RES Support Schemes

• Forschungsstelle: BFE
• Projektnummer: SI/501303
• Projekttitel Englisch: RES Support Schemes

Schlüsselwörter (Englisch)

renewable energy, support schemes

Kurzbeschreibung (Englisch)

For the Swiss energy transition to be successful, the design of RES support schemes have to integrate a good trade-off between sending relevant price signals to incite virtuous behaviour, and limiting financial risks for project developers. This research project aims at assessing the effectiveness of support schemes (CfD, cap and floor premium, etc.) when risks (volume, price level and volatility, imbalance, etc.) are properly taken into account.

Schlussbericht (Deutsch)

Zielsetzung und Methodik des Forschungsprojektes

Dieses Forschungsprojekt untersucht verschiedene erneuerbare Energien-Technologien in Bezug auf ihre Fähigkeit, Einnahmen am Markt zu erzielen, beurteilt die Risiken für die Projektträger (Einnahmenverteilung) und schätzt die Notwendigkeit für Fördermechanismen in der Schweiz ab. Zwei Risikokategorien wurden berücksichtigt: langfristige Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Entwicklung der europäischen Stromsysteme sowie kurzfristige wetterbedingte Unsicherheiten. Beide Risikokategorien haben einen Einfluss auf die Einnahmen, welche die Betreiber von mit erneuerbaren Energien betriebenen Anlagen von den Märkten erwarten können, und auf die Verteilung dieser Einnahmen. Das Forschungsprojekt beurteilt ausserdem die Auswirkungen der Fördermechanismen für erneuerbare Energien auf die Einnahmen und die Risiken.

Das Projekt basiert auf dem «Artelys Crystal Super Grid»-Modell, welches die Funktionsweise des Stromsystems auf europäischer Ebene für ein vordefiniertes Szenario simuliert. In solch einem Szenario sind der Einsatz der verschiedenen Technologien, die Entwicklung der Nachfrage sowie die Brennstoff- und CO2-Preise definiert. Forschungsinstitute, private Akteure und öffentliche Institutionen nutzen «Artelys Crystal Super Grid» regelmässig, um Kosten-Nutzen-Analysen (insbesondere für Infrastrukturprojekte), Wirkungsanalysen neuer Regulierungen (Marktkopplung, Resource Adequacy, Kapazitätsmechanismen etc.), Vermögensbewertungen etc. durchzuführen.

Die schweizerischen und europäischen Stromsysteme werden technologiescharf mittels einer «Bottom-up-Darstellung» abgebildet und ihre Funktionsweise wird durch eine Minimierung der Betriebskosten, unter Berücksichtigung der technischen Einschränkungen der Produktionsanlagen, der Erzeugungsprofile der erneuerbaren Technologien, der kurz- und mittelfristigen Strategien für die Verwaltung der Speicherkraftwerke etc. approximiert. Die Simulationen werden für 100 Szenarien (2 langfristige Szenarien, in Kombination mit je 50 Klimaszenarien) und mit stündlicher Auflösung (8760 aufeinanderfolgende Zeitschritte für jedes der 100 Szenarien) durchgeführt.

Mehrwert der Studie

Die Beschreibung des Schweizer Stromsektors im «Artelys Crystal Super Grid»-Modell wurde für diese Studie deutlich erweitert. Insbesondere wurde die Modellierung des Schweizer Wasserkraft-Sektors anhand der neuesten öffentlichen Daten des Bundesamtes für Energie und des Bundesamtes für Statistik verfeinert. Dabei wurden zehn Jahre Produktionsstatistik mit den ursprünglichen 100 Klimaszenarien gekoppelt.

Zudem nutzt das Modell eine explizite Darstellung des europäischen Stromsystems auf Länderebene. Es erwies sich als entscheidend bei der Untersuchung der Einnahmen, welche die Schweizer Stromerzeuger erwarten können, ein europäisches Modell zu verwenden, da die Schweizer Preise hauptsächlich durch die Entwicklung in Europa bestimmt werden. Durch die Berücksichtigung zweier langfristiger Szenarien (aufbauend auf den ENTSO-E-Szenarien), die sich in Bezug auf den jährlichen Bedarf, die Nachfragedynamik, die installierten Kapazitäten, die Brennstoff- und die CO2-Preise unterscheiden, konnte aufgezeigt werden, dass die Nachbarländer bei der Analyse der Markteinnahmen für die Schweizer Erzeuger eine entscheidende Rolle spielen.

