Gestion de l’approvisionnement énergétique...Optimisation de l¶approvisionnement en...

Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication DETEC

Office fédéral des routes OFROU

Documentation Edition 2016 V2.01

Gestion de l’approvisionnement énergétique

ASTRA 83100 A S T R A O F R O U U S T R A U V I A S

ASTRA 83100 | Gestion de l’approvisionnement énergétique

2 Edition 2016 | V2.01 J344-0692

Impressum

Auteurs / groupe de travail

Wyss Martin (OFROU) Jaisli Martin (bureau d’ingénieurs) Schnyder Gilbert (bureau d’ingénieurs)

Groupe de suivi

Bregy Valentin (OFROU) Bonardi Silvano (OFROU) Demont Olivier (OFROU) Eisenlohr Markus (OFROU) Fuchs Eugen (OFROU) Hofer Günter (OFROU) Meier Roman (OFROU) Morisoli Matteo (OFROU)

Traduction (version originale en français) Services linguistiques OFROU (traduction française de la version originale allemande)

Editeur Office fédéral des routes OFROU Division réseaux routiers N Standards et sécurité de l’infrastructure SSI 3003 Berne

Diffusion Le document est téléchargeable gratuitement sur le site www.astra.admin.ch.

© ASTRA 2016 Reproduction à usage non commercial autorisée avec mention de la source.

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Table des matières

Impressum ......................................................................................................................... 2

1 Préambule .......................................................................................................................... 5 1.1 Objectifs .............................................................................................................................. 5 1.2 Champ d’application ............................................................................................................ 5 1.3 Destinataires ....................................................................................................................... 5 1.4 Entrée en vigueur et modifications ...................................................................................... 5

2 Introduction et bases légales ........................................................................................... 6 2.1 Structure du réseau électrique suisse ................................................................................. 6 2.2 Textes de loi et prescriptions .............................................................................................. 7 2.3 Attribution des zones de desserte aux gestionnaires de réseau ........................................ 7 2.4 Bases .................................................................................................................................. 7 2.5 Saisie des points de raccordement ..................................................................................... 9 2.6 Profils de charge d’acquisition de l’énergie et d’optimisation de l’utilisation du réseau .... 10 2.7 Coûts de l’énergie électrique ............................................................................................. 11

3 Statistiques de l’acquisition d’énergie ......................................................................... 16 3.1 Consommation d’énergie par niveau de réseau ............................................................... 16 3.2 Prix moyens actuels de l’approvisionnement énergétique ................................................ 16 3.3 Autres composantes du prix de l’électricité ....................................................................... 17

4 Structure et limites de propriété .................................................................................... 18 4.1 Alternatives à la propriété de réseau ................................................................................ 18 4.2 Réglementation de la propriété et charge des frais .......................................................... 20

5 Principes d’approvisionnement énergétique ............................................................... 21 5.1 Niveau de réseau et puissance raccordée ........................................................................ 21 5.2 Prise de mesures d’ensemble ........................................................................................... 21 5.3 Introduction d’une gestion de charge ................................................................................ 21 5.4 Raccordement de tiers avec un compteur privé ............................................................... 21 5.5 Exploitation et entretien de réseaux par des tiers ............................................................. 21

Annexe ............................................................................................................................. 23

Glossaire .......................................................................................................................... 27 Bibliographie ................................................................................................................... 28 Liste des modifications .................................................................................................. 29


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1 Préambule

1.1 Objectifs Avec la mise en œuvre de la loi sur l’approvisionnement en électricité et de l’approvisionnement en énergie sur le marché libre de l’électricité qui en découle, l’OFROU doit examiner la conception optimale des installations d’infrastructure, des rapports de propriété et de l’approvisionnement en électricité.

Les solutions proposées dans la présente documentation offrent les informations requises pour optimiser la gestion de l’infrastructure énergétique de l’OFROU.

Le présent document, Documentation ASTRA 83100, Gestion de l’approvisionnement énergétique (2016 V2.00) [11] remplace celui intitulé Documentation ASTRA 83100, Optimisation de l’approvisionnement en énergie (2010 V1.01) [10]. L’expérience acquise au cours des dernières années y est intégrée et les bases adaptées à la pratique.

L’optimisation de l’approvisionnement en électricité fait, elle aussi, l’objet d’une adaptation à la pratique et figure dans un document séparé intitulé Documentation ASTRA 86101, Optimisation de l’approvisionnement en électricité (2016 V1.00) [12].

1.2 Champ d’application La présente documentation fournit un soutien méthodologique dans le cadre des projets, de l’exploitation et de la gestion du patrimoine.

1.3 Destinataires La présente documentation s’adresse aux collaborateurs de l’OFROU, des unités territoriales, des bureaux d’étude ainsi qu’aux fournisseurs d’énergie mandatés pour l’exploitation de l’infrastructure énergétique.

1.4 Entrée en vigueur et modifications La présente Documentation entre en vigueur le 01.01.2016. La Liste des modifications figure en p. 29.


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Transformation (NR 2)

Niveau de réseau 1 (NR 1)






2 Introduction et bases légales

2.1 Structure du réseau électrique suisse L’ensemble du réseau électrique suisse comprend plus de 250’000 km de lignes. Il comporte un réseau de transport et un réseau de distribution. La tension électrique maximale de 380'000 volts (380 kV) ou 220'000 volts (220 kV) du réseau de transport diminue par paliers pour atteindre 400/230 volts dans les ménages et chez les artisans.

