L’importance du marché intérieur de l’électricité de l’UE pour la Suisse

De nombreuses régions du monde ont ouvert leur marché de l’électricité, remplaçant les prix de l’énergie fixés par l’État par une concurrence entre fournisseurs, encadrée par un régulateur indépendant[1]. L’UE a également emprunté cette voie et est même allée plus loin en interconnectant les marchés nationaux afin de créer un système européen de négoce de l’électricité («couplage des marchés»). Depuis 2021, producteurs et négociants européens peuvent ainsi échanger de l’électricité dans toute l’Europe et en temps réel, en se basant sur des règles communes. Ce dispositif est unique au monde à ce jour.

Dans la littérature économique, on s’accorde largement à considérer que le commerce transfrontalier d’électricité réduit les coûts pour les producteurs comme pour les consommatrices et consommateurs, en particulier dans le contexte de la transition vers les énergies renouvelables[2]. Ces échanges peuvent ainsi permettre de compenser rapidement les pénuries d’électricité qui surviennent notamment lorsqu’il y a peu de vent ou de soleil, les pays ayant par ailleurs la possibilité de revendre leurs excédents de production à moindre coût dans toute l’Europe, sans devoir réduire la puissance de leurs installations ni les mettre hors service[3]. En plus de renforcer la sécurité d’approvisionnement, l’accès aux réserves d’énergie provenant de plus d’une trentaine de pays facilite la transition des États membres de l’UE vers des énergies décarbonées.

Une implantation du réseau d’électricité européen plus difficile que prévu

Malgré les avantages évidents d’un marché de l’électricité organisé à l’échelle européenne, sa mise en œuvre s’est révélée complexe, notamment parce que les fournisseurs, bien que disposés à vendre leur électricité à l’étranger, voyaient d’un mauvais œil la concurrence étrangère. La levée des obstacles techniques au marché s’est avérée particulièrement fastidieuse, surtout lorsqu’il s’agissait de déterminer dans quels cas une limitation des flux transfrontaliers d’électricité était justifiée. En fin de compte, le couplage des marchés européens ne fut possible que parce que gestionnaires de réseau, producteurs et régulateurs ont pu s’accorder sur des règles communes juridiquement contraignantes, lesquelles ont remplacé la collaboration bilatérale en vigueur jusqu’alors, qui était basée sur le volontariat.

Élaboré entre 2012 et 2017, le cadre réglementaire régissant le couplage des marchés[4] a été complété en 2019 par le paquet «Énergie propre», qui prévoit notamment des mesures d’allègement spécifiques pour le commerce d’électricité à court terme et une augmentation progressive des capacités devant être mises à disposition pour les échanges transfrontaliers[5].

Le Pacte vert pour l’Europe et la mise à l’épreuve du marché intérieur

Au cours des trois années suivantes, la politique énergétique européenne a été largement dominée par le Pacte vert pour l’Europe, qui a donné lieu à l’adoption d’une multitude de lois visant à décarboner l’économie européenne. Bien que l’UE ait cherché à concevoir des instruments de pilotage compatibles avec les règles de la concurrence, la poursuite de la suppression des obstacles au marché intérieur de l’électricité est, dans un premier temps, passée au second plan législatif.

Face à la grave crise de l’approvisionnement et des prix de l’énergie provoquée par la baisse des livraisons de gaz russe, l’UE a dû intervenir en 2022 sur le marché en adoptant des mesures d’urgence afin de garantir la sécurité d’approvisionnement et d’atténuer les effets de la crise sur les consommatrices et consommateurs[6]. La réforme du marché de l’électricité qui s’en est suivie en 2024 a par conséquent mis l’accent sur la sécurité de l’approvisionnement et sur des mesures visant à promouvoir les énergies décarbonées, tout en fixant des règles destinées à assouplir le marché de l’électricité[7].

La hausse spectaculaire du prix de l’électricité a également remis en question la pertinence du système européen de négoce d’électricité fondé sur des enchères. Toutefois, une large majorité d’économistes spécialisés dans le secteur de l’énergie et de représentants des autorités de régulation s’est prononcée en faveur du système actuel de négoce de l’électricité. En Allemagne, le Tribunal constitutionnel fédéral a en outre constaté expressément dans le cadre d’une procédure que le système en vigueur «fournissait, de l’avis unanime (…), les tarifs d’électricité les plus avantageux pour les consommateurs». De nombreuses études confirment en effet que c’est précisément le commerce transfrontalier d’électricité à court terme qui a permis d’éviter une flambée des prix et des pénuries d’approvisionnement durant la crise[8].

