Prix de l’électricité, pourquoi les tarifs varient entre GRD ?

En Suisse, la manière dont la distribution de l’électricité est organisée reflète la grande diversité propre à son territoire. Un petit pays qui, entre ses multiples vallées de montagne, ses lacs, ses cours d’eau ou encore ses différents cantons et les nombreuses zones de desserte qui y sont liées, doit composer avec des spécificités territoriales et politiques complexes. En témoignent les 650 gestionnaires de réseau de distribution (GRD) qui assurent la mission nationale de sécurisation de la distribution de l’électricité, ainsi que de l’approvisionnement en énergie pour les clients au monopole consommant moins de 100'000 kWh par an. Et dans ce cadre, les réalités et les contraintes auxquelles sont confrontés les GRD varient forcément, impactant par la même occasion leur tarification. Pour le comprendre, il s’agit d’observer les composantes de la facture d’électricité de plus près.

Parmi elles, l’énergie qui est fournie aux clients sur le marché régulé. Son coût va dépendre des stratégies d’approvisionnement de chacun des GRD, avec toutefois un cadre légal qui change dès 2026. En effet, la nouvelle Loi sur l’électricité oblige les GRD à acheter l’énergie pour leurs clients de manière échelonnée dès trois ans avant la livraison. De plus, une part minimale de 20% d’énergie renouvelable indigène devra être incluse. Celle-ci sera couverte soit par de la production renouvelable propre à chacun des GRD, soit par des achats auprès de fournisseurs de production renouvelable en Suisse (comme par exemple, les producteurs photovoltaïques refoulant et vendant tout ou partie de leur énergie sur le réseau de leur GRD).

Le timbre représente la deuxième composante essentielle de la facture, qui englobe les coûts assumés par les GRD pour entretenir et développer leur réseau. Une première considération importante s’impose ici : les réseaux des GRD diffèrent, selon qu’ils concernent et desservent des zones urbaines, périphériques ou rurales. Ainsi, les SIL ou encore les SIG, à titre d’exemple, gèrent des réseaux urbains, auxquels de nombreux clients sont reliés au sein d’une zone dense. Par conséquent, les frais d’entretien et de développement de ces réseaux urbains s’avèrent plus bas, du moins en comparaison avec la typologie de réseaux tels que celui de Romande Energie ou de GroupeE par exemple. S’étendant entre des zones périphériques et rurales, ces derniers sont vastes et comptent des milliers de kilomètres de lignes électriques regroupant ainsi des consommateurs plus éparpillés dans le territoire. Moins denses, ils s’avèrent donc plus chers à développer et entretenir. Un coût qui se répercute dans la composante du timbre de la facture d’électricité. « Notons encore que cette partie de la facture doit couvrir des coûts fixes ne dépendant pas de la quantité d’énergie consommée », précise le responsable de la tarification énergie chez Romande Energie Yves Bonaccorsi.

Autre aspect de plus en plus central à prendre en considération, l’impact du déploiement photovoltaïque au sein du réseau. Si la progression du solaire constitue bien sûr une bonne nouvelle en termes de durabilité, elle n’est cependant pas sans générer des contraintes nouvelles. Pour les GRD, cette donne impacte aussi bien l’approvisionnement, via l’obligation de reprise stipulée dans la Loi sur l’électricité, que la gestion du réseau. Pour le comprendre, il s’agit de considérer quelles sont les nouvelles dynamiques et quels sont les nouveaux flux d’énergie qui transitent au sein du réseau sous l’essor du solaire.

« Il faut bien garder à l’esprit que la production photovoltaïque est logiquement corrélée aux fluctuations météorologiques », ajoute Yves Bonaccorsi. « Par conséquent, dans le mix énergétique qui se cache derrière la prise, cette partie solaire aléatoire, qui constitue environ 20 % de l’énergie consommée par nos clients, vient perturber nos prévisions d’achats sur le marché de l’énergie. Ces dernières étant effectuées sur de larges périodes allant jusqu’à quatre ans à l’avance. Dans un laps de temps beaucoup plus court, lorsque les prévisions météorologiques s’avèrent mauvaises, ou du moins inexactes, nous devons réagir de manière très rapide pour ajuster ce mix énergétique sur une journée et garantir la continuité de l’approvisionnement. Par exemple, si l'ensoleillement n'est pas au rendez-vous comme prévu, la diminution de la production solaire implique de devoir effectuer des achats de dernière minute sur les marchés à un prix plus élevé. Ces coûts, qui peuvent être considérables, se répercutent sur la partie énergie de la facture. »

L’autre contrainte liée au solaire, est celle de la surcharge occasionnelle pouvant survenir sur le réseau. En effet, lors des pics de production photovoltaïque, les GRD se retrouvent dans une situation d’excédent énergétique qu’il faut pouvoir gérer. « Et ce processus coûte très cher lorsque nous sommes en surplus d’énergie non planifié », souligne Yves Bonaccorsi.  Le réseau électrique n’a initialement pas été dimensionné pour faire remonter du courant entre les différents niveaux de tension. La pose de photovoltaïque engendre donc du développement et des renforcements réseau afin de pouvoir assurer la fourniture et garantir la qualité de tension, et ceci a bien entendu également un coût.

Pour répondre à cette problématique d’excès d’énergie solaire sur certaines périodes, l’enjeu est double et consiste à favoriser le plus possible l’autoconsommation tout en faisant un effort de dimensionnement des installations photovoltaïques. S’il peut s’avérer utile de rappeler que l’autoconsommation repose sur des gestes et des habitudes simples à adopter, en favorisant l’utilisation de ses appareils durant la journée, il n’est pas toujours facile de les mettre en œuvre, notamment pour les locataires - qui représentent 58 % des ménages en Suisse - puisque les équipements fournis par les régies ne permettent pas tous d’en optimiser les réglages de fonctionnement. Autre alternative à privilégier, les batteries de stockage. Une solution qui reste discutable d’un point de vue durable mais qui, déployée à l’échelle d’un quartier ou d’un immeuble par exemple, peut s’avérer pertinente pour éviter de devoir réinjecter le surplus de courant dans le réseau.

« Ce qui explique aussi que, pour pousser cette dynamique plus loin, les modèles d’autoconsommation collective se développent », explique Yves Bonaccorsi. « Ces regroupements à l’échelle d’immeubles situés à proximité ou d’un quartier peuvent en effet permettre de limiter, voire d’éviter, les problèmes de refoulement du courant sur le réseau. À condition que, à ces échelles également, les habitants adoptent les habitudes favorisant l’autoconsommation. »

Enfin, concernant le dimensionnement initial des installations solaires, une dichotomie persiste entre le message politique et la vue des producteurs. Au niveau du message politique, il est demandé d’installer un maximum de puissance solaire sur tous les toits, sans considérer ce qui est autoconsommable, afin de diminuer nos besoins d’importation d’énergie lors des périodes hivernales. Au niveau des producteurs, la durée d’amortissement d’un projet dépendra de la part autoconsommable ainsi que des prix auxquels l’excédent d’énergie sera repris. D’où l’importance de dimensionner les installations solaires en fonction de ce que l'on peut autoconsommer.

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