Durée de rétribution

1. La durée de rétribution est de 20 ans.
2. Elle commence à compter de la mise en service effective de l’installation ou de l’agrandissement ou de la rénovation notables et ne peut être interrompue. Elle commence à courir même si l’exploitant ne perçoit encore aucune rétribution pour l’installation.

Art. 30aocties Versement et restitution de la prime de marché flottante

1. L’organe d’exécution verse chaque trimestre la prime de marché flottante.
2. Pour les installations hydroélectriques contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, l’OFEN effectue une fois par an le versement de la prime de marché flottante.
3. L’autorité compétente réclame à l’exploitant les montants versés en trop par rapport à la production effective, sans intérêt. Elle peut aussi les déduire des montants concernant la période de paiement subséquente.
4. La rétribution est versée jusqu’à la fin du mois complet où sa durée prend fin.
5. Si l’exploitant ne transmet pas l’avis de mise en service ou l’intégralité des informations nécessaires pour les versements visés à l’al. 1 ou 2 dans les délais prescrits, il n’existe aucun droit à la rétribution jusqu’à ce que ces informations soient données. 5bis. Si l’exploitant ne transmet pas l’intégralité du décompte détaillé des coûts de construction visé à l’art. 30c ^quinquies, al. 5, dans les délais prescrits, le bonus pour électricité hivernale ne sera pas versé avant que le décompte soit transmis.³⁰
6. Si une installation injecte moins d’électricité dans le réseau que la part de la production qui serait rétribuée par la prime de marché flottante, l’autorité compétente verse cette prime uniquement pour l’électricité effectivement injectée.

Art. 30anovies Facturation de la part excédentaire

1. Si le prix de marché de référence pour la prime de marché flottante est supérieur au taux de rétribution, l’organe d’exécution facture la part excédentaire aux exploitants chaque trimestre.
2. Pour les installations hydroélectriques contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, la part excédentaire est facturée chaque année.
3. Si le prix de marché de référence pour la prime de marché flottante est supérieur au taux de rétribution, le montant facturé aux exploitants est réduit de 10 % pour les mois de décembre à mars.
4. La part excédentaire est également facturée pour toute période pendant laquelle des conditions d’octroi ou des exigences minimales ne sont pas respectées.

Art. 30adecies Facturation du supplément d’électricité soutirée

Si une installation soutire plus d’électricité du réseau qu’elle n’en injecte, l’autorité compétente facture à l’exploitant la prime de marché flottante.

Section 2 Prime de marché flottante allouée pour les installations hydroélectriques

Art. 30b Taux de rétribution pour les installations hydroélectriques

1. Le montant des taux de rétribution pour les installations hydroélectriques est déterminé au cas par cas.
2. La procédure de détermination des taux de rétribution est fixée à l’annexe 6.1.
3. Le taux de rétribution pour une installation hydroélectrique s’élève au maximum à:
   1. 30 ct./kWh pour une nouvelle installation ou un agrandissement notable;
   2. 10 ct./kWh pour une rénovation notable.

Art. 30bbis Agrandissement ou rénovation notables

1. L’agrandissement d’une installation est réputé notable si des mesures de construction permettent:
   1. d’accroître le débit équipé du cours d’eau déjà exploité d’au moins 20 % et si l’installation agrandie dispose d’un réservoir dont le contenu permet de produire de l’électricité pendant six heures à pleine charge;
   2. d’augmenter la hauteur de chute brute moyenne d’au moins 10 %;
   3. d’utiliser davantage d’eau, à hauteur d’au moins 10 % de la quantité annuelle moyenne d’eau utilisée au cours des cinq dernières années complètes d’exploitation précédant la mise en service de l’agrandissement;
   4. d’augmenter le volume d’accumulation utilisable d’au moins 15 %, et d’au moins 150 000 mètres cubes, ou
   5. d’augmenter la moyenne annuelle de la production nette d’au moins 20 % ou 30 GWh par rapport à la moyenne des cinq dernières années complètes d’exploitation avant le dépôt de la demande de contribution d’investissement.
2. La rénovation d’une installation est réputée notable:
   1. si au moins une composante principale de l’installation, telle que la prise d’eau, les pompes d’alimentation, le barrage, le réservoir, la conduite forcée, les machines ou l’équipement électromécanique, est remplacée ou fait l’objet d’un assainissement total, et
   2. si l’investissement rapporté à la production nette sur une année en moyenne des cinq années complètes d’exploitation précédant la rénovation s’élève au moins à 14 ct./kWh.

Art. 30bter Moyens disponibles et dates de référence

1. Les moyens qui sont attribués pour la prime de marché flottante destinée aux installations hydroélectriques (art. 36, al. 1, OEne³¹) sont engagés à un rythme bisannuel. La période de deux ans débute le 1^erjanvier de l’année pour laquelle une date de référence est fixée.
2. Les demandes doivent être déposées jusqu’à une date de référence bisannuelle. La date de référence est le 30 juin de chaque année civile dont le chiffre est pair, la dernière étant le 30 juin 2034.

Art. 30bquater Prise en compte en cas de moyens suffisants

Si les moyens attribués suffisent pour prendre en compte toutes les demandes déposées jusqu’à une date de référence et que des moyens sont encore disponibles, les demandes déposées par la suite sont aussi prises en compte selon leur date de dépôt jusqu’à ce que les moyens attribués pour les deux années concernées soient épuisés.

Art. 30bquinquies Ordre de prise en compte en cas de moyens insuffisants

1. Si les moyens attribués ne suffisent pas pour prendre en compte toutes les demandes déposées jusqu’à une date de référence, les projets sont pris en compte dans l’ordre suivant:
   1. les projets menant à la réalisation d’une nouvelle installation ou d’un agrandissement notable, ceux qui présentent le taux de rétribution probablement le plus bas étant choisis prioritairement;
   2. les projets menant à la réalisation de rénovations notables, ceux qui présentent le taux de rétribution probablement le plus bas étant choisis prioritairement.
2. Sont prises en compte uniquement les demandes qui peuvent être financées intégralement par les moyens attribués.
3. Si des moyens qui étaient garantis pour un projet ne sont pas utilisés, ils servent jusqu’à la prochaine date de référence à la prise en compte d’autres projets dans l’ordre établi à l’al. 1.

Art. 30bsexies Demande

1. La demande de participation au système de la prime de marché flottante doit être déposée auprès de l’OFEN.
2. Elle ne peut être présentée qu’après l’obtention d’un permis de construire exécutoire ou, si le projet concerné ne nécessite aucun permis de construire, qu’une fois la constructibilité du projet démontrée.
3. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 6.1, ch. 2. Si nécessaire, l’OFEN peut demander des informations et des données supplémentaires.

Art. 30bsepties Communication de l’OFEN pour l’exercice du droit d’option

Si l’exploitant n’exerce pas son droit d’option (art. 8, al. 1, let. a) au moment du dépôt de sa demande, l’OFEN lui communique le montant probable du taux de rétribution et de la contribution d’investissement.

Art. 30bocties Garantie de principe

Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies, que des moyens sont disponibles en suffisance et que le droit d’option a été exercé en faveur de la prime de marché flottante, l’OFEN garantit dans son principe, par voie de décision, la participation de l’installation au système de la prime de marché flottante et définit ce qui suit:

1. le montant probable du taux de rétribution;
2. les coûts d’investissement maximaux imputables, les coûts d’exploitation maximaux imputables et les redevances versées à la collectivité publique indépendamment du prix de l’électricité maximales imputables;
3. la part probable de la production nette au titre de laquelle la prime de marché flottante est octroyée;
4. le délai de début des travaux;
5. le délai de mise en service de l’installation.

Art. 30bnovies Prolongation du délai de début des travaux ou de mise en service

Si le requérant ne peut pas respecter le délai de début des travaux ou le délai de mise en service pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, l’OFEN peut prolonger ce délai sur demande. La demande doit être déposée par écrit avant l’expiration du délai.

Art. 30bdecies Avis de mise en service

1. Un avis de mise en service doit être remis à l’OFEN après la mise en service.
2. Il doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. date de mise en service;
   2. procès-verbal de reprise;
   3. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande.
3. Le requérant doit transmettre l’avis complet de mise en service au plus tard un mois à compter de la mise en service.

Art. 30bundecies Décision

1. Si l’installation remplit les conditions d’octroi également après la mise en service, l’OFEN décide notamment:
   1. l’entrée dans le système de la prime de marché flottante;
   2. la part de la production nette calculée conformément à l’annexe 6.1, ch. 4.3, au titre de laquelle la prime de marché flottante est octroyée;
   3. les coûts d’investissement effectifs imputables, jusqu’à concurrence des coûts d’investissement maximaux imputables fixés dans la garantie visée à l’art. 30b ^octies, let. b;
   4. les paramètres pour le calcul annuel du montant du taux de rétribution qui ont changé par rapport aux valeurs fixées dans la garantie visée à l’art. 30b ^octies.
2. L’OFEN révoque la garantie visée à l’art. 30b ^octieset rejette la demande de participation au système de la prime de marché flottante si:
   1. les conditions d’octroi ne sont pas toutes remplies après la mise en service;
   2. la mise en service n’est pas réalisée dans les délais;
   3. l’emplacement de l’installation ne correspond pas à celui indiqué dans la demande.

Section 3 Prime de marché flottante allouée pour les installations photovoltaïques

Art. 30c Taux de rétribution pour les installations photovoltaïques

1. Le montant des taux de rétribution pour les installations photovoltaïques est fixé par mises aux enchères au cas par cas.
2. Si l’installation photovoltaïque remplit une ou plusieurs des conditions suivantes, le taux indiqué dans l’offre est majoré d’un bonus:
   1. installations intégrées qui présentent un angle d’inclinaison d’au moins 75 degrés et qui ont été mises en service à compter du 1^erjanvier 2022;
   2. installations ajoutées ou isolées qui présentent un angle d’inclinaison d’au moins 75 degrés et qui ont été mises en service à compter du 1^erjanvier 2023;
   3. ³² grandes installations photovoltaïques dont le rendement spécifique d’électricité hivernale, du 1^eroctobre au 31 mars (semestre d’hiver), est supérieur à 500 kWh par kW de puissance et qui ont été mises en service à partir du 1^erjanvier 2026 (bonus pour l’électricité hivernale);
   4. grandes installations photovoltaïques sises sur des aires de stationnement permanentes non couvertes avant la mise en place de ces installations (bonus pour les places de stationnement).
3. Le rendement spécifique d’électricité hivernale correspond au rendement électrique d’une installation par kW de puissance au semestre d’hiver.³³
4. Si seules des parties d’une installation remplissent les conditions d’un bonus, les bonus sont accordés proportionnellement aux parts de la puissance.
5. Les conditions d’octroi du bonus pour l’électricité hivernale sont considérées comme remplies sur toute la durée de rétribution si l’installation affiche un rendement spécifique d’électricité hivernale moyen supérieur à 500 kWh par kW de puissance sur les trois premiers semestres d’hiver complets. Le droit à un bonus pour l’électricité hivernale n’existe toutefois que pour les semestres d’hiver au cours desquels l’installation atteint un rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire.³⁴
6. Le droit à un bonus d’angle d’inclinaison n’existe pas pour les installations recevant un bonus pour l’électricité hivernale. Si au terme des trois premiers semestres d’hiver complets, les conditions d’octroi du bonus pour l’électricité hivernale ne sont pas remplies ou si l’exploitant renonce à ce bonus, il est possible de faire valoir un éventuel droit à un bonus d’angle d’inclinaison à titre rétroactif. Si l’exploitant renonce au bonus pour l’électricité hivernale, il le communique à l’organe d’exécution au plus tard un mois après réception de la confirmation que les conditions d’octroi sont remplies.³⁵
7. Les montants des différents bonus, par kWh, sont les suivants:
   1. bonus d’angle d’inclinaison pour les installations intégrées: 2,2 ct.;
   2. bonus d’angle d’inclinaison pour les installations ajoutées ou isolées: 1 ct.;
   3. bonus pour l’électricité hivernale: 17,5 ct. multipliés par le rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire, divisés par le rendements spécifique complet d’électricité hivernale;
   4. bonus pour les places de stationnement: 1 ct.³⁶
8. Le rendement spécifique d’électricité hivernale supplémentaire correspond au rendement électrique d’une installation par kW de puissance au semestre d’hiver et qui dépasse 500 kWh par kW de puissance.³⁷
9. Le bonus pour l’électricité hivernale n’est accordé que pour l’électricité injectée au semestre d’hiver. Il est calculé et versé au plus tard au troisième trimestre de chaque année pour le semestre d’hiver précédent.³⁸
10. Pour les installations photovoltaïques qu’il est prévu de construire en dehors des zones à bâtir et remplissant certains critères supplémentaires, une mise aux enchères spéciale peut être réalisée séparément.

Art. 30cbis Compétences

1. L’OFEN fixe, pour chaque session d’enchères, le volume mis aux enchères et l’enchère maximale admise.
2. Il fixe également les critères supplémentaires qu’une installation qu’il est prévu de construire en dehors d’une zone à bâtir doit remplir pour pouvoir participer à une mise aux enchères spéciale.
3. L’organe d’exécution réalise les enchères.

Art. 30cter Conditions de participation

1. La construction de l’installation ne peut pas débuter avant l’adjudication.
2. Une seule offre peut être déposée par terrain et par session d’enchères.
3. Un émolument de participation de 300 francs doit être versé avant l’expiration du délai de dépôt de l’offre. L’organe d’exécution verse sans délai les montants ainsi obtenus au fonds alimenté par le supplément.
4. Lorsqu’une adjudication est octroyée à une offre et que finalement l’installation n’est pas mise en service, la participation aux enchères pour la rétribution unique ou la prime de marché flottante allouées aux installations photovoltaïques est exclue pour les installations se trouvant sur le même terrain, cela durant les cinq ans suivant l’entrée en force de l’adjudication.

Art. 30cquater Procédure de mise aux enchères

1. L’organe d’exécution indique dans la mise au concours les conditions de la mise aux enchères, y compris les informations et documents à fournir avec l’offre.
2. Il octroie l’adjudication aux offres:
   1. qui remplissent les conditions de la mise aux enchères et les conditions de participation;
   2. qui présentent le taux le plus avantageux par kilowattheure, et
   3. qui s’inscrivent dans le volume mis aux enchères.
3. Si la totalité de la puissance des offres qui remplissent les conditions de participation est inférieure au volume mis aux enchères, celui-ci sera automatiquement réduit à 90 % de la puissance proposée dans les offres.
4. Les demandes de bonus pour l’électricité hivernale doivent être accompagnées d’une simulation de la production probable d’électricité de l’installation, prouvant que les conditions d’octroi du bonus seront vraisemblablement remplies.³⁹

Art. 30cquinquies Délai de mise en service, prolongation du délai et obligations d’annoncer

1. L’installation doit être mise en service au plus tard 24 mois après l’entrée en force de l’adjudication. 1bis. Les installations qui ne sont pas ajoutées ou intégrées à un bâtiment doivent être mises en service au plus tard 48 mois après l’entrée en force de l’adjudication.⁴⁰
2. Si le requérant ne peut pas respecter le délai de mise en service pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, l’organe d’exécution peut prolonger celui-ci sur demande. La demande doit être déposée par écrit avant l’expiration du délai.
3. La mise en service doit être annoncée à l’organe d’exécution au plus tard un mois à compter de la mise en service.
4. L’avis de mise en service doit comporter les données et les documents visés à l’annexe 2.1, ch. 4.2.
5. Un décompte détaillé des coûts de construction doit être remis à l’organe d’exécution après la première année complète d’exploitation pour les installations faisant l’objet d’une demande de bonus pour l’électricité hivernale.⁴¹

Art. 30csexies Décision

1. Si l’installation remplit les conditions d’octroi également après la mise en service, l’organe d’exécution décide l’entrée dans le système de la prime de marché flottante.
2. Lorsque la puissance de l’installation est supérieure à celle indiquée dans l’offre, une prime de marché flottante n’est versée que pour la part de la production qui correspond à la puissance mentionnée dans l’offre. L’organe d’exécution statue sur cette part dans la décision.
3. L’organe d’exécution révoque l’adjudication dans les cas suivants:
   1. les conditions d’octroi ne sont pas toutes remplies après la mise en service;
   2. la mise en service n’est pas réalisée dans les délais;
   3. l’emplacement de l’installation ne correspond pas à celui indiqué dans l’offre.

Art. 30csepties Publication relative aux enchères

L’organe d’exécution publie les informations suivantes sur les mises aux enchères pour la prime de marché flottante:

1. la date de dépôt des offres;
2. le mécanisme de prix;
3. le nombre d’offres reçues;
4. le volume des offres reçues en kW;
5. le nombre d’adjudications;
6. le nombre d’offres exclues;
7. le volume des offres exclues en kW;
8. l’enchère maximale admise en centimes par kWh;
9. l’enchère la plus basse et l’enchère la plus élevée en centimes par kWh;
10. la valeur d’adjudication moyenne, pondérée en fonction du volume, en centimes par kWh;
11. le montant, en centimes par kWh, de l’enchère la plus basse ayant obtenu une adjudication et de l’enchère la plus élevée ayant obtenu une adjudication;
12. la puissance la plus basse et la puissance la plus élevée proposées dans les offres, en kW;
13. la puissance la plus basse et la puissance la plus élevée proposées dans les offres ayant obtenu une adjudication, en kW;
14. la puissance moyenne ayant obtenu une adjudication, en kW.

Section 4 Prime de marché flottante allouée pour les installations éoliennes

Art. 30d Taux de rétribution pour les installations éoliennes

1. Le montant des taux de rétribution pour les installations éoliennes est déterminé au moyen du principe des installations de référence.
2. Les taux de rétribution et le calcul par catégorie et classe de puissance sont fixés à l’annexe 6.2.

Art. 30dbis Ordre de prise en compte

1. La date de dépôt est déterminante pour la prise en compte d’une demande de participation au système de la prime de marché flottante.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la puissance la plus importante sont choisis prioritairement.

Art. 30dter Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’organe d’exécution informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.

Art. 30dquater Réduction de la liste d’attente

1. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, l’OFEN fixe des contingents dans le cadre desquels les installations figurant sur la liste d’attente peuvent être prises en compte.
2. Les installations figurant sur la liste d’attente sont prises en compte dans l’ordre établi à l’art. 30d ^bis.

Art. 30dquinquies Demande

1. La demande de participation au système de la prime de marché flottante doit être déposée auprès de l’organe d’exécution.
2. Elle ne peut être déposée que si les résultats des mesures du vent effectuées sur l’emplacement d’une nouvelle installation ou les données d’exploitation d’installations éoliennes existantes ainsi qu’une évaluation du rendement énergétique à l’emplacement de l’installation éolienne ont été établis. Les mesures et l’évaluation du rendement doivent respecter les exigences minimales visées à l’annexe 2.4, ch. 2.
3. La demande doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 6.2.

Art. 30dsexies Garantie de principe

Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’organe d’exécution garantit dans son principe, par voie de décision, la participation de l’installation au système de la prime de marché flottante.

Art. 30dsepties Avis d’avancement du projet, mise en service, prolongation du délai et obligations d’annoncer

1. Après notification de la décision visée à l’art. 30d ^sexies, le requérant doit, dans les délais fixés à l’annexe 6.2, ch. 4.1 et 4.2, remettre un avis d’avancement du projet conformément à l’annexe 6.2, ch. 4.1, et mettre l’installation en service.
2. Les délais d’avis d’avancement du projet et de mise en service sont suspendus pour la durée des procédures de recours en matière de planification, de concession ou de construction.
3. Si le requérant ne peut pas respecter le délai de remise de l’avis d’avancement du projet ou le délai de mise en service pour d’autres raisons qui ne lui sont pas imputables, l’organe d’exécution peut, sur demande, les prolonger au maximum d’une durée équivalente au délai prévu. La demande doit être déposée par écrit avant l’expiration du délai considéré.
4. La mise en service doit être annoncée à l’organe d’exécution au plus tard un mois à compter de la mise en service.
5. L’avis de mise en service doit comporter les données et les documents visés à l’annexe 6.2, ch. 4.3.

Art. 30docties Décision

1. Si l’installation remplit les conditions d’octroi également après la mise en service, l’organe d’exécution décide notamment:
   1. l’entrée dans le système de la prime de marché flottante, et
   2. les paramètres pour le calcul du montant du taux de rétribution.
2. L’organe d’exécution révoque la garantie visée à l’art. 30d ^sexieset rejette la demande de participation au système de la prime de marché flottante si:
   1. les conditions d’octroi ne sont pas toutes remplies après la mise en service;
   2. les délais d’avis d’avancement du projet ou de mise en service ne sont pas respectés;
   3. l’emplacement de l’installation ne correspond pas à celui indiqué dans la demande.

Section 5 Prime de marché flottante allouée pour les installations de biomasse

Art. 30e Exigences minimales

1. Les exigences minimales applicables aux installations de biomasse sont définies à l’annexe 6.3, ch. 2.
2. En cas de rénovation notable, l’installation doit produire au moins autant d’électricité après la rénovation qu’avant celle-ci.

Art. 30ebis Taux de rétribution pour les installations de biomasse

1. Le montant des taux de rétribution pour les installations de biomasse est déterminé au moyen du principe des installations de référence.
2. Les taux de rétribution et le calcul par catégorie et classe de puissance sont fixés à l’annexe 6.3.
3. Pour un agrandissement ou une rénovation notables, le taux de rétribution s’élève à 75 % du taux de rétribution fixé à l’annexe 6.3.

Art. 30eter Agrandissement ou rénovation notables

1. L’agrandissement d’une installation de biogaz ou d’une centrale électrique à bois est réputé notable lorsque des mesures de construction permettent d’augmenter d’au moins 25 % ou d’au moins 500 000 kWh la production annuelle d’électricité par rapport à la moyenne des trois dernières années complètes d’exploitation précédant la mise en service de l’agrandissement.
2. La rénovation d’une installation de biogaz ou d’une centrale électrique à bois est réputée notable lorsque les coûts d’investissement imputables de la rénovation atteignent au moins 200 000 francs. Les coûts d’investissement imputables sont déterminés conformément à l’art. 61, al. 1 à 3, et à l’annexe 2.3, ch. 2.4 ou 3.4.

Art. 30equater Part de l’électricité à rétribuer pour un agrandissement ou une rénovation notables

Pour un agrandissement ou une rénovation notables, la part de la production nette de l’installation qui est rétribuée via la prime de marché flottante est déterminée comme suit:

1. pour un agrandissement notable: rapport entre la production supplémentaire réalisée en raison de l’agrandissement, d’une part, et la production totale après l’agrandissement, d’autre part;
2. ⁴² pour une rénovation notable: rapport entre les coûts d’investissement imputables générés en raison de la rénovation, d’une part, et les coûts d’investissement pour une nouvelle installation de référence, d’autre part; les coûts d’investissement imputables sont déterminés conformément à l’art. 61, al. 1 à 3, et à l’annexe 2.3, ch. 2.4 ou 3.4.

Art. 30equinquies Ordre de prise en compte

1. La date de dépôt est déterminante pour la prise en compte d’une demande de participation au système de la prime de marché flottante.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la puissance la plus importante sont choisis prioritairement.

Art. 30esexies Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’organe d’exécution informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.

Art. 30esepties Réduction de la liste d’attente

1. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, l’OFEN fixe des contingents dans le cadre desquels les installations figurant sur la liste d’attente peuvent être prises en compte.
2. Les installations figurant sur la liste d’attente sont prises en compte dans l’ordre établi à l’art. 30e ^quinquies.

Art. 30eocties Demande

1. La demande de participation au système de la prime de marché flottante doit être déposée auprès de l’organe d’exécution.
2. Elle ne peut être présentée qu’après l’obtention d’un permis de construire exécutoire ou, si le projet concerné ne nécessite aucun permis de construire, qu’une fois la constructibilité du projet démontrée.
3. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 6.3, ch. 6.

Art. 30enovies Garantie de principe

Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’organe d’exécution garantit dans son principe, par voie de décision, la participation de l’installation au système de la prime de marché flottante et fixe la part probable d’électricité à rétribuer sur la base des données figurant dans la demande.

Art. 30edecies Délai de mise en service, prolongation du délai et avis de mise en service

1. L’installation, l’agrandissement notable ou la rénovation notable doivent être mis en service dans un délai de trois ans à compter de la notification de la décision visée à l’art. 30e ^novies.
2. Si le requérant ne peut pas respecter le délai de mise en service pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, l’organe d’exécution peut, sur demande, prolonger le délai au maximum de trois ans. La demande doit être déposée par écrit avant l’expiration du délai.
3. La mise en service doit être annoncée à l’organe d’exécution au plus tard un mois à compter de la mise en service.
4. L’avis de mise en service doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. date de mise en service;
   2. certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, de l’ordonnance du DETEC du 1^ernovembre 2017 sur la garantie d’origine et le marquage de l’électricité (OGOM)⁴³;
   3. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande.

Art. 30eundecies Décision

1. Si l’installation remplit les conditions d’octroi également après la mise en service, l’organe d’exécution décide notamment:
   1. l’entrée dans le système de la prime de marché flottante;
   2. la part de la production nette pour laquelle la prime de marché flottante est octroyée;
   3. les paramètres pour le calcul annuel du montant du taux de rétribution.
2. Pour un agrandissement ou une rénovation notables, la part visée à l’al. 1, let. b, est fixée de façon temporaire.
3. Pour les agrandissements notables, la part pour toute la durée de rétribution est fixée définitivement sur la base de la production nette annuelle moyenne après trois années civiles complètes et corrigée avec effet rétroactif.
4. Pour les rénovations notables, la part pour toute la durée de rétribution est fixée définitivement sur la base des coûts d’investissement effectifs, dès que ceux-ci sont communiqués, et corrigée avec effet rétroactif.
5. L’organe d’exécution révoque la garantie visée à l’art. 30e ^novieset rejette la demande de participation au système de la prime de marché flottante si:
   1. les conditions d’octroi ne sont pas toutes remplies après la mise en service;
   2. la mise en service n’est pas réalisée dans les délais;
   3. l’emplacement de l’installation ne correspond pas à celui indiqué dans la demande.

Chapitre 3 Dispositions générales relatives aux contributions pour les études de projet, à la rétribution unique et aux contributions d’investissement

Art. 31 Exclusion de la contribution d’investissement

1. Tant que l’exploitant obtient, pour une installation, un financement des frais supplémentaires au sens de l’art. 73, al. 4, LEne, une rétribution de l’injection ou une prime de marché flottante, aucune contribution pour les études de projet, ni rétribution unique ou contribution d’investissement ne peut lui être allouée.⁴⁴
2. Un exploitant ayant déjà participé au système de rétribution de l’injection avec une partie de son installation photovoltaïque ne peut demander aucune rétribution unique pour cette partie.⁴⁵

Art. 32 Autorisation d’un début anticipé des travaux

L’autorité compétente peut autoriser un début anticipé des travaux pour les installations hydroélectriques, les installations de biomasse et les installations de géothermie lorsque l’attente de la garantie de principe impliquerait de sérieux préjudices. L’autorisation ne donne pas droit à une contribution d’investissement.

Art. 33 Exigences applicables à l’exploitation et au fonctionnement de l’installation

1. Une installation pour laquelle une rétribution unique ou une contribution d’investissement a été versée doit faire l’objet, à compter de la mise en service de l’installation, de l’agrandissement notable ou de la rénovation notable et pendant au moins la durée ci-après, d’une maintenance permettant d’assurer une exploitation régulière:
   1. 20 ans pour les installations photovoltaïques, les installations géothermiques et les installations éoliennes;
   2. 15 ans pour les UIOM, les installations d’incinération des boues et les installations hydroélectriques;
   3. 10 ans pour les installations de biogaz, les centrales électriques à bois, les installations au gaz d’épuration et les installations au gaz de décharge.
2. Par ailleurs, les installations photovoltaïques doivent être exploitées pendant au moins 20 ans de sorte à atteindre une production minimale telle qu’elle peut être attendue compte tenu de leur emplacement et de leur orientation.
3. L’exploitant d’une installation photovoltaïque ayant bénéficié d’une rétribution unique au sens de l’art. 25, al. 3, LEne (rétribution unique élevée) ne peut pas faire usage de la consommation propre visée à l’art. 16 LEne pendant au moins 20 ans à compter de la mise en service de l’installation.

Art. 34 Restitution des contributions pour les études de projet, de la rétribution unique et des contributions d’investissement

1. Les art. 28 à 30 de la loi du 5 octobre 1990 sur les subventions⁴⁶s’appliquent par analogie à la restitution des contributions pour les études de projet, de la rétribution unique et des contributions d’investissement.⁴⁷ 1bis. La restitution de la contribution pour les études de projet est exigée lorsqu’une nouvelle installation ou l’agrandissement notable d’une installation n’est pas réalisé malgré l’obtention d’un permis de construire.⁴⁸
2. La restitution partielle ou intégrale de la rétribution unique ou de la contribution d’investissement est exigée notamment lorsque les exigences applicables à l’exploitation et au fonctionnement au sens de l’art. 33 ne sont pas ou plus remplies.
3. La restitution partielle ou intégrale de la rétribution unique ou de la contribution d’investissement est également exigée lorsque les conditions du marché de l’énergie entraînent une rentabilité excessive.

