Guide pourla structure des prix dans le marché ouvert

Recommandation de la branche pour le marché suisse

du courant électrique

Guide pour la structure des prix

dans le marché ouvert

Guide structure prix, Edition 2009

© VSE / AES Guide structure prix 2009 2

Impressum et Contact Editeur Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE Hintere Bahnhofstrasse 10, Postfach CH-5001 Aarau Telefon +41 62 825 25 25 Fax +41 62 825 25 26 [email protected] www.strom.ch Auteurs Ivo Schillig Sankt Galler Stadtwerke, Président de la commission Structure des Prix Gion Columberg EOS Dieter Gisiger SEIC Georg Grass Rätia Energie André Hirschi EBM Martin Meister BKW-FMB Energie AG Robert Romann EKZ Peter Ruesch SIG Damian Stäger AEW Energie AG Direction du projet au sein de l’AES Peter Betz, chef du projet MERKUR Access II Janning Kohl, Responsable du domaine de la gestion d'entreprise de l’AES Chronologie du document de référence ‘Structure des prix’ Jusqu’octobre 2007 Elaboration des thèmes principaux par différents membres de la commission Octobre 2007 Début du travail des groupes de module Juin 2008 Rédaction de la recommandation Eté 2008 Procédure de consultation dans la branche 14 Mai 2009 Adoption par le comité de l’AES Le présent document est un document de la branche pour le marché de l’électricité L’entretien et le développement du document est assuré par la commission pour la structure des prix Imprimé No 1015f. Edition 2009. (Édition française, le texte original en allemand fait foi en cas de contestation) Copyright © Association des Entreprises Electriques Suisses AES Tous droits réservés. L’utilisation commerciale des documents n’est autorisée qu’avec l’autorisation de l’AES et contre dédommagement. Toute copie ou distribution ou autre utilisation de ces documents est interdite, sauf pour les besoins propres de l’utilisateur. L’AES décline toute responsabilité en cas d’éventuelles erreurs contenues dans ce document et se réserve le droit de le modifier en tout temps sans autre avertissement.


Sommaire

Avant-propos 4 1. Objectifs 5 1.1. Mission du groupe de travail 5 1.2. Limite de la présente recommandation 5

2. Bases 5 2.1. Bases légales 5 2.2. Documents et outils de la branche 5

3. Méthode de la détermination des prix 6 4. Réseau 7 4.1. Introduction 7 4.2. Les sources des données 7 4.3. Les bases de l’imputation des coûts de réseau 7 4.3.1. Report des coûts: 7 4.3.2. Imputation directe: 8

4.4. Principes des produits de l’utilisation du réseau 8 4.5. Mécanisme de la détermination des prix „réseau“ 9 4.5.1. Grilles quantitatives et report de coûts 9 4.5.2. Coûts par niveau de réseau 9 4.5.3. Conception des produits 9 4.5.4. Montant de la rémunération pour l’utilisation du réseau 9 4.5.5. Processus de la détermination des prix de l’utilisation du réseau 10

4.6. Segmentation 11 4.6.1. Produits 11 4.6.1.1. Produits principaux 12 4.6.1.2. Sous-produits 13 4.6.1.3. Produits spéciaux 13 4.6.1.4. Produits supplémentaires / optionnels 14

4.6.2. Eléments possibles du prix 14 4.6.2.1. Prix de l’énergie (par kWh) 14 4.6.2.2. Prix de puissance (par kW) 15 4.6.2.3. Prix de base (par point de mesure) 15 4.6.2.4. Forfaits 15 4.6.2.5. Energie réactive 15 4.6.2.6. Services-système 16 4.6.2.7. Répercussion du financement des frais supplémentaires et….. 16

4.6.3. Mesure et facturation 16 4.7. Exemples 16 4.8. Services concernant le réseau 16

5. Energie 17 5.1. Principe et cadre de l’acquisition de l’énergie 17 5.2. Détermination des prix pour consommateurs finaux captifs 18 5.3. Détermination des prix pour les clients ne faisant pas usage de leur éligibilité 18 5.4. Détermination des prix sur le marché libre (clients libres) 18 5.5. Conséquences pour l’acquisition d’énergie par les EAE 18

6. Redevances et prestations fournies aux collectivités publiques 19 6.1. Définition des redevances et prestations fournies aux collectivités publiques 19 6.2. Mécanisme de la détermination du prix pour les redevances 19 6.2.1. Variante 1: Facturation en fonction de l’utilisation du réseau par le consommateur final 19 6.2.2. Variante 2: Majoration de la rémunération d’utilisation du réseau 19 6.2.3. Autres variantes 19

6.3. La TVA dans le contexte des redevances et des prestations à la collectivité publique 19 7. Glossaire 19 Liste des illustrations Figure 1: Mécanisme de l’imputation des coûts entre les niveaux de réseau 7 Figure 2: Schéma du processus de la détermination des prix 10 Figure 3: Schéma de l’origine des coûts de l’énergie 17 Liste des tableaux Tableau 1: Méthode d’imputation des différents types de coûts 8


Avant-propos Dans le cadre de la législation désormais en vigueur, la fixation des prix obéit à plus de contraintes qu’auparavant. Ainsi il est maintenant obligatoire de subdiviser le prix global facturé aux consommateurs captifs dans les trois éléments qui le composent, à savoir la fourniture d’énergie, l’utilisation du réseau et les impôt & taxes.1 Le document principal de la recommandation de la branche est le «Modèle du marché du de l’énergie électrique – Suisse» (MMEE – CH) qui définit les aspects centraux de l’organisation du marché suisse de l’électricité. Le présent Guide pour la structure des prix est un outil pour le marché ouvert de l’électricité.

