Suisse et UE: une voie à trouver malgré la mise à l’écart?

La Suisse n’est plus complètement intégrée dans le négoce européen. Quel effet sur notre marché de l’électricité? Quels préjudices subissons-nous? Et comment tente-t-on de venir à bout de cette situation? Entretien avec Davide Orifici, Head of Swiss Office à la bourse de l’électricité EPEX SPOT.
20.02.2020

Monsieur Orifici, 2019 est la première année complète où la Suisse a été totalement exclue du négoce infrajournalier européen, car il n’existe encore aucun accord sur l’électricité avec l’UE. Comment cela s’est-il répercuté sur la bourse de l’électricité?
Chez EPEX SPOT, la bourse du marché suisse de l’électricité, nous avons surtout observé un recul du volume dans le négoce infrajournalier (ou «intraday»). Le marché infrajournalier suisse a perdu de son dynamisme, car les négociants n’ont plus la possibilité de commercialiser leur courant à l’étranger. Avant le lancement de la solution infrajournalière paneuropéenne XBID, la Suisse était implicitement couplée avec ses voisins, l’Allemagne et la France – c’est-à-dire que, lorsqu’on déposait une enchère, la capacité frontalière était déjà intégrée dans le prix et ne devait pas être achetée séparément au préalable. Pour le marché infrajournalier continu, cela signifiait que l’électricité était négociée librement au-delà des frontières du pays. Tout cela à la condition qu’il y ait eu suffisamment de capacités à disposition aux postes de couplage frontaliers. Ainsi, les participants au négoce avaient non seulement davantage de possibilités d’équilibrer leurs portefeuilles, mais l’infrastructure des interconnecteurs était également utilisée de manière optimale, avec un effet positif sur l’ensemble du système électrique.

À titre de comparaison: en 2017, 173 GWh par mois en moyenne ont été négociés sur le marché infrajournalier suisse – dont plus de 40% au-delà des frontières. De juillet à décembre 2018, après le lancement de XBID, ce chiffre n’était plus que de 34 GWh par mois en moyenne.

Quelle issue les participants suisses au négoce recherchent-ils?
Bien entendu, en théorie, les négociants ont la possibilité d’utiliser explicitement les capacités transfrontalières, à savoir qu’ils acquièrent la capacité frontalière séparément et au préalable, et qu’ils l’utilisent ensuite de manière ciblée pour un négoce transfrontalier. En pratique, toutefois, cela ne rend pas service, car le marché infrajournalier se distingue par son caractère «court terme» et son dynamisme. L’électricité est même négociée par plages de 15 minutes et, localement, jusqu’à 5 minutes avant sa fourniture. Sur un marché où près de 20% des enchères sont envoyées pendant l’heure qui précède la fourniture, le négociant n’a plus le temps pour l’achat à court terme de la capacité frontalière.

Comment la bourse de l’électricité réagit-elle à cette situation inextricable?
La bourse a fait un pas vers ses participants au marché en étendant son portefeuille de produits: en avril 2019, EPEX SPOT a lancé de nouvelles enchères infrajournalières couplées avec l’Italie. Ces enchères agrègent la liquidité deux fois par jour et permettent une commercialisation transfrontalière du courant électrique. Depuis le lancement de ces enchères, 436 GWh ont déjà été négociés.

«Avant, l’infrastructure des interconnecteurs était utilisée de manière optimale, avec un effet positif sur l’ensemble du système électrique.»

En hiver, la Suisse est importatrice nette. Quelles tendances observez-vous au niveau du négoce et des prix pendant la saison froide?
C’est justement pendant les mois d’hiver que les enchères infrajournalières transfrontalières ont été fortement utilisées. Concernant les prix, le Day-Ahead suisse est plus élevé en hiver qu’en été, tout comme dans les pays voisins. En moyenne, le Swissix dépasse les 50 euros par mégawattheure pendant les mois d’hiver et tombe en dessous des 40 euros pendant les mois d’été.

