La description du SCEQE

Le système communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE) est un instrument classique de cap and trade. Il présente malgré tout une architecture différente de celle du premier grand système

américain de ce type concernant les émissions de SO2 (Ellerman et Joskow, 2008). Les

caractéristiques communes concernent (i) la limite quantitative absolue (ou le cap ou le quota), (ii) la distribution des permis, gratuite dans les premières périodes, (iii) les installations qui doivent mesurer et rapporter leurs émissions, ainsi que rendre leurs permis pour chaque tonne d’émissions émise

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Six marchés organisés de quotas (Powernext, European Energy Exchange (EEX), Nordpool, Energy Exchange Austria (EXAA), European Climate Exchange (ECX) et Climex) ont été lancés en 2005, contribuant ainsi à la transparence et à la liquidité du marché. Ils proposent des contrats standardisés prévoyant la livraison future ou au comptant de quotas dans le cadre d’offres de vente et d’achat, et fournissent également des services de compensation qui peuvent être utilisés pour les transactions de gré-à-gré (over-the-counter, OTC). En 2007, plus de 70 % des transactions ont été réalisées sur les marchés organisés, une croissance régulière par rapport aux 40 % de 2005, dont 57 % étaient des transactions OTC (Buschner, 2008).

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Ellerman et Buschner (2006) concluent que grâce au SCEQE la réduction des émissions de CO2 peut être estimée entre 50 et 100 Mt par an, soit de 2,5 à 5 % de moins que ce qui aurait prévalut en l’absence du système.

annuellement. Les principales différences avec les systèmes des Etats-Unis sont : la façon de fixer le cap, le processus d’allocation des permis, les provisions de banking et de borrowing (cf. ci-dessous), les provisions des liens avec les autres systèmes dans le monde et avec les mécanismes projets de Kyoto.

La fixation du cap

Une des différences renvoie au processus de fixation du cap qui est extrêmement décentralisé au niveau des Etats membres dans le système du SCEQE, au nom de la subsidiarité. La quantité totale de permis (European Union Allowances, EUA) a été définie par les décisions des Etats membres dans les Plans nationaux d’allocation (PNAQ) et elle n’était pas connue d’avance. La quantité des EUA proposée par les Etats membres a tout de même fait l‘objet d’une coordination centrale et a exigé un accord de la part de la Commission¹. Une autre différence importante concerne la trajectoire à long terme du quota global qui n’était pas non plus connue à l’avance puisque le processus de fixation du cap s’est répété à plusieurs périodes successives : la première phase de trois ans, 2005-2007 (SCEQE-1), souvent appelée phase d’apprentissage, suivie par la seconde phase de cinq ans, 2008-2012 (SCEQE-2), correspondant à la période d’engagement du protocole de Kyoto. La troisième phase de huit ans, 2012-2020 (SCEQE-3), est aussi annoncée dans le paquet énergétique de la Commission avec les propositions d’une réduction de 21 % en 2020 par rapport aux émissions vérifiées en 2005, et d’une réduction linéaire à taux annuel donné après 2020 (Commission Européenne, 2008). Néanmoins, la fixation de cap proposée est radicalement différente du SCEQE-1 et 2 et elle est basée sur un seul cap fixé par la Commission et non plus par les Etats membres dans les PNAQs. Dans ce domaine, la subsidiarité a laissé la place à un processus supranational.

Une autre différence est que depuis 2008 le SCEQE représente un cap à l’intérieur cap de Kyoto. Cependant, dans le protocole de Kyoto, le quota est fixé pour les émissions de gaz à effet de serre (GES) pour tous les secteurs de l’économie, alors que le SCEQE ne prend en compte que les

émissions de CO2 des installations industrielles les plus fortement consommatrices d’énergie². Au sein

de l’Europe à 25, un peu plus de 11 400 installations – à l’origine d’environs 60 % des émissions de

CO2 et de 40 % des émissions de GES – sont concernées. Les émissions dans les secteurs hors

SCEQE, principalement le transport et les bâtiments, doivent être réduites par d’autres mesures et d’autres politiques. Toutefois, le paquet énergétique de 2008 propose d’inclure dans le SCEQE-3 les

émissions de GES d’autres secteurs³.