Le réseau électrique suisse est subdivisé en sept niveaux de réseau répartis en niveaux de ligne et niveaux de transformation : le réseau à haute tension et le réseau à basse tension ainsi que les trois niveaux de transformation intermédiaires.

Les quatre niveaux de ligne comprennent :

le réseau à très haute tension avec les niveaux de tension de 380 et 220 kV, niveau de réseau 1 ;

le réseau à haute tension (30 à 150 kV), niveau de réseau 3 ;

le réseau à haute tension (1 à 30 kV), niveau de réseau 5 ;

les réseaux à basse tension (niveaux de tension inférieurs à 1 kV), niveau de réseau 7.

En Suisse, le réseau à basse tension de 400 volts dessert la majeure partie des consommateurs finaux.

Fig. 2.1 Niveaux de réseau selon le modèle d’utilisation des réseaux en Suisse (source : AES).


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2.2 Textes de loi et prescriptions Les lois ci-après doivent être respectées dans le cadre de la gestion de l’infrastructure d’approvisionnement en électricité :

734.0 Loi fédérale du 24 juin 1902 concernant les installations électriques à faible et à fort courant (Loi sur les installations électriques, LIE) ;

734.7 Loi fédérale du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en électricité (LApEI) ;

734.71 Ordonnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement en électricité (OApEI).

2.3 Attribution des zones de desserte aux gestionnaires de réseau Conformément à l’art. 5 LApEI, l’attribution des zones de desserte est l’affaire des cantons. Or ils n’en ont attribué aucune à l’OFROU, si bien que l’office ne saurait en aucun cas être considéré comme un gestionnaire de réseau dans le cadre de l’application de la loi sur l’approvisionnement en électricité.

Le raccordement physique au réseau détermine le choix du gestionnaire de réseau en fonction de l’attribution de la zone de desserte. Un gestionnaire de réseau n’a aucun droit à l’utilisation du réseau ni à la fourniture d’énergie si une partie des installations se situe dans sa zone de desserte mais qu’il n’y dispose d’aucun point de raccordement. L’OFROU s’efforce de réduire le nombre de points de raccordement dans toute la mesure du possible afin d’augmenter la disponibilité de l’approvisionnement en électricité et de réduire les coûts.

L’OFROU n’étant pas gestionnaire de réseau, il conviendra d’éviter l’approvisionnement de tiers par ses lignes.

2.4 Bases

2.4.1 Définitions

Taxe de raccordement : somme de la contribution au raccordement et de la contribution aux coûts de réseau.

Réseaux industriels : réseaux de distribution fine de peu d’étendue.

ElCom : autorité fédérale indépendante de régulation dans le domaine de l’électricité. Elle est notamment tenue de contrôler les tarifs d'électricité des clients ne disposant pas d'un libre accès au réseau ainsi que la rémunération pour l'utilisation du réseau.

Fourniture d’énergie : Les consommateurs qui ont accès au marché libre (état en 2015 : volume d’énergie consommée >100’000 kWh/an) peuvent conclure des contrats de fourniture d’énergie séparés avec des fournisseurs d’énergie. Ces contrats se fondent sur la demande d’accès au réseau qui doit être remise au gestionnaire du réseau de distribution.

Prix de l’énergie : Le prix de l’énergie concerne uniquement la « fourniture des kWh », soit hors coûts d’utilisation du réseau.

EAE : Entreprise d’approvisionnement énergétique.

Raccordement au réseau : Raccordement technique d’installations ou d’autres réseaux de tiers au réseau électrique d’un gestionnaire de réseau, ce qui exige le versement d’une taxe de raccordement.


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Contribution de raccordement au réseau : Contribution aux coûts du raccordement au réseau et, le cas

échéant, aux coûts d’adaptation du réseau ; elle doit être versée par les consommateurs finaux et les producteurs (y compris les autoproducteurs). Elle est exigible au moment du raccordement et fonction de l’utilisation réelle du réseau. Son montant est défini dans les tarifs des gestionnaires de réseau locaux.

Contribution aux coûts du réseau : Elle est fonction de l’utilisation du réseau de distribution, que le

raccordement en question exige ou non des extensions de réseau. Elle couvre une partiel des équipements général et de détail.

Utilisation du réseau : utilisation physique d’un réseau en raison de l’injection ou du prélèvement d’énergie électrique.

Indemnité d’utilisation du réseau : Rémunération qui revient au gestionnaire du réseau pour

l’utilisation de son réseau par des tiers.

Prix de l’électricité : le prix de l’électricité se compose de l’utilisation du réseau et de la fourniture d’énergie.

GRD : gestionnaire de réseau de distribution.

2.4.2 Compétences

La gestion des points de fourniture électrique exige impérativement des connaissances en matière de raccordement au réseau, d’utilisation du réseau et de fourniture d’énergie.

Il sera judicieux que le raccordement au réseau et l’utilisation du réseau fassent l’objet de contrats distincts entre l’OFROU et le gestionnaire du réseau de distribution (GRD) local.

Jusqu’à présent, l’OFROU avait délégué l’approvisionnement énergétique aux unités territoriales. Reste à savoir dans quelle mesure la délégation de cette compétence sera maintenue. La question est traitée dans la documentation Documentation ASTRA 86101, Optimisation de l’approvisionnement en électricité (2016 V1.00) [12].

