Les risques introduits par le prix du carbone

Nous avons constaté dans le Chapitre I que dans l’environnement concurrentiel les investisseurs sont confrontés à de nouvelles incertitudes liées aux coûts et aux revenus des nouveaux investissements. La contrainte carbone se superpose à ces incertitudes au travers de la volatilité du prix du carbone, de l’incertitude quant à sa régulation et à sa répercussion sur le prix de l’électricité, ce qui accroît le risque-prix sur les marchés de gros.

2.2.1 La volatilité du prix du carbone

Les instruments de régulation par les quantités sont susceptibles de créer des prix du carbone volatiles puisque les conditions d’offre, de demande et de régulation se développent d’une manière imprévisible. L’offre de permis d’émission est en effet le plafond d’émission retenu, auquel peuvent éventuellement s’ajouter des crédits matérialisant des réductions d’émission obtenues en dehors du système. La demande dépend du montant des émissions provenant des installations qui doivent

restituer autant de quotas qu’elles ont émis de CO2 (De Perthuis, 2009). Une partie de cette demande

dépend de paramètres indépendants des choix des entreprises : les émissions sont fortement influencées à court terme par les conditions météorologiques qui influencent les besoins en énergie. Elles sont également attachées aux prix de l’énergie et au niveau de l’activité économique. Néanmoins, les émissions sont également assujetties aux décisions que prennent les entreprises pour réduire leurs émissions et qui dépendent de leurs coûts de réduction et du prix du carbone sur le marché.

Des mouvements significatifs ont été de fait observés pendant la première phase du SCEQE (2005-2007) (cf. le Graphique 14). L’année 2005 a été une année de lancement, tributaire des calendriers de mise en place des infrastructures techniques (registres et places de marché) et de l’échéancier des décisions politiques (l’allocation des quotas aux acteurs). Sijm et al., (2005) montrent qu’au début du programme, l’effet psychologique des annonces des PNAQs par les pays membres a

influencé d’une manière importante le prix du CO2

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Alberola et al., (2007) font remarquer que les prix du CO2 ont réagit aux activités économiques

des secteurs du SCEQE influencées par leurs positions nettes longues ou courtes en permis. Une spécificité des règles d’allocations européennes a été de porter la quasi-totalité de l’effort de réduction sur le secteur électrique. Simultanément, des efforts constants ont été réalisés pour allouer à l'industrie l’ensemble des quotas dont elle avait besoin (Buschner et al., 2006). Le raisonnement pour allouer le déficit au secteur électrique a été double : (1) la production d’électricité n’est pas soumise à la concurrence internationale, (2) les coûts de réduction à court terme dans le secteur électrique sont considérés plus faibles que ceux des autres secteurs dans le système, notamment grâce au passage

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Ellerman et Joskow (2008) font aussi remarquer que les estimations du switching price ont toujours été au-dessus des prix prévalant du CO2, ce qui pouvait contribuer à une « opinion soutenue » pour la demande de permis et à la tendance croissante des prix au début du SCEQE-1. Les auteurs mentionnent un exemple de Point Carbon qui présente les estimations du switching price aux alentours de 50 € pour le début 2006 et un prix du CO2 supérieur à 30 € en 2008 si le prix du pétrole ne descend pas en dessous des 45 $/baril.

du charbon au gaz et à celui du lignite au charbon (Stankeviciute et al., 2008). Or, les facteurs fondamentaux tels que les mois hivernaux rigoureux, les déficits de pluviométrie et la hausse du prix du gaz ont résulté en une production accrue d’électricité à partir du charbon en 2005 et au début 2006, ce qui a causé la hausse de la demande de permis (Mansanet-Bataller et al., 2007 ; Bunn et Fezzi, 2007). La demande n’a cessé de croître alors que les vendeurs potentiels n’ont pas été très actifs. Les vendeurs potentiels, comme les industries de l’UE15 et toutes les compagnies dans l’Europe de l’Est, ont en fait été largement absents du marché pour diverses raisons. Une raison possible est que les installations ayant des « positions longues en permis » n’ont pas précipité la vente des permis, ce qui a causé une attitude de « wait and see ». Une autre raison réside dans la mise en place retardée des registres, en particulier dans les pays de l’Est, ce qui a également empêché l’entrée des vendeurs potentiels sur le marché.

