elcom · 211-00301-2021-12-07-rjprCy · 2021-12-07 · fr
211-00301 Vérification des coûts et tarifs de l’énergie 2017 de REC
Elektrizitätsrecht


Commission fédérale de l’électricité ElCom


Commission fédérale de l’électricité ElCom
Christoffelgasse 5, 3003 Berne
Tél. +41 58 462 58 33, fax +41 58 462 02 22
info@elcom.admin.ch
www.elcom.admin.ch
COO.2207.105.3.444781


Nos références : 211-00301

Berne, le 7 décembre 2021

D E C I S I O N
de la Commission fédérale de l’électricité (ElCom)
Composition :
Werner Luginbühl (président), Laurianne Altwegg (vice-présidente),
Katia Delbiaggio, Dario Marty, Sita Mazumder, Andreas Stöckli, Felix Vontobel



en l’affaire :
Romande Energie Commerce SA (REC), Rue de Lausanne 53,
1110 Morges
(la destinataire de la décision)
concernant
la vérification des coûts et tarifs de l’énergie 2017 de Romande Energie
Commerce SA









2/59




Table des matières

I
Exposé des faits ....................................................................................................................... 4
II
Considérants ............................................................................................................................. 9
1
Compétence ............................................................................................................................... 9
2
Objet et étendue de la procédure ............................................................................................. 10
3
Parties et droit d’être entendu .................................................................................................. 10
3.1
Parties ....................................................................................................................................... 10
3.2
Droit d’être entendu .................................................................................................................. 11
4
Refus du classement sans suite ............................................................................................... 12
5
Droit applicable ......................................................................................................................... 12
6
Bases légales ........................................................................................................................... 13
7
Application du droit dans le temps ........................................................................................... 14
7.1
Arguments de la destinataire de la décision ............................................................................. 14
7.2
Pas de changement de pratique .............................................................................................. 14
7.3
Pas de rétroactivité ................................................................................................................... 16
7.3.1
Généralités ......................................................................................................................... 16
7.3.2
En ce qui concerne l’application de la méthode du prix moyen......................................... 16
7.3.3
En ce qui concerne la directive 3/2018 relative au WACC de la production ..................... 17
7.4
Pas d’empêchement par l’écoulement du temps (péremption/prescription) ............................ 17
7.5
Conclusion intermédiaire .......................................................................................................... 18
8
Griefs relatifs à la méthode du prix moyen ............................................................................... 19
8.1
Conformité de la méthode du prix moyen à l’article 19 OApEl ................................................. 19
8.2
Opportunité de la méthode du prix moyen ............................................................................... 20
8.3
Conclusion intermédiaire .......................................................................................................... 21
9
Structure de la destinataire de la décision ............................................................................... 22
10
Vérification des coûts de l’énergie imputables 2017 ................................................................ 24
10.1
Coûts de l’approvisionnement en énergie (frais d’acquisition) : principes de base ................. 24
10.1.1 Généralités ......................................................................................................................... 24
10.1.2 Exigences de l’article 6 LApEl ........................................................................................... 25
10.1.3 Exigences de l’article 4, alinéa 1 OApEl ............................................................................ 26
10.1.4 Directives de l’ElCom ......................................................................................................... 28
10.1.4.1 Généralités ................................................................................................................... 28
10.1.4.2 Directives relatives aux coûts de production et contrats d’achat à long terme selon
l’article 4, alinéa 1 OApEl.............................................................................................. 29
10.1.4.3 Directives relatives au WACC de la production ............................................................ 30
10.1.5 Documents de la branche (directives au sens de l’art. 27, al. 4, OApEl) .......................... 30
10.1.6 Conclusions relatives aux bases légales ........................................................................... 31
10.2
Non prise en compte des structures relevant du droit des sociétés lors de la répartition des
coûts entre les consommateurs finaux en approvisionnement de base et ceux au marché libre
.................................................................................................................................................. 31
10.3
Calcul des tarifs de l’énergie selon la destinataire de la décision ............................................ 32









3/59





10.4
Calcul des tarifs de l’énergie selon l’ElCom ............................................................................. 34
10.4.1 Généralités ......................................................................................................................... 34
10.4.2 Coûts de production 2017 .................................................................................................. 35
10.4.3 Coûts d’achat 2017 ............................................................................................................ 42
10.4.4 Synthèse des coûts de l’approvisionnement en énergie imputables ................................. 46
10.5
Volumes imputables et coûts de l’approvisionnement en énergie 2017 destinés à
l’approvisionnement de base .................................................................................................... 47
10.5.1 Volumes ............................................................................................................................. 47
10.5.2 Coûts .................................................................................................................................. 48
10.6
Coûts de gestion, bénéfice inclus ............................................................................................. 48
11
Taux de WACC de la production .............................................................................................. 48
11.1
Préambule ................................................................................................................................ 48
11.2
Position de la destinataire de la décision ................................................................................. 48
11.3
Le taux de WACC de la production tel que fixé dans les directives 3/2018, 3/2019, 2/2020 et
1/2021 est contraignant ............................................................................................................ 49
11.4
L’utilisation d’un WACC de la production unique est équitable ................................................ 50
11.5
Le taux de WACC de la production tient déjà compte des risques d’un marché libéralisé ...... 51
11.6
Expertise du cabinet […] relative au WACC de la production (rapport [N]) ............................. 52
12
Rapport d’expertise économique sur les tarifs applicables aux clients captifs (rapport [O]) .... 53
13
Prise de position de la Surveillance des prix (SPr) .................................................................. 54
14
Différence de couverture de l’énergie ...................................................................................... 55
15
Emoluments .............................................................................................................................. 56
III
Dispositif ................................................................................................................................. 57
IV
Indication des voies de recours ............................................................................................ 59








4/59




I
Exposé des faits
A.
1
Dans un courrier du 27 février 2017 (pièce 1), le Secrétariat technique de l’ElCom (ST ElCom) a
signalé à Romande Energie Commerce SA (REC ; la destinataire de la décision) que, sur la base
des fichiers de comptabilité analytique de la destinataire de la décision ainsi que des différences
de couverture présentées, les tarifs pour les consommateurs en approvisionnement de base
étaient nettement supérieurs à la moyenne pondérée des coûts de production propre et des
achats, et ne correspondaient vraisemblablement pas à la méthode du prix moyen. En raison du
débat alors en cours au sein des Chambres fédérales sur l’abrogation de l’article 6, alinéa 5 de
la loi du 23 mars 2007 sur l’approvisionnement en électricité (LApEl [2015] ; RS 734.7) et de la
situation juridique incertaine, la Commission fédérale de l’électricité (ElCom) a alors décidé de ne
pas ouvrir d’enquête. Elle s’est toutefois expressément réservé le droit de le faire en fonction de
l’issue du débat.
B.
2
Après que le Parlement ait fondamentalement décidé de conserver l’article 6, alinéa 5 LApEl
(2015) toutefois en le complétant, le ST ElCom s’est à nouveau adressé à la destinataire de la
décision par courrier recommandé du 26 avril 2018 (pièce 2). Se référant à son courrier du 27
février 2017 (pièce 1), il l’a alors invitée à recalculer les différences de couverture de l’énergie,
à partir de l’année tarifaire 2013, en utilisant la méthode du prix moyen et en se référant à la
directive 2/2018 de l’ElCom du 10 avril 2018 relative aux coûts de production et contrats d’achat
à long terme selon l’article 4, alinéa 1, de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité
(ci-après : directive 2/2018) ainsi qu’à la directive 3/2018 de l’ElCom du 10 avril 2018 relative au
WACC de la production (ci-après : directive 3/2018), et à la communication de l’ElCom du 26 fé-
vrier 2015 concernant la règle des 95 francs – précision de la notion de destinataire de factures
(les directives sont téléchargeables sur www.elcom.admin.ch  Documentation  Directives
 Directives abrogées, et la communication sur www.elcom.admin.ch  Documentation
 Communications  Archive Communications 2015 ; pages consultés le 6 décembre 2021).
3
Par courrier du 28 juin 2018 (pièce 5), la destinataire de la décision a communiqué au ST ElCom
que, dans la mesure où ses tarifs 2013 à 2017 ne pouvaient plus, par la force des choses,
être modifiés, il n’y avait pas lieu de remplacer les formulaires 5.1 des années tarifaires 2013 à
2017, mais que la destinataire de la décision allait tenir compte de l’évolution du cadre légal en
complétant le fichier de comptabilité analytique relatif aux tarifs 2019 à transmettre jusqu’au 31
août 2018. Dans ce cadre, la destinataire de la décision annonçait vouloir en particulier calculer
la différence de couverture de l’énergie en application des nouvelles règles décidées par le légi-
slateur et tenir compte de la règle dite des 95 francs. Enfin, la destinataire de la décision a émis
des doutes quant à la validité du taux de WACC de la production tel que fixé dans la directive
3/2018, estimant que son application présentait un caractère de rétroactivité. La destinataire de
la décision doutait également du bien-fondé de l’analogie faite avec le taux fixé chaque année
par le Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communica-
tion (DETEC) pour le WACC des mesures d’encouragement de la force hydraulique.
4
Par courrier du 16 juillet 2018 (pièce 6), le ST ElCom a fixé un ultime délai à la destinataire de la
décision pour donner suite en tous points à son courrier du 26 avril 2018 (pièce 2).
5
Par courriel et courrier du 23 août 2018 (pièces 10 et 12), la destinataire de la décision a informé
le ST ElCom qu’elle avait téléchargé les fichiers de comptabilité analytique sur le portail pour
gestionnaires de réseau (pièce 10A). Dans ce courrier, la destinataire de la décision précise vou-
loir tenir compte des différences de couverture de l’énergie non seulement pour les périodes







5/59




2013–2017, mais depuis l’entrée en vigueur de la LApEI. La destinataire de la décision indique
également avoir appliqué dans ses calculs l’interprétation de l’Association des entreprises élec-
triques suisses (ci-après : AES) selon laquelle les contrats back-to-back devraient être exclus de
l’imputation des coûts.
6
Par courrier du 17 décembre 2018 (pièce 14), le ST ElCom a demandé un certain nombre de
corrections, à savoir l’application de la directive 3/2018 pour la période tarifaire 2013–2017 (1),
la prise en compte de l’ensemble du portefeuille (production propre, achats, contrats back-to-
back, échanges commerciaux, etc.) dans les calculs des coûts de production (approvisionne-
ment) (2) et enfin la prise en compte dans la version du fichier de comptabilité analytique corres-
pondant de l’état du fonds de différences de couverture pour l’année 2013 de –[…] francs, issue
de la première version dudit fichier (28 août 2014) (3).
7
Lors de l’entretien du 24 janvier 2019 (pièce 24), la destinataire de la décision a une fois encore
présenté sa position en ce qui concerne l’application de la directive 3/2018 (1), expliqué comment
elle aurait appliqué la méthode du prix moyen dans le passé (2), et quelles seraient, selon elle,
les composantes du portefeuille à prendre en compte dans la méthode du prix moyen (3).
8
Dans sa prise de position du 27 février 2019 (pièce 25), la destinataire de la décision a estimé
qu’un taux de WACC de la production d’environ […]% se justifie dans son cas (1). Elle s’est
opposée au principe consistant à inclure les contrats back-to-back, clairement identifiés comme
tels, dans le calcul selon la méthode du prix moyen (2) et au principe consistant à inclure les
hedges pour revendeurs dans le calcul selon la méthode du prix moyen (3). Elle estime également
qu’il convient de tenir compte des différences de couverture de l’énergie non seulement pour la
période 2013 à 2017, mais aussi depuis l’entrée en vigueur de la LApEI, afin de prendre en con-
sidération l’évolution des différences de couverture des années T2009 à T2017 (4). Enfin,
la destinataire de la décision a communiqué au ST ElCom avoir téléchargé un certain nombre de
documents au moyen du portail pour gestionnaires de réseau (pièce 26).
C.
9
Par courrier du 28 mai 2019 (pièce 29), le ST ElCom a ouvert à l’encontre de la destinataire de
la décision une procédure qui porte sur ses coûts et ses tarifs de l’énergie pour l’année 2017.
10
Après avoir demandé (pièce 31) et obtenu (pièce 32) une prolongation de délai, la destinataire
de la décision a fait parvenir au ST ElCom sa prise de position complémentaire en date du 24 juil-
let 2019, de même qu’une copie des contrats back-to-back (contrats d’approvisionnement pour
clients finaux et contrats d’approvisionnement pour revendeurs) (pièce 33). Elle conclut à ce qui
suit :
« Plaise au Secrétariat technique de la Commission fédérale de l’électricité dire et
prononcer, avec suite de frais et dépens :
1. REC est autorisée à appliquer un taux de WACC de production minimal de
[…]% pour l’année tarifaire 2017 ;
2. REC ne doit pas appliquer la méthode du prix moyen aux contrats back-to-back
énumérés dans le bordereau des pièces (pièces n° 3 à 22), sous réserve de la
partie de ceux-ci attribuable au pot commun telle que résultant des allégués
relatifs aux Groupes 1 (pièces n° 3 et 4), 3 (pièces n° 7 à 9), 5 (pièces n° 12 à
14) et 6 (pièces n° 15 à 17) et qui correspond à un volume total de […] MWh
pour un prix moyen de CHF […]/MWh. »









6/59




D.
11
En date du 20 septembre 2019 (pièce 34), le ST ElCom a envoyé un courrier à la destinataire de
la décision pour obtenir des informations supplémentaires sur ses centrales de production et sur
les contrats d’achat back-to-back. Le 2 octobre 2019, sur demande de la destinataire de la déci-
sion, le ST ElCom a répondu aux questions de la destinataire de la décision sur ce même courrier
(pièce 36).
12
En date du 27 septembre 2019 (pièce 35), la destinataire de la décision a fait parvenir un rapport
d’expertise sur la détermination du WACC production, établi par le cabinet […], à […] (ci-après :
rapport [N]).
13
Le 11 octobre 2019, la destinataire de la décision a envoyé un courriel au ST ElCom expliquant
que tous les documents de réponse au courrier du 20 septembre 2019 avaient été téléversés sur
la plateforme pour gestionnaires de réseau du ST ElCom (pièce 37, annexes A à I).
14
Par courrier du 30 octobre 2019 (pièce 38), le ST ElCom a demandé à la destinataire de la déci-
sion de lui fournir des précisions sur les données des centrales hydrauliques (centrales au fil de
l’eau et à accumulation), ainsi que la liste de tous ses achats sur le marché (hors contrats back-
to-back) afin de pouvoir mener son analyse.
15
En date du 8 novembre 2019 (cf. annexes à la pièce 42 datée du 11 novembre 2019), la destina-
taire de la décision a fourni ces informations, mais n’a pas fourni d’explications suffisantes sur les
transactions du marché à court terme.
16
Le 2 décembre 2019 (pièce 44), le ST ElCom a demandé à la destinataire de la décision des
informations sur les centrales manquantes ainsi que sur les transactions du marché à court terme.
En date du 9 décembre 2019 (pièce 45), la destinataire de la décision a répondu que les centrales
en sus bénéficiaient de la rétribution à prix coûtant du courant injecté (ci-après : RPC) et ne fai-
saient par conséquent pas partie de la production propre. Elle a également fourni les explications
manquantes au sujet des transactions du marché à court terme.
17
Par courrier du 13 février 2020 (pièce 46), le ST ElCom a demandé à la destinataire de la décision
des informations sur un certain nombre de centrales de production manquantes auquel il a été
répondu par courrier transmis par voie électronique du 25 février 2020 (pièce 47).
18
Par courrier du 9 juillet 2020 (pièce 48), le ST ElCom a demandé à la destinataire de la décision
des informations sur le nombre de destinataires de facture auquel il a été répondu par courrier
du 24 juillet 2020 (pièce 49).
E.
19
Par courrier recommandé du 5 mai 2021, le ST ElCom a notifié son rapport de vérification à la
destinataire de la décision (pièce 50) ainsi qu’à la Surveillance des prix (SPr ; pièce 51) en leur
fixant à toutes les deux un délai pour prendre position.
20
Par courrier du 17 mai 2021 (pièce 52), la destinataire de la décision a sollicité une prolongation
de délai ainsi qu’un entretien avec la Commission. Par courrier du 31 mai 2021 (pièce 54),
le ST ElCom a octroyé la prolongation de délai et communiqué qu’elle ne voyait pas l’intérêt d’or-
ganiser une audition à ce stade de la procédure et que ce n’est qu’une fois qu’elle aura pris
connaissance de la prise de position de la destinataire de la décision que la Commission sera en
mesure de se prononcer sur une éventuelle demande d’audition.









7/59




21
Par courrier du 25 mai 2021 transmis par voie électronique (pièce 53), la SPr a salué les baisses
de coûts obtenues pour l’année sous revue et précisé qu’elle renonçait à déposer une prise de
position au sens de l’article 15 de la loi fédérale du 20 décembre 1985 concernant la surveillance
des prix (LSPr ; RS 942.20).
22
Après avoir demandé (pièce 55) et obtenu (pièce 56) une deuxième prolongation de délai,
la destinataire de la décision a déposé sa prise de position par courrier recommandé du 31 août
2021 (pièce 57). Elle a produit six annexes : les deux premières consistant en des versions des
tarifs 2017, à savoir la version du calcul prévisionnel des tarifs 2017 (formulaire 5.2 du fichier de
comptabilité analytique des tarifs 2017) envoyée le 30 août 2016 (pièce 57, annexe 1) et la ver-
sion du calcul de la différence de couverture 2017 (formulaire 5.1 du fichier de comptabilité ana-
lytique des tarifs 2019) envoyée le 23 août 2018 (pièce 57, annexe 2). Elle a également joint un
rapport du cabinet spécialisé […] du 31 août 2021 (pièce 57, annexe 3), des exemples de contrats
back-to-back (pièce 57, annexe 4), la décision de l’ElCom relative au contrôle des tarifs 2009 de
Romande Energie SA (ci-après : RESA) (pièce 57, annexe 5) et enfin un tableau comparatif des
directives de l’ElCom (pièce 57, annexe 6). Elle conclut à ce qui suit :
« REC est d’avis que les conditions de recevabilité d’une intervention de vos autori-
tés sur les tarifs ne sont pas réunies et que toute modification des tarifs établis est
injustifiée, ce d’autant qu’elle serait de toute manière infondée.
Les demandes de modification des tarifs interviennent en violation des principes
constitutionnels et du principe de légalité et s’avèrent contradictoires eu égard aux
principes généraux régissant l’établissement des tarifs. Elles sont partant illégales.
Au vu de ce qui précède, REC maintient ses conclusions de rejet des demandes
formulées par votre autorité déjà formulées précédemment. »
23
Par courrier du 8 septembre 2021 (pièce 58), le ST ElCom a informé la destinataire de la décision
qu’elle prévoyait de soumettre un projet de décision à l’autorité de céans pour approbation d’ici
la fin de l’année. Faisant suite à ce courrier, […], Responsable Compliance et M&A pour le
Groupe Romande Energie, a interpellé par téléphone du 13 septembre 2021 […], collaborateur
au sein du ST ElCom, sur la question de la demande d’audition du 17 mai 2021 (pièce 52). Il a
alors été convenu que si REC souhaitait une telle audition, une nouvelle requête écrite serait
déposée en ce sens. Ce faisant, le ST ElCom a adressé un courriel à la destinataire de la décision
le 27 septembre 2021 (pièce 59) par lequel il lui rappelle de déposer une demande écrite si elle
souhaite maintenir sa demande d’audition.
24
Par courrier recommandé du 24 septembre 2021, transmis à nouveau par courriel du 27 sep-
tembre 2021 (pièce 61), la destinataire de la décision a réitéré sa demande d’audition par l’ElCom
doublée d’un entretien avec le ST ElCom.
25
Par courriel du 1er octobre 2021 (pièce 62), le ST ElCom a invité la destinataire de la décision à
une audition le 21 octobre 2021 au siège de l’autorité de céans à Berne, en requérant un ordre
du jour précis ainsi que la liste des participants de REC à l’audition. L’ordre du jour et la liste des
participants ont été transmis par REC par courriel du 8 octobre 2021 (pièce 63). La présentation
en deux langues (français/allemand) a quant à elle été transmise à l’autorité de céans par cour-
riels du 20 octobre 2021 (pièce 65).
26
Lors de l’audition du 21 octobre 2021, les représentants de REC se sont exprimés sur la base
d’une présentation (pièce 65) dont la diapositive 14, intitulée « conclusion », a la teneur suivante :
« - Absence d’abus de REC dans sa politique de constitution des tarifs

- Demande de classement sans suite de la procédure ».
27
Cette audition a fait l’objet d’un procès-verbal (pièce 66).







8/59




28
Par courriel du 18 novembre 2021 (pièce 67), le ST ElCom a demandé des précisions relatives
aux participations financières que RESA, respectivement Romande Energie Holding SA
(ci-après : REH) détiennent dans des sociétés de production. La destinataire de la décision y a
répondu par courriel du 24 novembre 2021 (pièce 68). Selon l’annexe à ce courriel, il n’y a pas
de flux physique entre les sociétés de production et RESA en cas de participations uniquement
financières de RESA, respectivement REH, dans ces sociétés.
29
Il sera revenu ci-après, en tant que besoin, sur les autres éléments du dossier.







