Le march\u00e9 suisse de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, qui fait partie du march\u00e9 europ\u00e9en de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, est la somme de diff\u00e9rents march\u00e9s partiels, ce qui r\u00e9pond \u00e0 une n\u00e9cessit\u00e9 technique: dans le r\u00e9seau \u00e9lectrique, il doit exister un \u00e9quilibre permanent entre l\u2019offre et la demande, afin de pr\u00e9venir les pannes de courant, qui peuvent co\u00fbter tr\u00e8s cher.<\/p>\n
Le courant devant \u00eatre produit au moment o\u00f9 il est consomm\u00e9, ce n\u2019est pas le bien physique en soi qui est n\u00e9goci\u00e9 sur les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie proprement dits, mais les niveaux attendus de demande et de production de courant. Comme sur d\u2019autres march\u00e9s de mati\u00e8res premi\u00e8res, ce n\u00e9goce se fonde sur des op\u00e9rations \u00e0 long terme et \u00e0 court terme. Sur les march\u00e9s \u00e0 court terme, en particulier le march\u00e9 day-ahead<\/em>, c\u2019est le principe du co\u00fbt marginal ou de la pr\u00e9s\u00e9ance \u00e9conomique qui pr\u00e9vaut, le prix de march\u00e9 \u00e9tant d\u00e9termin\u00e9 par les co\u00fbts de la derni\u00e8re unit\u00e9 de production \u00e9lectrique appel\u00e9e pour satisfaire la demande[1]<\/a>. Concr\u00e8tement, cela signifie que, si la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 peut \u00eatre couverte par des \u00e9nergies renouvelables ou du courant produit par d\u2019autres centrales \u00e9lectriques \u00e0 faibles co\u00fbts marginaux, les prix du march\u00e9 sont bas. En revanche, si une centrale \u00e9lectrique au gaz \u00e0 co\u00fbts marginaux \u00e9lev\u00e9s doit intervenir en tant que derni\u00e8re unit\u00e9 de production, ce sont ces m\u00eames co\u00fbts qui d\u00e9terminent le prix sur le march\u00e9 \u00e0 court terme.<\/p>\n Par ailleurs, dans le n\u00e9goce \u00e0 court terme, qui se base sur les niveaux attendus de production et de demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, les \u00e9carts entre ces derniers et les livraisons effectives sont in\u00e9vitables. C\u2019est pour g\u00e9rer ces variations, et assurer la stabilit\u00e9 du syst\u00e8me, que les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie doivent \u00eatre compl\u00e9t\u00e9s par des march\u00e9s de la puissance de r\u00e9glage, o\u00f9 des capacit\u00e9s sont achet\u00e9es aupr\u00e8s de centrales \u00e9lectriques pour pouvoir couvrir en temps utile les besoins exc\u00e9dentaires. La fourniture de ce service est comparable \u00e0 une prestation d\u2019assurance, que l\u2019ensemble des acteurs doivent financer (par exemple par le biais des tarifs de r\u00e9seau).<\/p>\n Enfin, pour qu\u2019il soit possible de n\u00e9gocier l\u2019\u00e9nergie au niveau international, il faut aussi une capacit\u00e9 de r\u00e9seau. Sur la plupart des march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Europe, le courant et les capacit\u00e9s de r\u00e9seau sont n\u00e9goci\u00e9s sur un mode implicite, c\u2019est-\u00e0-dire simultan\u00e9ment. \u00c0 la fronti\u00e8re suisse en revanche, le syst\u00e8me de n\u00e9goce est explicite, les op\u00e9rateurs devant acqu\u00e9rir ces capacit\u00e9s en plus de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 acheminer, mais cela est moins efficace que le n\u00e9goce implicite global.