Les décisions d’investissements : ont-elles été affectées ?

Les objectifs principaux du SCEQE sont d’atteindre les réductions d’émissions à moindre coût et de promouvoir l’innovation globale (European Commission, 2005). Cependant, la phase d’essai a laissé de nombreux auteurs sceptiques quant aux effets innovants stimulés par les règles d’allocation, en présence d’effets-pervers (Gagelmann et Frondel, 2005 ; Schleich et Betz, 2005). Bien que la question soit essentielle pour l’architecture de la politique climatique future, les résultats empiriques existants ne sont pas suffisants pour répondre à cette question puisque le SCEQE est en vigueur seulement depuis 2005. L’analyse de Hoffman (2007) est l’une des rares à traiter des décisions d’investissement durant le SCEQE-1 pour le cas du secteur électrique allemand. Les résultats de cette analyse peuvent être généralisés aux secteurs électriques des autres pays membres, cependant les impacts dépendront des situations spécifiques de ces pays, notamment de la structure de leur marché électrique par rapport au nombre et à la taille des opérateurs et du degré de libéralisation, d’utilisation des combustibles pour la production d’électricité, des caractéristiques nationales du SCEQE exprimées dans les PNAQs, et enfin de la nature des autres régulations (e.g. politique de promotion des énergies renouvelables).

Dans son analyse, Hoffmann (2007) distingue entre les investissements de long terme tels que la R&D, les investissements de portefeuille à moyen et long terme s’adressant aux technologies existantes, et les investissements à court terme liés à l’amélioration et/ou la modernisation des centrales existantes. Pour analyser empiriquement les décisions des investissements technologiques

en réponse au SCEQE, l’auteur retient cinq compagnies électriques allemandes¹.

L’auteur montre qu’en général le prix du CO2 se reflète dans les décisions de production et d’investissement. Le principe économique fonctionne donc. Cependant, l’observation générale est que le SCEQE-1, comme appliqué durant la phase d’essai, ne conduit pas à un changement radical par rapport au développement et à l’utilisation de centrales électriques. Plutôt, les compagnies semblent miser sur les principes et les considérations sous-jacents aux décisions d’investissements prévalant avant l’introduction du SCEQE, i.e. avant tout la réduction de la consommation de combustibles. Le facteur du coût d’opportunité du CO₂ fournit tout de même une incitation additionnelle pour réduire

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Une des cinq compagnies est un nouvel entrant, trois compagnies représentent les grands opérateurs historiques, alors que la dernière compagnie n'est ni l'un ni l'autre. Les cinq compagnies couvrent 80% des émissions de CO2 du secteur électrique allemand et plus de 50 % des investissements annoncés.

l’utilisation des combustibles si les économies des coûts marginaux peuvent être justifiées par le prix moyen de permis. Ainsi, les autres régulations existantes doivent être prises en compte en analysant les effets du SCEQE. Cela s’applique en particulier à la politique de promotion des énergies renouvelables, dont les augmentations récentes sont dues à la politique des tarifs d’achat garantis plutôt qu’au SCEQE.

Cependant, le SCEQE s’est avéré comme un déterminant important des activités d’amélioration ou de modernisation. Cela s’explique par les durées courtes d'amortissement de ces investissements,

ainsi que par certaines règles spécifiques des PNAQs¹. Quant aux investissements en R&D, Hoffman

indique que les efforts dans le secteur électrique sont plutôt conduits par les politiques climatiques à long terme. Le protocole de Kyoto manifeste donc des intentions politiques de réduction des émissions et le SCEQE ne fait qu’influencer la sélection des activités de R&D (e.g. dans l’électricité renouvelable ou la capture et le stockage de carbone) mais ne change pas fondamentalement l’intensité des efforts en R&D.