Wichtigste Schlussfolgerungen

Die in diesem Bericht vorgestellten Analysen verdeutlichen in erster Linie, dass die Fähigkeit, an den Märkten Einnahmen zu erzielen, von der jeweiligen Technologie abhängt. In allen Szenarien können bei Grosswasser- und Windkraftwerken höhere durchschnittliche Verkaufspreise erwartet werden als bei Laufwasserkraftwerken und Photovoltaikanlagen. Im Gegensatz zu Solar- und Laufwasserkraftwerken erzeugen Grosswasserkraft- und Windanlagen tendenziell mehr Strom in Zeiten starker Nachfrage und hoher Preise. Sollten also technologieneutrale Fördermechanismen eingeführt werden, ist zu erwarten, dass die Windenergie attraktiver sein wird als die Photovoltaik, weil sie am Markt höhere Einnahmen zu erzielen vermag.

Wenn man die Einnahmen, welche die einzelnen Technologien 2030 an den Märkten erzielen dürften, mit den angenommenen Fixkosten vergleicht und dabei bestimmte Modellannahmen (insbesondere betreffend Investitionskosten, Brennstoff- und CO2-Preise) berücksichtigt, zeigt sich, dass sich die Investition in bestimmte Technologien nicht rentiert. So verdeutlichen die im Rahmen dieser Studie durchgeführten Kosten-Nutzen-Analysen, dass die Photovoltaik und die Grosswasserkraft aus Sicht eines Projektträgers, der die erzeugte Energie im Jahr 2030 an den Märkten verkauft, wirtschaftlich nicht rentabel sind. Hingegen generieren die Windenergieanlagen und Laufwasserkraftwerke kostendeckende Einnahmen und sind somit gewinnbringend.

Investitionsentscheidungen beruhen nicht ausschliesslich auf den durchschnittlichen Einnahmen, die ein Projektträger erwarten kann, sondern auch auf deren Verteilung. Diese hängt insbesondere von den Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Entwicklung des Stromsektors in Europa und den schwankenden Wetterbedingungen ab. Anhand der Untersuchung unterschiedlicher Zukunftsszenarien konnte die Einnahmenverteilung analysiert und so das von einem möglichen Investor wahrgenommene Risiko sowie die Wirkung dieses Risikos auf die Investitionsentscheidung eingeschätzt werden.

Gemäss unserer Analyse wirken sich die Risiken nur geringfügig auf die Einschätzung der Rentabilität der verschiedenen Technologien aus. Sie haben folglich auch nur einen geringen Einfluss auf den Förderbedarf der unrentablen Technologien. Die Risikoevaluation hat gezeigt, dass sich die Entwicklung der Stromsysteme in den Nachbarländern deutlich stärker auf die Einnahmen auswirkt als die Klimaschwankungen. Es kann deshalb empfohlen werden, dass die zuständigen Schweizer Behörden die Entwicklung und die erwarteten Auswirkungen der europäischer Politikinitiativen und Massnahmen beobachten, um die Eckwerte der Fördermechanismen, die den Erzeugern von Strom aus erneuerbaren Energien in der Schweiz zur Verfügung stehen, auf transparente Weise anpassen zu können.

