Ordonnance sur l’instauration d’une réserve d’électricité pour l’hiver

(Ordonnance sur une réserve d’hiver, OIRH)

du 25 janvier 2023 (État le 1^erdécembre 2025)

Le Conseil fédéral suisse,

vu les art. 8b , al. 7, 9, al. 2, et 30, al. 2, de la loi du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en électricité (LApEl)¹,²

arrête:

Section 1 But et objet

Art. 1Ouvrir la doctrine

1. La présente ordonnance crée un dispositif à titre d’assurance pour l’hiver et le printemps afin de parer aux situations exceptionnelles touchant l’approvisionnement en électricité telles que des pénuries ou des ruptures d’approvisionnement critiques. Le dispositif prend la forme d’une réserve d’électricité.
2. La présente ordonnance règle:
   1. la constitution annuelle d’une réserve hydroélectrique;
   2. la mise à disposition d’une réserve complémentaire comprenant des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours et des installations de couplage chaleur-force (installations CCF);
   3. les principes sous-tendant la coordination des parties de la réserve d’électricité visées aux let. a et b lorsqu’il y est fait recours.

Section 2 Réserve hydroélectrique

Art. 2 Valeurs-clés

1. La Commission fédérale de l’électricité (ElCom) fixe chaque année les valeurs-clés et d’autres aspects de la réserve hydroélectrique et les publie.
2. Elle fixe le dimensionnement de la réserve hydroélectrique de manière que celle-ci puisse, de manière coordonnée avec la réserve complémentaire, contribuer à assurer l’approvisionnement en électricité durant quelques semaines en hiver ou au début du printemps en cas de pénurie. À cet effet, elle se fonde sur le cas exceptionnel où, simultanément, les possibilités d’importation d’électricité sont très limitées, la quantité d’électricité produite en Suisse est faible et les besoins en électricité sont élevés.
3. Les valeurs-clés et les autres aspects comprennent en particulier:
   1. ³ la quantité d’énergie à conserver pour toute la réserve hydroélectrique; elle est fixée comme part en pour cent de la quantité totale d’énergie de toutes les centrales hydroélectriques à accumulation suisses d’une capacité de stockage d’au moins 10 GWh;
   2. ⁴ la période de conservation de la réserve;
   3. la répartition de l’énergie, par exemple entre différentes installations de stockage;
   4. les prescriptions concernant la puissance installée;
   5. les prescriptions concernant le recours à la réserve et l’indemnisation pour l’énergie prélevée;
   6. ⁵ la manière de procéder avec les centrales partenaires;
   7. ⁶ les prestations de remplacement que les exploitants de centrales doivent fournir en cas de défaillance imprévue de leurs installations;
   8. les prescriptions en vue d’éviter tout acte de manipulation du marché.
4. L’ElCom peut faire appel à la société nationale du réseau de transport lors de la fixation des valeurs-clés et des autres aspects.

Art. 3 Centrales hydroélectriques concernées

La réserve hydroélectrique est constituée de centrales hydroélectriques à accumulation d’une capacité de stockage d’au moins 10 GWh qui injectent de l’électricité dans la zone de réglage Suisse.

Art. 3a Participants à la réserve et volume de l’obligation

1. Les acteurs suivants (participants à la réserve) sont obligés de participer à la réserve hydroélectrique:
   1. pour les centrales qui ne sont pas organisées en centrales partenaires: les exploitants;
   2. pour les centrales qui sont organisées en centrales partenaires: les partenaires à hauteur de la part qu’ils conservent dans la centrale partenaire.
2. La situation au 30 avril de chaque année est déterminante pour l’obligation de participer. Pour ce qui est des centrales transfrontalières, seule la partie attribuée à la Suisse par un traité international est concernée. La teneur énergétique d’un lac d’accumulation est déterminée en fonction de la cascade de production totale d’un complexe de centrales relié sur le plan hydraulique et optimisé conjointement.
3. Les participants à la réserve conservent, dans leur centrale hydroélectrique à accumulation, une part correspondant à celle de la quantité totale d’énergie à conserver conformément aux valeurs-clés de l’ElCom. Si nécessaire, l’ElCom peut adapter ultérieurement la quantité totale d’énergie à conserver et ainsi adapter proportionnellement la part de tous les participants à la réserve.
4. Elle peut en outre obliger à titre exceptionnel les participants à la réserve à une mise en réserve de puissance si le maintien de l’approvisionnement en électricité l’exige impérativement.
5. Elle rend une décision si l’obligation de participer à la réserve ou le volume sont contestés.

Art. 4 Répartition entre les différents lacs d’accumulation et échange de quantités d’énergie à conserver

1. Les participants à la réserve peuvent, en observant les valeurs-clés mentionnées à l’art. 2, répartir la quantité d’énergie à conserver entre leurs centrales hydroélectriques à accumulation, y compris entre des installations qui s’y prêtent d’une capacité inférieure à 10 GWh.
2. Ils peuvent, en observant les valeurs-clés mentionnées à l’art. 2, conclure un accord avec d’autres participants à la réserve afin d’échanger leur quantité d’énergie à conserver. Les participants à la réserve initiaux restent responsables de la conservation.
3. Les répartitions et les échanges prévus doivent être soumis à l’ElCom pour autorisation. L’ElCom peut exiger les justificatifs concernant les accords d’échange.