9/59




II
Considérants
1
Compétence
30
A teneur de l’article 22 LApEl (2015), l’ElCom surveille le respect de la loi, prend les mesures et
rend les décisions nécessaires à l’exécution de la loi et des dispositions d’exécution. Elle est en
particulier compétente pour vérifier, d’office ou en cas de litige, les tarifs et la rémunération pour
l’utilisation du réseau ainsi que les tarifs de l’électricité (art. 22, al. 2, let. a et b, LApEl). La légi-
slation en matière d’approvisionnement en électricité (LApEl et ordonnance du 14 mars 2008 sur
l’approvisionnement en électricité [OApEl ; RS 734.71]), contient plusieurs règles concernant la
composition des tarifs de la rémunération pour l’utilisation du réseau et des tarifs de l’électricité
(notamment art. 6, 14 et 15 LApEl [2015] et art. 4, 7, et 12 à 19, OApEl [2017]).
31
La compétence de l’ElCom de procéder à la vérification des coûts et tarifs de l’énergie 2017 de
REC est dès lors donnée. La procédure est menée d’office.
32
Dans sa prise de position du 31 août 2021 (pièce 57, let. B, ch. 2, let. c, pp. 15 s.), la destinataire
de la décision fait valoir que les conditions matérielles d’intervention de l’ElCom fixées à l’ar-
ticle 19, alinéa 2 OApEl (c.-à-d. ordonner une compensation par réduction tarifaire pour cause de
gains injustifiés) ne seraient pas remplies en l’espèce et conteste donc la compétence de l’ElCom.
33
L’autorité de céans est compétente pour l’application de l’article 19 OApEl. En effet, le respect
des exigences de l’article 19 OApEl est une question d’ordre matériel et non d’ordre formel. C’est
pourquoi la question de la compétence n’est pas décisive en l’espèce.
34
En outre, dans son arrêt A-2857/2013 du 21 octobre 2010, le Tribunal administratif fédéral (TAF)
a confirmé la pratique de l’ElCom concernant les différences de couverture (notamment le calcul
des intérêts théoriques) qui se base sur l’application de l’article 19, alinéa 2 OApEl (cf. directive
1/2012 de l’ElCom du 19 janvier 2012/13 juin 2013 relative aux différences de couverture des
années précédentes, annexes comprises [ci-après : directive 1/2012 ; téléchargeable
sur www.elcom.admin.ch  Documentation  Directives  Directives abrogées, consulté le
6 décembre 2021], actuellement remplacée par la directive 2/2019 de l’ElCom du 5 mars 2019
relative aux différences de couverture du réseau et de l’énergie des années précédentes, an-
nexes comprises (ci-après : directive 2/2019 ; téléchargeable sur www.elcom.admin.ch
 Documentation  Directives  Directives, consulté le 6 décembre 2021) et dont la teneur est
similaire. Dans ce cadre, le TAF n’a pas contesté la conformité de l’article 19, alinéa 2 OApEl
avec le droit supérieur (cf. consid. 5 de l’arrêt précité). L’arrêt du TAF a été confirmé sur ce point
par le Tribunal fédéral (ci-après : TF) dans son arrêt 2C_1076/2014 du 4 juin 2015 (consid. 4).
Finalement, dans son arrêt A-2222/2012 du 10 mars 2014, le TAF a constaté que le mécanisme
des différences de couverture est cohérent avec la LApEl (consid. 8.5.2) (cf. également : ElCom,
décision 211-00004 du 15 décembre 2016, consid. 1, ch. marg. 23 ss., p. 6 et références citées).
35
Sur la base de l’article 22, alinéa 2, lettre b LApEl en lien avec l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015)
ainsi que les articles 4 et 19, alinéa 2 OApEl (2017), l’ElCom est dès lors compétente pour or-
donner la compensation d’éventuels excédents de couverture. De ce fait, la présente procédure
de vérification se justifie en tous points et la conclusion par laquelle la destinataire de la décision
conteste la compétence de l’ElCom de procéder à la vérification des tarifs est rejetée.







10/59




2
Objet et étendue de la procédure
36
La présente procédure examine les coûts et tarifs de l’énergie de l’année 2017. La vérification se
base sur les données effectives de la destinataire de la décision. Ainsi, les tarifs de l’année 2017
sont vérifiés sur la base des données effectives de l’année 2017.
37
La vérification porte notamment sur le respect de la méthode du prix moyen de l’approvisionne-
ment en énergie. Ni les contrats d’achat, ni les prix payés par la destinataire de la décision pour
l’achat d’énergie à RESA n’ont été contrôlés. L’autorité de céans se réserve expressément le
droit de vérifier si les achats d’énergie à des entreprises d’un même groupe respectent le principe
de pleine concurrence ou si les prix d’achat et les contrats d’achat correspondent bien, soit au
prix de revient de la production propre, soit aux conditions du marché au moment de la décision
d’achat par RESA ou par les instances supérieures de la destinataire de la décision. Il convient
toutefois de noter que l’ElCom garde un œil critique sur les structures d’entreprises semblables
à
celle
de
REC
dans
sa
forme
actuelle.
[…]
[…]
[…]
[…]
[…].
38
Dans le cadre de la vérification des tarifs, l’autorité des céans s’est concentrée, en observant les
principes de la matérialité et de l’économicité, sur plusieurs points principaux et n’a donc pas
examiné tous les aspects de manière approfondie. La vérification a été effectuée sur la base de
l’examen des informations et documents fournis. Elle s’est essentiellement fondée sur des en-
quêtes qualitatives et des calculs de plausibilité dans le but de vérifier la conformité des tarifs
avec les prescriptions légales, dans le cas d’espèce en particulier sur le respect de la méthode
du prix moyen selon l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015).
39
On ne saurait conclure que les différentes méthodes de calcul utilisées et les valeurs qui en ré-
sultent seront automatiquement acceptées par l’ElCom lors d’une future vérification approfondie.
Une vérification ultérieure des points qui n’ont pas été examinés dans le cadre de la présente
procédure demeure réservée.
3
Parties et droit d’être entendu
3.1
Parties
40
La procédure de l’ElCom est régie par la loi fédérale du 20 décembre 1968 sur la procédure
administrative (PA ; RS 172.021 ; cf. art. 1, al. 2, let. d, PA ainsi que l’art. 11 du Règlement interne
de la Commission de l’électricité du 12 septembre 2007 ; RI ElCom ; RS 734.74).
41
Sont admises comme parties au sens de l’article 6 PA, les personnes dont les droits ou les obli-
gations pourraient être touchés par la décision à prendre, ainsi que les autres personnes,
organisations ou autorités, qui disposent d’un moyen de droit contre la décision.
42
Pour l’année tarifaire 2017, qui est l’année sous revue, la destinataire de la décision fixe – en lieu
et place des gestionnaires de réseau concernés (à savoir ses actionnaires-clients et RESA) –
des tarifs de l’énergie uniformes à partir d’un mix d’approvisionnement unique. Les gestionnaires
de réseau concernés ne complètent plus la partie énergie du fichier de comptabilité analytique,
cette tâche incombant à la destinataire de la décision (sur la structure de la destinataire de la
décision, cf. consid. 9). Dans un souci d’effectivité des contrôles, le ST ElCom a en effet demandé
à la destinataire de la décision de compléter les fichiers annuels de comptabilité analytique relatifs







11/59




à la partie énergie, de manière unique et commune à toutes les zones de desserte concernées
depuis 2014 (calcul des tarifs 2015). A ce titre, la destinataire de la décision fournit l’énergie
électrique aux consommateurs finaux des différentes zones de desserte de ses actionnaires-
clients et de RESA. La présente procédure vérifie de façon plus approfondie les coûts de l’énergie
imputables de la destinataire de la décision pour l’année tarifaire 2017. Ainsi, la destinataire de
la décision est directement touchée dans ses droits et obligations. Elle revêt donc la qualité de
partie au sens de l’article 6 PA.
3.2
Droit d’être entendu
43
Par courrier du 27 février 2017 (pièce 1), la destinataire de la décision a été avertie que l’autorité
de céans se réservait le droit d’ouvrir une procédure en vérification des tarifs de l’énergie en ce
qui concerne les coûts de l’énergie. Par courrier recommandé du 26 avril 2018 (pièce 2),
le ST ElCom lui a demandé d’adapter ses fichiers de comptabilité analytique à partir de l’année
tarifaire 2013 en tenant compte de la méthode du prix moyen. La destinataire de la décision a
alors refusé d’y donner suite en renonçant à transmettre de nouvelles versions du formulaire 5.1
de la comptabilité analytique (courrier du 28 juin 2018 ; pièce 5). Le ST ElCom lui a donc fixé un
ultime délai (courrier recommandé du 16 juillet 2018 ; pièce 6) pour s’exécuter. Suite au dépôt
d’un certain nombre de pièces téléversées sur le portail de l’ElCom par la destinataire de la déci-
sion à fin août 2018 (pièces 10 et 12), le ST ElCom a demandé des corrections par courrier du
17 décembre 2018 (pièce 14). Une séance entre des collaborateurs de la destinataire de la déci-
sion et ceux du ST ElCom s’est tenue en date du 24 janvier 2019 (pièces 15 – 24). Faisant suite
à cette séance, la destinataire de la décision a produit plusieurs documents en date des 27
et 28 février 2019 (pièces 25 – 28).
44
Les documents produits par la destinataire de la décision ne faisant pas état d’une fixation des
tarifs correspondant à la jurisprudence applicable en la matière, le ST ElCom a donc formellement
ouvert, par courrier recommandé du 28 mai 2019 (pièce 29), une procédure qui porte sur les
coûts et les tarifs de l’énergie de la destinataire de la décision pour l’année 2017. Il a versé au
dossier de la cause la correspondance échangée jusqu’alors entre la destinataire de la décision
et lui-même. Il lui a également à nouveau fixé un délai pour recalculer ses coûts conformément à
la pratique de l’autorité de céans qui repose sur la méthode du prix moyen. Ainsi, la destinataire
de la décision a déposé, en date du 24 juillet 2019 et par courrier recommandé, une prise de
position (pièce 33, ch. 4, p. 8) par laquelle elle conclut notamment et en substance à l’application
d’un taux de WACC de la production de […]% ainsi qu’à l’autorisation de ne pas appliquer la
méthode du prix moyen à une liste de contrats back-to-back.
45
Le ST ElCom a ensuite posé un certain nombre de questions complémentaires (pièces 34, 38,
44, 46, 48) auxquelles la destinataire de la décision a répondu (pièces 35, 37, 41, 45, 47, 49).
46
Par courrier recommandé du 5 mai 2021, le ST ElCom a notifié à la destinataire de la décision
(pièce 50) ainsi qu’à la SPr (pièce 51) son rapport de vérification auquel la destinataire de la
décision a répondu par prise de position du 31 août 2021 (pièce 57) dans laquelle elle conclut
notamment et en substance à l’irrecevabilité de l’intervention de l’ElCom, à l’anticonstitutionnalité
et à l’illégalité des demandes de modification de ses tarifs, et enfin à la confirmation de ses con-
clusions de rejet des demandes de l’autorité de céans déjà formulées précédemment. Si le
ST ElCom n’a pas fait droit à sa demande d’audition (pièce 52) au motif que celle-ci était préma-
turée, il n’en a pas moins prolongé le délai pour prendre position (3 mois au lieu d’un seul ;
pièces 54 et 56).









12/59




47
Par courrier recommandé du 31 août 2021 (pièce 57), la destinataire de la décision a déposé sa
prise de position portant sur le rapport de vérification du 5 mai 2021 (pièce 50). Par ailleurs,
et à sa demande (pièce 61), des cadres de la destinataire de la décision ont également eu l’oc-
casion d’exposer leur point de vue oralement au cours d’une audition qui s’est tenue en date du
21 octobre 2021 et dont le contenu a non seulement fait l’objet d’une présentation Powerpoint
(pièce 65), mais a également été consigné dans un procès-verbal (pièce 66). Répondant à la
question du ST ElCom (courriel du 18 novembre 2021 ; pièce 67), la destinataire de la décision
a encore précisé que, par sociétés de production dans lesquelles REH et RESA ne possèdent
que des participations financières, il fallait entendre les sociétés dont les partenaires de la desti-
nataire de la décision n’ont pas un droit à l’énergie produite. C’est en ce sens que, pour l’année
tarifaire 2017, l’on ne peut pas à proprement parler de flux physique mais d’achats à une entre-
prise partenaire au sens de l’article 6 de la directive 2/2018, respectivement 3/2012. Il ressort de
l’annexe jointe à cette réponse que, en cas de participations uniquement financières de RESA,
respectivement REH dans des sociétés de production, il n’y a pas de livraison d’énergie entre
lesdites sociétés de production et RESA (courriel du 24 novembre 2021 ; pièce 68).
48
Tant les conclusions de la destinataire de la décision que ses arguments ont été pris en compte
par l’autorité de céans dans le cadre de l’appréciation matérielle du cas d’espèce. Ainsi, le droit
d’être entendu est respecté (art. 29, PA).
4
Refus du classement sans suite
49
Lors de l’audition du 21 octobre 2021, la destinataire de la décision a déposé la conclusion sui-
vante : « Demande de classement sans suite de la procédure » (pièce 65, diapositive 14,
2e puce).
50
Si la destinataire de la décision s’est évertuée à démontrer en quoi les corrections issues de la
présente procédure qui lui ont été communiquées par le biais du rapport de vérification du 5 mai
2021 (pièce 50) ne sont pas pertinentes quant au fond, elle n’apporte aucun élément nouveau à
l’appui de sa demande justifiant un tel classement. Dans son rapport de vérification, le ST ElCom
a constaté des infractions à la LApEl. Il n'y a donc aucune raison de clore la procédure.
51
La démarche suivie tant par le ST ElCom que par l’autorité de céans dans le cadre de la présente
procédure est ainsi conforme aux exigences du droit de l’approvisionnement en électricité. Au vu
de ce qui précède, la demande de classement sans suite de la procédure en vérification des
coûts et tarifs de l’énergie 2017 déposée par la destinataire de la décision doit donc être rejetée.
5
Droit applicable
52
En règle générale, les normes en vigueur au moment où les faits se produisent s’appliquent aux
faits dont les conséquences juridiques sont en cause (MOOR PIERRE/FLÜCKIGER ALEXANDRE/
MARTENET VINCENT, Droit administratif – Volume I – Les fondements, 3e éd., Berne 2012,
ci-après : MOOR / FLÜCKIGER / MARTENET, n. 2.4.2.3, p. 184 ; cf. également TAF, arrêt du 21 dé-
cembre 2016, A-6840/2015, consid. 3.1.2 ; ElCom, décision 221-00415 du 11 septembre 2019,
consid. 4, ch. marg. 70, p. 16 et références citées). Dans le cas d’espèce, l’autorité de céans
procède à la vérification des coûts et tarifs de l’énergie de l’année tarifaire 2017 de la destinataire
de la décision. Cette procédure aura certes des incidences non négligeables sur les tarifs des
années futures, notamment en raison du mécanisme de différences de couverture. Toutefois,
les faits dont les conséquences juridiques sont en cause sont bien les coûts et tarifs sous revue,
à savoir ceux de l’année tarifaire 2017. Or, il n’existe pas de disposition transitoire réglant la
question du droit intertemporel en matière de vérification des tarifs. Ainsi, en ce qui concerne le







13/59




droit de fond, l’autorité de céans applique la LApEl dans sa version du 1er juin 2015 (LApEl [2015])
et l’OApEl dans sa version du 1er janvier 2017 (OApEl [2017]), alors en vigueur lors de l’année
tarifaire sous revue.
53
Ensuite, les nouvelles règles de procédure s’appliquent dès leur entrée en vigueur à toutes les
causes qui sont encore pendantes, à moins que les principes structurant l’organisation du nou-
veau régime soient fondamentalement différents de l’ancien (MOOR/FLÜCKIGER/MARTENET,
ch. 2.4.2.3, p. 186 et BOVAY BENOÎT, Procédure administrative, 2e édition, Berne 2015, p. 249 ;
cf. également TAF, arrêt du 21 décembre 2016, A-6840/2015, consid. 3.1.2). En matière de pro-
cédure, l’autorité de céans applique donc le droit actuellement en vigueur (TAF, arrêt du 21 dé-
cembre 2016, A-6840/2015, consid. 3.1.2 ; ElCom, décision 221-00415 du 11 septembre 2019,
consid. 4, ch. marg. 72 p. 16 et références citées).
6
Bases légales
54
Selon l’article 6, alinéa 1 LApEl, les gestionnaires d’un réseau de distribution prennent les me-
sures requises pour pouvoir fournir en tout temps aux consommateurs avec approvisionnement
de base la quantité d’électricité qu’ils désirent au niveau de qualité requis et à des tarifs équi-
tables. Les consommateurs finaux avec approvisionnement de base sont les consommateurs
captifs (c.-à-d. les ménages et les autres consommateurs finaux qui consomment annuellement
moins de 100 MWh par site de consommation ; art. 6, al. 2, LApEl) et ceux n’ayant pas fait usage
de leur droit d’accès au réseau (art. 6, al. 1, LApEl).
55
Les tarifs doivent présenter séparément l’utilisation du réseau, la fourniture d’énergie,
les redevances et les prestations fournies à des collectivités publiques (art. 6, al. 3, i. f., LApEl).
Selon l’article 6, alinéa 4, 2e phrase LApEl, le gestionnaire du réseau doit tenir une comptabilité
par unité d’imputation pour la composante concernant la fourniture d’énergie. Par ailleurs,
il a l’obligation de répercuter proportionnellement sur les consommateurs avec approvisionne-
ment de base le bénéfice qu’il tire du libre accès au réseau (art. 6, al. 5, LApEl [2015]),
c’est-à-dire les bénéfices qu’il tire des achats d’énergie sur le marché (cf. ElCom, décision
211-00033 du 20 août 2020, consid. 3, ch. marg. 36, p. 9).
56
La composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie aux consommateurs finaux avec appro-
visionnement de base se fonde sur les coûts de production d’une exploitation efficace et sur les
contrats d’achat long terme du gestionnaire du réseau de distribution (art. 4, al. 1, OApEl [2017]).
Selon la jurisprudence du TF, ces deux composantes ne sont pas exhaustives. A tout le moins
lorsque la production propre et les contrats d’achat long terme ne suffisent pas à couvrir la de-
mande, le gestionnaire de réseau (ci-après : GRD) est en droit de procéder à des achats d’éner-
gie à court terme sur le marché. D’éventuels bénéfices doivent impérativement être répercutés
sur les consommateurs finaux en approvisionnement de base (ATF 142 II 451, consid. 5.2.7).
57
Selon l’article 19, alinéa 1, 1ère phrase OApEl, l’ElCom compare les niveaux d’efficacité des ges-
tionnaires de réseau en vue de vérifier les tarifs et les rémunérations pour l’utilisation du réseau
ainsi que les tarifs d’électricité. Conformément à l’article 19, alinéa 2 OApEl, elle ordonne la com-
pensation, par réduction tarifaire, des gains injustifiés dus à des tarifs d’utilisation du réseau ou à
des tarifs d’électricité trop élevés. La notion d’efficacité est ainsi directement ancrée dans la légi-
slation sur l’approvisionnement en électricité (cf. également art. 8 et 15 LApEl [2015] ;
ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020, consid. 3, p. 9).









14/59




7
Application du droit dans le temps
7.1
Arguments de la destinataire de la décision
58
La destinataire de la décision se prévaut de la rétroactivité. Pour elle en effet, l’arrêt de référence
en matière de méthode du prix moyen – à savoir l’ATF 142 II 451 – ayant été rendu le 20 juillet
2016, elle ne disposait plus du temps suffisant pour procéder aux calculs nécessaires à sa mise
en œuvre correcte dans le délai légal du 31 août 2016 (pièce 57, let. A, ch. 6, p. 11). Pour elle,
il n’a été mis fin à l’insécurité juridique que par l’adoption par les Chambres fédérales en dé-
cembre 2017 des modifications de la LApEl. Enfin, la promulgation par l’ElCom en avril 2018 de
la directive 3/2018 aurait eu pour effet d’introduire un taux de WACC de production maximal de
4.98% avec effet rétroactif sur plusieurs années. Il s’agirait dès lors d’un changement de pratique
illicite (pièce 57, sp. let. B, ch. 1, p. 14 ; let. B, ch. 3 let. c et d, pp. 17 ss). Elle se prévaut égale-
ment de la prescription, respectivement de la péremption, du droit pour l’ElCom de demander la
modification des tarifs ex post (pièce 57, let. C, ch. 1, let. b et ch. 2, pp. 22 ss).
59
Pour des raisons de logique de raisonnement, l’autorité de céans a regroupé dans un seul con-
sidérant tous les griefs relatifs à l’application du droit dans le temps. Toutefois, la question de
l’absence de changement de pratique (consid. 7.2) sera abordée avant celle de la rétroactivité
(consid. 7.3) et celle de l’absence d’empêchement par l’écoulement du temps (péremption/
prescription)(consid. 7.4). Enfin, une conclusion intermédiaire compilera le tout (consid. 7.5).
7.2
Pas de changement de pratique
60
Dans sa prise de position du 31 août 2021 (pièce 57, sp. let. B, ch. 1, p. 14 ; let. B, ch. 3 let. c et
d, pp. 17 ss), la destinataire de la décision prétend notamment que l’ElCom a changé sa méthode
de vérification du calcul des coûts de l’approvisionnement en énergie dans l’approvisionnement
de base, au moment du retournement du marché en 2013, à savoir lorsque les coûts d’achat de
l’énergie sur le marché ont baissés et sont devenus moins chers que les coûts de production,
et mentionne à la page 10 : « il nous semble injustifié de changer de méthode uniquement les
années où cela se révèle défavorable à l'exclusion des années précédentes ».
61
Selon l’article 22, alinéa 2, lettre b LApEl, l’ElCom est compétente pour vérifier d’office les tarifs
de l’électricité ; elle peut exiger une réduction des tarifs (ex post) ou s’opposer à une augmenta-
tion (ex ante) (CONSEIL FÉDÉRAL, Message du 3 décembre 2004 relatif à la modification de la loi
sur les installations électriques et à la loi fédérale sur l’approvisionnement en électricité [04.083 ;
ci-après : MCF], FF 2005 1545 s. ; cf. également TAF, arrêt du 10 décembre 2013, A-3343/2013,
consid. 1.1.2.5). Par ailleurs, la jurisprudence fédérale a retenu que, s’agissant d’une intervention
ex post, l’article 19, alinéa 2 OApEl, qui codifie le système dit des différences de couverture,
autorise l’autorité de céans à ordonner la compensation au moyen d’adaptations des tarifs les
années suivantes non seulement en matière d’utilisation du réseau, mais également s’agissant
de la fourniture d’électricité. Il s’applique pleinement à la compensation des différences de cou-
verture pour les tarifs relevant de l’approvisionnement de base en énergie (TF, arrêt 2C_828/2019
du 16 juillet 2020, consid. 8.1, p. 18). L’ElCom peut donc également engager des procédures se
rapportant à des années tarifaires passées pour procéder à la vérification des coûts et tarifs de
l’énergie destinée à la fourniture de l’approvisionnement de base.









