Guide d’utilisation du fichier de comptabilité analytique des tarifs 2024

4    Revenus du réseau (comptabilité analytique, chapitre 4)

Les informations des formulaires 4.1 et 4.2 servent à reconstituer vos tarifs et quantités planifiés pour la période tarifaire à venir. Quant à elles, les informations des formulaires 4.3 et 4.4 servent à présenter les tarifs et quantités effectifs sur lesquels se basent les revenus effectifs de la période tarifaire clôturée.

Dans ce contexte, les formulaires 4.1 et 4.3 (Saisie de la structure tarifaire) servent à déterminer la structure de présentation des tarifs du réseau dans les formulaires 4.2 ou 4.4. Vous pouvez soit reprendre la structure existante, soit ajouter (au moyen de la fonction « Souhaitez-vous ajouter des éléments supplémentaires ? ») d’autres éléments dont vous avez éventuellement besoin dans les formulaires 4.2 ou 4.4.

Par exemple, énergie réactive : l’énergie réactive peut être saisie soit par tarif, soit comme total par niveau de réseau. Cette deuxième option suppose toutefois que vous ayez choisi les paramètres nécessaires dans le formulaire « Saisie de la structure tarifaire » et que vous disposiez de ce fait d’une colonne supplémentaire où vous pouvez saisir la quantité totale du niveau de réseau correspondant.

Pour les tarifs 2026, vous devez en outre remplir le formulaire 4.2 « Revenus de la rémunération de la mesure ».

La figure suivante illustre les relations :

 

4.1    Structure tarifaire (comptabilité analytique, formulaire 4.1) 

 

4.1.1    Généralités et bases légales

 

4.1.1.1    Généralités

Tous les gestionnaires de réseau doivent compléter le formulaire 4.1 « Structure tarifaire prévisionnelle ». Les tarifs doivent être fixés par année civile (art. 4, al. 1, OApEl).

Ce formulaire permet de définir la base de la présentation de vos tarifs en fonction des coûts que vous avez déclarés. Dans un premier temps, vous définissez la structure tarifaire des rémunérations pour l’utilisation du réseau (RUR).

Dans les formulaires 4.1 et 4.2, il faut saisir les données pour la période tarifaire à venir, sur la base des coûts prévisionnels, qui reposent sur les coûts de la dernière année tarifaire clôturée (2024). Ceux-ci constituent simultanément les revenus attendus pour l’année tarifaire 2026.

Il faut introduire les montants sans les redevances et les prestations fournies aux collectivités publiques, sans le supplément perçu sur le réseau et sans les tarifs de mesure. Ces derniers doivent être saisis dans un formulaire à part à partir des tarifs 2026 (formulaire 4.2 « Revenus de la rémunération de la mesure ».

4.1.1.2    Bases légales (valable pour les tarifs 2026)

Les articles 14 (en particulier al. 3) LApEl, ainsi que 18 et 18a OApEl, dans la version entrant en vigueur au 1^er janvier 2026 (RO 2025 139) constituent les bases légales.

Les principes généraux s’appliquant aux tarifs sont définis dans l’art. 14, al. 3, LApEl. D’après ces principes, les tarifs d’utilisation du réseau doivent présenter des structures compréhensibles et refléter les coûts occasionnés par les consommateurs finaux (let. a ; principe de causalité). Ils doivent en outre être fixés indépendamment de la distance entre le point d’injection et le point de prélèvement (let. b ; principe du timbre). Ils doivent également se baser sur le profil de soutirage et être uniformes par niveau de tension et par catégorie de clients pour le réseau d’un même gestionnaire (let. c) ; enfin, ils doivent tenir compte d’une infrastructure de réseau et d’une utilisation de l’électricité efficaces et créer des incitations à exploiter le réseau de façon stable et sûre (let. e). Pour les tarifs d’utilisation du réseau dynamiques, de nouvelles règles explicites s’appliquent (art. 18, al. 5 et 6, OApEl).

Les gestionnaires de réseau fixent eux-mêmes leurs tarifs dans le cadre des prescriptions de la législation sur l’approvisionnement en électricité. Au sein d’un niveau de tension, les consommateurs finaux qui présentent des profils de soutirage semblables forment un groupe de clients bénéficiant d’une offre de tarifs d’utilisation du réseau uniforme. Les gestionnaires de réseau fixent librement les différentes composantes tarifaires dans le respect des principes tarifaires inscrits dans la loi, sous réserve de prescriptions légales particulières (art. 18, al. 4, 1^re phrase, OApEl). En vertu de l’art. 18, al. 3, OApEl, les gestionnaires de réseau définissent un tarif standard pour chaque groupe de clients et le désignent comme tel. Ils peuvent proposer d’autres tarifs (au choix).

Au niveau basse tension, les consommateurs finaux dont les biens-fonds sont utilisés à l’année et dont la consommation annuelle est inférieure à 50 MWh représentent le groupe de clients de base. Pour le tarif standard du groupe de clients de base, il est désormais possible de choisir entre trois modèles tarifaires. Outre le tarif prescrit les années précédentes, présentant une composante de travail non dégressive de 70 % au minimum, il sera également possible, à partir de 2026, de choisir des tarifs dynamiques ou présentant une composante de travail non dégressive (ct./kWh) de 50 % au minimum et une composante de puissance (ct./kW) variable, qui évolue en fonction des charges du réseau et présente au moins quatre valeurs différentes par jour (art. 18a, al. 2, let. c, OApEl). Pour ces derniers tarifs, la composante de puissance variable doit s’orienter sur des périodes temporelles qui sont définies pour l’ensemble de l’année tarifaire sur la base de l’estimation des charges du réseau attendues (art. 18a, al. 3, OApEl). Pour les tarifs dynamiques d’utilisation du réseau, l’art. 18, al. 5 et 6, OApEl s’applique d’une manière générale (et pas seulement au niveau basse tension).

Au niveau basse tension, les consommateurs finaux dont les biens-fonds sont utilisés à l’année, dont la consommation annuelle est inférieure à 50 MWh, et qui ne sont pas encore équipés d’un système de mesure intelligent, constituent un autre groupe de clients (art. 18a, al. 1, let. b, OApEl). Pour ce groupe de clients, tous les tarifs doivent comprendre une composante de travail non dégressive d’au moins 70 % (art. 18a, al. 4, OApEl).

En ce qui concerne les prescriptions susnommées relatives à une part minimale de la composante de travail, un éventuel tarif de base ne doit pas dépasser la part disponible. Ces dispositions reposent sur une volonté d’efficacité : comme le tarif de base ne peut pas être influencé par la quantité d’électricité consommée, il ne doit pas excéder un certain niveau. Les parts minimales respectives de la composante de travail doivent être respectées (uniquement) pour le groupe de clients dans son ensemble.

Ces dispositions concernant la structure du tarif d’utilisation du réseau ne s’appliquent pas aux redevances ni aux prestations fournies aux collectivités publiques. Celles-ci n’entrent pas dans le tarif d’utilisation du réseau et doivent être présentées séparément lors de la publication du tarif et de la facturation (art. 6, al. 3, et art. 12, al. 2, LApEl).

4.1.2    Thèmes particuliers

 

4.1.2.1    Tarifs pour les immeubles qui ne sont pas utilisés toute l’année

La consommation d’électricité est moindre dans un immeuble qui n’est pas utilisé toute l’année. Mais les gestionnaires de réseau doivent dimensionner leur réseau électrique pendant toute l’année en fonction de la consommation maximale, bien que la puissance de pointe ne soit effectivement sollicitée que certains jours. L’art. 18a, al. 1, OApEl distingue, au niveau basse tension, les biens-fonds utilisés à l’année de ceux qui ne le sont pas et non pas entre résidences principales et résidences secondaires. Il ne faut pas se référer à la destination d’un immeuble, mais à la durée de son utilisation concrète. Un logement de vacances loué toute l’année est également considéré comme utilisé à l’année.

Les gestionnaires de réseau qui prévoient un tarif pour les immeubles qui ne sont pas utilisés à l’année, doivent clarifier, au moment de l’attribution d’un tarif à un consommateur final, si un immeuble est utilisé à l’année ou non. L’ElCom a décidé que le nombre de jours d’utilisation par année constituait un critère d’attribution à un groupe de clients distinct compatible avec les dispositions de l’art. 14, al. 3, LApEl (principe de causalité, utilisation efficace de l’électricité) et de l’art. 18, al. 2, ancienne OApEl (cf. Communication du Secrétariat technique de l’ElCom du 14 avril 2011 « Tarifs applicables aux résidences secondaires » ; disponible sous Communications et Décision de l’ElCom 212-00015 [ancienne : 952-11-014] du 19 septembre 2013). Ce critère peut toujours être utilisé. 