Art. 34a Restitution des contributions d’investissement pour les projets de prospection ou de mise en valeur de réservoirs géothermiques

1. Si un projet de prospection ou de mise en valeur d’un réservoir géothermique est utilisé à d’autres fins et génère ainsi des gains, l’OFEN peut ordonner par décision la restitution complète ou partielle des contributions d’investissement qui ont été versées.
2. Avant une éventuelle modification d’utilisation ou une cession, les indications suivantes sont transmises à l’OFEN:
   1. le genre d’utilisation prévu;
   2. le propriétaire et le responsable;
   3. les gains éventuellement réalisés, et leur importance.

Art. 35 Délai de carence

Lorsqu’une rétribution unique élevée a été allouée, conformément à l’annexe 2.1, ch. 2.10, pour la réalisation d’une nouvelle installation photovoltaïque ou l’agrandissement notable d’une installation photovoltaïque, un délai minimum d’un an à compter de la mise en service de cette installation ou de cet agrandissement doit s’écouler avant qu’une autre installation photovoltaïque sans consommation propre ou l’agrandissement notable d’une telle installation soit mis en service sur le même terrain et puisse faire l’objet d’une demande de rétribution unique élevée.

Chapitre 3a Contribution pour les études de projet

Section 1 Dispositions générales

Art. 35a Taux et contribution minimale

1. La contribution pour les études de projet s’élève à 40 % des coûts d’étude de projet imputables.
2. Une contribution pour les études de projet est accordée uniquement si elle s’élève au moins à 30 000 francs.

Art. 35b Contribution pour les études de projet concernant les projets d’énergie éolienne

1. La contribution pour les études de projet concernant les installations éoliennes est accordée par projet et non par installation.
2. Le montant maximal pour un projet d’énergie éolienne s’élève à 1 000 000 francs.

Section 2 Ordre de prise en compte et liste d’attente

Art. 35c Ordre de prise en compte

1. La date de dépôt est déterminante pour la prise en compte d’une demande.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent vraisemblablement la production d’électricité supplémentaire la plus importante par rapport à la contribution pour les études de projet sont choisis prioritairement.
3. Dans le cas des demandes pour les installations visées à l’art. 9a , al. 3, LApEl, ce sont avant tout celles qui sont déposées un même jour qui sont choisies prioritairement.

Art. 35d Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour la prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’OFEN informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.

Art. 35e Réduction de la liste d’attente

1. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, l’OFEN fixe des contingents dans le cadre desquels les projets figurant sur la liste d’attente peuvent être pris en compte.
2. Les projets figurant sur la liste d’attente sont pris en compte dans l’ordre établi à l’art. 35c .

Section 3 Procédure de demande

Art. 35f Demande

1. La demande de contribution pour les études de projet doit être déposée auprès de l’OFEN.
2. Pour les installations géothermiques, elle ne peut être déposée que si une mise en valeur a été réalisée au préalable dans la zone concernée et si un rapport de mise en valeur concernant la production attendue du réservoir géothermique a été établi.
3. La demande de contribution pour les études de projet doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.2, 2.4 ou 2.6.

Art. 35g Garantie de principe

S’il ressort de l’examen de la demande que les conditions d’octroi sont remplies et si des moyens sont disponibles pour la prise en compte de la demande, l’OFEN garantit la contribution pour les études de projet dans son principe et fixe notamment ce qui suit:

1. le montant que la contribution pour les études de projet ne doit pas dépasser;
2. le plan de paiement visé à l’art. 35l .

Art. 35h Avis annuels de développement

1. Un avis de développement doit être déposé chaque année auprès de l’OFEN.
2. Il doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. l’état de développement;
   2. l’état des coûts assorti d’une liste détaillée des coûts d’étude de projet imputables et des coûts d’étude de projet non imputables;
   3. un calendrier actualisé.

Art. 35i Avis d’abandon de l’étude de projet

1. Si l’étude de projet d’une installation est abandonnée, l’OFEN doit en être avisé.
2. L’avis doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. l’état de développement;
   2. un décompte détaillé des coûts assorti de la liste des coûts d’étude de projet imputables et des coûts d’étude de projet non imputables;
   3. les raisons de l’abandon.

Art. 35j Avis de permis de construire

1. Après l’entrée en force du permis de construire, un avis de permis de construire doit être déposé auprès de l’OFEN.
2. L’avis doit comporter les données et les documents suivants:
   1. une copie du permis de construire exécutoire;
   2. un décompte détaillé des coûts assorti de la liste des coûts d’étude de projet imputables et des coûts d’étude de projet non imputables;
   3. le calendrier de réalisation.

Art. 35k Fixation définitive de la contribution pour les études de projet

Si les conditions d’octroi sont encore remplies au moment de l’avis d’abandon de l’étude de projet ou de l’avis de permis de construire, l’OFEN fixe définitivement la contribution pour les études de projet en s’appuyant sur les coûts effectifs des études de projet.

Art. 35l Versement échelonné de la contribution pour les études de projet

1. La contribution pour les études de projet est versée en plusieurs tranches.
2. Dans la garantie visée à l’art. 35g , let. b, l’OFEN fixe le moment du versement des différentes tranches et leurs montants au cas par cas (plan de paiement).
3. La dernière tranche ne peut être versée qu’après la fixation définitive de la contribution pour les études de projet. Jusque-là, au maximum 80 % du montant maximal fixé dans la garantie visée à l’art. 35g , let. a, peuvent être versés.

Section 4 Coûts d’étude de projet imputables

Art. 35m

Les coûts d’étude de projet encourus par le requérant et ses prestations d’étude de projet sont imputables dans le cadre du calcul de la contribution pour les études de projet:

1. s’ils sont en lien avec un projet ayant en principe droit à une contribution d’investissement;
2. s’ils sont appropriés;
3. s’ils peuvent être justifiés au moyen d’un rapport de travail détaillé, et
4. s’ils sont exécutés de manière efficace.

Chapitre 4 Rétribution unique allouée pour les installations photovoltaïques

Section 1 Dispositions générales

Art. 36 Taille minimale pour le versement d’une rétribution unique

Une rétribution unique est versée pour les installations photovoltaïques d’une puissance minimale de 2 kW.

Art. 37 Agrandissement ou rénovation notable d’une installation

L’agrandissement ou la rénovation d’une installation est réputé notable lorsque la puissance de l’installation augmente d’au moins 2 kW suite à l’agrandissement ou à la rénovation.

Art. 38 Calcul de la rétribution unique et taux

1. La rétribution unique se compose d’une contribution de base et d’une contribution liée à la puissance.
2. La contribution liée à la puissance est majorée d’un ou de plusieurs bonus lorsque les conditions visées à l’art. 30c , al. 2, sont réunies.⁴⁹
3. Si seules des parties d’une installation remplissent les conditions d’un bonus, les bonus sont accordés pour la puissance de ces parties.⁵⁰
4. Les installations recevant un bonus pour l’électricité hivernale n’ont pas droit à un bonus d’angle d’inclinaison.⁵¹
5. Le bonus pour l’électricité hivernale n’est octroyé qu’après trois semestres d’hiver complets. Si les conditions d’octroi du bonus pour l’électricité hivernale ne sont pas remplies à ce moment-là, ou si l’exploitant renonce à ce bonus dans un délai d’un mois après réception de la confirmation que les conditions d’octroi sont remplies, il est possible de faire valoir un éventuel droit à un bonus d’angle d’inclinaison.⁵²
6. Les taux sont fixés à l’annexe 2.1. Le Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication (DETEC) les contrôle chaque année. En cas de modification substantielle des conditions, il propose au Conseil fédéral de les adapter.
7. Pour les grandes installations photovoltaïques mises en service entre le 1^erjanvier 2013 et le 31 mars 2025, les taux pour les installations ajoutées et les installations isolées s’appliquent, même si ces installations appartiennent à la catégorie des installations intégrées.⁵³
8. Les agrandissements et les rénovations notables bénéficient uniquement d’une contribution liée à la puissance en fonction de l’augmentation de la puissance obtenue suite à l’agrandissement ou à la rénovation. Aucune contribution de base n’est versée.
9. Si une installation est agrandie avant l’obtention de la rétribution unique, la contribution de base est versée pour la partie de l’installation qui est mise en service en premier et la contribution liée à la puissance en fonction de la date de mise en service des différentes parties de l’installation.
10. Si une installation se compose de plusieurs champs de modules appartenant à diverses catégories aux termes de l’art. 6, la contribution de base se calcule selon la moyenne des taux pondérée en fonction de la puissance et la contribution liée à la puissance en fonction de la part de puissance par catégorie.

Art. 38a Rétribution unique fixée par mise aux enchères

1. Pour les projets de réalisation de nouvelles installations photovoltaïques sans consommation propre d’une puissance à partir de 150 kW, le montant de la rétribution unique est fixé par mise aux enchères.
2. Pour les installations photovoltaïques devant être construites en dehors des zones à bâtir et remplissant certains critères supplémentaires, une mise aux enchères spéciale peut être réalisée séparément.
3. La rétribution unique fixée par mise aux enchères consiste en une contribution liée à la puissance par kilowatt de puissance installée.
4. Le taux indiqué dans l’offre est majoré d’un ou de plusieurs bonus lorsque les conditions visées à l’art. 30c , al. 2, sont réunies.⁵⁴ 4bis. Les installations recevant un bonus pour l’électricité hivernale n’ont pas droit à un bonus d’angle d’inclinaison.⁵⁵
5. Les montants des différents bonus sont précisés à l’annexe 2.1, ch. 2.7.⁵⁶ 5bis. Le bonus pour l’électricité hivernale n’est octroyé qu’après trois semestres d’hiver complets. Si les conditions d’octroi du bonus pour l’électricité hivernale ne sont pas remplies à ce moment-là, ou si l’exploitant renonce à ce bonus dans un délai d’un mois après réception de la confirmation que les conditions d’octroi sont remplies, il est possible de faire valoir un éventuel droit à un bonus d’angle d’inclinaison.⁵⁷
6. Si seules des parties d’une installation remplissent les conditions d’un bonus, les bonus sont accordés pour la puissance de ces parties.⁵⁸

Art. 38b Principe régissant lafixation de la rétribution unique pour les installations visées à l’art. 71a LEne

La rétribution unique allouée pour les installations visées à l’art. 71a , al. 2, LEne correspond aux coûts non couverts, mais s’élève au maximum à 60% des coûts d’investissement imputables.

Section 2 Ordre de prise en compte et liste d’attente

Art. 39 Ordre de prise en compte

1. La date de dépôt est déterminante pour la prise en compte d’une demande.⁵⁹
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la puissance supplémentaire la plus importante sont choisis prioritairement.

Art. 40 Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente en fonction de la date de dépôt de la demande, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’organe d’exécution informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.
3. Il tient une liste d’attente pour les petites installations photovoltaïques et une liste d’attente pour les grandes installations photovoltaïques.
4. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, l’OFEN fixe des contingents dans le cadre desquels les projets figurant sur la liste d’attente des petites et des grandes installations photovoltaïques peuvent être pris en compte.

Section 3 Procédure de demande pour les petites installations photovoltaïques

Art. 41 Demande

1. La demande de rétribution unique pour les petites installations photovoltaïques doit être déposée auprès de l’organe d’exécution après la mise en service de l’installation.
2. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.1, ch. 3.
3. Les exploitants d’installations visées à l’art. 7, al. 3, sont tenus de communiquer, dans la demande, à l’organe d’exécution qu’ils renoncent à la rétribution de la contribution liée à la puissance (annexe 2.1, ch. 2) pour la puissance égale ou supérieure à 100 kW.
4. Si l’exploitant a déjà déposé une demande au sens de l’art. 21 ou 43 pour la même installation, cette demande est réputée retirée suite au dépôt de la demande visée à l’al. 1.

Art. 42 Fixation de la rétribution unique

Lorsque l’installation remplit les conditions d’octroi et que des moyens sont disponibles pour sa prise en compte, l’organe d’exécution fixe le montant de la rétribution unique en se basant sur les taux prévus à l’annexe 2.1.

Section 4 Procédure de demande pour les grandes installations photovoltaïques

Art. 43 Demande

1. La demande de rétribution unique pour les grandes installations photovoltaïques doit être déposée auprès de l’organe d’exécution.
2. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.1, ch. 4.1.
3. Si la catégorie ou la puissance de l’installation projetée est modifiée après le dépôt de la demande, le requérant doit communiquer ce changement à l’organe d’exécution dans les meilleurs délais.

Art. 44 Garantie de principe

Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’organe d’exécution garantit la rétribution unique dans son principe par voie de décision.

Art. 45 Délai de mise en service, prolongation du délai et obligations d’annoncer

1. L’installation doit être mise en service au plus tard:
   1. 12 mois après l’octroi de la garantie de principe visée à l’art. 44;
   2. 6 ans après l’octroi de la garantie de principe visée à l’art. 44 si la mise en place de l’installation implique un changement des bases en matière d’aménagement du territoire;
   3. ⁶⁰ 48 mois après la garantie de principe visée à l’art. 44 si l’installation n’est pas ajoutée ou intégrée à un bâtiment.⁶¹
2. La mise en service doit être annoncée à l’organe d’exécution dans les trois mois suivant la mise en service.
3. L’avis de mise en service doit comporter les données et les documents mentionnés à l’annexe 2.1, ch. 4.2.
4. Si le requérant ne peut pas respecter le délai de mise en service pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, l’organe d’exécution peut prolonger celui-ci sur demande. La demande doit être déposée avant l’expiration du délai.
5. Un décompte détaillé des coûts de construction doit être remis à l’organe d’exécution après la première année complète d’exploitation pour les installations faisant l’objet d’une demande de bonus pour l’électricité hivernale.⁶²

Art. 46 Décision

1. Si l’installation remplit les conditions d’octroi également après la mise en service, l’organe d’exécution fixe le montant de la rétribution unique après réception de l’avis complet de mise en service, sur la base des données relatives à l’installation authentifiées dans le cadre de la garantie d’origine.⁶³
2. Si un requérant a mis en service son installation, pour laquelle des moyens sont disponibles, avant que la rétribution unique ne lui soit garantie dans son principe, l’organe d’exécution rend directement une décision selon l’al. 1 si la personne concernée a transmis l’avis complet de mise en service.
3. L’organe d’exécution révoque la garantie visée à l’art. 44 et rejette la demande de rétribution unique:
   1. si les conditions d’octroi ne sont pas remplies;
   2. si la mise en service n’a pas lieu dans les délais;
   3. si l’emplacement de l’installation ne correspond pas à celui indiqué dans la demande.
4. Il peut également révoquer la garantie visée à l’art. 44 s’il n’a pas été avisé de la mise en service au plus tard trois mois après celle-ci.

Art. 46a Calcul du rendement spécifique d’électricité hivernale et paiement du bonus pour l’électricité hivernale

1. Si le décompte détaillé des coûts de construction a été remis conformément à l’art. 45, al. 5, l’organe d’exécution calcule, après trois semestres d’hiver complets, le rendement spécifique moyen d’électricité hivernale.
2. Sur la base du rendement spécifique moyen d’électricité hivernale, l’organe d’exécution calcule le bonus pour l’électricité hivernale et le verse à l’exploitant.

Section 5 Enchères pour la rétribution unique

Art. 46b Compétences et conditions de participation

Les compétences et les conditions de participation sont régies par les art. 30c ^biset 30c ^ter.

Art. 46c Procédure de mise aux enchères

1. L’organe d’exécution indique dans la mise au concours les conditions de la mise aux enchères, y compris les informations et documents à fournir avec l’offre.⁶⁴
2. Il octroie l’adjudication aux offres qui:
   1. ⁶⁵ remplissent les conditions de la mise aux enchères et les conditions de participation;
   2. présentent le taux le plus avantageux par kilowatt de puissance;
   3. s’inscrivent dans le volume mis aux enchères, et
   4. ⁶⁶ …
3. Si la totalité de la puissance des offres qui remplissent les conditions de participation est inférieure au volume mis aux enchères, celui-ci sera automatiquement réduit à 90 % de la puissance proposée dans les offres.
4. Les demandes de bonus pour l’électricité hivernale doivent être accompagnées d’une simulation de la production probable d’électricité de l’installation, prouvant que les conditions d’octroi du bonus seront vraisemblablement remplies.⁶⁷

Art. 46d Délai de mise en service, prolongation du délai et obligations d’annoncer

1. L’installation doit être mise en service au plus tard 24 mois après l’entrée en force de l’adjudication.⁶⁸ 1bis. Les installations qui ne sont pas ajoutées ou intégrées à un bâtiment doivent être mises en service au plus tard 48 mois après l’entrée en force de l’adjudication.⁶⁹
2. La mise en service doit être annoncée à l’organe d’exécution dans les trois mois suivant la mise en service.
3. L’avis de mise en service doit comporter les données et les documents visés à l’annexe 2.1, ch. 4.2.
4. Si le requérant ne peut pas respecter le délai de mise en service pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, l’organe d’exécution peut prolonger celui-ci sur demande. La demande doit être déposée avant l’expiration du délai.
5. Un décompte détaillé des coûts de construction doit être remis à l’organe d’exécution après la première année complète d’exploitation pour les installations faisant l’objet d’une demande de bonus pour l’électricité hivernale.⁷⁰

Art. 46dbis Calcul du rendement spécifique d’électricité hivernale et paiement du bonus pour l’électricité hivernale

1. Si le décompte détaillé des coûts de construction a été remis conformément à l’art. 46d , al. 5, l’organe d’exécution calcule, après trois semestres d’hiver complets, le rendement spécifique moyen d’électricité hivernale.
2. Sur la base du rendement spécifique moyen d’électricité hivernale, l’organe d’exécution calcule le bonus pour l’électricité hivernale et le verse à l’exploitant.

Art. 46e Montant définitif de la rétribution unique

1. Le montant définitif de la rétribution unique est calculé sur la base des données relatives à l’installation authentifiées dans le cadre de la garantie d’origine et de l’offre déposée.
2. Lorsque la puissance de l’installation est supérieure à celle indiquée dans l’offre, la rétribution unique n’est versée que pour la puissance mentionnée dans l’offre.
3. Lorsque la puissance de l’installation est inférieure à celle indiquée dans l’offre, la rétribution unique n’est versée que pour la puissance effectivement installée.⁷¹

Art. 46f Révocation de l’adjudication

L’organe d’exécution révoque l’adjudication dans les cas suivants:

1. les conditions d’octroi ne sont pas toutes remplies après la mise en service;
2. la mise en service n’est pas réalisée dans les délais;
3. l’emplacement de l’installation ne correspond pas à celui indiqué dans l’offre.

Art. 46g Versement de la rétribution unique

La rétribution unique est versée au plus tard trois mois après réception de l’avis complet de mise en service.

Art. 46h Publication relative aux enchères

L’organe d’exécution publie les informations suivantes sur les mises aux enchères pour la rétribution unique:

1. la date de dépôt des offres;
2. le mécanisme de prix;
3. le nombre d’offres reçues;
4. le volume des offres reçues en kW;
5. le nombre d’adjudications;
6. le nombre d’offres exclues;
7. le volume des offres exclues en kW;
8. l’enchère maximale admise en francs par kW;
9. ⁷² l’enchère la plus basse et l’enchère la plus élevée en francs par kW;
10. ⁷³ la valeur d’adjudication moyenne, pondérée en fonction du volume, en francs par kW;
11. ⁷⁴ le montant, en francs par kW, de l’enchère la plus basse ayant obtenu une adjudication et de l’enchère la plus élevée ayant obtenu une adjudication;
12. ⁷⁵ la puissance la plus basse et la puissance la plus élevée proposées dans les offres, en kW;
13. ⁷⁶ la puissance la plus basse et la puissance la plus élevée proposées dans les offres ayant obtenu une adjudication, en kW;
14. ⁷⁷ la puissance moyenne ayant obtenu une adjudication, en kW.

Section 6 Procédure de demande pour les installations visées à l’art. 71a LEne

Art. 46i Demande

1. La demande de rétribution unique allouée pour les installations visées à l’art. 71a LEne doit être déposée auprès de l’OFEN.
2. Elle ne peut être présentée qu’après l’obtention d’un permis de construire exécutoire pour le projet.
3. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.1, ch. 5.1, ainsi qu’un calcul de rentabilité.
4. Le calcul de rentabilité est établi sur la base des prescriptions concernant le calcul des coûts non couverts figurant à l’annexe 4.

Art. 46j Garantie de principe

1. Lorsque les conditions d’octroi visées à l’art. 71a , al. 2, LEne, sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’OFEN garantit, par voie de décision, la rétribution unique dans son principe et fixe le montant maximal que la rétribution unique ne doit pas dépasser. Ce montant maximal s’élève à 60 % des coûts d’investissement imputables probables.
2. L’OFEN calcule également dans la garantie de principe les coûts non couverts attendus.
3. En déterminant le plan de paiement visé à l’art. 46q , l’OFEN tient compte des montants visés aux al. 1 et 2.

Art. 46k Délai de mise en service et mise en service partielle

1. La mise en service complète doit avoir lieu au plus tard cinq ans après l’entrée en force de la dernière autorisation requise pour la construction de l’installation.
2. Si, dans le délai visé à l’al. 1, seule une partie de l’installation initialement prévue a été mise en service, la rétribution unique est calculée et allouée proportionnellement à la partie mise en service à cette date, pour autant que cette partie remplisse les conditions d’octroi énumérées à l’art. 71a , al. 2, LEne.

Art. 46l Avis de mise en service

1. Un avis de mise en service doit être remis à l’OFEN après la mise en service.
2. Si, dans le délai de mise en service visé à l’art. 46k , al. 1, seule une partie de l’installation initialement prévue est mise en service, un avis de mise en service doit être remis pour cette partie uniquement.⁷⁸
3. L’avis de mise en service doit comporter les données et les documents mentionnés à l’annexe 2.1, ch. 5.2.

Art. 46m Avis de fin des travaux

1. Un avis de fin des travaux doit être remis à l’OFEN au plus tard un an après la mise en service.
2. Il doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. décompte détaillé des coûts de construction;
   2. liste des coûts d’investissement imputables et des coûts d’investissement non imputables.
3. Si, dans le délai de mise en service visé à l’art. 46k , al. 1, seule une partie de l’installation initialement prévue est mise en service, l’avis de fin des travaux pour cette partie doit être remis.⁷⁹

Art. 46n Prolongation du délai pour la remise de l’avis de fin des travaux

Sur demande du requérant, l’OFEN peut prolonger le délai pour la remise de l’avis de fin des travaux:

1. si le requérant ne peut pas respecter le délai pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, et
2. si la demande est déposée avant l’expiration du délai.

Art. 46o Déclaration de la production nette et de la production hivernale

1. La production nette annuelle de l’installation et la production d’électricité durant le semestre d’hiver par kW de puissance installée depuis la mise en service complète doivent être déclarées à l’OFEN après la troisième année complète d’exploitation.
2. La consommation propre et la production excédentaire figurent séparément dans les données sur la production nette.
3. Si, dans le délai de mise en service visé à l’art. 46k , al. 1, seule une partie de l’installation initialement prévue est mise en service, les données à déclarer ne concernent que cette partie de l’installation.

Art. 46p Fixation définitive de la rétribution unique

1. Si les conditions d’octroi énumérées à l’art. 71a , al. 2, LEne sont encore remplies au moment de la déclaration de la production nette, l’OFEN fixe définitivement la rétribution unique en optant pour le montant le plus bas dans les valeurs ci-après:
   1. montant des coûts non couverts définitifs (al. 2);
   2. ⁸⁰ montant maximal visé à l’art. 46j , al. 1;
   3. 60% des coûts d’investissement imputables définitifs.
2. Les coûts non couverts définitifs sont calculés sur la base des coûts d’investissement imputables définitifs et de la moyenne annuelle de la production nette déclarée, compte tenu du taux d’intérêt calculé et du scénario de prix qui s’appliquaient au moment de l’octroi de la garantie de principe.

Art. 46pbis Conséquences en cas de non-respect des conditions d’octroi

1. Si les conditions d’octroi énumérées à l’art. 71a , al. 2, LEne ne sont pas remplies au moment de la déclaration de la production nette, la garantie de principe est révoquée.
2. En cas de circonstances qui ne sont pas imputables à l’exploitant et qui justifient le non-respect des conditions d’octroi, l’OFEN peut, sur demande de celui-ci, pour ce qui concerne le calcul de la production nette, adapter la période prise en compte en vertu de l’art. 46o , al. 1.
3. Si les conditions d’octroi ne sont pas respectées malgré l’adaptation de la période prise en compte, la garantie de principe est révoquée.

Art. 46q Versement échelonné de la rétribution unique

1. La rétribution unique prévue à l’art. 71a , al. 4, LEne peut être versée en plusieurs tranches.
2. Dans la garantie visée à l’art. 46j , l’OFEN fixe le moment du versement des différentes tranches et les montants à verser par tranche au cas par cas (plan de paiement).
3. La dernière tranche ne peut être versée qu’après la fixation définitive de la rétribution unique. Jusque-là, au maximum 80 % du montant probable de la rétribution unique calculé dans la garantie visée à l’art. 46j peuvent être versés.

Section 7 Critères de mesure

Art. 46r Coûts d’investissement imputables

Les coûts d’investissement visés à l’art. 61, al. 1 à 3, sont imputables.

Art. 46s Coûts non imputables

Ne sont notamment pas imputables:

1. les coûts d’acquisition du terrain;
2. les coûts de procédure et de représentation juridique en relation avec des oppositions et des recours.

Art. 46t Calcul des coûts non couverts

1. Les coûts non couverts se calculent sur la base de l’annexe 4.
2. L’OFEN met à disposition la documentation et les formulaires nécessaires au calcul des coûts non couverts.

Chapitre 5 Contribution d’investissement allouée pour les installations hydroélectriques

Section 1 Dispositions générales

Art. 47 Agrandissement ou rénovation notablesOuvrir la doctrine

L’art. 30b ^biss’applique pour déterminer si l’agrandissement ou la rénovation d’une installation hydroélectrique est réputé notable.

Art. 48 TauxOuvrir la doctrine

1. Pour les nouvelles installations et les agrandissements notables, la contribution d’investissement s’élève à 50 % des coûts d’investissement imputables.
2. La contribution d’investissement se monte à 60 % des coûts d’investissement imputables pour:
   1. les nouvelles installations et les agrandissements réputés notables au sens de l’art. 30b ^bis, al. 1, let. a à c, ou e, pour autant que 50 % au moins de la production supplémentaire soient générés durant le semestre d’hiver et que cette production hivernale atteigne au moins 5 GWh;
   2. les agrandissements réputés notables au sens de l’art. 30b ^bis, al. 1, let. d.⁸¹
3. Pour les rénovations notables, la contribution d’investissement s’élève à:
   1. 40 % des coûts d’investissement imputables, pour les installations d’une puissance inférieure à 1 MW;
   2. 20 % des coûts d’investissement imputables, pour les installations d’une puissance supérieure à 10 MW.
4. Les taux visés à l’al. 3 sont réduits linéairement pour les installations d’une puissance de 1 à 10 MW.
5. Pour les agrandissements et les rénovations notables, la puissance après l’agrandissement ou la rénovation est déterminante.
6. Pour les installations hydroélectriques frontalières, la contribution d’investissement est réduite de la part de souveraineté non suisse.

Section 2 Ordre de prise en compte des installations hydroélectriques d’une puissance maximale de 10 MW et liste d’attente

Art. 49 Ordre de prise en compteOuvrir la doctrine

1. La date de dépôt de la demande est déterminante pour la prise en compte d’un projet de réalisation, d’agrandissement notable ou de rénovation notable d’une installation hydroélectrique d’une puissance maximale de 10 MW.⁸²
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la production supplémentaire la plus importante par rapport à la contribution d’investissement sont choisis prioritairement.

Art. 50 Liste d’attenteOuvrir la doctrine

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’OFEN informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.
3. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, les projets sont pris en compte en fonction de la date de dépôt de la demande.

Section 3 Ordre de prise en compte des installations hydroélectriques d’une puissance supérieure à 10 MW

Art. 51 Moyens disponibles et dates de référenceOuvrir la doctrine

1. Les moyens qui peuvent être utilisés pour les contributions d’investissement destinées aux installations hydroélectriques d’une puissance supérieure à 10 MW (art. 36, al. 2, OEne⁸³)sont attribués à un rythme bisannuel.La période de deux ans débute le 1^erjanvier de l’année pour laquelle une date de référence est fixée.
2. Les demandes doivent être déposées jusqu’à une date de référence bisannuelle. La date de référence est le 30 juin de chaque année civile dont le chiffre est pair, la dernière étant le 30 juin 2034.
3. Si toutes les demandes déposéesjusqu’à une date de référence peuvent être prises en compte et que des moyens sont encore disponibles, les demandes déposées par la suite peuvent aussi être prises en compte au fur et à mesure jusqu’à ce que les moyens disponibles pour ces deux années soient épuisés.