Art. 5 Contrat portant sur la participation à la réserve hydroélectrique

1. La société nationale du réseau de transport conclut avec chaque participant à la réserve un contrat portant sur la participation à la réserve hydroélectrique. Les contrats doivent être uniformes.
2. Le contrat comprend au moins les points suivants: a. les prescriptions de l’ElCom concernant: 1. la quantité d’énergie à conserver par le participant à la réserve, 2. la période de conservation de la réserve, 3. l’indemnité forfaitaire; b. les conditions du recours à la réserve; c. les conditions dans lesquelles des travaux de révision sont possibles et l’obligation d’annoncer les travaux de révision à l’ElCom; d. les détails concernant les obligations ci-après à l’égard de la société nationale du réseau de transport: 1. les renseignements et les documents qui doivent lui être transmis conformément à l’art. 24, al. 1, 2. la notification de la puissance et de l’énergie disponibles, conformément à l’art. 18, al. 2.
3. Si le participant à la réserve a confié la conduite de l’exploitation à une entreprise partenaire, la société nationale du réseau de transport peut conclure le contrat avec cette entreprise partenaire. Dans tous les cas, il incombe à cette entreprise partenaire chargée de conduire l’exploitation de régler les modalités de conservation de la réserve.
4. Si la quantité d’énergie à conserver ou la période de conservation changent, il est possible de modifier ou de résilier de manière anticipée les contrats pluriannuels.
5. Si la participation repose sur une décision de l’ElCom (art. 3a , al. 5), la teneur uniforme du contrat obtient une valeur contraignante.⁷

Art. 5a Indemnité forfaitaire et rémunération pour la mise en réserve de puissance

1. Les participants à la réserve reçoivent:
   1. pour la conservation d’énergie: une indemnité forfaitaire;
   2. ⁸ pour une éventuelle mise en réserve de puissance (art. 3a , al. 4) ordonnée ultérieurement: une rémunération modérée.
2. L’ElCom calcule et publie chaque année le taux pour l’indemnité forfaitaire par GWh d’énergie conservée. La différence de prix moyenne entre le premier et le deuxième trimestre de l’année, au cours duquel la période de conservation prend fin, sert de valeur de base pour ce taux. La valeur de base est multipliée par le facteur 1,3.
3. L’ElCom utilise comme base de données pour la valeur de base les prix de règlement publiés des contrats trimestriels de base sur le marché à terme Suisse pendant la période de 30 jours calendaires précédant la publication des valeurs-clés. Si un nombre insuffisant de prix de règlement sont publiés pour l’année considérée, elle emploie une méthode de substitution adéquate. Pour ce faire, elle peut notamment utiliser une autre période, les informations de prix historiques ou les données du marché à terme des pays voisins.
4. En cas d’augmentation de la quantité d’énergie à conserver (art. 3a , al. 3), l’indemnité forfaitaire est calculée de la même manière. Pour déterminer la valeur de base pour la conservation supplémentaire, la période de 30 jours calendaires précédant l’annonce des valeurs-clés adaptées est employée.⁹
5. L’ElCom définit en fonction de la situation le montant de la rémunération pour une mise en réserve de puissance ordonnée ultérieurement. Elle prend en compte la situation exceptionnelle concrète.

Art. 5b Sanction administrative et remboursement de bénéfices

1. Un participant à la réserve qui ne procède pas ou pas totalement à la conservation de l’énergie ou à la mise en réserve de puissance se verra infliger une sanction administrative par l’ElCom, qui, selon la gravité du manquement, représente jusqu’à 10 % du chiffre d’affaires annuel.
2. Si un participant à la réserve réalise en outre des bénéfices sur le marché grâce à l’énergie ou à la puissance non conservée, il doit les rembourser à la société nationale du réseau de transport.
3. L’ElCom peut renoncer à toute poursuite pouvant entraîner une sanction administrative s’il s’agit d’un premier manquement excusable et minime.
4. La société nationale du réseau de transport est tenue d’annoncer à l’ElCom les cas de suspicion de manquements à l’obligation de conservation.
5. La procédure doit être ouverte dans les trois années suivant le manquement.