Graphique 14 : L’évolution du prix du CO2 dans la période 2005-07 (en €/tCO2)¹

1. Volatilité élevée : choc sur les prix en avril–mai 2006 (publication des données sur les émissions réelles) 2. Le prix de la première période converge vers zéro : surplus de quotas et absence de banking entre périodes.

3. Prix à terme de la seconde période plus élevés : anticipation des déficits suite aux décisions de la Commission européenne sur les PNAQ 2 et aux engagements du Conseil européen de Mars 2007 de réduire les émissions d’au moins 20 % en 2020.

Source : Caisse des Dépôts, 2008a

Le 30 Avril 2006, les prix journaliers ont augmenté de plus de 30 €/tCO2 retombant

brusquement en dessous de 10 €/tCO2 durant les trois jours suivant². Ce recul s’est opéré par un correctif brutal à la suite de la publication des premières informations sur le niveau effectif des émissions de 2005. Sur l’ensemble du SCEQE, les quotas distribués ont plus que couvert les

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Les variations de prix pendant les périodes d’essai ne sont pas inhabituelles pour les systèmes de cap & trade. Le prix initial espéré du permis de SO2 (~250 $) dans le programme américain contre les pluies acides (SO2) s’est avéré beaucoup moins important (~130 $). Ensuite, après les deux communiqués des données trimestrielles au début de 1995, le prix a encore diminué de moitié au début 1996 (Ellerman et al., 2000).

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Un bouleversement d’une telle ampleur a affecté les valeurs des actifs des compagnies d’électricité. British Energy a par exemple perdu 5 % de sa valeur boursière durant ces trois jours (Bunn et Fezzi, 2007).

émissions vérifiées, avec un surplus cumulé net de 156 MtCO2 1

(Trotignon, 2008). Les compagnies en position longue de permis se sont aperçues que leurs nécessités en permis étaient couvertes et que la vente des permis, qui ne peuvent pas être utilisés dans le SCEQE-2 en raison de l’absence de banking, était toujours préférable à un revenu zéro². Par conséquent, pendant le reste du SCEQE-1, les prix des permis ont commencé à converger vers zéro. En revanche, le prix à terme est resté élevé en raison des anticipations de déficits suite aux décisions de la Commission européenne sur les PNAQ 2 et aux engagements du Conseil européen de Mars 2007 de réduire les émissions d’au moins 20 % en 2020. Ceci indique également que le prix à terme peut mieux refléter la dynamique sous-jacente aux anticipations des investisseurs et aux stratégies de couverture (Ehrhart et al., 2005 ; Chevalier et al., 2008).

Une telle instabilité va-t-elle se reproduire pendant les périodes suivantes ? L'examen de la volatilité historique du prix du SO2 dans le système cap & trade américain contre les pluies acides

peut apporter quelques éclaircissements sur le fonctionnement probable du prix de CO2. La

comparaison entre le prix du SO2 et le prix du CO2 est utile parce que les caractéristiques

économiques des deux marchés sont similaires. Les prix du SO2 ont varié d’un niveau bas de 70 $/t

en 1996 à un niveau élevé de 1 500 $/t à la fin 2005. Dans la dernière décennie, ces prix ont connu une volatilité mensuelle de 10 % et une volatilité annuelle de 43 %. En calculant la volatilité statistique, définie comme le logarithme absolu annualisé du changement mensuel (the annualized absolute logarithmic month-to-month change), Nordhaus (2007a) observe que dans la période de 1995-2005 les prix du SO2 ont été : (i) plus volatiles que les prix du marché boursier (ou que les prix d’autres actifs comme l’immobilier résidentiel), (ii) beaucoup plus volatiles que les prix à la consommation, et (iii) proches de la volatilité des prix du pétrole. Evidement, certains changements réglementaires ont été introduits durant ce temps, mais ces changements restent également pertinents dans le marché du carbone.