Ausserdem haben die im Rahmen dieses Forschungsprojekts durchgeführten Analysen gezeigt, dass die Schweiz als «Price Taker» bezeichnet werden kann: Aufgrund der geringen Grösse des Schweizer Stromsystems und den grossen Kapazitäten für den Austausch mit den Nachbarländern hat die Schweiz kaum Einfluss auf die Marktpreisbildung. Deshalb zeigen sich Kannibalisierungseffekte (beispielsweise dadurch, dass Investitionen in Photovoltaikanlagen dazu führen, dass die Markpreise zur Mittagszeit sinken und diese Technologie so weniger attraktiv wird) häufig nur bei als unrealistisch einzustufenden Marktanteilen von Photovoltaik. Dieselbe Schlussfolgerung gilt für die Windenergie. Dieses Ergebnis zeigt deutlich, dass eine Szenarisierung der Entwicklung des europäischen Energiesystems ein zentrales Element für eine glaubwürdige Analyse der Zukunft des Schweizer Stromsystems und seiner Märkte bilden muss.

Diese quantitative Studie basiert auf einer Reihe von Annahmen. Wie bei jeder Modellierung kann eine Änderung der Annahmen die Ergebnisse und die Schlussfolgerungen beeinflussen. Zu den Annahmen, die beobachtet und regelmässig nachgeführt werden sollten, gehören die Investitionskosten. In dieser Untersuchung sind die MW-Kosten aller Projekte einer Technologie gleich, da Kostenkurven für die Schweiz fehlen. In der Praxis weisen verschiedene Projekte allerdings unterschiedliche Kosten auf (beispielsweise wegen des geografischen Standorts, der Anschlusskosten, der Auswahl der Komponenten etc.). Eine Forschungsrichtung, der nachgegangen werden sollte, sind solche Kostenkurven, welche beschreiben, wie sich die Projektkosten in Abhängigkeit der Potentialausschöpfung

entwickeln. Der Zugang zu solchen Daten könnte eine gleichzeitige Optimierung des Portfolios erneuerbarer Technologien, dazugehöriger Flexibilitätslösungen und ihres Standorts im Netz ermöglichen.

Die in diesem Bericht ermittelten Werte für die Fördermechanismen basieren auf Kostenprojektionen für das Jahr 2030 und auf Einnahmenschätzungen, die durch Simulationen verschiedener Szenarien für 2030 vorgenommen wurden. Sie entsprechen somit weder den Werten, welche die Fördermechanismen heute, noch denjenigen, die sie während der Lebensdauer des Investitionsvorhabens aufweisen sollten. Die Werte für die Fördermechanismen können nur als Werte interpretiert werden, die sicherstellen, dass die Investitionsprojekte 2030 rentabel sind, ohne vergangene oder künftige Einnahmen zu berücksichtigen. Hingegen tragen sie den Risiken im Zusammenhang mit den Klimaveränderungen und der unsicheren Entwicklung des europäischen Energiesektors Rechnung.

Verschiedene Annahmen, die sich auf die Ergebnisse auswirken können, werden im Folgenden aufgeführt. Allerdings werden die in diesem Bericht vorgestellten Schlussfolgerungen dadurch kaum beeinflusst:

- Es wurde von einer Kopplung der Märkte in Europa ausgegangen. Obwohl der Schweizer Intraday-Markt mit den benachbarten Märkten gekoppelt ist, könnte sich diese Situation künftig verändern.

- Nur die mit dem Energieverkauf an den Märkten verbundenen Einnahmen wurden berücksichtigt. Würden Einnahmen im Zusammenhang mit den Reservemärkten berücksichtigt, könnte dies die Rentabilität bestimmter Technologien, insbesondere der Wasserkraft, beeinflussen.

- Den Anschlusskosten wird in dieser Studie nicht Rechnung getragen.

- Die Auswirkungen der finanziellen Verantwortlichkeit der Produzenten für Differenzen zwischen prognostizierter und realer Erzeugung wird in dieser Studie nicht berücksichtigt. Um diesen Einfluss vollständig zu erfassen, wäre eine detailliertere Darstellung der Produktionseinheiten nötig, da derartige Differenzen unterschiedlicher Erzeugungseinheiten mittels eines entsprechenden Portfoliomanagements kompensiert werden könnten. Zudem hängt dieser Einfluss von den Einzelheiten des Mechanismus für den Ausgleich der Erzeugungsdifferenzen ab.

- In dieser Untersuchung blieben die Opportunitäten im Zusammenhang mit der regionalen Kooperation bei den Fördermechanismen für erneuerbare Energien unberücksichtigt. In solchen Modellen würden zunächst die besten regionale Potenziale genutzt, was zu einem Kostenrückgang führen würde.