2.4.3 Contrats et modèles de contrat

Conformément aux prescriptions légales, la responsabilité du contrat de raccordement au réseau et d’utilisation du réseau incombe en principe au gestionnaire du réseau de distribution.

Lorsque les gestionnaires du réseau de distribution n’ont aucun modèle de contrat, l’OFROU met à la disposition des filiales des modèles de contrat qui régleront le raccordement au réseau et l’utilisation du réseau. Ces modèles se fondent sur les contrats types de l’Association des entreprises électriques suisses (AES), complétés par les prescriptions de l’OFROU ; avec les check-lists appropriées, ils formeront la base des négociations contractuelles.

Raccordement au réseau : Le contrat de raccordement au réseau règle la propriété des installations et des constructions. Il fixe également la puissance de raccordement maximale qui détermine la facturation du raccordement. Ce contrat est requis pour le niveau de réseau 5 et, pour les raccordements > 100’000 kWh en cas de niveau de réseau 7.

Utilisation du réseau : Le contrat d’utilisation du réseau permet de régler les détails tels que la fourniture consolidée ou la facturation convenue pour les tests de la ventilation annoncés. En principe, Swissgrid contrôle et approuve les tarifs tous les ans. Ce contrat est requis pour les raccordements > 100’000 kWh.


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Fourniture d’énergie : Elle renvoie très souvent aux tarifs publiés. Des tarifs individuels seront négociés pour les raccordements > 100’000 kWh.

Conventions d’entretien : La conclusion de conventions d’entretien avec des tiers, notamment pour le contrôle annuel des installations, relève de la compétence des unités territoriales.

Les notions de « réserve » ou de « facteur de simultanéité » relèvent des anciens contrats et ne doivent plus être repris.

2.5 Saisie des points de raccordement Les points de raccordement disponibles sur les tronçons d’exploitation doivent être identifiés et les données saisies, sur lesquelles se fonde l’exploitation de l’infrastructure d’approvisionnement énergétique, cataloguées comme suit :

Données d’ordre général :

o numéro du point de mesure

o numéro du compteur

o niveau de réseau

o gestionnaire de réseau

o fournisseur d’énergie

o description du point de raccordement

Consommation annuelle [kWh]

Utilisation du réseau :

o rémunération de l’utilisation du réseau pour l’énergie transportée, en [CHF]

o prestation utilisée, en [kW]

o coûts de la prestation utilisée, en [CHF]

Energie :

o coûts de l’énergie fournie en [CHF]

AM-BSAS :

o liaison avec la banque de données de l’application métier AM-BSAS

Ces données constituent le fondement de la gestion et contiennent notamment les informations nécessaires relatives aux points de raccordement où l’approvisionnement en électricité pourrait d’ores et déjà se faire sur le marché libre.

Un numéro de point de mesure est attribué aux points de raccordement ou points d’injection des installations d’autoproduction. Le numéro de point de mesure est attribué par le gestionnaire de réseau et permet, avec la désignation du pays et l’identificateur, l’identification univoque du point de mesure dans toute la Suisse. La désignation du point de mesure définit des relations importantes entre les lieux de mesure, les appareils de mesure, les consommateurs finaux, les fournisseurs, les producteurs et les gestionnaires de réseaux.


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2.6 Profils de charge d’acquisition de l’énergie et d’optimisation de l’utilisation du réseau La courbe de charge, également dénommée profil de charge, désigne l’évolution dans le temps de l’utilisation de l’énergie. Les valeurs y sont mesurées à 15 minutes d’intervalle, si bien que la courbe de charge annuelle totalise 35'040 enregistrements (24 h x 4 x 365 jours).

Dans le cadre de l’optimisation des frais d’acquisition de l’OFROU, il importe de connaître la courbe de charge afin d’identifier les éventuels pics de consommation qui pourraient être évités, mais également pour vérifier les possibilités d’optimiser ou de diminuer les frais énergétiques eux-mêmes.

Pour le fournisseur d’énergie, il est très important de connaître la courbe de charge d’un client ou ses points de fourniture énergétique. Outre la quantité d’énergie, la prévisibilité de la courbe de charge constitue un élément essentiel dans le calcul du prix d’un fournisseur.

Plus le pronostic du profil de charge est précis, plus les éléments requis dans le cadre d’un approvisionnement structuré (approvisionnement de base, charge de base, charge de pointe) peuvent être achetés sous forme de quantités réparties dans le temps, et plus le prix est avantageux.

Fig. 2.2 Courbe de charge et courbe de charge journalière réparties selon les unités d’achat possibles

Les fournisseurs qui remplissent la condition d’accès au marché sont munis d’un équipement de mesure de la courbe de charge qui saisit les valeurs tous les quarts d’heure. Ces données sont disponibles auprès du gestionnaire de réseau local. Certaines entreprises d’approvisionnement en énergie (EAE) ou gestionnaires de réseau local joignent à leurs factures les courbes de charge sous forme de graphique.

Pour un appel d’offres de l’approvisionnement énergétique sur le marché libre, ces profils de charge doivent être rendus disponibles, sous forme électronique et pour chaque point de mesure, dans l’idéal pour deux ou trois années d’exploitation.