Art. 52 Ordre de prise en compteOuvrir la doctrine

1. Si les demandes déposées jusqu’à une date de référence ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets menant à la réalisation d’une nouvelle installation ou d’un agrandissement qui présentent la production supplémentaire la plus importante par rapport à la contribution d’investissement sont choisis prioritairement. Dans le cas de projets qui, à la suite de mesures de construction, peuvent permettre de stocker une quantité d’énergie additionnelle, cette quantité d’énergie est ajoutée à la production supplémentaire.⁸⁴
2. Sont prises en compte toutes les demandes qui peuvent être financées intégralement par les moyens disponibles pour la période de deux ans.
3. Si des moyens sont encore disponibles et qu’ils atteignent au moins 50 % de la contribution d’investissement nécessaire pour le projet qui suit dans l’ordre de prise en compte des projets menant à la réalisation d’une nouvelle installation ou d’un agrandissement, ce projet est aussi pris en compte. Le montant nécessaire à ce projet est déduit des moyens disponibles à la date de référence suivante.⁸⁵
4. Si les moyens restants n’atteignent pas 50 %, aucun autre projet n’est pris en compte et les moyens restants sont ajoutés aux moyens disponibles pour la période de deux ans suivante.
5. Si toutes les demandes de contribution d’investissement pour de nouvelles installations ou des agrandissements déposées jusqu’à une date de référence peuvent être prises en compte et que des moyens sont ensuite encore disponibles, les projets menant à la réalisation de rénovations sont pris en compte. Les projets qui présentent la production supplémentaire la plus importante par rapport à la contribution d’investissement sont choisis prioritairement.⁸⁶
6. Les demandes pour des installations qui ne peuvent pas être prises en compte sont réévaluées aux dates de référence suivantes en même temps que les nouvelles demandes conformément aux al. 1 à 5.
7. Si des moyens réservés pour un projet ne sont pas utilisés, ils servent au fur et à mesure à la prise en compte des projets dans l’ordre établi aux al. 1 à 5.

Section 4 Procédure de demande

Art. 53 Demande

1. La demande de contribution d’investissement doit être déposée auprès de l’OFEN.
2. Elle ne peut être présentée qu’après l’obtention d’un permis de construire exécutoire ou, si le projet ne nécessite aucun permis de construire, qu’une fois la constructibilité du projet démontrée.
3. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.2.

Art. 54 Garantie de principe

Lorsqu’il ressort de l’examen de la demande que les conditions d’octroi sont remplies et que des moyens sont disponibles pour sa prise en compte, l’OFEN garantit la contribution d’investissement dans son principe et fixe ce qui suit:

1. ⁸⁷ le montant de la contribution d’investissement, calculé en pourcentage des coûts d’investissement imputables;
2. le montant maximal que la contribution d’investissement ne doit pas dépasser;
3. la date à laquelle la construction doit commencer au plus tard;
4. le plan de paiement visé à l’art. 60;
5. le délai de mise en service de l’installation.

Art. 55 Avis de mise en service

L’obligation de remettre un avis de mise en service se fonde sur l’art. 30b ^decies, al. 1 et 2.

Art. 56 Avis de fin des travaux

1. Un avis de fin des travaux doit être remis à l’OFEN au plus tard un an après la mise en service.
2. Il doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. décompte détaillé des coûts de construction;
   2. liste des coûts d’investissement imputables et des coûts d’investissement non imputables.

Art. 57 Prolongation des délais

Sur demande, l’OFEN peut prolonger les délais de mise en service et de remise de l’avis de fin des travaux:

1. si le requérant ne peut pas respecter le délai pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, et
2. si la demande est déposée avant l’expiration du délai.

Art. 58 Déclaration de la production nette

1. La production nette annuelle depuis la mise en service doit être déclarée à l’OFEN après la cinquième année complète d’exploitation.
2. L’OFEN peut exempter le requérant de l’obligation de déclarer si la production nette n’a aucune influence sur la fixation définitive de la contribution d’investissement.

Art. 59 Fixation définitive de la contribution d’investissement

1. Si la production nette a été déclarée et que les conditions d’octroi sont encore remplies à ce moment-là, l’OFEN fixe définitivement la contribution d’investissement en s’appuyant sur les coûts d’investissement effectifs.
2. Si le requérant a été exempté de déclarer la production nette sur la base de l’art. 58, al. 2, la contribution d’investissement est fixée définitivement au moment de l’avis de fin des travaux, pour autant que les conditions d’octroi soient encore remplies à ce moment-là.

Art. 60 Versement échelonné de la contribution d’investissement

1. La contribution d’investissement est versée en plusieurs tranches.
2. Dans la garantie visée à l’art. 54, l’OFEN fixe le moment du versement des différentes tranches et les montants à verser par tranche au cas par cas (plan de paiement).
3. La première tranche peut être versée au plus tôt au début des travaux. En cas d’autorisation d’un début anticipé des travaux en vertu de l’art. 32, le premier versement est effectué au plus tôt lors de l’octroi de la garantie visée à l’art. 54.
4. La dernière tranche ne peut être versée qu’après la fixation définitive de la contribution d’investissement. Jusque-là, au maximum 80 % du montant maximal fixé dans la garantie visée à l’art. 54 peuvent être versés.

Section 5 Critères de mesure

Art. 61 Coûts d’investissement imputables

1. Les coûts de construction, de planification et de direction des travaux ainsi que les prestations propres de l’exploitant sont imputables pour le calcul de la contribution d’investissement:
   1. s’ils sont en lien direct avec les parties de l’installation nécessaires à la production d’électricité et démontrés;
   2. s’ils sont directement nécessaires pour augmenter ou maintenir la production d’électricité;
   3. s’ils sont appropriés, et
   4. s’ils sont exécutés de manière efficace.
2. Les coûts de planification et de direction des travaux sont pris en compte à concurrence de 15 % au maximum des coûts de construction imputables.
3. Les prestations propres de l’exploitant telles que les prestations de planification ou de construction propres ne sont imputables que si elles sont usuelles et peuvent être justifiées au moyen d’un rapport de travail détaillé.
4. Lorsque des investissements destinés à rénover, à agrandir ou à remplacer une installation existante sont réalisés pendant la durée de la concession et que la durée résiduelle de la concession de l’installation est inférieure à la durée moyenne d’utilisation, pondérée en fonction des investissements, des pièces déterminantes de l’installation, les coûts d’investissement imputables sont pris en compte selon le rapport entre la durée résiduelle de la concession et la durée d’utilisation pondérée des investissements en appliquant un taux d’actualisation annuel correspondant au taux d’intérêt calculé. Cette règle ne s’applique pas lorsqu’il existe une convention portant sur une indemnisation de la valeur résiduelle et prenant en compte de manière appropriée une éventuelle contribution d’investissement.⁸⁸

Art. 62 Coûts non imputables

1. Ne sont notamment pas imputables:
   1. les coûts en lien avec des parties de l’installation qui servent au pompage-turbinage;
   2. ⁸⁹ les coûts qui sont indemnisés d’une autre manière, en particulier les coûts des mesures visées à l’art. 83a LEaux⁹⁰et à l’art. 10 LFSP⁹¹;
   3. ⁹² les coûts pour les parties des installations ci-après pour lesquelles aucune garantie de principe ou autorisation de début anticipé des travaux précisée à l’art. 32 n’a été accordée:
   1. les parties des installations d’exploitation accessoire qui servent en premier lieu à l’utilisation principale, 2. les parties des installations d’exploitation accessoire qui ne servent pas à l’utilisation principale, mais qui sont érigées en même temps que les parties destinées à cette dernière et qui sont conçues pour la production d’électricité.
2. Si une partie de l’installation ne sert pas exclusivement au pompage-turbinage, seuls les coûts qui concernent le pompage-turbinage peuvent ne pas être pris en compte.

Art. 63 Calcul des coûts non couverts et de la contribution d’investissement dans des cas particuliersOuvrir la doctrine

1. Lorsque des indices donnent à penser qu’il n’y a pas de coûts non couverts pour l’installation concernée (art. 29, al. 3, let. b^bis, LEne), un calcul est effectué selon l’annexe 4 pour déterminer s’il y a des coûts non couverts.
2. Lorsque la contribution d’investissement est supérieure aux coûts non couverts, elle est réduite en conséquence.
3. Le requérant doit fournir à l’OFEN le calcul de rentabilité interne à l’entreprise actualisé pour le projet.⁹³

Art. 64 à 66

Chapitre 6 Contribution d’investissement allouée pour les installations de biomasse

Section 1 Conditions d’octroi

Art. 67

Art. 68 Agrandissement ou rénovation notables

1. L’art. 30e ^ters’applique pour déterminer si l’agrandissement ou la rénovation d’une installation de biogaz ou d’une centrale électrique à bois est réputé notable.
2. L’agrandissement d’une autre installation de biomasse est réputé notable lorsque des mesures de construction permettent d’augmenter d’au moins 25 % la production annuelle d’électricité par rapport à la moyenne des cinq dernières années complètes d’exploitation précédant la mise en service de l’agrandissement.
3. La rénovation d’une autre installation de biomasse est réputée notable lorsque les coûts d’investissement imputables de la rénovation atteignent au moins les montants suivants:
   1. 15 millions de francs pour les UIOM et les installations d’incinération des boues;
   2. 250 000 francs pour les installations au gaz d’épuration d’un équivalent-habitant égal ou supérieur à 50 000;
   3. 100 000 francs pour les installations au gaz d’épuration d’un équivalent-habitant inférieur à 50 000 et les installations au gaz de décharge.
4. Les coûts d’investissement imputables sont déterminés conformément à l’art. 61, al. 1 à 3, et à l’annexe 2.3, ch. 4.3 ou 6.3.⁹⁴

Art. 69 Exigences énergétiques minimales

1. Les exigences énergétiques minimales sont fixées à l’annexe 2.3.
2. En cas de rénovation notable, l’installation doit produire au moins autant d’électricité après la rénovation qu’avant celle-ci.

Section 2 Contribution d’investissement

Art. 70 Taux

1. La contribution d’investissement pour les UIOM, les installations d’incinération des boues et les installations au gaz de décharge est déterminée au cas par cas et s’élève à 20 % des coûts d’investissement imputables.
2. La contribution d’investissement pour les installations de biogaz, les centrales électriques à bois et les installations au gaz d’épuration est déterminée selon le principe des installations de référence, sur la base des taux fixés à l’annexe 2.3.

Art. 71 Contribution maximale

La contribution d’investissement ne peut pas dépasser les montants suivants:

1. 12 millions de francs pour les installations de biogaz;
2. 8 millions de francs pour les centrales électriques à bois;
3. 6 millions de francs pour les UIOM et les installations d’incinération des boues;
4. 1 million de francs pour les installations au gaz d’épuration et les installations au gaz de décharge.

Section 3 Ordre de prise en compte et liste d’attente

Art. 72 Ordre de prise en compte

1. Une demande est prise en compte en fonction de sa date de dépôt.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la production supplémentaire d’électricité la plus importante par rapport à la contribution d’investissement sont choisis prioritairement.

Art. 73 Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’OFEN informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.
3. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, les projets sont pris en compte en fonction de la date de dépôt de la demande.

Section 4 Procédure de demande pour les UIOM, les installations d’incinération des boues et les installations au gaz de décharge

Art. 74 Demande

1. La demande de contribution d’investissement doit être déposée auprès de l’OFEN.
2. Elle ne peut être présentée qu’après l’obtention d’un permis de construire exécutoire ou, si le projet ne nécessite aucun permis de construire, qu’une fois la constructibilité du projet démontrée.
3. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.3.

Art. 75 Garantie de principe

Lorsqu’il ressort de l’examen de la demande que les conditions d’octroi sont remplies et que des moyens sont disponibles pour sa prise en compte, l’OFEN garantit la contribution d’investissement dans son principe et fixe ce qui suit:

1. ⁹⁵ le montant de la contribution d’investissement, calculé en pourcentage des coûts d’investissement imputables;
2. le montant maximal que la contribution d’investissement ne doit pas dépasser;
3. la date à laquelle la construction doit commencer au plus tard;
4. le plan de paiement visé à l’art. 80;
5. le délai de mise en service de l’installation.

Art. 76 Avis de mise en service

L’art. 55 s’applique par analogie à l’obligation de transmettre un avis de mise en service.

Art. 77 Avis de fin des travaux

1. Un avis de fin des travaux doit être remis à l’OFEN au plus tard deux ans après la mise en service.
2. Il doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. décompte détaillé des coûts de construction;
   2. liste des coûts d’investissement imputables et des coûts d’investissement non imputables;
   3. déclaration de la production nette de la première année complète d’exploitation.

Art. 78 Prolongation des délais

L’art. 57 s’applique par analogie à la prolongation des délais de mise en service et de remise de l’avis de fin des travaux.

Art. 79 Fixation définitive de la contribution d’investissement

Si les conditions d’octroi sont encore remplies au moment de l’avis de fin des travaux, l’OFEN fixe définitivement la contribution d’investissement en s’appuyant sur les coûts d’investissement effectifs.

Art. 80 Versement échelonné de la contribution d’investissement

1. La contribution d’investissement est versée en plusieurs tranches.
2. Dans la garantie visée à l’art. 75, l’OFEN fixe le moment du versement des différentes tranches et les montants à verser par tranche au cas par cas (plan de paiement).
3. La première tranche peut être versée au plus tôt au début des travaux. En cas d’autorisation d’un début anticipé des travaux en vertu de l’art. 32, le premier versement est effectué au plus tôt lors de l’octroi de la garantie visée à l’art. 75.
4. La dernière tranche ne peut être versée qu’après la fixation définitive de la contribution d’investissement. Jusque-là, au maximum 80 % du montant maximal fixé dans la garantie visée à l’art. 75 peuvent être versés.

Section 4a Procédure de demande pour les installations de biogaz, les centrales électriques à bois et les installations au gaz d’épuration

Art. 80a Demande

1. La demande de contribution d’investissement doit être déposée auprès de l’organe d’exécution.
2. Elle ne peut être présentée qu’après l’obtention d’un permis de construire exécutoire ou, si le projet ne nécessite aucun permis de construire, qu’une fois la constructibilité du projet démontrée.
3. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.3.

Art. 80b Garantie de principe

Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’organe d’exécution garantit la contribution d’investissement dans son principe et fixe ce qui suit:

1. le montant probable de la contribution d’investissement compte tenu de la puissance prévue de l’installation, sur la base des taux fixés à l’annexe 2.3 et en tenant compte des contributions maximales précisées à l’art. 71;
2. la part probable de la puissance de l’installation pour laquelle une contribution d’investissement est accordée;
3. le montant que la contribution d’investissement ne doit pas dépasser; il correspond au montant fixé conformément à la let. a.

Art. 80c Délai de mise en service, prolongation du délai et avis de mise en service

1. L’installation, l’agrandissement notable ou la rénovation notable doivent être mis en service dans un délai de trois ans à compter de la notification de la décision visée à l’art. 80b .
2. L’art. 30e ^decies, al. 2 à 4, s’applique à la prolongation du délai et à l’avis de mise en service.

Art. 80d Avis de fin des travaux

1. Un avis de fin des travaux doit être remis à l’organe d’exécution au plus tard quatre ans après la mise en service.
2. Il doit comporter les données et les documents suivants:
   1. décompte détaillé des coûts de construction;
   2. pour les rénovations: liste des coûts d’investissement imputables et des coûts d’investissement non imputables sur la base des composantes de l’installation figurant à l’annexe 2.3;
   3. puissance installée, et
   4. production nette de deux années complètes d’exploitation.
3. Si le requérant ne peut pas respecter le délai de remise de l’avis de fin des travaux pour des raisons qui ne lui sont pas imputables, l’organe d’exécution peut, sur demande, prolonger le délai. La demande doit être déposée par écrit avant l’expiration du délai.

Art. 80e Fixation définitive de la contribution d’investissement

Si les conditions d’octroi sont encore remplies au moment de l’avis de fin des travaux, l’organe d’exécution fixe définitivement, conformément à l’art. 85, la contribution d’investissement en tenant compte du montant maximal déterminé dans la garantie de principe visée à l’art. 80b .

Art. 80f Versement échelonné de la contribution d’investissement

La contribution d’investissement est versée en trois tranches:

1. 40 % du montant maximal visé à l’art. 80b , let. c: au début des travaux;
2. 30 % du montant maximal visé à l’art. 80b , let. c: après transmission de l’avis de mise en service;
3. la différence entre la somme des montants précisés aux let. a et b et la contribution d’investissement définitive: après l’entrée en force de la fixation définitive de la contribution d’investissement.

Section 5 Critères de mesure pour les UIOM, les installations d’incinération des boues et les installations au gaz de décharge

Art. 81 Coûts d’investissement imputables

Les coûts d’investissement visés à l’art. 61, al. 1 à 3, sont imputables.⁹⁶

Art. 82 Coûts non imputables

Ne sont notamment pas imputables:

1. ⁹⁷ …
2. les coûts pour les parties de l’installation destinées au traitement thermique des déchets;
3. les coûts pour les parties de l’installation destinées au traitement des eaux usées;
4. les coûts pour les parties de l’installation destinées au traitement des combustibles ou à l’exploitation d’un réseau de chaleur à distance.

Art. 83 Calcul des coûts non couverts et de la contribution d’investissement dans des cas particuliers

1. Lorsque des indices donnent à penser qu’il n’y a pas de coûts non couverts pour l’installation concernée (art. 29, al. 3, let. b^bis, LEne), un calcul est effectué selon l’annexe 4 pour déterminer s’il y a des coûts non couverts.
2. Lorsque la contribution d’investissement est supérieure aux coûts non couverts, elle est réduite en conséquence.
3. L’OFEN met à disposition la documentation et les formulaires nécessaires au calcul des coûts non couverts.⁹⁸

Section 5a Critères de mesure pour les installations de biogaz, les centrales électriques à bois et les installations au gaz d’épuration

Art. 84 Part de la puissance de l’installation pour laquelle une contribution d’investissement est accordée en cas d’agrandissement ou de rénovation notables

Pour un agrandissement ou une rénovation notables, la part de la puissance de l’installation après la rénovation ou l’agrandissement pour laquelle une contribution d’investissement est accordée est déterminée comme suit:

1. pour un agrandissement notable: rapport entre l’augmentation de la puissance à attendre en raison de l’agrandissement, d’une part, et la puissance totale après l’agrandissement, d’autre part;
2. ⁹⁹ pour une rénovation notable: rapport entre les coûts d’investissement imputables en raison de la rénovation, d’une part, et les coûts d’investissement pour une nouvelle installation de référence, d’autre part; les coûts d’investissement imputables sont déterminés conformément à l’art. 61, al. 1 à 3, et à l’annexe 2.3, ch. 2.4, 3.4 ou 6.3.

Art. 85 Calcul de la contribution d’investissement

1. La contribution d’investissement est calculée comme suit:
   1. pour une nouvelle installation: par kW de puissance;
   2. pour un agrandissement ou une rénovation notables: par kW de la part de puissance calculée conformément à l’art. 84 après l’agrandissement ou la rénovation.
2. Les taux sont fixés à l’annexe 2.3, ch. 7.
3. Pour un agrandissement ou une rénovation notables, le taux s’élève à 75 % des taux fixés à l’annexe 2.3, ch. 7.
4. Si la contribution d’investissement calculée conformément aux alinéas précédents pour l’agrandissement notable d’une installation de biogaz ou d’une centrale électrique à bois dépasse 60 % des coûts effectifs imputables, elle est réduite à 60 %.
5. Pour les installations de biogaz et les installations au gaz d’épuration, la puissance équivalente est déterminante.

Art. 86 et 87 {#chap_6/sec_5_a/art_86_87 omnilex-key=ch-fedlex--730.03--86 und 87}

Chapitre 6a Contribution d’investissement allouée pour les installations éoliennes

Section 1 Taux

Art. 87a

1. La contribution d’investissement pour les installations éoliennes est déterminée au moyen du principe des installations de référence.
2. Les taux par catégorie sont fixés à l’annexe 2.4.

Section 2 Ordre de prise en compte et liste d’attente

Art. 87b Ordre de prise en compte

1. La date de dépôt est déterminante pour la prise en compte d’une demande.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la production d’électricité supplémentaire la plus importante par rapport à la contribution d’investissement sont choisis prioritairement.

Art. 87c Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’organe d’exécution informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.¹⁰⁰
3. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, les projets sont pris en compte en fonction de la date de dépôt de la demande.

Section 3 Procédure de demande

Art. 87d Demande

1. La demande de contribution d’investissement doit être déposée auprès de l’organe d’exécution.¹⁰¹
2. Elle ne peut être déposée que si les résultats des mesures du vent effectuées sur l’emplacement d’une nouvelle installation ou les données d’exploitation d’installations éoliennes existantes ainsi qu’une évaluation du rendement énergétique à l’emplacement de l’installation éolienne ont été fournis. Les mesures et l’évaluation du rendement doivent respecter les exigences minimales visées à l’annexe 2.4.
3. La demande doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 2.4.

Art. 87e Garantie de principe

Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’organe d’exécution garantit la contribution d’investissement dans son principe et fixe ce qui suit:

1. le montant probable de la contribution d’investissement compte tenu de la puissance prévue de l’installation;
2. le montant que la contribution d’investissement ne doit pas dépasser; il correspond au montant fixé conformément à la let. a.

Art. 87f Avis d’avancement du projet, mise en service, prolongation du délai et obligations d’annoncer

1. Après notification de la décision visée à l’art. 87e , le requérant doit remettre un avis d’avancement du projet et mettre l’installation en service.
2. L’art. 30d ^septiess’applique aux délais, à l’avis d’avancement du projet, à la mise en service, à la prolongation des délais et aux obligations d’annoncer.

Art. 87g

Art. 87h

Art. 87i Fixation définitive de la contribution d’investissement

1. Si les conditions d’octroi sont encore remplies au moment de l’avis de mise en service, l’organe d’exécution fixe définitivement la contribution d’investissement en s’appuyant sur la puissance installée effective de l’installation.
2. Si une contribution pour les études de projet a été accordée pour un projet d’énergie éolienne, une part de celle-ci est déduite de la contribution d’investissement lors de la fixation définitive de cette dernière. La contribution pour les études de projet est répartie de manière égale entre les installations éoliennes dont l’autorisation est entrée en force.¹⁰²

Art. 87j Versement échelonné de la contribution d’investissement

La contribution d’investissement est versée en deux tranches:

1. 50 % du montant maximal visé à l’art. 87e , let b: au début des travaux;
2. la différence entre le montant visé à la let. a et la contribution d’investissement définitive: après l’entrée en force de la fixation définitive de la contribution d’investissement.

Section 4 Calcul de la contribution d’investissement

Art. 87k

La contribution d’investissement est calculée sur la base de la catégorie, de la puissance de l’installation et des taux fixés à l’annexe 2.4.

Art. 87l et 87m {#chap_6_a/sec_4/art_87_l_87_m omnilex-key=ch-fedlex--730.03--87l und 87m}

Abrogés

Chapitre 6b Contributions d’investissement allouées pour la prospection et pour la mise en valeur d’un réservoir géothermique et pour de nouvelles installations géothermiques

Section 1 Conditions d’octroi et taux

Art. 87n Conditions d’octroi

1. Une contribution d’investissement pour la mise en valeur d’un réservoir géothermique peut être allouée uniquement si une prospection a été réalisée au préalable dans la zone concernée et qu’un rapport de prospection concernant la probabilité de trouver un réservoir géothermique présumé a été établi.
2. Une contribution d’investissement pour la réalisation d’une installation géothermique peut être allouée uniquement si une mise en valeur a été réalisée au préalable dans la zone concernée et qu’un rapport de mise en valeur concernant la production attendue du réservoir géothermique a été établi.

Art. 87o Taux

1. La contribution d’investissement allouée pour la prospection, pour la mise en valeur ou pour la réalisation d’une installation s’élève, dans chaque cas, à 60 % des coûts d’investissement imputables.
2. La contribution d’investissement allouée pour une prospection ou pour une mise en valeur peut en particulier être réduite lorsque les risques géologiques sont faibles ou lorsque le caractère technique, qualitatif ou innovant de la demande est faible.

Section 2 Ordre de prise en compte et liste d’attente

Art. 87p Ordre de prise en compte

1. La date de dépôt est déterminante pour la prise en compte d’une demande.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui présentent la production d’électricité supplémentaire la plus importante par rapport à la contribution d’investissement sont choisis prioritairement.

Art. 87q Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’OFEN informe le requérant que son projet a été inscrit sur la liste d’attente.
3. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, l’OFEN prend en compte les projets les plus avancés. Si plusieurs projets présentent le même état d’avancement, ils sont pris en compte en fonction de la date de dépôt de la demande.

Section 3 Procédure de demande

Art. 87r Demande

1. La demande de contribution d’investissement doit être déposée auprès de l’OFEN.
2. La demande de contribution d’investissement pour la prospection ou pour la mise en valeur peut être présentée uniquement lorsque toutes les demandes d’autorisation et de concession requises ont été remises aux autorités compétentes et que le financement du projet est assuré.
3. La demande de contribution d’investissement pour une installation géothermique ne peut être présentée qu’après l’obtention d’un permis de construire ou d’une concession exécutoire.
4. Une demande selon l’al. 2 ou 3 doit comporter l’ensemble des données et des documents visés aux annexes 2.5 ou 2.6.

Art. 87s Groupe d’experts pour les projets de prospection ou de mise en valeur

1. L’OFEN fait appel à un groupe d’experts indépendant du projet, composé de six spécialistes au plus, chargé d’examiner les demandes de contribution d’investissement pour la prospection ou la mise en valeur. Le canton d’implantation peut par ailleurs déléguer un représentant au sein de ce groupe.
2. Le groupe d’experts évalue les demandes et adresse à l’OFEN une recommandation relative à son appréciation du projet. Le représentant cantonal ne peut se prononcer sur cette recommandation. Le groupe d’experts peut faire appel à des spécialistes supplémentaires dans l’accomplissement de ses tâches.

Art. 87t Contrat et garantie de principe

1. Lorsque les conditions d’octroi d’une contribution d’investissement pour la prospection ou pour la mise en valeur visées à l’annexe 2.5 sont remplies et que des moyens sont disponibles pour prendre en compte la demande, la Confédération conclut avec le requérant un contrat de droit administratif.
2. Lorsque les conditions d’octroi visées à l’annexe 2.6 pour la réalisation d’une installation géothermique sont remplies et que des moyens sont disponibles pour prendre en compte la demande, l’OFEN garantit la contribution d’investissement dans son principe et fixe ce qui suit:
   1. le montant de la contribution d’investissement, calculé en pourcentage des coûts d’investissement imputables;
   2. le montant maximal de la contribution d’investissement;
   3. la date limite à laquelle la construction doit commencer;
   4. le plan de paiement visé à l’art. 87z ;
   5. le délai de mise en service de l’installation;
   6. les données importantes pour la production qui doivent être communiquées en vertu de l’art. 87w , let. d.

Art. 87u Rapport final de prospection ou de mise en valeur

Un rapport final doit être remis à l’OFEN à l’issue d’une prospection ou d’une mise en valeur. Son contenu est défini dans le contrat visé à l’art. 87t , al. 1.

Art. 87v Avis de mise en service d’installations géothermiques

1. Un avis de mise en service doit être remis à l’OFEN après la mise en service de l’installation géothermique.
2. Il doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. date de mise en service;
   2. procès-verbal de reprise;
   3. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande.

Art. 87w Avis de fin des travaux pour les installations géothermiques

1. Un avis de fin des travaux doit être remis à l’OFEN au plus tard six ans après la mise en service de l’installation géothermique.
2. Il doit comporter au moins les données et les documents suivants:
   1. décompte détaillé des coûts de construction;
   2. liste des coûts d’investissement imputables et des coûts d’investissement non imputables;
   3. indication de la production nette des cinq premières années d’exploitation;
   4. toutes les données relatives à la production, depuis la mise en service.

Art. 87x Prolongation des délais

Sur demande, l’OFEN peut prolonger les délais de mise en service et de remise du rapport final ou de l’avis de fin des travaux aux conditions suivantes:

1. le requérant ne peut pas respecter le délai pour des raisons qui ne lui sont pas imputables;
2. la demande est déposée avant l’expiration du délai.

Art. 87y Fixation définitive de la contribution d’investissement allouée pour les installations géothermiques

Si les conditions d’octroi sont encore remplies au moment de l’avis de fin des travaux, l’OFEN fixe définitivement la contribution d’investissement en s’appuyant sur les coûts d’investissement effectifs.