Section 3 Réserve complémentaire

Art. 6 Dispositions générales concernant la participation à la réserve complémentaire

1. La réserve hydroélectrique est complétée par une réserve d’une puissance totale allant jusqu’à 1000 MW (réserve complémentaire).
2. La participation à la constitution de la réserve complémentaire est ouverte aux exploitants dont l’installation: a. relève d’une des catégories suivantes: 1. centrale exploitée au gaz ou avec d’autres agents énergétiques (centrale de réserve) et qui fonctionne comme installation bicombustible, exception faite du cas où la puissance fixée à l’al. 1 ne serait pas atteinte, 2. groupe électrogène de secours ou installation CCF, et b. injecte de l’électricité dans la zone de réglage Suisse.
3. En concertation avec l’ElCom, le DETEC peut:
   1. fixer une puissance supérieure à 1000 MW s’il est à prévoir que les besoins augmenteront;
   2. préciser dans quel ordre de priorité et pour quel volume d’énergie les installations visées à l’al. 2 sont à inclure dans la réserve complémentaire;
   3. ¹⁰ ordonner à la société nationale du réseau de transport de procéder à des appels d’offres pour des groupes électrogènes de secours et des installations CCF (art. 14, al. 2).
4. La participation à la réserve complémentaire dure jusqu’au 31 mai 2030.¹¹

Art. 7 Participation des exploitants de groupes électrogènes de secours et des exploitants d’installations CCF à la réserve complémentaire

1. Les exploitants de groupes électrogènes de secours et les exploitants d’installations CCF dont la puissance est inférieure à 30 MW ne peuvent participer à la réserve complémentaire qu’en étant regroupés par un agrégateur.¹²
2. …¹³
3. Les exploitants d’installations CCF peuvent participer à la réserve uniquement s’ils n’obtiennent pas d’autres soutiens tels que des contributions d’investissement pour la partie de l’installation qui produit l’électricité et que l’installation:
   1. met à disposition des capacités de production supplémentaires;
   2. est exploitée en mode électricité et met, durant la période de disponibilité, exclusivement à la disposition de la réserve de l’électricité supplémentaire, et
   3. satisfait aux critères d’aptitude définis par l’Office fédéral de l’énergie (OFEN).
4. Les émissions de CO2générées lors de la production d’électricité destinée à la réserve complémentaire par les groupes électrogènes de secours ou les installations CCF avec lesquels les exploitants ne participent pas au système d’échange de quotas d’émission doivent être compensées intégralement via la remise d’attestations nationales ou internationales.
5. Les gestionnaires de réseau de distribution, les groupes-bilan et les fournisseurs d’électricité sont tenus, dans le cadre de leurs activités usuelles, de participer au déroulement d’un recours aux groupes électrogènes de secours ou aux installations CCF, en préparant et en fournissant notamment les données nécessaires.¹⁴
6. Si la mise à disposition des données entraîne pour eux des coûts supplémentaires non couverts qui sont élevés, ils peuvent les facturer aux agrégateurs. L’OFEN examine les coûts supplémentaires facturés et augmente le forfait pour prestations de l’agrégateur du même montant.¹⁵

Art. 8 Constitution et extension de la réserve complémentaire avec des centrales de réserve

1. La réserve complémentaire est constituée avec les exploitants de centrales de réserve avec lesquels le DETEC s’est accordé en vue d’une participation à la réserve et d’une mise en service à partir du 15 février 2023.
2. Afin que la puissance visée à l’art. 6, al. 1, soit atteinte, l’OFEN peut procéder à des appels d’offres en vue d’inclure dans la réserve complémentaire d’autres exploitants de centrales de réserve existantes. Il peut en plus procéder à des appels d’offres pour de nouvelles centrales de réserve afin de pouvoir par la suite inclure au besoin leurs exploitants dans la réserve complémentaire.¹⁶
3. Les critères suivants sont notamment pris en compte pour l’adjudication:
   1. le montant de la rémunération pour la disponibilité;
   2. le laps de temps nécessaire pour adapter et mettre en service une installation;
   3. d’autres critères tels que la qualité technique, la possibilité d’octroi d’une autorisation, l’impact sur l’environnement, le site retenu et le raccordement au réseau du projet ainsi que la possibilité d’exploiter l’installation avec des agents énergétiques renouvelables.
4. L’OFEN peut exclure les offres prévoyant des rémunérations pour la disponibilité inappropriées et interrompre un appel d’offres.¹⁷
5. Si une nouvelle centrale de réserve ne peut être incluse dans la réserve faute de base légale, il est alloué aux responsables de projet qui avaient obtenu l’adjudication une compensation destinée à couvrir les coûts qui ont été nécessaires pour l’élaboration du projet et la fourniture des prestations préalables. L’OFEN statue sur demande. Si les prestations préalables et les travaux d’élaboration du projet gardent à moyen terme une valeur pour les responsables de projet malgré la non-inclusion de la centrale dans la réserve, il en est tenu compte de manière appropriée lors de la compensation des coûts.¹⁸

Art. 9

Art. 10 Contrat avec des exploitants de centrales de réserve et rémunération pour la disponibilité