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2.7 Coûts de l’énergie électrique

2.7.1 Composants du prix de l’électricité

Le prix de l’électricité comprend les éléments suivants :

l’utilisation du réseau, coûts des services-système inclus ;

la rétribution à prix coûtant du courant injecté (RPC) pour l’encouragement à la production des énergies renouvelables et la redevance pour la protection des eaux et des poissons (OEaux) ;

l’énergie ;

les redevances dues aux collectivités publiques.

Profil C3 : Consommateurs basse tension ; consommation annuelle totale de

150'000 kWh et puissance de 50 kW, niveau de réseau 7 (NR7). Profil C6 : Consommateurs moyenne tension ; consommation annuelle totale de

1'500'000 kWh, puissance maximale utilisée : 400 kW, niveau de réseau 5 (NR5).

Fig. 2.3 Composants du prix de l’électricité (état en 2015).

La figure 2.3 montre qu’au niveau de réseau 5, les coûts énergétiques sont plus élevés par rapport aux coûts totaux (prix de l’électricité) qu’au niveau de réseau 7, ce qui est dû aux coûts d’utilisation du réseau réels inférieurs du niveau de réseau 5.

Afin de permettre une comparaison à l’échelle nationale entre les coûts de l’utilisation du réseau et ceux de l’énergie, l’Association des entreprises électriques suisses (AES) a défini différents profils de consommation standard pour les ménages (H1-H8) et pour l’artisanat et l’industrie au niveau de réseau 7 (C1-C4) ainsi que pour les entreprises et l’industrie au niveau de réseau 5 (C5-C7).

Lorsque les consommateurs ont accès au marché libre, ils peuvent uniquement y acheter l’énergie car l’utilisation du réseau, les redevances et la rétribution à prix coûtant du courant injecté (RPC) sont réglementés.

48.1%39.2%

42.3%49.4%

3.3% 3.5%

6.3% 7.9%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Profil C3 (NR7) Profil C6 (NR5)

utilisation du réseau énergie redevance RPC


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2.7.2 Evolution du prix de l’électricité

La figure ci-dessous illustre l’évolution du prix1 de l’électricité des entreprises suisses d’approvisionnement en électricité. Elle fait ressortir qu’au cours des cinq dernières années, l’ensemble des coûts liés à la consommation électrique n’ont pas subi de variation notable.

Fig. 2.4 Prix moyens de l’électricité en Suisse, en ct./kWh

Les prix moyens de l’électricité ne diminuent pas, malgré la baisse des prix sur les bourses européennes de l’électricité depuis environ 2008. Cela résulte en partie de la composition du prix de l’électricité. Les figures ci-après montrent que les coûts réglementés d’utilisation des réseaux augmentent alors même que les prix de l’énergie sont réellement à la baisse.

Fig. 2.5 Prix moyens d’utilisation du réseau en Suisse en ct./kWh.

1 https://www.elcom.admin.ch/elcom/fr/home.html

-

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Profil C3 (NR7) Profil C6 (NR5)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2010 2011 2012 2013 2014 2015

utilisation du réseau (NR7) utilisation du réseau (NR5)


Edition 2016 | V2.01 13

Fig. 2.6 Prix moyens de l’énergie en ct./kWh (EEX : prix de la bourse européenne de l’électricité).

En 2015, la différence de prix entre les niveaux de réseau NR7 et NR5 est nettement plus importante pour l’utilisation du réseau (2.75 ct./kWh) que pour l’énergie (0.34 ct./kWh). De plus, en ce qui concerne le prix de l’approvisionnement de base, différentes entreprises d’approvisionnement en énergie ne font aucune différence en termes de prix de l’énergie, que la consommation se fasse au NR5 ou au NR7.

Vu la différence entre les rémunérations versées pour l’utilisation des réseaux NR7 et NR5, l’OFROU souhaiterait, autant que possible, placer le point de raccordement au réseau sur le NR5. En effet, l’office doit assumer seul le coût des transformateurs, des installations de distribution moyenne tension (en partie) et des câbles moyenne tension (intégralement).

Les coûts de l’énergie ne dépendent quasiment pas du point de raccordement au réseau. La figure 2.6 montre qu’en ce moment les coûts de l’acquisition énergétique dépassent largement les prix actuels du marché. Il convient par conséquent d’exploiter le potentiel de réduction des coûts en prenant des mesures appropriées au niveau de l’acquisition.

L’optimisation de l’approvisionnement énergétique est traitée dans la Documentation ASTRA 86101, Optimisation de l’approvisionnement en électricité (2016 V1.00) [12].

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2010 2011 2012 2013 2014 2015

énergie (NR7) énergie (NR5) énergie EEX


14 Edition 2016 | V2.01

2.7.3 Différences régionales dans la formation des prix

Les entreprises d’approvisionnement en énergie déterminent librement les prix d’utilisation du réseau et de l’énergie dans les limites des tarifs acceptés par l’ElCom. La régionalisation des prix qui en résulte est illustrée dans les graphiques ci-après (source : https://www.strompreis.elcom.admin.ch/Map/ShowSwissMap.aspx?lang=fr).

Fig. 2.7 Répartition régionale des prix de l’électricité pour les profils C3 (à gauche) et C6 (à droite).

Au sein de chaque canton, les prix totaux facturés pour la livraison d’électricité présentent des différences supplémentaires parfois considérables :

Fig. 2.8 Répartition régionale des prix de l’électricité pour le profil C3 au sein des cantons

(exemple du canton de Zurich)

https://www.strompreis.elcom.admin.ch/Map/ShowSwissMap.aspx


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Fig. 2.9 Répartition régionale des prix d’utilisation du réseau pour les profils C3 (à gauche) et C6 (à droite).

