Document ID: 1db5bbd9-d96c-4faf-9970-c914672772e8

734.71   1 / 36   Ordonnance  sur l’approvisionnement en électricité   (OApEl)   du 14 mars 2008 (État le 1er janvier 2023)     Le Conseil fédéral suisse,   vu l’art. 30, al. 2, de la loi fédérale du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en  électricité (LApEl)1,   arrête:   Chapitre 1 Dispositions générales   Art. 1 Objet et champ d’application   1 La présente ordonnance règle la première phase de l’ouverture du marché de l’élec- tricité, durant laquelle les consommateurs captifs n’ont pas accès au réseau au sens de  l’art. 13, al. 1, LApEl.   2 Le réseau de transport d’électricité des chemins de fer suisses exploité à la fréquence  de 16,7 Hz et à la tension de 132 kV est soumis à la LApEl dans la mesure où celle- ci vise à créer les conditions d’un approvisionnement sûr en électricité. Sont appli- cables en particulier l’art. 4, al. 1, let. a et b, et les art. 8, 9 et 11 LApEl.   3 Le réseau de transport d’électricité des chemins de fer suisses exploité à la fréquence  de 16,7 Hz et à la tension de 132 kV est considéré comme un consommateur final au  sens de l’art. 4, al. 1, let. b, LApEl et de la présente ordonnance. Un convertisseur de  fréquence dans une centrale à 50 Hz n’est pas considéré comme un consommateur  final pour la part de l’électricité que la centrale à 50 Hz:   a. produit et injecte simultanément dans le réseau à 16,7 Hz dans une unité éco- nomique située sur le même site;   b. soutire pour ses propres besoins et pour le fonctionnement des pompes (art. 4,  al. 1, let. b, 2e phrase, LApEl).2   3bis Les points d’injection et de soutirage du réseau de transport d’électricité des che- mins de fer suisses exploité à la fréquence de 16,7 Hz et à la tension de 132 kV reliés  au réseau de transport à 50 Hz sont considérés comme un seul point d’injection ou de  soutirage.3        RO 2008 1223  1 RS 734.7  2 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur depuis le 1er mars 2013   (RO 2013 559).  3 Introduit par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur depuis le 1er mars 2013    (RO 2013 559).   734.71      Installations électriques   2 / 36   734.71   4 La LApEl et la présente ordonnance s’appliquent également aux lignes électriques  transfrontalières du réseau de transport exploitées en courant continu et aux installa- tions annexes nécessaires.   Art. 2 Définitions   1 Au sens de la présente ordonnance, on entend par:   a. programme prévisionnel: le profil (puissance moyenne par unité de temps)  indiquant la fourniture ou l’acquisition convenue d’énergie électrique pour  une certaine durée;   b.4 …   c. point d’injection ou de soutirage: le point du réseau où un appareil de mesure  saisit et mesure ou enregistre le flux d’énergie injecté ou soutiré (point de  mesure);   d. gestion du bilan d’ajustement: l’ensemble des mesures techniques, opération- nelles et comptables servant à assurer l’équilibre permanent des bilans en  puissance et en énergie dans le système d’électricité; en font notamment partie  la gestion des programmes prévisionnels, la gestion des mesures et la gestion  de la compensation des bilans d’équilibre;   e.5 …   f. consommateur final avec approvisionnement de base: consommateur final  captif ou qui renonce à l’accès au réseau (art. 6, al. 1, LApEl).   2 Sont notamment des composants du réseau de transport:   a. les lignes électriques, pylônes compris;   b. les transformateurs de couplage, les postes de couplage, les appareils de me- sure, de commande et de communication;   c. les équipements utilisés conjointement avec d’autres niveaux de réseau, qui  sont employés majoritairement avec le réseau de transport ou sans lesquels  celui-ci ne peut être exploité de façon sûre et efficace;   d.6 les départs avant le transformateur assurant la liaison avec un autre niveau de  réseau ou avec une centrale électrique, à l’exception des départs assurant la  liaison avec une centrale nucléaire dans la mesure où ils sont importants pour  la sécurité de l’exploitation de cette centrale nucléaire.        4 Abrogée par le ch. I de l’O du 11 nov. 2015, avec effet au 1er janv. 2016 (RO 2015 4789).  5 Abrogée par le ch. I de l’O du 11 nov. 2015, avec effet au 1er janv. 2016 (RO 2015 4789).  6 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).     Approvisionnement en électricité. O   3 / 36   734.71   Chapitre 2 Sécurité d’approvisionnement   Art. 3 Raccordement au réseau   1 Les gestionnaires de réseau édictent des directives transparentes et non discrimina- toires régissant l’attribution des consommateurs finaux, des producteurs d’électricité  et des gestionnaires de réseau à un niveau de réseau donné ainsi que le niveau de  qualité minimum de la fourniture d’électricité correspondant à chaque niveau de ré- seau.   2 Ils fixent aussi dans ces directives le dédommagement dû en cas de changement de  raccordement.   2bis Si un gestionnaire de réseau doit procéder à un changement de raccordement jus- tifié par la consommation propre ou un regroupement pour la consommation propre,  les coûts de capital qui en découlent pour les installations qui ne sont plus utilisées ou  qui ne le sont plus que partiellement sont indemnisés proportionnellement par les con- sommateurs propres ou par les propriétaires fonciers du regroupement.7   3 En cas de conflit au sujet de l’attribution de consommateurs finaux, de producteurs  d’électricité ou de gestionnaires de réseau à un niveau de réseau donné, ou au sujet du  dédommagement dû en cas de changement de raccordement, la Commission de l’élec- tricité (ElCom) tranche.   Art. 48 Fourniture d’électricité aux consommateurs finaux avec  approvisionnement de base   1 La composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie aux consommateurs finaux  avec approvisionnement de base se fonde sur les coûts de production d’une exploita- tion efficace et sur les contrats d’achat à long terme du gestionnaire du réseau de dis- tribution.   2 Si le gestionnaire du réseau de distribution fournit de l’électricité indigène issue  d’énergies renouvelables à ses consommateurs finaux avec approvisionnement de  base conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il ne peut prendre en compte, dans la  composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie, au maximum que les coûts de  revient propres à chacune des différentes installations de production. Ce faisant, les  coûts de revient d’une production efficace ne doivent pas être dépassés et les mesures  de soutien éventuelles doivent être déduites. Si l’électricité ne provient pas de ses  propres installations de production, la déduction est effectuée conformément à  l’art. 4a.   3 Si le gestionnaire du réseau de distribution acquiert l’électricité qu’il fournit selon  l’art. 6, al. 5bis, LApEl auprès d’installations de production d’une puissance maximale  de 3 MW ou d’une production annuelle, déduction faite de leur éventuelle  consommation propre, n’excédant pas 5000 MWh, il prend en compte, en dérogation       7 Introduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).   8 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur du 1er juin 2019 au  31 déc. 2030 (RO 2019 1381; 2022 772).     Installations électriques   4 / 36   734.71   à la méthode reposant sur les coûts de revient (al. 2), les frais d’acquisition, y compris  les coûts destinés aux garanties d’origine, et ce jusqu’à concurrence du taux de  rétribution déterminant, fixé aux annexes 1.1 à 1.5 de l’ordonnance du 1er novem- bre 2017 sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renou- velables (OEneR)9. Sont déterminants:   a. pour les installations de production mises en service avant le 1er janvier 2013:  les taux de rétribution applicables au 1er janvier 2013;   b. pour les installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 100 kW:  les taux de rétribution selon l’appendice 1.2 de l’ordonnance du 7 décembre  1998 sur l’énergie, dans sa version en vigueur le 1er janvier 201710.11   4 Si le gestionnaire du réseau de distribution fournit de l’électricité à ses consomma- teurs finaux avec approvisionnement de base conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl,  il utilise pour le marquage de l’électricité les garanties d’origine établies pour cette  électricité.   5 Les coûts de l’électricité provenant d’installations de production qui participent au  système de rétribution de l’injection, qui obtiennent un financement des frais supplé- mentaires ou qui bénéficient de mesures de soutien cantonales ou communales com- parables ne peuvent pas être pris en compte conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl.   Art. 4a12 Déduction des mesures de soutien en cas de prise en compte des frais  d’acquisition dans la composante tarifaire due pour la fourniture  d’énergie    1 Si l’électricité fournie conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl ne provient pas des  installations de production du gestionnaire du réseau de distribution, celui-ci tient  compte, dans le calcul des coûts maximaux pouvant être pris en compte dans ses tarifs,  des rétributions uniques et contributions d’investissement, comme suit:    a. rétribution unique allouée pour les installations photovoltaïques:    1. si la rétribution unique a été fixée définitivement avant l’acquisition, le  montant de celle-ci est déduit,   2. si la rétribution unique n’a pas encore été fixée définitivement, une dé- duction est effectuée dès que le projet est inscrit sur la liste d’attente;  cette déduction est déterminée sur la base des art. 7 et 38 OEneR13,   3.14 si les frais d’acquisition sont pris en compte (art. 4, al. 3), sont déduits,  indépendamment du fait qu’une rétribution unique ait été accordée ou  non:       9 RS 730.03  10 RO 1999 207, 2016 4617  11 Nouvelle teneur selon le ch. III de l’O du 23 oct. 2019, en vigueur depuis le 1er janv. 2020   (RO 2019 3479).  12 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2030   (RO 2019 1381; 2022 772).  13  RS 730.03  14 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur du 1er janv. 2023 au   31 déc. 2030 (RO 2022 772).     Approvisionnement en électricité. O   5 / 36   734.71   – pour les installations mises en service à partir du 1er janvier 2023  qui injectent la totalité de l’électricité produite: 40 % du taux de ré- tribution déterminant,   – pour les autres installations: 20 % du taux de rétribution détermi- nant;   b. contribution d’investissement allouée pour les installations hydroélectriques  ou pour les installations de biomasse:   1. si la contribution d’investissement a été fixée définitivement avant l’ac- quisition, le montant de celle-ci est déduit,   2. dans les autres cas, une déduction correspondant au montant maximal  fixé par voie de décision est effectuée à partir de l’octroi de la garantie  de principe (art. 54, let. b, et 75, let. b, OEneR).   2 Si une rétribution unique ou une contribution d’investissement est fixée ultérieure- ment et diffère du montant déduit conformément à l’al. 1, la déduction peut être adap- tée en conséquence à partir de la date à laquelle le montant a été défini. Cette règle ne  s’applique pas si une déduction forfaitaire doit être pratiquée conformément à l’al. 1,  let. a, ch. 3.   3 D’autres mesures de soutien comparables, mesures cantonales ou communales com- prises, sont prises en compte par analogie.   