1 LApEl, art. 6, alinéa 3


1. Objectifs

1.1. Mission du groupe de travail (1) Le groupe de travail a pour mission d’élaborer un document de base servant de

recommandation sur la structure des prix dans le marché ouvert de l’électricité. Les tarifs d’électricité appliqués jusqu’alors sont désormais à ventiler dans trois composantes, à savoir la fourniture de l’énergie, l’utilisation du réseau et les impôts et redevances.

1.2. Limite de la présente recommandation (1) La présente recommandation se limite à la première phase de l’ouverture du marché et

énumère différents aspects des composantes du prix. Les listes qu’elle présente ne prétendent pas à l’exhaustivité. Les mécanismes décrits servent d’explication, ils ne constituent pas de prescription.

Remarque: Il convient de noter que la loi désigne par le terme de „rémunération pour l’utilisation du réseau“ aussi bien les „coûts de réseau imputables“ que les „redevances et les prestations fournies à des collectivités publiques“ (LApEl, art. 14, art.15)

2. Bases

2.1. Bases légales (1) Les textes les plus importants dans le contexte du présent guide sont la LApEl, l’OApEl ainsi

que la LEne et l’OEne.

2.2. Documents et outils de la branche

Documents Modèle d’utilisation du réseau pour les réseaux de distribution

Schéma de calcul des coûts pour les gestionnaires de réseau de distribution

Manuel de comptabilité analytique d’exploitation

Outils Guide Gridaccount

NeVal

NeCalc

(1) Ces documents sont disponibles auprès de l’AES.


3. Méthode de la détermination des prix (1) Dans les méthodes de détermination des prix, nous pouvons désormais distinguer deux

mondes, le „vieux“ et le „nouveau“. Le vieux monde était celui du monopole où les prix étaient essentiellement établis d’après le principe du coût majoré („cost plus“) basé sur le calcul du coût global.

(2) Dans le marché ouvert, l’utilisation du réseau et la fourniture d’énergie requièrent des méthodes différentes. Dans le domaine réglementé, les gestionnaires de réseau de distribution doivent respecter les dispositions des documents de la branche et des textes légaux relatifs à la détermination des prix et à l’attribution des coûts. En revanche, dans le domaine déréglementé (sur le marché libre), seuls les critères économiques entrent en ligne de compte.

� Pour les clients au bénéfice du système d’approvisionnement de base, les articles 4, al 1 OApEl pour l’énergie et 15 LApEl pour l’utilisation du réseau sont à appliquer par principe.

� Les prix des produits énergétiques vendus sur le marché libre s’orientent sur les mécanismes de marché habituels (valeur marchande, l’offre et la demande, positionnement par rapport aux concurrents, etc.).

(3) Le domaine réglementé englobe d’une part les coûts imputables à la rémunération pour l’utilisation du réseau, et d’autre part la fourniture d’énergie dans le cadre de l’approvisionnement de base. La rémunération pour l’utilisation du réseau est dans tous les cas de figure soumise à la réglementation.


4. Réseau

4.1. Introduction (1) L’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité et les documents de la branche MMEE-

CH et MUR-D définissent le modèle de soutirage pour l’utilisation du réseau. Le modèle d’imputation des coûts de l’utilisation du réseau en découle. Il est étroitement lié aux niveaux de réseau, du réseau de transport jusqu’au soutirage de basse tension. Ainsi, les coûts sont à attribuer aux niveaux de réseau par des procédés d’imputation.

4.2. Les sources des données (1) En principe, les coûts de réseau proviennent de la comptabilité analytique et de la

comptabilité des immobilisations. La comptabilité analytique indique l’origine des coûts et elle sert de base au calcul des coûts. La comptabilité analytique fournit les montants des coûts de commercialisation et d’administration, des coûts d’exploitation et d’entretien, des coûts de facturation, de relevé et d’encaissement ainsi que des impôts et redevances. La comptabilité des immobilisations enregistre tous les mouvements liés au suivi des stocks, à l’activation et à l’évaluation des immobilisations. Il convient de noter que le taux des intérêts incorporables est prédéterminé. La comptabilité des immobilisations fournit une partie des coûts de réseau à reporter. Voir aussi le schéma de calcul des coûts pour les gestionnaires des réseaux de distribution.

4.3. Les bases de l’imputation des coûts de réseau (1) D’après le MUR-D édition 2009, paragraphe 4.2, les coûts de l’utilisation du réseau sont à

imputer de deux façons:

Figure 1: Mécanisme de l’imputation des coûts entre les niveaux de réseau

4.3.1. Report des coûts: (1) Les coûts d’exploitation (pour les gestionnaires de réseaux de distribution y compris leurs

prestations de services-système) et les coûts de capitaux des gestionnaires de réseaux sont des coûts à reporter. Des coûts de réseau éventuellement facturés par un gestionnaire de réseau en amont sont également à reporter.


