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3/01/2005 3/02/2005 3/03/2005 3/04/2005 3/05/2005 3/06/2005 3/07/2005 3/08/2005 3/09/2005 3/10/2005 3/11/2005 3/12/2005
date
EUR/MWh
DS 06 CCSS 06
Pour les unités au charbon, la situation a été plus favorable. La marge après intégration totale du coût d’opportunité du carbone est restée positive pendant toute l’année.
Les dark et spark spread, s’ils donnent une indication des tendances du marché à terme, ne permettent pas de valoriser l’impact du système des quotas d’émission sur le prix de gros de l’électricité pour les raisons suivantes :
• les producteurs peuvent bénéficier de contrats à long terme d’achat de combustibles à des conditions plus intéressantes que les prix forward ;
• en Belgique, certains contrats d’achat de gaz suivent l’évolution du prix du charbon, rendant l’utilisation de certaines centrales au gaz plus rentable que le laisse supposer le spark spread ;
• le prix de vente de l’électricité négocié lors de la signature d’un contrat bilatéral, peut s’écarter du prix de gros ;
• les prix forward pour le peak load ne sont pas encore disponibles pour le marché belge ;
• le spread de 2006 ont été largement influencé par un manque d’anticipation de l’évolution du coût des combustibles par le marché ;
• toutes les ventes ne sont réalisées à terme ;
• la marge dégagée doit également couvrir le coût de transport du combustible et les autres coûts variables.
Windfall profit
Le profit supplémentaire potentiellement réalisable par un producteur suite à l’intégration du coût du carbone et du coût des combustibles fossiles dans le prix de marché sera d’autant plus grand que son parc contient une importante capacité de production non fossile (principalement nucléaire, hydraulique, biomasse), à la condition que ces droits d’émissions totaux ne soient pas réduits proportionnellement. Ceci est du au fait que pour ces producteurs, le coût moyen de production est sensiblement inférieur au coût marginal.
Marché de détail – PME et clients domestiques
46. C’est sur ce créneau que s’exerce le plus la stratégie de part de marché, or le prix de vente est un élément décisif majeur qui incite un client à changer de fournisseur. Sur ce marché, d’une part, les fournisseurs d’électricité grise doivent être compétitifs par rapport aux fournisseurs d’électricité verte dont le prix de revient subsidié n’est pas soumis à l’influence du carbone, et d’autre part, il leur sera d’autant plus aisé de mener une politique de prix bas et donc de réduire leur marge sur l’unité de production marginale que leur parc leur permet de réaliser des marges importantes sur les unités infra marginale. Ces producteurs peuvent donc ne pas répercuter le coût d’opportunité du carbone de façon à mettre leurs concurrents en difficulté.
Par ailleurs, des mesures réglementaires peuvent empêcher d’intégrer la composante carbone dans le tarif. C’est le cas pour les tarifs régulés appliqués aux clients captifs en Wallonie et à Bruxelles. La formule de calcul du prix régulé évolue en fonction du coût des combustibles et de la main d’oeuvre, mais ne permet pas d’intégrer la composante carbone.
Pour les clients libéralisés en Flandre, les fournisseurs proposent différentes formules tarifaires mais, sur base de contacts pris par la CREG avec un certain nombre de fournisseurs, il s’avère qu’aucun lien direct n’existe entre la composante prix de la facture au client final et le wholesale price. De plus, il apparaît que les contrats d’achat d’électricité des fournisseurs auprès des producteurs reposent toujours sur des formules tarifaires dans lesquelles les paramètres Nc et Ne jouent un rôle essentiel. Il est donc logique que leurs prix de vente soient établis sur base de formules tarifaires reposant sur ces mêmes coefficients d’indexation.
Graphique 9 : Evolution du Nc, du Ne et du prix de gros
Evolutie Nc / Ne en Wholesaleprijzen
0,00%
Ce graphique illustre l’évolution exprimée en % (base 100% = 01/01/2005) de la valeur du Nc, du Ne, et, en conséquence, du tarif régulé comparés à l’évolution du forward wholesale price. Figurent également sur ce graphique l’évolution du tarif d’un client type Eurostat Dc (3.500 kWh/an dont 2.200 kWh en heure de pointe et 1.300 kWh en heure creuse).
Ce graphique montre que les tarifs d’ECS (Electrabel Customer solution) (68% du marché) et de Luminus (19% du marché) suivent l’évolution du tarif régulé, ce qui tend à démontrer que les coefficients Nc et Ne sont toujours utilisés pour la détermination du prix de vente aux clients domestiques sur le marché libéralisé.
La hausse des prix résultant de l’augmentation du prix des combustibles fossiles sur le marché de gros reflète la tarification au coût marginal alors que le paramètre d’indexation Nc est fortement influencé par la part du combustible nucléaire dans le total.
Cette façon de fixer les prix de vente sur le marché de détail ne permet pas aux fournisseurs de répercuter le coût du carbone.
V. 2. Impact sur la composante taxe
47. Au niveau fédéral, la composante Kyoto de la cotisation fédérale a pour but d’alimenter un fonds qui permettra à l’Etat fédéral d’acheter les quotas manquants liés au fait que les régions ont reçu une allocation supérieure à celle qui aurait permis d’atteindre l’objectif de réduction assigné à la Belgique. Cette taxe s’élève à 0,3559 EUR/MWh en 2006 soumis à la TVA pour les clients domestiques et à la dégressivité pour les clients gros consommateurs.
VI. Conclusion
48. L’impact du système des quotas d’émission sur le prix de l’électricité est difficile à identifier dans la mesure où le mécanisme de formation du prix de l’électricité sur le marché est complexe et résulte de l’interaction de nombreux facteurs endogènes et exogènes.
49. La relative inélasticité de la demande et le fait que les producteurs européens ne soient pas confrontés à la concurrence d’entreprises non soumises à la directive européenne pourrait permettre un transfert intégral du coût du carbone dans le prix de l’électricité.
Toutefois, les mécanismes de marché ne rendent pas la chose automatique.
La capacité d’un fournisseur à transférer son coût marginal d’opportunité du carbone dans son prix de vente en Belgique peut varier de 0% à 100% pour les raisons suivantes :
• le prix sur le marché belge est influencé par la concurrence nationale et internationale ;
• il peut y avoir un déficit de l’offre par rapport à la demande ;
• les anticipations sur le marché à terme ne sont pas parfaites ;
• la stratégie n’est pas toujours une stratégie de maximisation du profit ;
• des contraintes réglementaires peuvent faire obstacle au transfert.
50. Pour chiffrer, à posteriori, l’impact du système des quotas sur le prix de l’électricité en Belgique, il faudrait disposer d’un modèle suffisamment performant pour déterminer, ceteris paribus, quel aurait été le prix de marché sans la contrainte carbone. La multiplication, à chaque moment de l’augmentation de prix par le volume de vente de chacun des producteurs permettrait de connaître le CO2 windfall profit réalisé par chaque producteur.