Potentielle weiterführende Forschungsrichtungen

Im Rahmen dieses Projekts wurden folgende Forschungsrichtungen identifiziert:

- Eine explizite Darstellung aller Marktsegmente und ihrer dazugehörigen Handelsoptionen (einschliesslich der Art und Weise, wie Akteure ihre Positionen anpassen, wenn sie neue Informationen mit verminderten Prognosefehlern erhalten) könnte genutzt werden, um insbesondere unterschiedliche Biet-Strategien genauer zu untersuchen.

- Die Folgen des jüngsten Rückgangs der Kosten für erneuerbare Energien könnten untersucht werden, insbesondere um zu verstehen, ob es technisch und wirtschaftlich möglich ist, über die in dieser Studie in Betracht gezogenen Ziele hinauszugehen. Eine gemeinsame Optimierung der erneuerbaren Energien und der Flexibilitätslösungen (Netz, aktives Nachfragemanagement, Speicherung, Spitzenlasteinheiten) wäre für die Entscheidungsgremien von grossem Nutzen.

- Ebenfalls von grossem Wert wäre ein Multi-Energie-Ansatz für die Optimierung des Energiesystems der Schweiz. Mit einem solchen Ansatz wäre es möglich, die Synergien zwischen Strom-, Gas- und Wärmenetzen zu erkennen und zu nutzen.

- Eine Analyse der dynamischen Effizienz der Fördermechanismen für erneuerbare Energien (d. h. Auswirkung der Unterstützung auf den allmählichen Kostenrückgang dieser Technologie) wäre von Interesse, um den unterschiedlichen Lernkurven der verschiedenen Technologien (wegen der Entwicklung von lokalem industriellem Fachwissen für bestimmte Technologien) Rechnung zu tragen.

Schlussbericht (Englisch)

Objectives and methodology of the research project

The objectives of this research project are to assess the ability of different renewable technologies to capture market revenues, to evaluate the associated risks for project promoters (dispersion of revenues), and to estimate the need for support schemes in Switzerland. Two categories of risks have been considered: long-term risks related to the uncertain evolution of the European power systems and risks related to weather conditions. Both categories of risks influence the market revenues that can be expected by renewable power producers and the dispersion of these revenues. Finally, we evaluate the impact of renewable support schemes on revenues and risks.

The project relies on the Artelys Crystal Super Grid model, which allows for a simulation of the operations of the power system across Europe for a given set of assumptions on capacity mix, demand levels and fuel and CO2 prices. Artelys Crystal Super Grid is regularly used by academics, consultants, market players and public authorities to perform cost-benefit analyses (in particular for infrastructure projects), market design impact assessments (e.g. market coupling, resource adequacy assessment methodology, capacity mechanisms, etc.), asset valuation, etc.

The operations of the Swiss and European power systems are obtained by minimising the operational costs using a bottom-up representation of the system and taking into account technical constraints of generation assets, renewable generation profiles, seasonal and short-term hydro storages, etc. The simulations are performed for 100 scenarios (2 long-term scenarios, each being coupled with 50 weather scenarios) with an hourly time resolution (8760 consecutive time-steps for each of the 100 scenarios).

Added value

For this study, the description of the Swiss power sector in Artelys Crystal Super Grid has been considerably enriched. In particular, the latest publicly available datasets from the Swiss Federal Office of Energy and Swiss Federal Office of Statistics have been used to refine the description of the Swiss hydropower sector. In particular, 10 years of production statistics have been coupled with our original weather scenarios.

Furthermore, the model uses an explicit representation of the European power system, at the country level. This proves to be of great value when assessing the revenues of the different market players, as the wholesale electricity prices in Switzerland are mostly driven by the European context. Considering 2 long-term scenarios for Europe (based on ENTSO-E scenarios), which differ in terms of annual demand, demand dynamics, installed capacities, fuel and CO2 prices has allowed us to highlight the crucial role of neighbouring countries when analysing the market revenues of Swiss power producers.