Art. 87z Versement échelonné de la contribution d’investissement

1. La contribution d’investissement est versée en plusieurs tranches.
2. Dans le contrat visé à l’art. 87t , al. 1, ou la garantie de principe visée à l’art. 87t , al. 2, l’OFEN fixe le moment du versement des différentes tranches et les montants à verser par tranche au cas par cas.
3. La première tranche peut être versée au plus tôt au début des travaux. En cas d’autorisation d’un début anticipé des travaux en vertu de l’art. 32, le premier versement est effectué au plus tôt lors de l’octroi de la garantie visée à l’art. 87t , al. 2.
4. La dernière tranche ne peut être versée qu’après la fixation définitive de la contribution d’investissement. Jusque-là, au maximum 80 % du montant maximal fixé dans la garantie visée à l’art. 87t , al. 2, peuvent être versés.

Section 4 Critères de mesure

Art. 87zbis Coûts d’investissement imputables

1. Seuls les coûts d’investissement effectifs directement nécessaires à la réalisation économe et appropriée du projet sont imputables dans le calcul de la contribution d’investissement pour la prospection ou pour la mise en valeur. De plus, l’art. 61 s’applique par analogie.
2. L’art. 61 s’applique aux coûts d’investissement imputables pour les installations géothermiques.

Art. 87zter Calcul des coûts non couverts et de la contribution d’investissement dans des cas particuliers

1. Lorsque des indices donnent à penser qu’il n’y a pas de coûts non couverts pour l’installation concernée (art. 29, al. 3, let. b^bis, LEne), un calcul est effectué selon l’annexe 4 pour déterminer s’il y a des coûts non couverts.
2. Lorsque la contribution d’investissement est supérieure aux coûts non couverts, elle est réduite en conséquence.
3. L’OFEN met à disposition la documentation et les formulaires nécessaires au calcul des coûts non couverts.¹⁰³

Chapitre 7 Prime de marché rétribuant l’électricité produite par de grandes installations hydroélectriques

Section 1 Dispositions générales

Art. 88 Précisions concernant le droit à la prime de marché

1. Les grandes installations hydroélectriques dont la puissance est supérieure à 10 MW ne donnent pas seulement droit à la prime de marché en tant qu’installations individuelles mais également si elles sont constituées d’un groupe d’installations:
   1. dont toutes les installations individuelles sont reliées sur le plan hydraulique et sont optimisées conjointement, et
   2. dont les coûts de revient ne sont pas couverts dans l’ensemble.
2. Si une installation individuelle participant au système de rétribution de l’injection fait partie d’un tel groupe d’installations, ce dernier ne donne droit à la prime de marché que si sa puissance dépasse 10 MW également sans cette installation individuelle.
3. Le risque de coûts de revient non couverts n’incombe pas à l’entreprise d’approvisionnement en électricité au lieu du propriétaire (art. 30, al. 2, LEne) si l’achat d’électricité par l’entreprise mentionnée repose sur un contrat conclu après le 1^erjanvier 2016 et axé sur le court ou le moyen terme. Le droit à la prime de marché n’est pas transféré à l’entreprise d’approvisionnement en électricité.
4. L’al. 3 s’applique par analogie au transfert du risque et du droit à la prime de marché dans la relation entre exploitant et propriétaire.

Art. 89 Recettes

1. Les recettes sont prises en compte conformément aux sources et aux hypothèses suivantes:
   1. négoce de l’électricité pour le lendemain (marchéday-ahead ): les recettes sont déterminées sur la base du prix du marché; le profil horaire effectif de l’installation ou la somme de ces profils lorsqu’il s’agit d’un groupe d’installations constitue la base du calcul; les couvertures sur le marché à terme sont prises en compte conformément à l’annexe 6.1, ch. 4.2.4; dans le cas d’une installation partenaire, le profil déterminé est réparti proportionnellement entre les partenaires;
   2. services-système: les recettes sont déterminées conformément à l’annexe 6.1, ch. 4.2.5, mais sans déduction des coûts d’opportunité;
   3. garanties d’origine: les recettes sont déterminées sur la base du prix pour les garanties d’origine calculé conformément à l’art. 30a ^quinquies, al. 4 et 5;
   4. réserve d’hiver: les recettes sont déterminées conformément à l’annexe 6.1, ch. 4.2.7.
2. Est considéré comme le prix du marchéday-ahead le prix horaire du marchéspot pour la zone de prix Suisse à un taux de change mensuel moyen. Ce prix s’applique aussi à l’électricité négociée hors Bourse.
3. Si une installation individuelle participant au système de rétribution de l’injection fait partie d’un groupe d’installations, la rétribution de l’injection versée est déterminante pour les recettes de cette installation.

Art. 90 Coûts de revient et autres coûts

1. Les coûts d’exploitation indispensables à une production efficace sont pris en compte dans le calcul des coûts de revient. Sont également pris en compte:¹⁰⁴
   1. la redevance hydraulique;
   2. les manques à gagner dus à l’électricité cédée à la collectivité publique à titre gratuit ou à prix réduit;
   3. les impôts directs, les impôts sur le bénéfice seulement s’ils correspondent à un bénéfice réel et ne sont pas dus à la collectivité publique locale sur la base d’un accord et indépendamment des bénéfices;
   4. ¹⁰⁵ les dépenses pour des prestations de services globales et la commercialisation à hauteur de:
   1. 0,40 ct./kWh pour les centrales au fil de l’eau, 2. 0,55 ct./kWh pour les centrales à accumulation, les centrales à pompage-turbinage et les centrales à pompage-turbinage pur.
2. Les coûts de capital calculés sont également pris en compte en tant que coûts de revient. Le taux d’intérêt visé à l’annexe 3 s’applique. Les amortissements sont en principe effectués conformément à l’ancienne pratique pour l’installation concernée.¹⁰⁶
3. L’OFEN fixe dans une directive les coûts d’exploitation et de capital imputables.

Section 2 Prime de marché et approvisionnement de base

Art. 91 Déduction de l’approvisionnement de base

1. Les ayants droit à la prime de marché qui sont chargés de l’approvisionnement de base doivent, pour déterminer la déduction arithmétique de l’approvisionnement de base (art. 31, al. 1, LEne), inclure l’ensemble de leur potentiel de vente réalisable dans l’approvisionnement de base.
2. À la place de cette déduction, ils peuvent appliquer une déduction ajustée de l’approvisionnement de base (art. 31, al. 2, LEne). Cette déduction s’obtient en retranchant de la première déduction (al. 1) l’autre électricité de l’approvisionnement de base provenant d’énergies renouvelables qui n’est soutenu ni dans le cadre du système de rétribution de l’injection ni dans un autre cadre. Cette quantité à déduire peut inclure l’électricité provenant d’installations de tiers uniquement si:¹⁰⁷
   1. l’achat se fonde sur des contrats à moyen ou à long terme et que la garantie d’origine relative à cet achat est produite, ou que
   2. l’électricité a été reprise conformément à l’art. 15 LEne.

Art. 92 Répartition du portefeuille entre prime de marché et approvisionnement de base

1. Si le portefeuille d’un ayant droit à la prime de marché contient de l’électricité produite par plusieurs grandes installations hydroélectriques et dont les coûts de revient ne sont pas couverts, il y a lieu de considérer que l’ayant droit vend l’électricité de chaque installation, sous forme de parts uniformes par rapport à l’ensemble du portefeuille, sur le marché et dans l’approvisionnement de base. La prime de marché lui est accordée par installation en fonction de la part destinée au marché (taux de prime de marché).
2. Le taux de prime de marché se calcule comme quotient des deux éléments suivants:
   1. la différence entre l’électricité contenue dans le portefeuille, produite par des grandes installations hydroélectriques et dont les coûts de revient ne sont pas couverts, et la déduction de l’approvisionnement de base appliquée, et
   2. l’électricité contenue dans le portefeuille, produite par des grandes installations hydroélectriques et dont les coûts de revient ne sont pas couverts.
3. Si l’ayant droit à la prime de marché obtient davantage sur l’ensemble du portefeuille avec la prime de marché et les ventes dans l’approvisionnement de base que ce qui est nécessaire pour couvrir les coûts de revient, la prime de marché se réduit d’autant.

Art. 93 Prise en compte globale des entreprises d’approvisionnement en électricité

1. Dans le cas d’une entreprise d’approvisionnement en électricité comportant plusieurs entités juridiques autonomes responsables de domaines comme la production, l’exploitation du réseau et l’approvisionnement de base, l’entité ayant droit à la prime de marché doit se faire imputer le potentiel des autres entités en matière d’approvisionnement de base.
2. Une telle entité juridique autonome peut aussi vendre au prix de revient dans le cadre de l’approvisionnement de base (art. 31, al. 3, LEne) l’électricité produite par des grandes installations hydroélectriques si ce n’est pas elle-même, mais une autre unité qui a droit à la prime de marché. Quiconque n’est pas lié de la sorte à un ayant droit à la prime de marché, mais seulement par une participation, n’a pas ce droit.

Section 3 Procédure de demande et restitution

Art. 94 Demande

1. Les ayants droit à la prime de marché déposent leur demande auprès de l’OFEN au plus tard le 31 mai de l’année suivant celle pour laquelle ils sollicitent la prime de marché.
2. La demande doit porter sur l’ensemble de l’électricité du portefeuille pour laquelle une prime de marché est sollicitée et démontrer au moins les éléments suivants:
   1. quelle quantité d’électricité provient de quelles installations et à quelle part de production par installation cette quantité correspond;
   2. profils horaires effectifs par installation;
   3. coûts imputables par installation sur la base des comptes annuels, pour l’année hydrologique ou l’année civile;
   4. pratique en matière d’amortissements au cours des cinq dernières années;
   5. pour une installation individuelle relevant du système de rétribution de l’injection: part de production dans le groupe d’installations et rétribution de l’injection;
   6. informations relatives aux mesures prises en vue d’améliorer la situation des coûts.
3. En outre, les éléments suivants doivent au moins être présentés dans les cas qui comprennent l’approvisionnement de base:
   1. potentiel en matière d’approvisionnement de base;
   2. déduction de l’approvisionnement de base appliquée;
   3. quantité d’électricité retranchée visée à l’art. 91, al. 2;
   4. vente effectuée dans l’approvisionnement de base par grande installation hydroélectrique;
   5. prix moyen de cette vente.
4. L’exploitant de l’installation, le propriétaire et les entités de l’entreprise qui leur sont associées soutiennent les requérants en leur fournissant les renseignements et les documents nécessaires. Au besoin, l’OFEN peut s’adresser directement à ces acteurs.

Art. 95 Procédure auprès de l’OFEN et recours à la Commission de l’électricité

1. L’OFEN peut, dans la décision où il fixe la prime de marché, se réserver la possibilité d’une correction ultérieure.
2. Si les moyens ne suffisent globalement pas pour une année (art. 36, al. 2, OEne¹⁰⁸), l’OFEN réduit proportionnellement la prime de marché de chaque bénéficiaire.
3. Il verse les primes de marché si possible au cours de l’année de la demande, le cas échéant avec une retenue provisoire partielle des moyens alloués.
4. Il peut faire appel au soutien de la Commission de l’électricité (ElCom) aux fins d’exécution. Sur demande de l’OFEN, l’ElCom effectue des recoupements relatifs aux ventes réalisées dans l’approvisionnement de base en comparant les données fournies par l’OFEN avec ses propres données.

Art. 96 Restitution

S’il résulte d’une vérification ou d’un contrôle qu’un bénéficiaire a perçu indûment une prime de marché ou une prime de marché trop élevée notamment en raison de fausses indications, l’OFEN exige, jusqu’à cinq ans après le dernier versement, la restitution de la prime perçue en trop pour toutes les années concernées (art. 30, al. 3, de la L du 5 oct. 1990 sur les subventions¹⁰⁹).

Chapitre 7a Contribution aux coûts d’exploitation allouée pour les installations de biomasse

Section 1 Motif d’exclusion et taux de contribution

Art. 96a Motif d’exclusion

Aucune contribution aux coûts d’exploitation n’est accordée:

1. pour une installation pour laquelle l’exploitant obtient un financement des frais supplémentaires au sens de l’art. 73, al. 4, LEne ou une rétribution de l’injection;
2. pour la part de la production pour laquelle l’exploitant obtient une prime de marché flottante.

Art. 96b Taux de contribution

1. Les taux de contribution par catégorie et par classe de puissance sont fixés à l’annexe 5.
2. Le taux de contribution pour les installations hybrides est calculé conformément à l’art. 16, al. 2.
3. Les taux de contribution sont régulièrement contrôlés et adaptés en cas de modification substantielle des conditions.
4. La contribution aux coûts d’exploitation est réduite du facteur prévu à l’art. 16, al. 4, pour les exploitants assujettis à l’impôt en application des art. 10 à 13 LTVA¹¹⁰.¹¹¹

Section 2 Ordre de prise en compte et liste d’attente

Art. 96c Ordre de prise en compte

1. Une demande de contribution aux coûts d’exploitation est prise en compte en fonction de sa date de dépôt.
2. Si les demandes déposées un même jour ne peuvent pas toutes être prises en compte, les projets qui bénéficient d’un financement des frais supplémentaires au sens de l’art. 73, al. 4, LEne ou qui ont participé au système de rétribution de l’injection et dont la durée de rétribution est échue sont choisis prioritairement.

Art. 96d Liste d’attente

1. Si les moyens ne suffisent pas pour une prise en compte immédiate, les projets sont inscrits sur une liste d’attente en fonction de la date de dépôt de la demande, sauf s’ils ne remplissent manifestement pas les conditions d’octroi.
2. L’organe d’exécution informe le requérant que le projet a été inscrit sur la liste d’attente.
3. Lorsque des moyens sont à nouveau disponibles, les installations qui ont bénéficié d’un financement des frais supplémentaires au sens de l’art. 73, al. 4, LEne ou qui ont participé au système de rétribution de l’injection sont choisies prioritairement.

Section 3 Procédure de demande

Art. 96e Demande

1. La demande de contribution aux coûts d’exploitation doit être déposée auprès de l’organe d’exécution.
2. Elle peut être présentée au plus tôt un an avant la fin de la durée de rétribution du financement des frais supplémentaires au sens de l’art. 73, al. 4, LEne ou de la rétribution de l’injection.
3. Une demande peut être remise uniquement pour les installations:
   1. qui sont déjà en exploitation, ou
   2. qui sont constructibles.
4. Elle doit comporter l’ensemble des données et des documents visés à l’annexe 5.

Art. 96f Décision

Lorsque les conditions d’octroi sont vraisemblablement remplies et que des moyens sont disponibles en suffisance, l’organe d’exécution décide de l’octroi d’une contribution aux coûts d’exploitation et en fixe le début.

Section 4 Exploitation courante, exclusion et renonciation

Art. 96g Versement de la contribution aux coûts d’exploitation

1. L’organe d’exécution verse chaque trimestre la contribution aux coûts d’exploitation.
2. Si les moyens disponibles ne suffisent pas pour les versements visés à l’al. 1, l’organe d’exécution verse la contribution auprorata durant l’année en cours. Il verse la différence l’année suivante.
3. Il réclame à l’exploitant les montants versés en trop par rapport à la production effective, sans intérêt. Il peut aussi les déduire au cours de la période de paiement subséquente.
4. Si le prix de marché de référence est supérieur au taux de contribution, il facture la part excédentaire aux exploitants chaque trimestre.

Art. 96h Exigences minimales

Les exigences minimales sont définies à l’annexe 5.

Art. 96i Non-respect des conditions d’octroi ou des exigences minimales

L’art. 29 s’applique par analogie lorsque les conditions d’octroi ou les exigences minimales ne sont pas ou plus respectées.

Art. 96j Exclusion, renonciation et nouvelle demande

1. L’organe d’exécution décide l’exclusion d’une installation du soutien par la contribution aux coûts d’exploitation si les conditions d’octroi ou les exigences minimales:
   1. ¹¹² ne sont pas respectées à plusieurs reprises et qu’il n’existait pour cette raison aucun droit à la contribution aux coûts d’exploitation pendant trois années civiles consécutives (art. 29, al. 1);
   2. n’ont pas été respectées pendant une année civile entière après l’expiration du délai visé à l’art. 29, al. 3.
2. Une renonciation à la contribution aux coûts d’exploitation doit être communiquée à l’organe d’exécution pour la fin d’un trimestre, moyennant un délai d’un mois.¹¹³
3. Une nouvelle demande de contribution aux coûts d’exploitation peut être présentée à tout moment. Cette contribution peut être allouée à nouveau au plus tôt un an après la dernière exclusion ou renonciation.

Chapitre 8 Évaluation, publication, renseignements, communication de données à l’Office fédéral de la douane et de la sécurité des frontières (OFDF), contrôle et mesures

Art. 97 Évaluation

1. L’OFEN évalue les données sur les projets et les installations pour lesquels un encouragement a été sollicité en vertu de la présente ordonnance, en vue de la planification des moyens disponibles du fonds alimenté par le supplément et du contrôle de l’utilité et de l’efficacité des instruments d’encouragement.¹¹⁴
2. Pour ce faire, il peut utiliser toutes les indications figurant dans la demande, les éventuels avis d’avancement du projet, l’avis de mise en service et le décompte des coûts de construction.¹¹⁵
3. Il peut en outre utiliser la quantité d’électricité produite, le montant des aides versées et le montant des coûts d’exécution pour ses évaluations.
4. Il peut publier les résultats des évaluations.
5. L’organe d’exécution met les données nécessaires aux évaluations à la disposition de l’OFEN chaque mois ou sur demande.

Art. 98 Publication

1. En ce qui concerne la rétribution de l’injection et la prime de marché flottante, l’OFEN publie les données suivantes pour les installations d’une puissance égale ou supérieure à 30 kW:¹¹⁶
   1. nom ou raison de commerce de l’exploitant et emplacement de l’installation;
   2. agent énergétique utilisé;
   3. catégorie et type d’installation;
   4. ¹¹⁷ montant de la rétribution;
   5. date de la demande;
   6. date de mise en service;
   7. quantité d’électricité rétribuée;
   8. durée de rétribution.
2. Pour les installations d’une puissance inférieure à 30 kW, les publications visées à l’al. 1 doivent être anonymisées.¹¹⁸
3. En ce qui concerne les rétributions uniques et les contributions d’investissement, l’OFEN publie les données suivantes par technique de production et par catégorie:
   1. nombre de bénéficiaires de contributions d’investissement;
   2. montant total des contributions d’investissement;
   3. moyenne des contributions d’investissement par rapport aux coûts d’investissement moyens imputables;
   4. moyenne des contributions d’investissement par rapport à la production supplémentaire moyenne.
4. En ce qui concerne la prime de marché pour les grandes installations hydroélectriques, il publie les données suivantes:
   1. nombre de bénéficiaires de la prime de marché;
   2. montant total des primes de marché;
   3. nombre d’installations et quantité totale d’électricité bénéficiant de la prime de marché;
   4. quantité totale d’électricité produite par de grandes installations hydroélectriques qui est vendue dans le cadre de la prime de marché dans l’approvisionnement de base et prix moyen de cette électricité.
5. En ce qui concerne les contributions aux coûts d’exploitation, l’OFEN publie les données suivantes:
   1. nom ou raison de commerce de l’exploitant et emplacement de l’installation;
   2. catégorie et type d’installation;
   3. montant de la contribution aux coûts d’exploitation;
   4. quantité d’électricité rétribuée.¹¹⁹
6. Pour les installations d’une puissance inférieure à 30 kW, la publication relative aux contributions aux coûts d’exploitation visée à l’al. 5 est anonyme.¹²⁰
7. En ce qui concerne les rétributions uniques pour les installations visées à l’art. 71a LEne, l’OFEN publie les données suivantes par installation:
   1. nom ou raison de commerce de l’exploitant et emplacement de l’installation;
   2. puissance de l’installation;
   3. date de la mise en service;
   4. production annuelle d’électricité attendue et production d’électricité attendue pour le semestre d’hiver lors du dépôt de la demande;
   5. moyenne de la production annuelle d’électricité et moyenne de la production d’électricité pour le semestre d’hiver effectivement mesurées au moment de la fixation définitive de la rétribution unique;
   6. montant définitif de la rétribution unique;
   7. part de l’encouragement par rapport aux coûts d’investissement imputables.¹²¹
8. En ce qui concerne le bonus pour l’électricité hivernale dans le cadre de la prime de marché flottante, il publie les données suivantes:
   1. le nombre d’installations;
   2. la puissance totale des installations;
   3. la production moyenne d’électricité hivernale par kW de puissance;
   4. la somme des bonus pour l’électricité hivernale octroyés.¹²²
9. En ce qui concerne le bonus pour l’électricité hivernale dans le cadre de la rétribution unique, il publie les données suivantes:
   1. le nombre d’installations;
   2. la puissance totale des installations;
   3. la production moyenne d’électricité hivernale par kW de puissance;
   4. la somme des bonus pour l’électricité hivernale octroyés.¹²³

Art. 99 Renseignements

1. L’organe d’exécution ou l’OFEN communique des renseignements:
   1. aux requérants, sur la position qu’occupe leur projet sur la liste d’attente;
   2. aux cantons, sur l’ensemble des projets et des installations situés sur leur territoire;
   3. aux communes, sur l’ensemble des installations en exploitation situées sur leur territoire.
2. Les cantons et les communes traitent les données reçues de manière confidentielle. Ils ne sont notamment pas autorisés à s’en servir pour planifier des installations devant être réalisées:
   1. par eux-mêmes;
   2. par l’un de leurs établissements, ou
   3. par une société à laquelle ils participent.
3. Les dispositions sur le principe de la transparence et les dispositions sur la protection des données liant les organes fédéraux s’appliquent aux renseignements individuels.

Art. 100 Communication de données à l’OFDF

Pour l’exécution de la loi du 21 juin 1996 sur l’imposition des huiles minérales¹²⁴, l’OFEN communique à l’OFDF les données ci-après relatives aux exploitants d’installation qui produisent de l’électricité à partir de biomasse:

1. nom et adresse des personnes physiques et des associations de personnes, ou raison de commerce et siège des personnes morales;
2. indications sur le genre, la quantité et la provenance des matières premières biogènes;
3. indications sur le genre, la quantité et la provenance des carburants et combustibles issus de matières premières biogènes;
4. indications sur l’électricité et la chaleur produites à partir de carburants et de combustibles;
5. indications sur l’installation, en particulier les procédés de production, la capacité, la puissance, le rendement et la date de mise en service.

Art. 101 Contrôle et mesures

1. L’OFEN contrôle si les exigences légales sont respectées. À cet effet, il peut exiger les documents et les informations nécessaires et organiser ou effectuer des contrôles et des contrôles par échantillonnage également après la clôture d’une procédure. Il examine la situation lorsqu’il y a des présomptions fondées d’irrégularités.
2. Sur demande, l’exploitant d’une installation qui reçoit, pour cette installation, une rétribution pour l’électricité injectée provenant du fonds alimenté par le supplément selon le droit en vigueur ou un droit ancien, ou qui a reçu, pour cette installation, une rétribution unique ou une contribution d’investissement selon le droit en vigueur ou un droit ancien, ou qui bénéficie de la prime de marché pour l’électricité produite par l’installation, doit donner la possibilité à l’OFEN et à l’organe d’exécution, pour autant que celui-ci soit compétent en matière d’exécution, de consulter les données d’exploitation de l’installation.
3. Lorsqu’il ressort du contrôle ou de l’expertise que les exigences légales ont été violées, l’OFEN ou l’organe d’exécution décide des mesures appropriées dans son domaine de compétences.
4. L’OFEN est par ailleurs habilité à exiger les documents et les informations nécessaires et à organiser des contrôles en vue d’établir une rentabilité excessive.

Chapitre 9 Dispositions finales

Art. 102 Disposition transitoire relative à la fin de la durée de rétribution selon l’ancien droitOuvrir la doctrine

Pour les installations qui perçoivent une rétribution de l’injection selon l’ancien droit, la rétribution est versée jusqu’au 31 décembre de l’année où sa durée prend fin.

Art. 103 Disposition transitoire relative à la réduction de la liste d’attente pour les autres techniques de production

Les projets qui, conformément à l’art. 3g ^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version du 2 décembre 2016¹²⁵, ont progressé dans la liste d’attente jusqu’au 31 octobre 2016 en raison de l’avis complet de mise en service ou de l’avis d’avancement du projet ou, pour les petites installations hydroélectriques et les installations éoliennes, en raison du second avis d’avancement du projet, sont pris en compte selon l’ordre suivant:

1. les projets qui ont progressé jusqu’au 31 octobre 2015: en fonction de la date d’annonce;
2. les projets qui ont progressé jusqu’au 31 octobre 2016: en fonction de la date d’annonce.

Art. 104 Dispositions transitoires relatives aux installations photovoltaïquesOuvrir la doctrine

1. Les installations photovoltaïques pour lesquelles un exploitant a déjà demandé ou obtenu une rétribution unique avant le 1^erjanvier 2018 et dont la puissance globale est égale ou supérieure à 30 kW avant cette date ne donnent pas droit à une rétribution unique pour la puissance égale ou supérieure à 30 kW.
2. Les installations photovoltaïques d’une puissance comprise entre 30 et moins de 100 kW qui ont déjà été annoncées pour la rétribution du courant injecté à prix coûtant selon l’ancien droit, mais qui n’ont désormais droit qu’à une rétribution unique pour petites installations photovoltaïques, sont prises en compte en fonction de la date de transmission de l’avis de mise en service.
3. Les exploitants de grandes installations photovoltaïques qui ont déjà été annoncées pour la rétribution du courant injecté à prix coûtant selon l’ancien droit doivent exercer le droit d’option visé à l’art. 8 jusqu’au 30 juin 2018. Si le droit d’option n’est pas exercé dans ce délai, l’annonce est considérée comme une demande de rétribution unique. Si la rétribution de l’injection est choisie, un passage ultérieur à la rétribution unique est possible en tout temps.
4. Les exploitants d’installations d’une puissance comprise entre 30 et moins de 100 kW qui ont déjà été annoncées pour la rétribution du courant injecté à prix coûtant selon l’ancien droit doivent informer l’organe d’exécution jusqu’au 30 juin 2018 si la puissance atteint ou dépasse vraisemblablement 100 kW en raison d’une modification du projet. Sans annonce, l’installation est considérée comme une petite installation et la contribution liée à la puissance est tout au plus versée pour la puissance allant jusqu’à 99,9 kW.
5. La disposition de l’art. 36 relative à la taille minimale ne s’applique pas aux installations pour lesquelles une demande de rétribution du courant injecté à prix coûtant a été déposée au plus tard le 31 décembre 2012 et qui ont été construites au plus tard le 31 décembre 2017.

Art. 105 Dispositions transitoires relatives à la commercialisation directe et à l’injection au prix de marché de référence

1. Les exploitants qui doivent vendre leur électricité eux-mêmes (art. 14) sont tenus de passer à la commercialisation directe au plus tard deux ans après l’entrée en vigueur de la présente ordonnance.
2. L’art. 16, al. 4, s’applique à l’électricité produite à partir du 1^erjanvier 2019.¹²⁶

Art. 106 Disposition transitoire relative à l’agrandissement ou à la rénovation ultérieurs de petites installations hydroélectriques et d’installations de biomasse

La réduction du taux de rétribution visée à l’art. 28, al. 5, ne s’applique pas aux exploitants qui ont déjà entamé un agrandissement ou une rénovation ultérieurs avant l’entrée en vigueur de la présente ordonnance, pour autant que la mise en service de cet agrandissement ou de cette rénovation ait lieu au plus tard le 30 juin 2018 et soit annoncée à l’organe d’exécution au plus tard le 31 juillet 2018.

Art. 107 Disposition transitoire relative à l’ordre de prise en compte et à la liste d’attente pour les contributions d’investissement

Les projets et les installations qui ont déjà été annoncés pour la rétribution du courant injecté à prix coûtant selon l’ancien droit et pour lesquels un avis de mise en service ou un avis d’avancement du projet ou, pour les petites installations hydroélectriques, le second avis complet d’avancement du projet a été transmis le 31 décembre 2017 au plus tard sont pris en compte en fonction de la date de dépôt de cet avis, dans la mesure où une demande de contribution d’investissement est déposée auprès de l’OFEN pour ces projets au plus tard le 31 mars 2018.

Art. 108

Art. 108a Disposition transitoire relative à la modification du 24 novembre 2021

Les installations existantes qui ont été ou seront complètement remplacées et qui ont reçu avant le 1^erjanvier 2022 une décision positive concernant la participation au système de rétribution de l’injection ou une garantie de principe concernant une contribution d’investissement, continuent d’être considérées comme de nouvelles installations.

Art. 108b Disposition transitoire relative à la modification du 20 novembre 2024

1. Dans le cas où, dans le contexte d’une contribution d’investissement, une autorisation de début anticipé des travaux concernant une installation a été accordée à l’exploitant avant l’entrée en vigueur de la présente modification, cette autorisation est également valable dans le contexte de l’octroi d’une prime de marché flottante.
2. Si l’exploitant auquel une contribution d’investissement a été garantie dans son principe avant l’entrée en vigueur de la présente modification veut bénéficier de la prime de marché flottante, il doit en informer l’autorité compétente au plus tard le 1^erjuin 2025.
3. Les art. 89 et 90, al. 1, let. d, s’appliquent à partir du calcul des primes de marché pour l’année civile 2024 ou l’année hydrologique 2023/2024.