15/59




62
En l’espèce, l’autorité de céans a indiqué à plusieurs reprises que, selon elle, l’imputation des
coûts aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base doit se faire selon la méthode
dite du prix moyen (cf. par exemple : ElCom, décision 957-08-141 du 15 avril 2013, consid. 6.3.4 ;
décision 957-09-127 du 22 janvier 2015, consid. 2.2.1.3 ; ST ElCom, Séance d’information pour
gestionnaires de réseau 2015, diapositives 119 ss, téléchargeable sur : www.elcom.admin.ch
 Documentation  Manifestations  Séances d’information pour gestionnaires de réseau
 Séances d’information 2015, consulté le 6 décembre 2021). Lors des séances d’information
pour gestionnaires de réseau de 2016 et de 2017, l’autorité de céans a également indiqué qu’en
raison des procédures de recours en cours à ce sujet, toutes les procédures déjà engagées
étaient momentanément suspendues et que, une fois la situation clarifiée (dans le cadre des
débats au Parlement sur l’abrogation de l’article 6, alinéa 5 LApEl [2015]), une solution serait
recherchée avec les gestionnaires de réseau qui, dans une large mesure, n’ont pas respecté la
méthode du prix moyen (cf. ST ElCom, Séance d’information pour gestionnaires de réseau 2016,
diapositive 49 ; ST ElCom, Séance d’information pour gestionnaires de réseau 2017, diapositives
22 ss, tous deux téléchargeables sur : www.elcom.admin.ch  Documentation  Manifestations
 Séances d’information pour gestionnaires de réseau  Séances d’information 2016/2017,
consulté le 6 décembre 2021). Par ailleurs, l’autorité de céans a indiqué dans sa Newsletter
8/2016 (www.elcom.admin.ch  Documentation  Newsletter, consulté le 6 décembre 2021)
que des corrections devaient être apportées au calcul des coûts de l’énergie imputables à l’ap-
provisionnement de base (pour les années passées, à compter de l’année tarifaire 2013) par le
biais du mécanisme de différences de couverture. Durant toutes ces années, l’ElCom a ainsi
toujours communiqué son avis en matière d’imputation des coûts à l’approvisionnement de base
et a mené ses procédures d’examen en conséquence (ElCom, décision incidente 211-00300 du
7 février 2019, consid. 3.2, ch. marg. 21 – 24, pp. 6 s. ; cf. également ElCom, décision incidente
211-00302 du 9 avril 2019, consid. 3.2.1, ch. marg. 23, p. 8).
63
Il est dès lors incompréhensible que la destinataire de la décision se plaise à croire en toute
bonne foi que, en ce qui concerne la méthode du prix moyen, il s’agisse d’un changement de
pratique rétroactif et qu’aucune correction ne doive être apportée pour les années passées.
Pour le même motif, la destinataire de la décision ne saurait être suivie lorsqu’elle prétend que
l’ATF 142 II 451 datant de fin juillet 2016, il ne lui était plus loisible de le mettre en œuvre dans le
délai du 31 août 2016 (pièce 57, let. A, ch. 6, page 11). En effet, les corrections à apporter sont
à prendre en compte dans le cadre du mécanisme de différence de couverture, qui veut que les
gains injustifiés dus à des tarifs d’électricité trop élevés soient compensés par des réduction de
tarifs dans les années suivantes (art. 19, al. 2, OApEl). Ainsi, le calcul des différences de couver-
ture 2017 devant intervenir en 2018, dans le cadre du calcul des tarifs 2019, la destinataire de la
décision avait tout à fait le temps de corriger ses données comme le lui demandait le ST ElCom.
64
Force est de constater que la méthode du prix moyen correspond à la méthode appliquée par
l’ElCom depuis les débuts de ses vérifications des coûts et tarifs de l’énergie (cf. notamment
ElCom, décision 211-00016 du 17 novembre 2016, consid. 6, pp. 48 ss ; ElCom, décision partielle
211-00004 du 15 décembre 2016, consid. 7, pp. 9 ss et ElCom, décision 211-00033 du 20
août 2020, consid. 5, pp. 26 ss). C’est également la méthode utilisée dans le cadre du contrôle
des tarifs de l’électricité 2009 de la zone de desserte de RESA (cf. ElCom, décision 957-08-036
du 16 avril 2012), où les coûts de la production propre ont été corrigés pour permettre le calcul
d’un coût moyen de l’énergie (production propre, contrats long terme, contrats partenaires et
achats marché) appliqué dans le cadre du calcul de la différence de couverture de l’énergie.
65
Ainsi, le grief selon lequel l’autorité de céans aurait procédé à un changement de pratique est
sans fondement.







16/59




7.3
Pas de rétroactivité
7.3.1
Généralités
66
La destinataire de la décision mentionne en outre l’effet rétroactif, tant de la méthode du prix
moyen, que du taux de WACC de la production tel qu’il découle de la directive 3/2018 (cf. con-
sid. 7.1 et pièce 5, ainsi que ch. marg. 3 ci-dessus).
67
Par effet rétroactif, on entend l’application d’un nouveau droit à des faits régis par l’ancien droit
(TSCHANNEN PIERRE/ZIMMERLI ULRICH/MÜLLER MARKUS, Allgemeines Verwaltungsrecht, 4e éd.,
Berne 2014, § 24 ch. marg. 21, p. 203). La rétroactivité implique par conséquent un changement
du droit.
7.3.2
En ce qui concerne l’application de la méthode du prix moyen
68
Les bases juridiques pertinentes pour la présente procédure n’ont pas changé dans la mesure
où elles se rapportent à la méthode du prix moyen : tant l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015),
dont découle la méthode du prix moyen, que l’article 4, alinéa 1 OApEl (2017), duquel l’autorité
de céans infère le droit à un bénéfice approprié pour la production également, sont tous deux en
vigueur depuis l’entrée en vigueur de la législation sur l’approvisionnement en électricité.
Les modifications ultérieures apportées à l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) ne concernent en effet
qu’une précision selon laquelle la répercussion du bénéfice peut au besoin s’effectuer au moyen
d’adaptations des tarifs les années suivantes. Elles sont en outre postérieures à la version de
2015, applicable en l’espèce. Elle limite également dans le temps ces répercussion du bénéfice.
Comme nous le verrons plus bas (cf. ch. marg. 72), ce point n’est toutefois pas pertinent en l’es-
pèce.
69
Le régime législatif applicable aux vérifications de l’autorité de céans en lien avec la méthode du
prix moyen, qui se sont poursuivies après l’arrêt déterminant du TF (ATF 142 II 451) et après les
débats qui ont suivis aux Chambres fédérales, n’a donc subi aucun changement sur le fond. Or,
il ne peut y avoir d’effet rétroactif sans modification du droit. La régulation ex post n’implique pas
en tant que telle un effet rétroactif (ElCom, décision incidente 211-00300 du 7 février 2019,
consid. 3.2, ch. marg. 25, p. 8).
70
Comme cela a déjà été démontré plus avant (consid. 7.2), la pratique de l’autorité de céans,
respectivement du ST ElCom, a toujours été constante dans l’application de la méthode du prix
moyen comme mise en œuvre de l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) qui dispose que les gestion-
naires d’un réseau de distribution sont tenus de répercuter proportionnellement sur les consom-
mateurs captifs le bénéfice qu’ils tirent du libre accès au réseau pour la période sous revue.
Il n’y a donc pas eu de changement de pratique en la matière. A noter au passage que, la pratique
de l’ElCom n’ayant pas changé, il n’y a pas eu d’atteinte au principe de constance, contrairement
à ce que prétend la destinataire de la décision, notamment sous let. B, ch. 3, let. d, en p. 19 de
sa prise de position du 31 août 2021 (pièce 57).
71
Par ailleurs, la destinataire de la décision est d’avis que le changement de pratique dont elle se
prévaut serait contraire au principe de la légalité, au principe de la proportionnalité, et enfin à
l’intérêt public (pièce 57, sp. let. B,ch. 3 let. c et d, pp. 17 ss, ch. marg. 58 ci-dessus). Il s’agit-là
de conditions normales de la rétroactivité (cf. notamment TANQUEREL THIERRY, Manuel de droit
administratif, 2e édition, Zurich 2018, ci-après : TANQUEREL, ch. marg. 420, p. 143 s.) qu’il devient
superflu d’analyser. En effet, comme la rétroactivité ne saurait être retenue en l’espèce, la condi-
tion du changement de loi n’étant pas remplie, l’analyse des conditions auxquelles la rétroactivité
est possible s’avère inutile (cf. également consid. 11.3).







17/59




72
Enfin, l’absence de changement de pratique de l’autorité de céans relative à la méthode du prix
moyen étant établi, il n’y a dès lors pas lieu d’analyser en quoi ce prétendu changement de pra-
tique contreviendrait au principe de la bonne foi, d’une part, et en quoi la position adoptée par
l’autorité de céans serait « quelque peu arbitraire » (pièce 57, let. B, ch. 3, let. c, p. 17).
7.3.3
En ce qui concerne la directive 3/2018 relative au WACC
de la production
73
Il est également erroné de prétendre que la directive 3/2018 est appliquée de manière rétroactive.
En effet, la présente procédure porte sur la vérification relative aux coûts imputables de l’énergie
pour l’année 2017. Les coûts pertinents sont donc les coûts effectifs 2017. Or, ceux-ci sont con-
nus dès le dépôt du fichier de comptabilité analytique 2019, lequel est intervenu en août 2018
(art. 7, al. 7, OApEl). A cette date, la directive 3/2018 était déjà censée être connue de la desti-
nataire de la décision, puisqu’elle a été publiée en avril 2018. Elle ne peut donc pas se prévaloir
d’un éventuel effet rétroactif. Elle avait même suffisamment de temps pour implémenter le con-
tenu de cette directive dans son fichier de comptabilité analytique 2019. Ainsi, si la direc-
tive 3/2018 (évoquée dans le cadre de la présente procédure) et celles qui lui ont succédé,
à savoir les directives 3/2018, 3/2019, 2/2020 et 1/2021, se réfèrent bel et bien à des années
tarifaires passées, elles ne déploient pas pour autant d’effet rétroactif contraire au principe de
légalité, contrairement à ce que prétend la destinataire de la décision. Par ailleurs, la directive
reflète la pratique de l’autorité de céans. Celle-ci a publié la manière dont elle évalue le WACC
de la production. En quelque sorte et en d’autres termes, elle rend ainsi visible et intelligible sa
pratique. Dans le cas présent et même sans directive, l’autorité de céans aurait appliqué sa mé-
thode de la même manière.
74
Par ailleurs, les ordonnances administratives n’ont pas de date d’entrée en vigueur à proprement
parler et sont susceptibles de s’appliquer à des faits qui se sont entièrement déroulés avant leur
adoption ; du point de vue de la légalité, seul importe en effet que les faits en question se soient
entièrement déroulés après l’entrée en vigueur de la loi à laquelle l’ordonnance administrative se
rapporte (cf. DUBEY JACQUES/ZUFFEREY JEAN-BAPTISTE, Droit administratif général, Bâle 2014,
ci-après : DUBEY/ZUFFEREY, ch. marg. 843, p. 303). En ce sens donc également, la directive
3/2018 n’est pas appliquée de manière rétroactive.
75
A noter enfin que les quatre directives successives de l’ElCom 3/2018 du 10 avril 2018 (évoquée
dans le cadre de la présente procédure), 3/2019 du 5 mars 2019, 2/2020 du 10 mars 2020 et
1/2021 du 16 mars 2021 relatives au WACC de la production présentent une pratique identique :
seuls les tableaux présentant les calculs du WACC de la production ont été actualisés. La logique
demeure donc la même.
7.4
Pas d’empêchement par l’écoulement du temps
(péremption/prescription)
76
La destinataire de la décision soulève la question de la prescription, respectivement de la pé-
remption du droit pour l’ElCom de demander la modification des tarifs ex post (pièce 57, let. C,
ch. 1, let. b et ch. 2, pp. 22 ss).
77
Il découle de l’article 22, alinéa 2, lettre b LApEl que l’ElCom peut procéder à une correction ex
post des tarifs (cf. ch. marg. 61). Cependant, le MCF ne précise pas ce que cela signifie en termes
de délai. Ni la LApEl, ni l’OApEl, ne précisent donc à partir de quand l’ElCom ne peut plus inter-
venir après coup (ex post) et ordonner des adaptations. Dans ce contexte, la destinataire de la
décision mentionne le délai de prescription de cinq ans selon le droit des obligations.







18/59




A noter que tant le droit fiscal (cf. art. 120 de la loi fédérale sur l’impôt fédéral direct du 14 dé-
cembre 1990 [LIFD ; RS 642.11]) que le droit civil (cf. art. 127 de la loi fédérale complétant le
Code civil suisse [Livre cinquième : Code des obligations] du 30 mars 1911 [CO ; RS 220])
prévoient des délais de cinq ans pour ce type de redevances périodiques. Si l’on applique par
analogie un délai de cinq ans au cas présent, il devient évident que l’année tarifaire 2017
– qui fait l’objet de la présente procédure, ouverte le 28 mai 2019 (pièce 29) – est comprise dans
ce délai et peut donc encore être corrigée. L’ElCom a donc également agi correctement sur ce
point (ElCom, décision incidente 211-00302 du 9 avril 2019, consid. 3.2.1, ch. marg. 22, p. 8).
78
Par ailleurs, il découle du nouvel article 6, alinéa 5 i. f. (2019), dont se prévaut la destinataire de
la décision, que les gestionnaires de réseau ne sont pas tenus de procéder à de telles adaptations
si le bénéfice de l’exercice concerné date de plus de cinq ans. La question de l’application de
cette disposition au cas d’espèce est toutefois contestable pour les motifs suivants. Le nouvel
article 6, alinéa 5 i. f. (2019) est en effet entré en vigueur le 1er juin 2019. A ce titre, il est non
seulement postérieur à la période sous revue sachant que la procédure porte sur l’année tarifaire
2017 (1), mais en plus, la procédure a également été ouverte avant l’entrée en vigueur du nouvel
article 6, alinéa 5 i. f (2019), à savoir le 28 mai 2019 (pièce 29).
79
Enfin, il ressort des travaux préparatoires (cf. objet du Conseil fédéral 16.035) que les gestion-
naires de réseaux de distribution ne devaient pas être libérés de l’obligation de répercuter les
bénéfices, mais qu’il fallait éviter que des procédures de vérification des tarifs soient encore ou-
vertes plus de cinq ans après la fin d'une année tarifaire. Quand bien même ce délai de cinq ans
serait dépassé, il ressort de la pratique de l’ElCom que les gestionnaires de réseau ne sont pas
libérés de l’obligation de répercuter les bénéfices qu’ils tirent de l’accès au réseau selon l’article
6, alinéa 5 LApEl actuel pour les années tarifaires remontant à plus de cinq ans. Comme cela a
déjà été démontré plus avant (ch. marg. 63), la destinataire de la décision aurait par ailleurs tout
à fait pu répercuter lesdits bénéfices conformément à l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015). Le principe
de l’égalité de traitement commande ainsi de traiter la destinataire de la décision de la même
manière que les gestionnaires de réseau dont les procédures en vérification des tarifs sont en-
trées en force avant l’entrée en vigueur de l’article 6, alinéa 5, 2e phrase LApEl actuel ou qui ont
déjà répercuté volontairement ou non les bénéfices qu’ils ont tiré de l’accès au réseau (ElCom,
décision 211-00008 du 6 avril 2020, ch. marg. 87 ss, pp. 24 s.).
80
La question de savoir si nous sommes en présence d’une prescription, dont le délai est inter-
rompu, ou d’une péremption, dont le délai ne l’est pas, peut rester ouverte en l’espèce. En effet,
dans les deux cas, un délai de cinq ans est évoqué. Or, comme la procédure porte sur la vérifi-
cation des tarifs de l’année tarifaire 2017, force est de constater que le délai est respecté.
7.5
Conclusion intermédiaire
81
Lorsque l’ElCom applique la méthode du prix moyen, elle ne procède pas à une application ré-
troactive du droit à des faits passés et ne contrevient pas aux principes constitutionnels.
Par ailleurs, l’autorité de céans n’a procédé à aucun changement de pratique en la matière. Enfin,
l’écoulement du temps ne constitue pas un empêchement s’opposant à l’ajustement des tarifs de
la destinataire de la décision (péremption/prescription).









19/59




8
Griefs relatifs à la méthode du prix moyen
8.1
Conformité de la méthode du prix moyen à l’article 19 OApEl
82
La destinataire de la décision est d’avis que le cadre fixé par l’article 19 OApEl n’a pas été res-
pecté et que la méthode du prix moyen est contraire aux buts fixés par la loi. Selon elle, l’autorité
de céans n’observe pas les principes de calcul des tarifs fixés dans l’ordonnance. Il ne serait en
effet tenu compte, ni des niveaux d’efficacité des gestionnaires de réseau, ni des différences
structurelles entre les différentes entreprises, ni de la qualité de l’approvisionnement. Dans ce
contexte, il y aurait lieu de retenir que la destinataire de la décision distribue à ses clients envi-
ron […]% d’électricité provenant de production 100% locale et renouvelable. Pour elle,
il est donc discutable qu’aucune différence ne soit faite entre le prix de l’électricité provenant des
marchés étrangers, d’une part, et le prix de l’électricité renouvelable produite localement, d’autre
part. Par ailleurs, elle conteste également le fait qu’il ne soit fait aucune mention des valeurs de
référence internationales ou des pratiques d’autres autorités de régulation sur le marché de l’élec-
tricité dans des pays comparables à la Suisse, notamment au sein de l’Union européenne,
mais également au Brésil ou au Québec (cf. notamment pièce 57, let. A, ch. 5, let. e, p. 11, let. B,
ch. 3, let. d, 2e puce, p. 19 ou encore let. D, p. 25).
83
Tout d’abord il y a lieu de souligner que le TF a reconnu que l’approche choisie par l’EICom est
totalement compatible avec l’article 19, alinéa 1 OApEl. Dans son arrêt du 20 juillet 2016
(ATF 142 II 451), le TF répond en effet au TAF qui avait exigé une comparaison d’efficacité plus
ample, et rejette cette exigence (cf. ATF 142 II 451, consid. 6.3.2). L’article 19, alinéa 1 OApEl
est, tout comme l’article 4, alinéa 1 OApEl (2017), une norme d’exécution et non pas une norme
de délégation. Elle concrétise ainsi les dispositions de la LApEl. Il est correct que cette dernière
loi ne contienne aucune règle concernant l’efficacité au niveau du secteur de l’énergie. Elle parle
d’efficacité uniquement dans le contexte des coûts imputables au secteur du réseau (cf. art. 8,
al. 1 et 15, al. 1, LApEl [2015]). Cependant, on ne voit aucune raison plausible qui serait contraire
à l’application de la notion d’efficacité de l’article 4, alinéa 1 OApEl (2017) (cf. également
ATF 142 II 451). Par ailleurs, une interprétation contraire basée sur les déclarations faites par l’un
ou l’autre politicien lors des débats parlementaires n’est pas de nature à renverser l’interprétation
faite par le TF.
84
Dans le secteur du réseau, l’efficacité est une condition supplémentaire et indispensable dans
l’imputabilité des coûts. Sur la base du critère de l’efficacité, il est possible de réduire les coûts
effectifs d’un gestionnaire de réseau. Il est même envisageable de déduire le critère d’efficacité
directement de la notion indéterminée de « tarifs équitables » prévue à l’article 6, alinéa 1 LApEl
pour le secteur de l’énergie. Selon l’article 4, alinéa 1 OApEl (2017), qui concrétise en tant que
norme d’exécution cette disposition légale, la composante tarifaire due pour la fourniture d'éner-
gie aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base se fonde sur les coûts de pro-
duction d’une exploitation efficace. Sur la base d’une interprétation conforme à la loi de l’ar-
ticle 19, alinéa 1 OApEl et de sa formulation, qui parle de « tarifs d’électricité », l’autorité de céans
est donc compétente pour effectuer une comparaison de l’efficacité des coûts de l'énergie.
85
D’une manière plus détaillée, le TF a relevé que l’autorité de céans devait, sur le principe,
contrôler les tarifs d’électricité dans leur ensemble, sans se limiter à certaines de leurs compo-
santes (ATF 142 II 451, consid. 6.2, p. 477). Il a également retenu que, cela étant, rien ne l’em-
pêchait de se concentrer sur des composantes tarifaires qui lui semblaient problématiques lors
d’un contrôle concret et d’ordonner une réduction du tarif examiné sur cette base exclusivement.
En effet, l’article 19 OApEI (2017) ne l’oblige pas à comparer l’efficacité des gestionnaires de
réseau sur la base d’une appréciation globale de leurs coûts (ATF 142 II 451, consid. 6.3.1,
p. 477 s.). Sur un plan abstrait, une telle manière de faire, dans la mesure où elle pourrait se







20/59




fonder sur une méthode scientifique de comparaison des coûts, serait sans doute souhaitable.
Son élaboration et sa mise en œuvre concrètes soulèvent toutefois de nombreuses difficultés et
zones d’ombre. Une évaluation globale dépendrait de prémisses incertaines, comme l’évolution
à moyen et long terme du marché. Le coût auquel une centrale électrique donnée produit de
l’électricité est en outre intimement lié à la nature et à la structure de l’installation en question,
lesquelles résultent du reste de facteurs historiques. Enfin, si l’on part de l’idée que l’approvision-
nement en électricité est efficient lorsqu’il coûte le moins possible, il faudrait en conclure que les
installations de production présentant des coûts de production élevés doivent être mises à l’arrêt,
respectivement ne jamais être construites, ce qui aurait des conséquences négatives sur le taux
d’autosuffisance en énergie de la Suisse et sur la sécurité de son approvisionnement en électri-
cité. Procéder à un contrôle des tarifs sur la base d’une comparaison d’efficience globale impli-
querait ainsi de nombreux jugements de valeur en matière de politique énergétique dont on peut
douter qu’ils relèvent de la compétence de l’autorité de céans (cf. art. 164, de la Constitution
fédérale de la Confédération suisse du 18 avril 1999 ; Cst., RS 101). Il n’est donc pas d’emblée
exclu que celle-ci compare l’efficacité des gestionnaires de réseau en limitant son examen à cer-
tains types de coûts et puisse ordonner une réduction des tarifs au regard de positions clés. Ainsi,
le simple fait d’assurer un approvisionnement de base selon un tarif globalement inférieur à celui
des autres gestionnaires de réseau ne démontre pas forcément que la tâche en question est
exécutée de manière efficiente, ni n’empêche l’autorité de céans d’ordonner une réduction dudit
tarif sur la base d'un calcul des coûts imputables (cf. ATF 142 II 451 consid. 6.3.2 p. 478 ;
TF, arrêt 2C_828/2019 du 16 juillet 2020, consid. 7.2, pp. 15 s.).
86
De même, les valeurs internationales de référence ne pourraient apporter aucune contribution à
la vérification de « l’équité des tarifs » de l’énergie selon l’article 6, alinéa 1 LApEl. D’une part,
ces valeurs ne sont pas connues de l’autorité de céans, d’autre part, si elles étaient disponibles,
elles ne seraient pas pertinentes par le fait qu’elles concernent des niveaux de prix, des coûts de
la vie et un cadre régulatoire, en partie, voire totalement différents. Cela est d’autant plus vrai en
ce qui concerne les exemples expressément cités par la destinataire de la décision que sont le
Québec et le Brésil. Ces exemples ne sont en outre pas pertinents dans la mesure où ces réseaux
ne sont pas raccordés au réseau interconnecté européen, ce qui empêche de facto le commerce
de l’électricité avec des producteurs raccordés à ces réseaux. A noter que la méthode du prix
moyen découle de l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) et non pas de l’article 19 OApEl.
87
En bref, il découle de ce qui précède que, contrairement à ce que prétend la destinataire de la
décision, la méthode du prix moyen est bel et bien conforme à l’article 19, alinéa 1 OApEl.
8.2
Opportunité de la méthode du prix moyen
88
La destinataire de la décision conteste en ces termes l’opportunité de la méthode du prix moyen
(let. A, ch. 5, let. e, p. 10 de la prise de position du 31 août 2021 [pièce 57]) :
« La méthode du prix moyen n’était pas opportune eu égard aux objectifs de poli-
tique énergétique et pénalise par ailleurs les GRD dont l’approvisionnement est as-
suré en partie par de la production propre, lorsque celle-ci se révèle plus onéreuse
que le prix d’achat de l’électricité sur le marché. Elle n’est en outre pas non plus
opportune pour les consommateurs captifs lorsque le GRD n’adopte aucune straté-
gie de hedging, soit de couverture des risques de volatilité, ces derniers étant direc-
tement fortement impactés aussitôt que les prix remontent. »
89
L’administration dispose d’un pouvoir d’appréciation (Ermessen), lorsque la loi lui laisse une cer-
taine marge de manœuvre, en d’autres termes lorsque l’autorité chargée d’appliquer la loi a le
choix entre plusieurs solutions qui sont toutes conformes au droit. Le pouvoir d’appréciation porte
précisément sur ce choix. On dira qu’en exerçant celui-ci l’autorité statue « en opportunité »