<\/p>\n Sur ces march\u00e9s partiels \u00e0 court et \u00e0 long terme, il existe diff\u00e9rents degr\u00e9s de concurrence. Le r\u00e9seau physique d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 constitue un monopole naturel. C\u2019est pourquoi, dans la plupart des pays, le r\u00e9seau \u00e0 tr\u00e8s haute tension\u00a0\u2013 ou r\u00e9seau de transport\u00a0\u2013 est exploit\u00e9 par un op\u00e9rateur central qui en garantit la s\u00e9curit\u00e9 de fonctionnement et dont l\u2019activit\u00e9 est strictement r\u00e9glement\u00e9e. En Suisse, c\u2019est Swissgrid qui assume cette fonction.<\/p>\n Les r\u00e9seaux de distribution, finement subdivis\u00e9s (de la haute tension jusqu\u2019\u00e0 la basse tension), sont g\u00e9n\u00e9ralement exploit\u00e9s par des op\u00e9rateurs r\u00e9gionaux. L\u00e0 non plus, il n\u2019y a pas de concurrence et la gestion du r\u00e9seau est s\u00e9par\u00e9e des autres activit\u00e9s de ces fournisseurs. S\u2019agissant de l\u2019achat des prestations n\u00e9cessaires \u00e0 l\u2019exploitation du r\u00e9seau, il existe une concurrence limit\u00e9e qui se joue dans le cadre d\u2019appels d\u2019offres et d\u2019ench\u00e8res, ainsi que sur les march\u00e9s de puissance de r\u00e9glage \u00e9voqu\u00e9s plus haut.<\/p>\n Les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie proprement dits, c\u2019est-\u00e0-dire les march\u00e9s \u00e0 long terme (future) et \u00e0 court terme (day-ahead<\/em> et infrajournalier), se caract\u00e9risent par une plus forte concurrence. En principe, les prix y refl\u00e8tent les p\u00e9nuries anticip\u00e9es ou effectives. Dans la plupart des pays toutefois, ces march\u00e9s sont soumis \u00e0 des interventions de l\u2019\u00c9tat telles que des obligations d\u2019achat, des priorit\u00e9s de n\u00e9goce et des subventions directes (par exemple pour un courant de source renouvelable) ou indirectes (co\u00fbts externes non internalis\u00e9s pour les sources d\u2019\u00e9nergie fossiles ou risques nucl\u00e9aires support\u00e9s par la soci\u00e9t\u00e9). Ces interventions ont pour effet de fausser les prix du march\u00e9 et sont surtout destin\u00e9es \u00e0 infl\u00e9chir les d\u00e9cisions d\u2019investissement.<\/p>\n Enfin, sur les march\u00e9s de d\u00e9tail, le degr\u00e9 de concurrence varie selon les pays. Pour les gros clients, il existe souvent des structures concurrentielles r\u00e9percutant les signaux de p\u00e9nurie sur les consommateurs. S\u2019agissant des petits clients, les structures de prix rigides sans signaux de p\u00e9nurie sont encore la norme, notamment en Suisse, o\u00f9 seuls les gros clients (consommation annuelle sup\u00e9rieure \u00e0 100\u00a0MWh) peuvent choisir librement leur fournisseur.<\/p>\n En Suisse, deux \u00e9volutions futures auront des r\u00e9percussions fondamentales sur l\u2019organisation du syst\u00e8me \u00e9lectrique national: l\u2019int\u00e9gration d\u2019une part croissante d\u2019\u00e9nergies renouvelables et l\u2019augmentation de l\u2019\u00e9lectrification.<\/p>\n \u00c0 l\u2019avenir, le mix \u00e9lectrique comprendra une plus grande part d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 issue d\u2019installations \u00e9oliennes et solaires. Par cons\u00e9quent, la production d\u00e9pendra davantage des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques. Pour pouvoir compenser les fluctuations d\u2019approvisionnement, il faudra disposer d\u2019une capacit\u00e9 de r\u00e9serve plus importante, permettant de combler les d\u00e9ficits en l\u2019absence de soleil ou de vent, par exemple avec des batteries de stockage du courant exc\u00e9dentaire provenant d\u2019installations solaires et \u00e9oliennes ou de centrales \u00e9lectriques fonctionnant avec des combustibles \u00e0 niveau d\u2019\u00e9mission z\u00e9ro.