4.1.2.2    Modèles tarifaires nouveaux et dynamiques

Voir sur ce point les explications générales au point 4.1.1.2. Il est également possible de se référer à la communication « Tarifs nouveaux et dynamiques d’utilisation du réseau et de fourniture d’énergie : questions/réponses ». Attention : cette communication, dans sa version actuelle, ne tient pas encore compte des modifications de l’acte modificateur unique et fera, le cas échéant, l’objet d’une révision.

4.1.3    Saisie de la structure tarifaire

 

4.1.3.1    Généralités

Dans le formulaire 4.1 « Structure tarifaire prévisionnelle », vous définissez la structure du formulaire 4.2 Revenus RUR prévisionnels en indiquant le nombre de vos tarifs de réseau pour chaque niveau de réseau. Le formulaire 4.2 présente alors le nombre correspondant de tarifs pour chaque niveau de réseau, dans lesquels vous pourrez saisir le détail de vos tarifs.

Si les services-système, la réserve d’électricité, les coûts solidaires, l’énergie réactive et l’alimentation d’urgence sont décomptés séparément, le nombre de tarifs ne s’en trouve pas accru pour autant. Mais ces éléments doivent alors être également présentés séparément (dans les lignes correspondantes du formulaire 4.2 sur les tarifs).

En ce qui concerne l’énergie réactive et l’alimentation d’urgence, il est aussi possible de les afficher globalement par niveau de réseau plutôt que par tarif. Si vous voulez faire usage de cette possibilité, vous devez prendre en compte ces éléments lors de la saisie du nombre de tarifs. Par exemple, si vous disposez de 3 tarifs au niveau de réseau 2 (NR 2) et que vous souhaitiez saisir globalement tant vos revenus de l’énergie réactive que ceux de l’alimentation d’urgence au NR 2, indiquez le nombre de 5 tarifs.

Si le nombre maximum de tarifs disponible pour la saisie (14 tarifs au plus par niveau de réseau) ne devait pas suffire, veuillez introduire le dernier tarif en additionnant les données et laissez une note dans le champ « Remarques » indiquant qu’il s’agit d’une addition des tarifs x et y.

Si vous avez besoin d’un élément tarifaire supplémentaire (en plus des éléments tarifaires proposés), vous pouvez également l’ajouter. Les éléments suivants sont déjà disponibles : prix de base, prix de la puissance, prix du travail HP/HC (été et hiver), tarif de l’énergie réactive, tarif de l’alimentation d’urgence ainsi que tarif des services-système, de la réserve d’électricité et des coûts solidaires. Selon l’art. 12, al. 2, LApEl, les coûts liés à la réserve d’électricité et les coûts solidaires doivent être présentés séparément dans la facture adressée aux consommateurs finaux. Pour des raisons techniques, dans les présents formulaires, les coûts des services-système (dans la mesure où ils ne sont pas intégrés dans le tarif d’utilisation du réseau), de la réserve d’électricité et les coûts solidaires sont regroupés dans la même position.

Notez qu’à partir de l’année tarifaire 2026, le prix de base ne pourra plus présenter de composantes relatives à la mesure et aux locations de compteurs, étant donné que ces dernières seront prélevées dans le cadre de tarifs de mesure séparés (formulaires 4.2 « Revenus RUR prévisionnels »). Les tarifs de base sont ainsi allégés, les tarifs de mesure étant définis séparément.

4.1.3.2    Période de référence pour les revenus provenant des rémunérations pour l’utilisation du réseau

Veuillez indiquer ici la période pendant laquelle les coûts de réseau calculés pour la période tarifaire 2026 doivent être perçus. Généralement, la période de calcul correspond à votre exercice.

4.1.3.3    Quantités

Veuillez indiquer ici si les quantités mentionnées sur lesquelles se base votre calcul tarifaire correspondent aux quantités effectives d’une période précédente ou à des valeurs prévisionnelles pour 2026. S’il s’agit de valeurs prévisionnelles, merci d’exposer brièvement comment vous les avez calculées.

Il est possible de saisir l’énergie réactive et l’alimentation d’urgence soit par tarif, soit globalement par niveau de réseau. Cette deuxième option suppose toutefois que vous ayez effectué les paramétrages nécessaires dans le formulaire « Saisie de la structure tarifaire » de manière à ce qu’une colonne supplémentaire soit à votre disposition pour y saisir la quantité totale correspondant au niveau de réseau considéré (cf. point 2.3). Dans cette variante, vous remplirez les autres champs de la colonne avec la valeur 0.

4.1.3.4    Coûts des services-système, coûts de la réserve d’électricité et coûts solidaires

Seuls les coûts des services-système peuvent être intégrés dans le tarif d’utilisation du réseau. Selon l’art. 12, al. 2, LApEl, les coûts liés à la réserve d’électricité et les coûts solidaires doivent être présentés séparément dans la facture adressée aux consommateurs finaux. Pour des raisons techniques, les coûts des services-système (dans la mesure où ils ne sont pas intégrés dans le tarif d’utilisation du réseau), de la réserve d’électricité et les coûts solidaires sont regroupés dans la même position.

Notez qu’il n’est pas permis d’indiquer ces coûts dans les redevances et prestations (cf. Directive 1/2014 de l’ElCom « Facturation transparente et comparable »).

4.1.3.5    Tarifs réduits en raison de contrats de concession

Il faut indiquer ici si les clients finaux paient des rémunérations pour l’utilisation du réseau réduites, voire s’ils en sont entièrement exemptés. en raison notamment de contrats de concession passés avec des centrales électriques. Si des clients finaux sont au bénéfice de tels avantages, décrivez et chiffrez-les (si possible) dans le champ correspondant.

4.2    Revenus RUR prévisionnels et revenus de la rémunération de la mesure (comptabilité analytique, formulaires 4.2)

4.2.1    Revenus de la rémunération pour l’utilisation du réseau (comptabilité analytique, formulaire 4.2)

Tous les gestionnaires de réseau doivent compléter le formulaire « Revenus RUR prévisionnels ».

Ce formulaire sert à comparer les coûts de réseau déclarés pour les tarifs 2026 avec les revenus prévisionnels de vente de cette période de calcul (vérification).

Nous vous prions d’indiquer les tarifs nets, c’est-à-dire après déduction des rabais et en tenant compte des suppléments et des réductions liées aux points de mesure.

Lors de la planification des revenus à partir des tarifs 2026, veuillez tenir compte des dispositions relatives à l’exonération et au remboursement (sur demande) des rémunérations pour l’utilisation du réseau visées à l’art. 14a, al. 1, 3 et 4, LApEl (dans la version en vigueur au 1^er janvier 2026) en lien avec les art. 18c ss. OApEl (dans la version en vigueur au 1^er janvier 2026).

Toutes les prestations facturées aux utilisateurs du réseau qui ne sont pas intégrées dans les tarifs, mais qui sont (obligatoirement) décomptées séparément doivent aussi être saisies séparément, pour autant que les recettes correspondantes ne soient pas déduites dans le calcul des coûts à titre de produits diminuant les coûts. Un tel cas peut notamment survenir pour l’énergie réactive, l’alimentation d’urgence ou les coûts des services-système du réseau de transport. En vertu de l’art. 12, al. 2, les coûts de la réserve d’électricité (art. 12, al. 2, let. f, LApEl) et les coûts solidaires (renforcements de réseau, aides transitoires pour les producteurs de fer, d’acier et d’aluminium) doivent impérativement être saisis séparément. Pour des raisons techniques, les coûts des services-système (dans la mesure où ils ne sont pas intégrés dans le tarif d’utilisation du réseau), de la réserve d’électricité et les coûts solidaires sont regroupés dans la même position.

Pour l’énergie réactive, l’alimentation d’urgence et les services-système, ainsi que les coûts de la réserve d’électricité, des lignes de saisie sont déjà prévues. La fonction « Souhaitez-vous ajouter des éléments supplémentaires ? » vous permet d’ajouter des éléments.

Si vous voulez déclarer les revenus de l’énergie réactive et de l’alimentation d’urgence, comme décrit au point 4.1, non pas par tarif, mais globalement par niveau de réseau, veuillez désigner les tarifs auxiliaires correspondants en conséquence et reporter la quantité ou le prix par niveau de réseau une seule fois dans la ligne de cette colonne. Puis, vous saisissez la valeur 0 dans les champs du tarif auxiliaire dont vous n’avez pas besoin.

Notez que les revenus du supplément perçu sur le réseau et les revenus des tarifs de mesure ne doivent pas être portés à la rubrique des revenus de la rémunération pour l’utilisation du réseau.