21/59




(TANQUEREL, ch. marg. 500, p. 174). Le choix en opportunité est celui qui est fait entre plusieurs
solutions qui, par définition, sont conformes au droit. L’opportunité, c’est l’espace de liberté qui
reste à l’administration une fois que celle-ci a strictement respecté le cadre légal et qu’elle a
dûment tenu compte de tous les principes juridiques qui s’imposent à elle à l’intérieur de ce cadre
(TANQUEREL, ch. marg. 519 s., pp. 180 s.).
90
La jurisprudence retient quant à elle que, quand bien même il décide en principe avec une cogni-
tion illimitée conformément à l’article 49 PA, le TAF fait preuve d’une certaine retenue dans l’exer-
cice de son libre pouvoir d’examen lorsque la nature des questions litigieuses qui lui sont sou-
mises l’exige, singulièrement lorsque leur analyse nécessite des connaissances spéciales ou
encore lorsqu’il s’agit de circonstances techniques que l’autorité qui a rendu la décision connaît
mieux. Si une autorité spécialisée et indépendante, prévue par la loi, avec des connaissances
techniques spéciales fait office d’autorité inférieure, le Tribunal doit respecter son pouvoir d’ap-
préciation technique. Pour autant que l’autorité spécialisée compétente ait examiné les aspects
essentiels pour la décision et soigneusement effectué les clarifications nécessaires de manière
complète, le Tribunal ne peut s’écarter de son appréciation que s'il a des raisons pertinentes pour
le faire. L’ElCom constitue une telle autorité spécialisée (TAF, arrêt A-699/2017 du 26 août 2019,
consid. 2.2 et références citées).
91
La méthode du prix moyen a précisément été développée par l’autorité de céans dans le cadre
de son pouvoir d’appréciation afin de concrétiser l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) selon lequel
les GRD sont tenus de répercuter proportionnellement sur les consommateurs captifs le bénéfice
qu’ils tirent du libre accès au réseau. Par cette méthode, l’autorité de céans explicite clairement
comment les GRD doivent procéder.
92
La méthode du prix moyen a précisément été reconnue comme totalement compatible avec l’ar-
ticle 19, alinéa 1 OApEl par le TF (ATF 142 II 451 et consid. 8.1 ci-dessus). Elle constitue l’ex-
pression du choix de la méthode opérée par l’autorité de céans en vertu de son pouvoir d’appré-
ciation. Il découle de ce qui précède que l’application de la méthode du prix moyen dans le cadre
de la vérification des tarifs de l’énergie de la destinataire de la décision est opportune. Comme
l’autorité de céans dispose des compétences techniques spéciales, ce n’est qu’avec retenue
qu’une autorité juridictionnelle reviendra sur ce choix.
93
Par ailleurs, le fait que l’application de la méthode du prix moyen puisse avoir pour conséquence
que les clients éligibles fassent usage de leur droit d’accès au réseau et aillent se fournir en
énergie chez d’autres gestionnaires de réseau n’est pas pertinent. Au contraire, la législation sur
l’approvisionnement en électricité tend précisément à promouvoir la concurrence dans le marché
de l’électricité (cf. art. 1, al. 1, LApEl). Il y a également un intérêt public à ce que les gestionnaires
de réseau aient des tarifs appropriés.
94
En conséquence, le grief d’inopportunité de la méthode du prix moyen soulevé par la destinataire
de la décision n’est pas fondé.
8.3
Conclusion intermédiaire
95
Il découle de ce qui précède que les griefs de la destinataire de la décision à l’encontre de l’ap-
plication de la méthode du prix moyen ne sont pas justifiés.









22/59




9
Structure de la destinataire de la décision
96
La destinataire de la décision a été fondée en 2007 et est opérationnelle depuis 2008. En 2017,
sept gestionnaires de réseau en sont actionnaires-clients. RESA, elle aussi GRD, est seulement
société cliente de la destinataire de la décision sans en être actionnaire ; elle est parallèlement
son fournisseur exclusif. En 2017, les GRD prenant part à la structure de la destinataire de la
décision
sont
les
suivants
(cf. https://investor.romande-energie.ch/about-us/at-a-glance/
subsidiaries-and-ventures/romande-energie-commerce-sa.aspx?sc_lang=fr-FR) :
1) RESA (pas actionnaire, seulement cliente et fournisseur unique),
2) Commune de Bussigny,
3) Forces Motrices de l’Avançon SA (FMA),
4) Services industriels de Belmont-sur-Lausanne,
5) Services industriels de Paudex,
6) Services industriels de Pully,
7) Services industriels de Romanel-sur-Lausanne,
8) SIE SA.
97
Le modèle d’affaires de la destinataire de la décision consiste notamment à prendre en charge
l’approvisionnement en énergie et la gestion de la clientèle de ses actionnaires-clients et de
RESA, ainsi que d’offrir un tarif de l’énergie uniforme aux clients finaux des zones de desserte
concernées. Elle dispose pour ce faire d’un portefeuille d’approvisionnement en énergie unique
qu’elle acquiert intégralement auprès de RESA. RESA s’approvisionne quant à elle par le biais
de ses propres outils de production, des outils de production de différents partenaires, notamment
des actionnaires-clients de la destinataire de la décision comme les FMA, et par des achats sur
le marché (cf. pièce 57, let. A, ch. 1, let a, pp. 2 – 3). Les sociétés de production d’énergie dans
lesquelles RESA et REH ne possèdent que des participations financières ne livrent pas d’énergie
à RESA et cette énergie n’entre donc pas dans le portefeuille de la destinataire de la décision
(pièce 66, ch. 3, 2e par. et pièce 68). La destinataire de la décision établit ainsi, à partir du mix
d’approvisionnement provenant de RESA, des tarifs de l’énergie uniformes pour les consomma-
teurs captifs raccordés au même niveau de tension et présentant les mêmes caractéristiques de
consommation. Ces tarifs sont ensuite appliqués uniformément aux consommateurs finaux des
actionnaires-clients et de RESA approvisionnés par la destinataire de la décision.
98
Dans ce contexte et en bref, la destinataire de la décision se trouve être une société essentielle-
ment commerciale, qui achète toute son énergie à RESA et qui paie à RESA, en sus des frais
d’achat usuels pour l’approvisionnement sur le marché, un supplément de coûts de gestion et de
fonctionnement pour ces prestations d’achat (cf. pièce 57, let. A, ch. 1, let a, pp. 4 – 5). […]
[…]
[…].









23/59




99
Le schéma ci-dessous présente les flux d’énergie au sein du groupe REH tels que décrits par la
destinataire de la décision dans sa prise de position (pièce 57, let. A, ch. 1, let. a, p. 3), ainsi que
dans son courriel du 24 novembre 2021 (pièce 68) :
- Les flèches oranges montrent que RESA récupère l’énergie produite par ses propres actifs
de production, ainsi que l’énergie produite par différents partenaires détenteurs d’unités de
production, d’une part (cf. participations dans les centrales de production de RESA et de
REH en orange), et qu’elle achète d’autre part de l’énergie sur le marché.
- La flèche brune indique que cette énergie est ensuite transférée à la destinataire de la déci-
sion.


Schéma : Structure partielle de REH, propriétaire de RESA (100%) et de REC (env. 73%) en
2017
100
Les actionnaires-clients de la destinataire de la décision ainsi que RESA, tous GRD, ne complè-
tent plus la partie énergie du fichier de comptabilité analytique depuis l’année tarifaire 2013
(différence de couverture 2011). Cette tâche incombe en effet à la destinataire de la décision
depuis 2014 (calcul des tarifs 2015, différence de couverture 2013). Afin de pouvoir contrôler que
les tarifs de l’énergie unifiés pratiqués par la destinataire de la décision auprès des clients finaux
des différentes zones de desserte remplissent au moins les critères fixés par la législation sur
l’approvisionnement en électricité, le ST ElCom lui a en effet demandé de remplir annuellement
un fichier de comptabilité analytique relatif à l’énergie, de manière uniforme et commun à toutes
les zones de desserte concernées. Dès lors, depuis 2014 (calcul des tarifs 2015, différence de
couverture 2013), la destinataire de la décision communique chaque année à l’ElCom des don-
nées globales de l’énergie dans un seul fichier de comptabilité analytique.
101
Conformément à l’article 6, alinéa 3, 1ère phrase LApEl qui dispose que les gestionnaires d’un
réseau de distribution fixent dans leur zone de desserte un tarif uniforme pour les consommateurs
captifs raccordés au même niveau de tension et présentant les mêmes caractéristiques de con-
sommation, les tarifs de l’énergie se calculent, en principe, par zone de desserte.









24/59




102
Dans la présente procédure, le système d’approvisionnement en énergie dans lequel la destina-
taire de la décision fixe – en lieu et place des GRD concernés – des tarifs de l’énergie uniformes
à l’ensemble des zones de desserte couvertes par ces différents GRD à partir d’un mix d’appro-
visionnement unique a exceptionnellement été tolérée pour les motifs suivants :
103
Premièrement, l’autorité de céans estime que la qualité des données transmises (production
propre, achats, coûts de gestion [bénéfice inclus] et calcul des différences de couverture) –
que ni les GRD actionnaires-clients ni RESA ne sont plus en mesure de fournir pour leur zone de
desserte – prévaut sur le fait que les tarifs doivent effectivement être calculés par zone de des-
serte. Les GRD actionnaires-clients de la destinataire de la décision ne possèdent en effet plus
les informations pertinentes relatives à l’énergie et ils ont vraisemblablement perdu les compé-
tences pour les traiter. Ce n’est bien évidemment pas le cas de RESA, qui gère l’approvisionne-
ment en énergie de la destinataire de la décision, mais celle-ci a, pour des raisons pratiques été
considérées comme les autres GRD. Dans le meilleur des cas, ceux-ci pourraient fournir une
déclaration de coûts basée sur une répartition proportionnelle des coûts de la destinataire de la
décision (y c. les revenus énergie, formulaire 5.3), en fonction du soutirage de leurs clients.
Ce mode de faire ne correspondrait toutefois pas à la réalité.
104
Deuxièmement, avec l’écoulement du temps, de moins en moins de contrats long terme conclus
par un GRD actionnaire-client spécifique ont perduré, de sorte que leur prise en compte dans les
tarifs de l’énergie n’était plus possible. Des tarifs différenciés par GRD ne pouvaient dès lors plus
être établis. Les actionnaires-clients ne disposaient plus d’aucun contrat de ce type pour l’année
sous revue (2017). A cette époque, seule RESA a conclu des contrats long terme pour approvi-
sionner en énergie la destinataire de la décision.
105
Enfin, la production propre hors contrats long terme provient essentiellement de RESA et ne con-
cerne que peu de GRD actionnaires-clients. Sa portée est donc plutôt modeste dans le mix d’ap-
provisionnement unique.
106
Par conséquent, afin d’augmenter la qualité des données à la base de la présente procédure en
vérification des coûts et des tarifs de l’énergie 2017, et donc l’exactitude de son issue,
le ST ElCom a dès lors renoncé exceptionnellement, et ce en raison de l’histoire particulière de
la structure de la destinataire de la décision, à demander aux GRD actionnaires-clients et à RESA
de compléter les formulaires relatifs à l’énergie (formulaires 5.1 à 5.4) sur la base des données
que REC devrait leurs fournir.
10
Vérification des coûts de l’énergie imputables 2017
10.1
Coûts de l’approvisionnement en énergie (frais d’acquisition) :
principes de base
10.1.1
Généralités
107
Conformément à l’article 6, alinéa 1 LApEl, les tarifs de l’électricité doivent être « équitables »
pour les consommateurs captifs et les autres consommateurs finaux qui ne font pas usage de
leur droit d’accès au réseau. En outre, l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) oblige les GRD à réper-
cuter proportionnellement sur les consommateurs captifs le bénéfice qu’ils tirent du libre accès
au réseau (art. 13, al. 1, en relation avec art. 6, al. 2 et 6, LApEl a contrario) (WEBER ROLF
H./KRATZ BRIGITTA, Stromversorgungsrecht, Berne 2009, ci-après : WEBER/KRATZ, §3,
ch. marg. 21 ss).







25/59




108
Ce qu’il faut entendre par tarifs de l’électricité « équitables » n’est pas précisé dans la LApEl.
L’article 6, alinéa 4 LApEl prévoit en effet que le gestionnaire de réseau doit tenir une comptabilité
par unité d’imputation pour la composante concernant la fourniture d’énergie. Les précisions ap-
portées à l’article 4, alinéa 1 OApEl (2017) prévoient quant à elles que la composante tarifaire
due pour la fourniture d’énergie aux « consommateurs finaux avec approvisionnement de base »
se fonde sur les coûts de production d’une exploitation efficace et sur les contrats d’achat à long
terme du GRD. Dans la version initiale de l’ordonnance, les prix du marché représentaient la
limite supérieure de la composante tarifaire pour la fourniture d’énergie. En conséquence,
si le cumul des coûts dépassait les prix du marché, ce dernier servait de référence. Cette dispo-
sition de l’article 4, alinéa 1 OApEl a depuis lors été abrogée sur décision du Conseil fédéral du
30 janvier 2013 (OFEN, rapport explicatif du 30 janvier 2013 concernant la modification de l’or-
donnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement en électricité [OApEl ; RS 734.71]).
109
Si l’article 4 OApEl (2017) précise le mode de calcul des coûts de production de l’électricité,
il ne clarifie pas la notion laissée ouverte du « caractère équitable ». Or, la détermination et la
concrétisation du calcul des coûts de production se réfère à la notion de « caractère équitable »
et à l’article 6, alinéa 5, LApEl (2015). Comme nous le verrons ci-après, l’autorité de céans s’ap-
puie encore sur d’autres considérations, outre le texte des actes législatifs et réglementaires,
pour concrétiser les dispositions applicables (cf. ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020,
consid. 5.1, p. 26).
10.1.2
Exigences de l’article 6 LApEl
110
D’une manière générale, la LApEl a notamment pour objectif de créer les conditions propres à
assurer un approvisionnement en électricité sûr (art. 1, al. 1, LApEl). A cet égard, le chapitre 2 de
la loi, intitulé « Garantie et sécurité de l’approvisionnement », distingue la « garantie de l’appro-
visionnement de base » (section 1), d’une part, de la « sécurité de l’approvisionnement » (sec-
tion 2), d’autre part. Les termes « approvisionnement de base » et « sécurité de l’approvisionne-
ment » comprennent divers aspects d’un approvisionnement en électricité sûr (cf. WEBER/KRATZ,
§ 2, ch. marg. 8 s.).
111
En ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement, le rapport explicatif du 30 juin 2004 con-
cernant le projet de loi fédérale sur l’approvisionnement en électricité (LApEl) et concernant le
projet de révision de la loi sur les installations électriques note que, du point de vue des consom-
mateurs, une sécurité d’approvisionnement purement « technique » n’est pas satisfaisante si le
courant est disponible à des prix exorbitants. La sécurité de l’approvisionnement est garantie si
la quantité d’énergie demandée est disponible en tout temps sur l’ensemble du réseau électrique
au niveau de qualité requis et à des prix raisonnables (OFEN, Rapport explicatif du 30 juin 2004
concernant le projet de loi fédérale sur l’approvisionnement en électricité [LApEl] et concernant
le projet de révision de la loi sur les installations électriques, page 24). L’approvisionnement de
base comprend d’une part la garantie de raccordement (art. 5, LApEl [2015]) et d’autre part,
pour les consommateurs captifs et pour les consommateurs finaux qui ne font pas usage de leur
droit d’accès, la garantie d’être fournis en électricité à des tarifs équitables (art. 6, al. 1, LApEl).
112
Le MCF relatif à la LApEl ne définit pas expressément le caractère équitable des tarifs.
Il est précisé que l’obligation prévue à l’article 6, alinéa 4, LApEl d’établir une comptabilité par
unité d’imputation est un facteur de transparence qui empêche le subventionnement croisé.
Cette disposition doit permettre aux gestionnaires de réseau de prouver au besoin que les tarifs
de l’énergie reposent sur les coûts effectifs et que les bénéfices ont été répercutés sur les mé-
nages. L’obligation de répercuter les bénéfices obtenus était liée au fait que les GRD auraient un
accès totalement libre au marché dès l’entrée en vigueur de la LApEl, ce qui leur permettait de
se séparer de leurs anciens fournisseurs et de se procurer de l’énergie au meilleur prix sur le







26/59




marché (cf. MCF, Commentaire ad art. 6, al. 3, p. 1530). Pour les consommateurs finaux en ap-
provisionnement de base, rien ne devait changer à première vue, puisque le fournisseur restait
responsable d’acquérir l’énergie. Les petits clients doivent toutefois profiter de l’ouverture du mar-
ché dans la mesure où leurs distributeurs finaux ont la liberté de choix (cf. MCF, ch. 1.3.1,
p. 1510).
113
Il ressort de ce qui précède que, pour le législateur, les coûts effectifs constituent le critère prin-
cipal pour évaluer le caractère équitable des tarifs de l’énergie. Il s’est déterminé pour un modèle
axé sur les coûts. Pour l’essentiel, ce modèle vise à empêcher l’application de tarifs de l’énergie
excessifs. Pour autant que le GRD obtienne de meilleurs prix grâce à son accès illimité au mar-
ché, il doit obligatoirement les répercuter sur les consommateurs finaux. Le consommateur final
doit donc également profiter des prix inférieurs du marché, c’est-à-dire de prix d’achat effective-
ment plus bas. A contrario, il est exclu que seuls les consommateurs libres bénéficient de prix
d’achat plus bas sur le marché alors que les consommateurs captifs supportent les coûts supé-
rieurs de la production propre.
114
Lors du débat parlementaire, la discussion sur l’ouverture progressive du marché a été plusieurs
fois l’occasion de signaler le danger, à éviter, que les consommateurs captifs ne subventionnent
les clients libres (cf. notamment l’intervention de ROBERT KELLER BO 2005 N 1057 s.). Le but prio-
ritaire de l’article 6 LApEl (2015) consiste donc à garantir le bien des « petits » consommateurs
finaux qui n’ont pas encore d’accès au marché (TAF, arrêt A-5452/2009 du 19 août 2010,
consid. 7.3.5 ; cf. intervention de CARLO SCHMID, BO 2006 E 841 et intervention de RUEDI
AESCHBACHER, BO 2005 N 1059).
115
En bref, il y a lieu de constater que, par la notion de « tarifs équitables » de l’énergie fournie,
le législateur entend en principe des prix établis selon les coûts d’acquisition effectifs.
Le législateur a voulu protéger les petits consommateurs finaux contre des tarifs plus élevés dus
à un subventionnement croisé. Ces petits consommateurs doivent en outre profiter des avan-
tages de marché dont bénéficie leur fournisseur. La comptabilité par unité d’imputation doit jus-
tement garantir que les prix d’achat plus bas obtenus par le GRD grâce à son libre accès au
marché soient répercutés sur les petits consommateurs finaux (cf. ElCom, décision 211-00033
du 20 août 2020, consid. 5.1.1, pp. 26 s.).
10.1.3
Exigences de l’article 4, alinéa 1 OApEl
116
L’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité avait notamment pour objet de concrétiser la
méthode de calcul et d’évaluation des tarifs de l’électricité. Selon le projet d’OApEl mis en con-
sultation le 27 juin 2007, l’article 5 n’obligeait les GRD qu’à publier leurs bases et méthodes de
calcul des tarifs d’électricité. Une modification des tarifs devait être justifiée (art. 5, al. 2, pOApEl).
Cette justification devait indiquer les modifications de coûts qui étaient à l’origine de la hausse ou
de la baisse. Cette obligation correspond à l’actuelle disposition de l’article 4b OApEl.
117
Le gestionnaire de réseau est ainsi obligé de faire connaître la base de calcul de ses tarifs (p. ex.
sur la feuille des tarifs). Cela englobe les possibilités d’acquisition, les garanties des prix du mar-
ché (hedging) et des risques à la revente (p. ex. après une erreur de pronostic). Le cas échéant,
les investissements qui ne peuvent pas être amortis ne doivent pas être pris en compte dans les
coûts de production (cf. à ce propos Office fédéral de l’énergie [ci-après : OFEN], Ordonnance
sur l'approvisionnement en électricité – Rapport explicatif sur le projet d'arrêté du 27 juin 2007
soumis à la consultation, Commentaire ad article 5, pp. 8 s. repris dans : ElCom, décision 211-
00033 du 20 août 2020, consid. 5.1.2, ch. marg. 133, p. 28). Il découle de l’article 4, alinéa 2
OApEl (2017) que la justification doit indiquer les modifications de coûts qui sont à l’origine de la
hausse ou de la baisse. Cette obligation s’explique par le fait qu’il faut que le consommateur final
sache, p. ex., quels éléments du portefeuille d’acquisition ont renchéri. Le GRD est en effet tenu







27/59




par l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) de répercuter proportionnellement sur les consommateurs
captifs le bénéfice qu’il tire du libre accès au réseau. Cela entraîne une diminution des prix qui
doit également être communiquée aux consommateurs finaux. Cette disposition vise en particu-
lier à établir la transparence des conditions de livraison des producteurs suisses et leur contribu-
tion au service public (cf. à ce propos Office fédéral de l’énergie [ci-après : OFEN], Ordonnance
sur l'approvisionnement en électricité – Rapport explicatif sur le projet d'arrêté du 27 juin 2007
soumis à la consultation, Commentaire ad article 5, pp. 8 s. repris dans : ElCom, décision
211-00033 du 20 août 2020, consid. 5.1.2, ch. marg. 133, p. 28).
118
En conséquence, l’OApEl dans sa version au 14 mars 2008 prévoit que la composante tarifaire
due pour la fourniture d’énergie aux consommateurs finaux avec approvisionnement de base se
fonde sur les coûts de production d’une exploitation efficace et sur les contrats d’achat à long
terme du gestionnaire du réseau de distribution (art. 4, al. 1, 1ère phrase, OApEl [2008]). Si les
coûts de production dépassent les prix du marché, la composante tarifaire s’appuie sur les prix
du marché (art. 4, al. 1, 2e phrase, OApEl [2008]). Comme déjà mentionné, les prix du marché
imposés ont été abrogés par décision du Conseil fédéral en date du 30 janvier 2013. Le détenteur
du pouvoir réglementaire a justifié comme suit cette modification dans le rapport explicatif du
30 janvier 2013 : le principe du minimum des deux valeurs de référence pourrait entraîner des
pertes pour le GRD lorsque les prix du marché sont plus faibles que les coûts de production.
Jusqu’à la deuxième étape de l’ouverture du marché, afin d’assurer l’approvisionnement de base
et une rémunération correcte des GRD, la composante tarifaire des fournitures d’énergie dans
l’approvisionnement de base doit donc reposer uniquement sur les coûts de production d’une
exploitation efficace (adéquatement évalués selon le coût total) et sur les contrats d’achat à long
terme du GRD (OFEN, Erläuternder Bericht vom 30. Januar 2013 zur Änderung der Stromver-
sorgungsverordnung vom 14. März 2008, p. 5, disponible uniquement en allemand).
119
La composante tarifaire pour la fourniture d’énergie prévue à l’article 4, alinéa 1, OApEl (2017)
correspond au tarif de l’énergie, qui fait partie intégrante du tarif de l’électricité. Conformément à
l’article 6, alinéa 3 LApEl, ce dernier se compose de l’utilisation du réseau, de la fourniture d’éner-
gie, des redevances et des prestations fournies à des collectivités publiques. La composante
tarifaire repose d’une part sur les coûts de production d’une exploitation efficace (production
propre et participations) et, d’autre part, sur des contrats d’achat à long terme. L’article 4, alinéa 1
OApEl (2017) ne mentionne pas explicitement les contrats d’achat à court terme,
c’est-à-dire les achats sur le marché de même que les coûts administratifs et les coûts de vente.
Le texte n’exclut toutefois pas des postes de coûts supplémentaires à ceux qui sont explicitement
mentionnés. C’est pourquoi les coûts de production d’une exploitation efficace (adéquatement
évalués selon le coût total) servent de référence. Dans cet esprit, les contrats d’achat à court
terme, c’est-à-dire les achats sur le marché doivent aussi être pris en compte (cf. art. 6, al. 5,
LApEl [2015]). Cette prise en compte repose d’une part sur le fait que les consommateurs captifs
doivent bénéficier de prix d’achat plus bas, et d’autre part, sur le fait qu’un GRD n’est générale-
ment pas en mesure d’assurer un approvisionnement en énergie efficace par sa seule production
propre et par des contrats d’achat à long terme. C’est pourquoi il est nécessaire de conclure des
contrats d’achat à court terme qui sont également imputables (ATF 142 II 451, consid. 5.2.7.3).
120
Par ailleurs, un gestionnaire de réseau fournit aussi divers services qui, liés à la distribution de
l’énergie, représentent pour lui des coûts (p. ex. facturation, service à la clientèle, etc.). Si les
coûts administratifs et les coûts de vente n’étaient pas des coûts de l’énergie imputables,
les GRD ne pourraient pas les facturer. En vertu de l’article 10 LApEl, financer de tels coûts en
les imputant au réseau représenterait une subvention croisée illicite (décision de l’ElCom
211-00008 du 22 janvier 2015, ch. marg. 72).