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La Commission a fait en sorte de ne pas se montrer trop généreuse dans l’allocation globale des quotas et a réduit 15 PNAQ de 290 Mt par an dans le SCEQE-1 et 23 autres de 242 Mt par an dans le SCEQE-2 (Buschner, 2008).

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Electricité, autres installations de combustion, raffineries, sidérurgie, ciment et chaux, verre, produits céramiques, papier et carton.

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Un certain nombre d’industries nouvelles (production d’aluminium et d’ammoniac, par exemple) seront introduites dans le SCEQE-3, de même que deux gaz supplémentaires (l’hémioxyde d’azote et les hydrocarbures perfluorés) (Commission Européenne, 2008).

L’allocation

La nature décentralisée du SCEQE n’a pas seulement été limitée à la fixation du cap. Bien que guidée par les critères et les procédures coordonnées établies par la Commission, elle s’étend aussi à l’opération des registres pour le suivi des émissions et des permis, aux procédures de reporting et de vérification des émissions et surtout à l’allocation des permis. Le processus d’allocation a été marqué par des problèmes « d’harmonisation » liés aux différences dans les allocations entre les États membres pour des installations comparables (Buschner, 2008). De plus, bien que le critère prédominant d’allocation dans tous les Etats membres ait été le grandfathering¹, les périodes de référence retenues par les PNAQ européens n’ont pas été harmonisées : même si tous tiennent compte des émissions passées, le fait de se référer à des années différentes modifie le montant de l’allocation, toutes choses égales par ailleurs. Certains pays, comme la France, ont même différencié les années de référence selon les secteurs. De plus, la définition de l’installation de combustion n’a pas été exactement identique d’un PNAQ à l’autre² (Dufour et Leseur, 2006). Par conséquent, ces différences ont conduit à une demande d’harmonisation entre pays plus importante. En particulier, il est proposé pour le SCEQE-3 que les quotas à allouer à titre gratuit soient distribués conformément à des règles communes à toute l’Union européenne.

L’échange temporel : banking et borrowing

Le SCEQE-1 a été caractérisé par le fait que les installations n’ont pas eu le droit de garder en réserve les permis non utilisés pour le SCEQE-2. En revanche, la mise en réserve des permis inutilisés (banking) ou l’utilisation des quotas de l’année suivante (borrowing) ont été autorisées à l’intérieur du SCEQE-1 (mais pas d’une phase à l’autre). L’explication pour cette limitation est double : (i) le transfert du SCEQE-1 au SCEQE-2 des permis économisés aurait pu affaiblir la capacité des Etats membres à atteindre leurs objectifs de Kyoto et (ii) il pourrait également être difficile de prévoir en 2006 la quantité des permis économisés en décidant sur les PNAQ pour le SCEQE-2 (Ehrhart et al., 2005). Pour le SCEQE-2 et le SCEQE-3, le banking est permis entre les phases, mais non le borrowing, (cf. section 4.2.1 également).

1

Selon ce critère, l’Etat distribue gratuitement les permis aux entreprises concernées par la réglementation sur la base des émissions ou du niveau de production passé et durant une période de référence. Le concept de pure grandfathering parfois utilisé renvoie aux permis alloués au début du programme sur la base d’une seule référence d’émissions historique comme cela a été le cas pour la plupart des programmes cap & trade aux Etats-Unis. Par opposition à cette attribution dite one-off, la démarche adoptée dans le SCEQE est séquentielle (2005-2007, 2008-2012), ce qui implique la mise à jour des références pour les émissions historiques (cf. section 2.3 également).

2

Deux définitions ont été retenues : (i) une définition qui inclut toutes les installations de combustion d’une puissance supérieure à 20 MW qui produisent de l’énergie, que le matériel de combustion soit séparé ou intégré au processus de production ; (ii) une définition qui n’intègre que les installations d’une puissance supérieure à 20 MW dont l’activité est centrée sur la production d’électricité ou de chaleur et dont le matériel de combustion n’est pas intégré au processus de production.