4.3.2. Imputation directe: (1) Sous le régime de l’imputation directe, on trouve:

� d’une part, les coûts sur lesquels le gestionnaire de réseau de distribution n’a pas de prise – services-système de swissgrid, redevances et prestations à la collectivité publique (RPC, financement des frais supplémentaires, taxes CO2, dédommagements de concessions, etc.)

� d’autre part, les frais de commercialisation et les frais généraux et administratifs, de facturation, de relevé, etc. du gestionnaire de réseau de distribution qui sont imputés directement aux niveaux de réseau, aux produits et aux catégories de clients au moyen de clés de répartition conformément au principe de l’origine des coûts.

(2) Le „Schéma de calcul des coûts pour les gestionnaires de réseau de distribution“ explique en détails la nature des coûts qui sont à reporter ou à imputer directement.

Type de coût Report Imputation directe

Coûts de capitaux incorporables de l’infrastructure de réseau

X

Coûts d’exploitation X

Coûts des réseaux amont X

Coûts des services-système du gestionnaire du réseau de transport

X

Coûts de commercialisation du réseau X

Frais généraux et administratifs du réseau X

Redevances et autres prestations fournies à des collectivités publiques2

X

Financement des frais supplémentaires / RPC [OEne, art. 3, litt j]

X

Tableau 1: Méthode d’imputation des différents types de coûts

4.4. Principes des produits de l’utilisation du réseau (1) Chaque produit de l’utilisation du réseau s’applique à un niveau de réseau donné et à un

groupe de consommateurs défini. Il comprend au moins un élément de structure de prix et les modalités définies de la mesure et de la facturation. Le prix du produit englobe les coûts et les prestations fournies ou mises à disposition par le gestionnaire du réseau de distribution pour garantir le transport de l’énergie sur son réseau, y compris les services de transport, les services-système et les coûts des réseaux en amont.

(2) Il englobe également les coûts qui découlent du respect des exigences minimales imposées par la loi et la branche au niveau de la mesure, de la mise à disposition de données et de la facturation ainsi que les services tels que le service client et aussi les redevances et les impôts. Les différents éléments de coûts (blocs de coûts) peuvent être facturés au moyen d’éléments de prix séparés, mais il est également possible de les facturer de façon regroupée en éléments de structure de prix individuels ou combinés (prix de base / prix de puissance / prix de l’énergie acheminée).

Ne font pas partie de l’utilisation du réseau les coûts et les prestations liés au raccordement au

réseau. Le présent document n’aborde pas le thème du raccordement au réseau.

2 Voir chapitre 6


4.5. Mécanisme de la détermination des prix „réseau“

4.5.1. Grilles quantitatives et report de coûts (1) Les coûts imputables sont imputés par des clés aux consommateurs finaux et aux

gestionnaires de réseau raccordés au réseau.

(2) L’attribution se fait à hauteur de 30 % selon l’énergie brute et à hauteur de 70% selon la puissance3. Le report des coûts est effectué, pas à pas, du plus haut niveau de réseau du gestionnaire jusqu’au plus bas. Le report des coûts doit être transparent et vérifiable.

(3) Les grilles quantitatives appliquées sont basées sur les chiffres de la consommation de l’exercice précédent.

4.5.2. Coûts par niveau de réseau (1) Les produits doivent être conçus de manière à ce que leurs revenus génèrent la somme des

coûts du niveau de réseau concerné, issus d’une part du report de coûts des niveaux supérieurs et d’autre part des coûts du niveau concerné qui ne sont pas à reporter. Lorsqu’il y a plusieurs produits sur un même niveau de réseau, ils doivent être conçus de manière non discriminatoire.

4.5.3. Conception des produits (1) Il est possible d’appliquer à la facturation des coûts des produits (aux coûts des différentes

catégories de clients) des éléments structurants, par exemple en distinguant, en fonction de la consommation, les tarifs de périodes pleines et les tarifs de périodes creuses ou en distinguant entre la consommation et un prix de base. Le gestionnaire de réseau de distribution peut librement décider des prorata des éléments structurants, dans la limite du cadre fixé par l’OApEl.4

4.5.4. Montant de la rémunération pour l’utilisation du réseau (1) Conformément à la LApEl, le revenu des rémunérations pour l’utilisation du réseau ne doit

pas dépasser les coûts5.

3 OApEl, art. 16, alinéa 1

4 OApEl, art. 18, alinéa 2

5 LApEl, art. 14, alinéa 1, OApEl, art. 19, aliéna 2


4.5.5. Processus de la détermination des prix de l’utilisation du réseau

Figure 2: Schéma du processus de la détermination des prix (1) Processus:

� Détermination des parts de coûts de réseau par niveau de réseau et par segment de clients. Séparation des coûts à reporter et des coûts à imputer directement.

� Etablissement des grilles quantitatives pour chaque niveau de réseau et chaque segment de clients. On part des quantités de l’année précédente et des pronostics de vente de l’année à calculer. Les grilles quantitatives englobent l’énergie active (tarifs de périodes pleines et de périodes creuses), la puissance active, nombre de clients/raccordements au réseau, éventuellement la puissance réactive.