Main conclusions

The analysis presented in this report shows that the ability to capture revenues on the market depend on the technology. In all scenarios, we find that the average selling prices of large hydro and wind power is higher than those of hydro run-of-the-river and solar PV, since these technologies tend to produce during high-demand episodes.

When comparing the 2030 wholesale market revenues to the assumed fixed costs of the different considered technologies, and under our assumptions (in particular regarding capital expenditure and the fuel and CO2 price), we find that some technologies are not profitable. Indeed, the cost-benefit analysis carried out during this project has revealed that solar PV and large hydro are not profitable under our central cost assumption from the point of view of a project promoter selling the generated energy on the electricity market in 2030. On the other hand, we find that wind power and run-of-the-river units are able to capture sufficient revenues to recover their costs. As a consequence, we can anticipate that if technologies were to be supported through a technology-neutral fixed market premium, wind power would be more attractive than solar PV installations.

As an investment decision is not only based on the expected level of revenues, we have analysed the distribution of these revenues when one considers contrasted but possible scenarios of the evolution of the European power sector and a range of weather scenarios. The dispersion of the distribution of revenues has allowed us to evaluate the risks attached to investment projects, and the impact of this risk on the investment decision.

According to our analysis, the risks have a low impact on the perceived profitability of the considered technologies and therefore do not impact much the required support for unprofitable technologies. The evaluation of the risks has demonstrated that the evolution of the European power sector has a much greater influence on revenues over the lifetime of an investment than the weather variability. This fact advocates for a regular monitoring of the development and expected impacts of European policies and measures, so as to be able to transparently review the parameters of the Swiss support schemes.

Furthermore, the analysis conducted during this project has shown that Switzerland can be characterised as a price-taker: the size of its power system and the strong level of interconnection with neighbouring countries are such that Switzerland only has a very limited influence on market clearing prices. As a consequence, the cannibalisation effect (the fact that further investments in solar PV tend to decrease market prices around midday and, as a consequence, to decrease the attractiveness of solar PV) is found to only appear for unrealistic shares of solar PV. The same conclusion has been reached for wind power. More critically, this means that a credible scenarisation of the evolution of the European power system markets should be one of the central elements of any analysis of the future of the Swiss power sector.

This study is based on a number of assumptions. As is the case of all modelling exercises, changing some of these can have a material impact on the results and the conclusions. The most important category of assumptions that should be closely monitored and regularly updated when dimensioning support levels is the capital expenditure (investment costs). In this study, we have assumed, in the absence of cost curves for Switzerland, a single investment cost per technology. In reality, different projects have different costs (e.g. due to location, grid connection costs, choice of components, etc.). Adopting cost curves that describe how more expensive projects become as one gradually exploits the best options would be a direction for future research, and could lead to interesting results in terms of optimal portfolio of technologies and, potentially, optimal localisation of these technologies on the Swiss power grid.

One should also note that since the computed support values are based on projected 2030 investment costs and on market revenues derived from simulations of several 2030 scenarios, they neither reflect the current value of the support schemes nor the value they should have all along the lifetime of the project. The computed support values can thus only be interpreted as the level of supports that allows the considered assets to be profitable in 2030. The support values are not influenced by the past or future revenues, but take into account the risks related to the variability of weather conditions and to the uncertainty related to the evolution of the European energy sector.

Other assumptions that can have an impact on the results are listed below. However, the conclusions presented herein should not be significantly impacted by these assumptions:

- We have assumed that markets are coupled over the whole of Europe. Although Switzerland and its neighbours are currently coupled in the intraday markets, this situation could change in the future.

- We have only considered the revenues generated by selling electricity on the energy markets. Considering the revenues from the provision of ancillary services could impact the profitability of the considered technologies, in particular of hydropower.

- Grid connection costs are outside the scope of this study.

- The impact of balancing responsibility are not presented in this study. In order to fully capture this impact a more detailed representation of the units would be necessary, as imbalances could be compensated for through an optimal portfolio management. Furthermore, the impact of balancing responsibility for RES producers depends on the details of the design of the financial settlement of imbalances (for which the RES producers can either be charged by or paid by the TSO, depending on the direction of their imbalance compared to the imbalance price area imbalance).