La directive de linking

Une autre spécificité du SCEQE par rapport aux systèmes américains est la Directive dite de linking qui prévoit de lier les mécanismes de projet de Kyoto, y compris la mise en œuvre conjointe (MOC) et le mécanisme de développement propre (MDP) (Directive 2004/101/EC) (cf. section 3 également). Toutefois, le risque existe qu'une utilisation trop fréquente des crédits en provenance de ces projets diminue l'efficacité du SCEQE en augmentant trop l'offre de crédits et, par conséquent, en réduisant la demande de quotas. De plus, le linking peut décourager les réductions d'émissions à l'échelle nationale. Par conséquent, l’utilisation des crédits devait être limitée pour ne pas dépasser le critère de supplémentarité du protocole de Kyoto qui définit qu’au moins 50 % des réductions devraient être effectués à l’intérieur des Etats membres afin d’être en conformité avec les objectifs de Kyoto (Betz et Sato, 2006). Dés lors, les PNAQs du SCEQE-1 et SCEQE-2 spécifient la limite des crédits comme un pourcentage d’allocation aux installations¹ (à titre indicatif, ce pourcentage dans le SCEQE-2 est de 20 % en Allemagne et en Espagne, et de 0 % en Danemark et en Suède) (Caisse des Dépôts, 2008).

La Directive de linking prévoit également un échange non limité des permis avec les autres systèmes compatibles de cap and trade dans le monde². A la fin 2007, la Commission avait déjà annoncé qu'elle conclurait un accord avec les États membres de l'Espace économique européen (EEE) en vue de relier le SCEQE de l'Union européenne avec ceux de la Norvège, de l'Islande et du Liechtenstein, donnant ainsi naissance au premier accord international de ce type en matière d'échange de permis d'émission (Commission Européenne, 2008a). Ce nouveau système couplé couvre actuellement trente pays à travers le continent européen.

2.1.1 Les impacts du SCEQE sur les marchés électriques et les investissements

Les impacts du SCEQE sur les marchés électriques peuvent être divisés en trois catégories : (i) les impacts sur les coûts de production à court terme, (ii) les impacts sur le prix de gros de l’électricité, (iii) les impacts sur les investissements.

Les impacts sur les coûts de production à court terme

Dans un marché électrique concurrentiel, le prix du marché spot est égal en théorie au coût marginal de production à court terme (CMCT), c’est-à-dire le dernier producteur à offrir une quantité sur le marché (celui qui présente le CMCT le plus élevé parmi les producteurs qui servent la demande). L’introduction du prix du CO2 augmente le CMCT de tous les producteurs qui émettent du carbone. Quelle que soit la méthode d’allocation des permis d’émission (gratuite ou payante), la théorie économique explique qu’un producteur qui maximise son profit doit ajouter le prix du permis aux coûts variables en prenant ses décisions d’échange ou de production à court terme (cf. Encadré 5). La

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Les crédits en provenance des activités nucléaires et des puits de carbone ne peuvent pas être utilisés. 2

Les systèmes doivent être obligatoires, doivent imposer des limites d'émission absolues, doivent être dotés de systèmes de registres fiables et doivent prévoir des dispositions strictes en matière de surveillance et de mise en conformité.

production est donc constamment suivie par la possibilité de vendre les permis non utilisés sur le marché au prix du marché.

Encadré 5 : Le coût d’opportunité

Dans le calcul du profit sont pris en compte les coûts d’opportunité, qui ne sont pas à proprement parler des dépenses réellement faites, mais qui correspondent à « la valeur de la meilleure autre utilisation possible d’une ressource » (Stiglitz, 2000). L’utilisation des permis, même si reçus gratuitement, entraîne donc un coût qui correspond au renoncement du profit retiré de la vente possible des permis.

Ce raisonnement sur le coût d’opportunité est déjà appliqué au niveau de la définition de la pollution optimale : l’entreprise arbitre entre, d’une part, garder un permis (ce qui constitue un coût d’opportunité) et polluer et, d’autre part, réduire les émissions en interne afin de pouvoir vendre les permis.

Mais ce raisonnement sur le coût d’opportunité doit aussi être appliqué à la définition de la production optimale : lorsque l’entreprise maximise son profit, elle doit considérer le produit de ses ventes, son coût de production, son coût de réduction et le coût lié à l’achat des permis. Le coût d’opportunité est à prendre en compte car augmenter la production revient à accroître le nombre de permis nécessaires ; utiliser ces permis, même si obtenus gratuitement, prive l’entreprise d’une source de revenu.

