L’énergie que nous utilisons au quotidien provient de nos prises électriques sans que la question de sa provenance ou de sa valeur ne se pose vraiment. Entre mai et juin 2026, les 16 membres de la communauté électrique locale (CEL) croquelendine ont échangé 4’692kWh pour 11’673kWh de consommation électrique totale. Cela représente un bénéfice total d’au minimum CHF 408.-, pour ainsi dire sans s’en appercevoir. Mais d’où vient ce bénéfice? Comment a-t-il été partagé? Y aurait-il d’autres moyens de fixer les prix?
Valeur et coût de l’énergie
Nous avons besoin d’énergie pour toutes les actions de la vie. Sa valeur est donc inestimable. L’énergie corporelle est cependant disponible sans coût spécifique associé (à condition d’avoir de quoi manger à sa faim). L’humain a très tôt commencé à utiliser l’énergie de l’environnement: feu, vent, eau ont été à la base du développement de civilisations entières. Gratuite en apparence, l’utilisation de ces énergies a commencer à montrer un coût: déforestation, conflits liés au partage des ressources etc. Ce qu’on a plus tard théorisé comme le paradoxe (ou la tragédie) des communs: des ressources donc chacun·e peut tirer profit de façon apparemment anodine, mais dont l’exploitation non coordonnée dégrade la qualité et la disponibilité. Ces difficultés ont mené à la mise en place de différentes structures de collaboration pour la gestion de ces communs, dont les consortages pour la gestion des bisses en Valais sont un bon exemple.
On le sait, au tournant du XIXème siècle l’exploitation du chabon puis du pétrole et du gaz fossiles ont drastiquement changé la donne et lancé la « révolution industrielle ». La quantité d’énergie qui a été rendue disponible a effacé pour un temps son caractère non renouvelable. Ce n’est pas un « commun » au sens où aucune gestion collective ne permettra de faire durer cette ressource sur le long terme. L’énergie est devenue un produit de consommation, au prix déterminé par l’offre (fonction du coût d’extraction) et la demande (fonction de la taille et la quantité de nos appareils).
Ce prix ne tient cependant pas compte d’un coût important: la dégradation de la plupart des autres communs (cycle de l’eau, biodiversité, atmosphère etc.) via le dérèglement climatique. Ce qu’on appelle une « externalité négative ». Depuis que ce constat a été posé, les pouvoirs publics tentent d’y rémédier par l' »internalisation »: taxe carbone et autres shémas poussent les prix à la hausse, tandis que des subventions réduisent le prix de sources alternatives réputées moins dommageable. Avec une contradiction significative au passage: alors que les taxes renchérissent les énergies fossiles pour certains usages (à l’exeption notable de l’aviation, dont les carburants sont exemptés de taxes en vertu d’un traité international), celles-ci bénéficient de subventions conséquentes au niveau de leur extraction, leur transport et d’autres usages.
Le prix de l’électricité du réseau
Dans le domaine de l’électricité, ces différents facteurs sont masqués par le travail des fournisseurs d’électricité, qui s’approvisionnent sur les marchés de l’électricité à différents niveaux pour offrir des prix historiquement assez stables et relativement bas. En Suisse, ceux-ci s’appuyent largement sur l’énergie hydraulique des Alpes et l’énergie nucléaire, mais peuvent également avoir recours à des sources à l’étranger. Le prix payé « à la prise » est une combinaison du prix dont a pu bénéficier le fournisseur lors de ses achats à long terme (quantités données à livrer à une heure prédéfinie), basés sur des modélisations plus ou moins précises, avec le prix du marché « spot », en temps réel, sur lequel les dernières marges manquantes pour répondre à la demande sont achetées. Ces prix sont donc d’autant plus stables que la consommation électrique est prévisible… Ce qui est de moins en moins le cas avec l’introduction de nouveaux appareils – pompes à chaleur, voitures électriques etc.
L’arrivée des énergies renouvelables « intermittentes » (solaire et éolien) est venue compliquer encore la donne: celles-ci injectent de l’électricité à un coût marginal presque nul (c’est-à-dire sans coût à part l’amortissement de l’investissement). Cette électricité renouvelable n’a pas pour autant une valeur nulle: elle permet d’économiser les autres sources. De plus, leur caractère durable a présente une plus-value (externalité positive) que les marchés ont internalisé vias le mécanisme des garanties d’origine (sur lesquelles on n’entrera pas en détail). Cependant, comme leur injection ne peut pas être contrôlée et que généralement tout le monde en injecte en même temps (sauf à de très grandes échelles), leur prix peut chuter même en-dessous de zéro, ce qui reflète le coût qu’il y a, pour le réseau, à s’adapter à cette injection. On reconnaît un mécanisme semblable à celui des communs: une ressource a priori abondante, mais qui utilisée de façon non coordonnée s’en trouve dégradée.