- We have not considered regional cooperation mechanisms for RES support. Such mechanisms would lead to a different distribution of RES generation in the cooperating countries as the best potentials would be exploited first.

Directions for future research

The following directions for future research have been identified during this project:

- An explicit representation of all market timeframes (including how positions are refined as market participants obtain more information due to the reduction of forecast errors) could be exploited, in particular to investigate the impact of bidding strategies.

- The recent decline of RES costs advocate for an analysis of the technical and economic feasibility of a power system with more RES that the one considered in this study. A joint optimisation of RES installed capacities and flexibility solutions (network, demand-response, storage, mid-merit and peak thermal generation) would have a high value for policy makers.

- A multi-energy approach to the optimisation of the Swiss energy system would be valuable, as it could detect and exploit synergies between the electricity, gas and heat systems.

- An analysis of the dynamic efficiency of the RES support schemes (i.e. the impact of the support on the gradual price decline of the technologies) would be interesting, as different technologies are likely to behave differently (since the dynamic efficiency is in particular linked to the development of a local industrial expertise).

Zugehörige Dokumente

• Renewable Energy Sources Support Schemes in Switzerland - Final report [PDF] 4'608 kB

Schlussbericht (Französisch)

Objectifs et méthodologie du projet de recherche

Les objectifs de ce projet de recherche sont d’établir la capacité de différentes technologies exploitant des sources d’énergie renouvelable à capter des revenus de marché, d’évaluer les risques associés pour les promoteurs de projets (dispersion des revenus), et d’estimer le besoin de mécanismes de soutien en Suisse. Deux catégories de risques ont été prises en compte : des incertitudes de long-terme liées à l’évolution des systèmes électriques européens et des incertitudes de court-terme liées aux conditions météorologiques. Ces deux catégories de risques influencent les revenus que les opérateurs de centrales renouvelables peuvent attendre des marchés ainsi que la dispersion de ces revenus. Les impacts des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables sur les revenus et risques sont également évalués.

Le projet repose sur le modèle Artelys Crystal Super Grid, qui permet de simuler le fonctionnement du système électrique à l’échelle européenne en se basant sur un scénario de déploiement des technologies et d’évolution de la demande, des prix de combustibles et de CO2. Artelys Crystal Super Grid est régulièrement utilisé par des instituts de recherche, des acteurs privés ainsi que des institutions publiques pour réaliser des analyses cout-bénéfice (en particulier pour les projets d’infrastructure), des analyses d’impact de nouvelles régulations (couplage des marchés, resource adequacy, mécanismes de capacité, etc.), des évaluations de valeur d’actifs, etc.

Le fonctionnement des systèmes suisse et européens sont obtenus en minimisant les coûts opérationnels dans une représentation « bottom-up » tout en prenant en compte les contraintes techniques s’appliquant aux centrales de production, les profils de production des technologies renouvelables, les stratégies de court et moyen terme de gestion des stocks hydrauliques, etc. Les simulations sont réalisées sur 100 scénarios (2 scénarios de long-termes, chacun couplé avec 50 scénarios climatiques) en utilisant une résolution horaire (8760 pas de temps consécutifs pour chacun des 100 scénarios).

Valeur ajoutée

La description du secteur électrique suisse d’Artelys Crystal Super Grid a considérablement été enrichie. En particulier, les dernières données publiques disponibles de l’Office Fédéral de l’Energie et de l’Office Fédéral des Statistique ont été utilisées pour affiner la modélisation du secteur hydraulique suisse. Durant cette calibration, 10 ans de statistiques de production ont été couplées avec les 100 scénarios climatiques originaux.