Art. 108c Disposition transitoire relative à la modification du 26 novembre 2025

1. Les exploitants ayant reçu la garantie d’un bonus d’altitude pour une installation avant l’entrée en vigueur de la présente modification continuent de bénéficier du bonus sur la base de l’ancien droit.
2. Si une installation mise en service à partir du 1^erjanvier 2026 remplit les conditions d’octroi d’un bonus pour l’électricité hivernale, l’exploitant peut renoncer au bonus d’altitude qui lui a été garanti pour l’installation et bénéficier à la place du bonus pour électricité hivernale.
3. La renonciation au bonus d’altitude doit être communiquée à l’organe d’exécution jusqu’à la fin du mois de septembre suivant le troisième semestre d’hiver complet. Le bonus d’altitude octroyé jusqu’à ce moment-là est déduit du bonus pour l’électricité hivernale.

Art. 109 Entrée en vigueurOuvrir la doctrine

La présente ordonnance entre en vigueur le 1^erjanvier 2018.

Annexe 1.1

(art. 16, 17, 21, 23 et 28)

Installations hydroélectriques dans le système de rétribution de l’injection

1 Définition des installations

1.1 Une installation hydroélectrique est un aménagement technique exploitable de manière autonome destiné à produire de l’électricité à partir de la force hydraulique à un emplacement précis. 1.2 Lorsque plusieurs aménagements selon le ch. 1.1 utilisent le même point de raccordement au réseau, chacun de ces aménagements peut être considéré comme une installation hydroélectrique s’ils utilisent l’eau provenant de bassins versants séparés et s’ils ont été construits indépendamment l’un de l’autre. 1.3 Les centrales de dotation ainsi que les installations hydroélectriques sur canaux de dérivation ou canaux de fuite existants sont considérées comme des installations autonomes.

2 Taux de rétribution

2.1 Calcul 2.1.1 Le taux de rétribution se compose d’une rétribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un bonus d’aménagement des eaux, d’un bonus de niveau de pression ou des deux bonus. Il est recalculé chaque année. 2.1.2 La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la rétribution de base et du bonus d’aménagement des eaux. 2.1.3 La puissance équivalente correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt est déduit dans le calcul de la puissance équivalente. 2.1.4 Le taux du bonus de niveau de pression est déterminé selon une pondération établie sur la base des classes de hauteur de chute visées au ch. 2.3. 2.2 Rétribution de base 2.2.1 Les taux de la rétribution de base sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées au ch. 2.2.2. 2.2.2 Taux de la rétribution de base par classe de puissance en cas de mise en service à partir du 1^erjanvier 2013:

Classe de puissance	Rétribution de base (ct./kWh)
	1.1.2013–31.12.2016	à partir du 1.1.2017
≤ 30 kW	28,4	28,4
≤100 kW	18,8	18,8
≤300 kW	14,8	12,7
≤ 1 MW	11,2	9,0
≤ 10 MW	6,9	6,6

2.3 Bonus de niveau de pression Taux du bonus de niveau de pression par classe de hauteur de chute en cas de mise en service à partir du 1^erjanvier 2013:

Classe de hauteur de chute (en m)	Bonus (ct./kWh)
≤ 5	5,6
≤10	3,3
≤20	2,4
≤50	1,9
>50	1,2

2.4 Bonus d’aménagement des eaux 2.4.1 Si la part de l’aménagement des eaux, y compris les conduites sous pression, réalisée selon l’état de la technique est inférieure à 20 % de l’ensemble des coûts d’investissement du projet, il n’existe aucun droit à un bonus d’aménagement des eaux. Si cette part est supérieure à 50 %, le droit au bonus complet est donné. Entre 20 et 50 %, le calcul repose sur une interpolation linéaire selon le graphique ci-dessous. Les mesures visées à l’art. 83a LEaux¹²⁷ou visées à l’art. 10 LFSP¹²⁸ne sont pas imputables pour le bonus. 2.4.2 Les centrales de dotation n’ont pas droit au bonus d’aménagement des eaux. Les installations d’exploitation accessoire d’une puissance supérieure à 100 kW n’ont droit au bonus d’aménagement des eaux que pour la part allant jusqu’à une puissance équivalente de 100 kW.

2.4.3 Taux du bonus d’aménagement des eaux par classe de puissance à partir du 1^erjanvier 2013:

Classe de puissance	Bonus d’aménagement des eaux (ct./kWh)
	Mise en service:
	1.1.2013–31.12.2016	à partir du 1.1.2017
≤ 30 kW	6,2	6,2
≤100 kW	4,5	4,5
≤300 kW	3,6	2,9
>300 kW	3,0	1,6

2.5 Taux de rétribution maximum Le taux de rétribution maximum, bonus compris, est de 32,4 ct./kWh. 2.6 Paiements partiels et décompte 2.6.1 La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de rétribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée. 2.6.2 Les éventuels paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de rétribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification du ch. 5.1.

3 Calcul du taux de rétribution en cas d’agrandissement ou de rénovation ultérieurs

Le taux de rétribution applicable aux installations qui ont fait l’objet d’un agrandissement ou d’une rénovation ultérieurs se calcule selon la formule suivante: (P0/P1) * V1 + (1-P0/P1) * (N0/N1) * V1 où: P0: puissance de l’installation avant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018 ou, dans le cas d’installations dans lesquelles un agrandissement ou une rénovation ont été entamés avant le 1^erjanvier 2018, pour autant que la mise en service ait eu lieu au plus tard le 30 juin 2018 et ait été annoncée à l’organe d’exécution au plus tard le 31 juillet 2018, la puissance de l’installation après cet agrandissement ou cette rénovation; P1: puissance de l’installation après l’agrandissement le plus récent ou la rénovation la plus récente; N0: moyenne de la production nette: – des cinq années civiles précédant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018, ou – des années civiles qui, jusqu’au moment du premier agrandissement ou de la première rénovation effectués à partir de 2018, se sont écoulées depuis la mise en service, ou depuis l’agrandissement ou la rénovation précédents, pour autant qu’il se soit écoulé moins de cinq années civiles; N1: production nette après l’agrandissement; V1: taux de rétribution calculé selon le ch. 2 sur la base de la production nette totale réalisée après l’agrandissement ou la rénovation.

4 Durée de rétribution

La durée de rétribution est de 15 ans.

5 Procédure de demande

5.1 Demande

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de la centrale, des installations de captage d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;
2. accord des propriétaires fonciers;
3. puissance mécanique brute moyenne;
4. production d’électricité attendue par année civile (en kWh);
5. hauteur de chute brute (en m);
6. type d’eaux utilisé (cours d’eau / autres eaux) et type d’installation;
7. coûts d’investissement totaux du projet, ventilés selon les principales composantes; il faut en particulier présenter séparément les coûts d’investissement de l’aménagement des eaux, y compris les conduites sous pression;
8. catégorie de producteur;
9. preuve qu’il s’agit d’une nouvelle installation.

5.2 Avis d’avancement du projet

5.2.1 Quatre ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis comportant la demande de concession ou de construction déposée auprès de l’autorité compétente.

5.2.2 Dix ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un second avis comportant au minimum les éléments suivants:

a. permis de construire exécutoire;

b. concession;

c. annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

d. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

e. date prévue de mise en service.

5.3 Mise en service

5.3.1 L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.3.2 Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard quatre ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.4 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les éléments suivants:

a. date de mise en service;

b. pièces justificatives des coûts d’investissement effectifs, ventilés selon les principales composantes; il faut en particulier présenter séparément les coûts d’investissement de l’aménagement des eaux y compris les conduites sous pression;

c. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande ou dans l’avis d’avancement du projet.

6 Dispositions transitoires

6.1 L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis le premier avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit au plus tard le 31 décembre 2017 est soumis aux dispositions déterminantes au moment de la transmission de cet avis, tant en ce qui concerne la durée de rétribution que son calcul. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables.

6.2 L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive jusqu’au 31 décembre 2013 et a effectivement réalisé le premier avancement du projet est soumis aux dispositions déterminantes au moment de la réalisation de cet avancement, tant en ce qui concerne la durée de rétribution que son calcul. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables.

6.3 Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g ^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version du 2 décembre 2016¹²⁹, l’avis de mise en service est transmis dans les délais suivants:

1. au plus tard six ans après réception de la décision positive si l’exploitant l’a reçue le 31 décembre 2015 au plus tard;
2. au plus tard le 31 décembre 2019 si l’exploitant a reçu la décision positive entre le 1^erjanvier 2016 et le 1^erjanvier 2017.

6.4 Une limitation de la production en raison d’une charge administrative n’entraîne pas, pour une installation qui bénéficie, sur la base de l’art. 3a de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie¹³⁰, d’une rétribution du courant injecté à prix coûtant ou qui a reçu une décision positive, son exclusion du système de rétribution de l’injection.

6.5 Pour les installations qui bénéficient, sur la base de l’art. 3a de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, d’une rétribution du courant injecté à prix coûtant ou qui ont reçu une décision positive et qui ne peuvent pas respecter les exigences minimales pour des motifs qui ne leur sont pas imputables, la rétribution continue d’être versée pour une durée équivalant au maximum à un tiers de la durée de rétribution si aucune mesure n’est possible pour remédier à cette situation. Si elles ne respectent pas les exigences minimales une nouvelle fois par la suite, elles sont exclues du système de rétribution de l’injection. Cette règle s’applique également pour l’année 2018.

6.6 Les années durant lesquelles une sécheresse supérieure à la moyenne constitue le motif visé au ch. 6.5 ne sont pas prises en compte dans le calcul du tiers de la durée de rétribution.

Annexe 1.2

(art. 16, 17, 21 et 23)

Installations photovoltaïques dans le système de rétribution de l’injection

1 Définition des installations

Une installation photovoltaïque consiste en un ou plusieurs champs de modules, un ou plusieurs onduleurs et un point de mesure.

2 Taux de rétribution

2.1 Calcul du taux de rétribution Le taux de rétribution est déterminé selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées au ch. 2.2. 2.2 Taux de rétribution Taux de rétribution par classe de puissance en cas de mise en service à partir du 1^erjanvier 2013:

Classe de puissance	Taux de rétribution (ct./kWh)
	Mise en service
	1.1.2013–31.12.2013	1.1.2014–31.3.2015	1.4.2015–30.9.2015	1.10.2015–31.3.2016	1.4.2016–30.9.2016	1.10.2016–31.3.2017	1.4.2017–31.12.2017	1.1.2018–31.3.2019	1.4.2019–31.3.2020	à partir du 1.4.2020
≤ 100 kW	21,2	18,7	16,0	14,8	14,0	13,3	12,1	11,0	10,0	9,0
≤1000 kW	18,5	17,0	15,0	14,1	13,1	12,2	11,5	11,0	10,0	9,0
>1000 kW	17,3	15,3	14,8	14,1	13,2	12,2	11,7	11,0	10,0	9,0

3 Durée de rétribution

La durée de rétribution est:

1. de 25 ans en cas de mise en service le 31 décembre 2013 au plus tard;
2. de 20 ans en cas de mise en service entre le 1^erjanvier 2014 et le 31 décembre 2017;
3. de 15 ans en cas de mise en service à partir du 1^erjanvier 2018.

4 Procédure de demande

4.1 Demande

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation;
2. extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;
3. catégorie de l’installation;
4. puissance prévue;
5. production annuelle attendue;
6. accord des propriétaires fonciers;
7. catégorie de producteur.

4.2 Mise en service

L’installation doit être mise en service au plus tard:

a. 12 mois après l’octroi de la garantie de principe;

b. 6 ans après l’octroi de la garantie de principe si la mise en place de l’installation requiert une modification des bases en matière d’aménagement du territoire.

4.3 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les données et les documents suivants:

a. date de mise en service;

b. procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 de l’ordonnance du 7 novembre 2001 sur les installations à basse tension (OIBT)¹³¹, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

c. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d. certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM¹³².

5 Dispositions transitoires relatives aux installations mises en service avant le 1er janvier 2013

5.1 Pour les installations qui ont été mises en service au plus tard le 31 décembre 2012 et pour lesquelles un avis de mise en liste d’attente a été délivré au plus tard le 31 juillet 2013 (art. 72, al. 4, LEne), la définition des installations, les catégories d’installations et le calcul de la rétribution sont régis par l’appendice 1.2, ch. 1, 2, 3.1.1, 3.2 et 3.4a de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version en vigueur à partir du 1^erjanvier 2017¹³³. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables. 5.2 Pour les installations intégrées, l’avis de mise en service comporte des photos du générateur solaire pendant et après la construction permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation intégrée.

6 Disposition transitoire relative à la modification du 23 novembre 2022

Pour les installations photovoltaïques qui ont été mises en service avant le 1^erjanvier 2023, la définition des installations est régie par l’ancien droit.

Annexe 1.3

(art. 16, 17, 21 et 23)

Installations éoliennes dans le système de rétribution de l’injection

1 Définition des installations

Les installations éoliennes consistent en un rotor, un dispositif de conversion, une tour, un socle et un raccordement au réseau. Si plusieurs installations éoliennes sont disposées sur un site commun (parc éolien), chaque unité comprenant un rotor, un dispositif de conversion, une tour et un socle est réputée installation autonome.

2 Classes de puissance

2.1 Petites éoliennes Installations fonctionnant à l’énergie éolienne d’une puissance de 10 kW au maximum. 2.2 Grandes éoliennes Installations fonctionnant à l’énergie éolienne d’une puissance supérieure à 10 kW.

3 Taux de rétribution

3.1 Petites éoliennes Taux de rétribution pour les petites éoliennes pendant toute la durée de rétribution:

Mise en service	à partir du 1.1.2013
Taux de rétribution (ct./kWh)	23,0

3.2 Grandes éoliennes 3.2.1 Rétribution de base Taux de la rétribution de base pour les grandes éoliennes pendant cinq ans à dater de leur mise en service régulière:

Mise en service	à partir du 1.1.2013
Taux de rétribution (ct./kWh)	23,0

3.2.2 Bonus d’altitude

Le taux de la rétribution de base est augmenté de 2,5 ct./kWh pour les grandes éoliennes situées à une altitude égale ou supérieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer (bonus d’altitude).

La bordure supérieure du socle d’une installation est déterminante pour calculer l’altitude au-dessus du niveau de la mer.

3.2.3 Adaptation du taux de rétribution au terme de cinq ans

3.2.3.1 Pour les grandes éoliennes, le rendement effectif est déterminé au terme de cinq ans. Celui-ci correspond à la moyenne arithmétique annuelle de la production d’électricité des cinq premières années, mesurée au point de transmission au gestionnaire de réseau. Le rendement effectif est comparé avec le rendement de référence de l’installation tel que défini au ch. 3.2.4:

1. si le rendement effectif atteint ou dépasse A % du rendement de référence, le taux de rétribution est immédiatement abaissé à B ct./kWh jusqu’à la fin de la durée de rétribution;
2. si le rendement effectif est inférieur à A % du rendement de référence, le versement de la rétribution de base est prolongé de C mois par tranche de D % de l’écart entre le rendement effectif et A % du rendement de référence. Le taux de rétribution est ensuite de B ct./kWh jusqu’à la fin de la durée de rétribution.

3.2.3.2 Suivant la date de mise en service, les valeurs suivantes s’appliquent pour A, B, C et D:

Mise en service	à partir du 1.1.2013
A (%)	130
B (ct./kWh)	13,0
C (mois)	1
D (%)	0,3

3.2.4 Le rendement de référence est calculé sur la base de la caractéristique de puissance et de la hauteur de moyeu de l’éolienne effectivement choisie, compte tenu des caractéristiques du site de référence visé aux ch. 3.2.5 et 3.2.6. 3.2.5 Le site de référence pour les sites situés à une altitude inférieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer présente les quatre caractéristiques suivantes:

Mise en service	à partir du 1.1.2013
Vitesse moyenne du vent à 50 m au-dessus du sol	5,0 m/s
Profil d’altitude	logarithmique
Distribution de type Weibull avec	k = 2,0
Longueur de rugosité	l = 0,1 m

3.2.6 Le site de référence pour les sites situés à une altitude égale ou supérieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer présente les quatre caractéristiques suivantes:

Mise en service	à partir du 1.1.2013
Vitesse moyenne du vent à 50 m au-dessus du sol	5,5 m/s
Profil d’altitude	logarithmique
Distribution de type Weibull avec	k = 2,0
Longueur de rugosité	l = 0,03 m

3.2.7 Le rendement de référence des installations situées à une altitude égale ou supérieure à 1700 m au-dessus du niveau de la mer qui ont été mises en service avant le 1^erjanvier 2013 est calculé en fonction des caractéristiques du site de référence visé au ch. 3.2.5. 3.2.8 L’organe d’exécution fixe les modalités du calcul du rendement de référence dans une directive.

4 Durée de rétribution

La durée de rétribution est de 15 ans.

5 Procédure de demande

5.1 Demande

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation, y compris l’altitude au-dessus du niveau de la mer;
2. accord des propriétaires fonciers;
3. puissance prévue;
4. production annuelle attendue;
5. catégorie de producteur.

5.2 …

5.3 Avis d’avancement du projet

5.3.1 Pour les installations tenues de procéder à une étude d’impact sur l’environnement, l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis au plus tard quatre ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22). Cet avis doit contenir le cahier des charges adopté par le canton d’implantation pour le rapport d’impact sur l’environnement.

5.3.2 Dix ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un second avis. Celui-ci comporte au minimum les éléments suivants:

a. permis de construire exécutoire;

b. annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

c. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d. date prévue de mise en service.

5.4 Mise en service

5.4.1 L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.4.2 Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard trois ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

5.5 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au minimum les éléments suivants:

a. désignation du type d’installation;

b. puissance;

c. hauteur du moyeu;

d. équipements spéciaux (p. ex. chauffage des pales du rotor);

e. date de mise en service;

f. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande et dans l’avis d’avancement du projet.

6 Dispositions transitoires

6.1 L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis le premier avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit au plus tard le 31 décembre 2017 est soumis aux dispositions déterminantes au moment de la transmission de cet avis, tant en ce qui concerne la durée de rétribution que son calcul. Les dispositions transitoires en vigueur jusqu’au 31 décembre 2017 ne sont pas applicables.

6.2 Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison du second avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g ^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version du 2 décembre 2016¹³⁴, l’avis de mise en service est transmis dans les délais suivants:

1. au plus tard sept ans après réception de la décision positive si l’exploitant l’a reçue le 31 décembre 2015 au plus tard;
2. au plus tard le 31 décembre 2019 si l’exploitant a reçu la décision positive entre le 1^erjanvier 2016 et le 1^erjanvier 2017.

Annexe 1.4

(art. 16, 17, 21 et 23)

Installations géothermiques dans le système de rétribution de l’injection

1 Définition des installations

Les installations géothermiques se composent d’une partie souterraine, notamment d’un ou de plusieurs puits, d’un réservoir et de pompes, et d’une partie en surface, notamment d’un échangeur de chaleur, d’un système de conversion et des pièces correspondantes, et servent à produire de l’électricité et de la chaleur.

2 Catégories

2.1 Installations géothermiques hydrothermales Les installations géothermiques hydrothermales utilisent principalement de l’eau chaude naturelle issue de réservoirs géothermiques pour produire de l’électricité et de la chaleur. 2.2 Installations géothermiques pétrothermales Les installations géothermiques pétrothermales doivent recourir au préalable à la stimulation hydraulique du réservoir géothermique pour produire de l’électricité et de la chaleur.

3 Exigences minimales

3.1 Les installations géothermiques doivent présenter le taux d’utilisation global minimal et le taux d’utilisation de l’électricité minimal indiqués dans le graphique suivant au plus tard à compter du début de la troisième année civile complète suivant la mise en service:

3.2 La période d’évaluation déterminante pour établir le taux d’utilisation global est l’année civile complète; le taux d’utilisation global se rapporte à l’énergie mesurée en une année à la tête de forage. Taux d’utilisation de la chaleur = chaleur utilisée divisée par l’énergie à la tête de forage Taux d’utilisation de l’électricité = électricité produite divisée par l’énergie à la tête de forage

4 Taux de rétribution

4.1 Calcul Le taux de rétribution est déterminé selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 4.2 et 4.3. 4.2 Taux de rétribution pour les installations géothermiques hydrothermales:

Classe de puissance	Rétribution (ct./kWh)
≤ 5 MW	46,5
≤10 MW	42,5
≤20 MW	34,5
>20 MW	29,2

4.3 Taux de rétribution pour les installations géothermiques pétrothermales:

Classe de puissance	Rétribution (ct./kWh)
≤ 5 MW	54,0
≤10 MW	50,0
≤20 MW	42,0
>20 MW	36,7

5 Durée de rétribution

La durée de rétribution est de 15 ans.

6 Procédure de demande

6.1 La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation;
2. accord des propriétaires fonciers;
3. puissance électrique et thermique nominale;
4. production brute et nette annuelle d’électricité et de chaleur attendue;
5. utilisation projetée de la chaleur et accord des acheteurs de chaleur prévisibles;
6. moyen de refroidissement;
7. catégorie de producteur.

6.2 Avis d’avancement du projet

6.2.1 Six ans au plus tard après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis.

6.2.2 L’avis comporte au minimum les éléments suivants:

a. permis de construire exécutoire;

b. annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

c. possibilités de raccordement pour l’énergie thermique;

d. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

e. date prévue de mise en service.

6.3 Mise en service

6.3.1 L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

6.3.2 Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard six ans après réception de la décision de participation provisoire.

6.4 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au minimum les éléments suivants:

a. date de mise en service;

b. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande ou dans l’avis d’avancement du projet;

c. confirmation de l’Office fédéral de topographie que le responsable de projet lui a remis toutes les géodonnées utiles au traitement, conformément à la loi du 5 octobre 2007 sur la géoinformation¹³⁵.

7 Dispositions transitoires

7.1 L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis l’avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit avant le 1^erjanvier 2018 bénéficie d’une durée de rétribution de 20 ans. 7.2 Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g ^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie dans sa version du 2 décembre 2016¹³⁶, l’avis de mise en service doit être transmis le 31 décembre 2034 au plus tard.

Annexe 1.5

(art. 16, 17, 21, 23 et 28)

Installations de biomasse dans le système de rétribution de l’injection

1 Définition des installations

Une installation de biomasse est un dispositif technique autonome destiné à produire de l’électricité à partir de la biomasse. Généralement, les installations destinées à produire de l’énergie à partir de la biomasse opèrent selon des processus à plusieurs niveaux. Ceux-ci comprennent notamment les stades suivants:

1. réception et traitement préalable du combustible ou du substrat;
2. transformation de la biomasse en un produit intermédiaire par des procédés thermochimiques, physico-chimiques ou biologiques (premier niveau de conversion);
3. transformation du produit intermédiaire en électricité et en chaleur au moyen d’une installation de couplage chaleur-force, ou installation CCF (deuxième niveau de conversion);
4. traitement ultérieur des substances résiduaires et des sous-produits.

2 Exigences minimales

2.1 Exigences générales 2.1.1 Biomasse autorisée: Biomasse au sens de l’art. 2, let. b, de la présente ordonnance, pour autant que les substances visées au ch. 2.1.2 ne soient pas utilisées. 2.1.2 Biomasse non autorisée: a. biomasse asséchée à l’aide d’énergies fossiles; b tourbe; c. déchets urbains non triés issus des ménages, des arts et métiers et de l’industrie, de même que les déchets similaires valorisés dans les UIOM; d. alluvions et sédiments des cours d’eau; e. textiles; f. gaz de décharge; g. gaz d’épuration, boues brutes de STEP; h. carburants et combustibles renouvelables dont la plus-value écologique a déjà été rétribuée par la délivrance d’attestations au sens de la législation sur le CO2, à l’exception du carburant biogène pour l’allumage utilisé dans des centrales à énergie totale équipée. 2.1.3 La période d’évaluation pour les exigences générales est de trois mois. 2.2 Exigences énergétiques minimales 2.2.1 Les exigences énergétiques minimales doivent être respectées au plus tard à compter du début de la troisième année civile complète suivant la mise en service. 2.2.2 La période d’évaluation pour les exigences énergétiques minimales est l’année civile complète. 2.2.3 Les cycles vapeur, en particulier les installations ORC (Organic Rankine Cycle ), les turbines à vapeur et les moteurs à vapeur, doivent présenter un taux d’utilisation énergétique global minimal correspondant au graphique suivant:

Le calcul du taux d’utilisation énergétique global se rapporte au pouvoir calorifique inférieur Hudu combustible introduit. Calcul: Taux d’utilisation de l’électricité = électricité produite divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion. Taux d’utilisation de la chaleur = chaleur utilisée divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion. 2.2.4 Les autres installations CCF, en particulier les centrales à énergie totale équipée, les turbines à gaz, les piles à combustibles et les moteurs Stirling, doivent répondre aux exigences énergétiques minimales suivantes: a. Taux d’efficacité électrique: Le module CCF doit atteindre un taux d’efficacité électrique minimal correspondant au graphique suivant:

b. Utilisation de la chaleur: 1. Les installations qui peuvent prétendre au bonus agricole conformément au ch. 3.4 doivent seulement couvrir les besoins de chaleur de l’installation productrice d’énergie (p. ex. chauffage de fermenteur) au moyen des rejets de chaleur de l’installation CCF ou en utilisant des énergies renouvelables. 2. Pour les autres installations, la part de la chaleur utilisée en externe (c.-à-d. sans consommation propre de l’installation productrice d’énergie) doit être d’au moins 40 % de la production de chaleur brute. 2.3 Exigences écologiques minimales 2.3.1 La période d’évaluation pour les exigences écologiques minimales est de trois mois. 2.3.2 Les carburants renouvelables doivent satisfaire aux exigences donnant droit à un allégement fiscal pour les carburants renouvelables au sens de l’art. 12b de la loi du 21 juin 1996 sur l’imposition des huiles minérales¹³⁷. 2.3.3 En cas de production d’un carburant renouvelable utilisé directement sur place pour produire de l’électricité, il faut disposer, lors de la mise en service de l’installation, d’une autorisation d’établissement de fabrication avec droit à l’allégement fiscal établie par l’Office fédéral de la douane et de la sécurité des frontières. 2.3.4 Si les carburants renouvelables sont utilisés pour la propulsion d’une installation de production d’électricité, il faut disposer, au moment de la réception des carburants, d’un numéro de preuve de l’Office fédéral de la douane et de la sécurité des frontières pour chaque carburant utilisé. 2.3.5 Lorsque du gaz biogène est prélevé sur le réseau de gaz naturel, les exigences écologiques minimales sont considérées comme remplies si le fournisseur de gaz apporte la preuve au moyen de garanties d’origine que le volume de gaz prélevé l’a été sur le réseau de gaz naturel.

3 Taux de rétribution

3.1 Calcul du taux de rétribution 3.1.1 Le taux de rétribution se compose d’une rétribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un bonus visé au ch. 3.3 ou au ch. 3.4. Il est recalculé chaque année. 3.1.2 La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la rétribution de base et des bonus. Elle correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt de l’installation est déduit dans le calcul de la puissance équivalente. 3.1.3 Les taux de la rétribution de base et des bonus sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 3.2 à 3.4. 3.2 Rétribution de base Taux de la rétribution de base par classes de puissance en cas de mise en service à partir du 1^erjanvier 2013:

Classe de puissance	Rétribution de base (ct./kWh)
≤ 50 kW	28
≤100 kW	25
≤500 kW	22
≤ 5 MW	18,5
> 5 MW	17,5

3.3 Bonus pour les centrales électriques à bois Taux du bonus pour les centrales électriques à bois par classes de puissance en cas de mise en service à partir du 1^erjanvier 2013:

Classe de puissance	Bonus pour les centrales électriques à bois (ct./kWh)
≤ 50 kW	8
≤100 kW	7
≤500 kW	6
≤ 5 MW	4
> 5 MW	3,5

3.4 Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture

3.4.1 Un bonus pour la biomasse issue de l’agriculture est alloué:

1. en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des excédents et des produits agricoles déclassés, et
2. si la proportion de cosubstrats non agricoles et de plantes énergétiques est inférieure ou égale à 20 % de la masse de matière fraîche.