Les prix de l’électricité se sont-ils redressés – et qu’est-ce qui les fait monter?
Oui, la phase de prix bas de 2014 à 2016, quand le Swissix ne dépassait pas les 50 euros même en hiver, semble actuellement surmontée. Les prix suisses de l’électricité sont poussés vers le haut par une multitude de facteurs, dont font partie les «fondamentaux» tels que la consommation, la disponibilité des centrales et les coûts de production. Mais certains aspects internationaux jouent aussi un rôle, comme les prix du pétrole et du charbon, ainsi que le prix du CO2 en Europe. Cette dépendance se révèle par le fait que le prix du marché en France et celui qui prévaut en Suisse sont en corrélation.

Quels avantages le couplage des marchés européens apporte-t-il donc?
Le couplage implicite des marchés Day-Ahead et infrajournalier apporte de nombreux avantages: les interconnecteurs entre les pays sont utilisés de manière optimale, ce qui facilite aussi la gestion des congestions. Si la capacité frontalière est suffisante, les prix entre les différents secteurs de marché convergent – et les pics de prix sont atténués. Les conséquences des conditions météorologiques extrêmes telles que les vagues de froid peuvent être modérées grâce aux secteurs de marché voisins. Et, surtout, le couplage des marchés permet de diminuer la dépendance de la force de production de chaque pays – ce qui améliore la sécurité d’approvisionnement.

Quels sont les inconvénients qui résultent de cette situation de mise à l’écart pour la Suisse?
La Suisse se voit empêchée de profiter de tous les avantages cités précédemment. Le marché de l’électricité à court terme est un marché physique, c’est pourquoi certains aspects géographiques jouent aussi un rôle. L’exclusion de la Suisse du couplage des marchés européens signifie que les participants suisses au négoce ne peuvent pas profiter de leur situation géographique optimale au centre de l’Europe.

«Avec l’exclusion de la Suisse du couplage des marchés européens, les participants suisses au négoce ne peuvent pas profiter de leur situation géographique optimale au centre de l’Europe.»

Quel rôle l’hydraulique suisse joue-t-elle sur le marché?
L’hydraulique joue un grand rôle dans le système électrique suisse, mais aussi en Europe. EPEX SPOT, en tant que bourse de l’électricité, ignore le type de production de l’énergie qui y est négociée – et nos marchés sont ouverts à tous les types de production de courant. Nous ne remontons pas non plus systématiquement jusqu’au type de production du courant négocié.

Il faut quand même bien sûr souligner que la production d’hydraulique, flexible, ne peut pas être commercialisée de manière optimale et implicite à la bourse de l’électricité – et qu’ainsi, la contribution de la Suisse à la stabilité du réseau électrique européen est également proscrite. Une part considérable du courant négocié sur le marché suisse provient de l’hydraulique, ce qui ressort aussi des chiffres-clés suivants: d’après l’Office fédéral de l’énergie, en 2018, 66% du courant électrique destiné aux consommateurs finaux étaient issus de l’hydraulique – un chiffre éloquent!

Comment évaluez-vous le potentiel du marché suisse en Europe?
Comme évoqué ci-dessus, le segment infrajournalier a déjà perdu de son dynamisme. Tant qu’il y a, pour la bourse de l’électricité, une place pour proposer des produits de négoce précis implicitement et de manière transfrontalière, le potentiel du marché existe – et il est possible de développer des possibilités d’exploiter ce potentiel. À ce sujet, la bourse de l’électricité reste un partenaire important des participants au négoce.

Quant au segment Day-Ahead, il s’agit d’un marché très mature avec une liquidité élevée. Même si le volume de négoce est plafonné quasi naturellement par la physique des marchés, l’été dernier, en juillet et en août, nous avons enregistré de nouveaux records de négoce sur le marché Day-Ahead, lorsque nous avons approché les 3 térawattheures. Cela prouve que le marché suisse présente lui aussi encore un potentiel de développement.