De plus, le modèle fait usage d’une représentation explicite du système électrique européen, à la maille pays. Adopter un modèle européen lors de l’étude des revenus que peuvent attendre les producteurs suisses s’est relevé crucial étant donné que les prix suisses sont principalement dictés par la dynamique européenne. La considération de deux scénarios de long-terme (basés sur des scénarios de l’ENTSO-E), qui diffèrent en termes de demande annuelle, dynamique de la demande, capacités installées, prix des combustibles et du CO2, a permis de mettre en lumière le rôle crucial que jouent les pays voisins lors de l’analyse des revenus de marché pour les producteurs suisses.

Principales conclusions

Les analyses présentées dans ce rapport montrent en premier lieu que la capacité à capter des revenus sur les marchés dépend de la technologie. Dans tous les scénarios, les prix de vente moyens que peuvent espérer les grandes unités hydrauliques ainsi que l’éolien sont supérieurs à ceux des centrales au fil de l’eau et du solaire photovoltaïque. En effet, ces technologies tendent à produire plus lors d’épisodes de forte demande et de prix élevés, contrairement au solaire et fil de l’eau. 8

Lorsque les revenus captés sur les marchés en 2030 sont comparés aux hypothèses de coûts fixes des différentes technologies considérées, et sous les hypothèses retenues (notamment relatives aux coûts d’investissement, prix des combustibles et du CO2), il s’avère que certaines technologies ne sont pas rentables. En effet, les analyses coût-bénéfice réalisées lors de cette étude révèlent que le solaire photovoltaïque et la grande hydraulique ne sont pas économiquement rentables du point de vue d’un porteur de projet vendant la production sur les marchés en 2030. Toutefois, l’éolien ainsi que l’hydraulique au fil de l’eau génèrent des revenus leur permettant de couvrir leurs coûts et ainsi d’être rentables. En conséquence, si des mécanismes de soutien technologiquement neutres devaient être mis en place, on peut anticiper que l’éolien serait plus attrayant que le solaire photovoltaïque en raison de sa meilleure capacité à capter des revenus de marché plus élevés.

Les décisions d’investissement ne reposent pas entièrement sur la moyenne des revenus qu’un promoteur peut espérer, mais également sur la dispersion de ces revenus, notamment étant données les incertitudes liées à l’évolution du secteur électrique européen et aux variations de conditions météorologiques. A partir de l’étude de scénarios futurs contrastés, l’analyse de la dispersion des revenus a permis l’évaluation du risque perçu par un potentiel investisseur et l’impact de ce risque sur la décision d’investissement.

Selon notre analyse, les risques n’ont qu’un faible impact sur la perception de rentabilité des différentes technologies considérées et n’impactent dès lors que peu le montant du soutien nécessaire pour les technologies non-rentables. L’évaluation des risques a démontré que l’évolution des systèmes électriques dans les pays voisins influence bien plus les revenus que la variabilité des conditions climatiques. Il peut dès lors être recommandé que les autorités suisses observent le développement et les impacts attendus des politiques et mesures européennes, afin d’être en mesure d’adapter de manière transparente les paramètres des mécanismes de soutien mis à disposition des producteurs d’énergie renouvelable en Suisse.

De plus, les analyses conduites lors de ce projet de recherche ont montré que la Suisse peut être caractérisée comme « price taker » : la taille du système électrique suisse et ses importantes capacités d’échange avec les pays voisins sont telles que la Suisse n’a que peu d’influence sur la formation des prix de marché. Dès lors, les effets de cannibalisation (par exemple dus au fait qu’investir dans des centrales photovoltaïques a tendance à faire baisser les prix de marché en milieu de journée, et, conséquemment, à réduire l’attractivité de cette technologie) ont tendance à n’apparaitre que pour des pénétrations de solaire photovoltaïque que l’on peut qualifier d’irréalistes. La même conclusion est valide pour l’énergie éolienne. De façon cruciale, cette conclusion montre qu’une scénarisation de l’évolution du système énergétique européen se doit d’être l’un éléments centraux d’une analyse crédible du futur du système électrique suisse et de ses marchés.