<\/p>\n Le recours accru aux \u00e9nergies renouvelables aura aussi pour effet de modifier les structures de co\u00fbts du syst\u00e8me, car avec les \u00e9oliennes et les installations photovolta\u00efques, il n\u2019y a gu\u00e8re de co\u00fbts variables. De ce fait, si la demande de courant est int\u00e9gralement couverte par leur production, le prix sur les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie chutera \u00e0 un niveau proche de z\u00e9ro, en vertu du principe de la pr\u00e9s\u00e9ance \u00e9conomique. Plus la part des \u00e9nergies renouvelables augmentera, plus ce cas de figure sera fr\u00e9quent \u00e0 l\u2019avenir. Se pose donc la question de savoir si ce m\u00e9canisme de prix permettra de d\u00e9gager des marges suffisantes pour financer les investissements.<\/p>\n La deuxi\u00e8me grande \u00e9volution concerne l\u2019\u00e9lectrification dans les secteurs du chauffage et de la mobilit\u00e9, dont les besoins ont \u00e9t\u00e9 jusqu\u2019\u00e0 pr\u00e9sent couverts par les \u00e9nergies fossiles. C\u2019est donc la demande de courant dans son ensemble qui va nettement augmenter et il faudra trouver le moyen d\u2019inciter \u00e0 une plus grande flexibilit\u00e9 de la demande. En ce sens, la conception de march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 efficaces jouera un r\u00f4le de plus en plus important.<\/p>\n Il s\u2019agit aujourd\u2019hui de d\u00e9terminer quelle architecture du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est la mieux adapt\u00e9e pour piloter ce nouveau syst\u00e8me \u00e9lectrique. Trois pistes, pr\u00e9sent\u00e9es ci-apr\u00e8s, sont actuellement examin\u00e9es.<\/p>\n La premi\u00e8re possibilit\u00e9 est celle d\u2019un march\u00e9 energy-only<\/em>, o\u00f9 toutes les incitations \u00e0 l\u2019investissement et \u00e0 l\u2019utilisation seront laiss\u00e9es aux march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 proprement dits au travers des op\u00e9rations de n\u00e9goce f<\/em>uture<\/em>, day-ahead<\/em> et infrajournali\u00e8re<\/em>. Dans ce cas, les prix du courant d\u00e9pendront bien davantage des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques et seront beaucoup plus volatils, atteignant un niveau proche de z\u00e9ro les jours d\u2019\u00e9t\u00e9 ensoleill\u00e9s et marquant une augmentation substantielle lors des sombres journ\u00e9es d\u2019hiver. Par ailleurs, les entreprises op\u00e9rant sur le march\u00e9 devront r\u00e9aliser des marges suffisamment importantes pour couvrir le co\u00fbt des investissements dans les \u00e9nergies renouvelables et les capacit\u00e9s de r\u00e9serve, ce qui impliquera des pics de prix tr\u00e8s \u00e9lev\u00e9s pour le financement d\u2019installations de r\u00e9serve comme les turbines \u00e0 gaz fonctionnant \u00e0 l\u2019hydrog\u00e8ne et ne servant que tous les deux ou trois ans pour quelques heures. Avec un tel syst\u00e8me, les attentes en mati\u00e8re de prix et la propension \u00e0 prendre des risques seront des \u00e9l\u00e9ments centraux.<\/p>\n Une autre piste envisag\u00e9e r\u00e9side dans les march\u00e9s de capacit\u00e9s intervenant en compl\u00e9ment des march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie actuels et r\u00e9mun\u00e9r\u00e9s pour le seul maintien d\u2019une capacit\u00e9 \u00e0 produire, \u00e0 l\u2019instar des march\u00e9s de puissance de r\u00e9glage. Tant que la capacit\u00e9 d\u00e9finie par le biais du march\u00e9 des capacit\u00e9s se situera au-del\u00e0 de la pointe de consommation attendue, le march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie ne conna\u00eetra pas de pics de prix marqu\u00e9s. De plus, les marges b\u00e9n\u00e9ficiaires seront r\u00e9alis\u00e9es gr\u00e2ce au prix imput\u00e9 sur le march\u00e9 des capacit\u00e9s. La d\u00e9termination du niveau de capacit\u00e9s souhait\u00e9 sera alors un param\u00e8tre cl\u00e9 et aura un impact significatif sur les d\u00e9cisions d\u2019investissement.