Art. 4b15 Communication de la modification des tarifs de l’électricité    1 Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu de justifier, pour ses consomma- teurs finaux avec approvisionnement de base, la hausse ou la baisse des tarifs de  l’électricité. La justification doit indiquer les modifications de coûts qui sont à l’ori- gine de la hausse ou de la baisse.   2 Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu d’annoncer à l’ElCom les hausses  des tarifs d’électricité ainsi que la justification communiquée aux consommateurs fi- naux au plus tard le 31 août.   Art. 4c16 Obligation de fournir des preuves et obligation d’annoncer liées à la  fourniture d’électricité visée à l’art. 6, al. 5bis, LApEl   1 Sur demande, le gestionnaire du réseau de distribution apporte la preuve à l’ElCom  que, dans le cadre de la fourniture d’électricité visée à l’art. 6, al. 5bis, LApEl, il a pris  en compte dans la composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie, pour chaque  installation, au maximum les coûts visés à l’art. 4, al. 2 ou 3, tant pour ses propres  installations de production que pour les autres.    2 Si l’électricité fournie ne provient pas des installations de production du gestionnaire  du réseau de distribution, celui-ci annonce chaque année à l’ElCom, aux fins de con- trôle de plausibilité, les quantités fournies et la moyenne du prix pris en compte dans       15 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2030  (RO 2019 1381; 2022 772).   16 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur du 1er juin 2019 au 31 déc. 2030  (RO 2019 1381; 2022 772).     Installations électriques   6 / 36   734.71   son tarif pour chaque technologie de production. Concernant les grands aménage- ments hydroélectriques d’une puissance supérieure à 10 MW, il communique ces don- nées pour chaque installation de production.   Art. 4d17 Différences de couverture dans l’approvisionnement de base   1 Si le montant total de la rémunération perçue par le gestionnaire du réseau de distri- bution pour l’approvisionnement de base pendant une année tarifaire ne concorde pas  avec les coûts énergétiques imputables (différence de couverture), il compense cet  écart dans les trois années tarifaires suivantes. Il peut renoncer à compenser un décou- vert de couverture.   2 Dans des cas justifiés, l’ElCom peut prolonger le délai imparti pour compenser une  différence de couverture.   3 Le taux d’intérêt que le gestionnaire du réseau de distribution applique à l’égard du  consommateur final correspond:   a. en cas de découvert de couverture, au maximum au taux de rendement des  fonds étrangers visé à l’annexe 1;   b. en cas d’excédent de couverture, au minimum au taux de rendement des fonds  étrangers visé à l’annexe 1.   Art. 5 Mesures visant à assurer un réseau sûr, performant et efficace   1 La société nationale du réseau de transport, les gestionnaires de réseau, les produc- teurs et les autres acteurs concernés prennent les mesures préventives nécessaires pour  assurer l’exploitation sûre du réseau. Pour ce faire, ils tiennent compte des disposi- tions contraignantes ainsi que:   a. des réglementations, des normes et des recommandations des organisations  techniques reconnues, notamment de l’European Network of Transmission  System Operators for Electricity (ENTSO-E);   b. des recommandations de l’Inspection fédérale de la sécurité nucléaire.18   2 La société nationale du réseau de transport règle de façon uniforme, dans une con- vention avec les gestionnaires de réseau, les producteurs et les autres acteurs concer- nés, les mesures à prendre pour maintenir la sécurité d’approvisionnement, notam- ment les modalités du délestage automatique et de l’adaptation de la production des  centrales électriques lorsque la stabilité de l’exploitation du réseau est menacée.   3 Si un gestionnaire de réseau, un producteur ou un autre acteur concerné refuse de  signer une convention au sens de l’al. 2, l’ElCom en ordonne la conclusion par voie  de décision.   4 Si la stabilité d’exploitation du réseau est menacée, la société nationale du réseau de  transport doit ordonner ou prendre, de par la loi, toutes les mesures nécessaires pour       17 Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur du 1er janv. 2023 au 31 déc. 2030  (RO 2022 772).   18 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur depuis le 1er mars 2013  (RO 2013 559).     Approvisionnement en électricité. O   7 / 36   734.71   assurer cette stabilité (art. 20, al. 2, let. c, LApEl). Si une injonction de sa part n’est  pas suivie, elle peut prendre une mesure de substitution aux frais du destinataire.   5 Les obligations découlant des conventions visées aux al. 2 et 3 ainsi que l’imputation  des frais au sens de l’al. 4 sont exécutées par la voie de la procédure civile.   6 L’Office fédéral de l’énergie (OFEN) peut fixer des exigences techniques et admi- nistratives minimales concernant un réseau sûr, performant et efficace; il peut déclarer  obligatoires des dispositions internationales techniques ou administratives et des  normes ou des recommandations édictées par des organisations techniques recon- nues.19   Art. 5a20 Scénario-cadre   Une fois approuvé, le scénario-cadre (art. 9a LApEl) est vérifié tous les quatre ans et,  le cas échéant, actualisé.   Art. 5b21 Principes pour la planification du réseau   Les principes pour la planification du réseau décrivent notamment la méthodologie et  les critères d’évaluation à utiliser pour l’évaluation des réseaux électriques.   Art. 5c22 Coordination de la planification du réseau   Les informations nécessaires à la coordination de la planification du réseau compren- nent notamment des informations concernant le réseau existant, les projets prévus sur  le réseau, ainsi que les pronostics relatifs à la production et à la consommation.   Art. 6 Information de l’ElCom23   1 Pour les réseaux dont la tension nominale est inférieure ou égale à 36 kV, les ges- tionnaires du réseau de distribution sont libérés de l’obligation d’informer l’ElCom  visée à l’art. 8, al. 3, LApEl.24   2 Tous les gestionnaires de réseau sont tenus de communiquer chaque année à l’El- Com les chiffres usuels, sur le plan international, concernant la qualité de l’approvi- sionnement; ces chiffres comprennent notamment la durée moyenne des coupures de  courant («Customer Average Interruption Duration Index» CAIDI), la durée moyenne  de non-disponibilité du système («System Average Interruption Duration Index»       19 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur depuis le 1er mars 2013  (RO 2013 559).   20 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).   21 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).   22 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).   23 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2021  (RO 2019 1381).   24 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2021  (RO 2019 1381).     Installations électriques   8 / 36   734.71   SAIDI) et la fréquence moyenne des coupures de courant («System Average Interrup- tion Frequency Index» SAIFI).   Art. 6a25 Plans pluriannuels   1 Dans les plans pluriannuels, la société nationale du réseau de transport fait état de  tous ses projets et présente:   a. la description du projet;   b. la nature de l’investissement, notamment s’il s’agit d’une optimisation, d’un  renforcement ou d’une extension du réseau;   c. l’état d’avancement de la planification, de l’autorisation ou de la réalisation  du projet;   d. la date prévue pour la mise en service;   e. l’estimation des coûts du projet;   f. la nécessité du projet en prouvant son efficacité du point de vue technique et  économique.   2 Les gestionnaires de réseau établissent les plans pluriannuels relatifs aux réseaux de  distribution d’une tension nominale supérieure à 36 kV dans les neufs mois qui sui- vent l’approbation du dernier scénario-cadre par le Conseil fédéral.   Art. 6b26 Information du public par les cantons   Dans la convention de prestations visée à l’art. 9e, al. 2, LApEl le canton ne peut être  indemnisé que pour les tâches d’information assumées au-delà de son mandat de base  et pour les tâches d’information qu’il effectue sur mandat de la Confédération.   Chapitre 3 Utilisation du réseau   Section 1  Comptes annuels, comptabilité analytique,  système de mesure et information   Art. 7 Comptes annuels et comptabilité analytique   1 Les gestionnaires et les propriétaires de réseau de distribution et de réseau de trans- port peuvent fixer eux-mêmes les dates de l’exercice. Celui-ci peut correspondre en  particulier à l’année civile ou à l’année hydrologique.   2 Les gestionnaires et les propriétaires de réseau définissent une méthode uniforme de  comptabilité analytique et édictent des directives transparentes à ce sujet.       25 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2021   (RO 2019 1381).   26 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).     Approvisionnement en électricité. O   9 / 36   734.71   3 Cette comptabilité doit faire apparaître séparément tous les postes nécessaires au  calcul des coûts imputables, en particulier:   a. les coûts de capital calculés des réseaux;   b. les installations estimées sur la base des coûts de remplacement (selon  l’art. 13, al. 4);   c. les coûts d’exploitation des réseaux;   d. les coûts des réseaux des niveaux supérieurs;   e. les coûts des services-système;   ebis.27 les coûts liés à la réserve hydroélectrique visée dans l’ordonnance du 7 sep- tembre 2022 sur l’instauration d’une réserve hydroélectrique (OIRH)28;   f. les coûts des systèmes de mesure et d’information;   fbis.29 les coûts des systèmes de mesure intelligents;   g. les coûts administratifs;   h.30 les coûts des renforcements du réseau nécessaires à l’injection d’énergie élec- trique provenant d’installations visées aux art. 15 et 19 de la loi du 30 sep- tembre 2016 sur l’énergie (LEne)31;   i. les coûts des raccordements au réseau et des contributions aux coûts de réseau;   j. les autres coûts facturés individuellement;   k. les taxes et les prestations fournies à des collectivités publiques;    l. les impôts directs;   m.32 les coûts des systèmes de commande et de réglage intelligents, indemnités  incluses;   n.33 les coûts des mesures novatrices, et   o.34 les coûts de sensibilisation dans le domaine de la réduction de la consomma- tion.   4 Chaque gestionnaire et chaque propriétaire de réseau doit faire connaître les règles  selon lesquelles les investissements sont portés à l’actif.       27 Introduite par l’art. 12 de l’O du 7 sept. 2022 sur l’instauration d’une réserve hydro- électrique, en vigueur du 1er oct. 2022 au 30 juin 2025 (RO 2022 514).   28 RS 734.722  29 Introduite par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018    (RO 2017 7109).  30 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).  31 RS 730.0  32 Introduite par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018    (RO 2017 7109).  33 Introduite par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019    (RO 2019 1381).  34 Introduite par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019    (RO 2019 1381).     Installations électriques   10 / 36   734.71   5 Il doit imputer les coûts directs directement au réseau et les coûts indirects selon une  clé de répartition établie dans le respect du principe de causalité. Cette clé doit faire  l’objet d’une définition écrite pertinente et vérifiable et respecter le principe de cons- tance.    