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Concept de la gestion du bilan d’ajustement pour le marché suisse de l’énergie électrique.

En signant le protocole de Kyoto en 1997, l’UE s’est engagée envers la communauté internationale à réduire, d’ici à 2020, ses émissions de CO2 de 20 % par rapport au niveau de 1990. Elle visait une baisse de 40 % d’ici à 2030. Le pacte vert pour l’Europe («European Green Deal») de la présidente de la Commission Ursula von der Leyen, présenté en décembre 2019, doit permettre de diminuer dans toute l’Europe les émissions de gaz à effet de serre d’au moins 50 % d’ici à 2030, le chiffre visé étant une réduction de 55 % par rapport à 1990. En 2050, plus aucune émission de gaz à effet de serre nette ne devrait être libérée.1 Pour atteindre ces réductions de CO2, l’instrument du système communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE ou SEQE-UE) avait été mis en place après Kyoto. Une offre excédentaire de certificats, associée à une faible demande, a contrebalancé pour une longue période l’effet incitatif visant à limiter les émissions de CO2. Le prix des certificats était en effet trop peu élevé. L’introduction de la réserve de stabilité du marché (RSM) au 1er janvier 2019 a renforcé l’effet escompté et la capacité de fonctionnement du SCEQE. La RSM réduit l’excédent de certificats dans le SCEQE, actuellement élevé, en retirant temporairement des certificats du marché lorsque cela s’avère nécessaire. En outre, l’émission annuelle de certificats va être encore davantage réduite. Depuis, le prix du certificat CO2 est à nouveau remonté, ce qui commence à provoquer un changement de combustible entre le charbon et le gaz.

L’amélioration continue de l’efficacité énergétique exerce une influence déterminante sur la demande d’énergie et d’électricité. Le passé a pourtant été dominé par des facteurs de hausse de la demande, comme la croissance démographique et économique. Une certaine augmentation de l’efficacité énergétique du fait du remplacement des sources d’énergie fossile peut également générer le recours supplémentaire à l’électricité. Les potentiels d’efficacité énergétique et électrique peuvent être exploités de manière plus ou moins importante et rapide en fonction des spécificités du secteur et des usages, car l’épuisement des potentiels d’efficacité actuels se heurte à divers obstacles. La faiblesse des prix de l’énergie fixés par la réglementation, le manque de connaissances des possibilités réelles ou l’absence de capital pour les investissements nécessaires, en font notamment partie. À l’avenir, ces obstacles doivent être surmontés. Le secteur de l’efficacité énergétique offre la chance aux entreprises d’approvisionnement en électricité d’élargir le spectre de leurs activités.

Contrairement aux simples centrales à accumulation, les centrales de pompage-turbinage ne disposent pas seulement d’un lac de retenue en amont du barrage, mais aussi d’un bassin en aval dans lequel l’eau déjà utilisée peut être pompée afin d’être réinjectée dans le lac en amont. Elles peuvent donc véritablement contribuer àla sécurité d’approvisionnement et à la stabilité du réseau. Dans un contexte où les sources d’énergie irrégulières sont amenées à se développer, les dispositifs de stockage devraient continuer à prendre de l’importance. À l’avenir, les centrales de pompage-turbinage, en tant que dispositifs de stockage, permettront d’accumuler de plus en plus de courant vert, notamment en cas d’offre importante d’énergie éolienne ou solaire, pour la restituer plus tard, pendant les périodes de pénurie.

Il existe différents moyens de réaliser des économies d’énergie. Le plus simple et le plus pratique consiste à accroître l’efficacité énergétique sur le plan technique, en remplaçant les dispositifs peu efficaces par d’autres plus performants. Dans la plupart des cas, cela nécessite un investissement. Une seconde solution, plus difficile à mettre en œuvre, consiste à réaliser volontairement des économies d’énergie par le biais d’une modification des comportements. Cette approche est assurément la plus durable, mais c’est également la plus exigeante.

Le négoce international de l’électricité est en principe soumis aux mêmes règles que celui de n’importe quel autre produit. Il présente toutefois certaines particularités liées aux caractéristiques physiques spécifiques de l’électricité: cette dernière ne pouvant pas être stockée, sa fourniture ne peut pas se faire à des fins de stockage, mais uniquement à une date donnée. Cette spécificité a des répercussions sur le négoce car les opérations comportent des risques à court et à long terme.

Dès lors que l’électricité autoproduite affiche un coût équivalent à celui de l’électricité prélevée sur le réseau, elle devient beaucoup plus intéressante et n’a plus besoin de bénéficier de subventions. Cette situation est appelée «parité réseau» (grid parity). La parité réseau peut être considérée sous deux angles différents. Ainsi, le propriétaire d’une installation de production (autoproducteur) évalue les coûts de sa production par rapport aux économies réalisées en prélevant moins d’électricité sur le réseau. En revanche, d’un point de vue économique, l’important est de savoir à partir de quel moment les coûts globaux du système d’approvisionnement en électricité diminuent grâce à la production décentralisée.

Les prix de l’électricité se forment sur le marché libre, en fonction de l’offre et de la demande. Ils dépendent de la conjoncture générale, mais aussi des conditions météorologiques, du prix des énergies primaires, des capacités transfrontalières, de l’injection d’électricité éolienne ou photovoltaïque et d’une multitude d’autres facteurs. Sur la bourse de l’électricité, le prix est déterminé par les coûts marginaux de la dernière centrale encore utilisée pour couvrir la demande. En outre, dans la mesure où la Suisse exporte et importe une quantité relativement élevée d’électricité par rapport à sa consommation, les tarifs pratiqués dans les pays voisins jouent un rôle important pour les prix de gros. Pour les tarifs des clients finaux, le cours du change CHF/€ ainsi que les suppléments liés au risque induit par la modification des quantités d’énergie à fournir et par l’énergie d’ajustement, ceux relatifs à l’utilisation du réseau et aux services-système, les concessions aux communes et la promotion des énergies renouvelables doivent aussi être pris en compte.