28/59




121
L’article 4, alinéa 1, OApEl (2017) règle par conséquent la composante tarifaire pour la fourniture
d’énergie au niveau de l’ordonnance. Le caractère équitable des tarifs a été précisé en ce sens
que les tarifs doivent reposer sur les coûts de production d’une exploitation efficace, sur les con-
trats d’achat à long terme et sur d’éventuels autres postes de coûts du gestionnaire de distribu-
tion. Conformément à la base légale qu’est l’article 6 LApEl (2015), le Conseil fédéral a ainsi
établi un modèle axé sur les coûts permettant de déterminer adéquatement les composantes
tarifaires dues pour la fourniture d’énergie (cf. ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020,
consid. 5.1.2, pp. 27 ss).
10.1.4
Directives de l’ElCom
10.1.4.1
Généralités
122
Une ordonnance administrative est un acte unilatéral par lequel un organe ou un agent adminis-
tratif donne à un organe ou à un agent administratif qui lui est subordonné une instruction géné-
rale et abstraite quant à la manière d’accomplir sa tâche, avec pour effet de le lier à cette instruc-
tion. La catégorie des ordonnances administratives contient des textes très hétérogènes aux
appellations extrêmement variables parmi lesquelles figure la directive (cf. DUBEY/ZUFFEREY,
ch. marg. 836, p. 301). Il existe plusieurs catégories d’ordonnances administratives. Les ordon-
nances administratives interprétatives ont pour objet de décrire la manière dont il convient d’ap-
pliquer une loi ; elles ont trait au sens qu’il convient de donner à une loi (DUBEY/ZUFFEREY,
ch. marg. 837, p. 301). Cette catégorie d’ordonnances revêt une importance énorme en droit ad-
ministratif, dans la mesure où ces dernières imposent aux autorités chargées d’appliquer une
règle de droit d’adopter une certaine pratique, plutôt qu’une autre. Ce faisant, elles exercent une
fonction palliative, eu égard au fait que la marge de manœuvre que le législateur a laissée à
l’administration a parfois pour conséquence que la règle de droit en question ne procure pas toute
la sécurité, l’uniformité, l’égalité et la prévisibilité souhaitée au sein d’un Etat de droit (DUBEY/
ZUFFEREY, ch. marg. 838, p. 301).
123
Dès lors qu’elles consistent en la description d’une certaine pratique adoptée ou à adopter par
l’autorité d’application de la loi, la valeur normative des ordonnances administratives est réduite.
Les ordonnances administratives sont en effet liantes sous les importantes réserves suivantes :
-
elles ne dispensent pas l’autorité d’application de la loi d’examiner les circonstances indivi-
duelles et concrètes de chaque cas d’espèce ;
-
elles n’exemptent pas ladite autorité de rendre des décisions conformes à la loi – et, le cas
échéant, non conformes à l’ordonnance administrative qui prétend en régler l’application ;
en d’autres termes, une décision administrative n’est pas viciée, qui est conforme à la loi,
mais non conforme à l’ordonnance administrative qui s’y rapporte ;
-
elles n’affranchissent en particulier pas cette autorité d’adopter une autre ou une nouvelle
pratique lorsque les circonstances l’exigent en terme de légalité ;
-
elles ne permettent pas à l’autorité d’application de la loi d’en déduire quelque droit ou
quelque obligation, au bénéfice ou à la charge des administrés (DUBEY/ZUFFEREY,
ch. marg. 844, p. 304).
124
Certes, il est vrai que les ordonnances administratives ne lient pas plus les tribunaux que les
particuliers. Les autorités judiciaires tendent toutefois à prendre en considération les ordon-
nances administratives dans toute la mesure où elles font de la loi une interprétation correcte –
voire opportune ; ce qui se justifie du point de vue de l’égalité de traitement (DUBEY/ZUFFEREY,
ch. marg. 846, p. 305 et références citées, à savoir ATF 121 II 473, consid. 2b et ATF 122 V 19,
consid. 5b.bb). La formule consacrée utilisée par le TF lorsqu’il se réfère à une telle ordonnance







29/59




administrative est la suivante : « ne lie pas le Tribunal fédéral, mais dont il s’inspire », en allemand
« mitberücksichtigt » (ATF 146 II 359, UHLMANN FELIX/TANNER RICO, Entwicklungen im Verwal-
tungsrecht, dans Schweizer Juristenzeitung 18/2021, p. 868).
125
Ainsi, il est correct de retenir que les directives de l’autorité de céans ne contiennent pas de règles
de droit et qu’elles n’ont, de ce fait, qu’une portée juridique réduite. Cependant, elles doivent être
respectées dans la mesure où elles manifestent l’interprétation que l’ElCom se fait des disposi-
tions légales qu’elle a à appliquer. Ces directives ont été édictées dans un souci de transparence
afin de rendre publique la pratique que l’autorité de céans entend mettre en place dans le cadre
de la large latitude de jugement et du pouvoir d’appréciation étendu que la législation sur l’appro-
visionnement en électricité lui laisse et de garantir ainsi l’égalité de traitement de tous les ges-
tionnaires de réseau.
10.1.4.2
Directives relatives aux coûts de production et contrats d’achat à long
terme selon l’article 4, alinéa 1 OApEl
126
En se fondant sur la loi et sur l’ordonnance, l’ElCom a concrétisé la notion de coûts de production
dans une série de directives successives, à savoir la directive 5/2008 de l’ElCom du 4 août 2008
relative aux coûts de production et contrats d’achat à long terme selon l’art. 4, al. 1 de l’ordon-
nance sur l’approvisionnement en électricité (directive 5/2008), remplacée par la directive 3/2012
de l’ElCom du 14 mai 2012 (directive 3/2012), elle-même remplacée par la directive 2/2018 des
10 avril 2018 et 14 mai 2019 (directive 2/2018 ; toutes ces directives sont téléchargeables sur
www.elcom.admin.ch  Documentation  Directives, respectivement  Directives abrogées,
consulté le 6 décembre 2021).
127
Dans sa directive 5/2008, l’autorité de céans disposait notamment qu’il faut prendre en compte
de manière appropriée les contrats de fourniture conclus avant l’entrée en vigueur de l’ordon-
nance lorsqu’il s’agit de répartir sur les consommateurs finaux avec approvisionnement de base
et sur les autres clients les avantages découlant de coûts de production et de contrats d’achat à
long terme favorables. L’électricité qui s’avère moins chère en raison des coûts de production et
des contrats d’achat à long terme sera répartie entre ces deux groupes avec une clé de répartition
qui doit faire l’objet d’une définition écrite pertinente et vérifiable. On utilise normalement comme
clé de répartition la consommation moyenne des deux dernières années enregistrée par les dif-
férentes catégories de clientèle. Des écarts sont possibles, notamment en cas de grands chan-
gements, mais ils doivent être justifiés (directive 5/2008, ch. 4). En outre, la structure de propriété
ne joue aucun rôle pour le calcul des coûts de production. Les propriétaires sont tenus de trans-
mettre les avantages provenant de leur propre production à leurs consommateurs finaux avec
approvisionnement de base, notamment l’achat d’électricité à un prix plus avantageux ou un bé-
néfice supérieur à un bénéfice approprié pour les coûts de production (directive 5/2008, ch. 5).
Par arrêt du 20 juillet 2016, le TF a confirmé la légalité de cette méthode de l’autorité de céans,
dite méthode du prix moyen (ATF 142 II 451).
128
La directive 2/2018 de l’ElCom dispose qu’en vertu de l’article 6, alinéa 5 LApEl, les gestionnaires
de réseau de distribution sont tenus de répercuter proportionnellement sur les consommateurs
captifs le bénéfice qu’ils tirent du libre accès au réseau. Ils doivent donc répartir les coûts de leur
portefeuille énergétique (production propre et achats) entre les consommateurs finaux avec ap-
provisionnement de base et les consommateurs sur le marché libre en fonction des quantités
d’énergie livrées (cf. ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020, consid. 5.1.3, p. 29).









30/59




10.1.4.3
Directives relatives au WACC de la production
129
Pour calculer les coûts de production imputables d’une exploitation efficace tels que visés à l’ar-
ticle 4, alinéa 1, OApEl (2017), on prend notamment en compte les amortissements théoriques
et les intérêts théoriques sur les valeurs patrimoniales nécessaires à la production (directive
2/2018). La rémunération (intérêt) théorique est déterminée en appliquant un taux d’intérêt qui
tient compte de manière appropriée des risques liés à la production d’électricité (ci-après WACC
de la production).
130
Jusqu’en 2013 (inclus), l’autorité de céans a déterminé le WACC de la production par analogie
au calcul du WACC du réseau (décision 957-08-036 du 16 avril 2012, ch. marg. 198 – 212).
A partir de 2014, la formule de calcul du WACC du réseau a été modifiée, et il n’a plus été possible
de calculer par analogie le WACC de la production en raison des écarts entre les paramètres.
131
La loi sur l’énergie révisée prévoit à partir du 1er janvier 2018 des instruments d’encouragement
nouveaux ou étendus pour les installations de production (prime de marché, contributions à l’in-
vestissement). Pour le calcul des aides, le DETEC fixe le WACC sur la base de la méthode de
calcul définie dans l’ordonnance sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’éner-
gies renouvelables (RS 730.03 ; art. 66 et annexe 3) (voir les communiqués de presse des 6 mars
2018, 26 février 2019, 3 mars 2020 et 2 mars 2021, disponible sur www.ofen.admin.ch
 Actualités et médias  Communiqués de presse, consulté le 6 décembre 2021, et le rapport
du 6 mars 2017 concernant le coût du capital pour les mesures d’encouragement de la grande
hydraulique [Kapitalkostensätze der Fördermassnahmen für die Grosswasserkraft, en allemand
avec synthèse en français], disponible sur www.ofen.admin.ch  Mesures d‘encouragement
 Prime de marché destinée à la grande hydraulique  Rapports ; ci-après : rapport IFBC, con-
sulté le 6 décembre 2021).
132
L’autorité de céans a décidé d’appliquer au WACC de la production visé dans la législation sur
l’approvisionnement en électricité le taux fixé chaque année par le DETEC pour le WACC des
mesures d’encouragement de la force hydraulique. Étant donné que selon l’expertise précitée
(p. 13), le WACC déterminé selon la nouvelle méthode est resté inchangé pendant les années
2014 à 2021, il est fixé à 4,98% à partir de 2014.
10.1.5
Documents de la branche (directives au sens de l’art. 27, al. 4, OApEl)
133
La régulation du marché suisse de l’électricité repose, dans le cadre fondamental du principe de
subsidiarité, sur la coexistence de la régulation étatique et de l’autorégulation. La LApEl prévoit
l’élaboration par les gestionnaires de réseau de directives sur divers sujets (cf. art. 3, al. 2,
LApEl). Cette tâche a été remplie par l’élaboration de « documents de la branche », c’est-à-dire
de normes émanant de l’autorégulation. La branche s’est penchée sur la question du calcul de la
composante tarifaire due pour la fourniture d’énergie. S’agissant de déterminer les coûts de pro-
duction, l’AES a publié, en date du 23 octobre 2019, le document intitulé « Schéma de calcul des
coûts pour les coûts d’approvisionnement (SCCA-CH) » (disponible sous : www.electricite.ch
 Téléchargement ; dernière consultation le 09.11.2021 ; cf. ElCom, décision 211-00033 du 20
août 2020, consid. 5.1.4, p. 29).









31/59




10.1.6
Conclusions relatives aux bases légales
134
En résumé, il découle de ce qui précède que le législateur entend par « tarifs équitables »,
au sens de l’article 6, alinéa 1 LApEl, des tarifs basés sur les coûts de production (au sens de
prix de revient) effectifs. Les tarifs doivent en outre être conçus de manière à empêcher un sub-
ventionnement des clients libres par les consommateurs finaux en approvisionnement de base.
L’interdiction des subventions croisées est notamment liée à l’obligation de répercuter les avan-
tages éventuels obtenus sur le marché (art. 6, al. 5, LApEl [2015]). De ce fait, les consommateurs
finaux avec approvisionnement de base doivent également bénéficier d’éventuels prix du marché
et prix d’achat plus bas. En conséquence, si le gestionnaire de réseau s’approvisionne en énergie
auprès de tiers à des conditions plus avantageuses, il doit en faire profiter proportionnellement le
consommateur final en approvisionnement de base.
135
Il faut donc considérer comme formant un tout l’acquisition d’énergie par la production propre,
par l’injection de tiers, par les participations, par les contrats d’achat à long terme ou par les
achats sur le marché. Toutes les sources d’approvisionnement doivent être déclarées et prises
en compte au final dans le calcul des coûts d’approvisionnement. Une comptabilité par unité
d’imputation, notamment, permet d’assurer un tel calcul des tarifs. Telle est la condition sine qua
non pour que les consommateurs finaux avec approvisionnement de base bénéficient proportion-
nellement des activités menées et des avantages obtenus sur le marché par les gestionnaires de
réseau. A cet égard, le législateur n’a justement pas régi dans une disposition programme la
notion d’unités d’acquisition.
136
Au demeurant, le législateur a laissé au Conseil fédéral le soin de concrétiser, au moyen d’un
modèle approprié orienté sur les coûts, la conception tarifaire visée à l’article 6 LApEl (2015).
Ce modèle devrait toutefois garantir que les consommateurs finaux en approvisionnement de
base ne soient pas désavantagés en raison de subventions croisées, mais qu’ils bénéficient des
avantages obtenus par leur fournisseur sur le marché. Par conséquent, le modèle devrait contenir
tant des éléments basés sur les coûts, que des éléments liés au prix de marché (ATF 142 II 451,
consid. 5.2.4). A l’article 4 OApEl (2017), le détenteur du pouvoir réglementaire a établi un mo-
dèle orienté sur les coûts en vue de déterminer les composantes tarifaires équitables pour la
fourniture d’énergie. Ce modèle se réfère aux coûts de production d’une exploitation efficace
(production propre et participations), d’une part, et aux contrats d’achat à long terme, d’autre part.
D’autres postes de coûts doivent être aussi pris en compte. En incluant ces coûts et les contrats
d’achat à long terme, il est possible de garantir que les consommateurs finaux puissent profiter
des activités sur le marché et de l’approvisionnement déployés par le gestionnaire de réseau
(cf. ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020, consid. 5.1.5, p. 30).
10.2
Non prise en compte des structures relevant du droit des sociétés
lors de la répartition des coûts entre les consommateurs finaux en
approvisionnement de base et ceux au marché libre
137
En ce qui concerne la répartition des coûts entre les consommateurs finaux en approvisionne-
ment de base et les clients libres, il convient dans un premier temps de déterminer si la méthode
du prix moyen doit être appliquée uniquement au sein de la destinataire de la décision ou au sein
de l’ensemble du groupe REH, en particulier de RESA.
138
Il convient de déterminer si les structures relevant du droit des sociétés doivent ou non être prises
en compte lors de la répartition des coûts entre les consommateurs finaux en approvisionnement
de base et ceux au marché libre selon l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015).







32/59




139
Dans son arrêt A-1344/2015 du 28 juin 2018, le TAF, recourant aux différentes méthodes d’inter-
prétation faisant jurisprudence, retient que la lettre de l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) n’est pas
absolument claire en ce qui concerne la structure relevant du droit des sociétés. Il ressort ensuite
de l’interprétation historique et téléologique que les consommateurs finaux en approvisionnement
de base devraient profiter proportionnellement des bénéfices que les GRD tirent du libre accès
au réseau. Si l’indépendance des structures de sociétés au sein d’un groupe d’entreprises étroi-
tement imbriquées économiquement entre elles devaient être respectées sans aucune exception,
cela irait à l’encontre du but de la loi. Il ne suffit pas non plus de recourir au principe de transpa-
rence uniquement en cas d’abus de droit dans la structure des sociétés. Enfin, l’interprétation
systématique n’est d’aucune aide dans le cas présent. Dans le cadre d’une appréciation globale,
les différentes méthodes d’interprétation conduisent à la conclusion que les structures relevant
du droit des sociétés dans le cadre d’un groupe d’entreprises étroitement imbriquées économi-
quement entre elles ne peuvent pas être obligatoirement déterminantes lors de la répartition des
coûts entre consommateurs finaux en approvisionnement de base et ceux au marché libre (TAF,
arrêt A-1344/2015 du 28 juin 2018, consid. 6.7). Dans l’arrêt précité, le tribunal est arrivé à la
conclusion que l’approvisionnement de base incombait de fait au groupe, ce qui suffit à justifier
l’application de la méthode du prix moyen indépendamment de l’indépendance juridique des so-
ciétés concernées (TAF, arrêt A-1344/2015 du 28 juin 2018, consid. 7.3).
140
Comme cela a déjà été démontré, il y a une étroite interdépendance économique entre RESA et
la destinataire de la décision notamment (cf. consid. 9). Dans les faits, la destinataire de la déci-
sion fixe – en lieu et place des GRD concernés, y c. RESA – des tarifs de l’énergie uniformes à
l’ensemble des zones de desserte couvertes par ces différents GRD à partir d’un mix d’approvi-
sionnement unique (cf. ch. marg. 102). Elle agit alors comme une société essentiellement com-
merciale, qui achète toute son énergie à RESA et qui paie à RESA, en sus des frais d’achat
usuels pour l’approvisionnement sur le marché, un supplément de coûts de gestion et de fonc-
tionnement pour ces prestations d’achat (cf. ch. marg. 98). Cette circonstance doit être considé-
rée comme suffisante pour appliquer conjointement aux deux sociétés la méthode du prix moyen
indépendamment de l’indépendance juridique de la destinataire de la décision et de RESA
(cf. TAF, arrêt A-1344/2015 du 28 juin 2018, consid. 7.3).
10.3
Calcul des tarifs de l’énergie selon la destinataire de la décision
141
Le 23 août 2018 (pièce 10, annexe A), la destinataire de la décision a soumis son fichier de
comptabilité analytique pour les tarifs 2019 au ST ElCom. Dans ce fichier, celle-ci présente no-
tamment les données effectives de l’année 2017 pour le calcul de la différence de couverture de
l’énergie (formulaire 5.1, différence de couverture [DC] 2017 de l’énergie). Le portefeuille d’ap-
provisionnement en énergie déclaré se compose ainsi, d’une part de la production propre et,
d’autre part des achats sur le marché (Tableau 1). Les achats sur le marché tiennent compte
notamment des contrats à long terme (ceux-ci auraient dû être déclarés dans les coûts de pro-
duction propre, cf. ch. marg. 168 et 118), mais pas des contrats d’achat back-to-back. A la de-
mande du ST ElCom, une copie des contrats long terme (pièce 42) et des contrats d’achat back-
to-back (pièce 33) a été fournie par la destinataire de la décision. Dans ses calculs, la destinataire
de la décision tient compte d’un WACC non conforme à celui fixé par l’autorité de céans dans ses
directives relatives au WACC de la production (directives 3/2018, 3/2019, 2/2020 et 1/2021),
et ne respecte pas la méthode du prix moyen, elle ne tient notamment pas compte des contrats
back-to-back, ni des couvertures de risque « hedges » pour revendeurs.