6 Les propriétaires de réseau fournissent aux gestionnaires de réseau les indications  nécessaires pour établir la comptabilité analytique.   7 Les gestionnaires de réseau présentent leur comptabilité analytique à l’ElCom au  plus tard le 31 août.35   Art. 8 Système de mesure et processus d’information   1 Les gestionnaires de réseau répondent du système de mesure et des processus d’in- formation.   2 Ils fixent à cette fin des directives transparentes et non discriminatoires, régissant en  particulier les obligations des acteurs concernés ainsi que le déroulement chronolo- gique et la forme des données à communiquer. Ces directives doivent prévoir la pos- sibilité, pour les tiers, de participer, avec l’accord du gestionnaire de réseau, à la four- niture de prestations dans le cadre du système de mesure et d’information.   3 Les gestionnaires de réseau mettent à la disposition des acteurs concernés, dans les  délais convenus et de façon uniforme et non discriminatoire, les mesures et les infor- mations nécessaires:    a. à l’exploitation du réseau;   b. à la gestion du bilan d’ajustement;   c. à la fourniture d’énergie;   d. à l’imputation des coûts;   e. au calcul de la rémunération de l’utilisation du réseau;   f. aux processus de facturation découlant de la LEne36 et de l’ordonnance du  1er novembre 2017 sur l’énergie (OEne)37;   g. à la commercialisation directe, et   h. à l’utilisation de systèmes de commande et de réglage intelligents.38   3bis Ils ne doivent pas facturer les prestations visées à l’al. 3 aux acquéreurs en sus de  la rémunération perçue pour l’utilisation du réseau. Si les prestations visées à l’al. 3  sont fournies par des tiers, ils sont tenus d’indemniser ces derniers de manière équi- table.39       35 Introduit par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vigueur depuis le 1er janv. 2009   (RO 2008 6467).   36 RS 730.0  37 RS 730.01  38 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).  39 Introduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018    (RO 2017 7109).     Approvisionnement en électricité. O   11 / 36   734.71   4 Sur demande et contre un dédommagement couvrant les frais, les gestionnaires de  réseau fournissent des données et informations supplémentaires aux responsables de  groupes-bilan ainsi qu’aux autres acteurs concernés, avec l’accord des consomma- teurs finaux ou des producteurs concernés. Tous les chiffres relevés au cours des cinq  années précédentes doivent être livrés.   5 …40   Art. 8a41 Systèmes de mesure intelligents   1 Pour les systèmes de mesure et les processus d’information, il convient d’utiliser des  systèmes de mesure intelligents installés chez les consommateurs finaux, les installa- tions de production et les agents de stockage. Ces systèmes comportent les éléments  suivants:42   a. un compteur électrique électronique installé chez le consommateur final,  l’agent de stockage ou dans l’installation de production, qui:43   1. enregistre l’énergie active et l’énergie réactive,   2.44 calcule les courbes de charge avec une période de mesure de 15 minutes  et les enregistre pendant au moins 60 jours,   3.45 dispose d’interfaces, en particulier une pour la communication bidirec- tionnelle avec un système de traitement des données et une autre permet- tant au consommateur final, au producteur ou à l’exploitant de stockage  concerné au minimum de consulter ses données de mesure au moment  même de leur saisie et, le cas échéant, les valeurs de courbe de charge de  15 minutes, dans un format de données international courant, et   4. enregistre et consigne les interruptions de l’approvisionnement en élec- tricité;   b. un système de communication numérique garantissant la transmission auto- matique des données entre le compteur électrique et le système de traitement  des données, et   c. un système de traitement des données qui permet de consulter les données.   1bis Le gestionnaire de réseau, à la demande du consommateur final, du producteur ou  de l’exploitant de stockage, communique les spécifications techniques de l’interface  de son compteur électrique.46       40 Abrogé par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec effet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).  41 Introduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018    (RO 2017 7109).  42 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).  43 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).  44 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1er janv. 2021   (RO 2020 6141).  45 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1er janv. 2021   (RO 2020 6141).  46 Introduit par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1er janv. 2021    (RO 2020 6141).     Installations électriques   12 / 36   734.71   2 Les éléments d’un système de mesure intelligent de ce type interagissent de façon à  pouvoir:   a. identifier et gérer divers types de compteurs électriques à des fins d’interopé- rabilité;   b. mettre à jour l’élément du logiciel des compteurs électriques visés à l’al. 1,  let. a, qui n’a pas de répercussions sur les caractéristiques métrologiques;   c.47 permettre au consommateur final, au producteur ou à l’exploitant de stockage  de consulter les valeurs de courbe de charge de 15 minutes le concernant en- registrées sur une période remontant à cinq ans et présentées de manière com- préhensible et de télécharger celles-ci dans un format de données international  courant;   d. intégrer d’autres instruments de mesure numériques et d’autres systèmes de  commande et de réglage intelligents du gestionnaire de réseau, et   e. détecter, consigner et signaler les manipulations et autres interventions exté- rieures sur les compteurs électriques.    2bis Les coûts de capital et d’exploitation assumés par le gestionnaire de réseau pour  garantir le droit de consulter et de télécharger les données de mesure sont considérés  comme des coûts de réseau imputables.48   3 Il n’est pas obligatoire d’utiliser des systèmes de mesure intelligents:   a. dans les constructions et les ouvrages soumis à la loi fédérale du 23 juin 1950  concernant la protection des ouvrages militaires49;   b. lors de raccordements au réseau de transport.50   3bis L’ElCom peut accorder des exemptions temporaires ou permanentes de l’obliga- tion d’utiliser des systèmes de mesure intelligents si cette utilisation impliquait des  coûts disproportionnés ou si elle s’avère inadéquate en raison des exigences métrolo- giques concrètes. Peuvent faire l’objet d’une exemption de ce type, dans une situation  concrète:   a. des consommateurs finaux, des producteurs ou des agents de stockage indivi- duels ou regroupés;   b. l’ensemble du système de mesure ou des éléments et des caractéristiques iso- lés de celui-ci.51   3ter S’il n’est pas possible d’installer un système de mesure intelligent parce que le  consommateur final, le producteur ou l’exploitant de stockage refuse son utilisation,       47 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1er janv. 2021  (RO 2020 6141).   48 Introduit par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1er janv. 2021   (RO 2020 6141).   49 RS 510.518  50 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).  51 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019    (RO 2019 1381).     Approvisionnement en électricité. O   13 / 36   734.71   le gestionnaire de réseau peut facturer individuellement les coûts de mesure supplé- mentaires qui en découlent à partir du moment où l’utilisation a été refusée.52   4 Les compteurs électriques électroniques visés à l’al. 1, let. a, relèvent de l’ordon- nance du 15 février 2006 sur les instruments de mesure53 et des dispositions d’exécu- tion correspondantes du Département fédéral de justice et police, pour autant qu’ils  entrent dans leur champ d’application.   Art. 8b54 Vérification de la sécurité des données   1 Seuls peuvent être utilisés des systèmes de mesure intelligents dont les éléments ont  été soumis à une vérification réussie destinée à garantir la sécurité des données.   2 Sur la base d’une analyse des besoins de protection effectuée par l’OFEN, les ges- tionnaires de réseau et les fabricants établissent pour cette vérification des directives  définissant les éléments à vérifier, les exigences auxquelles ces derniers doivent ré- pondre et les modalités de la vérification.   3 La vérification est effectuée par l’Institut fédéral de métrologie. Ce dernier peut con- fier cette tâche en tout ou partie à des tiers.   Art. 8c55 Systèmes de commande et de réglage intelligents pour l’exploitation  du réseau   1 Lorsqu’un consommateur final, un producteur ou un exploitant de stockage consent  à ce qu’un système de commande et de réglage visant à assurer une exploitation sûre,  performante et efficace du réseau soit utilisé, il convient avec le gestionnaire de réseau  notamment des éléments suivants:56   a. l’installation du système;   b. les modalités d’utilisation du système;   c. les modalités de rétribution de l’utilisation du système.   2 La rétribution visée à l’al. 1, let. c, doit se fonder sur des critères objectifs et ne pas  être discriminatoire.   3 Le gestionnaire de réseau publie toutes les informations déterminantes pour la con- clusion d’un contrat sur la commande et le réglage, notamment les taux de rétribution.   4 …57   5 Il peut installer un système de commande et de réglage intelligent sans le consente- ment du consommateur final, du producteur ou de l’exploitant de stockage concerné       52 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).   53 RS 941.210  54 Introduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018    (RO 2017 7109).  55 Introduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018    (RO 2017 7109).  56 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).  57 Abrogé par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, avec effet au 1er juin 2019 (RO 2019 1381).     Installations électriques   14 / 36   734.71   en vue d’éviter une mise en péril immédiate et importante de la sécurité de l’exploi- tation du réseau.58   6 En cas de mise en péril, il peut également utiliser ce système sans le consentement  du consommateur final, du producteur ou de l’exploitant de stockage concerné. Une  telle utilisation est prioritaire par rapport à la commande par des tiers. Le gestionnaire  de réseau informe les acteurs concernés, au moins une fois par année et sur demande,  des utilisations qui ont été effectuées en vertu du présent alinéa.59   Art. 8d60 Traitement des données enregistrées au moyen de systèmes de  mesure, de commande et de réglage intelligents   1 Les gestionnaires de réseau sont habilités à traiter les données enregistrées au moyen  de systèmes de mesure, de commande et de réglage sans le consentement des per- sonnes concernées, aux fins suivantes:   a. profils de la personnalité et données personnelles sous une forme pseudony- misée, y compris valeurs de courbe de charge de 15 minutes et plus: pour la  mesure, la commande et le réglage, pour l’utilisation de systèmes tarifaires  ainsi que pour une exploitation sûre, performante et efficace du réseau, pour  l’établissement du bilan du réseau et pour la planification du réseau;   b. profils de la personnalité et données personnelles sous une forme non pseudo- nymisée, y compris valeurs de courbe de charge de 15 minutes et plus: pour  le décompte de l’électricité livrée, de la rémunération versée pour l’utilisation  du réseau et de la rétribution pour l’utilisation de systèmes de commande et  de réglage.   