Principales conclusions du rapport
Le Plan de développement du réseau sur dix ans (Ten Years Network Development Plan 2016 ou TYNDP 2016) du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (REGRT-E ou ENTSO-E) comprend des scénarios futurs sur la production d’électricité dans l’UE jusqu’en 2030. Ces scénarios tiennent compte de différentes hypothèses concernant le développement des énergies renouvelables, l’intégration du marché de l’électricité, l’évolution du prix du CO2 et de la demande d’électricité. Le scénario le plus probable prévoit un développement significatif des énergies renouvelables, une intégration incomplète au marché de l’électricité et une stagnation, voire une baisse de la demande d’électricité. Le remplacement du charbon par le gaz dépendra en grande partie de l’évolution du prix du CO2. Les parts de production d’électricité attendues pour 2030 devraient être les suivantes (indications entre parenthèses: pourcentage si le prix du CO2 est élevé): 31% d’énergies renouvelables, force hydraulique non incluse (43%), 13% de force hydraulique, 24% d’énergie nucléaire (17%), 6% de gaz (14%), 18% de charbon (5%), 0% de fioul, 8% divers. Le développement des énergies renouvelables a pour effet que les capacités traditionnelles à l’étranger tendent à être remplacées, mais il crée aussi des opportunités pour des centrales flexibles. Les surcapacités actuelles dans la production d’électricité diminueront.
Les prix pratiqués à l’échelle nationale pour l’électricité fournie à l’industrie seront encore et toujours déterminés en grande partie par les prix de gros. L’évolution des prix de l’énergie pour les ménages et les petits clients dépendra de l’éventuelle libéralisation complète du marché, qui accentuera davantage les différences de prix. S’agissant de la composante réseau, le développement de la réglementation (organisation du modèle de réglementation), le WACC (taux d'intérêt calculé du capital investi dans le réseau électrique) et le futur développement du réseau jouent un rôle déterminant (pour tous les consommateurs finaux), auxquels s’ajoute l’évolution de la charge fiscale.
La sécurité d’approvisionnement et la compétitivité ne sont pas compromises par les évolutions qu’ont connues les Etats membres de l’UE. Des évaluations approfondies de la sécurité d’approvisionnement jusqu’en 2035 figurent dans l’analyse de l’OFEN sur l’adéquation du système électrique (system adequacy, cf. lien), publiée le 27 octobre 2017. La conclusion d’un accord dans le domaine de l’électricité permettrait à la Suisse de rester intégrée dans le marché de l’UE.
Le rapport aborde également les réglementations s’appliquant aux entreprises à forte consommation d’électricité dans six Etats membres de l’UE. L’Allemagne, l’Italie et la France prévoient des rémunérations en partie réduites pour l’utilisation du réseau ainsi que des taxes et des impôts limités. En Autriche et en Grande-Bretagne, les dérogations sont moins marquées et ne concernent pas les rémunérations pour l’utilisation du réseau. Aux Pays-Bas, les grands consommateurs atypiques (c.-à-d. ayant une consommation décalée qui intervient dans une large mesure aux heures creuses) sont favorisés dans le cadre des rémunérations pour l’utilisation du réseau. En principe, les réglementations particulières de ces six Etats n’entraînent aucune distorsion systématique de concurrence pour la Suisse, même au regard de la faible charge fiscale induite en Suisse. Dans un système d’approvisionnement en électricité de plus en plus décentralisé, la question des réductions tarifaires en cas d’utilisation atypique du réseau gagne en importance. Une flexibilisation adéquate des tarifs peut inciter les entreprises à forte consommation d’électricité notamment à adopter un comportement servant le réseau et le système.
Informations complémentaires
Rapport (en allemand) «Stromwirtschaftliche Entwicklungen in der EU»
Rapport (en allemand) «Modellierung der System Adequacy in der Schweiz»
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