La stratégie de l’UE pour contrer les prix élevés de l’électricité

Dans l’Union européenne (UE), la libéralisation des marchés de l’électricité a commencé dans les années 1990. Elle visait principalement à renforcer les échanges transfrontaliers entre les pays membres afin d’exploiter les synergies en matière de production d’électricité et de diminuer les coûts du réseau.

Les mesures adoptées à la fin des années 1990 et au début des années 2000 ont notamment eu pour effet de réorganiser la filière de l’électricité, un régime fondé sur la séparation des réseaux de transmission et des installations de production s’étant substitué aux monopoles territoriaux qui contrôlaient tous les maillons de la chaîne d’approvisionnement, de la production à la distribution et à la commercialisation, en passant par le transport (voir Illustration). Cette séparation a eu lieu également en Suisse où, depuis la fin des années 2000, l’ensemble du réseau de transport d’électricité est géré par une seule entreprise, Swissgrid. Les exploitants des réseaux de transport de l’électricité étant des monopoles naturels classiques, ils sont soumis à une réglementation. Ce sont par exemple des institutions publiques qui contrôlent et réglementent les redevances de réseau, une tâche confiée en Suisse à la Commission fédérale de l’électricité (ElCom).

Le marché de l’électricité de l’UE avant et après la libéralisation

Dans l’UE, les clients, que ce soient des ménages ou des grands consommateurs, ont la possibilité de choisir leur fournisseur d’électricité depuis le milieu des années 2000. La libre concurrence instaurée par la libéralisation vise à favoriser les innovations et les baisses de prix, un système censé être particulièrement favorable aux producteurs d’énergies renouvelables.

Contrairement à la réglementation en vigueur dans l’UE, en Suisse, seuls les gros clients d’électricité, c’est à dire ceux qui consomment plus de 100 000 kWh par an, peuvent choisir librement leur fournisseur, tandis que tous les autres clients sont liés à leur fournisseur local.

Des incitations visant à moduler la puissance installée

Les mesures de libéralisation du marché européen de l’électricité mise en place en 2018 avaient pour but de favoriser l’investissement dans les énergies renouvelables. La réforme a également introduit un seuil pour les mécanismes dits de capacité, dans le but d’inciter à davantage de souplesse dans la mise à disposition de la puissance de production, principalement de la puissance pouvant être mise à contribution pour couvrir les pics de demande, comme les centrales au gaz.

Le but des mécanismes de capacité est de remédier à la couverture insuffisante des coûts fixes des installations, un problème qui concerne surtout les centrales de charge de pointe, c’est-à-dire généralement les centrales au gaz et les centrales au charbon. En vertu du principe de préséance économique (voir encadré), ces installations ne peuvent couvrir leurs coûts de production variables que lorsqu’elles sont en fonctionnement. Lorsqu’elles ne sont pas en exploitation, elles peuvent en revanche rencontrer des difficultés à couvrir leurs coûts fixes, tels que les coûts de capital ou les charges de personnel. Pour garantir leur rentabilité, elles doivent donc bénéficier de sources de revenus supplémentaires.

Le régime adopté par l’UE a été appliqué pour la première fois en Belgique. Selon la Commission européenne, le mécanisme de capacité belge est nécessaire et fonctionne dans le respect des règles de la concurrence, ce qui signifie qu’il ne désavantage aucun acteur étranger et n’entrave pas les échanges transfrontaliers d’électricité.

Les mécanismes de capacité sont régulièrement au centre de débats politiques dans les pays voisins de la Suisse. L’Allemagne prévoit par exemple d’augmenter d’ici 2030 la puissance de ses centrales au gaz d’au moins 9 GW (à titre de comparaison, la puissance des installations hydroélectriques suisses est actuellement d’environ 16 GW) et envisage d’adopter des mécanismes de capacité pour ces nouvelles installations, mais on ignore encore quelle stratégie elle adoptera pour les refinancer.