2 Ils sont habilités à transmettre les données enregistrées au moyen de systèmes de  mesure sans le consentement des personnes concernées, aux personnes suivantes:   a. profils de la personnalité et données personnelles sous une forme pseudony- misée ou agrégée appropriée: aux acteurs visés à l’art. 8, al. 3;   b. informations relatives au décodage des pseudonymes: aux fournisseurs  d’énergie des consommateurs finaux concernés.   3 Les données personnelles et les profils de la personnalité sont détruits au bout de  douze mois s’ils ne sont pas déterminants pour le décompte ou anonymisés.    4 Le gestionnaire de réseau relève les données relatives aux systèmes de mesure intel- ligents une fois par jour au plus, sauf si l’exploitation du réseau nécessite une consul- tation plus fréquente.   5 Il garantit la sécurité des données des systèmes de mesure, de commande et de ré- glage. À cet égard, il tient notamment compte des art. 8 à 10 de l’ordonnance du 14       58 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019  (RO 2019 1381).   59 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019  (RO 2019 1381).   60 Introduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).     Approvisionnement en électricité. O   15 / 36   734.71   juin 1993 relative à la loi fédérale sur la protection des données61 ainsi que des normes  et recommandations internationales édictées par les organisations spécialisées recon- nues.   Art. 9 Facturation   À la demande du consommateur final, le gestionnaire de réseau remet la facture d’uti- lisation du réseau au fournisseur d’énergie. Le consommateur final reste débiteur de  la rémunération.   Art. 10 Publication des informations   Les gestionnaires de réseau publient les informations visées à l’art. 12, al. 1, LApEl  et la totalité des taxes et prestations fournies aux collectivités publiques, au plus tard  le 31 août, notamment par le biais d’un site Internet unique, accessible librement.   Section 2 Accès au réseau et rémunération de l’utilisation du réseau   Art. 11 Accès au réseau pour les consommateurs finaux   1 La consommation annuelle des douze mois précédant le dernier relevé effectué est  déterminante pour fixer le droit d’accès au réseau des consommateurs finaux. La con- sommation annuelle est la somme de l’énergie électrique qu’un consommateur final  soutire ou produit lui-même par site de consommation et par année. Le site de con- sommation est le lieu d’activité d’un consommateur final qui constitue une unité éco- nomique et géographique et qui présente sa propre consommation annuelle effective,  indépendamment du nombre de ses points d’injection et de soutirage.   2 Les consommateurs finaux qui ont une consommation annuelle d’au moins  100 MWh et qui ne soutirent pas d’électricité sur la base d’un contrat écrit de fourni- ture individuel peuvent indiquer jusqu’au 31 octobre au gestionnaire du réseau de dis- tribution de leur zone de desserte qu’ils entendent faire usage de leur droit d’accès au  réseau à partir du 1er janvier de l’année suivante. Pour le gestionnaire du réseau de  distribution, l’obligation de fourniture au sens de l’art. 6 LApEl devient alors défini- tivement caduque.   2bis La participation à un regroupement pour la consommation propre, existant ou à  venir, d’un site de consommation pour lequel il a déjà été fait usage du droit d’accès  au réseau ne délie pas le gestionnaire du réseau de distribution de son obligation de  fourniture. Si le regroupement requiert l’exécution de cette obligation, le droit d’accès  au réseau peut à nouveau être exercé pour le site de consommation concerné au plus  tôt sept ans après son entrée dans le regroupement.62       61 RS 235.11  62 Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1er janv. 2023   (RO 2022 772).     Installations électriques   16 / 36   734.71   3 Si un consommateur final ayant une consommation annuelle estimée à au moins  100 MWh doit être nouvellement raccordé au réseau de distribution, il indique au ges- tionnaire du réseau deux mois avant la mise en service de son raccordement s’il entend  faire usage de son droit d’accès au réseau.   4 Les consommateurs finaux reliés à un réseau de distribution fine de peu d’étendue  au sens de l’art. 4, al. 1, let. a, LApEl, disposent eux aussi du droit d’accès au réseau  si leur consommation annuelle est d’au moins 100 MWh. Les parties concernées con- viennent des modalités d’utilisation de ces lignes électriques.   Art. 12 Coûts d’exploitation imputables   1 …63   2 Les gestionnaires de réseau fixent des directives transparentes, uniformes et non dis- criminatoires sur la manière de déterminer les coûts d’exploitation.   Art. 13 Coûts de capital imputables   1 Les gestionnaires de réseau fixent, dans des directives transparentes et non discrimi- natoires, des règles régissant les durées d’utilisation uniformes et appropriées des dif- férentes installations et de leurs composants.   2 Les amortissements comptables annuels calculés résultent des coûts d’acquisition ou  de fabrication des installations existantes avec un amortissement linéaire sur une pé- riode d’utilisation donnée, jusqu’à la valeur zéro. Seuls sont considérés comme coûts  d’acquisition ou de fabrication les coûts de construction des installations concernées.   3 Le calcul des intérêts annuels des valeurs patrimoniales nécessaires à l’exploitation  des réseaux obéit aux règles qui suivent.   a. Peuvent compter comme valeurs patrimoniales nécessaires à l’exploitation  des réseaux, au maximum:   1. les valeurs résiduelles à l’achat ou à la fabrication des installations exis- tantes résultant des amortissements au sens de l’al. 2 à la fin de l’exer- cice; et   2. le capital de roulement net nécessaire à l’exploitation.   b.64 Le taux d’intérêt calculé correspond au coût moyen pondéré du capital investi  (Weighted Average Cost of Capital, WACC).   3bis Le Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la  communication (DETEC) fixe le WACC chaque année conformément aux disposi- tions de l’annexe 1.65       63 Abrogé par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, avec effet au 1er juin 2019 (RO 2019 1381).  64 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur depuis le 1er mars 2013   (RO 2013 559).  65 Introduit par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur depuis le 1er mars 2013    (RO 2013 559).     Approvisionnement en électricité. O   17 / 36   734.71   4 Si, exceptionnellement, il n’est plus possible de déterminer les coûts d’acquisition  ou de fabrication des installations, il faut les calculer comme suit: les coûts de rem- placement sont déterminés de manière transparente sur la base d’indices des prix of- ficiels et appropriés, rétroactivement à la date d’acquisition ou de fabrication. Les  coûts déjà facturés d’exploitation ou de capital des valeurs patrimoniales nécessaires  à l’exploitation doivent être déduits. Dans tous les cas, seule entre en considération la  valeur d’une installation comparable. 20 % de la valeur ainsi calculée doivent être  déduits.66   Art. 13a67 Coûts imputables des systèmes de mesure, de commande et  de réglage   Sont considérés comme imputables:   a. les coûts de capital et d’exploitation des systèmes de mesure visés dans la  présente ordonnance;   b.68 les coûts de capital et d’exploitation des systèmes de commande et de réglage  utilisés en vertu de l’art. 8c, y compris la rétribution versée (art. 8c, al. 1,  let. c).   Art. 13b69 Coûts imputables des mesures novatrices pour des réseaux  intelligents   1 Sont considérés comme mesures novatrices pour des réseaux intelligents le fait de  tester ou d’utiliser des méthodes et des produits novateurs issus de la recherche et du  développement en vue d’augmenter à l’avenir la sécurité, la performance ou l’effica- cité du réseau.   2 Les coûts imputables de telles mesures peuvent aller jusqu’à 1 % au maximum des  coûts d’exploitation et de capital que le gestionnaire de réseau peut imputer pour l’an- née concernée, à concurrence des plafonds annuels suivant:   a. un million de francs pour les mesures novatrices de la société nationale du  réseau de transport, et   b. 500 000 francs pour les mesures novatrices des autres exploitants du réseau.    3 Les gestionnaires de réseau répertorient leurs mesures novatrices et publient cette  documentation. Ils décrivent notamment le projet, la méthode utilisée, les utilisations  prévues et concrétisées ainsi que les frais. L’ElCom peut fixer des exigences mini- males.       66 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vigueur depuis le 1er janv. 2009  (RO 2008 6467).   67 Introduit par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).   68 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019  (RO 2019 1381).   69 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).     Installations électriques   18 / 36   734.71   Art. 13c70 Coûts imputables des mesures de sensibilisation dans le domaine de  la réduction de la consommation   1 Sont considérés comme coûts imputables des mesures de sensibilisation dans le do- maine de la réduction de la consommation les coûts occasionnés au gestionnaire du  réseau de distribution par le fait qu’il traite les données des consommateurs finaux de  sa zone de desserte de manière à permettre à ces derniers de comparer leur consom- mation d’électricité individuelle sur différentes périodes à celle d’autres consomma- teurs finaux présentant similaires caractéristiques de consommation.   2 Les coûts de ce type de mesure sont considérés comme coûts d’exploitation impu- tables du gestionnaire de réseau pour l’année concernée à hauteur de 0,5 % au maxi- mum, mais ne peuvent excéder la somme de 250 000 francs par année.   Art. 13d71 Coûts imputables des mesures d’information et de l’information  du public   1 Sont considérés comme coûts imputables des mesures d’information les coûts occa- sionnés au gestionnaire de réseau par la mise à disposition d’informations concernant  un projet visé à l’art. 15, al. 3bis, let. b, LApEl, notamment son ampleur, sa nécessité  et son calendrier ainsi que son impact probable sur l’environnement, le territoire et les  personnes concernées, si ces dernières en ont besoin pour se faire une opinion ou pour  participer à la procédure.    2 Sont considérés comme coûts imputables de l’information du public les émoluments  perçus auprès des gestionnaires de réseau par l’OFEN pour les tâches cantonales d’in- formation du public visées à l’art. 6b.   3 Les coûts imputables en application du présent article sont affectés aux coûts d’ex- ploitation et de capital conformément aux principes énoncés aux art. 12 et 13.   Art. 14 Utilisation transfrontalière du réseau   1 Pour le calcul des coûts liés aux fournitures transfrontalières au sens de l’art. 16  LApEl, les réglementations internationales sont réservées.   2 Les recettes provenant de l’utilisation transfrontalière du réseau de transport dans le  cadre de la compensation entre gestionnaires européens de réseaux de transport («In- ter-Transmission System Operator-Compensation», ITC) doivent être affectées inté- gralement à la couverture des coûts imputables du réseau de transport, après déduction  de la taxe de surveillance visée à l’art. 28 LApEl.   