Imputer les pertes des achats d'électricité aux tarifs d'approvisionnement de base

L’art. 6, al. 5^bis, let. a, LApEl impose des achats structurés à long terme pour l’approvisionnement des ménages en électricité. Sur la base de prévisions relatives à la consommation, à la production et aux injections de producteurs tiers, les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) achètent les quantités d’électricité nécessaires sur le marché à terme, déjà plusieurs années à l’avance, ou réservent leurs propres capacités. Ils garantissent ainsi la sécurité d’approvisionnement, fixent les tarifs et les communiquent pour l’année suivante. Le problème est que la consommation exacte ne peut jamais être prévue à l’heure près et que des achats et des ventes à court terme sont indispensables. L’injection croissante d’électricité d’origine photovoltaïque accentue le phénomène. 

À l’approche de la date de livraison, les prévisions gagnent en précision et des écarts peuvent être observés. Par exemple, un fournisseur dans l’approvisionnement de base constate une couverture excessive (position longue) qu’il doit impérativement compenser en vendant de l’électricité, afin d’éviter le recours indésirable à de l’énergie d’ajustement (coûteuse). De telles ventes ou reventes peuvent donner lieu à des pertes. Ces dernières font logiquement partie d’une acquisition, et a fortiori d’une stratégie d’achat structurée telle qu’elle est désormais requise. Étant donné que les fournisseurs dans l’approvisionnement de base doivent reprendre cette électricité, il peut en résulter des excédents qu’ils doivent revendre, souvent à de très bas prix s’avérant inférieurs aux prix d’achat de l’électricité achetée ou injectée. Les pertes se chiffrent à plusieurs centaines de millions de francs par année pour toute la branche (pertes estimées pour 2024 à plus de 450 millions de francs et se situant selon des extrapolations aux environs de 300 millions de francs pour 2025).

Si l’on interprète l’art. 6, al. 5^bis, let. d, ch. 2, LApEl stricto sensu, seuls les « coûts d’acquisition » peuvent être inclus dans les tarifs de l’approvisionnement de base. Cela signifie que les reventes d’électricité ne peuvent pas être prises en compte dans la comptabilité analytique des tarifs de l’approvisionnement de base, ce qui n’était vraisemblablement pas l’intention du législateur. Le fait d’autoriser la prise en compte des pertes pourrait toutefois inciter les GRD à acheter délibérément des quantités trop faibles, puis à répercuter sur les clients de l’approvisionnement de base des coûts élevés en réalisant des achats potentiellement coûteux à court terme sur le marché spot. Afin de l’éviter, la notion de « transactions économiques nécessaires » doit être employée à l’avenir dans la loi. S’agissant des dispositions d’exécution et de l’imputation des coûts nets (et donc des gains et des pertes), il convient de veiller à ce que les GRD ne soient pas encouragés à acheter des quantités trop importantes, délibérément ou en raison de prévisions négligentes ou incomplètes, et à répercuter sur les clients les pertes liées à la revente à court terme sur le marché spot.

Pour empêcher des abus et des optimisations entre les différents portefeuilles, les entreprises d’approvisionnement en énergie (EAE) doivent respecter l’obligation de séparation des portefeuilles. Un transfert doit seulement être possible aux prix du marché. Les GRD restent tenus de se prémunir contre les fluctuations de prix du marché en procédant à des achats structurés à long terme. Grâce à des prévisions aussi précises que possible et une stratégie d’achat transparente, ils doivent par ailleurs adapter au mieux les quantités achetées à la demande attendue. Cela contribue à la rentabilité et la capacité d’investissement des GRD et permet des tarifs stables et adaptés au marché à long terme.

L’art. 6, al. 5^bis, LApEl doit être précisé de manière que les tarifs de l’approvisionnement de base tiennent compte des pertes subies par les gestionnaires de réseau de distribution lors de la vente d’électricité excédentaire résultant des fluctuations de la demande. Les gains pouvant être réalisés doivent pour leur part être déduits. Le terme « coûts nets » considère dès lors les pertes et les gains, en les compensant les uns par les autres. Parallèlement, il convient d’éviter que les gestionnaires de réseau de distribution achètent des quantités trop élevées ou trop basses et répercutent les coûts qui en découlent sur les clients.