3.4.2 Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture:

Classe de puissance	Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture (ct./kWh)
≤ 50 kW	18
≤100 kW	16
≤500 kW	13
≤ 5 MW	4,5
> 5 MW	0

4 Taux de rétribution et exigences minimales en cas de production d’électricité à partir de gaz biogène issu du réseau de gaz naturel

4.1 Taux de rétribution 4.1.1 Le taux de rétribution du gaz biogène qui est injecté dans le réseau de gaz naturel et utilisé pour la production d’électricité dans un lieu autre que celui où il a été produit est de 52 x^-0,17ct./kWh, où x correspond à la puissance équivalente visée au ch. 3.1.2. 4.1.2 Le taux de rétribution maximum est de 26,5 ct./kWh. 4.2 Exigences minimales Les exigences minimales ci-après doivent être respectées: a. exigences pour le taux d’efficacité électrique: les exigences minimales visées au ch. 2.2.2 s’appliquent pour le taux d’efficacité électrique; b. exigences pour l’utilisation de la chaleur: la part de la chaleur utilisée en externe doit être d’au moins 60 % de la production de chaleur brute; c. exigences écologiques minimales: le ch. 2.3 s’applique pour les exigences écologiques minimales.

5 Calcul du taux de rétribution en cas d’agrandissement ou de rénovation ultérieurs

Le taux de rétribution applicable aux installations qui ont fait l’objet d’un agrandissement ou d’une rénovation ultérieurs se calcule selon la formule suivante: (P0/P1) * V1 + (1-P0/P1) * (N0/N1) * V1 où: P0: puissance de l’installation avant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018 ou, dans le cas d’installations dans lesquelles un agrandissement ou une rénovation ont été entamés avant le 1^erjanvier 2018, pour autant que la mise en service ait eu lieu au plus tard le 30 juin 2018 et ait été annoncée à l’organe d’exécution au plus tard le 31 juillet 2018, la puissance de l’installation après cet agrandissement ou cette rénovation; P1: puissance de l’installation après l’agrandissement le plus récent ou la rénovation la plus récente; N0: moyenne de la production nette: – des deux années civiles précédant le premier agrandissement ou la première rénovation effectués à partir de 2018, – du temps qui, jusqu’au moment du premier agrandissement ou de la première rénovation effectués à partir de 2018, s’est écoulé depuis la mise en service, ou depuis l’agrandissement ou la rénovation précédents, pour autant qu’il se soit écoulé moins de deux années civiles; N1: production nette après l’agrandissement; V1: taux de rétribution calculé selon le ch. 3 ou 4 sur la base de la production nette totale réalisée après l’agrandissement ou la rénovation.

6 Paiements partiels et décompte

La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de rétribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée. Les éventuels paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de rétribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification selon le ch. 8.1.

7 Durée de rétribution

La durée de rétribution est de 20 ans.

8 Procédure de demande

8.1 Demande

La demande comporte au minimum les éléments suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement de l’installation;
2. description du projet montrant que toutes les conditions sont remplies;
3. puissance nominale électrique et thermique;
4. production brute d’électricité et de chaleur attendue (en kWh), production nette d’électricité attendue et utilisation externe de chaleur attendue (en kWh) par année civile;
5. types et quantités des biomasses utilisées pour la production énergétique;
6. type, quantité et pouvoir calorifique inférieur moyen du produit intermédiaire;
7. accord des propriétaires fonciers.

8.2 Avis d’avancement du projet

8.2.1 Au plus tard trois ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis.

8.2.2 L’avis comporte au minimum les éléments suivants:

a. permis de construire exécutoire;

b. annonce du projet au gestionnaire de réseau avec la prise de position de ce dernier;

c. modifications éventuelles par rapport au ch. 8.1;

d. date prévue de mise en service.

8.3 Mise en service

8.3.1 L’installation doit être mise en service au plus tard six ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

8.3.2 Les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 20, al. 3, let. a, doivent être mises en service au plus tard trois ans après l’octroi de la garantie de principe (art. 22).

8.4 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les éléments suivants:

a. modifications éventuelles par rapport au ch. 8.1;

b. date de mise en service.

9 Dispositions transitoires

9.1 L’exploitant qui, pour son installation, a reçu une décision positive et a transmis l’avis complet d’avancement du projet selon l’ancien droit avant le 1^erjanvier 2018 a droit au bonus de 2,5 ct./kWh pour l’utilisation externe de la chaleur (bonus CCF) conformément à l’ancien droit.

9.2 Pour les installations qui ont progressé dans la liste d’attente en raison de l’avis complet d’avancement du projet, conformément à l’art. 3g ^bis, al. 4, let. b, ch. 1, de l’ordonnance du 7 décembre 1998 sur l’énergie, dans sa version du 2 décembre 2016¹³⁸, l’avis de mise en service est transmis dans les délais suivants:

1. au plus tard six ans après réception de la décision positive si l’exploitant l’a reçue le 31 décembre 2015 au plus tard;
2. au plus tard le 31 décembre 2019 si l’exploitant a reçu la décision positive entre le 1^erjanvier 2016 et le 1^erjanvier 2017.

9.3 Pour les UIOM et les installations d’incinération des boues ainsi que pour les installations au gaz d’épuration et au gaz de décharge qui reçoivent déjà une rétribution selon l’ancien droit, ce dernier s’applique aux conditions d’octroi, aux exigences minimales et à l’exploitation courante.

Annexe 2.1

(art. 7, 35, 38, 41 à 43, 45, 46d, 46i et 46l )

Rétribution unique allouée pour les installations photovoltaïques

1 Définition des installations

La définition d’une installation photovoltaïque se fonde sur l’annexe 1.2, ch. 1.

2 Taux pour la rétribution unique

2.1 Les taux suivants s’appliquent pour les installations intégrées mises en service à partir du 1^erjanvier 2013:

	Classe de puissance	Mise en service
		1.1.2013–31.12.2013	1.1.2014–31.3.2015	1.4.2015–30.9.2015	1.10.2015–30.9.2016	1.10.2016–31.3.2017	1.4.2017–31.3.2018	1.4.2018–31.3.2019	1.4.2019–31.3.2020	1.4.2020–31.3.2021	1.4.2021–31.3.2022	à partir du 1.4.2022
Contribution de base (CHF)		2000	1800	1800	1800	1800	1600	1600	1550	1100	770	385
Contribution liée à la puissance (CHF/kW)	< 30 kW	1200	1050	830	610	610	520	460	380	380	420	420
	<100 kW	850	750	630	510	460	400	340	330	330	320	330

2.2 Les taux suivants s’appliquent pour les installations intégrées mises en service le 31 décembre 2012 au plus tard:

	Classe de puissance	Mise en service
		jusqu’au 31.12.2010	1.1.2011–31.12.2011		1.1.2012–31.12.2012
Contribution de base (CHF)		3300	2650		2200
Contribution liée à la puissance (CHF/kW)	< 30 kW	2100	1700		1400
	<100 kW	1700	1400		1100
	≥100 kW	1500	1200		980

2.3 Les taux suivants s’appliquent pour les installations ajoutées et les installations isolées mises en service à partir du 1^erjanvier 2013:

	Classe de puissance	Mise en service
		1.1.2013–31.12.2013	1.1.2014–31.3.2015	1.4.2015–30.9.2015	1.10.2015–30.9.2016	1.10.2016–31.3.2017	1.4.2017–31.3.2018	1.4.2018–31.3.2019	1.4.2019–31.3.2020	1.4.2020–31.3.2021	1.4.2021–31.3.2022	à partir du 1.4.2022
Contribution de base (CHF)		1500	1400	1400	1400	1400	1400	1400	1400	1000	700	350
Contribution liée à la puissance (CHF/kW)	< 30 kW	1000	850	680	500	500	450	400	340	340	380	380
	<100 kW	750	650	530	450	400	350	300	300	300	290	300
	≥100 kW	700	600	530	450	400	350	300	300	300	290	270

2.4 Les taux suivants s’appliquent pour les installations ajoutées et les installations isolées mises en service le 31 décembre 2012 au plus tard:

	Classe de puissance	Mise en service
		jusqu’au 31.12.2010	1.1.2011–31.12.2011		1.1.2012–31.12.2012
Contribution de base (CHF)		2450	1900		1600
Contribution liée à la puissance (CHF/kW)	< 30 kW	1850	1450		1200
	<100 kW	1500	1200		950
	≥100 kW	1300	1000		850

2.5 S’agissant des installations d’une puissance égale ou supérieure à 30 kW, la contribution liée à la puissance est déterminée selon une pondération établie sur la base des classes de puissance.

2.6 Les installations visées à l’art. 7, al. 3, bénéficient des taux pour les installations intégrées pour autant qu’elles appartiennent à la catégorie des installations intégrées.

2.7 Bonus

2.7.1 Le bonus pour les installations intégrées présentant un angle d’inclinaison d’au moins 75 degrés est de 400 francs par kW.

2.7.2 Le bonus pour les installations ajoutées ou isolées présentant un angle d’inclinaison d’au moins 75 degrés est de 200 francs par kW.

2.7.3 Le bonus pour l’électricité hivernale se monte à:

1. 3,50 francs multipliés par le rendement spécifique moyen d’électricité hivernale supplémentaire des trois premiers semestres d’hiver complets, pour les installations sans consommation propre, par kW;
2. 2,50 francs multipliés par le rendement spécifique moyen d’électricité hivernale supplémentaire des trois premiers semestres d’hiver complets, pour les installations avec consommation propre, par kW.

2.7.4 Le bonus pour les places de stationnement est de 250 francs par kW.

2.8 Les taux suivants s’appliquent pour les installations intégrées mises en service à partir du 1^erjanvier 2023:

	Classe de puissance	1.1.2023− 31.03.2024	1.4.2024− 31.03.2025	À partir du 1.4.2025
Contribution de base (CHF)	2–5 kW	200	0	0
	>5 kW	0	0	0
Contribution liée à la puissance (CHF/kW)	<30 kW	440	420	400
	30–<100 kW	330	330	330
	≥100 kW			250

2.9 Les taux suivants s’appliquent pour les installations ajoutées et les installations isolées mises en service à partir du 1^erjanvier 2023:

	Classe de puissance	1.1.2023− 31.03.2024	1.4.2024− 31.03.2025	À partir du 1.4.2025
Contribution de base (CHF)	2–5 kW	200	0	0
	>5 kW	0	0	0
Contribution liée à la puissance (CHF/kW)	<30 kW	400	380	360
	30–<100 kW	300	300	300
	≥100 kW	270	270	250

2.10 Pour les nouvelles installations sans consommation propre d’une puissance inférieure à 150 kW et pour les agrandissements notables d’installations sans consommation propre apportant une puissance supplémentaire inférieure à 150 kW, la contribution liée à la puissance pour la rétribution unique élevée s’élève à 450 francs par kW si l’installation ou l’agrandissement a été mis en service à partir du 1^erjanvier 2023. Aucune contribution de base n’est versée pour les installations sans consommation propre.

3 Demande pour les petites installations

La demande comporte au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de l’installation;
2. extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;
3. catégorie de l’installation;
4. puissance;
5. production annuelle attendue;
6. accord des propriétaires fonciers;
7. catégorie de producteur;
8. date de mise en service;
9. procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT¹³⁹, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;
10. certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM¹⁴⁰;
11. pour les installations intégrées: des photos du générateur solaire pendant et après la construction permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation intégrée visée à l’art. 6;
12. pour les installations visées à l’art. 7, al. 3: la déclaration que l’exploitant renonce à la rétribution de la contribution liée à la puissance pour la puissance égale ou supérieure à 100 kW;
13. déclaration selon laquelle l’installation injecte la totalité de l’électricité produite ou sert à la consommation propre au sens de l’art. 16 LEne.

4 Demande et avis de mise en service pour les grandes installations

4.1 La demande pour les grandes installations comporte au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de l’installation;
2. extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;
3. catégorie de l’installation;
4. puissance prévue;
5. production annuelle attendue;
6. accord des propriétaires fonciers;
7. catégorie de producteur;
8. déclaration selon laquelle l’installation injecte la totalité de l’électricité produite ou sert à la consommation propre au sens de l’art. 16 LEne;
9. pour les installations faisant l’objet d’une demande de bonus pour l’électricité hivernale: une simulation de la production probable d’électricité de l’installation, prouvant que les conditions d’octroi du bonus seront vraisemblablement remplies.

4.2 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les données et les documents suivants:

a. date de mise en service;

b. procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

c. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d. certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM;

e. pour les installations intégrées mises en service le 31 décembre 2012 au plus tard ou à partir du 1^eravril 2025: des photos du générateur solaire pendant et après la construction permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation intégrée au sens de l’art. 6;

f. pour les installations faisant l’objet d’une demande de bonus pour les places de stationnement: des photos permettant de déterminer qu’il s’agit d’une installation sise sur une aire de stationnement permanente non couverte avant la mise en place de cette installation.

5 Demande et avis de mise en service pour les installations visées à l’art. 71a LEne

5.1 La demande pour les installations visées à l’art. 71a LEne comporte au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de l’installation;
2. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une rétribution unique sont remplies;
3. permis de construire exécutoire;
4. liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;
5. calcul des coûts non couverts;
6. extrait du registre foncier ou document équivalent permettant d’identifier sans équivoque le terrain et les propriétaires fonciers;
7. puissance prévue de l’installation;
8. date prévue pour la mise en service;
9. production annuelle d’électricité attendue, calculée selon les prescriptions de l’OFEN;
10. production d’électricité attendue pour le semestre d’hiver (du 1^eroctobre au 31 mars) par kW de puissance installée, calculée conformément aux prescriptions de l’OFEN;
11. contenu prévu du suivi scientifique;
12. catégorie de producteur.

5.2 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les données et les documents suivants:

a. date de mise en service;

b. procès-verbal de reprise, comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

c. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;

d. certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM.

6 Tableau des durées d’utilisation pour les installations visées à l’art. 71a LEne

Le calcul des coûts non couverts pour les installations visées à l’art. 71a se fonde sur la durée d’utilisation des différentes composantes de l’installation ci-après:

Composantes de l’installation	Nombre d’années
Fondation et ancrage	80
Construction en acier, système de montage, sous-construction	50
Module photovoltaïque	30
Onduleur	15
Générateur, transformateur	40
Système de commande de la centrale	15
Installations électriques	30
Équipement à haute tension, poste de couplage	30
Ligne à haute et à moyenne tension	50
Construction pour voies de transport et voies d’accès (routes, ponts, murs de soutènement, etc.)	60
Bâtiment d’exploitation	40

Annexe 2.2

(art. 35e et 53)

Contribution pour les études de projet et contribution d’investissement allouées pour les installations hydroélectriques

1 Définition des installations

1.1 Une installation hydroélectrique est un aménagement technique exploitable de manière autonome destiné à produire de l’électricité à partir de la force hydraulique. 1.2 Les installations citées à l’art. 9 sont réputées exploitables de manière autonome.

2 Contenu de la demande de contribution pour les études de projet

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit ainsi que l’emplacement de la centrale, des prises d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;
2. étude préliminaire décrivant le projet et montrant la faisabilité;
3. estimation des coûts ainsi que calendrier et plan de financement;
4. pour les agrandissements: documents montrant que l’agrandissement est notable;
5. puissance mécanique brute moyenne de l’eau, avant et après l’investissement;
6. puissance installée, avant et après l’investissement;
7. débit utilisable en mètres cubes, en moyenne calculée sur cinq années civiles complètes précédant et suivant l’investissement;
8. production d’électricité (en kWh) par année civile, avant et après l’investissement;
9. hauteur de chute brute moyenne, (en m) avant et après l’investissement;
10. hauteur de chute nette moyenne, (en m) avant et après l’investissement;
11. débit équipé, avant et après l’investissement;
12. volume d’accumulation utilisable, avant et après l’investissement;
13. données sur les autres aides financières.

3 Contenu de la demande de contribution d’investissement

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement de la centrale, des prises d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;
2. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;
3. descriptif technique de l’installation;
4. pour les agrandissements et les rénovations: documents montrant que l’agrandissement ou la rénovation est notable;
5. puissance mécanique brute moyenne de l’eau, avant et après l’investissement;
6. puissance installée, avant et après l’investissement;
7. débit utilisable en mètres cubes, en moyenne calculée sur cinq années civiles complètes précédant et suivant l’investissement;
8. production d’électricité (en kWh) par année civile, avant et après l’investissement;
9. hauteur de chute brute moyenne, (en m) avant et après l’investissement;
10. hauteur de chute nette moyenne, (en m) avant et après l’investissement;
11. débit équipé, avant et après l’investissement;
12. volume d’accumulation utilisable, avant et après l’investissement;
13. date prévue du début des travaux et de mise en service;
14. preuve de la validité du droit d’utilisation de l’eau et du permis de construire exécutoire;
15. liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;
16. données sur les autres aides financières.

4 Tableau des durées d’utilisation

Le calcul de rentabilité se fonde sur la durée d’utilisation des différentes composantes de l’installation ci-après:

Composante de l’installation	Nombre d’années
Barrage, ouvrage en remblai	80
Barrage mobile, prise d’eau, dessableur, galerie à écoulement libre	80
Grille, y c. dégrillage	40
Canal, conduite forcée, cheminée d’équilibre, puits en charge	80
Galerie, caverne, canal d’amenée et canal de fuite, bassin de compensation	80
Organe de fermeture (vanne, clapet, vanne papillon et vanne sphérique)	40
Turbine, pompe	40
Dispositif de levage et équipement auxiliaire	30
Générateur, transformateur	40
Système de commande de la centrale	15
Installation pour les propres besoins et groupe électrogène de secours	30
Équipement à haute tension, poste de couplage	30
Batterie, dispositif de protection	20
Ligne à haute et à moyenne tension	50
Écluse	80
Dispositif pour la migration des poissons vers l’amont et vers l’aval	40
Construction pour voies de transport et voies d’accès (routes, ponts, murs de soutènement, etc.)	60
Installations à câbles	20
Bâtiment d’exploitation	40
Bâtiment administratif	50

Annexe 2.3

(art. 30e ^ter, 30e ^quater, 68, 69, 74, 80a , 80b, 80d , 84 et 85)

Contribution d’investissement allouée pour les installations de biomasse

1 Définition des installations

La définition d’une installation de biomasse se fonde sur l’annexe 1.5, ch. 1.

2 Installations de biogaz

2.1 Exigences générales

Les exigences générales s’appuient sur l’annexe 1.5, ch. 2.1.1 et 2.1.2.

2.2 Exigences énergétiques minimales

Les besoins de chaleur de l’installation productrice d’énergie doivent être couverts par les rejets de chaleur de l’installation CCF ou en utilisant des énergies renouvelables.

2.3 Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;
2. permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;
3. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;
4. plan d’ensemble;
5. liste des coûts d’investissement;
6. puissance électrique installée et puissance électrique équivalente en kWel, avant et après l’investissement;
7. production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;
8. production nette d’électricité et de chaleur ainsi qu’utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;
9. date prévue de mise en service.

2.4 Composantes de l’installation

Le calcul des coûts d’une installation de référence tient notamment compte des composantes de l’installation suivantes et de la durée d’utilisation indiquée; cette règle s’applique également au calcul des coûts d’investissement imputables en cas de rénovation notable:

Composante de l’installation	Durée d’utilisation (années)
Parties du bâtiment, préfosse, dépôt intermédiaire, conteneurs, cuve de stockage du digestat, digesteur, installation de stockage du gaz, conduites, conduites de gaz propres à l’exploitation jusqu’à 300 mètres de long, isolation, armatures	25
Broyeur, tamis, système d’agitation, séparation	15
Traitement du gaz, récupération de chaleur, système d’évacuation des rejets, système d’air comprimé, système de ventilation	10
CETE, y c. refroidissement de secours, microturbine à gaz, réglage de la pression, générateur, transformateur, système à condensation, torche de secours	10
Système de commande (mesure, contrôle, régulation [MCR])	15

3 Centrales électriques à bois

3.1 Exigences générales

3.1.1 Les exigences générales s’appuient sur l’annexe 1.5, ch. 2.1.1 et 2.1.2.

3.1.2 Une installation est réputée centrale électrique à bois uniquement si elle utilise du bois comme seul agent énergétique.

3.2 Exigences énergétiques minimales

3.2.1 Le taux d’utilisation énergétique global minimal pondéré des centrales électriques à bois doit atteindre au moins 70 %. Il correspond à la somme du taux d’utilisation de la chaleur, du taux d’utilisation des produits et du taux d’utilisation de l’électricité multiplié par le facteur 1,75.

3.2.2 Les règles suivantes s’appliquent au calcul du taux d’utilisation énergétique global:

1. le calcul se fonde sur le pouvoir calorifique inférieur Hudu combustible introduit;
2. le taux d’utilisation de la chaleur correspond à la chaleur utilisée en externe divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion;
3. le taux d’utilisation des produits correspond au pouvoir calorifique inférieur Hudes produits divisé par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion;
4. le taux d’utilisation de l’électricité correspond à la production nette divisée par la quantité d’énergie introduite dans l’installation de combustion.

3.2.3 Le taux d’utilisation des produits est pris en compte dans le calcul du taux d’utilisation énergétique global pondéré uniquement lorsque le processus thermique vise en sus à produire des agents énergétiques ou des produits ayant un pouvoir calorifique inférieur Hu>0.

3.2.4 Si un réseau de chaleur à distance ou un autre dispositif d’exploitation de chaleur est construit ou agrandi lors de la construction, de l’agrandissement notable ou de la rénovation notable d’une centrale électrique à bois, les exigences énergétiques minimales doivent être respectées au plus tard à compter du début de la troisième année civile complète suivant la mise en service de l’installation, de l’agrandissement ou de la rénovation.

3.3 Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

a. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;

b. permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;

c. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;

d. plan d’ensemble;

e. liste des coûts d’investissement;

f. puissance électrique installée en kWel, avant et après l’investissement;

g. production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;

h. production nette d’électricité et utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;

i. date prévue de mise en service.

3.4 Composantes de l’installation

La détermination des coûts d’une installation de référence tient notamment compte des coûts des composantes de l’installation suivantes et de la durée d’utilisation indiquée; cette règle s’applique également au calcul des coûts d’investissement imputables en cas de rénovation notable:

Composante de l’installation	Durée d’utilisation (années)
Parties: bâtiment, silo, grue	25
Parties: installation de combustion, transport du combustible, système de décendrage, ventilateur, conduite d’air, ventilateur de gaz de fumée, cheminement de la cendre, carnau de rayonnement, ballon de chaudière, évaporateur, éco, épuration des fumées, Organic Ranking Cycle, installation de gazéification de bois	15
Surchauffeur	10
Turbine, générateur, installation hydroélectrique, transformateur, circuit de refroidissement (turbine, générateur), pompes d’eau d’alimentation, réservoir d’eau d’alimentation, aérocondenseur, conduites et armatures, poste de détente, système à condensation, préchauffage de l’eau d’alimentation, raccordement à courant fort	25
Système de commande (MCR)	15

4 Usines d’incinération des ordures ménagères

4.1 Exigences énergétiques minimales

Une contribution d’investissement n’est accordée que si la nouvelle installation ou l’agrandissement notable présente une efficacité énergétique nette (EEN) d’au moins 0,9 et la rénovation notable, une EEN d’au moins 0,85.

4.2 Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;
2. permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;
3. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;
4. liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;
5. puissance électrique installée (en kWel), avant et après l’investissement;
6. production brute d’électricité et de chaleur (en kWh), par année civile avant et après l’investissement;
7. production nette d’électricité et utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;
8. date prévue de mise en service.

4.3 Composantes de l’installation

Les coûts des composantes suivantes de l’installation sont réputés coûts d’investissement imputables:

Composante de l’installation	Durée d’utilisation (années)
Carnau de rayonnement, ballon de chaudière, évaporateur, éco, zone de convection	15
Surchauffeur	10
Turbine, générateur, installation hydroélectrique, transformateur, circuit de refroidissement (turbine, générateur), pompes d’eau d’alimentation (2 électriques, 1 vapeur), réservoir d’eau d’alimentation, aérocondenseur, éjecteur, vase d’expansion de purge de chaudière, conduites et armatures, poste de détente, système à condensation et préchauffage de l’eau d’alimentation, grue de salle des turbines, raccordement à courant fort, groupe électrogène de secours	25
Système de commande (MCR)	15

5 Installations d’incinération des boues

5.1 Exigences posées aux boues et à l’incinération Ne peuvent être utilisés que des boues déshydratées ou des déchets biogènes asséchés à l’aide d’énergies renouvelables. Seuls des agents énergétiques renouvelables sont autorisés comme combustibles additionnels. 5.2 Les exigences énergétiques minimales, le contenu de la demande et le tableau des durées d’utilisation des UIOM s’appliquent.

6 Installations au gaz d’épuration ou au gaz de décharge

6.1 Exigences énergétiques minimales

Le bassin de fermentation doit être chauffé avec les rejets de chaleur.

6.2 Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;
2. permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;
3. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;
4. plan d’ensemble;
5. liste des coûts d’investissement;
6. puissance électrique installée et puissance électrique équivalente en kWel, avant et après l’investissement;
7. production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;
8. production nette d’électricité et utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;
9. date prévue de mise en service;
10. équivalents-habitants de l’installation d’épuration.

6.3 Composantes de l’installation

La détermination des coûts d’une installation de référence tient notamment compte des coûts des composantes de l’installation suivantes et de la durée d’utilisation indiquée; cette règle s’applique également au calcul des coûts d’investissement imputables en cas de rénovation notable et au calcul de la contribution d’investissement allouée pour les installations au gaz de décharge:

Composante de l’installation	Durée d’utilisation (années)
Partie du bâtiment pour la CETE, chambre de mesure du gaz, conduites	25
CETE, y c. refroidissement de secours	10
Gazomètre, armatures, filtre à gravier, ventilateur d’élévation de pression de gaz, refroidissement du gaz, épuration des gaz, élimination du siloxane, torche de secours	15
Système de commande (MCR)	15

7 Taux pour les installations de biogaz, les centrales électriques à bois et les installations au gaz d’épuration

7.1 Calcul des taux 7.1.1 Puissance équivalente 7.1.1.1 Le calcul des taux se base sur la puissance équivalente d’une installation de biogaz ou d’une installation au gaz d’épuration, puissance qui correspond au quotient de la production nette en kWh par la somme des heures de l’année d’exploitation considérée. Le calcul du montant définitif de la contribution d’investissement se base sur deux années complètes d’exploitation de l’installation nouvelle, rénovée ou agrandie. 7.1.1.2 Si, durant cette période, des substrats très énergétiques présentant une teneur en gaz de plus de 500 mètres cubes normalisés par tonne de masse de matière fraîche et transportés sur une distance supérieure à 50 km ont été utilisés, leur production d’énergie n’est pas prise en compte pour déterminer la puissance équivalente. 7.1.2 La puissance de l’installation est déterminante pour le calcul des taux applicables aux centrales électriques à bois. 7.1.3 Les taux sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées au ch. 7.2. 7.2 Taux 7.2.1 Taux pour les installations de biogaz par classe de puissance:

Classe de puissance	Taux en CHF/kWel-eq
≤ 50 kW	19 000
≤100 kW	18 000
≤500 kW	15 000
>500 kW	13 000

7.2.2 Taux pour les centrales électriques à bois par classe de puissance:

Classe de puissance	Taux en CHF/kWel
≤ 50 kW	5000
≤100 kW	4600
≤500 kW	3800
≤ 5 MW	3100
> 5 MW	2200

7.2.3 Taux pour les installations au gaz d’épuration par classe de puissance:

Classe de puissance	Taux en CHF/kWel-eq
≤ 50 kW	2500
≤100 kW	1300
≤500 kW	400
>500 kW	200

Annexe 2.4

(art. 35e et 87d )

Contribution pour les études de projet et contribution d’investissement allouées pour les installations éoliennes

1 Définition des installations et catégories

1.1 Définition des installations

La définition d’une installation éolienne se fonde sur l’annexe 1.3, ch. 1.

1.2 Catégories

1.2.1 Les installations éoliennes sont réparties dans trois catégories en fonction de l’altitude à laquelle elles sont construites:

1. catégorie I: < 1000 m au-dessus du niveau de la mer;
2. catégorie II: de 1000 à 1700 m au-dessus du niveau de la mer;
3. catégorie III: > 1700 m au-dessus du niveau de la mer.

1.2.2 La bordure supérieure du socle d’une installation est déterminante pour calculer l’altitude.

2 Exigences minimales posées aux mesures du vent, aux données de mesure du vent et aux évaluations du rendement

2.1 Exigences minimales posées aux mesures du vent à l’emplacement d’une nouvelle installation

Les mesures du vent à l’emplacement d’une nouvelle installation doivent respecter les exigences minimales suivantes:

1. le mât de mesure du vent est érigé dans le périmètre du parc;
2. la hauteur du mât est au moins égale aux deux tiers de celle du moyeu de l’installation éolienne ou d’au moins 100 m; si le mât est plus court, des mesures LiDAR ou SODAR complémentaires sont réalisées dans le périmètre du parc;
3. la mesure est exécutée avec des capteurs de direction du vent et des capteurs calibrés de vitesse du vent à deux hauteurs au moins, le point de mesure le plus haut se situant à 2 m au plus sous le sommet du mât;
4. le vent est mesuré pendant au moins 12 mois sans interruption;
5. les données de mesure du vent sont disponibles pour 80 % du temps au moins.