3 Lors du calcul des recettes visées à l’al. 2, seuls peuvent être déduits les manques à  gagner qui ne sont pas imputables à une cause déterminée ou qui résultent d’une ex- ception portant sur l’accès au réseau pour les capacités mises en service au niveau du  réseau de transport transfrontalier (art. 17, al. 6, LApEl). Les autres manques à gagner  sont facturés à ceux qui les ont occasionnés, conformément à l’art. 15, al. 1, let. c.       70 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).   71 Introduit par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).     Approvisionnement en électricité. O   19 / 36   734.71   Art. 15 Imputation des coûts du réseau de transport   1 La société nationale du réseau de transport facture individuellement:   a. aux gestionnaires de réseau et aux consommateurs finaux raccordés directe- ment au réseau de transport, les coûts de compensation des pertes et de four- niture d’énergie réactive qu’ils ont occasionnés;   b.72 aux groupes-bilan, les coûts occasionnés pour l’énergie d’ajustement, y com- pris les parts de réserve de puissance pour les réglages secondaire et tertiaire,  pour la gestion du programme prévisionnel et pour la réserve hydroélectrique  visée dans l’OIRH73;   c. à ceux qui ont occasionné des manques à gagner dans l’utilisation transfron- talière du réseau, le montant correspondant. Le DETEC peut prévoir des  règles dérogatoires pour l’octroi des exceptions visées à l’art. 17, al. 6, LApEl.   2 Elle facture aux gestionnaires de réseau et aux consommateurs finaux raccordés di- rectement au réseau de transport, en proportion de l’énergie électrique soutirée par les  consommateurs finaux:   a.74 les coûts de gestion des systèmes, de gestion des mesures, de capacité de dé- marrage autonome et de fonctionnement en îlotage des équipements produc- teurs, de maintien de la tension, de réglage primaire, ainsi que les parts de  réserve de puissance pour les réglages secondaire et tertiaire qui ne peuvent  être imputés à un groupe-bilan. Leur montant maximum est fixé chaque année  par l’ElCom;   abis.75 les coûts liés à la réserve hydroélectrique visée dans l’OIRH;   b.76 les coûts des renforcements du réseau nécessaires à l’injection d’énergie élec- trique provenant des installations visées aux art. 15 et 19 LEne77;   c.78 …   3 Elle facture aux consommateurs finaux et aux gestionnaires de réseau raccordés di- rectement au réseau de transport le solde des coûts imputables ainsi que les taxes et  prestations fournies aux collectivités publiques; ces éléments sont facturés de manière  non discriminatoire et à un tarif uniforme dans la zone de réglage Suisse:   a. à hauteur de 30 % selon l’énergie électrique soutirée par les consommateurs  finaux raccordés directement au réseau de transport et par tous les consom- mateurs finaux raccordés aux réseaux des niveaux inférieurs;       72 Nouvelle teneur selon l’art. 12 de l’O du 7 sept. 2022 sur l’instauration d’une réserve   hydroélectrique, en vigueur du 1er oct. 2022 au 30 juin 2025 (RO 2022 514).   73 RS 734.722  74 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vigueur depuis le 1er janv. 2009   (RO 2008 6467).  75 Introduite par l’art. 12 de l’O du 7 sept. 2022 sur l’instauration d’une réserve hydro-  électrique, en vigueur du 1er oct. 2022 au 30 juin 2025 (RO 2022 514).  76 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).  77 RS 730.0  78 Abrogée par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec effet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).     Installations électriques   20 / 36   734.71   b. à hauteur de 60 % selon la moyenne annuelle des puissances mensuelles maxi- males effectives que chaque consommateur final raccordé directement et  chaque réseau de niveau inférieur demande au réseau de transport;   c. à hauteur de 10 % selon un tarif de base fixe pour chaque point de soutirage  du réseau de transport.   Art. 16 Imputation des coûts du réseau de distribution   1 Les coûts imputables qui ne sont pas facturés individuellement, les taxes et les pres- tations fournies aux collectivités publiques ainsi que la participation à un réseau de  niveau supérieur sont imputés aux consommateurs finaux et aux gestionnaires de ré- seau raccordés directement au réseau concerné, de la façon suivante:   a. à hauteur de 30 % selon l’énergie électrique soutirée par les consommateurs  finaux raccordés directement au réseau de transport et par tous les consom- mateurs finaux raccordés aux réseaux des niveaux inférieurs;   b. à hauteur de 70 % selon la moyenne annuelle des puissances mensuelles maxi- males effectives que le consommateur final raccordé directement et les ré- seaux des niveaux inférieurs demandent au réseau de niveau supérieur.   2 La rémunération perçue pour l’utilisation du réseau ne doit pas dépasser, pour  chaque niveau de réseau, les coûts imputables ainsi que les taxes et prestations four- nies aux collectivités publiques de ce niveau de réseau.   3 Si un réseau de distribution subit des surcoûts disproportionnés du fait du raccorde- ment ou de l’exploitation d’équipements producteurs, ces surcoûts ne doivent pas être  assimilés aux coûts du réseau, mais supportés dans une mesure raisonnable par les  producteurs.   Art. 17 Imputation des coûts entre réseaux et détermination de la puissance  maximale   Les gestionnaires de réseau fixent des directives transparentes et non discriminatoires  qui régissent l’imputation des coûts entre les réseaux de même niveau directement  reliés entre eux et la détermination uniforme de la moyenne annuelle de puissance  maximale mensuelle effective.   Art. 1879 Tarifs d’utilisation du réseau   1 Il incombe aux gestionnaires de réseau de fixer les tarifs d’utilisation du réseau.   2 Au sein d’un niveau de tension, les consommateurs finaux qui présentent des profils  de soutirage similaires forment un groupe de clients. Aux niveaux de tension infé- rieurs à 1 kV, les consommateurs finaux, dont les biens-fonds sont utilisés à l’année  et dont la consommation annuelle est inférieure ou égale à 50 MWh, appartiennent au  même groupe de clients (groupe de clients de base).       79 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019  (RO 2019 1381).     Approvisionnement en électricité. O   21 / 36   734.71   3 Les gestionnaires de réseau doivent proposer aux consommateurs finaux du groupe  de clients de base un tarif d’utilisation du réseau présentant une composante de travail  (ct./kWh) non dégressive de 70 % au minimum.   4 Ils peuvent leur proposer en sus d’autres tarifs d’utilisation du réseau; aux consom- mateurs finaux avec mesure de puissance, ils peuvent également proposer des tarifs  d’utilisation du réseau présentant une composante de travail (ct./kWh) non dégressive  inférieure à 70 %.   Art. 18a80 Différences de couverture dans le domaine des coûts de réseau    1 Si le montant total de la rémunération pour l’utilisation du réseau perçue par le ges- tionnaire du réseau pendant une année tarifaire ne concorde pas avec les coûts de ré- seau imputables (différence de couverture), le gestionnaire de réseau compense cet  écart dans les trois années tarifaires suivantes. Il peut renoncer à compenser un décou- vert de couverture.   2 Dans des cas justifiés, l’ElCom peut prolonger le délai imparti pour compenser une  différence de couverture.   3 Le taux d’intérêt que le gestionnaire de réseau applique à l’égard du consommateur  final correspond:    a. en cas de découvert de couverture, au maximum au taux de rendement des  fonds étrangers visé à l’annexe 1;   b. en cas d’excédent de couverture, au minimum au taux de rendement des fonds  étrangers visé à l’annexe 1.   Art. 19 Efficacité comparée, vérification des tarifs d’utilisation du réseau et  des tarifs d’électricité   1 En vue de vérifier les tarifs et les rémunérations pour l’utilisation du réseau ainsi que  les tarifs d’électricité, l’ElCom compare les niveaux d’efficacité des gestionnaires de  réseau. Elle collabore pour cela avec les milieux concernés. Elle tient compte des dif- férences structurelles sur lesquelles les entreprises n’ont pas de prise et de la qualité  de l’approvisionnement. Dans la comparaison des coûts imputables, elle prend égale- ment en considération le degré d’amortissement. Son appréciation intègre des valeurs  de référence internationales.   2 Elle ordonne la compensation, par réduction tarifaire, des gains injustifiés dus à des  tarifs d’utilisation du réseau ou à des tarifs d’électricité trop élevés.       80 Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1er janv. 2023  (RO 2022 772).     Installations électriques   22 / 36   734.71   Section 3  Congestions dans les fournitures transfrontalières, exceptions portant  sur l’accès au réseau et le calcul des coûts de réseau imputables   Art. 2081 Mise en œuvre de la réglementation des priorités pour les fournitures  transfrontalières   La société nationale du réseau de transport présente un rapport à l’ElCom sur la mise  en œuvre de la réglementation des priorités prévue à l’art. 17, al. 2, LApEl et lui fait  une proposition conforme à l’art. 17, al. 5, LApEl pour l’affectation des recettes.   Art. 21 Exceptions portant sur l’accès au réseau et le calcul des coûts de  réseau imputables   1 Sur proposition de la société nationale du réseau de transport, le DETEC élabore des  règles transparentes et non discriminatoires pour l’octroi d’exceptions au sens de l’art.  17, al. 6, LApEl.   2 L’ElCom statue par décision sur l’octroi d’exceptions.   Chapitre 4 Services-système et groupes-bilan   Art. 22 Services-système   1 Lorsqu’elle ne les fournit pas elle-même, la société nationale du réseau de transport  se procure les services-système au moyen d’une procédure axée sur le marché, non  discriminatoire et transparente.   2 Elle fixe les prix des services-système de façon à en couvrir les coûts. Si leur vente  génère un bénéfice ou un déficit, le montant en sera pris en compte dans le calcul des  coûts au sens de l’art. 15, al. 2, let. a.   3 Les renforcements de réseau qui sont nécessaires pour les injections d’énergie élec- trique provenant des installations visées aux art. 15 et 19 LEne82 font partie des ser- vices-système de la société nationale du réseau de transport.83   4 Les indemnités pour les renforcements de réseau visés à l’al. 3 sont soumises à l’ap- probation de l’ElCom.   5 La société nationale du réseau de transport indemnise le gestionnaire de réseau pour  les renforcements visés à l’al. 3 en se fondant sur l’approbation de l’ElCom.   6 Elle fait rapport annuellement à l’ElCom sur les services-système effectivement  fournis et sur l’imputation de leurs coûts.       81 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 30 août 2017, en vigueur depuis le 1er oct. 2017  (RO 2017 5001).   82 RS 730.0  83 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).     Approvisionnement en électricité. O   23 / 36   734.71   Art. 23 Groupes-bilan   1 Tous les points d’injection et de soutirage attribués à un groupe-bilan doivent se  trouver dans la zone de réglage Suisse. Tout point d’injection ou de soutirage doit être  attribué à un seul groupe-bilan.   2 La société nationale du réseau de transport fixe dans des directives les exigences  minimales applicables aux groupes-bilan, selon des critères transparents et non discri- minatoires. Elle le fait en tenant compte des besoins des petits groupes-bilan.   3 Elle passe un contrat avec chaque groupe-bilan.   