Si vous utilisez plus de tarifs qu’il n’est prévu dans le formulaire, veuillez introduire le dernier tarif en additionnant les données et laissez une note dans le champ « Remarques » indiquant qu’il s’agit d’une addition des tarifs x et y.

 

4.2.2    Tarifs de mesure (formulaire 4.2)

Tous les gestionnaires de réseau doivent compléter le formulaire 4.2 « Revenus de la rémunération de la mesure ».

Ce formulaire sert à comparer les coûts de mesure déclarés pour les tarifs 2026 avec les revenus prévisionnels de vente de cette période de calcul (vérification).

À partir des tarifs 2026, il faut calculer des tarifs de mesure. Selon l’art. 17a LApEl, dans la version en vigueur à compter du 1^er janvier 2026, les gestionnaires de réseau sont responsables des systèmes de mesure dans leur zone de desserte (al. 1). À partir de l’année tarifaire 2026, ils définissent des tarifs de mesure conformes au principe de causalité (al. 2) et perçoivent, sur la base de ces tarifs, une rémunération au titre de la mesure, pour chaque point de mesure. Conformément à l’art. 8, al. 1, OApEl (dans la version en vigueur à compter du 1^er janvier 2026), les gestionnaires de réseau fixent les tarifs de mesure par année tarifaire pour les différentes puissances de raccordement et ont jusqu’au 31 août pour les publier. Les informations correspondantes doivent être saisies dans le formulaire 4.2.

Il est possible d’enregistrer au maximum trois tarifs de mesure par niveau de réseau. S'il existe plus de trois tarifs de mesure, il faut calculer des tarifs moyens pondérés en fonction du volume, pour pouvoir regrouper ces tarifs de manière appropriée dans les niveaux de réseau.

Conformément aux explications sur l’OApEl, il convient d’observer ce qui suit.

• En fonction des types de points de mesure, les coûts et charges des gestionnaires de réseau peuvent être différents.
• En cas de mesure bidirectionnelle, la rémunération pour la mesure ne peut être perçue qu’une seule fois. Un seul point de mesure peut être saisi par mesure bidirectionnelle.
• Dans certaines constellations, une autre répartition (p. ex. proportionnelle) des coûts entre deux dispositifs de mesure peut se justifier, comme en cas de contracting, lorsqu’un tiers exploite une installation photovoltaïque sur le toit d’un immeuble et que le gestionnaire de réseau vend l’énergie injectée en son nom. La mesure est effectuée avec le même système de mesure que celui utilisé par le propriétaire de l’immeuble.

Les points de mesure virtuels constituent un cas spécial (p. ex. RCP virtuel). Ils n’ont pas de coûts relatifs aux appareils de mesure, mais éventuellement des coûts de programmation uniques et des coûts de licence de logiciels. Le montant de ces coûts n’est pas excessif, raison pour laquelle il est recommandé, pour des raisons d’efficacité (sur la base de la limite du caractère insignifiant) de renoncer à une facturation séparée.

4.3    Structure tarifaire effective (fichier de comptabilité analytique, formulaire 4.3)

Le formulaire « Structure tarifaire effective » doit être complété par tous les gestionnaires de réseau. Il reprend la même structure, la même fonction et le même contenu à déclarer que le formulaire 4.1 (cf. point 4.1).

Important : les valeurs déclarées sont des valeurs effectives : pour déclarer les quantités, il faut utiliser les valeurs effectives de la période tarifaire clôturée.

Vous pouvez enregistrer les éventuelles différences entre vos tarifs effectifs et vos recettes effectivement réalisées au cours de l’exercice écoulé à la position « Paiements anticipés, différences d’arrondi et autres ». Veuillez indiquer de quoi il s’agit dans le champ « Remarques ».

 

4.4    Revenus effectifs des rémunérations pour l’utilisation du réseau (comptabilité analytique, formulaire 4.4)

Le formulaire « Revenus effectifs des rémunérations pour l’utilisation du réseau » doit être complété par tous les gestionnaires de réseau. Il reprend la même structure, la même fonction et le même contenu que le formulaire 4.2 (cf. 4.2).

Ce formulaire sert à prouver les revenus effectifs perçus durant l’année tarifaire 2024, sur la base des quantités effectives et des tarifs 2024 pour le calcul des différences de couverture. Les valeurs saisies sont des valeurs effectives, c’est-à-dire qu’il faut recourir aux valeurs effectives de la période tarifaire clôturée pour déclarer les quantités.

 

5    Énergie 

 

5.1    Différences de couverture de l’énergie (comptabilité analytique, formulaire 5.1)

 

5.1.1    Généralités et pratique de l’ElCom

Suite à l’introduction de l’article 4f de l’OApEl entré en vigueur le 1^er janvier 2023, l’ElCom a publié la nouvelle directive 3/2024 des 4 mars 2024 et 4 février 2025 sur les différences de couverture (DC) du réseau et de l’énergie des années précédentes. Les nouvelles dispositions relatives aux DC s’appliquent pour la première fois aux DC de l’exercice suivant l’entrée en vigueur (art. 31m OApEl). L’article 4f s’applique donc pour la première fois aux DC de l’exercice 2023/2024 (année hydrologique) ou 2024 (année civile).

Si le montant total des revenus perçus par le gestionnaire du réseau de distribution ne concorde pas avec les coûts de l’énergie imputables pour l’approvisionnement de base pendant une année tarifaire (différence de couverture), il compense cet écart dans les trois années tarifaires suivantes. Il peut renoncer à compenser un découvert de couverture (art. 4f, al. 1, OApEl).

Dans des cas justifiés, l’ElCom peut prolonger le délai imparti pour compenser une différence de couverture (art. 4f, al. 2, OApEl).

Pour les différences de couverture à partir de l’exercice 2024, il convient de respecter la directive 3/2024 (y c. les formulaires de différences de couverture). Pour le traitement des différences de couverture jusqu’à la fin de l’exercice 2023 inclus, il faut se reporter à la directive 2/2019 (y c. aux formulaires de différences de couverture).

 

5.1.2    Généralités

Tous les gestionnaires de réseau doivent compléter le formulaire « Différences de couverture de l’énergie ».

Les différences de couverture résultent de l’écart temporel entre le calcul des tarifs, les recettes tarifaires et les coûts effectifs d’un exercice. Dans le cadre de la prise en considération des différences de couverture des années précédentes, les différences entre les coûts imputables et les revenus réalisés pendant une période de calcul sont compensées. Il est notamment tenu compte des différences qui

1. résultent d’écarts entre les quantités de vente prévisionnelles et les quantités effectives,
2. résultent d’écarts entre les coûts prévisionnels et les coûts effectifs,
3. ont été constatées lors d’un contrôle réalisé par l’ElCom ou
4. résultent du fait que des effets spéciaux ayant une influence sur les coûts n’ont pas été saisis en totalité lors d’une période de calcul, afin de stabiliser les tarifs.

L’objectif de ce formulaire est de déterminer les excédents ou les découverts de couverture du dernier exercice clôturé. La position 1 est dédiée aux revenus (chiffres d’affaires) effectifs automatiquement repris du formulaire 5.1a et aux coûts de revient totaux (total du prix de revient) de la fourniture d’énergie (concernant la définition des diverses composantes, cf. point 5.1.3, 5, Acquisition de l’énergie). Il convient également d’indiquer ici – comme pour les différences de couverture du réseau, cf. points 3.2.24 et 3.2.25 – les éventuelles valeurs des années tarifaires précédentes devant être adaptées en raison d’une décision de l’ElCom ou d’un arrêt du tribunal, ainsi que les excédents ou découverts de couverture des années précédentes qu’il n’est possible d’affecter ni à la position 1 ni à la position 2.

5.1.3    Les produits comprenant de l’énergie renouvelable doivent aussi être déclarés

La composante tarifaire relative à la fourniture d’énergie aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base se fonde sur les coûts de revient d’une production efficace et sur les contrats d’achat à long terme du gestionnaire du réseau de distribution (anc. art. 4, al. 1, OApEl). Il faut donc également déclarer à l’ElCom, dans les formulaires 5.1 à 5.3, les produits comprenant de l’énergie renouvelable.

Dans le formulaire « 5.1 Différences de couverture de l’énergie », partie « Acquisition de l’énergie », veuillez indiquer vos coûts d’approvisionnement de l’énergie (y compris l’énergie renouvelable) et les divers coûts de la fourniture d’énergie facturés à vos clients. Il s’agit des valeurs effectives de 2024.

Veuillez indiquer si l’énergie provient de votre propre production ou si vous l’avez achetée à des tiers. Précisez les quantités et coûts correspondants.