En Suisse, les importations d’électricité augmentent surtout en hiver (2025)

GRAPHIQUE INTERACTIF

Les options possibles pour une intégration au marché intérieur européen de l’électricité

Compte tenu de l’étroite imbrication historique des réseaux électriques suisse et européen, une intégration complète de la Suisse dans le système de couplage des marchés semble judicieuse d’un point de vue économique. Les avantages d’une telle intégration sont bien documentés pour les deux parties[9]. En hiver, la Suisse dépend des importations d’électricité en provenance des pays voisins, tandis qu’en été, elle peut vendre ses excédents d’électricité à des prix avantageux à ses voisins, grâce à ses centrales électriques flexibles. En participant au couplage des marchés, la Suisse aurait moins besoin de recourir à des centrales de réserve coûteuses ainsi qu’à d’autres réserves (réserves hydroélectriques ou de consommation et, à l’avenir, réserves de stockage), tandis que ses producteurs nationaux pourraient élargir leur clientèle.

Un accord sur l’électricité entre la Suisse et l’UE permettrait une participation sur un pied d’égalité à l’ensemble des plateformes de négoce d’électricité européennes et instaurerait un cadre juridiquement contraignant garantissant un approvisionnement fiable en période de crise. De telles coopérations ont déjà fait leurs preuves, notamment en Norvège, au Liechtenstein ou dans des pays de la Communauté de l’énergie[10].

Contrairement à ce que d’aucuns prétendent, l’accord négocié entre la Suisse et l’UE ne prévoit pas de règles visant à restreindre l’octroi de concessions pour les centrales hydroélectriques ou à baisser la redevance hydraulique. Ces centrales, comme toute entreprise du secteur de l’électricité, pourront en outre rester la propriété de l’État ou d’un canton[11]. Comme dans le secteur de la téléphonie, l’accord sur l’électricité permettrait aux consommatrices et consommateurs de choisir librement leur fournisseur ou de conserver l’approvisionnement de base au tarif réglementé.

Le commerce d’électricité avec l’UE demeurerait possible même si la Suisse renonçait à ratifier l’accord Suisse-UE. En l’occurrence, c’est le modèle commercial établi avec les États tiers n’ayant pas conclu d’accord sur l’électricité qui s’appliquerait, comme cela est actuellement le cas pour le Royaume-Uni[12], la Turquie ou le Maroc. Bien qu’ils aient accès au marché européen de l’électricité, ces pays doivent organiser leurs échanges par le biais d’enchères bilatérales qui ont lieu en dehors des plateformes de négoce. S’ils ne sont pas soumis au cadre réglementaire commun étendu, ils ne participent pas non plus à son développement. En outre, ils doivent assurer et financer eux-mêmes l’intégralité de leur sécurité d’approvisionnement. Le choix de la forme de coopération la plus appropriée est, en fin de compte, une question politique.

1. L’article exprime uniquement le point de vue personnel de l’auteur. []
2. À ce sujet, voir Acer (2022). []
3. Voir Koch (2018), p. 8 ss. []
4. Ces règles, qui constituent par ailleurs le cœur de l’accord sur l’électricité prévu entre l’UE et la Suisse, sont notamment inscrites dans le règlement UE 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité et dans les codes de réseau. []
5. Voir les versions remaniées du règlement UE 2019/943 et la directive UE 2019/944 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité du 5.6.2019, ABl. L 158, 14.6.2019. []
6. Voir p. ex. Règlement (UE) 2022/1854 du Conseil du 6 octobre 2022 sur une intervention d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie, ABl. L261 du 7.10.2022, qui permettait, à titre temporaire, de plafonner les revenus des producteurs d’électricité et de les redistribuer aux consommatrices et consommateurs. []
7. Voir les versions remaniées du règlement UE 2019/943 et de la directive UE 2019/944 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité du 13.6.2024, ABl. L 1747, 1 et L 1711, 1 du 26.6.2024. []
8. Voir BVerfG, 1 BvR 460/23 -Rn 99 et OCDE (2025). []
9. Voir également Bühlmann et Kiefer (2026) dans ce dossier. []
10. Parmi ses membres figurent notamment les pays des Balkans occidentaux. []
11. La directive 2014/23/UE sur l’attribution de contrats de concession et la directive 2000/60/CE dans le domaine de l’eau n’entrent pas dans le cadre d’application de l’accord sur l’électricité. []
12. Le Royaume-Uni vient d’ailleurs d’entamer des négociations avec l’UE en vue d’un accord sur l’électricité afin de pouvoir à nouveau participer pleinement au marché intérieur européen. []