Des tarifs dynamiques pour un système électrique efficace

Le prix que les clients paient pour leur électricité se compose en grande partie de deux éléments: la fourniture d’énergie et la rémunération pour l’utilisation du réseau. Cela couvre d’une part les coûts de production de l’électricité et d’autre part les coûts de son transport jusqu’au consommateur par le réseau électrique. En Suisse, les coûts sont principalement facturés aux clients sous la forme de tarifs de travail en ct./kWh.

Jusqu’à il y a quelques années, la consommation d’électricité variable dans le temps était principalement couverte en Europe centrale par de l’électricité en ruban produite par des centrales nucléaires, des centrales au charbon et des centrales hydroélectriques au fil de l’eau, ainsi que par une production d’électricité flexible et contrôlable à partir de centrales au gaz et de centrales hydroélectriques à accumulation. La nuit, la consommation d’électricité et l’utilisation du réseau étaient relativement faibles. Un tarif bas valable la nuit incitait à déplacer la consommation d’électricité du jour vers la nuit, ce qui était souhaitable du point de vue de la fourniture de l’énergie et de l’utilisation du réseau. Mais à l’avenir, une grande partie de la consommation d’électricité sera couverte par une production fluctuante issue d’installations éoliennes et photovoltaïques, et un report global de la consommation du jour vers la nuit n’est plus la réponse adéquate. Ainsi, par exemple, lors des après-midis ensoleillés, la consommation d’électricité ne doit plus être reportée à plus tard, mais, pour une production d’électricité et un réseau électrique efficaces, elle doit si possible avoir lieu en même temps que le pic de production local du photovoltaïque.

Les marchés spot organisent l’équilibre court terme

L’équilibre court terme entre la production et la consommation est organisé en Europe par le biais de marchés à court terme très efficaces et intégrés au niveau transnational, également appelés marchés spot. En période de faible demande et d’offre élevée, le prix de l’électricité baisse, ce qui stimule la demande et freine la production d’électricité, tandis qu’en période de forte demande et de faible production, le prix augmente, ce qui freine la demande et stimule la production. Il existe un large consensus en Europe sur le fait que les marchés spot doivent continuer à assurer l’équilibre à court terme entre l’offre et la demande, que leur importance va croître avec l’augmentation des installations de production fluctuante et qu’ils doivent donc être développés et encore mieux intégrés à l’échelle européenne. Avec le Clean Energy Package, l’UE a introduit des dispositions qui obligent les fournisseurs ayant plus de 200'000 clients finaux à proposer un tarif d’électricité dynamique. Dans les pays scandinaves, les prix spot sont déjà très répandus chez les clients finaux et, en Allemagne, tous les fournisseurs d’énergie sont tenus de proposer à leurs clients des tarifs énergétiques variables et dynamiques sous forme de tarifs optionnels à partir de 2025.

Mais l’électricité ne doit pas seulement être produite et consommée dans la quantité correcte, elle doit aussi être transportée via le réseau électrique de l’installation de production au consommateur. Il faut dès lors déterminer quelles seront les bonnes incitations à donner dans le futur système énergétique du point de vue des réseaux électriques. La variabilité temporelle des flux d’électricité, en croissance avec le tournant énergétique, constitue également un grand défi pour les réseaux électriques. Pour cette raison, il paraît logique d’aller également vers des rémunérations pour l’utilisation du réseau qui soient variables dans le temps. Les rémunérations pour l’utilisation du réseau devraient être élevées pendant les périodes de forte utilisation du réseau et faibles pendant les périodes de faible utilisation du réseau. En Allemagne, les gestionnaires de réseau seront tenus de proposer des tarifs d’utilisation du réseau variables dans le temps à partir de 2025; les clients allemands pourront ainsi choisir un tarif d’électricité composé d’un prix de l’énergie variable et d’une rémunération pour l’’utilisation du réseau variable, mais la variabilité des deux composantes du tarif sera déterminée selon différents critères. Un tarif double avec des prix hauts et bas selon des horaires fixes est un tarif variable dans le temps, mais, pour donner de bonnes incitations, il est nécessaire que les prix et horaires puissent varier plus librement. Un tel tarif dynamique avec un prix qui varie proportionnellement au marché spot et un prix réseau qui varie proportionnellement à la charge du réseau de Groupe E est illustré dans le graphique ci-dessous.

Pour qu’un système électrique soit efficace, il faut optimiser les deux composantes importantes que sont d’une part l’équilibre entre la consommation et la production et d’autre part l’utilisation des réseaux électriques. Dans un système où la variabilité temporelle est un défi majeur pour les deux composantes du système, une tarification variable dans le temps des deux composantes permet une optimisation intégrée vers un système global efficace. La question se pose toutefois de savoir si les incitations variables dans le temps pour la fourniture d’énergie et pour l’utilisation efficace du réseau vont dans le même sens et se renforcent mutuellement ou si elles vont dans des directions opposées et s’annulent. Dans le cadre du projet NeDeLa (Netztarife für dezentrale Laststeuerung), soutenu par l’Office fédéral de l’énergie et faisant partie du consortium PATHFNDR du programme SWEET, cette question a été examinée: la corrélation entre la charge du réseau de Groupe E et les prix du marché spot suisse a été analysée au cours des dernières années.