4 Chaque groupe-bilan doit désigner un participant (responsable de groupe-bilan) qui  le représente vis-à-vis de la société nationale du réseau de transport et vis-à-vis des  tiers.   5 …84   Art. 2485 Groupe-bilan pour les énergies renouvelables   1 L’OFEN désigne le responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables  après consultation de la société nationale du réseau de transport.   2 Le responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables édicte des directives  transparentes et non discriminatoires régissant l’injection d’électricité au prix de de  référence de marché visé aux art. 14, al. 1, et 105, al. 1, OEneR86.87 Ces directives  sont soumises à l’approbation de l’OFEN.   3 Il établit des programmes prévisionnels et les communique à la société nationale du  réseau de transport.   4 Le responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables demande à l’OFEN  que les coûts inévitables de l’énergie d’ajustement de son groupe-bilan et ses coûts  d’exécution soient pris en charge par le fonds alimenté par le supplément perçu sur le  réseau.   Art. 24a et 24b88   Art. 2589 Attribution des points d’injection   1 Les points d’injection dont la puissance de raccordement ne dépasse pas 30 kVA, où  le courant est repris au prix de référence de marché visé aux art. 14, al. 1, et 105, al.       84 Abrogé par le ch. I de l’O du 2 déc. 2016, avec effet au 1er janv. 2017 (RO 2016 4629).  85 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).  86  RS 730.03  87 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur du 1er juin 2019   31 déc. 2030 (RO 2019 1381; 2022 772).  88 Introduits par le ch. I de l’O du 2 déc. 2016 (RO 2016 4629). Abrogés par le ch. I de   l’O du 1er nov. 2017, avec effet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).  89 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).     Installations électriques   24 / 36   734.71   1, OEneR90 et qui ne sont pas équipés d’un dispositif de mesure de la courbe de charge  avec transmission automatique des données ou d’un système de mesure intelligent,  ainsi que les points d’injection où le courant est repris au sens de l’art. 73, al. 4,  LEne91, sont attribués, à hauteur de l’électricité reprise, au groupe-bilan qui alimente  les consommateurs finaux de l’aire de réseau correspondante.   2 Les points d’injection où le courant est repris au prix de référence du marché à des  installations d’une puissance inférieure à 100 kW (art. 14, al. 1, OEneR) ou à des ins- tallations d’une puissance égale ou supérieure à 100 kW mais inférieure à 500 kW qui  reçoivent déjà une rétribution selon l’ancien droit et qui sont équipés d’un dispositif  de mesure de la courbe de charge avec transmission automatique des données ou d’un  système de mesure intelligent sont attribués, à hauteur de l’électricité reprise, au  groupe-bilan pour les énergies renouvelables.92   Art. 26 Énergie de réglage et d’ajustement   1 Pour les besoins d’énergie de réglage, la société nationale du réseau de transport  donne la préférence à l’électricité issue d’énergies renouvelables.   2 Lorsque la technique le permet, l’énergie de réglage peut être acquise en-dehors des  frontières nationales.   3 Si un producteur dont l’installation injecte de l’électricité selon l’art. 15 LEne93 ou  au prix de référence de marché visé aux art. 14, al. 1, et 105, al. 1, OEneR94, vend tout  ou partie de l’électricité livrée physiquement à la société nationale du réseau de trans- port en tant qu’énergie de réglage, il n’obtient pour cette électricité aucune rétribution  selon l’art. 15 LEne ni le prix de marché de référence visé à l’art. 25, al. 1, let. b,  OEneR.95   Chapitre 4a96 Projets pilotes   Art. 26a   1 La demande portant sur un projet pilote est soumise au DETEC. Elle comprend  toutes les indications nécessaires à l’examen des conditions visées à l’art. 23a LApEl,  en particulier:   a. l’objet et le but du projet;   b. l’organisation du projet;       90 RS 730.03  91 RS 730.0  92 Nouvelle teneur selon le ch. III de l’O du 23 oct. 2019, en vigueur depuis le 1er janv. 2020   (RO 2019 3479).  93 RS 730.0  94 RS 730.03  95 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).  96 Introduit par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1er janv. 2023   (RO 2022 772).     Approvisionnement en électricité. O   25 / 36   734.71   c. les modalités de participation au projet;   d. le lieu et la durée du projet;   e. les dispositions de la LApEl auxquelles il est nécessaire de déroger.   2 S’il résulte de l’examen de la demande que celle-ci peut être acceptée, le DETEC  édicte une ordonnance qui règle les conditions-cadres du projet (art. 23a, al. 3,  LApEl). Il peut associer des experts à l’évaluation des demandes. Il statue sur la de- mande par voie de décision.    3 Sur la base d’une ordonnance telle que visée à l’al. 2, d’autres demandes peuvent  être acceptées pour des projets pilotes analogues.   4 L’indemnisation des coûts de réseau non couverts visés à l’art. 23a, al. 4, LApEl  requiert une autorisation du DETEC. La société nationale du réseau de transport in- demnise le gestionnaire de réseau pour les coûts de réseau non couverts en se basant  sur cette autorisation.   5 Le détenteur de l’autorisation du projet évalue les résultats du projet dans un rapport  final. Il met le rapport final et les données et informations nécessaires à l’évaluation à  la disposition du DETEC.    6 Au terme du projet, l’OFEN procède à une évaluation à l’intention du DETEC en  vue d’une possible modification de la loi. Il informe le public des projets et des con- naissances acquises.   Chapitre 4b97  Informations relatives au marché de gros de l’électricité   Art. 26abis 98 Devoir d’information   1 Quiconque a son siège ou son domicile en Suisse, participe à un marché de gros de  l’électricité dans l’UE et est tenu, en vertu du règlement (UE) no 1227/201199, de  fournir des informations aux autorités de l’UE ou des États membres, doit communi- quer, simultanément et sous la même forme, les mêmes informations à l’ElCom.   2 Doivent notamment être fournies à l’ElCom les indications concernant:   a. les transactions de produits de gros;   b. la capacité, la disponibilité, l’indisponibilité et l’utilisation des installations  pour la production et le transport d’électricité.   3 Doivent en outre être fournies à l’ElCom les informations privilégiées qui ont été  publiées sur la base du règlement (UE) no 1227/2011. L’ElCom peut fixer le moment  auquel ces données doivent lui être fournies.       97 Anciennement Chapitre 4a. Introduit par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, en vigueur de- puis le 1er juil. 2013 (RO 2013 559).   98 Anciennement art. 26a.  99 R (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 oct. 2011 concernant   l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT), version du JO L  326 du 8.12.2011, p. 1.     Installations électriques   26 / 36   734.71   4 La raison sociale ou le nom, la forme juridique ainsi que le siège ou le domicile  doivent également être communiqués à l’ElCom. Il est possible de communiquer, en  lieu et place de ces indications, les données requises dans l’UE pour l’enregistrement  en vertu du règlement (UE) no 1227/2011.   5 L’ElCom peut autoriser des exceptions au devoir d’information, notamment  lorsqu’on peut considérer que les données en question sont d’une importance margi- nale pour les marchés de l’électricité.   6 Sont considérés comme produits de gros, indépendamment du fait qu’ils soient né- gociés à la bourse ou d’une autre manière:   a. les contrats concernant le transport et la fourniture d’électricité n’impliquant  pas directement son utilisation par des consommateurs finaux;   b. les produits dérivés concernant la production, le commerce, la livraison et le  transport d’électricité.   Art. 26b Traitement par l’ElCom    1 L’ElCom peut traiter les données qu’elle a reçues des personnes soumises au devoir  d’information.   2 Elle détermine quand elles sont fournies pour la première fois.    Art. 26c Système d’information    1 L’ElCom exploite pour les données un système d’information structuré selon  l’art. 26a, al. 2, let. a et b, al. 3 et 4.   2 Elle assure la sécurité d’exploitation du système et garantit, par des moyens tech- niques et organisationnels, la protection des données contre tout accès non autorisé.   3 Elle conserve les données aussi longtemps qu’elle en a besoin, mais pendant dix ans  au maximum à compter de la date où elles ont été fournies. Elle les propose ensuite  aux Archives fédérales. Les données que les Archives fédérales considèrent comme  dépourvues de valeur archivistique sont effacées.   Chapitre 5 Dispositions finales   Section 1 Exécution   Art. 27   1 L’OFEN exécute l’ordonnance dans la mesure où l’exécution ne relève pas d’une  autre autorité.   2 Il édicte les prescriptions techniques et administratives nécessaires.   3 Il fait rapport au Conseil fédéral à intervalles réguliers, mais au plus tard quatre ans  après l’entrée en vigueur de l’ordonnance, sur l’opportunité, l’efficacité et le caractère  économique des mesures prévues dans la LApEl et dans l’ordonnance.     Approvisionnement en électricité. O   27 / 36   734.71   4 Avant d’édicter des directives au sens des art. 3, al. 1 et 2, 7, al. 2, 8, al. 2, 8b, 12,  al. 2, 13, al. 1, 17 et 23, al. 2, les gestionnaires de réseau consultent en particulier les  représentants des consommateurs finaux et des producteurs. Ils publient les directives  sur un site internet unique librement accessible. S’ils ne peuvent pas s’entendre en  temps utile sur les directives à adopter ou si celles-ci ne sont pas appropriées, l’OFEN  peut fixer des dispositions d’exécution dans les domaines concernés.100   5 L’art. 67 LEne101 est applicable par analogie au recours à des organisations pri- vées.102   Section 2 Modification du droit actuel   Art. 28   La modification du droit en vigueur est réglée en annexe.   Section 3 Dispositions transitoires   Art. 29103   Art. 30 Adaptation des contrats existants   1 Les dispositions qui figurent dans les contrats en vigueur et qui contreviennent aux  prescriptions sur l’accès au réseau ou sur la rémunération de son utilisation ne sont  pas valables.   2 Si l’invalidité des dispositions contractuelles qui ne sont plus conformes au droit  entraîne des désavantages disproportionnés pour l’une des parties au contrat, cette  partie peut exiger une compensation, monétaire ou autre.   Art. 31 Recettes provenant des procédures d’attribution répondant aux règles  du marché   L’utilisation des recettes provenant de procédures d’attribution axées sur les règles du  marché au sens de l’art. 32 LApEl est soumise à l’autorisation de l’ElCom. La propo- sition visée à l’art. 20, al. 1, doit faire état des autres coûts à assumer sur le réseau de  transport et expliquer dans quelle mesure ils ne sont pas couverts par la rémunération  perçue pour l’utilisation du réseau.       100 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018  (RO 2017 7109).   101 RS 730.0  102 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).  103 Abrogé par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec effet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).     