Fig. 2.10 Répartition régionale des prix de l’énergie pour les profils C3 (à gauche) et C6 (à droite)


16 Edition 2016 | V2.01

3 Statistiques de l’acquisition d’énergie

3.1 Consommation d’énergie par niveau de réseau Le tableau 3.1 illustre la quantité d’énergie requise pour l’approvisionnement des installations électriques des routes nationales. Elle est fournie aux quelque 1'200 points de raccordement par 165 entreprises d’approvisionnement en énergie différentes.

Niveau de réseau Consommation

in GWh Consommation

en %

Nombre de points de

raccordement

NR3 20.5 15 4

NR5 81.9 58 199

NR7 37.7 27 966

Total 140.1 100 1169

Tableau 3.1 Consommation d’énergie par niveau de réseau

En termes de gestion, les points de raccordement ayant l’accès au marché libre sont les plus intéressants. Le tableau Tableau 3.2 montre clairement que 200 points de raccordement auprès de 73 entreprises d’approvisionnement en énergie correspondent à 90% de la quantité totale d’énergie. Autrement dit, dans la conjoncture actuelle des points de raccordement ayant accès au marché libre, 90% de la consommation d’énergie provient de 200 points de mesure sur un total de 1’169.

Niveau de réseau Nombre de points de raccordement ayant

accès au marché

Consommation en GWh

Consommation en %

NR3 4 20.5 15

NR5 108 79.8 57

NR7 88 25.5 18

Total 200 125.8 90

Tableau 3.2 Consommation d’énergie des points de raccordement ayant accès au

marché, par niveau de réseau.

Dès que les fournitures consolidées permettront la multiplication des réalisations sur le niveau de réseau 5 dans les installations de tunnel, de nombreux points de raccordement pourront être supprimés du niveau de réseau 7, ce qui entraînera une baisse des coûts d’utilisation du réseau. Cette mesure permettrait également d’intégrer au marché un grand nombre de points de raccordement qui n’y ont encore pas accès, ce qui se traduira par une diminution supplémentaire des coûts. Le potentiel d’augmentation de la part des quantités d’énergie acquises sur le marché libre est d’environ 97%.

3.2 Prix moyens actuels de l’approvisionnement énergétique

Niveau de réseau Prix de l’électricité

en ct./kWh

Utilisation du réseau, redevances incluses,

en ct./kWh

Prix de l’énergie en ct./kWh

NR3 18.80 4.81 13.98

NR5 15.16 6.30 8.86

NR7 17.83 9.07 8.74

Tableau 3.3 Coûts moyens de toutes les unités territoriales

Plus le niveau de réseau est élevé, plus le prix de l’électricité devrait être bas. Or il ressort de l’évaluation que, comparé aux prix de l’énergie des niveaux de réseau 5 et 7, celui du niveau de réseau 3 est nettement excessif, ce qui explique le prix élevé de l’électricité du niveau de réseau 3.


Edition 2016 | V2.01 17

Par comparaison avec le ch. 2.7.3, les prix de l’électricité du niveau de réseau 5 se situent dans la ‘zone orange’, ceux du niveau de réseau 7 dans la ‘zone jaune’.

Les prix d’utilisation du réseau (cf. tableau 3.3) comprennent les redevances, ce qui rend impossible une comparaison des coûts d’utilisation du réseau. A l’heure actuelle, environ deux tiers de l’approvisionnement en électricité s’effectue au niveau de réseau 5 ou un niveau supérieur. La différence de prix moyenne entre des fournitures au niveau de réseau 3 et 5 est d’environ 1,2 ct./kWh ; elle avoisine 2,2 ct./kWh pour les niveaux de réseau 5 et 7.

En termes de prix de l’énergie, les niveaux de réseau se situent dans la ‘zone jaune’.

16.71

18.32

19.30

19.20

-

14.38

13.34

19.00

15.21

15.93

17.39

Fig. 3.4 Répartition régionale des prix de l’électricité dans les unités territoriales

3.3 Autres composantes du prix de l’électricité Les redevances (fédérales, cantonales et communales) sont prescrites par la loi. Seule une optimisation de l’utilisation peut en réduire le montant.


18 Edition 2016 | V2.01

4 Structure et limites de propriété

La documentation ASTRA 83100, Optimisation de l’approvisionnement en énergie (2010 V1.01) [10] examinait différentes variantes de raccordement au réseau. L’expérience montre qu’il convient de tout mettre en œuvre pour assurer le raccordement au niveau de réseau 5 ou, là où c’est possible, au niveau de réseau 3. Cette stratégie permet l’optimisation des prix de l’électricité, essentiellement au niveau des coûts d’utilisation du réseau, mais également en partie au niveau des coûts de l’énergie.

4.1 Alternatives à la propriété de réseau Les figures suivantes illustrent les variantes des limites de propriété aux niveaux de réseau 7 et 5. Le niveau de réseau 3 n’est pas représenté en raison du nombre restreint de raccordements. Les réglementations se fondent en principe sur le Modèle d’utilisation des réseaux suisses de distribution MURD-CH de l’Association des entreprises électriques suisses (AES).