33/59





Données du formulaire 5.1 (DC 2017 de l’énergie), comptabilité analytique T2019 (pièce 10, annexe A)
Tableau 1 Portefeuille d’approvisionnement en énergie 2017 total, selon la destinataire de la
décision, sans contrats d’achat back-to-back ni hedges pour revendeurs
142
Par courrier du 17 décembre 2018 (pièce 14), le ST EICom a demandé un certain nombre de
corrections, à savoir l’application de la directive 3/2018 sur le WACC de la production pour la
période tarifaire 2013–2017 (1), la prise en compte de l’ensemble du portefeuille (production
propre, achats, contrats back-to-back, échanges commerciaux, etc.) dans les calculs des coûts
de production (approvisionnement global) (2) et enfin, la prise en compte dans la version du fichier
de comptabilité analytique correspondant de l’état du fonds de différences de couverture de
l’énergie pour l’année 2013 de […] francs, issue de la première version du fichier de comptabilité
analytique pour les tarifs 2015 (DC 2013 de l’énergie) (3).
143
Dans sa prise de position du 27 février 2019 (pièce 25), la destinataire de la décision a estimé
qu’un taux de WACC de la production d’environ […]% se justifie dans son cas (1). Elle s’est
opposée au principe consistant à inclure les contrats back-to-back, clairement identifiés comme
tels, dans le calcul selon la méthode du prix moyen (2)1 et au principe consistant à inclure les
couvertures de risques ou hedges pour revendeurs dans le calcul selon la méthode du prix moyen
(3). Elle estime également qu’il convient de tenir compte des différences de couverture de l’éner-
gie non seulement pour la période 2013 à 2017, mais aussi depuis l’entrée en vigueur de la
LApEI, afin de prendre en considération l’évolution des différences de couverture des années
tarifaire 2009 à 2017 (4) (cf. ch. marg. 222). Enfin, la destinataire de la décision a téléversé plu-
sieurs fichiers de comptabilité analytique relatifs au calcul des coûts des années 2012 à 2019
(différences de couverture 2010 à 2017) sur le portail des gestionnaires de réseau de l’ElCom
(pièce 25).
144
Suite à l’ouverture de la procédure à l’encontre de la destinataire de la décision (pièce 29),
celle-ci a fait parvenir au ST ElCom une prise de position complémentaire, de même qu’une copie
des contrats back-to-back (contrats d’approvisionnement pour clients finaux et contrats d’appro-
visionnement pour revendeurs) (pièce 33).
145
La destinataire de la décision a encore envoyé au ST ElCom un rapport d’expertise sur la déter-
mination du WACC production (rapport [N], pièce 35), ainsi que la liste des […] centrales de pro-
duction hydraulique, mini-hydraulique et photovoltaïque, avec les quantités produites,
les coûts de production et le prix de revient de l’année 2017 (pièce 37, annexe B). Elle a ensuite
fourni des précisions sur les données des centrales hydrauliques, communiqué la liste de ses
achats sur le marché (hors contrats back-to-back, pièce 42), et donné des explications sur les

1 A cet effet, la destinataire de la décision se base sur la recommandation de la branche pour le marché élec-
trique suisse (SCCA-KRSG) version 2018, chap. 1.2.5.1, ou version 2021, chap. 1.3.5, selon laquelle les con-
trats back-to-back devraient être exclus de l’imputation des coûts.
MWh
%
CHF
%
ct./kWh
Production propre
Achats marché
- pertes actives 2017
Total







34/59




transactions du marché à court terme (pièce 45). Enfin, elle a transmis des informations complé-
mentaires relatives aux coûts de production de […] petites installations restantes ([…] installa-
tions de mini-hydraulique et […] installations photovoltaïques (pièce 47, annexe A).
146
Dans sa prise de position du 31 août 2021 (pièce 57), la destinataire de la décision n’a pas com-
muniqué d’informations supplémentaires en vue de compléter les données figurant dans le rap-
port de vérification du 5 mai 2021 (pièce 50), mais réitère et complète sa position antérieure.
10.4
Calcul des tarifs de l’énergie selon l’ElCom
10.4.1
Généralités
147
L’autorité de céans fonde sa méthode de calcul des coûts de l’énergie pour les consommateurs
en approvisionnement de base sur une approche moyenne pondérée qui prend en compte l’en-
semble du portefeuille énergétique. Les coûts effectifs sont ici le facteur décisif. Le prix moyen
en cts/kWh est alors calculé à partir de ces coûts et de la quantité totale d’énergie.
148
La quantité totale d’énergie (production propre et achats sur le marché) est ventilée entre l’ap-
provisionnement de base, les clients finaux libres, les éventuels fournisseurs avals et le réseau
(pertes actives) en fonction de l’énergie soutirée. Les coûts de l’énergie pour les consommateurs
finaux en approvisionnement de base sont ensuite calculés en multipliant le prix moyen par la
quantité d’énergie consommée par les consommateurs finaux en approvisionnement de base
(ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020, consid. 5.3, ch. marg. 159 s., p. 34 et références
citées en particulier ATF 142 II 451, consid. 5).
149
Conformément à l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015), les gestionnaires d’un réseau de distribution
sont tenus de répercuter proportionnellement sur les consommateurs captifs le bénéfice qu’ils
tirent du libre accès au réseau, au besoin au moyen d’adaptations des tarifs les années suivantes.
Selon le TF, le législateur a manifestement voulu que ni les consommateurs captifs, ni les clients
libres ne profitent seuls des bénéfices liés à l’accès au réseau, mais que, au contraire,
l’un et l’autre groupe en profitent proportionnellement (ATF 142 II 451, consid. 5.2.4). L’on ne
saurait déduire ni du texte de la loi, ni des travaux préparatoires, que le législateur ait voulu limiter
d’une quelconque manière la répercussion des bénéfices à l’approvisionnement de base.
150
En outre, le TAF a jugé, dans son arrêt A-1344/2015 du 28 juin 2018, qu’on ne saurait déduire ni
du texte de l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) ni des travaux préparatoires y relatifs comment il
convient de prendre en compte le portefeuille énergétique. Le but et l’esprit de cette norme portent
à lui conférer un large champ d’application. Une telle interprétation n’est également pas contredite
par l’interprétation systématique. En conséquence, il ne faut pas restreindre le champ d’applica-
tion de l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) aux différentes sources d’approvisionnement spécifiques
aux consommateurs finaux au sens de de la LApEl entrée en vigueur au 1er janvier 2008.
Il est ainsi correct d’interpréter la norme de manière à ce qu’elle couvre en principe l’ensemble
du portefeuille énergétique, qui comporte l’approvisionnement destiné aux revendeurs ainsi que
les autres activités commerciales (ATF 142 II 451, consid. 10.5).
151
Il ne ressort pas non plus de l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) qu’il faille considérer dans le porte-
feuille énergétique uniquement les livraisons directes aux consommateurs finaux de Suisse.
Selon le texte de la norme, les gestionnaires d’un réseau de distribution sont tenus de répercuter
proportionnellement sur les consommateurs captifs le bénéfice qu’ils tirent du libre accès au ré-
seau. Le « bénéfice qu’ils tirent du libre accès au réseau » représente donc l’objet qu’ils doivent
répartir au prorata. Mais cette formulation ne contient pas de limitation aux seuls bénéfices obte-
nus lors de l’achat d’énergie destinée aux consommateurs finaux suisses. L’article 6, alinéa 5







35/59




LApEl (2015) dispose que les bénéfices doivent être répercutés proportionnellement aux
« consommateurs captifs » (cf. ATF 142 II 451, consid. 5.2.5). Le législateur définit ainsi les réci-
piendaires de ces bénéfices, mais non pas de quelles livraisons ceux-ci doivent provenir.
152
Dans le cadre de la méthode dite du prix moyen, il faut prendre en compte l’intégralité du porte-
feuille énergétique. La méthode dite du prix moyen doit donc tenir compte aussi bien de l’appro-
visionnement destiné aux distributeurs (revendeurs) et aux autres gestionnaires de réseau,
que des opérations commerciales pour compte propre et des autres activités commerciales con-
duisant à des livraisons d’énergie en Suisse (ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020,
ch. marg. 163 ss, p. 35 s.).
10.4.2
Coûts de production 2017
153
Selon l’article 4, alinéa 1 OApEl (2017), les coûts de production d’une exploitation efficace sont
imputables. Les coûts de production imputables englobent les coûts d’exploitation et les coûts de
capitaux d’une production performante et efficace ainsi que les redevances et prestations inhé-
rentes à la production fournie aux collectivités publiques. On entend par coûts d’exploitation les
coûts des prestations directement liées à l'exploitation, notamment les coûts liés à l’achat d’éner-
gie pour les besoins propres et à l’entretien des installations de production. On entend par coûts
de capitaux imputables, les amortissements théoriques et les 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 sont calculés chaque année de ma-
nière linéaire sur une durée d’utilisation déterminée jusqu’à ce que la valeur résiduelle soit égale
à zéro. Un taux d’intérêt tenant compte de manière appropriée des risques liés à la production
d’électricité sera utilisé pour calculer les intérêts théoriques. L’autorité de céans publie ce taux
d’intérêt dans une directive séparée. Conformément à la législation sur l’approvisionnement en
électricité, l’autorité de céans a décidé d’appliquer au WACC de la production visée dans la légi-
slation sur l’approvisionnement en électricité, le taux fixé chaque année par le DETEC pour le
WACC des mesures d’encouragement de la force hydraulique (cf. ElCom, directives 3/2018,
3/2019, 2/2020 et 1/2021 et consid. 10.1.4.3). Le WACC de la production est valable pour une
année civile.
154
Hormis le niveau du WACC à appliquer, les intérêts théoriques des installations de production se
calculent donc de la même manière que pour les coûts imputables du réseau. En ce qui concerne
le réseau, les intérêts théoriques sont calculés chaque année sur les valeurs patrimoniales né-
cessaires à l’exploitation des réseaux, conformément à l’article 15, alinéa 3, lettre b, LApEl.
Les valeurs résiduelles à l’achat ou à la fabrication des installations existantes, résultant des
amortissements au sens de l’article 13, alinéa 2, OApEl à la fin de l’exercice, sont déterminantes.
Le taux d’intérêt théorique à appliquer pour le réseau correspond au WACC fixé chaque année
par le DETEC conformément aux dispositions de l’annexe 1 (art. 13, al. 3, let. b, en relation avec
l’art. 13, al. 3bis, OApEl [2017]). Les valeurs déterminantes sont donc les valeurs résiduelles à
l’achat ou à la fabrication des installations existantes résultant des amortissements à la fin de
l’exercice (art. 13, al. 3, let. a, ch. 1, OApEl) (ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020,
ch. marg. 176 s., p. 38).
155
La production propre et les participations dans des unités de production prises en compte par
l’autorité de céans dans le portefeuille énergétique total (dont dépend l’approvisionnement de
base) correspond aux centrales de production et aux participations dans des unités de production
sises sur le territoire national, ainsi qu’aux centrales de production et aux participations dans des
unités de production sises à l’étranger, mais qui servent à l’approvisionnement des consomma-
teurs finaux en Suisse (ElCom, décision 211-00008 du 6 avril 2020, consid. 2.1.4, ch. marg. 22,
p. 8 et références citées, sp. ST ElCom, séances d’information pour gestionnaires de réseau







36/59




2018, diapositive 53 [p. 70 du .pdf], téléchargeable sur www.elcom.admin.ch  Documentation
 Manifestations  Séances d’information pour gestionnaires de réseau  Séances d’informa-
tion 2010 – 2019, consulté le 6 décembre 2021).
156
Dans sa vérification de la production propre et des participations aux unités de production,
l’autorité de céans se base ainsi sur le lieu où l’énergie est produite, respectivement livrée.
Les quantités d’énergie qui ne sont pas destinées au territoire suisse en termes de production ou
de livraison ne sont pas prises en compte. Par contre, toutes les autres sources d’énergie ache-
tées sont incluses dans le portefeuille total et sont donc prises en compte dans le calcul des coûts
pertinents de l’approvisionnement de base. Selon cette répartition de l’énergie, il n’importe pas
que les quantités d’énergie soient finalement vendues en Suisse ou réexportées (ElCom,
décisions 211-00008 du 6 avril 2020 et 211-00033 du 20 août 2020, ch. marg. 168 s., p. 36 et
références citées).
157
Il y a encore lieu de préciser qu’il n’y a pas, en 2017, de livraison d’énergie entre les sociétés de
production dans lesquelles RESA et/ou REH détiennent des participations de nature financières
(pièce 68, annexe) et que l’électricité produite par ces centrales ne fait ainsi pas partie de l’énergie
achetée par la destinataire de la décision pour alimenter son mix d’approvisionnement. Si RESA
rachetait l’énergie produite par ces centrales et la vendait directement sur le marché (commerce),
celle-ci devrait être également intégrée dans le calcul du prix moyen selon la pratique de l’autorité
de céans en la matière (cf. ElCom, décision 211-00033 du 20 août 2020, consid. 5.4.2,
sp. ch. marg. 168 s., p. 36).
158
La destinataire de la décision déclare, pour […] centrales hydrauliques, des coûts de production
de […] francs pour un volume de […] MWh (pièce 42, annexe G), (cf. Tableau 2, version destina-
taire de la décision). Elle utilise pour le calcul des intérêts théoriques sur la valeur résiduelle de
ces centrales de production un WACC de la production de […]% (cf. bénéfice [capital investi *
WACC]) et calcule également, avec le même WACC, un intérêt sur le fonds de roulement net
(FRN) des coûts de production (cf. bénéfice [fonds de roulement * WACC]).







37/59




Tableau 2 Production propre de […] centrales hydrauliques (2017), calcul selon la destinataire
de la décision



Centrale de production
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Revenus divers en kCHF
Concessions hydrauliques en
kCHF
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Bénéfice (fonds de roulement
* WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh
Centrale de production
Total
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Revenus divers en kCHF
Concessions hydrauliques en
kCHF
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Bénéfice (fonds de roulement
* WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh







38/59




159
Dans le Tableau 3 ci-dessous (version autorité de céans), le bénéfice a été corrigé pour tenir
compte d’un WACC de 4.98% (cf. bénéfice [capital investi * WACC]), correspondant au WACC
de la production 2017 de la directive 3/2018 (cf. consid. 10.1.4.3). De même, l’intérêt théorique
sur le FRN des coûts de production a été supprimé. Les coûts de production sont ainsi réduits à
[…] francs pour un volume de […] MWh.



Tableau 3 Production propre de […] centrales hydrauliques (2017), calcul selon l’autorité de
céans
160
Conformément aux explications concernant les directives relatives au WACC de la production
figurant au considérant 10.1.4.3, au fait que la directive 3/2018 n’a pas été appliquée de manière
rétroactive selon le considérant 7.3.3, ainsi qu’aux diverses explications concernant le WACC
présentées au considérant 11, l’autorité de céans considère que l’application d’un WACC de
4,98% est correcte.
161
De même, la prise en compte d’un intérêt sur le FRN des coûts d’approvisionnement en énergie
n’est pas autorisée. En effet, selon la pratique de l’autorité de céans, aucun intérêt théorique sur
le FRN ne peut être imputé aux coûts de production ou aux coûts d’achat de l’approvisionnement
Centrale de production
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Revenus divers en kCHF
Concessions hydrauliques en
kCHF
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh
Centrale de production
Total
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Revenus divers en kCHF
Concessions hydrauliques en
kCHF
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh







39/59




de base. L’intérêt sur le FRN est pris en compte dans le cadre de la règle dite des 95/75 francs
(ElCom, décision 211-00004 du 15 décembre 2016, ch. marg. 72).
162
Ainsi, compte tenu de l’application d’un WACC de 4.98% (2017) au lieu d’un WACC de […]%,
ainsi que de la suppression des intérêts sur le FRN, les coûts totaux de ces […] installations
hydrauliques passent de […] à […] francs, soit une baisse de […] francs (- […]%). Le prix de
revient moyen passe de […] à […] cts/kWh.
163
D’autre part, la destinataire de la décision déclare, pour […] petites centrales, des coûts de pro-
duction de […] francs pour un volume de […] MWh (pièce 47, annexe A) (cf. Tableau 4, version
destinataire de la décision). Elle utilise pour le calcul des intérêts théoriques sur la valeur rési-
duelle de ces centrales un WACC de la production de […]% et calcule également,
avec le même WACC, un intérêt sur le fonds de roulement net (FRN) des coûts de production
(cf. bénéfice [fonds de roulement * WACC]).

Tableau 4 Production propre de […] petites centrales (2017), calcul selon la destinataire de la
décision
164
Dans le Tableau 5 ci-dessous (version autorité de céans), le bénéfice a été corrigé pour tenir
compte d’un WACC de 4.98% correspondant au WACC de la production 2017 de la directive
3/2018 (cf. bénéfice [capital investi * WACC]). De même, l’intérêt théorique sur le FRN des coûts
Centrale de production
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Bénéfice (fonds de roulement
* WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh
Centrale de production
Total […]
centrales
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Bénéfice (fonds de roulement
* WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh







40/59

Tableau 5 Production propre de […] petites centrales (2017), calcul selon l’autorité de céans
165
Conformément aux explications du ch. marg. 160, l’autorité de céans considère que l’application
d’un WACC de 4,98% est correcte.
166
De même, conformément aux explications du ch. marg. 161, la prise en compte d’un intérêt sur
le FRN des coûts d’approvisionnement en énergie n’est pas autorisée (ElCom, décision
211-00004 du 15 décembre 2016, ch. marg. 72).
167
Ainsi, compte tenu de l’application d’un WACC de 4.98% (2017) au lieu d’un WACC de […]%,
ainsi que de la suppression des intérêts sur le FRN, les coûts totaux de ces […] installations
hydrauliques passent de […] francs à […] francs, soit une baisse de […] francs (- […]%). Le prix
de revient moyen passe de […] à […] cts/kWh
168
La caractéristique principale des contrats d’achat à long terme n’est pas la centrale de production
en tant que telle, mais correspond à la quantité d’énergie livrée en un lieu déterminé et à un
moment précis. Ainsi, pour le gestionnaire de réseau, les contrats d’achat à long terme avec
points de livraison en Suisse sont assimilables à la production propre d’une centrale de produc-
tion qui produit de l’énergie électrique en Suisse, respectivement qui la produit à l'étranger pour
approvisionner des consommateurs finaux en Suisse. L’électricité provenant de contrats d’achat
Centrale de production
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh
Centrale de production
Total […]
centrales
Valeur résiduelle au
31.12.2017 en kCHF
Volume de production en
MWh
Charges opérationnelles en
kCHF
Overhead - management fees
en kCHF
Amortissements en kCHF
Impôts en kCHF
Bénéfice (capital investi *
WACC) en kCHF
Coûts de production en kCHF
Prix de revient en cts/kWh







41/59




à long terme qui prévoient la Suisse comme lieu de livraison est attribuée à la zone de réglage
Suisse et peut donc, en principe, être livrée partout en Suisse. Le fait que l’énergie électrique
provenant des propres centrales de l’entreprise ou de contrats d’achat à long terme puisse éga-
lement être exportée à l'étranger ne modifie pas cette relation avec la Suisse. Les contrats d’achat
à long terme qui mentionnent la Suisse comme lieu de livraison présentent un rattachement suf-
fisant à la Suisse, si bien qu’il convient de tenir compte des quantités d'énergie indiquées et de
les utiliser dans le cadre du calcul du prix de l’approvisionnement de base. Par conséquent,
les contrats d’achat à long terme avec la Suisse comme lieu de livraison doivent être inclus dans
la méthode du prix moyen (ElCom, décision 211-00008 du 6 avril 2020, consid. 2.1.4,
ch. marg. 25, p. 9).
169
En l’espèce, les […] contrats d’achat à long terme compris dans le portefeuille 2017 de la desti-
nataire de la décision ont été passés par RESA avec [A] et [B]. […] contrats conclus avec [B]
concernent une livraison en Suisse et […] contrats conclus avec [A] concernent des livraisons en
[…] avec importation en Suisse. Les frais liés à l’importation de l’énergie de […] vers la Suisse
s’ajoutent aux coûts de ces contrats (cf. pièce 42). Ces […] contrats sont inclus dans la méthode
du prix moyen. Leur prix de revient moyen se monte à […] cts/kWh (cf. Tableau 6).
170
Contrairement à la directive 2/2018, la destinataire de la décision inclut les contrats d’achat à long
terme dans la somme des achats sur le marché dans son fichier de comptabilité analytique pour
les tarifs 2019 (voir pièce 10, annexe A). Par souci de transparence, les contrats à long terme
sont présentés de manière séparée dans le Tableau 6, mais font partie des coûts de production
propre dans les Tableau 7 et Tableau 11 à Tableau 13.
Tableau 6 Contrats d’achat long terme (2017)
171
Compte tenu des coûts de production propre imputables 2017 corrigés par l’autorité de céans
d’un montant de […] francs pour […] MWh ([…] francs pour […] centrales hydrauliques [cf. Ta-
bleau 3] + […] francs pour […] centrales mini-hydraulique et […] centrales photovoltaïques
[cf. Tableau 5]), soit un prix de revient moyen de […] cts/kWh et des contrats long terme 2017
Contrats LT
Date transaction
Prix CHF
MWh
CHF
Total contrats LT







42/59




d’un montant de […] francs pour […] MWh, les coûts de production imputables 2017 s’élèvent à
[…] francs pour […] MWh, soit un prix de revient moyen de […] cts/kWh (cf. Tableau 7). Ceci
représente une baisse de […] cts/kWh par rapport aux coûts de production propre déclarés par
la destinataire de la décision (cf. Tableau 1).