La conclusion probablement la plus importante de Hoffman, et qui va dans le sens de nos observations sur les investissements dans les autres marchés électriques européens, est que l’impact du SCEQE-1 sur les investissements moins polluants à durée d’amortissement longue a été très limité. D’un côté, certaines compagnies ont adopté plus de technologies au gaz dans leur portefeuille

pour diminuer leurs émissions de CO2

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. En général, la tendance pour des investissements dans les technologies avec délais courts et avec bas coûts d’investissement, telles que la turbine à gaz à cycle combiné (TGCC), a également prévalu pendant le SCEQE-1 à cause de planifications des constructions avant l’introduction du SCEQE. D’un autre côté cependant, le SCEQE-1 a également

connu une « renaissance des centrales au charbon»³. Cette renaissance paradoxale s’explique

principalement par des prix du gaz à la hausse, mais également par des incitations perverses définies dans les PNAQs ; en particulier l’allocation gratuite pour les nouveaux entrants ou les règles de

transfert¹ avec parfois des garanties d’approvisionnement en permis pour les quatorze prochaines

années (e.g. dans le PNAQ 1 allemand) (Platts, 2005 ; Bode et al., 2005). De plus, il apparaît que les augmentations du prix de l’électricité, causées par les répercussions des coûts d’opportunité des permis distribués gratuitement, ont amélioré la rentabilité de certains des projets non rentables avant l’introduction du SCEQE.

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Par exemple, le premier PNAQ allemand comprend une règle selon laquelle une centrale avec une efficience inférieure à un minimum spécifique au combustible reçoit 15 % de permis en moins dès 2008.

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L’allemand E.ON a commencé la construction des deux TGCC de 800 MW en Italie et en Allemagne (Bavaria) ; l’espagnol Endesa s’est lancé dans la construction de vingt TGCC en Espagne, au Portugal, en Italie et en France ; EdF Energy au Royaume Uni a proposé en 2005 la construction d’une TGCC de 1,2 GW dans West Burton et Sutton Bridge (Platts, 2005).

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L’allemand RWE a commencé la construction d’une centrale au charbon de 2,2 GW à Neurath (Allemagne) ; l’allemand E.ON s’est également lancé dans la construction d’une centrale au charbon de 1,1 GW à Datteln (Allemagne) ; le Tchèque CEZ a annoncé en 2005 ses plans de construction de deux centrales au charbon, au total 1,32 GW ; l’italien Enel a décidé de transformer la centrale de Porto Tolle de 2,6 GW fonctionnant au fioul en une fonctionnant au charbon ; le belge Electrabel examine les sites pour les deux nouvelles centrales au charbon (Platts, 2005).

Quel est donc la signification de ces investissements « polluants » décidés ou mis en œuvre durant le SCEQE-1 ? Si les engagements de la Commission et des gouvernements à réduire les émissions à l’horizon 2020 et au delà resteront crédibles, ces centrales, surtout celles au charbon, peuvent avoir deux effets. Premièrement, l’augmentation de la production polluante accroîtra la demande pour les permis ainsi que leur prix sur le marché (et par conséquent celui de l’électricité) face aux réductions ultérieures des quotas pour le secteur électrique. Deuxièmement, le prix du carbone plus élevé stimulera les investissements dans les technologies plus propres, principalement les technologies de base comme le nucléaire et les renouvelables, ce qui peut diminuer par conséquent les heures d’opération des technologies « polluantes » et, donc, impliquer des coûts irrécupérables (sunk costs) importants pour ces technologies. En plus, les consommateurs pourraient être favorables à l’obtention de parts des compagnies de production dont les coûts sont indépendants des prix du combustible et du carbone afin de se couvrir contre les risques de prix de l’électricité (Grubb et Newbery, 2007). De façon similaire, les fournisseurs (ou même les consommateurs finaux dans le cas du projet nucléaire en Finlande) peuvent être favorables à la signature de contrats d’électricité peu carbonée pour couvrir leur exposition contre le risque du prix de l’électricité.