Cette étude quantitative repose sur un certain nombre d’hypothèses. Comme lors de tout exercice de modélisation, un changement d’hypothèse peut impacter les résultats ainsi que les conclusions. La catégorie d’hypothèse nécessitant d’être observée et régulièrement mise à jour concerne les coûts d’investissement. Dans cette étude, en l’absence de « cost curves » pour la Suisse, tous les projets d’une technologie donnée ont un coût par MW identique. Toutefois, en réalité, différents projets ont différents coûts (par exemple en raison de l’emplacement géographique, des coûts de raccordement, du choix des composants, etc.). L’adoption de « cost curves » décrivant comment les coûts des projets évoluent au fur et à mesure de l’exploitation du potentiel est une direction de recherche à privilégier. En effet, l’accès à de telles données pourrait rendre possible l’optimisation conjointe du portefeuille de technologies renouvelables, des solutions de flexibilité ainsi que de leur emplacement sur le réseau.

Il doit aussi être noté que les valeurs des mécanismes de soutien calculés dans ce rapport sont basées sur des coûts projetés à l’horizon 2030 et sur des estimations des revenus via 9

des simulations de plusieurs scénarios 2030. Elles ne reflètent donc ni les valeurs que les mécanismes de soutien devraient prendre aujourd’hui ni celles qu’elles devraient prendre tout au long de la durée de vie du projet d’investissement. Les valeurs des mécanismes de soutien ne peuvent qu’être interprétées comme étant telles que les projets d’investissements soient rentables en 2030, sans prendre en compte les revenus passés ou futurs, mais en prenant en compte les risques liés aux variations climatiques et aux incertitudes liées à l’évolution du secteur énergétique européen.

Un certain nombre d’hypothèses pouvant avoir un impact sur les résultats sont présentées ci-dessous. Toutefois, les conclusions présentées dans ce rapport n’y sont que modérément sensibles:

- Hypothèse a été faite que les marchés sont couplés en Europe. Bien que la Suisse soit couplée en intraday avec les marchés voisins, cette situation pourrait évoluer dans le futur.

- Seuls les revenus liés à la vente d’énergie sur les marchés ont été pris en compte. Considérer les revenus liés aux marchés de la réserve pourrait impacter la rentabilité de certaines technologies, notamment hydrauliques.

- Les coûts de raccordement ne sont pas pris en compte dans cette étude.

- L’impact de la responsabilité financière pour les écarts entre production et consommation générés par les producteurs d’énergies renouvelables au sein d’un groupe bilan n’est pas présenté dans cette étude. Afin de pleinement capter cet impact, une représentation plus détaillée des unités de production serait nécessaire pour prendre en compte les compensations entre unités au sein d’un portefeuille. De plus, cet impact dépend des détails du mécanisme de règlement des écarts.

- Les opportunités liées à la coopération régionale au niveau des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables n’ont pas été considérés dans cette étude. Dans de tels schémas, les meilleurs potentiels au niveau régional seraient exploités en premier, ce qui résulterait en une baisse des coûts.

Directions de recherche

Les directions de recherche suivantes ont été identifiées lors de ce projet :

- Une représentation explicite de tous les guichets de marché (incluant la manière dont les acteurs affinent leurs positions lors de l’acquisition de nouvelles informations) pourrait être exploitée, en particulier en lien avec les stratégies de bidding.

- Les conséquences de la réduction récente des coûts des énergies renouvelables pourraient être explorées, en particulier afin de comprendre s’il est techniquement et économiquement faisable d’aller au-delà des objectifs considérés dans cette étude. Une optimisation conjointe des énergies renouvelables, des solutions de flexibilité (réseau, gestion active de la demande, stockage, unités de pointe) aurait une valeur ajoutée importante pour les organes de décision.

- Une approche multi-énergie de l’optimisation du système énergétique Suisse serait également de grande valeur. En effet, une telle approche pourrait détecter et exploiter les synergies entre les réseaux d’électricité, gaz et chaleur.

- Une analyse de l’efficacité dynamique des mécanismes de soutien des énergies renouvelables (i.e. l’impact du support sur le déclin graduel des coûts de cette technologie) serait des plus intéressantes, étant donné que différentes technologies sont susceptibles d’avoir des courbes d’apprentissage différentes (notamment en raison du développement d’une expertise industrielle locale pour certaines technologies).