Installations électriques   28 / 36   734.71   Section 4104  Dispositions transitoires relatives à la modification 12 décembre 2008   Art. 31a Taux d’intérêt des valeurs patrimoniales nécessaires à l’exploitation  et facteur de correction   1 Pour la période 2009 à 2013, le taux d’intérêt des valeurs patrimoniales nécessaires  à l’exploitation des installations mises en service avant le 1er janvier 2004 est inférieur  d’un point au taux d’intérêt défini à l’art. 13, al. 3, let. b. Le taux d’intérêt visé à  l’art 13, al. 3, let. b, s’applique aux investissements effectués dans de telles installa- tions après le 31 décembre 2003.   2 Les exploitants des installations visées à l’al. 1 qui n’ont pas été réévaluées ou qui  ont été amorties sur une durée d’utilisation, uniforme et appropriée fixée en vertu de  l’art. 13, al. 1, ou qui ont été amorties de façon linéaire sur une période plus longue  peuvent demander à l’ElCom que le taux d’intérêt sans la réduction prévue à l’al. 1  leur soit appliqué.   3 Si la rémunération de l’utilisation du réseau pour l’année 2009 est inférieure à la  rémunération perçue pour l’utilisation du réseau en 2008, l’ElCom peut autoriser l’ap- plication à l’année 2009 de la rémunération perçue pour l’utilisation du réseau en  2008.   Art. 31b105   Art. 31c Application des nouveaux tarifs, publication et remboursement   1 Pour le premier trimestre 2009, les gestionnaires de réseau facturent des tarifs pré- visionnels sur la base des art. 13, 31a et 31b.   2 Ils publient ces tarifs conformément à l’art. 10 au plus tard le 1er avril 2009.   3 Ils remboursent le plus vite possible, mais au plus tard avec le décompte définitif  émis après le 1er juillet 2009, la différence entre les prix effectifs et les tarifs facturés  jusqu’à fin mars 2009.   Art. 31d Application du droit dans le temps   1 Les art. 13, al. 4, 15, al. 2, let. a, et 31a à 31c s’appliquent aux procédures pendantes  devant des autorités ou des instances judiciaires à la date où ils entrent en vigueur.   2 Les décisions qui ont été prises par des autorités, et contre lesquelles aucun recours  n’a été interjeté, peuvent être adaptées sur demande ou d’office aux art. 13, al. 4, 15,  al. 2, let. a, et 31a à 31c si l’intérêt public à l’applicabilité de la présente disposition  prime l’intérêt privé au maintien de la décision.       104 Introduite par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vigueur depuis le 1er janv. 2009   (RO 2008 6467).   105 Abrogé par le ch. I de l’O du 30 janv. 2013, avec effet au 1er mars 2013 (RO 2013 559).     Approvisionnement en électricité. O   29 / 36   734.71   Section 4a106  Disposition transitoire relative à la modification du 1er novembre 2017   Art. 31e Introduction de systèmes de mesure intelligents   1 Les installations de mesure d’une zone de desserte doivent répondre, pour 80 %  d’entre elles, aux exigences visées aux art. 8a et 8b dans les dix ans qui suivent l’entrée  en vigueur de la modification du 1er novembre 2017. Les 20 % d’installations res- tantes peuvent être utilisées aussi longtemps que leur bon fonctionnement est assuré.    2 Pendant le délai transitoire visé à l’al. 1, le gestionnaire de réseau détermine la date  à laquelle il souhaite équiper les consommateurs finaux ou les producteurs d’un sys- tème de mesure intelligent visé aux art. 8a et 8b. Doivent dans tous les cas être équipés  d’un système de mesure de ce type les acteurs suivants:   a. les consommateurs finaux qui font usage de leur droit d’accès au réseau;   b. les producteurs qui raccordent une nouvelle installation de production au ré- seau électrique.   3 et 4 …107   5 Les amortissements exceptionnels nécessaires dus au démontage d’installations de  mesure du gestionnaire de réseau non encore entièrement amorties sont également  considérés comme des coûts imputables.   Art. 31f Utilisation de systèmes de commande et de réglage intelligents  pour l’exploitation du réseau   Un gestionnaire de réseau qui a installé et utilisé des systèmes de commande et de  réglage intelligents chez des consommateurs finaux avant l’entrée en vigueur de la  modification du 1er novembre 2017 peut les utiliser comme précédemment tant que le  consommateur final ne l’interdit pas expressément. Le consommateur final ne peut  interdire l’utilisation visée à l’art. 8c, al. 6.   Art. 31g Tarifs d’utilisation du réseau   Les tarifs d’utilisation du réseau 2018 sont régis par l’ancien droit.   Art. 31h Reprise et rétribution d’électricité produite par des installations  qui injectent au prix de référence   Le groupe-bilan pour les énergies renouvelables, les autres groupes-bilan et les ges- tionnaires de réseau doivent reprendre et rétribuer conformément à l’ancien droit et  jusqu’au 31 décembre 2018 l’électricité provenant d’installations qui injectent au prix  de marché de référence visé aux art. 14, al. 1, ou 105, al. 1, OEneR108.       106 Introduite par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, en vigueur depuis le 1er janv. 2018   (RO 2017 7109).   107 Abrogés par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, avec effet au 1er juin 2019 (RO 2019 1381).  108 RS 730.03     Installations électriques   30 / 36   734.71   Section 4b109  Dispositions transitoires relatives à la modification du 3 avril 2019   Art. 31i Transfert des départs   1 La société nationale du réseau de transport transfère les départs assurant la liaison  avec une centrale nucléaire qui sont en sa possession au moment de l’entrée en vigueur  de la modification du 3 avril 2019 mais ne comptent pas au nombre des composants  du réseau de transport au sens de l’art. 2, al. 2, let. d, dans les deux ans au propriétaire  de la centrale, moyennant indemnité pleine et entière. L’art. 33, al. 5 et 6, LApEl s’ap- plique par analogie à la procédure de transfert.   2 En cas d’arrêt définitif du fonctionnement de puissance d’une centrale nucléaire pen- dant le délai transitoire visé à l’al. 1, le départ assurant la liaison avec cette centrale  ne doit plus être transféré.   Art. 31j110   Art. 31k111 Fourniture d’électricité conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl   Les gestionnaires du réseau de distribution peuvent se prévaloir du droit de fournir de  l’électricité aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base selon les con- ditions prévues à l’art. 6, al. 5bis, LApEl la première fois pour l’année tarifaire 2019  et la dernière fois pour l’année tarifaire 2030.   Section 4c112  Dispositions transitoires relatives à la modification du 25 novembre  2020   Art. 31l   1 Le gestionnaire de réseau peut utiliser et comptabiliser dans les 80 % visés à  l’art. 31e, al. 1, jusqu’à ce que leur bon fonctionnement ne soit plus garanti, les sys- tèmes de mesure qui comportent des moyens de mesure électroniques avec mesure de  la courbe de charge de l’énergie active, un système de communication avec transmis- sion automatique des données et un système de traitement des données mais qui ne  répondent pas encore aux exigences des art. 8a et 8b, si:   a. ces systèmes ont été installés avant le 1er janvier 2018, ou que   b. leur acquisition a débuté avant le 1er janvier 2019.       109 Introduite par le ch. I de l’O du 3 avr. 2019, en vigueur depuis le 1er juin 2019   (RO 2019 1381).   110 Abrogé par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, avec effet au 1er janv. 2021 (RO 2020 6141).  111 Nouvelle teneur selon le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1er janv. 2023   (RO 2022 772).  112 Introduite par le ch. I de l’O du 25 nov. 2020, en vigueur depuis le 1er janv. 2021    (RO 2020 6141).     Approvisionnement en électricité. O   31 / 36   734.71   2 Tant qu’il n’est pas possible d’obtenir des systèmes de mesure répondant aux exi- gences des art. 8a et 8b, le gestionnaire de réseau peut utiliser, si nécessaire, des sys- tèmes de mesure visés à l’al. 1 et les comptabiliser dans les 80 % visés à l’art. 31e,  al. 1, jusqu’à ce que leur bon fonctionnement ne soit plus garanti.   3 Les coûts des installations de mesure qui ne répondent pas aux exigences des art. 8a  et 8b mais qui peuvent être utilisées conformément aux al. 1 et 2 et à l’art. 31e, al. 1,  2e phrase, demeurent imputables.   4 Les dispositions de l’art. 31e sur l’introduction de systèmes de mesure intelligents  sont applicables par analogie à l’utilisation de systèmes de mesure intelligents chez  des agents de stockage.   5 Les dispositions de l’art. 31f sont applicables par analogie à l’utilisation de systèmes  de commande et de réglage intelligents dans les installations de production et chez les  agents de stockage.   6 Les systèmes de mesure intelligents qui ne permettent pas au consommateur final,  au producteur ou à l’exploitant de stockage de consulter et de télécharger ses données  de mesure comme prescrit à l’art. 8a, al. 1, let. a, ch. 3, et al. 2, let. c, doivent être mis  à niveau dans les meilleurs délais, mais au plus tard le 30 juin 2021. Les exceptions  prévues aux al. 1 et 2 demeurent réservées.   Section 4d113   Disposition transitoire relative à la modification du 23 novembre 2022   Art. 31m   Les nouvelles dispositions relatives aux différences de couverture s’appliquent pour  la première fois aux différences de couverture de l’exercice suivant l’entrée en vi- gueur.   Section 5 Entrée en vigueur114   Art. 32 …115   1 La présente ordonnance entre en vigueur le 1er avril 2008, sous réserve des al. 2 à 4  ci-après.   2 L’art. 11, al. 1 et 4, entre en vigueur le 1er janvier 2009.   3 L’art. 2, al. 2, let. d, entre en vigueur le 1er janvier 2010.   4 …116       113 Introduite par le ch. I de l’O du 23 nov. 2022, en vigueur depuis le 1er janv. 2023  (RO 2022 772).   114 Introduit par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, en vigueur depuis le 1er janv. 2009   (RO 2008 6467).   115 Abrogé par le ch. I de l’O du 12 déc. 2008, avec effet au 1er janv. 2009 (RO 2008 6467).  116 Abrogé par le ch. I de l’O du 1er nov. 2017, avec effet au 1er janv. 2018 (RO 2017 7109).     Installations électriques   32 / 36   734.71   Annexe 1117  (art. 13, al. 3bis)   Détermination du coût moyen pondéré du capital   1 Définition   1.1 Le coût moyen pondéré du capital est la somme du coût des fonds propres  pondéré à raison de 40 % (taux de rendement des fonds propres) et du coût  des capitaux étrangers pondéré à raison de 60 % (taux de rendement des fonds  étrangers).   1.2 Les paramètres suivants constituent la base de calcul:   a. taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres;   b. prime de risque de marché;   c. bêta levered;    d. taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers;   e. prime de risque d’insolvabilité (frais d’émission et frais d’acquisition y  compris).   1.3 Pour calculer le taux de rendement des fonds propres, on additionne le taux  d’intérêt sans risque pour les fonds propres et le produit de la prime de risque  de marché par le bêta levered.   1.4 Pour calculer le taux de rendement des fonds étrangers, on additionne le taux  d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers et une prime de risque d’insol- vabilité, y compris un taux forfaitaire pour les frais d’émission et les frais  d’acquisition.   1.5 L’OFEN précise les dispositions concernant les paramètres visés au ch. 1.2.   2 Calcul et fixation annuels   2.1 L’OFEN détermine chaque année la valeur des différents paramètres et cal- cule sur cette base le coût moyen pondéré du capital.   