Tableau 7 Coûts de production de l’année 2017 totaux selon l’autorité de céans
(WACC à 4.98%)
10.4.3
Coûts d’achat 2017
172
Par courriel et courrier du 23 août 2018 (pièces 10 et 12), la destinataire de la décision a informé
le ST ElCom qu’elle appliquait, dans sa prise en compte des coûts d’approvisionnement en éner-
gie, l’interprétation de l’AES selon laquelle les contrats back-to-back devraient être exclus de
l’imputation des coûts (cf. consid. 10.1.5). Les fichiers de comptabilité analytique de la destina-
taire de la décision ne répondaient ainsi pas aux exigences de l’autorité de céans et plusieurs
demandes de compléments et échanges d’écritures ont eu lieu entre elle et le ST ElCom dans le
but d’en préciser le contenu (pièces 33, 34, 38, 42, 44 et 45).
173
Dans sa prise de position du 31 août 2021 (pièce 57, pp. 4 – 5), la destinataire de la décision
précise encore que son portefeuille d’approvisionnement se constitue de production propre et de
contrats conclus par RESA sur les marchés de l’électricité. Les achats marchés, notamment les
contrats d’achat back-to-back, étant réalisés par la gestion de l’approvisionnement et de l’énergie
de RESA et conclus directement par RESA avec les fournisseurs (cf. pièce 57, annexe 4) et non
pas par la destinataire de la décision, cette dernière estime qu’il est difficilement défendable de
les intégrer dans son portefeuille d’énergie.
174
L’autorité de céans peine toutefois à comprendre pour quelle raison seule la production propre,
acquise par RESA au moyen de ses propres actifs de production ou auprès des différents parte-
naires détenteurs d’unités de production, devrait être déclarée par la destinataire de la décision,
et non pas les achats sur les marchés de l’électricité également effectués par RESA, dont les
contrats d’achats back-to-back. En effet, il a été démontré plus avant qu’il faut appliquer conjoin-
tement aux deux sociétés, REC et RESA, la méthode du prix moyen, sans tenir compte de leur
indépendance juridique (cf. consid. 10.2).
175
L’ensemble du portefeuille énergétique, qui comprend également l’approvisionnement des four-
nisseurs avals et d’autres activités commerciales, est en principe couvert par le champ d’applica-
tion de l’article 6, alinéa 5 LApEl (2015) (TAF, arrêt du 28 juin 2019, A-1344/2015, consid. 10.5,
p. 25). La méthode du prix moyen ne peut être considérée comme contraire à la loi, même du
point de vue du portefeuille énergétique. Ainsi, c’est à raison que l’ElCom applique la méthode
du prix moyen aux tarifs de l’approvisionnement de base, pour tenir compte des avantages de
Energie produite/
achats l.t. 2017
MWh
CHF
ct./kWh
Production
propre 2017
Contrats LT
Total
Coûts de production
imputables selon
l'autorité de céans







43/59




prix obtenus sur le marché dans l’ensemble du portefeuille énergétique (TAF, arrêt du 28 juin
2019, A-1344/2015, consid. 13, p. 28).
176
Par conséquent, il découle de ce qui précède que les contrats back-to-back doivent également
être pris en compte dans la méthode du prix moyen afin que les avantages obtenus sur le marché
par le gestionnaire de réseau soient également répercutés sur les consommateurs finaux en ap-
provisionnement de base, proportionnellement à la part d’énergie du portefeuille énergétique total
qu’ils ont soutirée.
177
La destinataire de la décision ne tenant pas compte des contrats back-to-back dans ses coûts
d’approvisionnement en énergie, les coûts d’achat 2017, sont ajustés par l’autorité de céans, qui,
se base sur la liste des contrats d’achat fournie en annexe de la prise de position complémentaire
de la destinataire de la décision du 24 juillet 2019 (pièce 33, annexe 2) et sur le fichier intitulé
« liste_contrats_marché_pot_commun_20191105.xls » (pièce 42).
178
De même, la destinataire de la décision ne tient pas compte des couvertures de risque « hedges »
pour revendeurs dans le calcul selon la méthode du prix moyen. Les coûts liés aux « hedges »
pour revendeurs doivent toutefois être inclus dans le calcul de la méthode du prix moyen,
pour autant que, dans le cadre de la production ou de la livraison d’énergie, ceux-ci aient leur
point de livraison en Suisse (décision du 20 août 2020, 211-00033, consid. 5.4.3, ch. marg. 185,
p. 40). Comme mentionné au ch. marg. 156, il n’importe pas que les quantités d’énergie soient
finalement vendues en Suisse ou réexportées. Les contrats pour revendeurs (groupes 7 et 8)
ayant pour pays de livraison la Suisse (pièce 33, p. 62 et s.) (cf. ch. marg. 117), ils sont donc
inclus dans les contrats d’achats back-to-back 2017 et partant dans la méthode du prix moyen.
En l’espèce, cela représente un montant de […] francs soit un prix moyen de […] cts/kWh
(cf. Tableau 8).
179
Le Tableau 8 ci-dessous présente la liste des contrats d’achat back-to-back (B2B) 2017 (inclus
les « hedges » pour revendeurs) effectués par RESA et revendus à REC. Le total des coûts im-
putables des contrats d’achats back-to-back pour l’année 2017 se monte, selon l’autorité de
céans, à […] francs pour un volume acquis de […] MWh. Le prix de revient moyen des contrats
back-to-back
(y
c.
les
« hedges »
pour
revendeurs)
s’élève
à
[…] cts/kWh
(cf. pièce 33, pp. 15 ss).







44/59




Note : Pour les contrats du Groupe 6 en euro, le taux de change EUR/CHF de 1.0883 d’octobre 2016 a
été utilisé (source site de la BNS : https://data.snb.ch/fr).
Tableau 8 Contrats d’achats back-to-back (y c. les « hedges » pour revendeurs), année 2017


Achats B2B 2017
Date transaction
MWh
CHF
Approvisionnement pour clients finaux
Sous-total achats clients finaux
Approvisionnement pour revendeurs
Sous-total achats revendeurs
Total achats B2B







45/59




180
Le Tableau 9 présente quant à lui la liste des achats marché amont (hors back-to-back) et le total
des achats sur le marché à court terme effectués par RESA et revendus à REC en 2017. Le total
des coûts imputables de ces achats en 2017 se monte à […] francs pour un volume de […] MWh.
Le prix de revient moyen de ces achats se monte à […] cts/kWh (cf. pièce 42).

Tableau 9 Coûts d’achat marché (hors back-to-back), année 2017


Achats 2017 (hors B2B)
Année transaction
Prix CHF
MWh
CHF
cts/kWh
Total achats marché (hors B2B)







46/59




181
Ainsi, comme le montre le Tableau 10, les coûts d’achat imputables 2017 des trois types d’achat
sur le marché effectués par RESA et revendus à REC, se montent à […] francs pour un volume
de […] MWh, soit un prix de revient moyen de […] cts/kWh. Contrairement au calcul présenté
dans le rapport de vérification du ST ElCom, l’autorité de céans tient compte ci-dessous de la
totalité des achats (c.-à-d. sans déduction des pertes actives). Cette modification intervient à
l’avantage de la destinataire de la décision.
Tableau 10
Coûts d’achat 2017 ajustés par l’autorité de céans (y c. pertes actives)
10.4.4
Synthèse des coûts de l’approvisionnement en énergie imputables
182
Selon l’autorité de céans, le portefeuille d’approvisionnement global2 2017 commercialisé par la
destinataire de la décision, et fournit entièrement par RESA, se compose de trois sources dis-
tinctes d’approvisionnement : la production propre de RESA et des différents partenaires déten-
teurs d’unités de production, les contrats long terme (considérés comme production propre) et
l’ensemble des achats sur le marché (contrats amont RESA forward, contrats de court terme et
contrats back-to-back [y c. hedges pour revendeurs]). Après correction, les coûts de l’approvi-
sionnement
en
énergie
imputables
pour
l’année
2017
s’élèvent
à
[…] francs
(cf. Tableau 11) pour un prix de revient moyen de […] cts/kWh.
Tableau 11
Coûts d’approvisionnement imputables totaux 2017 selon l’autorité de céans
(y c. pertes actives)

2 Le taux de change EUR/CHF publié par la Banque National Suisse (BNS)
(téléchargeable sur https://data.snb.ch/fr a été utilisé pour la conversion des euros en francs suisses.
Energie
achetée
2017
MWh
CHF
ct./kWh
Contrats back-to-back
Achats amont RESA
Achats court terme
Total
Coûts d'approvision-
nement imputables
selon l'autorité de céans
MWh
CHF
cts/kWh
Production propre 2017 (y.c.
contrats LT)
Achats 2017
Approvisionnement 2017







47/59




10.5
Volumes imputables et coûts de l’approvisionnement en énergie
2017 destinés à l’approvisionnement de base
10.5.1
Volumes
183
Pour attribuer les quantités respectives (MWh) de la production propre et des achats d’énergie à
l’approvisionnement de base, l’autorité de céans a pour principe de calculer les coefficients des
quantités de production propre et d’achat d’énergie attribuées par les GRD à l’approvisionnement
de base par rapport à l’approvisionnement total et d’appliquer ensuite le coefficient de l’approvi-
sionnement de base aux quantités totales d’énergie disponibles de la production propre et des
achats (cf. ElCom, décision 957-08-141 du 15 avril 2013, ch. marg. 75 ss).
184
Comme le montre le Tableau 12, le coefficient de l’approvisionnement de base se monte à […]%
et celui du marché libre à […]% de l’énergie totale.

* selon formulaire 5.1, comptabilité analytique T2019 (pièce 10, annexe A)
Tableau 12
Coefficients 2017 relatifs aux quantités délivrées à l’approvisionnement de base
et au marché libre
185
Les quantités d’énergie produites et achetées sont ensuite réparties en fonction des coefficients
déterminés dans le Tableau 12 ci-dessus, à savoir […] MWh ([…] MWh * […]%) pour la production
propre en approvisionnement de base et […] MWh ([…] – […]) pour les achats d’énergie en ap-
provisionnement de base, et valorisées aux coûts unitaires imputables déterminés par l’autorité
de céans pour la production propre et les achats d’énergie (cf. Tableau 13).


Approvision-
nement total
2017
Part attribuée
à l'appro-
visionnement
de base
Coeff.
appro.
base
Part attribuée au
marché libre (hors
appro. de base)
Coeff. marché
libre
MWh
MWh
%
MWh
%
Production propre 2017 (y.c.
contrats LT)
Achats 2017
Approvisionnement 2017







48/59




10.5.2
Coûts
186
Les coûts d’approvisionnement imputables 2017 pour l’approvisionnement de base s’élèvent
ainsi à […] francs, soit une réduction de […] francs ([…] – […]) par rapport aux coûts de l’appro-
visionnement de base déclarés par la destinataire de la décision dans le formulaire 5.1 « Diffé-
rence de couverture 2017 de l’énergie » du fichier de comptabilité analytique pour les tarifs 2019
(pièce 10, annexe A).

* selon formulaire 5.1, comptabilité analytique T2019 (pièce 10, annexe A)
Tableau 13
Coûts d’approvisionnement 2017 pour l’approvisionnement de base
10.6
Coûts de gestion, bénéfice inclus
187
Les coûts de gestion, bénéfice inclus, de l’approvisionnement de base (soit les coûts administra-
tifs, coûts de vente, autres coûts de la fourniture d’énergie et bénéfice de l’énergie) déclarés par
la destinataire de la décision en 2017 s’élèvent à […] francs (pièce 10, annexe A). Compte tenu
d’un nombre de destinataires de factures des gestionnaires de réseau approvisionnés en 2017
de […] (pièce 49), la règle des 95 francs est respectée. Par conséquent, l’autorité de céans n’ap-
porte aucune correction aux coûts de gestion, bénéfice inclus de la destinataire de la décision.
11
Taux de WACC de la production
11.1
Préambule
188
Comme expliqué au considérant 10.1.4.3, l’autorité de céans tient compte, pour le WACC de la
production visé dans la législation sur l’approvisionnement en électricité, du taux fixé chaque
année par le DETEC pour le WACC des mesures d’encouragement de la force hydraulique,
fixé à 4,98% à partir de 2014.
11.2
Position de la destinataire de la décision
189
Dans sa prise de position complémentaire du 24 juillet 2019 (pièce 33), la destinataire de la dé-
cision soulève les arguments suivants pour justifier l’utilisation d’un WACC de la production de
[…]%, un taux qui est plus élevé que le taux de 4,98% autorisé par l’autorité de céans :


Approvision-
nement total
2017
Coûts d'approvision-
nement imputables
selon l'autorité de
céans
Part attribuée à
l'approvisionnement
de base […]
Coûts d'appro-
visionnement
pour l'appro-
visionnement
de base
MWh
CHF
ct./kWh
MWh
CHF
Production propre 2017 (y.c.
contrats LT)
Achats 2017
Approvisionnement 2017







49/59




1) Le taux de WACC production des directives 3/2018 et 3/2019 ne sont pas juridiquement con-
traignants ;
2) Le WACC production devrait être individualisé ;
3) Le WACC production devrait être plus élevé que 4,98% pour tenir compte des risques d’un
marché libéralisé.
190
Pour compléter ses arguments, la destinataire de la décision a fait parvenir au ST ElCom une
expertise du cabinet […] relatif à la détermination du WACC production (pièce 35 ; rapport [N]).
191
Il est répondu ci-après point par point aux arguments avancés par la destinataire de la décision.
Le considérant 11.6 est dédié à la discussion du rapport [N].
11.3
Le taux de WACC de la production tel que fixé dans les directives
3/2018, 3/2019, 2/2020 et 1/2021 est contraignant
192
La destinataire de la décision soutient que : « Le taux de WACC de production de 4,98% défini
pour l’année tarifaire 2017 selon les Directives 3/2018 et 3/2019 de l’ElCom n’a pas d’effet juridi-
quement contraignant dans la mesure où ces directives ne constituent pas des sources de droit
administratif matériel créant des droits et des obligations déductibles en justice. D’un point de vue
formel, ces directives ne sauraient par conséquent lier les juridictions administratives. Des lors,
il y a lieu de soumettre le taux de WACC de production de 4,98% tel que fixé par les Directives
3/2018 l’ElCom a un examen matériel. » (pièce 33, ch. 2.2, 1er par., p. 2).
De plus, elle indique que : « Les Directives 3/2018 et 3/2019 se réfèrent à des années tarifaires
passées, ce qui constitue un « effet rétroactif » contestable. En raison de l’absence de force juri-
dique des Directives 3/2018 et 3/2019 toutefois, il n’y a pas ici à proprement parler d’effet rétroactif
technique et juridique, dans la mesure où il faut considérer que l’ElCom ne fait qu'exprimer son
opinion propre par le biais des deux Directives précitées. » (pièce 33, ch. 2.2, 2e par., pp. 2 s.).
193
Comme expliqué au considérant 10.1.4.1, les directives de l’autorité de céans, en leur qualité
d’ordonnances administratives, doivent être prise en considération et sont donc pleinement ap-
plicables.
194
L’article 22, alinéa 2, lettres a et b LApEl donne la compétence à l’ElCom de vérifier les tarifs de
l’électricité (au sens de l’énergie). Or, l’article 6, alinéa 1 LApEl se limite à préciser que ceux-ci
doivent être « équitables ». Cette notion juridique indéterminée implique la mise en place d’une
pratique précisant cette notion de « tarifs équitables ». La question du calcul des intérêts théo-
riques sur les valeurs patrimoniales nécessaires à la production étant centrale, c’est dans un
souci de transparence et de respect du droit à l’égalité de traitement entre les différents gestion-
naires de réseau que l’autorité de céans a édicté les directives 3/2018, 3/2019, 2/2020 et 1/2021
relatives au WACC de la production. Parce qu’il est transparent et respectueux du droit à l’égalité
de traitement entre les différents gestionnaires de réseau, le WACC de la production défini dans
les directives 3/2018, 3/2019, 2/2020 et 1/2021 est contraignant.
195
Dans le cas d’espèce, les quatre directives successives de l’ElCom 3/2018, 3/2019, 2/2020 et
1/2021 relatives au WACC de la production présentent une pratique identique : seuls les tableaux
présentant les calculs du WACC de la production ont été actualisés. De plus, et comme cela a
déjà été démontré (cf. consid. 7.3.3, ch. marg. 73 ss), il est erroné de prétendre que ces direc-
tives sont appliquées de manière rétroactive.







50/59




11.4
L’utilisation d’un WACC de la production unique est équitable
196
La destinataire de la décision soutient que : « Le taux de WACC de production doit être fixé sur
la base des réalités économiques et doit par conséquent correspondre au marché. En particulier,
le taux de WACC de production doit refléter à la fois les risques déjà encourus et les risques
futurs. Force est de constater qu’un taux de WACC de production de 4.98% pour l’ensemble de
la branche, tel que fixé par les Directives précitées, sans que ne soient prises en compte les
spécificités de chaque entreprise, ne respecte pas cette exigence et ne tient pas compte de la
situation de REC. » (pièce 33, ch. 2.2, 2e par., p. 3). Elle est ainsi d’avis que le taux de WACC de
la production doit différer d’une entreprise électrique à une autre, car les risques portés par les
différentes entreprises varient grandement.
197
Les « Explications relatives au calcul du taux d’intérêt calculé des instruments de promotion pour
la production issue d’énergies renouvelables dans le cadre de la stratégie 2050 » (Document
téléchargeable sur : www.ofen.admin.ch  Mesures d’encouragement  Energies renouve-
lables  WACC – Taux d’intérêt calculé [consulté le 6 décembre 2021]) mentionnent que
« Le WACC des instruments de promotion est réglementé à l’art. 66 et à l’annexe 3 de l’ordon-
nance du 1er novembre 2017 sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies
renouvelables (OEneR ; RS 730.03 ; contributions d’investissement allouées pour la force hy-
draulique), à l’art. 86 OEneR (contributions d’investissement allouées pour la biomasse), à
l’art. 90 OEneR (prime de marché pour la grande hydraulique) et à l’annexe 2, ch. 3.5.2, de l’or-
donnance du 1er novembre 2017 sur l’énergie (OEne ; RS 730.01 ; garanties de risque pour la
géothermie) en relation avec l’art. 13 de l’ordonnance du 14 mars 2008 sur l’approvisionnement
en électricité (OApEl ; RS 734.71). Le Département fédéral de l’environnement, des transports,
de l’énergie et de la communication (DETEC) fixe ce taux chaque année. » Le WACC de la pro-
duction, correspondant au WACC des mesures d’encouragement de la force hydraulique,
se monte à 4.98% pour l’année 2017 (directives 3/2018, 3/2019, 2/2020 et 1/2021).
198
Selon ce qui précède, et compte tenu du fait que l’autorité de céans a décidé d’appliquer au
WACC de la production visé dans la législation sur l’approvisionnement en électricité le taux fixé
chaque année par le DETEC pour le WACC des mesures d’encouragement de la force hydrau-
lique, il s’ensuit que dans le cadre d’une législation applicable au secteur de l’électricité dans son
ensemble, l’utilisation d’un WACC de la production individualisé n’est pas adapté. C’est pourquoi
un WACC unique et valable pour toute la branche a été prévu par le législateur. En outre,
le WACC de la production utilisé dans le rapport de vérification des coûts et tarifs de RESA du
16 avril 2012 (957-08-036, ch. marg. 198 – 212) avait déjà été déterminé en tant que taux d’intérêt
pour toute la branche, de manière analogue au réseau. Le calcul standard ne contenait aucune
donnée d’entreprise spécifique à RESA, si bien qu’un taux de WACC de la production valable
pour l’ensemble de la branche avait déjà été défini à cette époque.
199
Par ailleurs, la destinataire de la décision invoque le fait que RESA n’a pas le contrôle de cer-
taines sociétés auprès desquelles elle se fournit en énergie (pièce 57, let. A, ch. 1, let. b, p. 5 et
let B, ch. 3, let. C, p. 19, 2e par.). Dans ce cas, RESA ne maîtriserait pas le taux de WACC appli-
qué. Toutefois, s’il s’agit d’achats au sein du groupe ou auprès de partenaires détenteurs d’unités
de production (cf. consid. 10.2), le taux de WACC à appliquer par la société de production doit
être conforme à la pratique de l’autorité de céans. Qu’il s’agisse d’achat dans des sociétés de
production dans lesquelles RESA détient ou non la majorité des actions, le taux de WACC doit
être respecté. Un WACC trop élevé implique des prix de vente trop élevés. Il lui incombe donc de
se fournir auprès de tiers pour se garantir les meilleurs tarifs possibles. Ainsi, le fait que les prix
soient fixés entre sociétés dont la destinataire de la décision n’a pas le contrôle est sans perti-
nence. La destinataire de la décision qui soulève le contraire ne démontre d’ailleurs pas en quoi
cela le serait.







51/59




200
Il découle de tout ce qui précède que le taux de WACC de la production, tel que fixé par année
dans les directives 3/2018, 3/2019, 2/2020 et 1/2021 et valable pour l’ensemble de la branche,
est équitable.
11.5
Le taux de WACC de la production tient déjà compte des risques
d’un marché libéralisé
201
La destinataire de la décision précise que : « Il est par ailleurs de notoriété publique que le marché
suisse de l’électricité s’achemine vers une libéralisation totale dans un avenir plus ou moins
proche ; il s’agit là d’un élément dont les investisseurs doivent aujourd’hui déjà tenir compte. Or,
force est de constater que dans un marché totalement libéralisé, le capital immobilisé dans les
centrales électriques est rétribué à des taux d’intérêt plus élevés en raison des risques du marché
libre que dans un marché non libéralisé ou partiellement libéralisé seulement, tel que nous le
connaissons actuellement en Suisse. En raison de la durée de vie d’une centrale électrique,
le capital déjà immobilisé dans celle-ci est donc aujourd’hui déjà exposé à des risques qui ne
surviendront que plus tard, réalité qui commande l’application d’un taux d’intérêt logiquement plus
élevé. » (pièce 33, ch. 2.2, 3e par., p. 3).
202
Le risque lié au secteur de la production d’énergie est déjà compris dans la prime de risque qui
entre dans le calcul du WACC de la production (cf. annexe 1, OApEl [2017]), et ne saurait être
indemnisé une nouvelle fois. Sa prise en compte additionnelle dans le WACC équivaudrait en
effet à une double comptabilisation. Selon le rapport IFBC, les risques et la longue durée d'im-
mobilisation du capital dans les investissements de la production sont également pris en compte.
Dès que le marché sera libéralisé, il n’y aura plus, ou que peu, de clients captifs. Les entreprises
seront alors libres d'intégrer leurs risques dans les prix en fonction du marché. D’autre part,
on ne voit pas en quoi, en tant que société de commerce d’énergie et négociant, la destinataire
de la décision serait concernée par la prise en compte de risques futurs liés à l’ouverture du
marché dans les investissements des centrales électriques. Cet argument est avant tout un ar-
gument de producteur d’énergie, et non pas un argument d’acteur du marché de l’énergie en
mesure de diversifier les risques de son portefeuille énergétique.
203
De plus, la LApEl, entrée en vigueur en 2007, prévoyait déjà une deuxième étape de l’ouverture
du marché après une première étape transitoire de cinq ans. Le calendrier de la libéralisation du
marché de l’électricité fut reporté jusqu’à nouvel ordre suite, entre autres, aux réactions résultant
de l’accident nucléaire de Fukushima en 2011. Dans ce contexte, les discussions politiques sur
la sortie progressive du nucléaire et la promotion des énergies renouvelables commencèrent.
Peu après s’ensuivit la décision de modifier l'article 6, alinéa 5 LApEl (2015) afin de permettre
l’attribution de l’énergie provenant de capacités de production d’énergie renouvelable indigène
aux clients captifs sans tenir compte de la méthode du prix moyen. Les risques liés à une libéra-
lisation totale du marché furent de facto réduits pour les gestionnaires de réseau. En raison des
mesures de soutien aux énergies renouvelables indigènes décidées par le Parlement (introduc-
tion d’une prime de marché dès 2018 [art. 30f, LEne] et dès 2019 [art. 6, al. 5bis LApEl {2019}]),
les actionnaires-clients de la destinataire de la décision et RESA ont actuellement la possibilité
d’allouer toute leur production propre à l’approvisionnement de base à travers la destinataire de
la décision. Le risque du marché pour la production propre est ainsi dans les faits, inexistant,
en tout cas jusqu’à l’expiration de la prime de marché. A noter que les Chambres fédérales,
en traitant l’initiative parlementaire Girod, ont d’ores et déjà prolongé ce soutien jusqu’en 2030
(art. 6, al. 5bis LApEl [2019] en lien avec art. 38, al. 2 nLEne [2021]). A noter toutefois que le délai
référendaire court encore jusqu’au 20 janvier 2022 (FF 2021 2321).
204
Il découle de ce qui précède que le taux de WACC de la production, qui s’élève à 4.98% en 2017,
tient compte de manière appropriée des risques liés à un marché libéralisé.