La corrélation annuelle entre la charge du réseau et le prix du marché spot est illustrée dans la figure ci-dessous pour 2019 et 2021.

Les années 2017-2022 ont été analysées, et la corrélation en 2019 montre une image typique pour toutes les années précédant la crise énergétique. En 2021, l’augmentation des prix de l’électricité est bien visible à partir du milieu de l’année et deux tendances de corrélation peuvent être bien identifiées pour les deux parties de l’année. En 2022 (non représentée), la corrélation annuelle n’est plus guère visible en raison de la très grande volatilité du prix de l’électricité.

Facteurs d'influence à court et à long terme

Le comportement de consommation des clients et l’ensoleillement sont les principaux facteurs d’influence de la variation quotidienne du prix spot et de la charge du réseau. Mais il existe également des facteurs saisonniers et d’autres facteurs à plus long terme qui influencent la corrélation annuelle illustrée dans le premier graphique. Les pompes à chaleur, les chauffe-eau, les voitures électriques et les batteries sont des consommateurs flexibles chez le client, qui peuvent décaler leur consommation d’électricité au cours de la journée. De telles «flexibilités journalières» ne réagissent qu’aux variations de prix au cours de la journée, mais pas aux variations à plus long terme. Il est donc intéressant d’analyser la différence entre le prix spot, respectivement la charge du réseau, et la moyenne journalière. Les graphiques suivants montrent la corrélation glissante sur 24 heures entre les prix du marché spot suisse et la charge du réseau de distribution de Groupe E pour les années 2017-2022.

La bonne corrélation linéaire entre les prix du marché spot et la charge du réseau montre que, pour le réseau de distribution de Groupe E, des rémunérations pour l’utilisation du réseau variables dans le temps et proportionnelles à la charge du réseau et les prix du marché spot donnent lieu à des incitations allant dans le même sens, ayant ainsi tendance à se renforcer mutuellement. Pour le réseau de distribution, dont les coûts ne sont pas déterminés par l’évolution de la charge, mais par la charge maximale, l’absence d’incitations contraires est importante. Aucune des années analysées n’a connu de situation où les prix spot étaient très bas et la charge du réseau élevée (absence de points dans la partie en bas à droite des graphiques). L’introduction d’une rétribution du réseau variable dans le temps et proportionnelle à la charge du réseau inciterait les clients flexibles à contribuer à la réduction de la charge maximale du réseau de Groupe E et donc, à plus long terme, à limiter les besoins d’extension du réseau. Grâce à la corrélation linéaire entre la charge du réseau et les prix du marché spot, l’introduction de prix variables tant pour l’utilisation du réseau que pour l’énergie, même s’ils sont introduits séparément, aurait un effet bénéfique à la fois pour le réseau et le marché. S’ils étaient combinés, les incitations se renforceraient alors mutuellement.

L’analyse des données des années précédentes ne permet pas de tirer des conclusions directes pour l’avenir. Comme les prix spot et l’utilisation du réseau vont fortement évoluer dans les années à venir, les conséquences des changements prévisibles doivent être intégrées aux réflexions. Les prix de l’électricité en Europe centrale, qui devraient continuer à déterminer la formation des prix de l’électricité en Suisse, seront influencés à la fois par les centrales à charbon et à gaz restantes et, principalement, par l’injection d’énergies renouvelables des centrales photovoltaïques et éoliennes. Comme la simultanéité des injections des centrales PV est très élevée dans les régions voisines , et que la production PV se fait de manière très décentralisée, on peut raisonnablement admettre que la corrélation entre la charge du réseau de distribution et les prix du marché de l’électricité restera élevée avec l’influence croissante des centrales PV. Pour les centrales éoliennes cependant, parce que construites principalement à l’étranger, on peut s’attendre à une tendance qui réduit la corrélation entre la charge des réseaux de distribution suisses et les prix du marché spot.

Tests, simulations et essais pilotes

Dans le cadre du projet NeDeLa, un atelier a été organisé fin mai 2023 sur le thème des tarifs d’électricité dynamiques. Lors de cet atelier, Groupe E a présenté l’introduction prévue d’un tarif de réseau dynamique proportionnel à la charge du réseau et a discuté de la mise en œuvre de tels tarifs avec des représentants d’autres gestionnaires de réseau de distribution et de fournisseurs proposant différents systèmes de gestion de l’énergie. Les premiers tests avec des tarifs réseau dynamiques sont prévus pour les mois à venir. En collaboration avec l’Empa et la ZHAW, l’effet de différents tarifs dynamiques sera testé au cours des prochaines années, tant dans le cadre de simulations que d’essais pilotes.