Les principes suivants s’appliquent au calcul des coûts de revient jusqu’à la fin de l’année tarifaire 2025 (cf. Directive 2/2018 de l’ElCom sous www.elcom.admin.ch > Documentation > Directives) :

• Les coûts de revient imputables comprennent les coûts d’exploitation et les coûts de capital d’une production performante et efficace ainsi que les redevances et les prestations inhérentes à la production fournies aux collectivités publiques.
• Sont réputés coûts d’exploitation les coûts des prestations directement liées à l’exploitation, notamment les coûts d’achat de l’énergie pour les besoins propres et les coûts d’entretien des installations de production.
• Les coûts de capital imputables correspondent aux amortissements théoriques et aux intérêts théoriques sur les valeurs patrimoniales nécessaires à la production, en se fondant, au maximum, sur les coûts initiaux d’achat ou de construction.
• Les amortissements théoriques annuels s’effectuent linéairement, pendant une durée d’utilisation fixée, jusqu’à ce que la valeur résiduelle soit nulle. Cette durée d’utilisation équivaut à la durée la plus courte entre la durée d’utilisation économique et la durée de concession.
• Le taux d’intérêt à appliquer pour calculer les intérêts théoriques des valeurs résiduelles des installations correspond au maximum au WACC de la production publié par l’ElCom pour l’année tarifaire concernée (cf. directive WACC de la production). Ce dernier tient compte de manière appropriée des risques liés à la production d’électricité.
• Les dispositions de l’art. 7, al. 5, OApEl relatives aux coûts indirects doivent s’appliquer par analogie à la production d’électricité. En conséquence, il faut imputer les coûts directs directement et les coûts indirects selon une clé de répartition établie dans le respect du principe de causalité. Cette clé doit faire l’objet d’une définition écrite pertinente et vérifiable et respecter le principe de constance.
• Les éventuelles provisions pour risques d’exploitation ou pour charge extraordinaire doivent faire l’objet d’une justification particulière.

Les coûts de l’énergie issue de la production propre ne contiennent que les coûts de la fourniture d’énergie proprement dite sans marge bénéficiaire. Les coûts administratifs liés à l’achat d’énergie doivent figurer sous les coûts d’administration et de distribution.

Il convient d’indiquer séparément le prix de revient et la quantité d’énergie fournie aux consommateurs finaux en approvisionnement de base.

5.1.4    Méthode du prix moyen et attribution prioritaire aux énergies renouvelables

Jusqu’à l’échéance de la prime de marché, les énergies renouvelables provenant d’installations de production indigènes peuvent être imputées prioritairement à l’approvisionnement de base. Quiconque en fait usage est soumis à une obligation accrue de fournir des preuves et d’annoncer : le point 5.4 contient des explications sur la déclaration des coûts en lien avec la prime de marché et l’approvisionnement de base au sens de l’art. 31 LEne. Le point 5.5 décrit les dispositions visant la possibilité de donner la priorité aux énergies renouvelables selon l’anc. art. 6, al. 5^bis, LApEl. Ces informations doivent déjà être indiquées sommairement dans le formulaire 5.1.

La méthode du prix moyen s’applique à l’énergie non attribuée à l’approvisionnement de base selon l’art. 31 LEne ou l’anc. art. 6, al. 5^bis, LApEl (cf. formulaire 5.5). Le bénéfice inhérent à l’accès libre au réseau doit être répercuté proportionnellement sur les consommateurs captifs (anc. art. 6, al. 5, LApEl). Le Tribunal fédéral a confirmé la licéité de cette méthode dite du prix moyen par son arrêt du 20 juillet 2016 (ATF 142 II 451).

Le prix moyen en centimes par kilowattheure est calculé à partir des coûts du portefeuille énergétique hormis l’énergie issue d’énergies renouvelables attribuée prioritairement à l’approvisionnement de base en vertu de l’art. 31 LEne ou de l’anc. art. 6, al. 5^bis, LApEl et de la quantité d’énergie totale. Les coûts de l’énergie livrée aux consommateurs finaux de l’approvisionnement de base s’obtiennent en multipliant le prix moyen par la quantité d’énergie des consommateurs finaux en approvisionnement de base (cf. p. ex. Décision 211-00033 du 20 août 2020 et, en particulier, l’ATF 142 II 451, consid. 5).

Les coûts d’énergie dans le cadre de l’obligation de reprise au sens de l’art. 15 LEne (rétributions de reprise de l’électricité) doivent être présentés en tant que quantités partielles des achats. Les coûts de l’énergie d’ajustement doivent être déclarés à part.

5.1.5    Coûts et bénéfice de la distribution d’énergie dans l’approvisionnement de base

Les coûts de distribution et d’administration comprennent tous les coûts directement liés à l’achat et à la vente de l’énergie, par exemple les coûts pour : la direction, le secrétariat, la comptabilité, le recouvrement, le contrôle de gestion, le service de ressources humaines, l’informatique, les centrales téléphoniques, les pertes sur débiteurs, etc. (cf. SCCD-CH 2019, p. 26-27). Les coûts propres du dernier exercice clôturé doivent être déclarés séparément dans les champs de saisie correspondants.

La rubrique « Autres coûts de la fourniture d’énergie » est prévue pour les coûts qui ne correspondent à aucun des types de coûts cités ci-dessus. Veuillez indiquer sous « Remarques » de quel type de coûts il s’agit.

Il faut déduire les coûts des pertes actives du réseau propre, car elles figurent déjà à la position 200.4 dans les calcul des coûts (F3.3) du réseau.

Dans l’approvisionnement de base, des valeurs limites fixées par l’ElCom s’appliquent aux coûts et au bénéfice de la distribution d’énergie (cf. directive 3/2022 de l’ElCom « Règle des 60 francs », disponible sous : Directives abrogées). La directive 3/2022 s’applique jusqu’à l’année tarifaire 2025.

Ces valeurs limites sont de 60 francs et 100 francs. Si les coûts de gestion (bénéfice inclus) dépassent la limite des 60 francs » par destinataire de facture, le bénéfice sera abaissée de sorte que la somme des coûts et du bénéfice se monte à 60 francs. Si les coûts de gestion dépassent la limite des 60 francs, le bénéfice est calculé de la même manière que pour le réseau. Les coûts déclarés sont vérifiés et – s’ils peuvent être imputés – ils seront reconnus pour autant que la somme des coûts et du bénéfice soit inférieure à 100 francs. Si, même après le contrôle des coûts, la somme des coûts de gestion et du bénéfice dépasse 100 francs, la limite supérieure des coûts (y compris le bénéfice analogue à celui du réseau) sera fixée à 100 francs.

5.1.6    Traitement des coûts des garanties d’origine

Les garanties d’origine (GO) utilisées pour le marquage de l’électricité doivent être annulées (art. 3, al. 1, let. a, de l’ordonnance sur l’énergie du 1^er novembre 2017 [OEne ; RS 730.01]). Le marquage de l’électricité doit être effectué pour chaque kWh fourni à des consommateurs finaux (art. 9, al. 1, LEne en lien avec l’art. 4, al. 1, OEne). Dans la mesure où le gestionnaire de réseau de distribution fournit de l’électricité à ses consommateurs finaux en approvisionnement de base conformément à l’anc. art. 6, al. 5^bis, LApEl, il utilise pour le marquage de l’électricité les GO établies pour cette électricité (anc. art. 4, al. 4, OApEl). Cela signifie qu’aucune garantie d’origine supplémentaire ne doit être achetée pour chaque kWh fourni provenant de la production propre renouvelable.

Il n’est pas permis de déclarer des coûts de garanties d’origine dans la position « Achat attestations d’origine » si l’électricité, dans la qualité correspondante, provient d’une production propre. Seuls les coûts supplémentaires occasionnés par les garanties d’origine et facturés en plus lors de l’achat d’énergie pour revaloriser l’énergie produite, conformément à la promesse d’un produit, doivent être indiqués (p. ex. achat de GO solaires, plus chères en comparaison, pour revaloriser la livraison de production hydraulique propre lorsqu’un produit solaire a été proposé). Déclarer des coûts pour les garanties d’origine issues de la production propre à cet endroit correspondrait à une double facturation non autorisée.         
Les coûts d’acquisition des GO hydraulique Suisse et des GO photovoltaïque Suisse doivent être présentés séparément en tant que quantités partielles.

5.1.7    Rémunération des différences de couverture

Selon les directives 3/2024 et 2/2019 de l’ElCom (y c. annexes), l’année de référence déterminante pour le WACC applicable n’est pas l’année tarifaire durant laquelle la différence de couverture est survenue (t), mais l’année durant laquelle cette différence peut être comptabilisée pour la première fois (t+2). Le Tribunal fédéral a confirmé cette méthode de définition des intérêts (ATF 2C_1076/2014 du 4 juin 2015, consid. 4).