4.1.1 Raccordements au niveau de réseau 7

La variante A illustre les rapports de propriété en cas d’injection à partir du réseau de distribution à basse tension du gestionnaire de réseau de distribution (GRD) local. Les prescriptions en vigueur du GRD règlent les détails des limites de propriété.

Dans la variante B, le poste de couplage basse tension se trouve dans la station de transformateurs et est la propriété de l’OFROU. Si la station de transformateurs est située dans un tunnel routier, l’OFROU ou ses représentants antérieurs ont payé les câbles moyenne tension, le poste de couplage moyenne tension, le transformateur et le poste de couplage basse tension. La propriété peut être passée aux mains de l’entreprise locale d’approvisionnement en électricité. Il conviendrait alors d’ambitionner une affectation au NR5.

Fig. 4.1 Limites de propriété – variantes A et B


Edition 2016 | V2.01 19

4.1.2 Raccordements au niveau de réseau 5

La variante C diffère de la variante B car, outre le poste de couplage basse tension, le transformateur et, partant, le niveau de réseau 6 sont propriété de l’OFROU. Elle est notamment envisageable pour les installations de couplage compactes qui sont montées en monobloc. Dans la variante C1, le commutateur côté haute tension est également propriété de l’OFROU.

Ce type de raccordement est exigé par les gestionnaires de réseau de distribution qui utilisent les lignes à haute tension entre les stations pour transporter de l’électricité pour des tiers.

Fig. 4.2 Limites de propriété – variantes C et C1

La variante E intervient lorsque les stations de transformateurs sont raccordées en boucle dans le réseau de distribution du gestionnaire de réseau de distribution local et que celui-ci n’utilise pas les lignes haute tension entre les stations transformatrices de l’OFROU pour transporter de l’électricité pour des tiers. Si des stations en antenne supplémentaires de l’OFROU sont raccordées à la station transformatrice, elles appartiennent intégralement à l’OFROU. Les stations en antenne situées dans le périmètre des RN appartiennent à l’OFROU, le gestionnaire du réseau de distribution se raccorde au disjoncteur d’entrée de la station transformatrice, variante E1. La variante E2 illustre la situation en-dehors du périmètre des RN. Dans ce cas, l’OFROU se raccorde au point défini par le gestionnaire du réseau de distribution. La ou les stations en antenne sont propriété de l‘OFROU.

Fig. 4.3 Limites de propriété – variantes E, E1 et E2


20 Edition 2016 | V2.01

En règle générale la propriété et les coûts applicables aux raccordements au réseau à haute tension du GRD local sont définies par les conditions techniques de raccordement ; d’un commun accord, elles peuvent toutefois être adaptées aux conditions locales dans le contrat de raccordement au réseau.

4.2 Réglementation de la propriété et charge des frais Les limites de propriété seront définies conformément au schéma de principe exposé au ch. 4.1 et consignées dans les documents contractuels correspondants. L’affectation à un niveau de réseau est indépendante de la propriété du raccordement au réseau (cf. Modèle d’utilisation des réseaux suisses de distribution [MURD-CH], annexe 1, ch. 1.1 [14])

Pour la variante C, on tiendra compte du fait que le gestionnaire du réseau peut répercuter sur l’OFROU les frais d’investissement, d’exploitation et d’entretien, ainsi que les investissements portant sur des travaux de remplacement du disjoncteur moyenne tension de protection du transformateur.


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5 Principes d’approvisionnement énergétique

5.1 Niveau de réseau et puissance raccordée Il conviendra d’effectuer systématiquement les raccordements au plus haut niveau de réseau possible (3 ou 5). Lorsque les points de raccordement remplissent les conditions du gestionnaire de réseau de distribution (GRD) local pour un raccordement au niveau de réseau 5, mais appartiennent encore au niveau de réseau 7, il conviendra de négocier un changement de niveau de réseau avec le GRD. Dans le cas de nouvelles constructions ou installations dont la consommation est supérieure à 100‘000 kWh, il conviendra de prévoir une affectation au plus haut niveau de réseau possible (NR3 / NR5).

La propriété et les coûts applicables aux raccordements doivent être conformes aux réglementations techniques de raccordement du gestionnaire de réseau de distribution local et définies dans un contrat. La puissance de raccordement convenue dans le contrat doit correspondre aux conditions techniques et elle sera définie d’un commun accord. Lorsque les conditions de raccordement se fondent sur la puissance totale, il conviendra en particulier de veiller, en cas d’installations redondantes, à la puissance exigible réelle.

5.2 Prise de mesures d’ensemble On ambitionnera la mesure simultanée de plusieurs points de raccordement avec un seul site de consommation, ce qui signifie par exemple le regroupement des courbes de charge pour la facturation, lequel permet l’optimisation ou la réduction des coûts d’utilisation du réseau. La situation sera définie dans les contrats correspondants.

5.3 Introduction d’une gestion de charge Le traitement des pics de charge prévisibles offre également un potentiel d’optimisation des coûts, notamment dans les tunnels où la ventilation est uniquement enclenchée pour procéder à des tests. Le débit maximum provoqué par le test ‚de courte durée‘ représente la base de la facturation de la puissance mensuelle ou annuelle utilisée, et contribue également en partie aux coûts de l’énergie. Des plages horaires doivent être définies avec le gestionnaire du réseau de distribution pour les tests. Elles le seront de façon à ce que les pics de charge du GRD consécutifs aux tests n’entraînent aucun surcoût de consommation, si bien que le GRD ne devra faire valoir aucun surcoût auprès de l’OFROU. Lorsque cela est possible, des conditions d’exploitation avantageuses de gestion de la courbe de charge seront conclues avec le GRD dans le cadre de l’utilisation du réseau. La programmation ‚économe en énergie‘ des installations (y compris tests en série de l’éclairage, de la ventilation, etc.) contribue à l’optimisation de la courbe de charge.