La renaissance du nucléaire

Un aspect marquant durant la fin du SCEQE-1 et le début du SCEQE-2 a été la « renaissance du nucléaire ». Jusqu’alors, peu de commandes pour les centrales nucléaires ont été réalisées sur des marchés libéralisés, exception faite pour les centrales en construction en Finlande et en France. Cependant, on peut imaginer que la hausse des prix du pétrole et du gaz survenue en 2007 et 2008, ainsi que les prix élevés du carbone attendus du fait des engagements de la Commission de réduire de 20 % les émissions de GES en 2020, relancent l’intérêt pour ces types de centrales en Europe. Pour le président de la Commission, M. Barroso, le nucléaire est devenu « l’une des sources d’énergie les moins chères » et peut donc protéger l’économie européenne de la volatilité des prix du pétrole (Plichta et Ricard, 2008). Le nucléaire constitue également une option à laquelle on ne peut échapper dans un contexte de lutte renforcée contre le changement climatique (Criqui, 2007). A ce jour, quinze des vingt-sept Etats membres ont recours à cette technologie pour produire de l’électricité.

Après un long débat public, le gouvernement Britannique a officiellement annoncé le 10 Janvier 2008, la relance de la construction de centrales nucléaires au Royaume-Uni, pays qui possède le plus vieux parc en Europe occidentale. La diversification des sources énergétiques et la baisse des émissions de gaz à effet de serre (GES) sont les deux objectifs assignés à cette relance du nucléaire (BERR, 2008). La spécificité du recours britannique est que le coût de démantèlement, de la construction des nouvelles centrales et de l’élimination des déchets sera entièrement assuré par le secteur privé (BERR, 2008). Pour leur part, les pouvoirs publics s’engagent à faciliter la délivrance de permis de construire, jadis pénalisée par de longues enquêtes publiques. Pour limiter les protestations

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Les règles du transfert sont inclues dans les PNAQs de la Grèce, de la Hongrie, du Luxembourg, des Pays Bas, de la Pologne, du Royaume Uni et de l’Allemagne. Cependant, les termes du transfert varient d’un pays à l’autre.

des écologistes ou des riverains, les nouveaux réacteurs seront installés sur les sites existants. Cependant, comme nous l’avons constaté dans le Chapitre I, sur des marchés électriques fragmentés, comme le marché britannique, il est difficile pour les compagnies de répondre au risque financier des nouvelles centrales. De plus, le producteur British Energy, propriétaire des huit réacteurs britanniques, ne pourrait pas développer tout seul les projets nucléaires suite aux retombées financières de sa quasi-faillite en 2003¹ due à la volatilité du marché (Taylor, 2008), à moins qu’un consortium ne s’organise avec les grands consommateurs industriels comme dans l’exemple finlandais. Néanmoins, les autres compagnies de taille moyenne sont majoritairement des filiales des grandes compagnies Européens (EDF, E.ON, RWE) qui ont des bilans solides, des bonnes notes d’évaluation, ainsi que des expériences dans le fonctionnement et l’opération des centrales nucléaires. Par conséquent, plusieurs consortiums sont envisagés pour partager les coûts et les risques des projets nucléaires : le consortium d’E.ON-UK et RWE-Npower pour supporter le coût d’apprentissage des réacteurs nucléaires, le consortium d’EDF-Energy et E.ON-UK pour résoudre les problèmes de planification et de localisation (Finon et Roques, 2008).

Vingt ans après, l’Italie relance également le débat sur l’énergie nucléaire. Sa dépendance à 90 % par rapport au gaz, au pétrole et à l’électricité achetés à l’étranger pèse de plus en plus lourd dans le budget national (Bozonnet, 2008). Le gouvernement de Berlusconi a donc pris l’engagement « de poser la première pierre de la construction d’un groupe de centrales de nouvelles génération » avant la fin de sa législature, soit 2013. L’annonce a été bien accueillie par les deux principaux producteurs italiens Enel et Edison. Le premier, un ancien monopole public dont l’Etat détient encore 30 %, a déjà renoué avec les technologies nucléaires en rachetant en 2007 le champion slovaque de l’électricité Slovenske Elektrarne et en décidant de construire les deux réacteurs nucléaires de Mochovce (Slovaquie) (Bayou, 2008). Le deuxième opérateur, Edison, est contrôlé depuis 2006 par le leader mondial EdF. Bien que les deux producteurs soient prêts à collaborer à ce plan gouvernemental, ils informent qu’il faudra attendre au moins dix ans pour mettre en fonction la première installation (Sokolski, 2008). Aux délais techniques s’ajoutent en effet les obstacles politiques, ainsi que l’opposition des associations écologistes.