Le solde de différence de couverture à la fin de l’exercice 2023 doit être rémunéré avec le WACC du réseau de l’année tarifaire t+2. Il doit donc être intégralement résorbé (c’est-à-dire intérêts compris) au plus tard à la fin de l’exercice 2027.

Pour la DC de l’énergie jusqu’en 2023, la rémunération se calcule sur la base du taux de WACC du réseau de l’année tarifaire en cours (t+2). Par contre, à partir de la DC 2024 (t), la rémunération se calcule sur la base du taux de rendement des fonds étrangers de l’année tarifaire en cours (t+2) (art. 4f, al. 3, OApEl). Pour le taux de rendement des fonds étrangers applicable, cf. point 3.2.5.

5.1.8    Aperçu des différences de couverture

Les gestionnaires de réseau sont tenus de documenter aussi bien leurs différences de couverture que la réduction correcte de ces dernières ; ils doivent être en mesure d’en remettre les calculs et le suivi en tout temps à l’ElCom, à sa demande. A titre d’aide, le formulaire 5.1 Différences de couvertures de l’énergie du fichier de comptabilité analytique contient un justificatif de réduction du solde de DC jusqu’en 2023, selon l’ancienne pratique de l’ElCom, ainsi qu’un aperçu des DC (selon les nouvelles règles de l’OApEl).

Les montants à indiquer dans le justificatif de réduction du solde de DC jusqu’en 2023 selon l’ancienne pratique de l’ElCom correspondent au solde de DC jusqu’en 2023, à une éventuelle réduction sans incidence sur les tarifs (effectif) (en cas de solde de découvert de couverture uniquement), et au montant planifié à imputer aux tarifs 2026 (2^e tranche).

Pour les DC à partir de 2024 (t), la DC totale calculée dans le haut du formulaire est reprise directement par le système dans le tableau de l’aperçu et le GRD ne doit déclarer que le montant qu’il a planifié d’imputer aux tarifs 2026 (t+2).

 

5.1a    Revenus effectifs de l’énergie (formulaire 5.1a)

Le formulaire « Revenus énergie effectifs » doit indiquer les valeurs effectives des quantités et des revenus que vous avez réalisés durant l’année tarifaire écoulée.

Fixez dans ce formulaire la structure de la feuille en indiquant le nombre de vos tarifs de l’énergie et en répondant aux questions concernant la distinction entre les tarifs d’été et les tarifs d’hiver (oui/non) ainsi que les prix de la puissance (oui/non). Ainsi, la feuille présentera le nombre de champs correspondant pour que vous puissiez y saisir vos tarifs. Veuillez nous contacter si le nombre maximum de tarifs que l’on peut saisir (20) ne vous suffisait pas.

Si vous vendez des produits énergétiques avec un supplément sur l’électricité de base, vous devez indiquer la consommation annuelle et le prix du travail du produit de base. L’énergie renouvelable doit être déclarée comme supplément aux lignes prévues à cet effet. Mais si vous vendez ces produits énergétiques comme des produits autonomes, veuillez les saisir avec les quantités correspondantes dans des tarifs spécifiques. Si le nombre de tarifs disponibles ne suffit pas, il vous est possible de regrouper plusieurs produits peu significatifs dans une même colonne en indiquant la quantité totale et un prix moyen.

Vous pouvez enregistrer les éventuelles différences entre vos tarifs effectifs respectifs et vos recettes effectivement réalisées au cours de l’exercice écoulé à la position « Paiements anticipés, différences d’arrondis et autres CHF *» en tant que valeur unique (pour tous les tarifs). Veuillez indiquer de quoi il s’agit dans le champ « Remarques ».

5.2    Coûts de l’énergie planifiés 2026 et changement dans la clientèle pour la fourniture d’énergie (comptabilité analytique, formulaire 5.2)

Tous les gestionnaires de réseau doivent remplir le formulaire « 5.2 Coûts de l’énergie planifiés 2026 et taux de changement dans la clientèle pour la fourniture d’énergie ». Il faut saisir ici les valeurs qui servent de base à vos tarifs 2026. Les tarifs doivent être fixés par année civile (art. 4, al. 1, OApEl).

5.2.1    Coûts de l’énergie planifiés

5.2.1.1    Bases légales

Le 1^er janvier 2025, de nouvelles dispositions concernant les coûts de l’énergie imputables sont entrées en vigueur (LApEl : RO 2024 679 ; OApEl : RO 2024 706). Les dispositions relatives à l’approvisionnement de base en vertu de l’art. 6 LApEl s’appliquent pour la première fois à l’année tarifaire 2026 (art. 33c, al. 1, LApEl). Les prescriptions actuelles sur l’approvisionnement de base en électricité restent en vigueur jusqu’à l’année tarifaire 2025 incluse (cf. directive 7/2024).

Conformément à l’art. 6, al. 1, LApEl, « les gestionnaires d’un réseau de distribution prennent les mesures requises pour pouvoir fournir en tout temps aux consommateurs captifs et aux autres consommateurs finaux de leur zone de desserte qui ne font pas usage de leur droit d’accès au réseau la quantité d’électricité qu’ils désirent au niveau de qualité requis et à des tarifs équitables ».

Désormais, les gestionnaires de réseau de distribution doivent affecter à l’approvisionnement de base certaines parts minimales de leur production issue d’énergies renouvelables en Suisse (art. 6, al. 5, LApEl, art. 4a OApEl). En outre, « ils séparent les acquisitions destinées à l’approvisionnement de base, d’une part, et celles destinées aux consommateurs finaux qui font usage de leur droit d’accès au réseau, d’autre part » (art. 6, al. 5^bis, let. b, LApEl).

En principe, la régulation des coûts de revient est maintenue pour l’énergie issue de la propre production et de prélèvements reposant sur des participations : les coûts de revient sont appropriés lorsqu’ils correspondent aux coûts d’une production efficace (art. 4, al. 3, let. a, ch. 1, OApEl). Les tarifs de l’approvisionnement de base peuvent inclure les coûts de revient moyens de l’ensemble de la production propre et des prélèvements reposant sur des participations (art. 6, al. 5^bis, let. d, ch. 1, LApEl), indépendamment de leur attribution concrète (approvisionnement de base ou consommateur final accédant librement au réseau). Les coûts d’acquisition (en cas de contrats d’achat) et la rétribution de reprise de l’électricité (en cas de reprise selon l’art. 15 LEne) sont imputables (art. 6, al. 5^bis, let. d, ch. 2 et 3, LApEl).

Comme jusqu’à présent, les coûts de distribution et d’administration relevant de l’approvisionnement de base peuvent être intégrés aux tarifs de l’approvisionnement de base. Désormais, le caractère approprié du bénéfice est réglé explicitement dans l’OApEl. Comme pour le réseau, sont imputables au plus les intérêts théoriques annuels sur le fonds de roulement net nécessaire à l’exploitation en tenant compte du rythme de facturation (art. 4, al. 3, let. a, ch. 4 et 5, OApEl). En outre, les coûts relatifs aux mesures visant à atteindre les objectifs prescrits d’amélioration de l’efficacité énergétique peuvent, dans certaines conditions, être répercutés proportionnellement dans l’approvisionnement de base. Ces coûts ne justifient toutefois aucune part de bénéfice supplémentaire (art. 4d OApEl).

Lors du calcul des coûts de l’énergie imputables, il convient d’observer les prescriptions de la législation sur l’approvisionnement en électricité (notamment l’art. 4, al. 3, OApEl).

Pour calculer les coûts de revient imputables, il faut observer ce qui suit.

• Les amortissements théoriques annuels s’effectuent linéairement, pendant une durée d’utilisation fixée, jusqu’à ce que la valeur résiduelle soit nulle. Cette durée d’utilisation équivaut à la durée la plus courte entre la durée d’utilisation économique et la durée de concession.
  
• Les dispositions de l’art. 7, al. 5, OApEl relatives aux coûts indirects doivent s’appliquer par analogie à la production d’électricité. En conséquence, il faut imputer les coûts directs directement et les coûts indirects selon une clé de répartition établie dans le respect du principe de causalité. Cette clé doit faire l’objet d’une définition écrite pertinente et vérifiable et respecter le principe de constance.

Pour remplir le nouveau formulaire, nous vous renvoyons en outre aux directives édictées dans ce contexte (directive 2/2025 de l’ElCom « Approvisionnement de base : attribution des contrats d’achat existants et documentation » ; directive 3/2025 de l’ElCom « Délai de transition pour atteindre la part minimale de 20 pour cent issue d’énergies renouvelables produites par des installations sises en Suisse (part minimale 2) ») ; communication du 4 mars 2025 « Part minimale de production propre élargie issue d’énergies renouvelables indigènes dans l’approvisionnement de base (part minimale 1) : précision » et FAQ de l’ElCom sur la Stratégie énergétique 2050 à partir de l’acte modificateur unique des 4 et 25 mars 2025.