� Report des coûts et imputation directe des coûts par niveau de réseau (segments de clients). Le report de coûts exige obligatoirement l’existence des 4 blocs de coûts suivants: coûts en amont (report), coûts réseau EAE (report), coûts réseau EAE (imputation directe), taxes (imputation directe). Il faut vérifier que les coûts à reporter et les coûts à imputer directement ne soient pas amalgamés dans les coûts de réseau. Les coûts à imputer directement (relevé, facturation) sont répartis conformément au principe de l’origine des coûts. Les taxes sont à inscrire séparément, parce qu’elles doivent être mentionnées séparément sur les factures, conformément à la LApEl6.

(2) Pour chaque segment de client, il faut concevoir des produits non discriminatoires. Il faut

déterminer pour chaque produit le prorata des éléments structurants (leur pourcentage par rapport au résultat total), en fonction des buts recherchés par l’EAE.

6 LApEl, art. 12, alinéa 2

Données financières et énergétiques des sources de données

Détermination des parts de coûts de réseau par niveau

Etablissement des grilles quantitatives pour chaque segment de clients

Report des coûts et imputation directe des coûts par niv. de réseau rréseau

Schéma du processus de la détermination des prix

Détermination de la structure des prix par produit

Calcul des prix

Publication et configu-ration des factures faffacturesfacturesfact


(3) Exemple d’un produit possible dans le cas où la puissance est mesurée:

− P = 45 % un haut pourcentage pour la puissance afin d’agir

sur le renforcement du réseau

− HT = 30%, BT = 20% incitation à l’utilisation optimale des périodes tarifaires

− PB = 5% contribution à la couverture des coûts fixes

(4) Dans le cas où la puissance n’est pas mesurée, un produit pourrait, par exemple, être conçu

ainsi:

− HT = 40%, BT = 30% incitation à l’utilisation optimale des périodes tarifaires

− PB = 30% contribution à la couverture des coûts fixes

(5) Chaque EAE est libre dans la conception de ses produits et de ses structures de prix, dans la

limite des dispositions légales. La pratique montre que la législation cantonale et les intérêts politiques influencent fortement la conception des tarifs. Sur la base des éléments de structure pondérés, on calcule les prix de chaque produit (pondération en fonction de la part des coûts à supporter par chaque élément de structure).

(6) Pour le calcul des prix, on se sert utilement des structures quantitatives de l’année précédente, complémentées par les pronostics de l’année à venir. Le principe suivant s’applique :

„Le montant de l’élément structurant divisé par la quantité est égal au prix. “ (7) Il est recommandé de faire un calcul à rebours afin de contrôler le résultat. Suite à leur calcul,

il faut publier les prix. Il convient de vérifier que la forme des tarifs publiés soit conforme à leur présentation sur les factures.

4.6. Segmentation

4.6.1. Produits (1) Les produits de l’utilisation du réseau peuvent être structurés / segmentés en:

� Groupe de produits (d’un niveau de réseau donné)

� Produits principal (solution standard)

� Sous-produit (variantes d’un produit principal)

� Produits spéciaux (applicable dans des cas spéciaux précisément définis)

� Produits supplémentaires (services optionnels choisis par le client, à rajouter librement aux produits de l’utilisation du réseau)


(2) Voici l’exemple d’une segmentation possible :

Groupes de pro-duits

Produit principal Sous-produits Produits spéciaux Produits supplé-mentaires (options du client)

Utilisation du réseau NE 3

Standard Puissance men-suelle

Puissance modula-ble


Utilisation du réseau NE5*

Standard

Puissance men-suelle Raccordement tem-

poraire

Utilisation du réseau NE 7 avec courbe

de charge > 100 MWh/a

Standard

Puissance men-suelle


� Mesure particu-lière

� Mesure de contrôle

� Mise à disposition / traitement parti-culier des don-nées

� Services propo-sés aux réseaux privés

Avec mesure de la puissance

Puissance men-suelle

Sans mesure de la puissance

Pilotable (GRD)

Interruptible (GRD)

Utilisation du réseau NE 7 sans courbe

de charge < 100 MWh/a

Tarif double

Eclairage public

Raccordement tem-poraire

Forfaitaire (sans mesure)

� Mesure de cour-bes de charge


� Mesure particu-lière

� Mesure de contrôle


� Services propo-sés aux réseaux privés

* en règle général avec mesure des courbes de charges et télérelevé (3) Il est utile de concevoir les produits et les offres de façon modulaire. Ils sont à baser

essentiellement sur des critères techniques (niveau de réseau, nature des mesures, comportement de consommation). Pour les raccordements avec mesure de la puissance, la structure des produits principaux peut être déduite de la durée d’utilisation. Le comportement de consommation peut être défini par le rapport HT/BT ainsi qu’éventuellement par la puissance / la durée d’utilisation. Le système des produits de l’utilisation du réseau et la hiérarchie des produits doivent s’appuyer sur une définition cohérente et universellement acceptée des produits. Le gestionnaire de réseau de distribution conçoit la gamme de ses produits de l’utilisation du réseau en fonction des conditions spécifiques de son réseau et de la structure de sa clientèle.