2.2 Il n’est tenu compte de l’évolution du taux d’intérêt sans risque pour les fonds  propres, de la prime de risque de marché et du bêta unlevered (ch. 5.2) que si  les valeurs limites définies sont dépassées pendant deux années consécutives,  vers le haut ou vers le bas.   2.3 Il est tenu compte de l’évolution du taux d’intérêt sans risque pour les fonds  étrangers dès le moment où ce dernier dépasse, vers le haut ou vers le bas, les  valeurs limites définies. La prime de risque d’insolvabilité est fixée en fonc- tion du taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers. Si ce dernier est  inférieur ou égal à 0,5 %, la prime de risque d’insolvabilité est calculée sur la  moyenne des cinq années précédentes. S’il est supérieur à 0,5 %, la prime de       117 Introduite par le ch. II de l’O du 30 janv. 2013 (RO 2013 559). Mise à jour par le ch. I de  l’O du 4 déc. 2015, en vigueur depuis le 1er janv. 2016 (RO 2015 5685).     Approvisionnement en électricité. O   33 / 36   734.71   risque d’insolvabilité est déterminée en fonction de la moyenne annuelle de  l’année civile précédente.   2.4 Sur la base du calcul de l’OFEN et après avoir consulté l’ElCom, le DETEC  fixe pour l’année le coût moyen pondéré du capital, qu’il publie sur Internet  et dans la Feuille fédérale. Il fixe ce taux chaque année avant fin mars; il le  fixe la première fois le 31 mars 2013 au plus tard pour l’année 2014.    3 Taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres   3.1 Le taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres correspond au rendement  moyen des obligations de la Confédération suisse d’une durée résiduelle de  dix ans (rendement d’obligations à coupon zéro) publié pour l’année civile  précédente.   3.2 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent:   a. moins de 3 %: 2,5 %;   b. de 3 à moins de 4 %: 3,5 %;   c. de 4 à moins de 5 %: 4,5 %;   d. de 5 à moins de 6 %: 5,5 %;   e. 6 % ou plus: 6,5 %.   3.3 Les valeurs limites (ch. 2.2) à prendre en compte pour ce paramètre sont les  suivantes: 3 %, 4 %, 5 % et 6 %.    4 Prime de risque de marché   4.1 La prime de risque de marché est la différence entre le rendement du marché  des actions (indice), déterminé en tant que moyenne des moyennes arithmé- tique et géométrique, et le rendement moyen (moyenne arithmétique) d’un  placement sans risque.   4.2 La base de calcul se compose des séries de valeurs publiées depuis 1926, soit,  pour le rendement du marché des actions, de l’indice des valeurs nominales  des actions et, pour les placements sans risque, du rendement des obligations  de la Confédération suisse d’une durée de dix ans.   4.3 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent à la prime de risque de marché:   a. moins de 4,5 %: 4,5 %;   b. de 4,5 à moins de 5,5 %: 5,0 %;   c. 5,5 % ou plus: 5,5 %.   4.4 Les valeurs limites (ch. 2.2) à prendre en compte pour ce paramètre sont les  suivantes: 4,5 % et 5,5 %.     Installations électriques   34 / 36   734.71   5 Bêta levered   5.1 Le bêta levered est le produit du bêta unlevered et de l’effet de levier. Ce  dernier résulte de la part au capital total, qui se monte respectivement à 40 %  pour les fonds propres et à 60 % pour les fonds étrangers.   5.2 Le bêta unlevered est déterminé sur la base d’un groupe d’entreprises euro- péennes comparables (Peer Group) d’approvisionnement en énergie. Les va- leurs bêta du groupe d’entreprises sont établies sur une base mensuelle sur une  période de trois ans. Le groupe d’entreprises fait chaque année l’objet d’une  vérification et, si possible, d’une amélioration.   5.3 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent au bêta unlevered:   a. moins de 0,25: 0,2;   b. de 0,25 à moins de 0,35: 0,3;   c. de 0,35 à moins de 0,45: 0,4;   d. de 0,45 à moins de 0,55: 0,5;   e. 0,55 ou plus: 0,6.   5.4 Les valeurs limites (ch. 2.2) à prendre en compte pour ce paramètre sont les  suivantes: 0,25, 0,35, 0,45 et 0,55.    6 Taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers   6.1 Le taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers correspond au rendement  moyen des obligations de la Confédération suisse d’une durée résiduelle de  cinq ans (rendement d’obligations à coupon zéro) publié pour l’année civile  précédente.   6.2 Les valeurs forfaitaires suivantes sont appliquées:   a. moins de 0,5 %: 0,50 %;   b. de 0,5 à moins de 1,0 %: 0,75 %;   c. de 1,0 à moins de 1,5 %: 1,25 %;   d. de 1,5 à moins de 2,0 %: 1,75 %;   e. de 2,0 à moins de 2,5 %: 2,25 %;   f. de 2,5 à moins de 3,0 %: 2,75 %;   g. de 3,0 à moins de 3,5 %: 3,25 %;   h. de 3,5 à moins de 4,0 %: 3,75 %;   i. de 4,0 à moins de 4,5 %: 4,25 %;   j. de 4,5 à moins de 5,0 %: 4,75 %;   k. 5,0 % ou plus: 5,00 %.   6.3 Les valeurs limites (ch. 2.3) à prendre en compte pour ce paramètre sont les  suivantes: 0,5 %, 1,0 %, 1,5 %, 2,0 %, 2,5 %, 3,0 %, 3,5 %, 4,0 %, 4,5 % et  5,0 %.      Approvisionnement en électricité. O   35 / 36   734.71   7 Prime de risque d’insolvabilité, frais d’émission et frais  d’acquisition y compris   7.1 La prime de risque d’insolvabilité est la différence entre l’intérêt moyen des  obligations d’entreprises suisses de bonne solvabilité et l’intérêt moyen des  obligations sans risque (écart indiciel).   7.2 50 points de base sont imputables pour les frais d’émission et les frais d’ac- quisition, ce qui correspond à 0,5 %.   7.3 Les valeurs forfaitaires suivantes s’appliquent à la prime de risque d’insolva- bilité (frais d’émission et frais d’acquisition y compris):   a. moins de 0,625 %: 0,50 %;   b. de 0,625 à moins de 0,875 %: 0,75 %;   c. de 0,875 à moins de 1,125 %: 1,00 %;   d. de 1,125 à moins de 1,375 %: 1,25 %;   e. de 1,375 à moins de 1,625 %: 1,50 %;   f. de 1,625 à moins de 1,875 %: 1,75 %;   g. 1,875 % ou plus: 2,00 %.   7.4 Les valeurs limites (ch. 2.3) à prendre en compte pour ce paramètre sont les  suivantes: 0,625 %, 0,875 %, 1,125 %, 1,375 %, 1,625 % et 1,875 %.    8 Disposition transitoire relative à la modification  du 4 décembre 2015     Pour l’année tarifaire 2016, le coût moyen pondéré du capital est déterminé  en fonction de l’ancien droit.     Installations électriques   36 / 36   734.71   Annexe 2118  (art. 28)   Modification du droit actuel   …119       118 Anciennement annexe unique.  119 Les mod. peuvent être consultées au RO 2008 1223.    	Chapitre 1 Dispositions générales 	Art. 1 Objet et champ d’application 	Art. 2 Définitions  	Chapitre 2 Sécurité d’approvisionnement 	Art. 3 Raccordement au réseau 	Art. 4  Fourniture d’électricité aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base 	Art. 4a  Déduction des mesures de soutien en cas de prise en compte des frais d’acquisition dans la composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie 	Art. 4b  Communication de la modification des tarifs de l’électricité 	Art. 4c  Obligation de fournir des preuves et obligation d’annoncer liées à la fourniture d’électricité visée à l’art. 6, al. 5bis, LApEl 	Art. 4d  Différences de couverture dans l’approvisionnement de base 	Art. 5 Mesures visant à assurer un réseau sûr, performant et efficace 	Art. 5a  Scénario-cadre 	Art. 5b  Principes pour la planification du réseau 	Art. 5c  Coordination de la planification du réseau 	Art. 6 Information de l’ElCom 	Art. 6a  Plans pluriannuels 	Art. 6b  Information du public par les cantons  	Chapitre 3 Utilisation du réseau 	Section 1 Comptes annuels, comptabilité analytique, système de mesure et information 	Art. 7 Comptes annuels et comptabilité analytique 	Art. 8 Système de mesure et processus d’information 	Art. 8a  Systèmes de mesure intelligents 	Art. 8b  Vérification de la sécurité des données 	Art. 8c  Systèmes de commande et de réglage intelligents pour l’exploitation du réseau 	Art. 8d  Traitement des données enregistrées au moyen de systèmes de mesure, de commande et de réglage intelligents 	Art. 9 Facturation 	Art. 10 Publication des informations  	Section 2 Accès au réseau et rémunération de l’utilisation du réseau 	Art. 11 Accès au réseau pour les consommateurs finaux 	Art. 12 Coûts d’exploitation imputables 	Art. 13 Coûts de capital imputables 	Art. 13a  Coûts imputables des systèmes de mesure, de commande et de réglage 	Art. 13b  Coûts imputables des mesures novatrices pour des réseaux intelligents 	Art. 13c  Coûts imputables des mesures de sensibilisation dans le domaine de la réduction de la consommation 	Art. 13d  Coûts imputables des mesures d’information et de l’information du public 	Art. 14 Utilisation transfrontalière du réseau 	Art. 15 Imputation des coûts du réseau de transport 	Art. 16 Imputation des coûts du réseau de distribution 	Art. 17 Imputation des coûts entre réseaux et détermination de la puissance maximale 	Art. 18  Tarifs d’utilisation du réseau 	Art. 18a  Différences de couverture dans le domaine des coûts de réseau 	Art. 19 Efficacité comparée, vérification des tarifs d’utilisation du réseau et des tarifs d’électricité  	Section 3 Congestions dans les fournitures transfrontalières, exceptions portant sur l’accès au réseau et le calcul des coûts de réseau imputables 	Art. 20  Mise en œuvre de la réglementation des priorités pour les fournitures transfrontalières 	Art. 21 Exceptions portant sur l’accès au réseau et le calcul des coûts de réseau imputables   	Chapitre 4 Services-système et groupes-bilan 	Art. 22 Services-système 	Art. 23 Groupes-bilan 	Art. 24  Groupe-bilan pour les énergies renouvelables 	Art. 24a et 24b 	Art. 25  Attribution des points d’injection 	Art. 26 Énergie de réglage et d’ajustement  	Chapitre 4a  Projets pilotes 	Art. 26a  	Chapitre 4b  Informations relatives au marché de gros de l’électricité 	Art. 26abis   Devoir d’information 	Art. 26b Traitement par l’ElCom 	Art. 26c Système d’information  	Chapitre 5 Dispositions finales 	Section 1 Exécution 	Art. 27  	Section 2 Modification du droit actuel 	Art. 28  	Section 3 Dispositions transitoires 	Art. 29 	Art. 30 Adaptation des contrats existants 	Art. 31 Recettes provenant des procédures d’attribution répondant aux règles du marché  	Section 4  Dispositions transitoires relatives à la modification 12 décembre 2008 	Art. 31a Taux d’intérêt des valeurs patrimoniales nécessaires à l’exploitation et facteur de correction 	Art. 31b 	Art. 31c Application des nouveaux tarifs, publication et remboursement 	Art. 31d Application du droit dans le temps  	Section 4a  Disposition transitoire relative à la modification du 1er novembre 2017 	Art. 31e Introduction de systèmes de mesure intelligents 	Art. 31f Utilisation de systèmes de commande et de réglage intelligents pour l’exploitation du réseau 	Art. 31g Tarifs d’utilisation du réseau 	Art. 31h Reprise et rétribution d’électricité produite par des installations qui injectent au prix de référence  	Section 4b  Dispositions transitoires relatives à la modification du 3 avril 2019 	Art. 31i Transfert des départs 	Art. 31j 	Art. 31k  Fourniture d’électricité conformément à l’art. 6, al. 5bis, LApEl  	Section 4c  Dispositions transitoires relatives à la modification du 25 novembre 2020 	Art. 31l  	Section 4d   Disposition transitoire relative à la modification du 23 novembre 2022 	Art. 31m  	Section 5 Entrée en vigueur 	Art. 32 …   	Annexe 1 	Détermination du coût moyen pondéré du capital 	1 Définition 	2 Calcul et fixation annuels 	3 Taux d’intérêt sans risque pour les fonds propres 	4 Prime de risque de marché 	5 Bêta levered 	6 Taux d’intérêt sans risque pour les fonds étrangers 	7 Prime de risque d’insolvabilité, frais d’émission et frais d’acquisition y compris 	8 Disposition transitoire relative à la modification du 4 décembre 2015   	Annexe 2 	Modification du droit actuel