Les nouveaux pays membres sont quant à eux très soucieux de sécuriser leurs approvisionnements énergétiques face à leur voisin de l’est. Le Forum de Prague, organisé à l'initiative des dirigeants des trois pays baltes et de la Hongrie, de la Pologne, de la République Tchèque et de la Slovaquie, a demandé à l'Union de s'engager dans la voie de l'atome civil pour assurer sa sécurité énergétique et pour se tenir à ses objectifs environnementaux (EU business, 2007). Le pool des producteurs historiques a pour objectif de développer une nouvelle centrale nucléaire dans les marchés intégrés Baltes et Polonais. Cette nouvelle centrale, qui devait remplacer la centrale nucléaire de type Tchernobyl d’Ignalina en Lituanie, était initialement prévue pour 2015. Cependant, les questions liées à la répartition du capital entre secteurs public et privé et entre pays posent des problèmes pour le démarrage du projet, ce qui peut donc retarder son entrée en fonction

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La raison principale de ces retombées est la baisse du prix de l’électricité commencée en 2000 et qui a continuée jusqu’à la mi-2003.

(Kalinina, 2007). En même temps, le 18 janvier 2008, un accord a été signé entre la compagnie nationale d’électricité bulgare NEK et un consortium russo-franco-allemand dirigé par le Russe Atomstroieksport pour l’installation de deux réacteurs de troisième génération d’une capacité totale de 2 000 MW qui devraient entrer en fonction en 2013-2014 (Bayou, 2008). La Hongrie envisage également d’ajouter deux nouveaux blocs à partir de 2020, le ministère hongrois de l’Economie évoquant une possible coopération franco-russe. L’objectif serait à terme de porter à 60 % la part du nucléaire dans la production énergétique totale du pays.

Nous avons cependant souligné dans le Chapitre I que le contexte actuel pour les investissements dans ces centrales est significativement différent de celui qui avait prévalu dans les années soixante-dix avec des entreprises verticalement intégrées et régulées où tous les risques associés aux coûts de construction, au fonctionnement, aux changements des prix des combustibles, etc., avaient été supportés par les Etats plutôt que par les producteurs. Dans les nouvelles conditions de l’industrie électrique, les marchés de capitaux et les investisseurs exigent des retours sur investissement beaucoup plus élevés, ce qui affecte les paramètres de financement d’un projet et la concurrence relative du nucléaire par rapport aux autres technologies. En effet, le cadre pour développer les projets nucléaires semble être meilleur dans les pays avec des marchés peu libéralisés, sans changements dans la structure industrielle et avec préservation des opérateurs historiques verticalement intégrés. Cela pourvu que, comme en France et dans les pays de l’Europe de l’Est, il n’y ait pas de restrictions politiques et de risques réglementaires, (Finon et Roques, 2008). En France par exemple, le premier ministre a annoncé le 12 Juin 2008 le lancement de la réflexion sur

la mise en chantier d'un deuxième réacteur nucléaire EPR pour faire face à la « 3^e crise du pétrole »,

alors que la construction du premier n'est pas encore achevée. Les pays qui refusent encore d’investir

dans ce secteur, comme l’Allemagne et l’Autriche, se font rares¹.

Pour résumer, on peut dire que contrairement au SCEQE-1 où l’incertitude sur les réductions d’émissions post-Kyoto a prévalu, le SCEQE-2 a démarré avec la hausse importante des prix du pétrole, mais également avec des anticipations d’un prix élevé du carbone à cause des engagements pris au plan européen pour le climat, ce qui stimule la renaissance du nucléaire dans de nombreux pays. De plus, il apparaît que depuis l’annonce des engagements des réductions d’émissions à 2020, et l’intention de vendre les permis au secteur électrique plutôt que les distribuer gratuitement, aucun investissement dans les centrales au charbon n’a encore été effectué dans le SCEQE-2 (Klaassen, 2008). L’apprentissage sur certains défauts du SCEQE-1, comme l’allocation gratuite séquentielle aux installations émettrices, reste crucial cependant afin d’éliminer les incitations potentiellement perverses qui se sont manifestées durant le SCEQE-1 et qui ont contribué aux investissements dans les technologies polluantes au charbon.