La crise énergétique en Europe

Actuellement, l’Europe est en proie à une grave crise énergétique: sous l’effet de la reprise économique ayant fait suite à la pandémie de Covid-19 et du recul de l’offre de gaz et de charbon russes, les cours de ces deux matières premières ont fortement progressé à la fin de l’année 2021 et durant toute l’année 2022, entraînant une flambée sans précédent des prix de l’électricité. Ce phénomène est dû au système de fixation des prix sur le marché de l’électricité, ceux-ci étant déterminés par les coûts marginaux des fournisseurs (voir encadré): sur de nombreux marchés européens de l’électricité, les dernières centrales à pouvoir couvrir la demande sont souvent celles au gaz ou au charbon, de sorte que les prix de l’électricité ont eux aussi fortement augmenté.

Quelques fournisseurs, qui achetaient principalement de l’électricité à la bourse et ne possédaient pas ou presque pas d’installations de génération, ont connu des difficultés de paiement, poussant leurs clients à se tourner vers d’autres fournisseurs. Toutefois, changer de fournisseur à une époque de hausse généralisée des prix revient à devoir signer de nouveaux contrats particulièrement chers, ce qui a frappé de plein fouet les ménages à faibles revenus.

La réaction de la Commission européenne

Des voix se sont élevées toujours plus fortement pour exiger de la Commission européenne qu’elle limite les prix payés par les consommateurs. En septembre 2022, Bruxelles a adopté un règlement d’urgence dotant les pays membres d’un vaste arsenal de mécanismes d’intervention. Les gouvernements nationaux ont désormais la possibilité de plafonner à 180 euros par mégawattheure les recettes des producteurs qui utilisent des technologies à bas prix, telles que les énergies renouvelables, le nucléaire et le lignite. La validité de cette mesure est limitée au 30 juin 2023.

De nombreux pays européens ont tenté de réduire le prix pour les clients finaux en adoptant d’autres mécanismes étatiques. L’Allemagne, la France et l’Autriche ont ainsi plafonné le prix appliqué aux consommateurs en introduisant des «freins aux prix de l’électricité». Cette mesure n’a pas affecté les prix sur le marché de gros, puisqu’il s’est avant tout agi pour les pouvoirs publics d’accorder des indemnités aux consommateurs ou de réduire directement leur facture. Ce n’est qu’en Espagne que le prix a été abaissé non seulement pour les clients finaux, mais aussi pour le marché de gros.

La pierre d’achoppement de la préséance économique

Certains dirigeants politiques estiment que le principe de la préséance économique est responsable des prix élevés de l’électricité. L’Espagne et la Grèce ont ainsi proposé de s’en écarter s’agissant des énergies renouvelables. La France souhaiterait elle aussi supprimer ce mécanisme, tandis que l’Allemagne, les Pays-Bas et le Danemark plaident pour le maintien du principe libéral actuel.

La Commission européenne n’entend toutefois pas réformer en profondeur le système actuel. Elle propose ainsi uniquement de retoucher la conception du marché de l’électricité de manière à ce que des contrats de fourniture d’électricité à long terme contribuent à stabiliser les prix facturés aux clients finaux. Pour le reste, les fournisseurs devront prendre leurs dispositions pour que les fluctuations du marché, telles que celles observées durant la crise actuelle, ne se répercutent plus aussi fortement sur les prix finaux. En outre, les États membres de l’UE peuvent, en cas de crise, réglementer ces prix finaux afin de venir en aide aux ménages vulnérables.

Souplesse dans les échanges d’électricité avec les pays voisins

L’imbrication étroite des marchés de l’électricité de la Suisse et de ses voisins membres de l’UE génère certes des dépendances, mais elle est aussi synonyme d’avantages considérables pour toutes les parties. La Suisse peut ainsi exporter sa puissance électrique excédentaire, en jouant sur la flexibilité des volumes produits par ses installations hydrauliques lorsque ses voisins ne peuvent pas couvrir les charges de pointe ou ne peuvent le faire qu’à un coût très élevé.

De même, la Suisse peut, en hiver, importer du courant lorsque l’offre en électricité de ses voisins est forte, par exemple quand leurs installations éoliennes en produisent en grande quantité. Cela lui évite de puiser dans ses lacs d’accumulation qu’elle peut utiliser durant les périodes d’offre déficitaire. Ces derniers hivers, la Suisse s’est principalement fournie en électricité en Allemagne, suivie de la France.