4.6.1.1. Produits principaux

(1) Le terme de produit principal désigne les produits réglementaires, les produits de base, les produits du secteur monopoliste du réseau, les produits qui ont un contenu obligatoire défini. Les produits principaux couvrent la plupart des cas de l’utilisation du réseau et ils produisent la majorité des revenus du réseau. Les produits principaux englobent les prestations de l’utilisation du réseau stipulées par les documents de l’AES (MMEE, MC, DC, MUR-D) et les recommandations ainsi que par les dispositions légales (mesure standard, équipement de mesure minimal obligatoire, services obligatoires tels que le traitement et la transmission de données)


(2) Exemples de produits principaux:

� Produit basé sur la mesure à tarif unique et un prix de base

� Produit basé sur la mesure à tarif double (HT/BT) et un prix de base

� Produit avec mesure de la puissance, comprenant une composante du prix basée sur la puissance

� Produit avec mesure de la courbe de charge, comprenant une composante de prix basée sur la puissance

� Produit tenant compte de la durée d’utilisation avec mesure de la courbe de charge / de la puissance et comprenant une composante de prix basée sur la puissance.

4.6.1.2. Sous-produits

(1) Les sous-produits sont des variantes des produits principaux. Ils introduisent une certaine variabilité dans les produits principaux et sont le plus souvent basés sur des définitions modifiées des valeurs des différents éléments du prix ou ils rajoutent des éléments de prix supplémentaires.

(2) Exemples:

� Produit basé sur la facturation de la puissance maximale mensuelle au lieu de la puissance maximale annuelle (pour le cas d’une forte variation saisonnière de la puissance appelée)

� Produit tenant compte de la puissance uniquement en période de HT

� Produit appliquant un tarif de week-end (BT pour le week-end).

4.6.1.3. Produits spéciaux

(1) Les produits spéciaux se situent sur le même niveau hiérarchique que les produits principaux mais ils s’appliquent à des cas bien définis. Ils sont utilisés lorsque la situation ne peut pas être traitée de manière appropriée par une combinaison de produits principaux et de sous-produits.

(2) Exemple:

� Produit tenant compte du fait d’une puissance appelée modulable (baisse de la puissance à la demande du gestionnaire du réseau de distribution, modulation)

� Produit tenant compte du fait d’une utilisation interruptible* du réseau (chauffage électrique interruptible par le gestionnaire du réseau de distribution par le blocage du chauffage, de la pompe à chaleur, d’un chauffage supplémentaire, etc.)

� Produit tenant compte du fait d’une utilisation pilotée* du réseau (chauffe-eau de grande taille, etc.). Le client de réseau peut manuellement outrepasser les commandes effectuées par le GRD

� Produits de sécurité tels que la garantie de mise à disposition de puissance en cas de défaillance des installations d’autoproduction pour les consommateurs finaux ou pour des GRD ou l’amortissement des pointes de puissance difficiles à planifier chez les grands consommateurs finaux

� Les utilisations du réseau non mesurées, facturées forfaitairement (par exemple amplificateur d’antenne, cabines téléphoniques, points d’éclairages isolés, séparateur de voies, chauffage pour miroir de circulation, toilettes publiques, distributeurs de billets)

� Utilisation du réseau dans le cas des raccordements temporaires (chantiers, forains, etc.)

� Eclairage public

*Les produits interruptibles / commandés permettent une gestion optimale de la charge du réseau et ils produisent des contributions financières supplémentaires. Ils sont ainsi dans l’intérêt de tous les consommateurs et gestionnaires de réseau de distribution. Sur le marché ouvert, la gestion de la charge du réseau est faite dans la perspective de l’opération du réseau. Ces produits de l’utilisation du réseau sont à la disposition de tous les fournisseurs d’énergie, mais l’utilisateur du réseau doit toujours les commander auprès du GRD.


4.6.1.4. Produits supplémentaires / optionnels

(1) Les produits supplémentaires offrent aux clients l’option d’acquérir des services supplémentaires, en sus des produits principaux ou des sous-produits. Les services proposés vont au-delà des obligations de base qui incombent aux gestionnaires de réseau et offrent aux consommateurs un niveau de service supérieur. Ces options sont définies et facturées en tant que produits supplémentaires. Tant les coûts que les produits ne font pas partie du domaine régulé.

(2) Exemples:

� Qualité de mesure supérieure (mesure de la puissance au lieu d’une simple mesure HT/BT, mesure de la courbe de charge au lieu d’une mesure de la puissance, périodicité plus rapprochée de la mise à disposition des données, analyse).

� Mesures de contrôle

� Relevés plus fréquents que l’intervalle standard

� Remplacement du compteur à la demande d’un client

� Aménagement d’un client (éventuellement sous forme de forfait)

� Mise à disposition de données à la demande d’un client

� Facturation des clients multi-sites

� Gestion de la charge pour optimiser le profil de consommation d’un client final.

4.6.2. Eléments possibles du prix (1) La conception des produits peut introduire différents éléments de prix. Voici une liste non

exhaustive d’éléments fréquemment utilisés:

� Energie active (HT /BT)

� Puissance active (puissance annuelle, trimestrielle, mensuelle)

� Pris de base (par raccordement)

� Energie réactive

� Services-système du GRT (en fonction de l’énergie brute)

� Mesure / relevé / facturation (par an / par facture)

� Location du compteur

� Répercussion du financement des frais supplémentaires (FFS) / de la rétribution à prix coûtant du courant injecté (RPC)

� Prestations fournies à des collectivités publiques (p.ex.: redevances de concession)

� Taxes affectées spécifiques (cantonales ou communales)

� Impôts (TVA)

(2) Les chapitres suivants traitent certains de ces éléments plus en détails.