2.2 Exigences minimales posées aux mesures du vent relatives aux installations éoliennes existantes (données d’exploitation)

Les données de mesure du vent relatives aux installations éoliennes existantes doivent respecter les exigences suivantes:

a. l’installation éolienne se trouve dans le périmètre du parc;

b. la mesure est effectuée à la hauteur du moyeu de la turbine éolienne;

c. la mesure est effectuée durant au moins 12 mois sans interruption;

d. les données de mesure du vent sont disponibles pour au moins 80 % du temps.

2.3 Exigences minimales posées aux évaluations du rendement

Les évaluations du rendement doivent comporter au moins les informations suivantes:

a. documentation de la mesure du vent ou des données d’exploitation;

b. nombre d’installations éoliennes prévues ainsi que leurs dimensions et leur puissance nominale;

c. prévisions de rendement pour tous les emplacements prévus des installations avec le type d’installation éolienne le plus approprié.

3 Contenu de la demande de contribution pour les études de projet

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. preuve que l’emplacement du projet est prévu dans le plan directeur cantonal pour l’utilisation de l’énergie éolienne;
2. étude préliminaire au projet comportant les données et les documents suivants:

– carte incluant le périmètre du projet,

– nombre et emplacement des installations éoliennes prévues,

– description du projet assortie des données relatives au responsable du projet, à la gestion du projet, aux mesures du vent prévues, aux études environnementales et techniques prévues, à la planification du projet (raccordement au réseau, chemins de desserte, établissement du plan d’affectation, étude d’impact sur l’environnement, permis de construire, travail d’information) et au calendrier des études de projet;

c. personne de contact responsable avec adresse et informations de contact (y compris adresse électronique et numéro de téléphone).

4 Contenu de la demande de contribution d’investissement

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le périmètre du projet, l’emplacement de l’installation éolienne prévue et le nom de l’ayant droit;
2. description du projet, y compris un calendrier, montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;
3. descriptif technique de l’installation, notamment données sur le type d’installation éolienne et le raccordement au réseau prévus (gestionnaire de réseau, niveau du réseau, ébauche de plan);
4. évaluation du rendement qui satisfait les exigences visées au ch. 2.3.

5 Taux pour la contribution d’investissement

Taux:

Catégorie	Taux en CHF/kW
I	1300
II	1500
III	1650

Annexe 2.5

(art. 87r et 87t )

Contribution d’investissement allouée pour la prospection et pour la mise en valeur d’un réservoir géothermique

1 Définitions

1.1 Recherche de ressources géothermiques La recherche de ressources géothermiques s’appuie sur la prospection et la mise en valeur pour détecter un réservoir géothermique en vue de son exploitation. 1.2 Prospection La prospection comprend les analyses servant à caractériser le sous-sol d’un réservoir géothermique supposé et à déterminer l’emplacement en surface et la cible d’un puits d’exploration. 1.3 Mise en valeur La mise en valeur comprend l’exploration au moyen de forages destinés à l’extraction d’eau chaude et à une éventuelle réinjection de l’eau extraite dans le réservoir géothermique.

2 Coûts d’investissement imputables

2.1 Sont notamment imputables dans le cadre de la prospection les coûts pour:

1. l’acquisition de nouvelles géodonnées dans la zone de prospection;
2. les travaux destinés à l’acquisition de nouvelles géodonnées;
3. l’analyse et l’interprétation des géodonnées.

2.2 Sont notamment imputables dans le cadre de la mise en valeur les coûts pour:

a. la préparation, la mise en place et le démontage du site de forage;

b. les forages, y compris le tubage, la cémentation et l’achèvement des forages d’exploration, d’injection et de surveillance prévus;

c. les stimulations de puits et de réservoirs;

d. les tests de puits;

e. les diagraphies de puits, y compris l’instrumentation;

f. les tests de circulation;

g. les analyses des substances détectées;

h. l’accompagnement géologique, l’analyse et l’interprétation des données.

2.3 Les coûts survenant dans le cadre de démarches administratives ne sont pas imputables.

3 Procédure en vue d’obtenir une contribution à la prospection

3.1 Demande

La demande doit renseigner sur les aspects techniques, économiques, juridiques, sécuritaires, environnementaux et organisationnels du projet, notamment sur les éléments suivants:

1. l’état actuel des connaissances concernant la zone de recherche de ressources géothermiques, connaissances fondées sur une compilation de toutes les géodonnées existantes, sur des analyses et sur des interprétations;
2. les prospections géoscientifiques prévues pour déterminer les emplacements et les cibles des forages destinés à trouver et à caractériser un réservoir géothermique, ainsi qu’à déterminer la probabilité de trouver un tel réservoir;
3. les concepts d’utilisation en cas de prospection réussie ainsi que les calculs provisoires de rentabilité;
4. les calendriers et les estimations de coûts détaillés présentant des écarts de 20 % au plus;
5. les mesures prévues afin d’identifier les dangers et les risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement, notamment les ressources en eau potable, et celles prévues pour réduire ces risques à un niveau aussi faible et raisonnablement praticable que possible.

3.2 Examen de la demande

3.2.1 L’OFEN nomme un représentant de l’Office fédéral de topographie (swisstopo) au sein du groupe d’experts indépendant, notamment pour évaluer les composantes géoscientifiques du projet et la plus-value pour la recherche de ressources géothermiques en Suisse.

3.2.2 Le groupe d’experts examine et évalue la demande sur la base des renseignements fournis conformément au ch. 3.1, notamment les éléments suivants:

a. les travaux de prospection prévus et la gestion de projet;

b. l’état d’avancement technique et qualitatif des travaux prévus et le caractère innovant;

c. la question de savoir dans quelle mesure les travaux de prospection accroissent la probabilité de trouver un réservoir géothermique grâce à un forage d’exploration;

d. la plus-value pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

e. la gestion des risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement.

3.2.3 Si le groupe d’experts évalue positivement le projet, il adresse à l’OFEN une recommandation portant notamment sur les éléments suivants:

a. l’accroissement présumé de la probabilité de trouver un réservoir géothermique;

b. les délais concernant les étapes du projet;

c. le montant de la contribution à la prospection;

d. la désignation d’un représentant de swisstopo chargé d’accompagner le projet.

3.3 Contrat

Si la contribution à la prospection peut être allouée, le contrat prévu à l’art. 87t , al. 1, règle en particulier les points suivants:

a. les étapes à atteindre et les délais à respecter par le requérant;

b. le devoir d’information du requérant envers l’OFEN, notamment concernant les rapports financiers, les décomptes finaux et d’éventuelles modifications du projet;

c. le volume, les conditions et les échéances de la contribution à la prospection;

d. la transmission à titre gratuit de l’installation à la Confédération et le droit d’emption de cette dernière sur le terrain dans le cas où un projet n’est pas poursuivi et ne fait pas l’objet d’une autre utilisation, les monopoles cantonaux étant réservés;

e. la divulgation de toutes les données financières nécessaires au calcul des pertes ou des gains éventuels visés aux art. 34 et 34a ;

f. les raisons entraînant la dissolution du contrat;

g. d’autres charges.

3.4 Réalisation et achèvement du projet

3.4.1 Le responsable du projet effectue les travaux de prospection prévus.

3.4.2 L’accompagnateur du projet suit le projet pendant les travaux de prospection et évalue les résultats de ces travaux. Dans l’accomplissement de sa fonction, il peut faire appel au groupe d’experts. Il fait régulièrement rapport à l’OFEN et au groupe d’experts.

3.4.3 Si les étapes et les délais visés au ch. 3.3, let. a, ne sont pas respectés, l’OFEN peut résilier le contrat avec effet immédiat.

3.4.4 Au terme des travaux, le groupe d’experts évalue les résultats des travaux de prospection à l’intention de l’OFEN et examine les résultats sous l’angle de l’augmentation attendue de la probabilité de trouver un réservoir géothermique présumé.

4 Procédure en vue d’obtenir un soutien pour la mise en valeur

4.1 Demande

La demande doit renseigner sur les aspects techniques, économiques, juridiques, sécuritaires, environnementaux et organisationnels du projet, notamment sur les éléments suivants:

1. le programme détaillé de forage, de finalisation, de diagraphie et de tests pour tous les forages prévus;
2. les calendriers et les estimations de coûts détaillés présentant des écarts de 20 % au plus;
3. les caractéristiques attendues du réservoir géothermique présumé, notamment la température dans le puits au niveau du réservoir, et les propriétés de transport du réservoir;
4. l’utilisation prévue des puits et du réservoir géothermique, pour le cas où les résultats ne correspondraient pas aux attentes;
5. les mesures prévues afin d’identifier les dangers et les risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement, notamment les ressources en eau potable, et celles prévues pour réduire ces risques à un niveau aussi faible et raisonnablement praticable que possible;
6. les innovations prévues pour mettre en valeur de manière fiable et prometteuse les réservoirs géothermiques en Suisse;
7. l’importance des travaux de mise en valeur pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;
8. la forme juridique prévue ainsi que le nom ou la raison de commerce de la société d’exploitation;
9. le financement et les coûts administratifs des phases de mise en valeur, de construction, de développement, d’exploitation et de démantèlement;
10. la valorisation du réservoir de chaleur au moyen d’un concept d’utilisation, la description des potentiels acheteurs de l’électricité et de la chaleur et leur intégration au projet, ainsi que les réductions attendues des émissions de CO2.

4.2 Examen de la demande

4.2.1 L’OFEN nomme un représentant de swisstopo au sein du groupe d’experts indépendant, notamment pour évaluer les composantes géoscientifiques du projet et de la plus-value pour la recherche de ressources géothermiques en Suisse.

4.2.2 Le groupe d’experts examine et évalue la demande sur la base des renseignements fournis conformément au ch. 4.1, et notamment:

a. les propriétés attendues du réservoir géothermique, notamment la température dans le puits au niveau du réservoir et les propriétés de transport du réservoir;

b. l’état d’avancement technique et qualitatif des travaux prévus et le caractère innovant;

c. la plus-value pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

d. la gestion des risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement.

4.2.3 Si le groupe d’experts évalue positivement le projet, il adresse à l’OFEN une recommandation concernant notamment les éléments suivants:

a. la température attendue du réservoir géothermique dans le puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport;

b. les délais concernant les étapes du projet;

c. le montant de la contribution à la mise en valeur;

d. la désignation d’un spécialiste indépendant chargé d’accompagner le projet.

4.3 Contrat

Si la contribution à la mise en valeur peut être allouée, le contrat prévu à l’art. 87t , al. 1, règle en particulier les points suivants:

a. les étapes à atteindre et les délais à respecter par le requérant;

b. le devoir d’information du requérant envers l’OFEN, notamment concernant les rapports financiers, les décomptes finaux et d’éventuelles modifications du projet;

c. le volume, les conditions et les échéances de la contribution à la mise en valeur;

d. la transmission à titre gratuit de l’installation à la Confédération et le droit d’emption de cette dernière sur le terrain au cas où un projet n’est pas poursuivi et ne fait pas l’objet d’une autre utilisation, les monopoles cantonaux étant réservés;

e. la divulgation de toutes les données financières nécessaires au calcul de la rentabilité visé aux art. 34 et 34a ;

f. les raisons entraînant la dissolution du contrat;

g. d’autres charges.

4.4 Réalisation et achèvement du projet

4.4.1 Le responsable du projet effectue les travaux de mise en valeur prévus.

4.4.2 L’accompagnateur du projet suit le projet pendant les travaux de mise en valeur et évalue les résultats de ces travaux, notamment concernant la température et les propriétés de transport du réservoir géothermique. Dans l’accomplissement de sa fonction, il peut faire appel au groupe d’experts. Il fait régulièrement rapport à l’OFEN et au groupe d’experts.

4.4.3 Si les étapes et les délais visés au ch. 4.3, let. a, ne sont pas respectés, l’OFEN peut résilier le contrat avec effet immédiat.

4.4.4 Au plus tard six mois après l’achèvement des travaux de mise en valeur, le groupe d’experts évalue les résultats de ces travaux.

4.4.5 L’OFEN communique au responsable du projet le résultat de l’évaluation, notamment en ce qui concerne le réservoir géothermique.

5 Accès aux géodonnées et utilisation de celles-ci

5.1 Le requérant met gratuitement à la disposition de swisstopo et du canton d’implantation, au plus tard six mois après leur relevé, les géodonnées correspondantes, conformément aux prescriptions techniques de swisstopo.

5.2 Les géodonnées peuvent être utilisées par:

1. swisstopo conformément aux objectifs de la loi du 5 octobre 2007 sur la géoinformation¹⁴¹et de l’ordonnance du 21 mai 2008 sur la géologie nationale¹⁴²;
2. les cantons d’implantation en vertu de leur propre réglementation.

5.3 swisstopo met les géodonnées primaires et les géodonnées primaires traitées à la disposition du public après l’expiration des délais énumérés ci-après, qui commencent à courir à partir du relevé:

a. en cas de prospection: 24 mois;

b. en cas de mise en valeur: 12 mois.

Annexe 2.6

(art. 35e , 87r et 87t )

Contribution pour les études de projet et contribution d’investissement allouées pour les installations géothermiques

1 Définition des installations

La définition d’une installation géothermique se fonde sur l’annexe 1.4, ch. 1.

2 Exigences minimales

Les exigences minimales se fondent sur l’annexe 1.4, ch. 3.

3 Contenu de la demande de contribution pour les études de projet

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants: a. étude préliminaire au projet comportant au moins les données et les documents suivants: – plan d’ensemble incluant le périmètre du projet et les emplacements des installations, – description du projet assortie des données relatives au responsable du projet, à la gestion du projet, aux travaux prévus en lien avec l’étude du projet, à l’estimation des coûts et au calendrier de l’étude de projet; b. preuve que toutes les conditions pour le versement d’une contribution pour les études de projet sont remplies.

4 Contenu de la demande de contribution d’investissement

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement ainsi que le périmètre de la concession;
2. descriptif technique de l’installation;
3. puissance électrique installée et puissance thermique en MW;
4. production brute et production nette annuelles attendues d’électricité et de chaleur (en MWh);
5. utilisation projetée de la chaleur et accord des acheteurs potentiels;
6. plan de gestion des ressources, en particulier le plan de monitoring concernant l’état du réservoir, la productivité, la sismicité et la composition de l’eau captée, ainsi que d’éventuels plans de développement;
7. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une contribution d’investissement sont remplies;
8. calendriers et estimations de coûts détaillés présentant des écarts de 20 % au plus;
9. preuve du financement pour les phases de construction, d’exploitation et de démantèlement.

Annexe 3

(art. 90)

Détermination du coût moyen pondéré du capital

1 Taux d’intérêt calculé

Le taux d’intérêt calculé correspond au coût moyen pondéré du capital. Sous réserve des dérogations visées aux chiffres suivants, le calcul et la communication de ce taux se fondent sur l’art. 13, al. 3, let. b, 3^biset 3^terde l’ordonnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement en électricité (OApEl)¹⁴³en relation avec l’annexe 1 OApEl.

1a Dérogation au chiffre 1.1 de l’annexe 1 OApEl

Le taux de rendement des fonds propres et le taux de rendement des fonds étrangers sont chacun pondérés à raison de 50 %.

2 …

3 Dérogation au ch. 4 de l’annexe 1 OApEl

3.1 L’effet de levier résulte de la part au capital total, qui se monte respectivement à 50 % pour les fonds propres et à 50 % pour les fonds étrangers. 3.2 Leunlevered beta est déterminé sur la base d’entreprises européennes comparables (peer group) d’approvisionnement en énergie. Le groupe d’entreprises fait chaque année l’objet d’une vérification et, si possible, d’une amélioration. Si les données du marché financier disponibles ne permettent pas de former un groupe d’entreprises pour certaines technologies, le bêta est déterminé sur la base d’une enquête menée auprès de plusieurs spécialistes afin d’évaluer les risques relatifs liés aux investissements dans la technologie concernée.

Annexe 4

(art. 46t , 63, 83, 87m et 87z ^ter)

Calcul des coûts non couverts

1 Bases de calcul générales

1.1 Principes

1.1.1 Les coûts non couverts au sens de l’art. 29, al. 3, let b^bis, LEne correspondent à la valeur actualisée nette de l’ensemble des sorties de liquidités imputables et de l’ensemble des entrées de liquidités à imputer.

1.1.2 Les sorties de liquidités imputables et les entrées de liquidités à imputer doivent être actualisées au moyen du taux d’intérêt calculé visé à l’annexe 3.

1.2. Sorties de liquidités imputables

1.2.1 Les sorties de liquidités imputables se composent des éléments suivants:

1. coûts d’investissement imputables;
2. coûts d’exploitation de l’installation, coûts d’entretien et autres coûts d’exploitation (au plus 2 % des coûts d’investissement imputables par an);
3. investissements de remplacement.

1.2.2 Les sorties de liquidités imputables sont prises en compte pendant la durée d’utilisation restante de la composante de l’installation qui présente la durée d’utilisation la plus longue.

1.3 Entrées de liquidités à imputer

On entend par entrées de liquidités à imputer toutes les entrées de liquidités rendues possibles par l’investissement.

2 Calcul relatif aux installations hydroélectriques

2.1 Lors du calcul de rentabilité interne à l’entreprise, le coût moyen pondéré du capital peut différer du taux d’intérêt calculé visé à l’annexe 3.

2.2 Pour les installations hydroélectriques, les sorties de liquidités suivantes sont imputables en plus de celles énoncées au ch. 1.2:

1. coûts pour l’énergie que nécessitent d’éventuelles pompes d’alimentation au prix du marché;
2. coûts liés à la compensation pour retenue d’eau;
3. redevances hydrauliques;
4. impôt sur le bénéfice calculé.

2.3 Lorsqu’une installation hydroélectrique est soumise à concession, les sorties de liquidités imputables doivent être prises en compte pour la durée de concession restante.

2.4 Le calcul des entrées de liquidités à imputer se fonde sur l’espérance mathématique du scénario de prix et celle de l’apport d’eau pour le projet, calculées sur la base d’un scénario de prix et d’un apport d’eau moyens ainsi que d’autres recettes.

2.5 Le requérant doit démontrer en détail et à l’aide de pièces justificatives les hypothèses formulées dans le calcul de rentabilité fourni.

3 Calcul pour les installations photovoltaïques visées à l’art. 71a LEne

3.1 Pour les installations visées à l’art. 71a LEne, les sorties de liquidités imputables se composent des éléments suivants:

1. coûts d’investissement imputables;
2. coûts d’exploitation de l’installation, coûts d’entretien et autres coûts d’exploitation, jusqu’à concurrence de 1% au maximum des coûts d’investissements imputables par an;
3. investissements de remplacement;
4. impôt sur le bénéfice calculé;
5. coûts pour un suivi scientifique dont les résultats sont librement accessibles au public sous une forme adéquate, jusqu’à concurrence de 5 % au maximum des coûts d’investissement imputables ou de 1 000 000 francs au maximum;
6. provisions pour le démantèlement, jusqu’à concurrence de 15% au maximum des coûts d’investissements imputables.

3.2 On entend par entrées de liquidités à imputer toutes les entrées de liquidités rendues possibles par l’investissement ainsi que les économies réalisées grâce à la consommation propre. Le calcul des entrées de liquidités tient compte de la dégradation des modules photovoltaïque avec un facteur de 0,5% par an.

3.3 Les sorties de liquidités imputables et les entrées de liquidités à imputer sont prises en compte jusqu’à la fin de la durée d’utilisation des derniers modules photovoltaïques mis en exploitation.

3.4 Les investissements sont amortis de façon linéaire sur leur durée d’utilisation, et les éventuelles valeurs résiduelles sont prises en compte en tant qu’entrées de liquidités au terme de la durée d’utilisation des derniers modules photovoltaïques mis en exploitation.

Annexe 5

(art. 96b, 96e et 96h )

Contribution aux coûts d’exploitation allouée pour les installations de biomasse

1 Définition des installations

La définition d’une installation de biomasse se fonde sur l’annexe 1.5, ch. 1.

2 Exigences minimales

2.1 Les exigences minimales s’appuient sur les dispositions suivantes:

1. pour les centrales électriques à bois: annexe 1.5, ch. 2.1 et 2.3, et annexe 2.3, ch. 3.2;
2. pour toutes les autres catégories: annexe 1.5, ch. 2.

2.2 Pour les installations qui ne bénéficient plus du financement des frais supplémentaires visé à l’art. 73, al. 4, LEne et font l’objet d’une demande de contribution aux coûts d’exploitation, les exigences énergétiques minimales doivent être satisfaites d’ici au 31 décembre 2027.

2.3 La période d’évaluation pour les exigences énergétiques minimales dans le cas des centrales électriques à bois est d’une année civile.

3 Taux de contribution

3.1 Calcul du taux de contribution 3.1.1 Le taux de contribution se compose d’une contribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un bonus tel que visé aux ch. 3.3 à 3.6. Le taux de contribution est recalculé chaque année. 3.1.2 La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la contribution de base et des bonus. Elle correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt de l’installation est déduit dans le calcul de la puissance équivalente. 3.1.3 Les taux de la contribution de base et des bonus sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 3.2 à 3.5. 3.2 Taux de la contribution de base Taux de la contribution de base par classe de puissance:

Classe de puissance	Contribution de base (ct./kWh)
≤ 50 kW	12
≤100 kW	11
≤500 kW	11
≤ 5 MW	10
> 5 MW	9

3.3 Bonus pour les centrales électriques à bois 3.3.1 Le bonus pour les centrales électriques à bois est accordé lorsqu’une installation utilise toute l’année du bois comme seul agent énergétique. 3.3.2 Il est accordé seulement pour l’électricité injectée d’octobre à mars (semestre d’hiver). 3.3.3 Taux du bonus pour les centrales électriques à bois par classe de puissance:

Classe de puissance	Bonus pour les centrales électriques à bois (ct./kWh)
≤ 50 kW	5
≤100 kW	4
≤500 kW	4
≤ 5 MW	4
> 5 MW	3

3.4 Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture contenant au plus 20 % de cosubstrats

3.4.1 Un bonus pour la biomasse issue de l’agriculture contenant au plus 20 % de cosubstrats est alloué:

1. en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des produits agricoles déclassés,
2. si la proportion de cosubstrats non agricoles est inférieure ou égale à 20% de la masse de matière fraîche, et

c si aucune plante énergétique n’est utilisée.

3.4.2 Les produits auxiliaires utilisés pour remédier à des dysfonctionnements de processus ne sont pas pris en compte en tant que cosubstrats non agricoles dans une proportion de 0,2 % au plus de toute la masse de matière fraîche totale utilisée par année. Le recours à ces produits doit être consigné et dûment justifié.

3.4.3 Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture contenant au plus 20 % de cosubstrats, par classe de puissance:

Classe de puissance	Bonus pour biomasse contenant au plus 20 % de cosubstrats (ct./kWh)
≤ 50 kW	13
≤100 kW	12
≤500 kW	10
≤ 5 MW	3
> 5 MW	0

3.5 Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture sans cosubstrat

3.5.1 Un bonus pour la biomasse issue de l’agriculture sans cosubstrat est alloué:

1. en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des produits agricoles déclassés, et
2. si aucun cosubstrat non agricole ni plante énergétique ne sont utilisés.

3.5.2 Les produits auxiliaires utilisés pour remédier à des dysfonctionnements de processus peuvent être employés dans une proportion de 0,2 % au plus de toute la masse de matière fraîche totale utilisée par année. Le recours à ces produits doit être consigné et dûment justifié.

3.5.3 Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture sans cosubstrat, par classe de puissance:

Classe de puissance	Bonus pour biomasse avec 0% de cosubstrat (ct./kWh)
≤ 50 kW	16
≤ 100 kW	16
≤ 500 kW	8
≤ 5 MW	0
> 5 MW	0

3.6 Bonus pour l’utilisation de la chaleur

3.6.1 Le bonus pour l’utilisation de la chaleur des installations de biogaz est accordé si, pendant une année civile:

1. au moins 25 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant aux installations remplissant les conditions du bonus visé au ch. 3.4 ou 3.5;
2. au moins 30 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant à toutes les autres installations.

3.6.2 Le bonus pour l’utilisation de la chaleur peut être cumulé avec les bonus pour la biomasse issue de l’agriculture visés aux ch. 3.4 et 3.5.

3.6.3 Taux du bonus pour l’utilisation de la chaleur, par classe de puissance:

Classe de puissance	Bonus pour l’utilisation de la chaleur (ct./kWh)
≤ 50 kW	2
≤100 kW	2
≤500 kW	1
≤ 5 MW	1
> 5 MW	0

4 Paiements partiels et décompte

La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de contribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée. Les paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de contribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification selon le ch. 5.1.

5 Procédure de demande

5.1 Demande

La demande comporte au minimum les éléments suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’exploitant et l’emplacement;
2. description du projet montrant que toutes les conditions sont remplies;
3. puissance nominale électrique et thermique;
4. production brute d’électricité et de chaleur attendue (en kWh), production nette d’électricité attendue et utilisation externe de chaleur attendue (en kWh), par année civile;
5. types et quantités des biomasses utilisées pour la production énergétique;
6. type, quantité et pouvoir calorifique inférieur moyen du produit intermédiaire;
7. avis de mise en service ou preuve de la constructibilité et date prévue de mise en service;
8. informations sur les encouragements précédents ou en cours au titre de l’OEneR.

5.2 Avis de mise en service

L’avis de mise en service comporte au moins les éléments suivants:

a. date de mise en service;

b. modifications éventuelles par rapport au ch. 5.1, si l’installation n’était pas encore en service au moment du dépôt de la demande;

c. procès-verbal de reprise comprenant un descriptif technique détaillé ou un rapport de sécurité au sens de l’art. 37 OIBT¹⁴⁴, y compris les procès-verbaux de mesure et de contrôle;

d. certificat de conformité attestant les données de l’installation conformément à l’art. 2, al. 2, OGOM¹⁴⁵.

Annexe 6.1

(art. 30a ^quinquies, 30b, 30b ^sexies, 30b ^undecieset 89)

Prime de marché flottante allouée pour les installations hydroélectriques

1 Définition des installations

La définition d’une installation hydroélectrique se fonde sur l’annexe 2.2, ch. 1.

2 Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit ainsi que l’emplacement de la centrale, des prises d’eau, des réservoirs et de la restitution d’eau;
2. description du projet comprenant les données et les documents suivants:

1. preuve que toutes les conditions pour le recours à une prime de marché flottante sont remplies,

2. présentation de la situation de départ, des bases hydrologiques et géologiques, du projet et de l’ensemble de ses éléments, du déroulement sommaire de la construction ainsi que présentation de l’exploitation et de l’entretien de l’installation,

3. pour une nouvelle installation intégrée sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour un agrandissement notable ou pour une rénovation notable: en plus, présentation de l’installation existante ou du groupe d’installations avant l’investissement;

c. descriptif technique de l’installation, notamment:

1. la puissance mécanique brute moyenne de l’eau,

2. la puissance installée en MW et le débit équipé de toutes les turbines et pompes en mètres cubes par seconde,

3. le débit équipé en mètres cubes par seconde,

4. les débits entrants mensuels moyens de chaque prise d’eau ou réservoir en mètres cubes,

5. la hauteur de chute brute moyenne et la hauteur de chute nette moyenne en mètres,

6. le volume d’accumulation utilisable en mètres cubes et en GWh,

7. le schéma de l’installation concernée par le projet,

8. la capacité de services-système (réglage primaire, réglage secondaire positif, réglage secondaire négatif, réglage tertiaire positif, réglage tertiaire négatif) des turbines et des pompes,

9. la consommation d’électricité mensuelle probable des pompes d’alimentation en kWh,

10. pour une nouvelle installation intégrée sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour un agrandissement notable ou pour une rénovation notable: en plus, les données des ch. 1 à 8 pour l’installation existante ou le groupe d’installations avant l’investissement;

d. calendrier indiquant les dates prévues du début des travaux et de mise en service;

e. concession et permis de construire exécutoires;

f. liste des redevances et des prestations fournies à la collectivité publique qui sont fixées dans la concession, y compris des données sur les coûts des différents postes et un renvoi aux articles figurant dans la concession;

g. liste détaillée des coûts d’investissement, ventilés selon les coûts imputables et les coûts non imputables;

h. données sur les coûts d’exploitation probables;

i. données sur les autres aides financières;

j. pour un agrandissement ou une rénovation notables: preuve du caractère notable de l’agrandissement ou de la rénovation;

k. pour une nouvelle installation intégrée sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour un agrandissement notable ou pour une rénovation notable:

1. la production nette mensuelle de l’installation ou du groupe d’installations avant l’investissement, pour les cinq années précédant l’année de la demande,

2. les débits entrants mensuels des prises d’eau et principaux réservoirs pertinents pour le projet pendant les cinq années précédant l’année de la demande,

3. une estimation de la production nette mensuelle moyenne après l’investissement,

4. la puissance mécanique brute moyenne pendant les cinq années précédant l’année de la demande;

l. pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW: toutes les informations nécessaires à une modélisation dans un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales, notamment:

1. la répartition horaire de tous les débits entrants des prises d’eau et réservoirs pertinents pour le projet pendant une année hydrologique, dans un format et une résolution temporelle appropriés,

2. la topologie précise de l’installation assortie de toutes les informations pertinentes, dans un format et une résolution appropriés,

3. les courbes de puissance en fonction des niveaux des lacs d’accumulation,

4. pour les agrandissements notables, la topologie de la centrale assortie de toutes les informations pertinentes avec et sans agrandissement,

5. pour les rénovations notables, la topologie de la centrale pour les parties non rénovées de l’installation, assortie de toutes les informations pertinentes;

m. pour les rénovations notables des installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW:

1. la preuve des coûts d’exploitation des cinq années précédant la rénovation,

2. la preuve des redevances et des prestations fournies à la collectivité publique pendant les cinq années précédant la rénovation;

n. pour les rénovations notables de toutes les installations non contrôlables et d’installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW:

1. une estimation de la production nette qui pourrait encore être réalisée avec les parties non rénovées de l’installation,

2. la preuve des coûts d’exploitation des cinq années précédant la rénovation,

3. la preuve des redevances et des prestations fournies à la collectivité publique pendant les cinq années précédant la rénovation.