1. La société nationale du réseau de transport conclut un contrat portant sur l’utilisation des centrales de réserve avec chaque exploitant participant à la réserve complémentaire.
2. Le contrat doit en particulier préciser:
   1. la puissance utilisable pour la réserve;
   2. la durée et la période de mise à disposition;
   3. la rémunération pour la disponibilité et l’indemnisation en cas de recours à la réserve versées à l’exploitant;
   4. des tests périodiques de fonctionnement et des périodes dédiées à la révision et à l’entretien;
   5. les modalités opérationnelles en cas d’utilisation pour la réserve, telles que la gestion du programme prévisionnel;
   6. ¹⁹ les contenus figurant à l’art. 5, al. 2, let. b et d;
   7. ²⁰ une peine conventionnelle en cas de manquement à l’obligation de constituer une réserve.
3. Si le DETEC oblige un exploitant à participer à la réserve complémentaire, il décide si nécessaire les contenus du contrat.
4. La rémunération pour la disponibilité sert à couvrir les coûts d’exploitation fixes tels que la disponibilité de l’installation, l’achat et le stockage des agents énergétiques, les coûts de personnel et les coûts de raccordement au réseau, ceci indépendamment de l’utilisation de l’installation. Le montant de la rémunération doit être approprié.
5. La rémunération pour la disponibilité est réduitepro rata temporis si un exploitant utilise la centrale de réserve pour ses propres besoins d’exploitation (art. 11, al. 2^bis).²¹

Art. 11 Restrictions d’exploitation et exigences opérationnelles concernant les centrales de réserve

1. Les centrales de réserve sont utilisées exclusivement pour la réserve complémentaire et ne doivent pas produire d’électricité pour le marché.
2. En dehors de la période de disponibilité, les exploitants sont autorisés à fournir des services-système avec les centrales de réserve à condition de respecter les valeurs limites d’émission et les prescriptions cantonales. La période de disponibilité dure du 1^erdécembre au 31 mai, sous réserve:
   1. d’une durée plus courte fixée par l’ElCom pour l’hiver concerné;
   2. d’une durée différente si une telle durée avait été convenue avant le début de la réserve complémentaire dans l’accord visé à l’art. 8, al. 1.²²
3. L’exploitant peut utiliser une centrale de réserve intégrée à une entreprise pour ses propres besoins d’exploitation, durant la période de disponibilité et en dehors de celle-ci, même en cas de pénurie grave, à condition de respecter les valeurs limites d’émission et les prescriptions cantonales.²³
4. Sont réservées les prescriptions dérogatoires fondées sur la loi du 17 juin 2016 sur l’approvisionnement du pays (LAP)²⁴.²⁵
5. L’OFEN peut, en accord avec l’ElCom, fixer d’autres exigences techniques générales pour l’exploitation des centrales de réserve, notamment en ce qui concerne:
   1. le temps de préparation en cas d’utilisation;
   2. le nombre de démarrages et d’arrêts possibles ainsi que la durée d’exploitation minimale;
   3. la capacité à adapter la puissance;
   4. la possibilité de gérer les centrales à distance.
6. Les exploitants des centrales de réserve peuvent utiliser les générateurs en dehors des périodes où les centrales doivent être fonctionnelles (art. 17, al. 3) afin de maintenir la tension.

Art. 12 Tarif pour l’utilisation des installations de transport par conduites

L’OFEN peut fixer un tarif fondé sur les coûts dans les cas où les tarifs pour l’utilisation des installations de transport par conduites alimentant les centrales en agents énergétiques ne sont pas équitables.

Art. 13

Art. 14 Constitution et extension de la réserve complémentaire avec des groupes électrogènes de secours et des installations CCF

1. La réserve complémentaire est constituée, en plus des centrales de réserve, avec les exploitants de groupes électrogènes de secours dont les agrégateurs se sont accordés avec l’OFEN en vue d’une participation à la réserve à partir du 15 février 2023.
2. Afin que la puissance fixée à l’art. 6, al. 1, soit atteinte, d’autres exploitants de groupes électrogènes de secours, et à partir du 1^erjanvier 2024, des exploitants d’installations CCF peuvent être inclus dans la réserve complémentaire. La société nationale du réseau de transport procède aux appels d’offres à cet effet.
3. …²⁶
4. Une obligation n’est pas possible pour les groupes électrogènes de secours faisant partie d’infrastructures militaires ou d’autres infrastructures critiques.

Art. 15 Contrat avec des agrégateurs et des exploitants de groupes électrogènes de secours ou d’installations CCF

1. La société nationale du réseau de transport conclut avec les acteurs suivants un contrat définissant les modalités d’une mise à disposition de groupes électrogènes de secours ou d’installations CCF pour la réserve complémentaire:
   1. avec chaque agrégateur pour les groupes électrogènes de secours ou les installations CCF dont la puissance est inférieure à 30 MW;
   2. avec chaque exploitant pour les groupes électrogènes de secours ou les installations CCF dont la puissance est égale ou supérieure à 30 MW.²⁷
2. Les agrégateurs reçoivent un forfait pour prestations composé d’une contribution unique pour le regroupement et d’un forfait par installation et par hiver. Le forfait comprend également les coûts supplémentaires non couverts visés à l’art. 7, al. 6.²⁸
3. Les agrégateurs concluent un contrat avec les exploitants de groupes électrogènes de secours ou d’installations CCF afin d’assurer une utilisation sans faille des installations concernées pour la réserve.
4. L’art. 10 s’applique par analogie à la teneur du contrat; celui-ci comprend par ailleurs une clause concernant la quantité d’agent énergétique minimale à conserver. Les contrats doivent être uniformes et peuvent être adaptés chaque année.
5. L’ElCom peut, lors des appels d’offres visés à l’art. 14, exclure les offres dont les forfaits pour prestations et les rémunérations pour la disponibilité pour les exploitants des installations sont inappropriés.
6. Si le DETEC oblige un agrégateur ou un exploitant à participer à la réserve complémentaire, la teneur uniforme du contrat portant sur la participation fait partie intégrante des obligations lui incombant.