Le coût du CO₂ influence donc le coût marginal de production à court terme (CMCT) des

installations émettrices, ce qui peut aussi affecter l’ordre de mérite de production illustré dans le Graphique 12, qui montre la production à partir du nucléaire, du charbon et du gaz naturel. Puisque l’intensité d’émissions en CO2 du charbon est supérieure à celle du gaz, l’augmentation du coût par

MWh du charbon est plus importante. L’inclusion du coût du CO2 augmente également le prix de

l’électricité de p0 au p1 dans le Graphique 12a. Cette augmentation est équivalente au coût du CO2 par

MWh de la production d’électricité au gaz. Cependant, avec un coût du CO2 plus élevé, le CMCT à partir du charbon peut dépasser celui du gaz et l’ordre de mérite de production peut alors changer (cf. le Graphique 12b.) Dans ce cas, il est moins cher d’utiliser le gaz et le charbon devient le combustible marginal avec une augmentation du prix de l’électricité plus importante par rapport à une situation de

prix bas du CO2

1

. Le SCEQE influence donc les décisions de production d’électricité.

1

Reinaud (2003) examine les niveaux de prix du CO2 (switching price) susceptibles d’amener le CMCT d’une unité charbon à dépasser celui d’une unité gaz. L’auteur trouve que le prix du carbone de 20 €/tCO2 pourrait affecter le changement dans le cadre généralisé de l’UE. Il faut remarquer cependant que ce résultat est extrêmement sensible aux hypothèses sur les prix des combustibles et les taux d’efficiences des unités.

Graphique 12: Les effets du coût du CO2 sur l’ordre de mérite de la production (coût bas et élevé du CO2) a. b. Quantités (MWh) courbe de demande P ri x , co û t (€ /M W h ) e.g. nucléaire e.g. charbon 1 e.g. charbon 2 e.g. gaz 1 e.g. gaz 2 courbe d’offre p0 p1

le CMCT sans coût CO2 le CMCT avec le coût CO2

Quantités (MWh) courbe de demande P ri x , co û t (€ /M W h ) e.g. nucléaire e.g. charbon 1 e.g. charbon 2 e.g. gaz 1 e.g. gaz 2 courbe d’offre p0 p1

le CMCT sans coût CO2 le CMCT avec le coût CO2

Quantités (MWh) courbe de demande e.g. nucléaire e.g. charbon 1 e.g. charbon 2 e.g. gaz 1 & 2 courbe d’offre p0 p2 Quantités (MWh) courbe de demande e.g. nucléaire e.g. charbon 1 e.g. charbon 2 e.g. gaz 1 & 2 courbe d’offre p0

p2

Source : d’après NERA, 2005

Les impacts sur le prix de gros de l’électricité

La prise en compte du coût du CO2 augmente le prix de l’électricité, mais cela n’implique pas que la

hausse des prix de l’électricité sera proportionnelle à celle des permis. Sijm et al., (2005) différencient

le taux auquel le coût du CO2 est ajouté au coût marginal de production à court terme (CMCT) (add-on

rate) et le taux auquel le coût du CO2 est éventuellement reporté sur le prix de l’électricité (work-on rate). Dans les conditions d’une concurrence parfaite et d’une demande inélastique, les deux taux sont de 100 %. En réalité, l’augmentation du prix de l’électricité par les coûts d’opportunité (work-on rate) dépend de plusieurs éléments dont les plus importants sont le niveau disponible de la capacité de production, le mix des combustibles sur les marchés électriques, l’élasticité de la demande, le degré de concurrence entre les opérateurs et la méthode d’allocation des permis (cf. Encadré 6).

Encadré 6 : Les facteurs influençant la répercussion du prix carbone sur l’électricité)

(1) Si la capacité sur le marché est limitée, la concurrence limitée s’exercera sur l’opérateur marginal qui fixe le prix. Dans ce cas, les centrales intensives en CO2 seront incitées à ajouter le coût d’opportunité complet aux prix de l’électricité.

(2) si la capacité est en surplus, plusieurs scénarios peuvent être envisagés en fonction de ces facteurs : - Le niveau de la concurrence. D’un côté, la répercussion du coût des permis est plus grande quand

l’industrie est compétitive puisque la concurrence rapproche les prix aux coûts. D’un autre côté, dans les marchés moins compétitifs où les producteurs sont supposés maximiser leurs profits et où les prix peuvent être supérieurs aux coûts marginaux à cause du pouvoir de marché, moins de 100 % des coûts du CO2 peuvent être répercutés sur les prix (Sijm et al., 2005).