5.4 Raccordement de tiers avec un compteur privé En principe, aucun consommateur final tiers ne doit être raccordé aux installations d’approvisionnement énergétique de l’OFROU. Lorsque cela est nécessaire, les conditions devront être réglées par voie contractuelle. Seront considérés comme standard un loyer incluant un forfait pour la consommation d’électricité (suivant la puissance du raccordement, y c. coûts de puissance par kW) ainsi qu’un règlement relatif au rapport de sécurité qui doit être élaboré périodiquement.

5.5 Exploitation et entretien de réseaux par des tiers Dans les unités territoriales ne disposant pas de personnel technique formé pour l’exploitation et l’entretien des installations à haute tension, l’exploitation et l’entretien seront réglés avec le GRD ou avec un tiers. Dans tous les cas, le mandataire devra s’acquitter des tâches de l’exploitant conformément à la loi sur les installations électriques (LIE).


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Annexe

I Entreprises d’approvisionnement en énergie .............................................................. 25


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I Entreprises d’approvisionnement en énergie

Le tableau ci-dessous recense les entreprises d’approvisionnement en énergie des points de consommation ayant accès au marché libre ainsi que les quantités d’énergie fournies.

Entreprises d’approvisionnement en énergie Energie en MWh

Part en %

EKZ (Elektrizitätswerk des Kantons Zürich) 16'532 12,8%

Elektrizitätswerk Altdorf AG 15'354 11,9%

Azienda Elettrica Ticinese 12'641 9,8%

ewz (Elektrizitätswerk der Stadt Zürich) 8'277 6,4%

Groupe E SA 7'482 5,8%

EWN (Elektrizitätwerk Nidwalden) 4'516 3,5%

IWB 3'973 3,1%

BKW Energie AG 3'439 2,7%

SIG -Genève 3'235 2,5%

CKW (Centralschweizerische Kraftwerke) 3'170 2,5%

Repower 3'162 2,5%

Romande Energie Commerce SA 3'067 2,4%

Viteos SA 2'991 2,3%

EWO (Elektrizitätwerk Obwalden) 2'888 2,3%

ewl (energie wasser luzern) 2'684 2,1%

Sankt Galler Stadtwerke 2'532 2,0%

EBL (Genossenschaft Elektr. Baselland) 2'412 1,9%

AEK Energie AG 2'204 1,8%

EGL AG (Elektrizitätsgesellschaft_Laufenburg) 2'032 1,6%

TBGN (Tech. Betriebe Glarus Nord) 1'871 1,5%

AEW Energie AG 1'749 1,4%

Aziende Municializzate Airolo 1'684 1,3%

Regionalwerke Baden AG 1'288 1,0%

EW Quarten 1'283 1,0%

Service des Energies Yverdon-les Bains 1'244 1,0%

Aare Energie AG 1'198 1,0%

Sierre Energie 1'007 0,8%

EW Murg 918 0,7%

Energie Wasser Bern 877 0,7%

IBB Strom AG 767 0,6%

SWG (Stadtwerke Grenchen) 741 0,6%

TB Kreuzlingen 709 0,6%

Sinergy Commerce SA 700 0,6%

Elektra Sissach 555 0,4%

EW Höfe AG 505 0,4%

Wasser- und Elektrizitätswerk Walenstadt 502 0,4%

Industrielle Betriebe Murten 496 0,4%


26 Edition 2016 | V2.01

Tableau Annexe 1 Liste des fournisseurs en énergie > 100’000 kWh (> 100 GWh)

Entreprises d’approvisionnement en énergie Energie en MWh

Part en %

Gemeinde Neuenhof 465 0,4%

Commune de Saint-Blaise 423 0,3%

Municipalité de Saint-Maurice 409 0,3%

énergie sion région (esr) 407 0,3%

EBM Netz AG 381 0,3%

EVA (Elektrizitätsversorgung Altendorf AG) 380 0,3%

Energie Opfikon 339 0,3%

Einwohnergemeinde Pieterlen 333 0,3%

TB Thal 290 0,2%

EW Mels 275 0,2%

Energie Thun AG 269 0,2%

SiL (Service industriels de Lausanne) 254 0,2%

TB Oberriet 252 0,2%

Gemeindebetriebe Brienz 246 0,2%

EW Tuggen 246 0,2%

Elektra Jegenstorf 241 0,2%

Elektrizitätswerk des Bezirks Schwyz 230 0,2%

Industrielle Betriebe Interlaken 230 0,2%

Stromversorgung der Gemeinde Simplon 225 0,2%

GEBNET AG 213 0,2%

Gemeindewerk Beckenried 207 0,2%

Glattwerk AG 205 0,2%

enbag 203 0,2%

Gemeindewerke Arth 191 0,2%

Elektra Oberbüren 187 0,1%

Services Industriels de la Neuveville 145 0,1%

Energie Service Biel/Bienne 138 0,1%

Elektra Roggwil 134 0,1%

Gemeinde Schafisheim 133 0,1%

Romande Energie 114 0,1%

wwb (Werke Wangen-Brüttisellen) 112 0,1%

Gemeindwerke Erstfeld 109 0,1%

TB Kemmental 103 0,1%

Gemeinde Egerkingen 102 0,1%

Total 125'713 100,0%


Edition 2016 | V2.01 27

Glossaire

Abréviation Définition

réseaux industriels réseaux de distribution fine de peu d’étendue

AM BSAS application métier BSAS [Betriebs- und Sicherheitsausrüstungen]

ElCom autorité fédérale indépendante de régulation dans le domaine de l’électricité. Elle est notamment tenue de contrôler les tarifs d'électricité des clients ne disposant pas d'un libre accès au réseau ainsi que la rémunération pour l'utilisation du réseau.