Art. 16 Conditions-cadres et rémunération pour la disponibilité versée aux exploitants de groupes électrogènes de secours ou d’installations CCF

1. Durant la période de disponibilité, les groupes électrogènes de secours et les installations CCF doivent pouvoir en tout temps être fonctionnels (art. 17, al. 3) pour la réserve complémentaire. La période de disponibilité dure du 15 février au 30 avril.²⁹
2. Sous réserve de prescriptions dérogatoires fondées sur la LAP³⁰, une utilisation par les exploitants en dehors de la réserve durant la période de disponibilité est possible:³¹
   1. ³² pour les propres besoins d’exploitation en cas soit d’effondrement du réseau, soit de pénurie grave, à condition que les valeurs limites d’émission et les prescriptions cantonales soient respectées;
   2. pour la mise à disposition de services-système, dans la mesure où cela ne compromet pas la disponibilité en cas de recours à la réserve; la société nationale du réseau de transport fixe les conditions à cet effet.
3. La rémunération pour la disponibilité versée aux exploitants sert à couvrir leurs coûts d’exploitation fixes, tels que la disponibilité des groupes électrogènes de secours ou des installations CCF et les investissements nécessaires à cet effet au niveau des installations, indépendamment de leur utilisation. Cette rémunération est réduitepro rata temporis si l’exploitant utilise le groupe électrogène de secours ou l’installation CCF pour ses propres besoins d’exploitation. En cas de regroupement via un agrégateur, les exploitants reçoivent la rémunération sous forme de forfait.³³
4. L’OFEN peut, par analogie à l’art. 11, al. 3, fixer des exigences techniques générales pour l’exploitation des installations.

Section 4 Utilisation et recours à la réserve d’électricité

Art. 17 Consignes concernant le recours à la réserve d’électricitéOuvrir la doctrine

1. L’ElCom définit, dans des consignes concernant le recours à la réserve d’électricité, la coordination entre la réserve hydroélectrique et la réserve complémentaire ainsi que la coordination entre les différents éléments de cette dernière. Les consignes précisent quel volume d’énergie sera prélevé, et dans quel ordre, des différentes parties ou des différents éléments de la réserve en fonction de la situation d’approvisionnement.
2. L’ElCom tient compte de l’ordre de priorité suivant:
   1. disposer d’une puissance suffisante et disponible en temps voulu;
   2. préserver les parties de la réserve qui, en raison des agents énergétiques utilisés, sont difficiles à reconstituer ou à remplacer rapidement;
   3. limiter autant que possible les émissions de bruit ou de polluants et les effets sur le climat;
   4. maintenir des coûts bas, et
   5. prendre en considération les autres paramètres suivants:
   1. la durée et la fréquence prévisibles d’un recours à la réserve, 2. le moment du recours à la réserve en hiver ou au printemps, 3. le laps de temps nécessaire à la mise en service des différents types d’installations en cas de recours à la réserve, 4. les particularités techniques des différents types d’installations, 5. la disponibilité des agents énergétiques.
3. Les consignes concernant le recours à la réserve d’électricité indiquent également dans quel délai les centrales de réserve doivent être fonctionnelles lorsqu’un tel recours se profile et quand elles peuvent quitter ce niveau de fonctionnalité.
4. L’ElCom publie en temps voulu les consignes concernant le recours à la réserve d’électricité. Elle les adapte au besoin, en particulier s’il faut les optimiser ou si la situation a changé.

Art. 18 Déroulement du recours à la réserveOuvrir la doctrine

1. Le recours à la réserve d’électricité est possible lorsque la quantité d’électricité demandée dépasse l’offre à la bourse de l’électricité pour le jour suivant** (absence d’équilibre du marché).
2. Dans le cas d’une absence d’équilibre du marché, la société nationale du réseau de transport est notifiée:
   1. par les exploitants participant à la réserve, de la puissance et de l’énergie disponibles dans leur partie de la réserve;
   2. par les groupes-bilan nécessitant un recours à la réserve, de leur besoin en électricité pour le jour suivant.
3. La société nationale du réseau de transport fixe les modalités du recours à la réserve. En cas d’absence d’équilibre du marché, elle recourt à la réserve conformément aux consignes et de manière non discriminatoire dans le cadre de celles-ci. Le recours à la réserve hydroélectrique se répartit en principe sur tous les exploitants participant à cette réserve, de façon proportionnelle à la quantité d’énergie convenue par contrat.
4. Elle règle le recours à la réserve avec les groupes-bilan. Elle soumet préalablement un contrat-type à l’ElCom; celle-ci peut exiger qu’il soit modifié s’il n’est pas approprié.