3 Taux de rétribution et prix de marché de référence

3.1 Le taux de rétribution en ct./kWh correspond aux coûts annuels par kWh de production supplémentaire annuelle qui découlent des investissements dans la construction, l’agrandissement notable ou la rénovation notable d’une installation. 3.2 Le prix de marché de référence en ct./kWh pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW correspond aux recettes annuelles par kWh de production supplémentaire.

4 Coûts annuels, recettes annuelles et production supplémentaire annuelle

4.1 Coûts annuels

4.1.1 Les coûts annuels se composent:

1. des coûts du capital qui découlent des investissements et qui sont calculés par annuité par partie de l’installation en tenant compte d’une durée d’utilisation standardisée selon l’annexe 2.2, ch. 4, et d’un coût moyen pondéré du capital visé à l’annexe 3;
2. des coûts d’exploitation, qui sont pris en compte de la façon suivante:

1. pour les nouvelles installations et les agrandissements notables: au maximum jusqu’à hauteur de 2 % des investissements imputables, y compris les coûts générés, au niveau de la société de l’exploitant, par la gestion de l’entreprise, par la gestion de la centrale ainsi que par la gestion et la valorisation de l’énergie,

2. pour les rénovations notables des installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW: les coûts d’exploitation moyens avant la rénovation; ils sont pris en compte proportionnellement aux recettes supplémentaires dans les recettes totales après la rénovation, les recettes supplémentaires correspondant à la différence entre les recettes que l’installation rénovée peut réaliser et celles qu’elle aurait pu enregistrer avant la rénovation,

3. pour les rénovations notables de toutes les installations non contrôlables et d’installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW: les coûts d’exploitation avant la rénovation; ils sont pris en compte proportionnellement à la production supplémentaire dans la production nette après la rénovation;

c. des coûts générés par la gestion de l’énergie et les frais administratifs, dans le cas des installations d’une puissance supérieure à 3 MW suivantes:

1. jusqu’à 0,25 ct./kWh pour les centrales au fil de l’eau,

2. jusqu’à 0,4 ct./kWh pour les centrales à accumulation et les centrales à pompage-turbinage;

d. des redevances et des prestations dues à la collectivité publique dans la mesure suivante:

1. pour les rénovations notables des installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW: les redevances et les prestations à la collectivité publique avant la rénovation; elles sont prises en compte proportionnellement aux recettes supplémentaires dans les recettes totales après la rénovation, les recettes supplémentaires correspondant à la différence entre les recettes que l’installation rénovée peut réaliser et celles qu’elle aurait pu enregistrer avant la rénovation,

2. pour les rénovations notables de toutes les installations non contrôlables et d’installations d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW: les redevances et les prestations à la collectivité publique avant la rénovation; elles sont prises en compte proportionnellement à la production supplémentaire dans la production nette après la rénovation;

e. de l’impôt sur le bénéfice calculé;

f. des coûts d’électricité pour les pompes d’alimentation ou pour les pompes servant au pompage-turbinage pur.

4.1.2 Prise en compte de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) lors de la détermination des coûts annuels

4.1.2.1 Pour les exploitants assujettis à la TVA, les coûts d’investissement et les coûts d’exploitation sont pris en compte hors TVA.

4.1.2.2 Pour les exploitants non assujettis à la TVA, les coûts d’investissement et les coûts d’exploitation sont pris en compte TVA incluse.

4.1.3 Les coûts annuels fixés selon la décision visée à l’art. 30b ^undeciessont adaptés:

a. si la redevance hydraulique cantonale est modifiée;

b. si l’installation présente des coûts d’électricité pour les pompes d’alimentation ou les pompes servant au pompage-turbinage pur;

c. si le coût moyen pondéré du capital change;

d. si des redevances ou prestations variables ou dépendantes du prix de l’électricité sont dues à la collectivité publique, ou

e. si l’impôt sur le bénéfice change.

4.2 Recettes annuelles

4.2.1 Pour toutes les installations non contrôlables et les installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW, les recettes annuelles correspondent à la rétribution de la production supplémentaire au prix de marché de référence pour la prime de marché flottante visé à l’art.30a ^quinquies, al. 2.

4.2.2 Pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, les recettes annuelles se composent des possibilités de recettes suivantes:

a. participation au négoce de l’électricité à court terme (négoce pour le lendemain [marchéday-ahead ] et négoce pour le jour même [marchéintraday ]);

b. participation au marché à terme;

c. participation au marché des services-système;

d. vente de garanties d’origine;

e. participation à la réserve d’hiver.

4.2.3 Sont considérées comme des possibilités de recettes découlant de la participation au négoce de l’électricité à court terme:

a. dans le cas des nouvelles installations: le profil horaire de production établi avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales, ce profil étant évalué au moyen du prix du marché visé à l’art. 89, al. 2; les nouvelles installations qui sont intégrées sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations existant sont traitées comme des agrandissements;

b. dans le cas des agrandissements notables: la différence entre les recettes qui peuvent être réalisées avec l’installation agrandie, d’une part, et l’installation avant l’agrandissement, d’autre part, sur le marchéday-ahead pour la zone de prix Suisse; pour calculer les recettes, les profils horaires de production établis avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales sont évalués au moyen du prix du marché visé à l’art. 89, al. 2; en l’espèce, les recettes résultant de l’agrandissement qui peuvent être réalisées au sein et en dehors de l’installation sont déterminantes;

c. dans le cas des rénovations notables: la différence entre les recettes qui peuvent être réalisées avec l’installation rénovée, d’une part, et avec les parties non rénovées de l’installation, d’autre part, sur le marchéday-ahead pour la zone de prix Suisse; pour calculer les recettes, les profils horaires de production établis avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales sont évalués au moyen du prix du marché visé à l’art. 89, al. 2.

4.2.4 Sont considérées comme des possibilités de recettes découlant de la participation au marché à terme les recettes ou les pertes susceptibles d’être générées par les couvertures à terme par rapport aux recettes réalisées dans le cadre du négoce de l’électricité à court terme. La stratégie de couverture est basée sur l’hypothèse suivante: 80 % de la production attendue est couverte sur le marché à terme suisse et sur le marché à terme étranger, cela sur trois ans, à raison d’un tiers par an, de la production attendue. Le prix de couverture correspond au prix moyen sur le marché à terme sur la base du négoce continu pendant l’année de couverture en tenant compte des prix déterminants du marché à terme suisse et des prix du marché à terme européen.

4.2.5 Sont considérées comme des possibilités de recettes découlant de la participation au marché des services-système les rémunérations que peut obtenir sur ce marché une installation fournissant des prestations de services-système (PSS). Les recettes par installation correspondent à la part de puissance par rapport à la puissance totale du type de centrale concerné; on se base sur une participation sur toute l’année (52 semaines) avec la même puissance. Les coûts d’opportunité sont estimés sur la base de la différence entre les recettes du marchéday-ahead avec mise en réserve de puissance et les recettesday-ahead sans réserve de puissance. La répartition des rémunérations versées au total par la société nationale du réseau de transport pour les PSS fournies sur l’ensemble du territoire suisse est réglée dans une directive d’exécution élaborée par l’OFEN.

4.2.6 La détermination de la possibilité de recettes découlant de la vente de garanties d’origine tient compte des garanties d’origine suivantes:

a. dans le cas des nouvelles installations: toutes les garanties d’origine;

b. dans le cas des agrandissements notables: les garanties d’origine émises pour l’installation agrandie, déduction faite des garanties d’origine qui auraient été émises pour l’installation avant l’agrandissement;

c. dans le cas des rénovations notables: les garanties d’origine émises pour l’installation rénovée, déduction faite des garanties d’origine qui auraient été émises pour les parties non rénovées de l’installation.

4.2.7 La possibilité de recettes découlant de la participation à la réserve d’hiver est déterminée par l’ordonnance du 25 janvier 2023 sur une réserve d’hiver (OIRH)¹⁴⁶. Sont prises en compte:

a. dans le cas des nouvelles installations: la nouvelle capacité de stockage totale;

b. dans le cas des agrandissements notables: la capacité de stockage supplémentaire obtenue grâce à l’agrandissement;

c. dans le cas des rénovations notables: la capacité de stockage qui peut être conservée à long terme grâce à la rénovation.

4.3 Production supplémentaire annuelle

4.3.1 Pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, la production supplémentaire annuelle correspond:

a. dans le cas des nouvelles installations: à la production nette de l’installation déterminée avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales, à laquelle s’ajoute la quantité d’énergie pouvant désormais être stockée;

b. dans le cas des agrandissements notables: à la part de la production nette déterminée avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales pour l’installation après l’agrandissement, cette part correspondant au rapport entre les recettes supplémentaires et les recettes totales après l’agrandissement; les recettes supplémentaires correspondent à la différence entre les recettes que l’installation agrandie peut réaliser et celles qu’elle aurait pu enregistrer avant l’agrandissement; la quantité d’énergie pouvant désormais être stockée s’ajoute à cette part;

c. dans le cas des rénovations notables: à la part de la production nette déterminée avec un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales pour l’installation après la rénovation, cette part correspondant au rapport entre les recettes supplémentaires et les recettes totales après la rénovation; les recettes supplémentaires correspondent à la différence entre les recettes que l’installation rénovée peut réaliser et celles qui auraient pu être enregistrées avec les parties non rénovées de l’installation; la quantité d’énergie pouvant être stockée qui a pu être préservée grâce à la rénovation s’ajoute à cette part.

4.3.2. Pour toutes les installations non contrôlables et les installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW, est considérée comme production supplémentaire:

a. dans le cas des nouvelles installations: la production nette;

b. dans le cas des agrandissements notables: la production nette de l’installation agrandie, après déduction de la production nette moyenne des cinq dernières années précédant l’agrandissement;

c. dans le cas des rénovations notables: la part de la production nette qui correspond au rapport entre la production supplémentaire réalisée en raison de la rénovation, d’une part, et la production nette après la rénovation, d’autre part; pour déterminer la production supplémentaire, la production nette de l’installation après la rénovation est comparée à la production des parties non rénovées de l’installation; on part donc du principe que les parties rénovées de l’installation n’étaient plus opérationnelles avant la rénovation; le rapport entre la production supplémentaire liée à la rénovation et la production nette après la rénovation est vérifié après cinq années d’exploitation et recalculé si nécessaire

5 Informations à remettre chaque année pour la période de décompte

5.1 Installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW

5.1.1 Pour les installations contrôlables d’une puissance supérieure à 3 MW, la période de décompte est l’année hydrologique. La première période de décompte va de la mise en service jusqu’au 30 septembre.

5.1.2 Les informations annuelles doivent être remises à l’OFEN le 30 novembre au plus tard.

5.1.3 Les informations suivantes sont à remettre chaque année:

1. la répartition temporelle de tous les débits entrants pertinents de l’installation pendant l’année hydrologique écoulée, dans un format et une résolution temporelle adaptés à un logiciel d’optimisation de l’utilisation des centrales;
2. le niveau de remplissage de tous les lacs d’accumulation à la fin de chaque mois de l’année hydrologique;
3. pour toutes les installations d’un groupe d’installations:

1. la répartition horaire de l’électricité des pompes d’alimentation en kW,

2. le nombre de garanties d’origine émises pour la nouvelle installation, l’agrandissement notable ou la rénovation notable,

3. le nombre de garanties d’origine qui auraient été émises pour l’installation avant la rénovation ou pour les parties non rénovées de l’installation, et

4. les périodes de révision pendant lesquelles l’installation était hors service;

d. pour la réserve d’hiver: la quantité d’énergie à conserver, en kWh;

e. les coûts de la redevance hydraulique;

f. pour les nouvelles installations intégrées sur les plans technique et économique dans un groupe d’installations, pour les agrandissements notables ou pour les rénovations notables: en plus, l’ensemble des données ci-avant concernant l’intégralité de l’installation ou le groupe d’installations.

5.2 Installations non contrôlables et installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW

5.2.1 Pour toutes les installations non contrôlables et les installations contrôlables d’une puissance inférieure ou égale à 3 MW, la période de décompte est l’année civile. La première période de décompte va de la mise en service jusqu’au 31 décembre.

5.2.2 Les informations annuelles doivent être remises à l’OFEN le 31 janvier au plus tard.

5.2.3 Les informations suivantes sont à remettre chaque année:

a. pour toutes les installations d’un groupe d’installations:

1. la production mensuelle pendant la période de décompte, en kWh,

2. la consommation mensuelle des pompes d’alimentation pendant la période de décompte, en kWh;

b. les coûts de la redevance hydraulique.

Annexe 6.2

(art. 30d , 30d ^quinquieset 30d ^septies)

Prime de marché flottante allouée pour les installations éoliennes

1 Définition des installations, classes de puissance et catégories

1.1 La définition d’une installation éolienne se fonde sur l’annexe 1.3, ch. 1. 1.2 La définition des classes de puissance se fonde sur l’annexe 1.3, ch. 2. 1.3 La définition des catégories se fonde sur l’annexe 2.4, ch. 1.2.

2 Contenu de la demande

Le contenu de la demande se fonde sur l’annexe 2.4, ch. 3.

3 Taux de rétribution

3.1 Taux de rétribution pour petites éoliennes Le taux de rétribution pour les petites éoliennes pendant toute la durée de rétribution est de 13 centimes par kWh. 3.2 Taux de rétribution pour grandes éoliennes 3.2.1 Rétribution de base Taux de la rétribution de base pour les grandes éoliennes pendant cinq ans à dater de leur mise en service régulière:

Catégorie	Taux de rétribution (ct./kWh)
I	12
II	14
III	16

3.2.3 Abaissement du taux de rétribution

Pour une grande éolienne, le taux de rétribution est abaissé, en fonction du rendement effectif au terme de cinq ans au plus tôt, au montant figurant au ch. 3.2.5, et ce pour le reste de la durée de rétribution.

3.2.4 Calcul du moment de l’abaissement du taux de rétribution

3.2.4.1 Le moment de l’abaissement du taux de rétribution est calculé sur la base du rendement effectif au terme de cinq ans.

3.2.4.2 Le rendement effectif correspond à la moyenne arithmétique annuelle de la production d’électricité de la deuxième à la cinquième année d’exploitation, mesurée au point de transmission au gestionnaire de réseau.

3.2.4.3 Si le rendement effectif atteint ou dépasse le rendement de référence figurant au ch. 3.2.6, le taux de rétribution est immédiatement abaissé au montant figurant au ch. 3.2.5, et ce jusqu’à la fin de la durée de rétribution.

3.2.4.4 Si le rendement effectif est inférieur au rendement de référence, l’abaissement est effectué après une certaine durée, qui se calcule comme suit:

1. durée en mois =rendementderéférence−rendementeffectifrendementderéférencex1000,15;
2. la durée est arrondie, en mois entiers, vers le haut.

3.2.5 Taux de rétribution abaissé en ct./kWh:

Catégorie	Taux de rétribution (ct./kWh)
I	7
II	8
III	9

3.2.6 Le rendement de référence est calculé sur la base de la caractéristique de puissance et de la hauteur du moyeu de l’éolienne effectivement choisie, en tenant compte des caractéristiques du site de référence visé au ch. 3.2.7. 3.2.7 Les sites de référence pour les catégories I à III présentent les caractéristiques suivantes:

Catégorie I
Vitesse moyenne du vent à 150 m au-dessus du sol	5,7 m/s
Profil d’altitude	logarithmique
Distribution de type Weibull avec	k = 2,0
Longueur de rugosité	l = 0,2 m
Densité de l’air	ρ = 1,190 kg/m3

Catégorie II
Vitesse moyenne du vent à 150 m au-dessus du sol	5,6 m/s
Profil d’altitude	logarithmique
Distribution de type Weibull avec	k = 2,0
Longueur de rugosité	l = 0,1 m
Densité de l’air	ρ = 1,124 kg/m3

Catégorie III
Vitesse moyenne du vent à 100 m au-dessus du sol	6,5 m/s
Profil d’altitude	logarithmique
Distribution de type Weibull avec	k = 2,0
Longueur de rugosité	l = 0,03 m
Densité de l’air	ρ = 1,045 kg/m3

3.2.8 L’organe d’exécution fixe les modalités du calcul du rendement de référence dans une directive.

4 Avis d’avancement du projet, mise en service et avis de mise en service

4.1 Avis d’avancement du projet

Dix ans au plus tard après la notification de l’octroi de la garantie de principe (art. 30d ^sexies), l’avancement du projet doit faire l’objet d’un avis. Celui-ci doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. permis de construire exécutoire;
2. annonce du projet au gestionnaire de réseau et prise de position de ce dernier;
3. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande;
4. date prévue de mise en service.

4.2 Mise en service

L’installation doit être mise en service au plus tard douze ans après l’octroi de la garantie de principe.

4.3 Avis de mise en service

L’avis de mise en service doit comporter au minimum les éléments suivants:

a. désignation du type d’installation;

b. puissance;

c. hauteur du moyeu;

d. équipements spéciaux (par ex. chauffage des pales du rotor);

e. date de mise en service;

f. modifications éventuelles par rapport aux données figurant dans la demande ou dans l’avis d’avancement du projet.

Annexe 6.3

(art. 30e , 30e ^biset 30e ^octies)

Prime de marché flottante allouée pour les installations de biomasse

1 Définition des installations

La définition d’une installation de biomasse se fonde sur l’annexe 1.5, ch. 1.

2 Exigences minimales

2.1 Exigences générales Les exigences générales se fondent sur l’annexe 1.5, ch. 2.1.1 et 2.1.2. 2.2 Exigences énergétiques minimales 2.2.1 Les exigences énergétiques minimales pour les installations de biogaz se fondent sur l’annexe 1.5, ch. 2.2.3 et 2.2.4, et sur l’annexe 2.3, ch. 2.2. 2.2.2 Les exigences énergétiques minimales pour les centrales électriques à bois se fondent sur l’annexe 2.3, ch. 3.2. 2.3 Périodes d’évaluation 2.3.1 La période d’évaluation pour les exigences générales et les exigences écologiques minimales est de trois mois. 2.3.2 La période d’évaluation pour les exigences énergétiques minimales est l’année civile complète.

3 Taux de rétribution

3.1 Calcul du taux de rétribution 3.1.1 Le taux de rétribution se compose d’une rétribution de base et, si les conditions sont remplies, d’un ou de plusieurs bonus visés aux ch. 3.3 à 3.5. Il est recalculé chaque année. 3.1.2 La puissance équivalente de l’installation est déterminante pour le calcul des taux de la rétribution de base et des bonus. Elle correspond au quotient de la production nette (en kWh) par la somme des heures de l’année civile concernée. L’année de mise en service ou d’arrêt de l’installation, le nombre d’heures complètes précédant la mise en service ou suivant l’arrêt de l’installation est déduit dans le calcul de la puissance équivalente. 3.1.3 Les taux de la rétribution de base et des bonus sont déterminés selon une pondération établie sur la base des classes de puissance visées aux ch. 3.2 à 3.4. 3.1.4 Le bonus pour les centrales électriques à bois est accordé lorsqu’une installation utilise toute l’année du bois comme seul agent énergétique. 3.1.5 Le bonus pour les centrales électriques à bois est seulement accordé pour l’électricité injectée d’octobre à mars (semestre d’hiver). 3.2 Rétribution de base Taux de la rétribution de base par classe de puissance:

Classe de puissance	Rétribution de base (ct./kWh)
≤ 50 kW	27
≤100 kW	24
≤500 kW	21
≤ 5 MW	17,5
> 5 MW	16,5

3.3 Bonus pour les centrales électriques à bois Taux du bonus pour les centrales électriques à bois par classe de puissance:

Classe de puissance	Bonus pour les centrales électriques à bois (ct./kWh)
≤ 50 kW	10
≤100 kW	9
≤500 kW	8
≤ 5 MW	6
> 5 MW	5

3.4 Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture

3.4.1 Le bonus pour la biomasse issue de l’agriculture est alloué:

1. en cas d’emploi d’engrais de ferme, notamment purin et fumier provenant de l’élevage, ou d’engrais de ferme avec des résidus de récolte et des substances résiduaires provenant de la production agricole ou des produits agricoles déclassés;
2. si la proportion de cosubstrats non agricoles est inférieure ou égale à 10 % de la masse de matière fraîche, et
3. si aucune plante énergétique n’est utilisée.

3.4.2 Taux du bonus pour la biomasse issue de l’agriculture:

Classe de puissance	Bonus pour la biomasse issue de l’agriculture (ct./kWh)
≤ 50 kW	20
≤100 kW	19
≤500 kW	16
≤ 5 MW	4,5
> 5 MW	0

3.5 Bonus pour l’utilisation de la chaleur

3.5.1 Un bonus pour l’utilisation de la chaleur des installations de biogaz est accordé si, pendant une année civile:

1. au moins 25 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant aux installations remplissant les conditions du bonus visé au ch. 3.4;
2. au moins 50 % de la chaleur nette est utilisée en externe, cette règle s’appliquant à toutes les autres installations.

3.5.2 Le bonus pour l’utilisation de la chaleur peut être cumulé avec le bonus pour la biomasse issue de l’agriculture visé au ch. 3.4.

3.5.3 Taux du bonus pour l’utilisation de la chaleur, par classe de puissance:

Classe de puissance	Bonus pour l’utilisation de la chaleur (ct./kWh)
≤ 50 kW	3
≤100 kW	2
≤500 kW	2
≤ 5 MW	1,5
> 5 MW	0

4 Calcul de la part à rétribuer en cas d’agrandissement ou de rénovation ultérieurs

L’adaptation de la part d’électricité à rétribuer via la prime de marché flottante après un agrandissement ou une rénovation ultérieurs (art. 30a ^bis, al. 3) est régie par l’art. 30e ^quater.

5 Paiements partiels et décompte

La rétribution est décomptée à la fin de l’année civile sur la base du taux de rétribution pour l’année concernée et de l’électricité enregistrée. Les paiements partiels préalables sont effectués sur la base du taux de rétribution de l’année précédente ou, pour les installations qui ne sont pas en service depuis une année civile complète, sur la base des valeurs de planification selon le ch. 6.

6 Contenu de la demande

La demande doit comporter au moins les données et les documents suivants:

1. données sur l’installation, notamment le nom de l’ayant droit et l’emplacement;
2. permis de construire ou preuve de la constructibilité du projet, si aucun permis de construire n’est nécessaire;
3. description du projet montrant que toutes les conditions pour le versement d’une prime de marché flottante sont remplies; elle doit contenir au moins des données sur la situation de départ et sur les substrats utilisés, un descriptif de l’installation et des explications sur la production d’énergie;
4. plan d’ensemble;
5. liste des coûts d’investissement;
6. puissance électrique installée et puissance électrique équivalente en kWel, avant et après l’investissement;
7. production brute d’électricité et de chaleur en kWh, par année civile avant et après l’investissement;
8. production nette d’électricité et de chaleur ainsi qu’utilisation externe de la chaleur, par année civile avant et après l’investissement;
9. date prévue de mise en service.

Footnotes

1. RS 730.0 ↩

2. RS 730.01 ↩

3. Introduite par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

4. RS 730.01 ↩

5. Introduit par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

6. RS 814.600 ↩

7. RS 814.20 ↩

8. RS 923.0 ↩

9. RS 730.01 ↩

10. RS 730.01 ↩

11. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2021 (RO 2020 6129). ↩

12. RS 641.20 ↩

13. Introduit par le ch. I de l’O du 27 fév. 2019 (RO 2019 923). Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

14. Abrogé par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, avec effet au 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

15. Introduit par le ch. I de l’O du 27 fév. 2019, en vigueur depuis le 1^eravr. 2019 (RO 2019 923). ↩

16. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 27 fév. 2019, en vigueur depuis le 1^eravr. 2019 (RO 2019 923). ↩

17. Abrogé par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, avec effet au 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

18. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 27 fév. 2019, en vigueur depuis le 1^eravr. 2019 (RO 2019 923). ↩

19. Introduit par le ch. I de l’O du 27 fév. 2019 (RO 2019 923). Abrogé par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, avec effet au 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

20. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

21. Abrogé par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, avec effet au 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

22. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

23. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

24. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

25. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

26. RS 730.01 ↩

27. RS 730.01 ↩

28. Introduit par le ch. II de l’O du 19 fév. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 138). ↩

29. RS 641.20 ↩

30. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

31. RS 730.01 ↩

32. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

33. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

34. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

35. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

36. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

37. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

38. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

39. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

40. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

41. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

42. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

43. RS 730.010.1 ↩

44. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

45. Introduit par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020 (RO 2020 6129). Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

46. RS 616.1 ↩

47. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

48. Introduit par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

49. Introduit par le ch. I de l’O du 24 nov. 2021 (RO 2021 820). Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

50. Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771). Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

51. Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771). Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

52. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

53. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

54. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

55. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

56. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

57. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

58. Introduit par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

59. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

60. Introduite par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

61. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 27 fév. 2019, en vigueur depuis le 1^eravr. 2019 (RO 2019 923). ↩

62. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

63. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2021 (RO 2020 6129). ↩

64. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

65. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

66. Abrogée par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, avec effet au 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

67. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

68. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

69. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

70. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

71. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

72. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

73. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

74. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

75. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

76. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

77. Introduite par le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

78. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

79. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

80. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

81. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 21 mai 2025, en vigueur depuis le 1^erjuil. 2025 (RO 2025 383). ↩

82. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

83. RS 730.01 ↩

84. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

85. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

86. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

87. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

88. Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

89. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 24 mai 2023, en vigueur depuis le 1^erjuil. 2023 (RO 2023 275). ↩

90. RS 814.20 ↩

91. RS 923.0 ↩

92. Introduite par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

93. Introduit par le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

94. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

95. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

96. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

97. Abrogée par le ch. I de l’O du 27 fév. 2019, avec effet au 1^eravr. 2019 (RO 2019 923). ↩

98. Introduit par le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

99. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

100. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

101. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

102. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

103. Introduit par le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

104. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

105. Introduite par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

106. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

107. Erratum du 28 déc. 2017 (RO 2017 7783). ↩

108. RS 730.01 ↩

109. RS 616.1 ↩

110. RS 641.20 ↩

111. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 nov. 2023, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2024 (RO 2023 764). ↩

112. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

113. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

114. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

115. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

116. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

117. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 27 fév. 2019, en vigueur depuis le 1^eravr. 2019 (RO 2019 923). ↩

118. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 708). ↩

119. Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

120. Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2023 (RO 2022 771). ↩

121. Introduit par le ch. I de l’O du 17 mars 2023, en vigueur depuis le 1^eravr. 2023 (RO 2023 144). ↩

122. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

123. Introduit par le ch. I de l’O du 26 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2026 (RO 2025 830). ↩

124. RS 641.61 ↩

125. RO 2016 4617 ↩

126. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 27 fév. 2019, en vigueur depuis le 1^eravr. 2019 (RO 2019 923). ↩

127. RS 814.20 ↩

128. RS 923.0 ↩

129. RO 2016 4617 ↩

130. RO 2011 4067, 2015 4781 ↩

131. RS 734.27 ↩

132. RS 730.010.1 ↩

133. RO 2010 8096125, 2011 4067, 2012 6074555, 2013 3631, 2014 6113683, 2015 4781, 2016 4617 ↩

134. RO 2016 4617 ↩

135. RS 510.62 ↩

136. RO 2016 4617ch. I et II ↩

137. RS 641.61 ↩

138. RO 2016 4617 ↩

139. RS 734.27 ↩

140. RS 730.010.1 ↩

141. RS 510.62 ↩

142. RS 510.624 ↩

143. RS 734.71 ↩

144. RS 734.27 ↩

145. RS 730.010.1 ↩

146. RS 734.722 ↩