- La mise à jour des allocations. Si les allocations pour les périodes suivantes sont basées sur les émissions de la période actuelle, les opérateurs sont incités à ne pas réduire leurs émissions afin de recevoir une allocation plus élevée dans la période suivante (Neuhoff et al., 2005). Puisque la répercussion des coûts d’opportunité complets pourrait dans une certaine mesure réduire la demande et, donc, les émissions, les opérateurs pourraient être encouragés à répercuter le niveau plus faible des coûts du carbone et, par conséquent, de moins élever les prix de l’électricité. Dans ce cas, le coût d’opportunité des permis devrait être réduit par le coût d’opportunité de ne pas émettre.

(3) si la demande est élastique, le taux work-on sera inférieur à 100 %. De plus, l’élasticité-prix sera plus élevée si les consommateurs ont l’opportunité et la volonté de changer leur fournisseur.

(4) la régulation du marché peut affecter la répercussion des coûts du carbone.

(5) si les nouveaux entrants doivent acheter les permis, ils répercuteront sans avoir le choix les coûts d’opportunité des permis sur le prix de l’électricité (100 % des taux work-on et add-on). En revanche, si les nouveaux entrants obtiennent des allocations gratuitement, le coût net d’entrée est plus bas par rapport à la situation où ils doivent acquérir les permis pour couvrir leurs émissions. Le prix de l’électricité ne devrait donc pas refléter pleinement le coût d’opportunité des permis (cf. section 2.2.3).

La répercussion du prix du carbone sur le prix de l’électricité durant les premières années de fonctionnement du SCEQE est examinée dans la section 2.2.3.

Les impacts sur les investissements

L’effet de l’introduction du prix du CO₂ sur le coût marginal de production à long terme (CMLT) ¹ est

similaire à celui sur le coût marginal de production à court terme (CMCT). Puisque le coût de permis est un des éléments dans le CMLT des nouvelles capacités, le prix du carbone peut affecter les décisions d’investissements en favorisant les technologies peu carbonisées versus celles qui polluent plus. La comparaison de CMCT avec le CMLT relève le niveau auquel il est plus rentable de faire fonctionner la centrale au charbon existante plutôt que de construire une nouvelle turbine à gaz à cycle combiné (TGCC). Le Graphique 13 montre quelle technologie est plus compétitive par rapport aux variations du prix du carbone, en utilisant un prix du charbon de 1.5 €/GJ et un prix du gaz de 3.5 €/GJ. Sans coût de permis, le coût opérationnel de la centrale au charbon est inférieur au coût

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CMLT inclue tous les éléments de coût marginal de production à court terme (CMCT) ainsi que le coût du capital, le coût fixe opérationnel et de maintenance et les autres coûts tels que les frais et les taxes de connexion au réseau.

total de la nouvelle TGCC. Néanmoins, si le prix du carbone est introduit dans le processus de décision, il constituera un élément décisif, suivant son niveau, afin de savoir s’il faut continuer l’activité de la centrale ou en construire une nouvelle.

Graphique 13 : La comparaison de la compétitivité d’une TGCC et d’une centrale au charbon

C o û t (€ /M W h )

Prix du CO2 (€/tCO2)

CML^{T ch} arbo^{n, ef} ficac^{ité 4} 0% CMC^{T ch} arbo^{n, ef} ficac^{ité 37} % CMLT TG^{CC, efficacité 55%} CMCT TG^{CC, efficacité 49%} Charbon Arbitrage dans la production TGCC / Charbon

Entrée de nouvelle TGCC est moins cher

C o û t (€ /M W h )

Prix du CO2 (€/tCO2)

CML^{T ch} arbo^{n, ef} ficac^{ité 4} 0% CMC^{T ch} arbo^{n, ef} ficac^{ité 37} % CMLT TG^{CC, efficacité 55%} CMCT TG^{CC, efficacité 49%} Charbon Arbitrage dans la production TGCC / Charbon

Entrée de nouvelle TGCC est moins cher

Source : adapté à partir de Reinaud, 2005

La comparaison exposée dans le Graphique 13 reste néanmoins très sensible aux hypothèses de départ en ce qui concerne les prix des combustibles et les taux d’efficiences supposés. Elle indique néanmoins que l’introduction du prix du CO2 influence les types de capacités à construire. Plus