Art. 19 Cas particuliers du recours à la réserve

1. En cas de menace imminente, en particulier pour la stabilité de l’exploitation du réseau, la société nationale du réseau de transport peut, en dérogation à l’art. 18, al. 1, recourir à l’électricité produite par des installations des deux parties de la réserve même en cas d’équilibre du marché ou sans qu’un groupe-bilan n’ait communiqué de besoin.
2. À titre exceptionnel, elle peut également prélever de l’électricité sur la base d’éventuels accords de solidarité internationaux. En cas de recours à une centrale de réserve, la restriction concernant le respect des valeurs limites d’émission et des prescriptions cantonales prévue à l’art. 11, al. 2, s’applique par analogie. La société nationale du réseau de transport communique à l’ElCom chaque recours à la réserve effectué en vertu du présent alinéa.
3. L’ElCom peut exceptionnellement, en dérogation à l’art. 18, al. 1, ordonner le recours à une centrale de réserve afin d’amener de l’énergie supplémentaire à la réserve hydroélectrique. La condition à remplir est une forte probabilité que la réserve hydroélectrique ne suffise pas, sans cette mesure, à remplir sa fonction durant la suite de l’hiver.
4. L’ElCom fixe, au cas par cas, la quantité d’énergie à amener, ainsi que la procédure et les modalités. La procédure peut consister en un appel d’offres, en l’obligation faite à un exploitant de conserver de l’énergie ou en une répartition entre différentes centrales hydroélectriques à accumulation. Aucune rémunération pour la conservation n’est due pour l’énergie amenée.

Art. 20 Indemnisation en cas de recours à la réserveOuvrir la doctrine

1. En cas de recours à la réserve, les exploitants reçoivent une indemnisation de la part de la société nationale du réseau de transport.³⁴
2. Pour la réserve hydroélectrique, la société nationale du réseau de transport détermine le montant de l’indemnisation conformément aux prescriptions de l’ElCom (art. 2, al. 3, let. d).
3. Pour les centrales de réserve, l’indemnisation couvre: a. les coûts d’exploitation occasionnés par le recours à la réserve, tels que: 1. les coûts liés à l’utilisation des installations de transport par conduites, aux agents énergétiques, à la taxe sur le CO2et aux droits d’émission, 2. les coûts du personnel employé et de l’eau nécessaire à l’exploitation; b. un forfait pour les jours où les installations doivent être fonctionnelles.
4. La société nationale du réseau de transport calcule le montant de l’indemnisation visée à l’al. 3 sur la base des paramètres uniformes prédéfinis par l’ElCom, notamment les indices de prix pour les coûts liés aux agents énergétiques et aux droits d’émission.
5. Pour les groupes électrogènes de secours et les installations CCF, l’indemnisation en cas de recours à la réserve couvre les coûts d’exploitation occasionnés par le recours à la réserve, tels que les coûts liés aux agents énergétiques, aux droits d’émission ou aux attestations nationales ou internationales, à la taxe sur le CO2ainsi qu’à d’autres moyens nécessaires à l’exploitation. L’al. 4 s’applique par analogie.
6. La taxe sur le CO2n’est remboursée que dans la mesure où l’exploitant ne peut pas faire valoir de droit au remboursement en vertu de la loi du 23 décembre 2011 sur le CO2³⁵. La même règle s’applique à l’impôt sur les huiles minérales régi par la loi du 21 juin 1996 sur l’imposition des huiles minérales³⁶.

Art. 21 Supplément en cas de recours à la réserve et revente de l’énergieOuvrir la doctrine

1. Les groupes-bilan qui ont occasionné le recours à la réserve payent à la société nationale du réseau de transport le prix du marché pour la période de recours à la réserve et un supplément analogue à celui applicable au prix de l’énergie d’ajustement. L’ElCom peut élaborer des prescriptions sous la forme de valeurs-clés pour ce supplément.
2. Les groupes-bilan, leurs négociants et, lors d’une opération réalisée en aval, les autres négociants ou acteurs du marché, ne sont pas autorisés à réaliser un bénéfice en cas de revente de l’énergie provenant de la réserve ni à vendre cette énergie à l’étranger.
3. Les groupes-bilan et les autres acteurs mentionnés doivent reverser à la société nationale du réseau de transport les bénéfices obtenus en contrevenant à l’al. 2.