La facture des distributeurs comporte encore trois composantes. Le tarif d' »utilisation du réseau régional » couvre les frais nécessaires à l’entretien du réseau physique aux niveaux de basse et moyenne tension: renforcement des fils, remplacement des transformateurs, travail administratif etc. Le tarif d' »utilisation du réseau national » couvre également l’entretien de l’infrastructure physique, au niveau de la haute tension, ainsi que les coûts de service réseau. Par exemple pour l’équilibrage, certains producteurs d’électricité (et certains consommateurs, dans une moindre mesure) sont payés pour adapter leur injection (respectivement leur soutirage) en temps réel de façon à égaliser l’injection et le soutirage totaux en tout temps. Ces besoins en renforcement et en équilibrage augmentent avec l’introduction de sources intermittentes, alors même que celles-ci font chuter la rentabilité des moyens de production flexibles (dont le modèle d’affaires repose généralement plus sur la vente d’énergie que sur les revenus de l’équilibrage). Enfin, les factures du distributeur comprennent également une part de taxes communales et cantonales.
Ces facteurs expliquent ainsi les fluctuations qu’a connu le prix de rachat de l’électricité solaire à l’injection: fortement subventionnée dans les dernières décennies, celle-ci a encore connu un petit coup de pouce avec la crise énergétique liée aux sanctions et contre-sanctions avec la Russie. Avec la baisse des prix des panneaux, les subventions ne faisaient cependant plus sens, tandis que l’augmentation de l’injection a entraîné une baisse du prix aux heures de production.
Nouveaux modèles tarifaires
Dans ce contexte, de nouveaux modèles tarifaires commencent à voir le jour. Du côté des utilisateurs, les tarifs doubles sont déjà pratiqués depuis longtemps: en appliquant un prix plus bas aux heures de plus faible demande, les distributeurs répercutent en partie leur coûts d’achat plus faibles, tout en incitant à une consommation aux heures creuses pour limiter les pics de consommation. C’est dans cette logique que Romande Energie a étendu sa plage d’heures creuses à toute la journée, aux moment où la production solaire est abondante, pour concentrer les heures pleines entre 17h00 et 22h00. Pensez-y, si votre consommation en fin de journée n’est pas trop significativement plus élevée (ces situations pourront être repérées et remontées aux membres de CELs par les gestionnaires).
On pourrait imaginer une extension de ces tarifs doubles pour proposer des tarifs variables à chaque heure de la journée et au fil des saisons. En pratique, la tendance actuelle est cependant de développer des tarifs dynamiques: le prix de l’énergie et/ou le tarif d’utilisation du réseau sont fixés à chaque quart d’heure en fonction de la situation du système. L’idée est de créer un signal de prix qui puisse être fournit à des contrôleurs (energy management system) qui optimisent le bénéfice pour les utilisateurs tout en contribuant à équilibrer l’offre et la demande.
Du côté des producteurs, c’est une sorte de combinaison de ces deux systèmes (tarifs variables et dynamiques) qui est appliquée pour l’instant. Le prix de reprise de l’électricité solaire est fixé à chaque quart d’heure mais a posteriori, en fonction des conditions que le réseau connaissait à ce moment-là. Cela revient à recoupler les prix de rachat avec les prix du marché libre, avec pour l’instant encore un prix plancher garanti par la loi (dont les coûts sont supportés par les distributeurs), mais sans donner la possibilité aux producteurs de s’y adapter. Dans une autre perspective, certaines prestataires commencent à proposer de participer au marché d’équilibrage national, (de façon indépendante de la rétribution de l’électricité injectée), ce qui permet aussi de retirer un bénéfice en s’adaptant en temps réel.
L’inconvénient de ces modèles est cependant qu’ils dépendent des moyens de chacun à installer les systèmes requis et les appareils pilotables qui vont avec, ce qui tend à creuser les inégalités économiques.
Détermination du prix au sein d’une CEL
Au sein d’une communauté électrique locale, la gestion de ces questions peut être simplifiée. L’énergie renouvelable produite localement a toujours une certaine utilité pour alimenter les besoins locaux. Beaucoup de gens lui donnent aussi une valeur accrue, au même titre que de la production bio et de proximité. Techniquement, pour le gestionnaire de réseau, l’électricité consommée localement est autant d’électricité qui ne doit pas être réinjectée dans le réseau et pour laquelle il n’a pas besoin de trouver de repreneur. Il est donc imaginable de fixer un prix stable pour cette électricité – aussi bien achetée que vendue – qui reflète ces plus-values. C’est le choix que fait enessert, comme l’illustre notre fiche de prix.
Le tarif de l’électricité achetée et revendue au sein de la CEL croquelendine est fixé à 11.14cts/kWh, la valeur intermédiaire entre le prix de reprise de l’électricité solaire moyen estimé (selon les données fournies par Romande Energie début 2026). Sur celui-ci, les producteurs comme les utilisateurs payent des frais de gestion de 1.79cts./kWh (pour l’électricité injectée et soutirée). De cette façon, le bénéfice retiré des échanges d’électricité locale sont répartis à 30% pour le producteur (ou plus si le prix de reprise s’avère inférieur aux estimations), 30% pour les utilisateurs (ou plus s’ils souscrivent à un produit électrique autre que l’offre de base) et 40% pour la coopérative, qui mutualise ainsi une partie du bénéfice au profit de la mise en place d’une structure d’accompagnement et de décision pour des projets individuels et collectifs.
L’objectif est de créer un espace ou l’électricité renouvelable puisse à nouveau être gérée comme un commun, en fonction des contraintes qui lui sont propres mais aussi des opportunités.
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