LIE loi sur les installations électriques

ESTI Inspection fédérale des installations à courant fort

EAE entreprises d’approvisionnement en électricité OEaux ordonnance sur la protection des eaux

RPC rétribution à prix coûtant du courant injecté

NR niveau de réseau

MURD-CH modèle d’utilisation des réseaux de distribution

RN route nationale

LApEI loi sur l’approvisionnement en électricité

OApEI ordonnance sur l’approvisionnement en électricité

Swissgrid Swissgrid est la société nationale pour l’exploitation du réseau ; en sa qualité de propriétaire du réseau de transport, elle est responsable de l’exploitation sûre, fiable et économique du réseau suisse à très haute tension.

GRD gestionnaire de réseau de distribution

AES Association des entreprises électriques suisses

Référence: Documentation ASTRA 86990, Glossaire d/f/i-Exploitation (2012 V1.20) [13].

http://www.bfe.admin.ch/themen/00612/02073/index.html?lang=fr


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Bibliographie

Lois fédérales de la Confédération suisse

[1] RS 734.0, Loi fédérale du 24 juin 1902 concernant les installations électriques à faible et à fort courant (Loi sur les installations électriques, LIE), www.admin.ch.

Ordonnances de la Confédération suisse

[2] RS 734.1, Ordonnance du 30 mars 1994 sur les installations électriques à courant faible (Ordonnance sur le courant faible), www.admin.ch.

[3] RS 734.2, Ordonnance du 30 mars 1994 sur les installations électriques à courant fort (ordonnance sur le courant fort), www.admin.ch.

[4] RS 734.27, Ordonnance du 7 novembre 2001 sur les installations électriques à basse tension (Ordonnance sur les installations à basse tension, OIBT), www.admin.ch.

Instructions et directives de l’Office fédéral des routes (OFROU) et de l’Inspection fédérale des installations à courant fort ESTI

[5] Instructions ASTRA 73001, Rôles et exigences pour la gestion des équipements d’exploitation et de sécurité (EES) (2011 V1.04), www.astra.admin.ch.

[6] Directive ASTRA 16050, Sécurité opérationnelle pour l’exploitationt Betrieb, Vorgaben für die Tunnel und die offene Strecke (2011 V1.02), www.astra.admin.ch.

[7] Directive ASTRA 16200, Exploitation RN – Dispositions générales contraignantes applicables aux produits partiels (2014 V1.00), www.astra.admin.ch.

[8] Directive ASTRA 13013, Structure et désignation des équipements d’exploitation et de sécurité (AKS-CH) (2014 V2.10), www.astra.admin.ch.

[9] Directives ESTI 322.0712 concernant l’établissement et le contrôle d’installations à courant fort des routes nationales des classes 1 et 2 (art. 32, al. 4 et annexe ch. 1, let. b ch. 1 OIBT) www.esti.admin.ch.

Documentation de l’Office fédéral des routes OFROU

[10] Documentation ASTRA 83100, Optimisation de l’approvisionnement en énergie (2010 V1.01).

[11] Documentation ASTRA 83100, Gestion de l’approvisionnement énergétique (2016 V2.00), www.astra.admin.ch.

[12] Documentation ASTRA 86101, Optimisation de l’approvisionnement en électricité (2016 V1.00), (en préparation).

[13] Documentation ASTRA 86990, Glossaire d/f/i-Exploitation (2012 V1.20), www.astra.admin.ch.

Recueil des normes de l’Association des entreprises électriques suisses AES

[14] Modèle d’utilisation des réseaux suisses de distribution (MURD-CH) (2009), www.strom.ch.

[15] Metering Code Suisse (MC-CH) : Dispositions techniques pour la mesure et la mise à disposition des données de mesure – Recommandation de la branche pour le marché suisse de l’électricité (2009), www.strom.ch.

[16] Handbuch zur Messung und Datenaustausch im liberalisierten Strommarkt CH (HBMD-CH) – Recommandation de la branche pour le marché suisse de l’électricité (2008), www.strom.ch.

http://www.admin.ch/ch/d/sr/c734_0.html








http://www.esti.admin.ch/fr/

http://www.esti.admin.ch/fr/


http://www.strom.ch/




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Liste des modifications

Edition Version Date Modifications

2016 2.01 01.02.2017 Publication de la version française et italienne, corrections formelles de la version allemande.

2016 2.00 01.01.2016 Publication (refonte complète avec le projet de nouvel accord sur les prestations [LV2014] et adaptation à la nouvelle législation).Publication de la version française et italienne, corrections formelles de la version allemande.

2010 1.01 30.08.2010 Modifications formelles.

2010 1.00 14.04.2010 Publication (original en allemand).

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