4.6.2.1. Prix de l’énergie (par kWh)

Généralités

(1) Le prix de l’énergie constitue l’élément le plus simple, il est mesuré et dépend de la consommation. Souvent, ce prix est défini en fonction des périodes de consommation (périodes HT et BT, jour ou nuit, etc.). De cette sorte, il tient compte de la charge variable du réseau et des coûts d’infrastructure qui en résultent, entre autres aussi pour les réseaux en amont. Le prix envoie ainsi des signaux aux clients les incitant à déplacer leur consommation vers les périodes de plus faible charge.

Eté / hiver; jour / nuit / week-end

(1) Il est également possible de différencier le prix en fonction des saisons et des jours de la semaine. Ainsi, le gestionnaire de réseau peut tenir compte des conditions de charge spécifiques de son réseau (régions touristiques, régions résidentielles).


4.6.2.2. Prix de puissance (par kW)

(1) Le prix de puissance est également considéré comme un élément important du prix de l’utilisation du réseau. Il impute aux clients le coût des capacités de réseau nécessaires directement et conformément au principe de l’origine des coûts. Le prix de puissance facture ainsi la capacité du réseau et tient compte de l’homogénéité de la consommation d’énergie. La facturation du prix de puissance présuppose la mesure de la puissance par période de facturation par un compteur de puissance. Pour des raisons économiques, les compteurs de puissances ne sont installés chez les clients qu’à partir d’un certain niveau de consommation d’énergie et/ou de puissance.

4.6.2.3. Prix de base (par point de mesure)

(1) Le prix de base couvre des coûts de base qui ne dépendent pas de la consommation d’énergie des clients. Voici une liste non exhaustive:

� Mesure

� Décompte et facturation, contrôle de la plausibilité

� Encaissement

� Perte de débiteurs

� Mutations (Emménagement et déménagement, raccordements nouveaux, mutations des données de référence)

� Gestion des données (mise à disposition des données de client et de mesure pour la gestion des groupes-bilan)

� Mise à disposition de puissance sur le réseau (entre autres dans le cas des maisons de vacances)

� Information de la clientèle (Callcenter, Service clients, etc.)

(2) L’article 18, alinéa 2 de l’OApEl est à respecter par catégorie de clients. L’article indique que pour les consommateurs sans mesure de puissance et utilisant leurs locaux tout au long de l’année, le tarif d’utilisation de réseau à un niveau de tension inférieur à 1 kV doit consister pour au moins 70% en une taxe de consommation non dégressive (ct./kWh).

4.6.2.4. Forfaits

(1) Les forfaits permettent de facturer l’utilisation du réseau dans le cas des installations dont la consommation d’énergie n’est pas mesurée, à condition qu’il ne soit pas possible d’installer des compteurs à un coût raisonnable et que la consommation d’énergie soit facile à calculer ou à estimer.

(2) Exemples:

� Antennes de téléphonie mobile, cabines téléphoniques, amplificateurs de signaux chez les gestionnaires de réseaux câblés

� Points d’éclairages isolés, signalisations, chauffage pour miroir de circulation, sirènes

� Afficheurs d’horaires, distributeurs de billets, stations d’arrêts du transport public régional

� Distributeurs automatiques de boissons et victuailles.

4.6.2.5. Energie réactive

(1) L’énergie réactive constitue un élément de l’utilisation du réseau. Elle est produite par les consommateurs capacitifs ou inductifs et elle diminue le débit de l’énergie active sur le réseau de distribution. Par conséquent, il faut compenser l’énergie réactive, et cette compensation peut se faire par divers moyens techniques soit chez le consommateur final soit chez le gestionnaire de réseau de distribution. Chez les consommateurs finaux dont la consommation représente des parts capacitives ou inductives pertinentes d’énergie réactive, celle-ci est mesurée et, en cas de dépassement d’un certain seuil, facturée. Le seuil utilisé se situe souvent autour de cos phi > 0.907. Lorsque le seuil est dépassé, le gestionnaire de réseau de distribution facture au client final, sous forme d’un élément de prix pour énergie réactive (kVarh), les mesures de compensation qu’il doit effectuer à sa place. Les coûts restants de la compensation d’énergie réactive effectuée par le gestionnaire de réseau de

7 Une interprétation plus restrictive est prévue, cf. le Transmission Code.


distribution sont imputés à l’ensemble des utilisateurs du réseau par le prix d’utilisation du réseau (prix d’énergie / prix de puissance).

(2) Pour l’acquisition d’énergie réactive par les producteurs, les parties concernées peuvent conclure des conditions particulières.

4.6.2.6. Services-système

(1) L’opérateur du réseau national (swissgrid) impute les services-système du gestionnaire du réseau de transport directement au gestionnaire de réseau de distribution en fonction de l’énergie brute (quantité soutirée par les consommateurs finaux du GRD). Le gestionnaire de réseau de distribution peut répercuter ces coûts directement sur les consommateurs finaux. Leur facturation est basée sur la consommation d’énergie active (kWh).