52/59




11.6
Expertise du cabinet […] relative au WACC
de la production (rapport [N])
205
En date du 27 septembre 2019, la destinataire de la décision a transmis au ST ElCom un avis
d’expertise (le rapport [N], pièce 35) sur la question du WACC de la production. Selon elle,
les conclusions de ce rapport l’autoriseraient à appliquer un WACC de la production minimal de
[…]% pour l’année tarifaire 2017.
206
L’autorité de céans a pris connaissance de ce rapport et mentionne ci-dessous les éléments prin-
cipaux avec lesquels elle est en désaccord. Comme mentionné ci-dessus (cf. consid. 10.1.4.3),
l’autorité de céans applique au WACC de la production le taux fixé chaque année par le DETEC
pour le WACC des mesures d’encouragement de la force hydraulique. Elle applique ainsi un
WACC de la production unique pour toute la branche, qui tient compte du risque lié au secteur
de la production d’énergie par le biais de la prime de risque qui entre dans le calcul du WACC de
la production (cf. ch. marg. 202 ci-dessus) :
-
Les auteurs du rapport [N] tentent d’établir, sur la base d’une étude générale, un lien avec la
situation individuelle de la destinataire de la décision quand cela sert ses objectifs, mais y
renoncent sur d’autres points (par exemple concernant l’intérêt réel sur les capitaux étran-
gers). La décharge de responsabilité (« disclaimer ») spécifiée dans le rapport précité an-
nonce clairement qu’elle est de nature générale. Finalement, les auteurs du rapport [N] retien-
nent un taux d’emprunt de […]% (p. 34 du rapport [N]), alors que le rapport de gestion 2018
du Groupe Romande Energie indique un taux d’emprunt moyen de 2.07% (téléchargeable
sur : www.romande-energie.ch  Investor Relations  Présentations et Rapports de gestion
 2018 (consulté le 6 décembre 2021), note 26, p. 84) pour l’année 2017, soit un taux infé-
rieur à celui déterminé par les auteurs du rapport [N].
-
La méthodologie suivie dans le rapport [N] est incohérente en terme de temporalité :
premièrement, les données historiques sont comparées aux estimations futures. Il est d’usage
en Suisse d’éviter une telle pratique (cf. à ce propos rapport IFBC : « Theoretisch müsste die
MRP [Marktrisikoprämie] zukunftsbezogen bestimmt werden, was aber höchste Subjektivität
mit sich brächte. Zur Vermeidung dieser Schätzproblematik wird die MRP in Empirie und An-
wendungspraxis in der Regel auf der Basis historischer Werte hergeleitet. ».). En effet, pour
déterminer le taux d’intérêt sans risque (rf), les auteurs du rapport [N] utilisent d’une part la
moyenne sur dix ans (2007–2016) du taux d’intérêt sans risque sur les obligations de la Con-
fédération, soit une méthodologie basée sur des données historiques ou modèle ex post.
Deuxièmement, pour estimer l’espérance du profit futur (E(rm)), les auteurs du rapport [N]
utilisent les valeurs du dernier semestre 2016 pour prédire le rendement espéré du marché à
la date de référence du 31.12. 2016, soit une méthodologie basée sur des valeurs prédites ou
modèle ex ante.
-
L’ElCom est l’autorité de surveillance et met en œuvre la loi. Le détenteur du pouvoir régle-
mentaire, c’est-à-dire le Conseil fédéral, a défini dans l’OApEl la méthode de calcul du WACC
dans le secteur monopolistique du réseau électrique (cf. art. 13, al. 3bis et annexe 1, OApEl
[2017]). Plus tard, à compter de janvier 2018, il a également défini dans le cadre de la prime
de marché la méthode et les risques liés à la production d’énergie par les grandes installations
hydroélectriques ou par d’autres types de production (cf. art. 66 et annexe 3, OEneR).
Les deux concepts – à savoir l’évaluation des risques inhérents à un monopole et l’évaluation
des risques inhérents à un domaine subventionné – sont comparables du point de vue du
risque. On voit donc mal pourquoi l’autorité de céans, en tant qu’autorité de surveillance,
ne devrait pas utiliser le concept défini par la loi, afin de garantir un traitement clair et trans-
parent des faits (cf. rapport IFBC, réalisé sur mandat de l’OFEN, qui a servi de base pour la
détermination du coût du capital pour les mesures d’encouragement de la grande hydraulique.
Kapitalkostensätze der Fördermassnahmen für die Grosswasserkraft, rapport en allemand







53/59




avec synthèse en français, téléchargeable sur www.ofen.admin.ch  Mesures d‘encourage-
ment  Prime de marché grandes installations hydroélectriques  Rapports, consulté le
6 décembre 2021).
207
En conclusion, les auteurs du rapport [N] ne démontrent pas en quoi leur méthodologie est plus
adaptée que la méthodologie utilisée par l’OFEN pour déterminer le WACC de la production
(cf. « Explications relatives au calcul du taux d’intérêt calculé des instruments de promotion pour
la production issue d’énergies renouvelables dans le cadre de la stratégie 2050 », téléchargeable
sur : www.ofen.admin.ch  Mesures d’encouragement  Energies renouvelables  WACC –
Taux d’intérêt calculé [consulté le 6 décembre 2021]). Ils ne présentent pas non plus d’argument
défendant l’utilisation d’un WACC de la production spécifique à la destinataire de la décision.
Pour toutes ces raisons, l’autorité de céans rejette les conclusions des auteurs du rapport [N]
relatives à la détermination du WACC de la production qui devrait être appliqué dans la présente
procédure.
12
Rapport d’expertise économique sur les tarifs applicables
aux clients captifs (rapport [O])
208
En annexe à sa prise de position du 31 août 2021 (pièce 57, annexe 3), la destinataire de la
décision a remis à l’autorité de céans un rapport d’expertise économique sur les tarifs applicables
aux clients captifs établi par l’entreprise de conseil […], à […]. Il est à noter que, bien que le nom
de la destinataire de la décision soit mentionnée en page de titre (et dans les annexes notam-
ment), le rapport cite très souvent le nom de « Romande Energie », sans que l’on sache si cette
appellation fait référence à la destinataire de la décision, à RESA ou encore au groupe Romande
Energie. Il mentionne également la société « Romande Energie Commercialisation » qui n’existe
pas. Cet amalgame est susceptible de conduire à des confusions que nous tenterons d’éviter.
209
La section 2 du rapport de l’entreprise de conseil […] (ci-après : rapport [O]) décrit grossièrement
le cadre économique de régulation en Suisse, et conclut en page 17 « que les incertitudes du
cadre de régulation donnent des marges d’appréciation sur la définition de la méthode de tarifi-
cation ». Il est notamment mentionné au chiffre 2.48 (p. 17) que « le cadre de régulation de l’ap-
provisionnement de base était et reste éloigné des meilleures pratiques des régulateurs en Eu-
rope, qui visent à définir un cadre clair et stable pour une période déterminée à l’avance, et à
éviter tout changement rétroactif ». L’annexe C présente d’autre part des exemples de bonnes
pratiques tels que l’approvisionnement des clients captifs au Québec et au Brésil.
210
La section 3 du rapport [O] compare ensuite la méthode du prix moyen de l’autorité de céans
avec la méthode de Romande Energie au regard des enjeux associés au cadre de régulation et
aux objectifs de politique énergétique. Elle en tire notamment les conclusions suivantes, à savoir
que la méthode du prix moyen de l’ElCom nuit à une saine concurrence sur le marché libre
(chiffre 3.4 ss), expose les GRD à des pertes éventuelles et à des sous-investissements dans les
capacités de production (chiffre 3.17), risque d’accentuer la volatilité des tarifs pour les clients
captifs (chiffre 3.24), et considère implicitement que les coûts moyennés pour l’ensemble des
volumes d’énergie achetés sont également représentatifs des coûts engendrés par les client élus
et par les clients captifs (chiffre 3.34). La méthode de Romande Energie surmonterait quant à elle
théoriquement toutes ces problématiques et permettrait de calculer des tarifs de l’énergie
« appropriés » aussi bien pour les clients captifs, à qui sont affectés l’intégralité des coûts de la
production propre, que pour les clients sur le marché (ces derniers bénéficiant d’une concurrence
saine sur le marché libre, notamment par rapport aux concurrents sans production propre). Il n’est
toutefois pas démontré comment elle y parviendrait mieux que la méthode du prix moyen retenue
par l’autorité de céans.







54/59




211
Le cadre législatif régulatoire de l’électricité en Suisse est fixé par le Parlement, appuyé dans sa
tâche par le travail de l’OFEN. Sans compétence législative régulatoire, l’autorité de céans est
notamment compétente pour statuer en cas de litige ou vérifier d’office les tarifs de l’électricité
(art. 22, al. 2, let. a et b, LApEl). La législation en matière d’approvisionnement en électricité
(LApEl et OApEl) contient plusieurs règles concernant la composition des tarifs et de la rémuné-
ration pour l’utilisation du réseau et des tarifs de l’électricité (notamment art. 6, 14 et 15 LApEl
[2015] et art. 4, 7, et 12 à 19, OApEl [2017]). Dans son arrêt 2C_681/2015, 2C_682/2015 du
20 juillet 2016, le TF a confirmé implicitement la conformité avec le droit supérieur de l’article 4,
alinéa 1, OApEl (2017) (consid. 5.2.7 de l’arrêt). Le TF a également constaté que la méthode
appliquée par l’autorité de céans pour la vérification des tarifs de l’énergie ne peut pas être con-
sidérée comme inéquitable (cf. consid. 5.2.8 de l’arrêt). L’approche régulatoire de l’autorité de
céans est ainsi conforme à la législation suisse, ce qui n’est vraisemblablement pas le cas des
pratiques régulatoires européennes. Par ailleurs, le législateur et les autorités suisses ne sont
pas tenues par la législation européenne sur l’approvisionnement en électricité.
212
Il est d’autre part précisé dans l’ATF 142 II 451, consid. 6.3.1, que les valeurs internationales de
référence ne pourraient apporter aucune contribution à la vérification de « l’équité des tarifs » de
l’énergie selon l’article 6, alinéa 1 LApEl. D’une part, ces valeurs ne sont pas connues de l’autorité
de céans. D’autre part, quand bien même elles seraient disponibles, elles ne seraient pas perti-
nentes du fait qu’elles concernent des niveaux de prix, des coûts de la vie et un cadre régulatoire,
en partie, voire totalement différents. Cela est d’autant plus vrai en ce qui concerne les exemples
cités par la destinataire de la décision que sont le Québec et le Brésil. Ces exemples ne sont pas
pertinents dans la mesure où aucun de ces réseaux n’est raccordé au réseau interconnecté eu-
ropéen, ce qui entrave de facto le commerce de l’électricité avec des producteurs raccordés à
ces réseaux. Par ailleurs, les niveaux de vie dans ces régions du monde sont très différents de
celui que connaît la Suisse – et même l’Union européenne –, si bien qu’une comparaison ne
serait pas représentative (cf. ch. marg. 86).
213
La section 4 du rapport [O] analyse enfin le niveau de rémunération et de marge de « Romande
Energie » en soulignant que cette dernière respecte la règle des 95 francs, qu’elle a rémunéré la
production propre au niveau du WACC pris en compte dans le calcul des coûts imputables
(soit un WACC non conforme aux directives de l’ElCom) et que la méthode appliquée n’a pas
généré de gains substantiels par rapport à la méthode du prix moyen.
214
Si la destinataire de la décision respecte bien la règle des 95 francs, le considérant 10 ci-dessus
fait la démonstration du non-respect par cette dernière de la méthode du prix moyen en 2017
d’une part, ainsi que de l’application d’un WACC de la production non conforme aux directives de
l’autorité de céans d’autre part.
13
Prise de position de la Surveillance des prix (SPr)
215
Conformément à l’article 15 LSPr en lien avec l’article 3, alinéa 2 RI ElCom, l’autorité de céans
invite la SPr à donner son avis avant toute décision concernant les tarifs et rémunérations pour
l’utilisation du réseau ou les tarifs d’électricité. A teneur de l’article 15, alinéa 2ter LSPr, l’autorité
compétente mentionne l’avis du Surveillant des prix dans sa décision ; si elle s’en écarte,
elle s’en explique.
216
En vertu de ce qui précède, le ST ElCom a notifié son rapport de vérification à la SPr par courrier
recommandé du 5 mai 2021 (pièce 51) en l’invitant à prendre position dans un délai fixé.
Par courrier du 25 mai 2021, transmis par voie électronique (pièce 53), cette dernière a ainsi
salué les baisses de coûts obtenues pour l’année sous revue et précisé qu’elle renonçait à dépo-
ser une prise de position au sens de l’article 15 LSPr.







55/59




14
Différence de couverture de l’énergie
217
Les gains injustifiés dus à des tarifs d’utilisation du réseau ou à des tarifs d’électricité trop élevés
doivent être compensés (art. 19, al. 2, OApEl). De manière analogue, les découverts de couver-
ture peuvent également être compensés les années suivantes.
218
L’autorité de céans a concrétisé ces critères dans une directive dans laquelle deux annexes sont
intégrées sous le nom « Formulaire DN_2 » et « Formulaire DE_2 » revêtant la forme d’un unique
fichier Excel (directive 2/2019 et Formulaire de Différence de couverture).
219
Les coûts totaux d’approvisionnement 2017 (corrigés par l’autorité de céans) s’élèvent à
[…] francs (y compris les pertes actives qui sont des coûts d’exploitation du réseau et qui ne
doivent pas être prises en compte dans les coûts de l’énergie). Ils se montent à […] francs pour
l’approvisionnement de base (cf. Tableau 13).
220
Les coûts de gestion, bénéfice inclus, de l’approvisionnement de base (soit les coûts administra-
tifs, coûts de vente, autres coûts de la fourniture d’énergie et bénéfice de l’énergie) déclarés par
la destinataire de la décision s’élèvent à […] francs (cf. consid. 10.6 et pièce 10,
annexe A). Compte tenu des […] destinataires de factures des gestionnaires de réseau approvi-
sionnés par celle-ci en 2017 (pièce 49), la règle des 95 francs est respectée.
221
Selon le formulaire 5.1 « Différence de couverture 2017 de l’énergie » (fichier de comptabilité
pour les tarifs T2019, pièce 10, annexe A), le chiffre d’affaires de la fourniture d’énergie de la
destinataire de la décision issu de l’approvisionnement de base se monte à […] francs. Avec un
total des coûts de l’énergie pour l’approvisionnement de base de […] francs ([…] francs +
[…] francs), la différence de couverture de l’énergie 2017 montre ainsi un excédent de couverture
de […] francs (cf. Tableau 14), montant qui devra être restitué aux consommateurs finaux selon
la directive 2/2019 de l’ElCom, y c. les annexes qui y sont intégrées et mentionnées ci-dessus,
dans un délai trois ans à compter de l’entrée en force de la présente décision. Les excédents de
couverture doivent être rémunéré avec le WACC du réseau de l’année tarifaire suivante (t+2).
Tableau 14
Différence de couverture de l’énergie 2017 (approvisionnement de base),
selon l’autorité de céans
222
Enfin, la destinataire de la décision a téléversé, le 27 février 2019 (cf. ch. marg. 8), sur le portail
des gestionnaires de réseau de l’autorité de céans, plusieurs fichiers de comptabilité analytique
relatifs au calcul des coûts des années 2012 à 2019, en invoquant le fait qu’il convient de tenir
compte des différences de couverture de l’énergie non seulement pour la période 2013 à 2017,
mais aussi depuis l’entrée en vigueur de la LApEI. Elle ajoute dans sa prise de position qu’il est
contradictoire de se baser sur une directive édictée en 2020 pour lui refuser sa demande de 2019
(cf. pièce 57, let. B, ch. 3, let. c, p.17). En effet, la directive 1/2020 de l’ElCom du 20 février 2020
relative à la comptabilité analytique (calcul des coûts) : présentation et adaptation rétroactive
2017
[CHF]
Total des revenus de l'énergie pour l'approvisionnement de base
Total des coûts de l'énergie pour l'approvisionnement de base
Excédent de couverture de l'énergie







56/59




(ci-après : directive 1/2020 ; téléchargeable sur www.elcom.admin.ch  Documentation
 Directives, consulté le 6 décembre 2021) prévoit notamment que « En principe, le fichier de
comptabilité analytique est définitif au moment où il est présenté à l’ElCom. » (ch. 3, let. a, p. 2)
et que toute adaptation rétroactive doit être explicitement approuvée. « Les adaptations rétroac-
tives qui n’ont pas été explicitement approuvées par l’ElCom ou par le ST ElCom ne doivent pas
être effectuées. » (ch. 3, let. c, p. 2). Pour procéder à une modification rétroactive, le gestionnaire
de réseau doit donc préalablement soumettre une demande écrite dûment justifiée à l’autorité de
céans et exposer les faits concernés au moyen de documents justificatifs. Le téléversement d’une
nouvelle version du fichier de comptabilité analytique sur le portail de l’ElCom pour les gestion-
naires de réseau n’est pas suffisant. Ainsi, ce n’est qu’après approbation de la demande par
l’ElCom ou par le ST ElCom que les adaptations peuvent être apportées aux comptabilités ana-
lytiques correspondantes (cf. directive 1/2020, ch. 3, let, b, p. 2). Il n’y a dès lors pas lieu de pren-
dre en considération l’évolution de la différence de couverture sur les années 2009 à 2017 adap-
tées en février 2019 sans approbation de l’autorité de céans ou du ST ElCom. Par ailleurs,
conformément au ch. 3, let. d, p. 2 de la directive 1/2020, les adaptations rétroactives d’un fichier
de comptabilité analytique sont autorisées (sous réserve de l’approbation de l’autorité de céans
ou du ST ElCom) pour les cinq derniers exercices comptables bouclés au maximum ; les adap-
tations portant sur des exercices antérieurs ne sont en aucun cas autorisées. Par conséquent,
l’autorité de céans refuse de tenir compte des fichiers de comptabilité analytique avant le calcul
des tarifs 2015 (différence de couverture 2013) et s’en tient à sa demande du 17 décembre 2018
(pièce 14), par laquelle elle exige la prise en compte dans la version du fichier de comptabilité
analytique correspondant, de l’état du fonds de différences de couverture pour l’année 2013
de […] francs, issue de la première version dudit fichier (cf. ch. marg. 6 et 142).
223
L’autorité de céans part du principe que les différences de couverture des années précédentes
seront recalculées sur la base des corrections apportées dans le cadre de la présente procédure,
à savoir la prise en compte du WACC de la production selon directives de l’ElCom, la prise en
compte des contrats back-to-back (y c. hedges pour revendeurs) et la prise en compte des achats
marché amont RESA forward et des achats marché court terme selon la méthode du prix moyen,
de manière à ce que le fonds de différence de couverture reflète au mieux la situation à fin 2016.
15
Emoluments
224
Pour ses décisions dans les domaines de l’approvisionnement en électricité, l’ElCom prélève des
émoluments (art. 21, al. 5, LApEl, art. 13a, de l’ordonnance du 22 novembre 2006 sur les émolu-
ments et les taxes de surveillance dans le domaine de l’énergie [Oémol-En ; RS 730.05]).
Ces émoluments sont calculés en fonction du temps consacré au dossier et varient suivant la
classe de fonction du personnel exécutant de 75 francs à 250 francs l’heure (art. 3, Oémol-En).
225
Pour la présente décision, l’émolument perçu s’élève à […] francs, représentant […] heures de
travail facturée au tarif de 250 francs / heure, […] heures de travail facturées au tarif de
230 francs / heure et […] heures au tarif de 200 francs / heure.
226
Celui qui provoque une décision est tenu de payer l’émolument (art. 1, al. 3, Oémol-En en lien
avec l’art. 2, al. 1, de l’ordonnance générale sur les émoluments du 8 septembre 2004 [OGEmol ;
RS 172.041.1]). En l’espèce, la destinataire de la décision a provoqué la présente décision en
n’appliquant pas la méthode du prix moyen et en recourant à un WACC de la production non
conforme à la directive correspondante de l’ElCom. Elle succombe par ailleurs en tous points
dans la mesure où il n’est pas fait droit à ses conclusions. Les frais de procédure sont donc mis
entièrement à la charge de la destinataire de la décision.







57/59




III
Dispositif

Sur la base de ces considérants, l’ElCom prononce :

1.
La compétence de l’ElCom pour vérifier des tarifs de l’énergie dans le cadre de la procédure est
donnée.
2.
La demande de classement sans suite de la procédure est rejetée.
3.
Les coûts imputables de l’énergie pour l’approvisionnement de base de REC s’élèvent à
[…] francs pour l’année tarifaire 2017.
4.
L’excédent de couverture de l’énergie en approvisionnement de base de REC s’élève à
[…] francs pour l’année tarifaire 2017. Ce montant devra être remboursé aux consommateurs
finaux, dans un délai trois ans à compter de l’entrée en force de la présente décision,
au moyen des futurs tarifs de l’énergie conformément à l’article 19, alinéa 2 OApEl ainsi qu’à la
directive 2/2019 de l’ElCom du 5 mars 2019 relative aux différences de couverture du réseau et
de l’énergie des années précédentes, annexes comprises. Les excédents de couverture doivent
être rémunérés avec le WACC du réseau de l’année tarifaire suivante (t+2).
5.
REC devra informer le Secrétariat technique de l’ElCom du développement des différences de
couverture de l’énergie en approvisionnement de base jusqu’au moment où les excédents de
couvertures déterminés seront totalement éliminés.
6.
Les émoluments pour la présente décision partielle s’élèvent à […] francs. Ils sont mis à la charge
de REC. La facture sera envoyée après l'entrée en force de la présente décision.
7.
La présente décision est notifiée à REC par lettre recommandée.
Berne, le 7 décembre 2021
Commission fédérale de l’électricité ElCom
Werner Luginbühl
Président
Urs Meister
Directeur
Envoi :









58/59




à notifier par lettre recommandée à :
-
Romande Energie Commerce SA (REC), Rue de Lausanne 53, 1110 Morges


pour information (en courrier A-Plus) :
-
Surveillance des prix (SPr), Einsteinstrasse 2, 3003 Berne







59/59




IV
Indication des voies de recours
Il peut être formé recours contre la présente décision dans les 30 jours dès la notification. Le recours
doit être adressé au Tribunal administratif fédéral, case postale, 9023 St-Gall (art. 50, PA ; art. 23,
LApEl). Le délai ne court pas :
a) du 7e jour avant Pâques au 7e jour après Pâques inclusivement ;
b) du 15 juillet au 15 août inclusivement ;
c) du 18 décembre au 2 janvier inclusivement (art. 22a, PA).
Le recours doit indiquer les conclusions, motifs et moyens de preuve et porter la signature du recourant
ou de son mandataire. La décision attaquée et les pièces invoquées comme moyens de preuve,
lorsqu’elles se trouvent en mains du recourant, sont à joindre au recours (art. 52, al. 1, PA).