<\/p>\n Enfin, la troisi\u00e8me possibilit\u00e9 consisterait \u00e0 faire de la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement un bien priv\u00e9 n\u00e9gociable. Comme sur d\u2019autres march\u00e9s \u00e0 co\u00fbts marginaux nuls (dont celui de la t\u00e9l\u00e9phonie mobile), la qualit\u00e9 d\u2019approvisionnement (correspondant \u00e0 la couverture et \u00e0 la performance du r\u00e9seau dans la t\u00e9l\u00e9phonie mobile) serait soumise \u00e0 tarification, ce qui permettrait de financer les co\u00fbts d\u2019investissement. Le prix de l\u2019\u00e9nergie elle-m\u00eame ne serait plus que minime. Cette nouvelle forme de march\u00e9 pourrait rendre superflues bien des interventions actuelles (comme la promotion des \u00e9nergies renouvelables ou les appels d\u2019offres pour des capacit\u00e9s de r\u00e9serve \u00e0 long terme) en offrant des incitations \u00e0 une plus grande flexibilit\u00e9 de la demande ainsi qu\u2019une s\u00e9curit\u00e9 pour les investissements dans les \u00e9nergies renouvelables, et en fixant clairement la responsabilit\u00e9 de la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement. Toutefois, cette solution impliquerait un changement radical de syst\u00e8me, car la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement ne serait plus la m\u00eame pour tous, mais d\u00e9pendrait des pr\u00e9f\u00e9rences individuelles. Techniquement, cette \u00e9volution serait possible d\u00e8s aujourd\u2019hui, gr\u00e2ce aux r\u00e9seaux et compteurs \u00e9lectriques intelligents, qui permettraient aux clients de d\u00e9sactiver certains circuits. En particulier pour les clients disposant de leur propre syst\u00e8me de stockage \u00e9lectrique (batteries de stockage pour l\u2019\u00e9nergie photovolta\u00efque ou pour les v\u00e9hicules \u00e9lectriques, accumulateurs de chaleur), les tarifs fix\u00e9s sur la base d\u2019une s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement r\u00e9duite pourraient \u00eatre int\u00e9ressants.<\/p>\n Le choix qui sera fait au final rel\u00e8ve d\u2019une d\u00e9cision politique. Le syst\u00e8me \u00e9lectrique doit-il ob\u00e9ir \u00e0 un pilotage des investissements par l\u2019\u00c9tat? Est-il souhaitable d\u2019\u00e9tablir des directives sur la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement (march\u00e9 de capacit\u00e9s)? Faut-il laisser aux acteurs du march\u00e9 une plus grande prise de risque, mais aussi la libert\u00e9 de d\u00e9cider de la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement qu\u2019ils entendent assurer? Quand ces questions auront \u00e9t\u00e9 tranch\u00e9es par la sph\u00e8re politique, alors la communaut\u00e9 scientifique pourra formuler des propositions pour une organisation appropri\u00e9e du march\u00e9.<\/p>\n Le march\u00e9 suisse de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, qui fait partie du march\u00e9 europ\u00e9en de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, est la somme de diff\u00e9rents march\u00e9s partiels, ce qui r\u00e9pond \u00e0 une n\u00e9cessit\u00e9 technique: dans le r\u00e9seau \u00e9lectrique, il doit exister un \u00e9quilibre permanent entre l\u2019offre et la demande, afin de pr\u00e9venir les pannes de courant, qui peuvent co\u00fbter tr\u00e8s cher. 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