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La chancelière Angela Merkel est tout de même favorable à l’atome civil, mais elle s’est engagée à ne pas remettre en question la fermeture des centrales allemandes d’ici 2020, ce qui avait été décidé sous le mandat de Schroeder par ses partenaires de coalition sociaux-démocrates et les écologistes (Plichta et Ricard, 2008).

Conclusion

En conclusion de cette section, on peut indiquer que les premières années du SCEQE ont été caractérisées par une volatilité importante du prix du carbone et une faible visibilité de la politique climatique post-Kyoto. Ces facteurs représentent généralement des risques pour les investissements et ont tendance à les retarder. Selon Blyth (2007), ces retards peuvent également augmenter le prix

de l’électricité puisque la rareté des capacités dans les marchés électriques sera plus importante¹. Un

autre aspect du risque carbone réside dans la façon avec laquelle le coût du carbone se répercute sur le prix concurrentiel du kWh, en accroissant le risque-prix sur le marché de gros. Entre autres, cela dépend de la structure du marché électrique et du degré de concurrence. Nous avons également constaté dans cette section que les détails de mise en place d’un système comme le SCEQE sont décisifs afin d’assurer son efficacité environnementale. Le fait de retirer les permis quand une installation se ferme et les négociations répétées sur l’allocation future peuvent retarder les investissements plus propres. De même, l’allocation qui n’est disponible que pour les centrales

émettrices en CO2 réduit leurs coûts d’investissement par rapport aux choix de technologies peu

carbonés. Ces incitations perverses durant le SCEQE-1 et la hausse du prix du gaz ont contribué aux constructions et aux planifications d’installations émettrices au charbon. Néanmoins, on peut s’attendre à ce que cette tendance se renverse à moyen terme du fait des effets d’apprentissage dans le design du dispositif de régulation, comme des engagements de la Commission à réduire fortement les émissions en 2020. De même, les préoccupations de sécurité énergétique et les autres objectifs environnementaux stimulent la renaissance du nucléaire dans de nombreux pays européens. Cette renaissance serait bénéfique pour le climat, mais son succès dépendra largement des conditions d’investissement sur les marchés libéralisés.

La section suivante poursuit l’analyse du risque-prix du carbone dans le SCEQE en abordant son évolution dans l’environnement d’un marché international du carbone. En effet, en matière de changement climatique, il existe un consensus très large chez les économistes sur le rôle déterminant que pourrait jouer un marché mondial du carbone dans la politique post-Kyoto en termes d’efficacité, mais également en termes de compensation basée par exemple sur des allocations généreuses pour les pays en développement au nom de l’équité (Tirole, 2009).

3 Le rôle du marché international de carbone

L’incertitude sur le prix du carbone peut augmenter du fait des deux autres éléments dans le SCEQE : (i) les provisions pour le couplage et l’échange de permis avec les autres systèmes compatibles de cap & trade dans le monde ; (ii) la possibilité pour les participants du SCEQE de produire des réductions d’émissions dans les pays non Annexe B du Protocole de Kyoto, au travers des

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L’auteur indique que les prix de l’électricité peuvent augmenter dans une fourchette de 5-10 % si les interventions réglementaires se produisent tous les 5-10 ans, et même plus si le déficit de capacité existe au moment proche de l’intervention réglementaire attendue.

mécanismes de projets¹ : MDP et MOC en substituant les permis du SCEQE aux crédits associés. Dans le premier cas, l’intensité de la réduction des émissions et, donc, du prix du carbone dans le système couplé au SCEQE sont les facteurs qui influencent le prix commun du carbone. Dans le deuxième cas, c’est le volume des crédits de réduction d’émissions entrant dans le SCEQE qui peut

affecter le prix du CO2 : le volume excessif des crédits dans le SCEQE peut saper le prix du carbone

et diminuer les réductions aux niveaux national et/ou européen. En faisant des anticipations sur l’évolution du prix du carbone les investisseurs doivent tenir compte de ces deux éléments incertains.