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Le bon fonctionnement du marché européen de l’énergie passe par le développement des réseaux entre les pays. Ce développement est d’autant plus important que les énergies renouvelables gagnent du terrain, mais il a un impact direct sur le prix de l’électricité dans les pays concernés.

L’association des gestionnaires européens de réseau de transport ENTSO-E publie tous les deux ans un rapport sur les projets en cours d’extension du réseau, le 10-Year Network Development Plan (TYNDP). Nous avons procédé à une analyse de la situation sur la base du dernier rapport, paru fin 2014:

  1. Nous avons reporté sur l’illustration 1 les projets d’extension du réseau dans les pays qui présentent un intérêt pour BKW en termes de négoce.
  2. Au moyen de notre modèle d’estimation des prix de l’électricité, nous avons évalué l’impact de l’extension du réseau sur les prix pour les quatre prochaines années (cf. tableau).
  3. L’illustration 2 donne un aperçu des capacités de transport du réseau (NTC). Les chiffres reflètent la capacité maximale entre deux pays, marges de sécurité incluses. Les marges de sécurité pouvant varier, les capacités de transport constituent une moyenne.
Illustration 1: Extension du réseau en MW
Illustration 2: Capacités de transport du réseau en MW (été et hiver)
Tableau: Différences de prix entre le scénario avec extension de réseau et le scénario sans extension de réseau, en €/MWh

Projet d’extension du réseau avec impact sur le prix de l’électricité

Le développement du réseau entre la France et l’Espagne illustre bien l’impact sur le prix de l’électricité de deux pays. Les travaux effectués à l’été 2015 ont permis de doubler la capacité du réseau entre les deux pays (de 1400 MW à 2800 MW). Selon le gestionnaire français du réseau de transport RTE, cela pourrait entraîner une baisse du prix de l’électricité en France en hiver – notamment au premier trimestre, la forte demande française à cette période étant couverte par l’énergie éolienne espagnole excédentaire, bon marché. Pendant les mois d’été, la France exporte vers l’Espagne de l’énergie nucléaire pour couvrir les besoins liés à l’utilisation des systèmes de climatisation.

Estimation des prix de l’électricité en tenant compte de l’extension du réseau

A l’aide de notre modèle d’estimation des prix de l’électricité, nous avons calculé deux scénarios de prix pour l’Allemagne, la France, la Suisse et l’Italie (zone Nord) pour la période 2016-2019. L’un des scénarios part du principe que les capacités de réseau n’évolueront pas. L’autre table sur l’extension du réseau selon les prévisions d’ENTSO-E.

Le tableau recense les différences de prix entre le scénario avec extension du réseau et le scénario sans extension du réseau (écart entre les produits Cal base). On remarque que l’extension du réseau entraîne une hausse des prix (tendance haussière ou bullish) en Allemagne, en France et en Suisse pour chacune des années, mais une baisse des prix (tendance baissière ou bearish) en Italie pour les années 2018 et 2019. Cela s’explique notamment par le fait que le développement des capacités pour l’Allemagne, la France et la Suisse s’effectue vers des pays où les prix sont élevés, à savoir la Grande Bretagne, l’Espagne, les Pays-Bas, la Belgique et l’Italie.

  • La hausse du prix Cal16 en Allemagne et en France peut s’expliquer par l’extension du réseau vers les Pays-Bas et la Grande-Bretagne. Le prix Cal16 augmente également en Suisse, en raison du transit par l’Allemagne et la France.
  • Le prix Cal18 augmente en France en raison d’une autre extension du réseau vers la Grande-Bretagne. Il augmente en Suisse compte tenu de l’extension du réseau vers l’Italie (à l’inverse, il diminue en Italie).
  • Le prix Cal19 augmente sensiblement en Allemagne et en France en raison de l’extension du réseau vers la Belgique et l’Italie. L’extension sur réseau entraîne, comme pour Cal16, une élévation du prix Cal19 en Suisse, mais une diminution en Italie.

Incertitudes quant à l’extension du réseau

Les différences de prix pour les divers produits Cal doivent être interprétées avec prudence dans la mesure où des incertitudes existent quant à la date de réalisation des projets, qui dépend souvent de facteurs politiques et financiers. Les différences de prix étant par ailleurs obtenues selon deux scénarios extrêmes, elles ne reflètent pas les écarts entre les prix du marché. Il est également difficile de savoir combien de scénarios d’extension du réseau ont déjà été pris en compte dans les prix de l’électricité du marché.

DÉFINITIONS

  • Cal (de l’anglais, calendar year): produit de négoce pour une année calendaire sur les marchés européens de l’électricité.
  • Base: fourniture d’électricité sur une période standardisée (jour, semaine, mois, trimestre, année), considérée comme intervenant du lundi au dimanche, de 0 à 24 h. Le volume d’électricité pour un produit Cal de 365 jours est de 8760 MWh.
  • Bullish (de l’anglais bull/taureau, décrivant une situation où l’optimisme l’emporte): désigne un marché caractérisé par des prix en hausse.
  • Bearish (de l’anglais bear/ours, décrivant une situation où le pessimisme l’emporte): désigne un marché caractérisé par des prix en baisse.

Donatus Berger

Donatus Berger

Als Klimawissenschaftler liegt die Beurteilung der kurz- und langfristigen Entwicklung des Wetters und dessen Auswirkung auf den Strommarkt in seinem Fokus. Zudem ist der Analyst Origination & Trading mitverantwortlich für die qualitative und quantitative Analyse der wichtigsten Strom- und Brennstoffmärkte.