Nous attirons expressément votre attention sur le fait que les nouvelles prescriptions de la législation sur l'approvisionnement en électricité doivent être mises en œuvre strictement. Il faut respecter aussi bien les directives et communications de l’ElCom que les présentes instructions. En cas de contradictions avec les documents de la branche, les prescriptions susmentionnées font foi.

Il existe, dans plusieurs domaines, du moins selon le document de la branche récemment mis à jour (SCCA – CH 2025), certaines divergences dans l'interprétation des nouvelles règles relatives à l'approvisionnement de base en énergie. Nous mentionnons ci-dessous trois points essentiels, sans que cette liste soit exhaustive :

• WACC de la production : l'ordonnance sur l'approvisionnement en électricité (OApEl) spécifie que les intérêts sont calculés en appliquant le taux d'intérêt calculé (théorique) visé à l'annexe 3 de l'ordonnance sur l'encouragement de la production d’électricité issue d’énergie renouvelables
  (OEneR) (art. 4, al. 3, let. b, ch. 2, OApEl).
• Principes relatifs aux coûts de revient : les tarifs de l'approvisionnement de base peuvent inclure les coûts de revient moyens de l'ensemble de la production pour les installations propres ou les prélèvements reposant sur des participations (art. 6, al. 5bis, let. d, ch. 1, LApEl). Pour déterminer les coûts de revient moyens, il importe peu que les quantités d'électricité soient vendues ou non dans le cadre de l'approvisionnement de base (art. 4, al. 3, let. c, OApEl).
• Coûts d'achat imputables : la législation sur l'approvisionnement en électricité prévoit une régulation sur la base des coûts. Sont imputables les coûts d'acquisition moyens des contrats d’achat conclus à des conditions raisonnables et acquis pour l’approvisionnement de base. Si, par exemple, l'énergie « excédentaire » doit être vendue à un prix inférieur au prix d’achat, la perte qui en résulte ne constitue par conséquent pas un coût imputable au sens du droit de l'approvisionnement en électricité. De même, les bénéfices ainsi réalisés ne doivent pas être pris en compte.

5.2.1.2    Informations générales

Dans la partie supérieure du formulaire, vous devez fournir quelques informations fondamentales sur les coûts d’énergie imputés dans l’approvisionnement de base. Il s’agit également de préciser à l’ElCom si diverses dispositions légales ont été respectées lors du calcul du tarif. Désormais, le taux d’intérêt maximal autorisé pour la rémunération de la valeur résiduelle des installations de production est explicitement défini dans le texte de l’ordonnance (cf. art. 4, al. 3, let. b, ch. 2, OApEl).

5.2.1.3    Données sur la production propre élargie planifiée

Dans cette rubrique, vous devez consigner plusieurs informations sur les coûts et quantités en relation avec la production propre élargie (cf. art. 4, al. 1, let. c^bis, LApEl). Cela concerne d’une part la production d’électricité à partir d’installations propres, mais aussi l’électricité provenant de prélèvements reposant sur des participations (p. ex. de centrales partenaires) ; est également incluse l’électricité découlant de l’obligation de reprise au sens de l’art. 15 LEne. Outre les quantités totales, il convient de déclarer les quantités partielles correspondantes d’énergies renouvelables provenant d’installations sises en Suisse, ces informations étant nécessaires pour calculer les parts minimales légales d’électricité issue d’énergies renouvelables (art. 6, al. 5, LApEl et art. 4a OApEl). L’énergie obtenue dans le cadre de l’obligation de reprise est considérée comme renouvelable uniquement si les garanties d’origine correspondantes sont également reprises par l’exploitant de l’installation. Sinon, cette énergie est considérée comme de « l’électricité grise ». Est également considérée comme de l’électricité grise l’énergie issue d’installations faisant partie du système de rétribution de l’injection (SRI). Leur GO, déjà indemnisée par le tarif de rétribution, n’est donc pas à la disposition de l’exploitant de l’installation.

Même dans le cadre de la nouvelle réglementation sur l’approvisionnement de base, il est possible d’affecter préalablement à l’approvisionnement de base l’énergie issue de grandes centrales hydroélectriques (grande hydraulique, puissance > 10 MW) ; prime de marché, art. 31, al. 3, LEne. Il faut déclarer la quantité prévisionnelle d’énergie affectée sur la base de l’art. 31, al. 3, LEne. Cette énergie n’est pas prise en compte lors du calcul des coûts de revient moyens de la production propre totale.

5.2.1.4    Coûts d’acquisition de l’énergie : approvisionnement de base / consommateurs finaux faisant usage de leur droit d’accès au réseau

Comme évoqué en introduction, les gestionnaires de réseau séparent les acquisitions en deux portefeuilles distincts, d’une part, pour les consommateurs finaux en approvisionnement de base, et d’autre part pour ceux qui font usage de leur droit d’accès au réseau (art. 6, al. 5^bis, let. b, LApEl). Par conséquent, les coûts doivent également être présentés séparément. Dans ce contexte, il convient de respecter les prescriptions de l’art. 6, al. 5 et 5^bis, LApEl, ainsi que de l’art. 4, al. 3 et 4, OApEl.

Pour le calcul des coûts de l’énergie imputables à l’approvisionnement de base (installations propres et prélèvements reposant sur des participations), il faut se référer aux coûts de revient moyens de l’ensemble du portefeuille de production (cf. art. 6, al. 5^bis, let. d, ch. 1, LApEl). Il est possible de déroger à cette logique en cas d’attribution préalable d’énergie selon la réglementation de la prime de marché (art. 31 LEne). En revanche, une différenciation, dans la production propre, entre le prix de revient moyen des énergies renouvelables et le prix de revient moyen des énergies non renouvelables est contraire aux dispositions légales relatives à l’approvisionnement en électricité.

Certaines quantités minimales d’électricité issue d’énergies renouvelables indigènes devront être écoulées dans l’approvisionnement de base. Les parts minimales se rapportent à l’année tarifaire (et non pas aux trimestres ou aux mois) et sont décrites plus en détail dans l’art. 4a OApEl.

La part minimale 1 concerne la production propre élargie (art. 4, al. 1, let. c^bis, LApEl) issue d’énergies renouvelables indigènes, qui doit être vendue à hauteur d’au moins 50 % dans l’approvisionnement de base. Le gestionnaire de réseau n’est pas obligé de respecter cette part minimale pour autant que la production propre élargie représente au moins 80 % de l’électricité vendue dans l’approvisionnement de base (art. 4a, al. 1, OApEl).

La part minimale 2 concerne la vente d’électricité dans l’approvisionnement de base. Au moins 20 % de l’électricité issue d’énergies renouvelables vendue dans l’approvisionnement de base doit avoir été produite par des installations sises en Suisse. S’il est nécessaire de conclure des contrats d’achat pour atteindre cette part minimale, ceux-ci doivent porter sur une durée d’au moins trois ans (art. 4a, al. 2, OApEl).

Les deux parts minimales doivent impérativement être déclarées avant le 31 août pour l’année tarifaire suivante (art. 4a, al. 3, OApEl). Sur la base des quantités indiquées pour la production propre élargie, les contrats d’acquisition selon l’art. 6, al. 5, let. b, LApEl et les ventes prévues dans l’approvisionnement de base, les valeurs comparatives correspondantes sont calculées directement (cf. répartition des coûts ci-dessous).

Vous trouverez ci-dessous quelques principes et explications concrets pour vous aider à compléter les lignes des coûts d’acquisition d’énergie :

Si vous avez déclaré de prime abord que vous facturiez l’énergie à vos clients de l’approvisionnement de base conformément à l’art. 31 LEne (prime de marché), les indications correspondantes sont automatiquement reprises de la rubrique « Production propre élargie planifiée ».

L’attribution de la production issue d’installations propres et de participations doit tenir compte, notamment, des prescriptions relatives aux parts minimales d’électricité issue d’une production suisse renouvelable (cf. répartition des coûts ci-dessous). Le 4 mars 2025, l’ElCom a publié la communication intitulée : Part minimale de production propre élargie issue d’énergies renouvelables indigènes dans l’approvisionnement de base (part minimale 1) : précisions. Les principes énoncés dans cette communication doivent également être respectés.