Section 5 Coûts, financement, remboursements à la Confédération, renseignements et surveillance

Art. 22 Coûts et financement

1. Les coûts de la réserve d’électricité se composent des éléments suivants:
   1. ³⁷ l’indemnité forfaitaire pour la conservation d’énergie et la rémunération pour une éventuelle mise en réserve de puissance ordonnée ultérieurement versées aux participants à la réserve hydroélectrique;
   2. la rémunération pour la disponibilité versée aux exploitants des centrales de réserve, des groupes électrogènes de secours ou des installations CCF participant à la réserve complémentaire;
   3. l’indemnisation pour l’énergie prélevée versée aux exploitants concernés;
   4. le forfait pour prestations versé aux agrégateurs;
   5. ³⁸ la part des coûts de l’énergie d’ajustement pour laquelle la Confédération a convenu d’une prise en charge avec les exploitants ou les agrégateurs;
   6. ³⁹ les coûts nécessaires occasionnés par la réserve complémentaire pour lesquels la Confédération a convenu d’une prise en charge avec des tiers;
   7. ⁴⁰ la compensation des coûts visée à l’art. 8, al. 5.
2. Le financement des coûts visés à l’al. 1 est effectué:⁴¹
   1. ⁴² comme faisant partie de la rémunération versée pour l’utilisation du réseau de transport (art. 15, al. 2, let. a, LApEl); cette partie de la rémunération versée pour l’utilisation du réseau doit être facturée comme poste distinct en même temps que les coûts spécifiques visés à l’art. 15a LApEl;
   2. par les recettes issues:
   1. des paiements effectués par les groupes-bilan conformément à l’art. 21, al. 1, 1^bis.⁴³ des sanctions administratives et des remboursements de bénéfices prévus à l’art. 5b , 2.⁴⁴ des peines conventionnelles prévues à l’art. 10, al. 2, let. g, ou à l’art. 15, al. 4, 3.⁴⁵ des remboursements fixés dans les contrats avec les exploitants de réserves.
3. La société nationale du réseau de transport tient une rubrique comptable spécifique pour les ressources visées à l’al. 2.⁴⁶
4. Les coûts d’exécution, en particulier ceux de la société nationale du réseau de transport, y compris les travaux de préparation, sont également financés par les recettes visées à l’al. 2. Ils sont calculés jusqu’à la fin de l’exercice 2023 sur la base des coûts effectifs.⁴⁷
5. À partir de l’exercice 2024, l’art. 15 LApEl s’applique par analogie aux coûts de la réserve d’électricité imputables et l’art. 18a , al. 3, de l’ordonnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement en électricité (OApEl)⁴⁸s’applique par analogie aux différences de couverture. À partir de l’exercice 2024, la rémunération pour les valeurs patrimoniales nécessaires à la réserve d’électricité s’effectue avec le taux de rendement des fonds étrangers visé à l’annexe 1 de l’OApEl.
6. Si, sans faute de sa part, la société nationale du réseau de transport doit supporter pour la réserve d’électricité des coûts de financement effectifs qui ne sont pas entièrement imputables en vertu de l’al. 5, l’ElCom peut, sur demande, déclarer que les coûts non couverts sont imputables et ainsi les compenser. Le financement est assuré de façon analogue à l’al. 4.⁴⁹
7. Lorsqu’elle prend une décision au sens de l’al. 6, l’ElCom veille à ce que les coûts de financement que la société nationale du réseau de transport attribue à la réserve d’électricité correspondent effectivement à la part de celle-ci et soient globalement appropriés. Elle tient également compte dans l’évaluation de la rémunération selon l’al. 5 si celle-ci a été supérieure aux coûts de financement effectifs au cours des années précédentes.⁵⁰

Art. 22a Exécution du paiement aux participants à la réserve, aux agrégateurs et à d’autres acteurs

1. Pour les contrats conclus par la société nationale du réseau de transport, cette dernière exécute les paiements destinés aux participants à la réserve, aux agrégateurs et aux autres acteurs liés à la réserve d’électricité.
2. Pour les contrats conclus par la Confédération, l’OFEN exécute les paiements. La société nationale du réseau de transport lui rembourse les coûts au moyen des ressources visées à l’art. 22, al. 2.
3. L’OFEN peut charger la société nationale du réseau de transport d’exécuter les paiements à sa place. L’OFEN et la société nationale du réseau de transport règlent les modalités dans un contrat.

Art. 23 Remboursements à la Confédération

1. Les coûts assumés par la Confédération afin de permettre aux centrales de réserve et aux groupes électrogènes de secours d’entrer en fonction à partir du 15 février 2023, ainsi que les éventuels coûts de location pour les centrales de réserve que la Confédération prend en charge à la place de l’exploitant lui sont remboursés sans intérêts sur une période de trois ans au moyen des ressources visées à l’art. 22, al. 2. La rémunération pour l’utilisation du réseau de transport est augmentée à cet effet pour une période de trois ans à partir de 2024.
2. Si la Confédération ne trouve pas d’exploitant pour une centrale de réserve qu’il était prévu, durant la phase préparatoire en cours d’année 2022, de mettre en service en février 2023, ou si un exploitant se désiste par la suite, la Confédération verse un dédommagement au propriétaire des installations concernées. Le financement s’effectue conformément à l’al. 1.
3. Le dédommagement prévu à l’al. 2 couvre les coûts dus à la mise en place des installations en Suisse et compense les revenus que le propriétaire aurait réalisés en confiant ces installations à un exploitant en dehors de la réserve. Ce dédommagement est dû au maximum pour la période allant du 1^erfévrier 2023 au 31 mai 2026.
4. Les coûts des éventuels dédommagements aux communes d’implantation prévus par le droit cantonal peuvent être remboursés au moyen d’une hausse ultérieure de la rémunération pour l’utilisation du réseau telle que prévue à l’al. 1.