4.6.2.7. Répercussion du financement des frais supplémentaires et de la rétribution à prix coûtant du courant injecté

(1) L’opérateur du réseau national (swissgrid) les imputera directement à chaque gestionnaire de réseau de distribution. Celui-ci ne jouera qu’un rôle d’encaisseur et il pourra les répercuter sur les consommateurs finaux.

4.6.3. Mesure et facturation (1) La mesure et la facturation de l’utilisation du réseau (énergie, puissance, énergie réactive)

font également partie des coûts de l’utilisation du réseau. Il est possible de les facturer avec les autres éléments du prix de l’utilisation du réseau ou séparément comme produit partiel, conformément au principe de l’origine des coûts. Les prix s’orientent sur les coûts des technologies de mesure, des processus nécessaires à la mise à disposition de données de mesure et de la facturation de l’utilisation du réseau. Le gestionnaire de réseau de distribution détermine les technologies de mesure installées aux points de soutirage et d’injection de manière non discriminatoire (les liens entres les acteurs du marché ne jouent pas sur le choix des technologies de mesure) conformément aux dispositions légales et aux règlements de la branche.

(2) Conformément à l’article 8, alinéa 5 de l’OApEl, les consommateurs finaux qui font valoir leur droit d’accès au réseau ainsi que les producteurs dont la puissance raccordée est supérieure à 30 kVA supportent eux-mêmes les coûts de la mesure, aussi bien les coûts d’acquisition que les coûts récurrents.

4.7. Exemples (1) Voir les Q&A sur www.electricite.ch

4.8. Services concernant le réseau (1) Les gestionnaires de réseau de distribution peuvent proposer des services à titre de produits

supplémentaires. Les coûts inhérents sont à enregistrer séparément des coûts de l’utilisation du réseau conformément à l’article 15 de la LApEl et à facturer aux clients à titre de produits supplémentaires. Exemples de produits supplémentaires:

� L’exploitation d’installation du consommateur final par le gestionnaire du réseau de distribution, p.ex. d’installation de compensation d’énergie réactive ou d’installation d’alimentation électrique de secours

� Contracting d’installations de réseau, notamment de réseaux industriels privés

� Entretien et service pour des postes de transformations appartenant aux clients

� Relevé et facturation d’autres services tels que l’eau, le gaz, distribution de chaleur à distance ou à proximité, les réseaux câblés

� Télécommunication (location d’éléments passifs du réseau, services actifs)

� Facility Management


5. Energie

5.1. Principe et cadre de l’acquisition de l’énergie

Figure 3: Schéma de l’origine des coûts de l’énergie (1) Cette figure illustre le processus de l’acquisition de l’énergie jusqu’à l’application des tarifs

aux différentes catégories de clients. Les coûts de l’acquisition de l’énergie comprennent divers éléments tels que HT, BT, puissance, etc. Il peut y avoir aussi des éléments de coûts attribuables à certains segments de clientèle (par exemple, une majoration de risque peut être appliquée aux clients éligibles qui renoncent à l’accès au réseau, par exemple, à cause de l’incertitude des échéances). La somme des éléments constitue le coût total de l’énergie. Par la suite, le coût total est ventilé sur les segments de clients: à chaque segment de clients on attribue les mêmes éléments qui ont guidé le calcul du coût total. Suite à d’autres étapes (tels que le contrôle de la plausibilité des rapports quantitatifs), on obtient ainsi les tarifs pour chaque catégorie de clients.

(2) Il est recommandé aux EAE de parcourir la liste (non exhaustive) ci-dessous afin de s’assurer que certains points pertinents pour le calcul des tarifs n’ont pas été négligés.

(3) Eléments susceptibles de déterminer les prix:

� Acquisition:

�� Production propre �� Contrats d’achat conclus sur une longue durée �� Coûts du groupe-bilan �� Opérations à terme (EEX plus les coûts des enchères de capacités

transfrontalières)

� Swissix


� Coûts du non respect de programmes

� Part de l’énergie de compensation

� Risques des taux de change

� Risques de différence entre les périodes tarifaires de l’acquisition et de la vente

� Certificat d’origine

� Marge de la commercialisation

� Autres

5.2. Détermination des prix pour consommateurs finaux captifs (1) L’article 6 de la LApEl „Obligation de fourniture et tarification pour consommateurs captifs“

aborde le thème de la détermination des prix, même s’il emploie le terme de tarif. Il stipule que la fourniture doit se faire à des tarifs „équitables“ (LApEl, art. 6, alinéa 1), ne précisant cependant pas la signification du terme d’équitable. Considérant l’alinéa 5 de ce même article, LApEl, art. 6, l’alinéa 1 implicite néanmoins qu’il est interdit de pratiquer des marges inéquitables sur les prix d’achat de l’énergie. L’OApEl, art. 4, alinéa 1 stipule par ailleurs que le tarif ne doit pas dépasser le prix du marché.

(2) LApEl, art. 6, alinéa 3 concerne également la détermination des prix, stipulant que les tarifs sont valables pour un an au moins sur le marché réglementé. La part du tarif de l’électricité occupée par la fourniture d’énergie doit être présentée séparément (il est à supposer que cela signifie qu’il faut l’indiquer 1 fois par an sommairement pour l’ensemble du segment des „clients captifs“). Il faut s’attendre à des précisions régulières de ce point qui devront être prises en considération, comme la directive n°5 de l’ElCom du 4.8.2008.