Il est indispensable, pour le calcul des parts minimales, de présenter séparément l’énergie renouvelable indigène. En termes de coûts imputables, le maximum à imputer pour ces quantités partielles, correspond aux coûts de revient moyens de l’ensemble du portefeuille de production (cf. ci-dessus) – indépendamment de l’énergie primaire utilisée pour la production d’électricité ou du canal de vente. Les valeurs correspondantes sont automatiquement reprises de la rubrique « Production propre élargie planifiée ».

L’énergie résultant de l’obligation de reprise (art. 15 LEne) fait également partie de la production propre élargie. Les coûts maximums imputables dans l’approvisionnement de base sont définis dans les prescriptions de l’art. 4, al. 3, let. e, OApEl :

• Dans le cas où la garantie d’origine est reprise : tout d’abord la rétribution correspondante ; au plus les coûts de revient visés à l’art. 4, al. 3, dans sa version en vigueur le 1^er juillet 2024, déduction faite des éventuels encouragements visés à l’art. 4a dans sa version en vigueur le 1^er juillet 2024 (taux de rétribution selon l’annexe OEneR ; RS 730.03)          
  (si la GO se rapporte aux énergies renouvelables, cette électricité est prise en compte pour atteindre les parts minimales.)
• Dans le cas où la garantie d’origine n’est pas reprise : tout d’abord la rétribution correspondante ; au plus le prix harmonisé au niveau suisse visé à l’art. 15, al. 1, LEne au moment de l’injection ou la rétribution minimale.  
  (Cette électricité n’est pas considérée comme durable et n’est pas prise en compte pour atteindre les parts minimales.)

Les gestionnaires de réseau doivent vendre dans l’approvisionnement de base une part minimale d’électricité issue d’énergies renouvelables produites par des installations sises en Suisse (part minimale 2). Si la production propre élargie ne suffit pas, ils doivent acquérir les quantités d’électricité nécessaires par des contrats d’achat à moyen et long terme (art. 6, al. 5, let. b, LApEl). Pour atteindre la part minimale 2 (20 %), il convient d’utiliser en priorité la production propre élargie. Ce n’est que si cette production est insuffisante qu’il conclut des contrats d’achat portant sur une durée d’au moins trois ans (art. 4a, al. 2, OApEl).[1] Les achats réalisés dans le cadre de ces contrats doivent être indiqués à la ligne prévue à cet effet. Cette quantité d’énergie est pertinente pour le calcul de la part minimale 2 (cf. répartition des coûts ci-dessous).

Les autres achats d’électricité doivent être déclarés dans la rubrique « Autres acquisitions ». Les quantités et coûts de l’énergie d’ajustement doivent être saisis à part dans une sous-catégorie. Les nouveaux contrats d’achat doivent être attribués au segment correspondant, avec la totalité ou une partie de la quantité d’électricité, avec effet pour toute la durée contractuelle (approvisionnement de base / consommateurs finaux avec accès au réseau) – art. 6, al. 5^bis, let. b, LApEl. Pour les contrats d’achat déjà en cours au 1^er janvier 2025, les gestionnaires de réseau doivent décider, avec effet pour le restant de la durée contractuelle, si ces contrats d’achat sont affectés à l’approvisionnement de base, et, le cas échéant, pour quelle quantité d’énergie (art. 33c, al. 2, LApEl et directive 2/2025 de l’ElCom).

Les gestionnaires de réseau de distribution utilisent en priorité les garanties d’origine provenant de leur production propre élargie (art. 4, al. 3, let. d, OApEl). Cette obligation s’applique à l’ensemble des ventes dans l’approvisionnement de base et va donc au-delà de la part minimale 1. Si un gestionnaire de réseau de distribution a besoin de garanties d’origine pour l’approvisionnement de base, il doit utiliser en priorité celles de sa production propre élargie, que l’énergie vendue à l’approvisionnement de base provienne de la production propre élargie ou de contrats d’achat. Les coûts d’acquisition d’autres garanties d’origine ne sont logiquement imputables que dans la mesure où il n’existe pas de GO issues de la production propre élargie pour remplir la promesse de produit. Les coûts d’acquisition des GO suisses pour l’hydraulique et le photovoltaïque doivent être présentés séparément en tant que sous-positions.

Outre les coûts d’acquisition de l’énergie, les coûts de distribution et d’administration relevant de l’approvisionnement de base sont également considérés comme imputables. Ils comprennent tous les coûts directement liés à l’achat et à la distribution d’énergie dans l’approvisionnement de base (cf. explications correspondantes sur le formulaire 5.1).

Le calcul du bénéfice approprié de l’approvisionnement de base en énergie s’effectue conformément aux prescriptions de l’art. 4, al. 3, let. a, ch. 5, OApEl. Le bénéfice approprié correspond au maximum aux intérêts calculés annuels sur le capital de roulement net nécessaire à l’exploitation (base : coûts imputables visés aux ch. 1 à 4) en tenant compte du rythme de facturation ; le taux d’intérêt calculé visé à l’annexe 1 s’applique (WACC du réseau). La directive 3/2022 de l’ElCom concernant la « règle des 60 francs » ne sera plus applicable à partir de l’année tarifaire 2026.

« Les coûts occasionnés par des mesures visant la réalisation des objectifs en matière de gains d’efficacité énergétique » (art. 4d, OApEl) « peuvent être mis à la charge des consommateurs finaux de l’approvisionnement de base dans une proportion correspondant à la part de ces clients dans le volume de référence en matière de vente d’électricité ». Les coûts sont imputables uniquement s’ils correspondent au plus aux taux usuels sur le marché ou si la mise en œuvre des mesures a été déléguée dans le cadre d’une procédure transparente, non discriminatoire et axée sur le marché (art. 4d, al. 3, OApEl). À cet égard, veuillez impérativement respecter les principes essentiels suivants.

• L’OFEN est l’autorité compétente pour le calcul du volume de référence en matière de vente d’électricité, la fixation des objectifs d’efficacité et l’évaluation de la prise en compte des mesures engagées pour atteindre ces objectifs. Un grand nombre d’aides à la mise en œuvre se trouve sur le site Internet de l’OFEN.
• L’ElCom est compétente pour la mise en œuvre de l’art. 6, al. 5^ter, LApEl en lien avec l’art. 4d OApEl. Vous trouverez les réponses à un certain nombre de questions dans la communication « Questions et réponses sur la stratégie énergétique 2050 à partir de l’AMU » du 4 mars 2025 (disponible sous www.elcom.admin.ch > Documentation > Communications).
• Les coûts sont imputables uniquement
  • s’ils ont été occasionnés à partir de janvier 2025. Les coûts antérieurs à cette date ne sont pas imputables. Il convient d’évoquer explicitement que cette absence de prise en compte des coûts s’applique également aux mesures mises en œuvre pendant les années 2022 à 2024 qui, en vertu de l’art. 80b OEne peuvent être prises en compte dans la réalisation des objectifs d’efficacité de manière restreinte.
  • s’ils sont liés à des mesures approuvées par l’OFEN.
• Les coûts liés aux mesures d’efficacité sont imputables (coûts effectifs) durant l’année pendant laquelle ils ont été déclarés à l’OFEN. En d’autres termes, des mesures mises en œuvre en 2026 et déclarées à l’OFEN en 2027 sont imputables en 2027.
• Ces coûts ne justifient aucune part de bénéfice supplémentaire et ne sont donc pas à prendre en compte dans le fonds de roulement net nécessaire à l’exploitation.

Il n’est pas permis de mettre les coûts des mesures visant à accroître l’efficacité énergétique à la charge de certains consommateurs finaux (art. 4d, al. 2, OApEl) : il s’agit des « consommateurs finaux remplissant les conditions énoncées à l’art. 40 LEne et chez lesquels les coûts d’électricité représentent au moins 20 % de la valeur ajoutée brute », ainsi que des « centrales électriques et des installations de stockage sans consommation finale visées à l’art. 14a, al. 1, LApEl » (art. 51a, al. 2, OEne). Il faut donc prévoir un tarif énergétique n’incluant aucun coût au titre des mesures d’efficacité énergétique pour ces consommateurs finaux (il est également possible d’indiquer sur la fiche une réduction sur le tarif normal).

Pour déterminer les coûts planifiés à faire valoir dans les tarifs, il faut finalement déclarer les différences de couverture prises en compte.

[1]     Selon le rapport explicatif, le gestionnaire du réseau de distribution est libre de décider comment il remplit cette exigence (Loi fédérale relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables : Modification de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité entrée en vigueur le 1^er janvier 2025, rapport explicatif du 20 novembre 2024, p. 14). Cette interprétation contredit le texte de l’art. 6, al. 5, let. b, LApEl et n’est donc pas pertinente.

