Aspects généraux

III.1.1.1 Parc de production

296. Entre les différents pays concernés par l'analyse, il existe une grande différence de composition du parc de production d'électricité. Le tableau suivant donne un aperçu¹¹⁴ du pourcentage d'électricité produite par technologie en Belgique et dans les pays voisins.

Tableau 15 : Aperçu du % de production, par technologie (Eurelectric, 31/12/2010)

Belgium Netherlands France Germany United Kingdom

* Voor Duitsland is de situatie sinds maart 2011 betekenisvol veranderd na het sluiten van een aantal nucleaire eenheden

114 Source : Eurelectric: Statistics and Prospects for the European Sector, 37^th édition EurProg 2009, octobre 2009. 188 p.

297. Le tableau montre que ce sont principalement les technologies du nucléaire et du gaz sur lesquelles s'appuient la Belgique et les pays voisins pour générer de l'électricité.

Belgique (51,31 %) et France (75,86 %) tirent plus de 50 % de leur électricité à partir de la fission de combustibles nucléaires. Les Pays-Bas (61,75 %) et la Grande-Bretagne (45,94 %), tous deux producteurs de gaz naturel, utilisent surtout des centrales à gaz pour la production d'électricité. Enfin, l'Allemagne dispose d'un parc de production très différent, tant le nucléaire que le charbon, la lignite, le gaz et les énergies renouvelables (principalement éolienne offshore) assurent chacun 10 à 25 % de la production.

298. En résumé, il est clair qu'il existe une grande différence dans la composition des parcs de production dans les différents pays. Chacune de ces technologies possède une structure des coûts, un rendement et une rentabilité propres. Nous reviendrons sur ce point dans la V.1.1 Producteurs. On peut déjà mentionner ici qu'en Belgique, les plus grosses marges sont réalisées avec des centrales nucléaires amorties, et que les marges sont généralement plus réduites avec des unités à gaz.

299. Le paragraphe aborde les prix de gros. On pourrait s'attendre à ce que, vu les grosses différences dans la composition des parcs de production, les prix des marchés de gros varient aussi (très) fortement entre ces pays. Ce n'est toutefois pas le cas.

III.1.1.2 Convergence prix de l'électricité

Prix au comptant : Central Western European Market Coupling DAM

300. Depuis ses débuts le 22 novembre 2006 et jusqu'au 9 novembre 2010, Belpex DAM était implicitement couplé aux deux marchés day ahead aux Pays-Bas (APX DAM) et en France (auparavant Powernext DAM, à présent EPEX FR DAM). Ledit couplage de marchés trilatéral implique que la capacité d'interconnexion et l'énergie électrique soit vendues ensemble, permettant une utilisation optimale de la capacité commerciale disponible. Depuis le 10 novembre 2010¹¹⁵ le Belpex DAM est toujours implicitement lié à ces deux marchés voisins, mais la bourse allemande (EPEX GE DAM) a été intégrée implicitement dans le couplage de marchés.

115 Pour plus d'informations, voir http://www.apxendex.com/index.php?id=186

301. La figure ci-dessous fournit les prix sur le DAM pour la Belgique, la France, les Pays-Bas et l'Allemagne depuis le couplage des bourses. Nous constatons que les prix sur le DAM sont relativement proches les uns des autres (à une exception près pour la France à l'automne 2009). La figure comprend une ligne noire verticale qui illustre la décision (15 mars 2011) du gouvernement allemand pour mettre hors service ses sept centrales nucléaires les plus vieilles. Il s'est alors produit un découplage temporaire entre les prix au comptant entre les Pays-Bas et l'Allemagne d'une part, et la Belgique et la France d'autre part. Pour la fin de 2011, l'impact de cette décision n'est plus visible, les prix des quatre se trouvant de nouveau tous au même niveau.

Figure 26: Prix DAM 2009-2011

302. En chiffres, cela donne le tableau suivant.

Tableau 16 : Prix DAM (EUR/MWh)

EUR/MWh 2009 2010 2011 2009-2011 2009-2010 2010-2011 2009-2011

BE 39,4 46,3 49,4 45 17% 7% 25%

NL 39,2 45,3 52,1 45,5 16% 15% 33%

FR 43 47,5 48,9 46,5 10% 3% 14%

GE 38,9 44,5 51,1 44,8 14% 15% 32%

NL -0,50% -2,00% 5,40% 1,10%

FR 9,10% 2,60% -1,00% 3,20%

GE -1,30% -3,90% 3,50% -0,40%

average prices % changes

Différence BE (positif => BE moins cher)

Wholesale Power Price DAY AHEAD - période de transaction 2009-2011

303. Pour être complets, nous signalons également que les prix DAM en 2008 étaient en moyenne de 70 EUR/MWh ce qui était nettement supérieur aux prix des années suivantes.

304. Le marché spot du Royaume-Uni n'est pas couplé à celui des quatre autres pays. À titre de précision, les prix sont indiqués ici pour la période 2009-2011 (Source : Bloomberg).

Ceux-ci sont respectivement de 41,39 EUR/MWh pour 2009, 48,02 EUR/MWh pour 2010 et 55,77 EUR/MWh pour 2011. Cela donne une moyenne de 48,39 EUR/MWh sur la période 2009-2011. C'est le prix le plus élevé des cinq pays. Principalement en 2010 et 2011, le prix spot était supérieur en Grande-Bretagne à celui des autres pays.

Futures

305. À côté de ce marché à court terme, il y a aussi celui à long terme. Ce dernier traite de produits qui seront livrés dans le futur (lesdits futures). Il existe plusieurs types de produits sur ce marché : ainsi, il y a notamment le month ahead (M+1), le quarter ahead (Q+1) et le year ahead (Y+1).

306. La présente section examine l'évolution des futures durant la période 2009-2011 pour ce qui concerne le Cal+1. Le Cal+1 (Calendar+1) concerne dans ce cas les cotations durant l'exercice précédant l'année de la livraison de la baseload d'électricité. La figure suivante donne un aperçu des cotations year ahead en Belgique, aux Pays-Bas, en France et en Allemagne. Elle montre que les cotations en 2011 sont fort proches les unes des autres.

Figure 27 : Prix forward Cal+1 2009 - 2011

307. En outre, il s'avère que les cotations forward pour la Belgique en 2011 étaient les plus basses par rapport aux pays voisins. En moyenne, les cotations Cal+1 en 2011 en Belgique étaient 1,5 % inférieures à celles des pays limitrophes. Le tableau suivant illustre cela en chiffres.

Tableau 17 : Prix forward Cal+1 (EUR/MWh)

EUR/MWh 2009 2010 2011 2009-2011 2009-2010 2010-2011 2009-2011

BE 51 50,1 55,2 52,1 -2% 10% 8%

NL 50,3 49,6 56 51,9 -1% 13% 11%

FR 51,8 52,4 56 53,4 1% 7% 8%

GE 49,2 49,9 56 51,7 1% 12% 14%

NL -1,30% -1,00% 1,50% -0,20%

FR 1,60% 4,60% 1,50% 2,50%

GE -3,40% -0,30% 1,60% -0,70%

Wholesale Power Price YEAR AHEAD - période de transaction 2009-2011

average prices % changes

Différence BE (positif => BE moins cher)