Art. 24 Renseignements, données, accès et divulgation

1. Les agrégateurs, les exploitants participant à la réserve d’électricité et les exploitants d’installations de transport par conduites transmettent gratuitement à l’ElCom, à la société nationale du réseau de transport, au DETEC et à l’OFEN les renseignements et les documents dont ils ont besoin pour accomplir leurs tâches, en particulier concernant les niveaux de remplissage des installations de stockage, et leur donnent accès aux installations.
2. En cas de recours à la réserve, l’ElCom peut exiger de la part des groupes-bilan impliqués qu’ils divulguent leurs opérations de négoce liées à ce recours. Elle peut aussi exiger que d’autres négociants ou acteurs du marché divulguent les opérations réalisées en aval.
3. Les participants à la réserve déclarent dans les meilleurs délais à l’autorité cantonale chargée de la protection de l’air les installations avec lesquelles ils se sont engagés à participer à la réserve complémentaire.⁵¹

Art. 25 Surveillance et mesures de la part de l’ElCom

1. L’ElCom surveille l’instauration et la conservation de la réserve hydroélectrique, la disponibilité et la fonctionnalité des installations faisant partie de la réserve complémentaire, la mise en œuvre générale de la réserve d’électricité et l’exécution par la société nationale du réseau de transport.
2. Si nécessaire, elle ordonne des mesures. Les tâches incombant au DETEC ou à l’OFEN sont réservées.
3. L’ElCom surveille la situation d’approvisionnement et soutient la société nationale du réseau de transport dans l’observation de l’évolution des stocks d’énergie dans les différentes parties de la réserve.
4. Lorsqu’un possible recours à la réserve d’électricité se profile, elle informe l’Office fédéral pour l’approvisionnement économique du pays et les cantons pour permettre une coordination avec les mesures relevant de la LAP⁵²et les mesures cantonales.
5. S’il est à prévoir que la réserve hydroélectrique ne sera plus nécessaire durant la période pour laquelle elle a été constituée, l’ElCom ordonne sa dissolution anticipée.

Art. 26 Suivi

L’ElCom procède à des analyses régulières portant sur la pertinence de la réserve. Elle publie périodiquement un rapport, notamment sur les coûts de cette réserve et les recours qui y ont été faits.

Section 6 Dispositions pénales et dispositions finales

Art. 27

Art. 28 Abrogation et modification d’autres actes

L’abrogation et la modification d’autres actes sont réglées en annexe.

Art. 29 Disposition transitoire

1. Jusqu’au 30 septembre 2023, l’OFEN procède aux appels d’offres concernant l’inclusion de participants à la réserve ou d’agrégateurs pour la réserve complémentaire conformément aux art. 8, 13 et 14.
2. Il conclut les contrats avec les participants inclus dans la réserve et avec les agrégateurs sélectionnés.

Art. 30 Entrée en vigueur et durée de validité

1. La présente ordonnance entre en vigueur le 15 février 2023.
2. Elle a effet jusqu’au 31 décembre 2026, sous réserve de l’al. 3.
3. Les art. 4, 9 et 14, al. 3, ont effet jusqu’au 31 mai 2024.
4. La durée de validité de la présente ordonnance est prolongée jusqu’au 31 décembre 2030.⁵³

(art. 28)

Abrogation et modification d’autres actes

I

L’ordonnance du 7 septembre 2022 sur l’instauration d’une réserve hydroélectrique⁵⁴est abrogée.

II

Les actes mentionnés ci-après sont modifiés comme suit:

…⁵⁵

Footnotes

1. RS 734.7 ↩

2. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

3. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

4. Introduite par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

5. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

6. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

7. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

8. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

9. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

10. Introduite par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

11. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

12. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

13. Abrogé par le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, avec effet au 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

14. Introduit par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

15. Introduit par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

16. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

17. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

18. Introduit par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

19. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

20. Introduite par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

21. Introduit par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

22. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

23. Introduit par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

24. RS 531 ↩

25. Introduit par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

26. En vigueur jusqu’au 31 mai 2024 (voir art. 30, al. 3). ↩

27. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

28. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

29. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

30. RS 531 ↩

31. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

32. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

33. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

34. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

35. RS 641.71 ↩

36. RS 641.61 ↩

37. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

38. Introduite par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

39. Introduite par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

40. Introduite par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

41. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

42. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

43. Introduit par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

44. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

45. Introduit par le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

46. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^erjanv. 2025 (RO 2024 693). ↩

47. Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

48. RS 734.71 ↩

49. Introduit par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

50. Introduit par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

51. Introduit par le ch. I de l’O du 22 déc. 2023, en vigueur depuis le 1^erfév. 2024 (RO 2023 834). ↩

52. RS 531 ↩

53. Introduit par le ch. I de l’O du 29 oct. 2025, en vigueur depuis le 1^erdéc. 2025 (RO 2025 677). ↩

54. [RO 2022 514] ↩

55. Les mod. peuvent être consultées auRO 2023 43. ↩