5.2.1.5    Part minimale 1 et part minimale 2

À l’avenir, avec la nouvelle réglementation sur l’approvisionnement de base, certaines quantités minimales d’électricité issue d’énergies renouvelables indigènes devront être écoulées dans l’approvisionnement de base. En vertu de l’art. 4a, al. 3, OApEl, les gestionnaires de réseau de distribution fixent ces parts minimales dans la comptabilité analytique de l’année tarifaire suivante. Les champs relatifs aux parts minimales 1 et 2 doivent être remplis en conséquence. À chaque valeur déclarée correspond une valeur calculée automatiquement, elle-même résultant des indications relatives à la production propre élargie ou de l’attribution de l’énergie dans le portefeuille d’acquisition de l’approvisionnement de base.

La part minimale 1 (50 %) représente la part de la « production propre élargie » affectée à l’approvisionnement de base et issue d’énergies renouvelables indigènes (selon le portefeuille de l’approvisionnement de base) par rapport à la « production propre élargie » totale issue d’énergies renouvelables indigènes.

La part minimale 2 (20 %) représente la part d’électricité issue d’énergies renouvelables indigènes – « production propre élargie et/ou contrats à long terme (y compris GO) » – dans l’approvisionnement de base, par rapport à la totalité des ventes d’électricité dans l’approvisionnement de base.

Une fois que les coûts de la fourniture d’énergie au consommateur final sont déterminés, il reste à déclarer à la fin du bloc les coûts d’acquisition des pertes de réseau propres. Ces coûts sont pris en compte dans les tarifs du réseau et doivent, par conséquent, être déclarés à la position 200.4 du calcul des coûts (F3.3).

5.2.2    Changement dans la clientèle

Les champs de saisie de la rubrique « Changement dans la clientèle » doivent mentionner diverses indications concernant vos consommateurs finaux et leur accès au réseau. Veuillez indiquer le nombre de consommateurs finaux concernés et les quantités d’énergie consommées correspondantes.

5.2.3    Structures inhabituelles d’entreprise

L’ElCom observe les structures inhabituelles d’entreprise d’un œil critique : il n’est pas admissible que de telles structures permettent d’éluder les dispositions de la LApEl qui régissent les coûts de l’énergie dans l’approvisionnement de base (p. ex. le transfert de coûts des secteurs en concurrence dans les coûts de l’énergie de l’approvisionnement de base).

5.3    Revenus énergie prévisionnels (comptabilité analytique, formulaire 5.3)

Le formulaire « Revenus énergie prévisionnels » doit être complété par tous les gestionnaires de réseau.

Indiquez dans ce formulaire la structure de la feuille en entrant le nombre de tarifs énergétiques que vous proposez et en répondant aux questions concernant la distinction entre les tarifs d’été et les tarifs d’hiver (oui/non) ainsi que les prix de la puissance pour la rémunération de l’énergie (oui/non). Ainsi, la feuille présentera le nombre de champs correspondant pour que vous puissiez y saisir vos tarifs. Veuillez nous contacter si le nombre maximum de tarifs que l’on peut saisir (20) ne vous suffisait pas.

Si vous vendez des produits énergétiques avec un supplément sur l’électricité de base, vous devez indiquer la consommation annuelle et le prix du travail du produit de base. L’énergie renouvelable doit être déclarée comme supplément aux lignes prévues à cet effet. Mais si vous vendez ces produits énergétiques comme des produits autonomes, veuillez les saisir avec les quantités correspondantes dans des tarifs spécifiques. Si le nombre de tarifs disponibles ne suffit pas, il vous est possible de regrouper plusieurs produits peu significatifs dans une même colonne en indiquant la quantité totale et un prix moyen.

Veuillez également indiquer dans ce formulaire si des clients finaux bénéficient de tarifs de l’énergie réduits, ou s’ils reçoivent de l’énergie gratuitement, en raison notamment de contrats de concession passés avec des centrales électriques. Dans le cas ou des clients finaux bénéficient de tels avantages, veuillez décrire ces derniers précisément et quantifier autant que possible les montants correspondants.

5.4    Grande hydraulique (comptabilité analytique, formulaire 5.4)

Si vous ne facturez pas de coûts de l’énergie selon l’art. 31 LEne à vos clients en approvisionnement de base, il faut répondre « non » à la question correspondante. Dans ce cas, il n’est pas nécessaire de répondre aux questions suivantes.

Le formulaire « Grande hydraulique » ne doit être rempli que par les gestionnaires de réseau qui, par dérogation à la méthode du prix moyen (cf. anc. art. 6, al. 5, LApEl), imputent à l’approvisionnement de base, conformément à l’art. 31 LEne (prime de marché et approvisionnement de base), les coûts de l’énergie issue de grandes installations hydroélectriques dont les coûts de revient ne sont pas couverts. Il s’agit d’indiquer des valeurs effectives qui vont servir de base au report dans le formulaire « Différence de couverture de l’énergie ».

Si vous facturez des coûts de l’énergie à vos clients dans l’approvisionnement de base selon l’art. 31 LEne, veuillez définir la structure de la feuille dans ce formulaire en indiquant le nombre de grandes installations hydroélectriques dont les coûts de revient ne sont pas couverts et activez la macro « Appliquer la structure ». La feuille présentera alors le nombre de centrales électriques correspondantes et vous pourrez y saisir les informations détaillées concernant vos grandes installations hydroélectriques.

L’énergie qui ne peut pas être attribuée selon l’art. 31 LEne (ou selon l’anc. art. 6, al. 5^bis, LApEl, cf. formulaire 5.5) doit continuer d’être attribuée à l’approvisionnement de base selon la méthode du prix moyen.

5.5    Attribution prioritaire des énergies renouvelables selon l’anc. art. 6, al. 5bis, LApEl (fichier de comptabilité analytique, formulaire 5.5)

Si vous ne facturez pas de coûts de l’énergie selon l’anc. art. 6, al. 5bis, LApEl à vos clients en approvisionnement de base, il faut répondre « non » à la question correspondante. Dans ce cas, il n’est pas nécessaire de répondre aux questions suivantes.

Ce formulaire ne doit être rempli que par les gestionnaires de réseau qui, par dérogation à la méthode du prix moyen (cf. anc. art. 6, al. 5, LApEl), imputent prioritairement à l’approvisionnement de base les coûts des énergies renouvelables provenant des installations de production indigènes, conformément à l’anc. art. 6, al. 5bis, LApEl (cf. Communication de l’ElCom du 9 avril 2019). Il s’agit d’indiquer des valeurs effectives qui vont servir de base au report dans le formulaire « Différence de couverture de l’énergie ». 

Il convient d’indiquer les quantités de livraison et les coûts y afférents pour chaque technologie de production (cf. anc. art. 4c OApEl). En outre, concernant les grandes centrales hydroélectriques (grande hydraulique, puissance > 10 MW), ces informations doivent être déclarées à nouveau séparément et individuellement pour chaque centrale de production. À cette fin, veuillez utiliser le tableau situé dans la partie inférieure du formulaire 5.5. Des lignes supplémentaires peuvent être insérées au besoin en utilisant le bouton correspondant.

Si, lors de la fixation des tarifs, l’énergie a été attribuée conformément à l’ancien article 6, al. 5bis, LApEl, cette attribution doit être maintenue lors du calcul ultérieur de la différence de couverture de l’exercice sur lequel elle se base. Un passage à un calcul selon la méthode du prix moyen n’est pas autorisé. Si, lors de la fixation des tarifs, la méthode du prix moyen a été appliquée à l’intégralité du portefeuille énergétique, cette méthode sera également appliquée à l’intégralité du portefeuille énergétique lors du calcul de la différence de couverture du même exercice. Un changement de méthode (priorisation au sens de l’anc. art. 6, al. 5bis, LApEl) n’est pas autorisé.

6    Téléchargement de documents supplémentaires

Veuillez télécharger les comptes annuels séparés du réseau (cf. art. 11, al. 1, et art. 12, al. 1, LApEl) sur le portail e-Gov. Vous avez reçu un message à ce sujet dans e-Gov, à la rubrique « Aufgaben » (tâches). Si vous faites partie des gestionnaires de réseau qui, par dérogation à la méthode du prix moyen (cf. anc. art. 6, al. 5, LApEl), imputent à l’approvisionnement de base, conformément à l’art. 31 LEne (Prime de marché et approvisionnement de base), les coûts de l’énergie issue de grandes installations hydroélectriques dont les coûts de revient ne sont pas couverts, veuillez télécharger la décision de l’OFEN directement dans le formulaire correspondant 5.4.

7    Envoi de la feuille « Coordonnées » signée à l’ElCom 

Veuillez imprimer l’accusé de réception et la confirmation du PDF et les renvoyer signés à l’ElCom :

ElCom
Christoffelgasse 5
3003 Berne

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