5.3. Détermination des prix pour les clients ne faisant pas usage de leur éligibilité

(1) Les clients dont la consommation dépasse les 100 MWh et qui n’entrent néanmoins pas sur le marché libre constituent un cas à part. Le gestionnaire de réseau de distribution confronté à de tels clients dans sa zone de desserte affronte un risque très important sur lequel il n’a pas de prise: en l’espace de 2 mois, son portefeuille d’acquisition peut devenir „long“ de centaines de MWh.

5.4. Détermination des prix sur le marché libre (clients libres) (1) Sur le marché libre, les prix sont déterminés par les principes de la théorie du marché. Il

convient cependant de noter qu’un client qui revient du marché libre vers son fournisseur initial, continue à être traité comme un client libre.

(2) Lorsqu’un client choisit un nouveau fournisseur d’énergie, il a le droit de s’acquitter de la rémunération d’utilisation du réseau auprès de celui-ci, conformément à l’art. 9 de l’OApEl. Pour le gestionnaire de réseau de distribution, le consommateur final reste cependant débiteur de la rémunération.

5.5. Conséquences pour l’acquisition d’énergie par les EAE (1) La masse des clients naguère juridiquement homogène se divise désormais dans les trois

groupes détaillés ci-dessus, en vertu de la LApEl. A côté de ce changement, on assiste également à une transformation des marchés à laquelle les EAE doivent s’adapter. De continuer l’approvisionnement global des clients sans adapter le mode d’acquisition auprès du fournisseur en amont comporte des risques de prix incalculables. Il est également déconseillé de se lancer sur le marché boursier sans y être solidement préparé et la plupart des risques des transactions commerciales sont incontrôlables sans outils professionnels.

(2) Cette question est particulièrement importante pour les distributeurs finaux puisqu’ils doivent offrir aux clients la protection stipulée par la loi sans pouvoir y prétendre eux-mêmes. Ceci concerne tout particulièrement l’acquisition d’énergie pour les clients libres et les clients renonçant à leur éligibilité. Il est à recommander de tenir compte de manière appropriée dans le prix final de l’incertitude des coûts d’acquisition résultant du décalage temporaire entre l’engagement des clients et l’acquisition d’énergie.

(3) Pour tous les fournisseurs de clients finaux, il convient de tenir compte au moins de la liste de vérification minimale ci-dessous:


� Définition de groupes de clients

� Elaboration du pronostic de l’évolution de la consommation des clients captifs

� Elaboration du pronostic de l’évolution de la consommation des „renonciateurs“

� Elaboration de la marge par groupe de clients

� Identification des clients critiques et leur intégration dans la stratégie de l’entreprise

� Intégration des préalables de l’entreprise dans la détermination du prix de l’énergie.

6. Redevances et prestations fournies aux collectivités publiques

6.1. Définition des redevances et prestations fournies aux collectivités publiques

(1) Les redevances sont prélevées auprès des consommateurs finaux sur ordre administratif ou à la demande de la Confédération, des cantons ou des communes, etc. Le gestionnaire de réseau de distribution n’a pas d’influence directe sur le montant des redevances. Il les facture à ses clients et doivent, en règle générale, rembourser la recette aux administrations prescriptrices des redevances.

(2) Redevances:

� Redevances de concession (prélevées par les communes ou les cantons)

� Prestations en nature à fournir aux collectivités publiques, par exemple dans le domaine de l’éclairage public

� D’autres catégories importantes de redevances sont décrites dans le SCCD 2009, paragraphe 4.3, sous la rubrique „ taxes et prélèvements des collectivités publiques “.

6.2. Mécanisme de la détermination du prix pour les redevances (1) En principe, le mécanisme est le même que celui décrit pour la rémunération d’utilisation du

réseau. Il existe ainsi plusieurs possibilités de prélever les redevances, dont voici quelques exemples.

6.2.1. Variante 1: Facturation en fonction de l’utilisation du réseau par le consommateur final

(1) Cette taxe est facturée en fonction de l’utilisation du réseau, calculée en kWh.

6.2.2. Variante 2: Majoration de la rémunération d’utilisation du réseau (1) La redevance est facturée sous forme d’une majoration du montant de la rémunération

d’utilisation du réseau (exemple: à Genève on applique actuellement à tous les clients une majoration de 13,8% sur la rémunération d’utilisation du réseau).

6.2.3. Autres variantes (1) Sur le marché, on observe aussi des combinaisons des variantes 1 et 2 et d’autres solutions,

(en fonction des catégories de clients, des niveaux de réseaux, et autres).

6.3. La TVA dans le contexte des redevances et des prestations à la collectivité publique

� La facturation aux consommateurs finaux des redevances de concession pour l’utilisation de terrains publics est soumise à la TVA.

� Les redevances et taxes étant de nature très variables, il convient de s'informer cas par cas auprès des administrations fiscales concernées pour savoir si la TVA est applicable ou non.

7. Glossaire (1) Voir le glossaire de l'AES sous: www.glossar.strom.ch

Guide pourla structure des prix dans le marché ouvert

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