Par conséquent, les fluctuations rapides des prix du CO2 sont également attendues dans les phases SCEQE-2 et 3, ce qui n’est pas souhaitable pour les investisseurs. En effet, de tels mouvements et la volatilité du prix du carbone soulèvent inévitablement des questions quant à l’efficacité du prix des permis et à la fiabilité des incitations pour réduire les émissions et pour changer

les comportements ciblant la réduction. Le risque des prix bas du CO2 représente également un

obstacle important pour les investissements sobres en carbone (Neuhoff, 2008). L’expérience avec le

système américain de SO2 indique que les régimes quantitatifs rigides peuvent avoir des effets

perturbateurs sur la planification de l’investissement. Dans une certaine mesure, la volatilité peut être modérée par les mesures incluant par exemple plus de flexibilité temporelle comme le banking et le borrowing qui sont analysées avec d’autres mesures potentielles dans la section 4.2.

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Ce surplus a cependant diminué d’année en année passant de 83 Mt en 2005 à 37 Mt en 2006 et, enfin, à 36 Mt en 2007.

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« It’s the market, stupid - winners and losers balance out ». Cela a été la réponse des économistes aux acteurs du SCEQE qui achetaient des permis avant la chute du prix du carbone en avril 2006 et payaient donc les premiums substantiels pour leurs décisions (Convery et Redmond, 2007).

2.2.2 L’incertitude liée à la régulation

Hoffmann et al., (2008) définissent l’incertitude liée à la régulation comme une incapacité perçue par les acteurs à prédire l'état futur de l'environnement réglementaire. A ce jour, les négociateurs dans les conférences climatiques internationales n’ont pas encore défini le régime qui succèdera au Protocole de Kyoto, ce qui laisse donc une incertitude sur la politique climatique après 2012. Les investisseurs font ainsi face au risque lié à la régulation pour la durée de leur projet : ils doivent prévoir ce que les gouvernements feront après 2012 et ils doivent le prévoir maintenant. Par conséquent, le risque politique est transféré du gouvernement au secteur privé – une allocation inefficace du risque, transgressant le principe selon lequel le risque doit être alloué à qui est le mieux placé pour le gérer (Helm et Hepburn, 2005).

Ainsi, même si les gouvernements parviennent à fixer des objectifs rigoureux à long terme, ils devraient également proposer des instruments équivalents. Dans le cas contraire, le secteur privé peut être sceptique à propos de la sincérité de ces engagements et, probablement, conclure que de tels objectifs sont peu crédibles. La crédibilité des gouvernements est un bien rare puisque les politiciens sont guidés par de objectifs multiples et que des partis différents alternent au gouvernement (Abrego et Perroni, 2002). De plus, le changement climatique est un bien public global qui peut être associé à des comportements de free riding. Bien que l’Union réduise unilatéralement ses émissions à long terme, l’effet net sur le changement climatique pourrait s’avérer négligeable si elle reste isolée, mais sa compétitivité internationale souffrira. Etant donné le problème global de coordination, les acteurs peuvent adopter un comportement supposant que les objectifs ne seront pas atteints.

De plus, les politiques climatiques existantes sont formulées pour des horizons de temps courts. Durant le SCEQE-1, les décisions d’investissement dans les technologies moins polluantes ont été restreintes par la visibilité limitée de la régulation ultérieure du carbone. Le Graphique 15 montre les périodes de certitude légale et d’incertitude en comparaison des temps de retour typiques pour les investissements dans la production d’électricité (CC : centrale charbon, TGCC : turbine à gaz à cycle combiné, TG : turbine à gaz). Bien qu’une centrale thermique puisse s’amortir sur une période de 15-25 ans, l’horizon de visibilité dure seulement 3-5 ans dans le SCEQE-1 et le SCEQE-2, et les règles d’allocation sont renégociées pour chaque période du SCEQE. Bien que les compagnies européennes aient reçu des signaux clairs de la Commission pour la réduction d’émissions à l’horizon 2020, l’élaboration des détails de la régulation et des règles du jeu pour le SCEQE-3 n’est pas encore finalisée. Les problèmes de crédibilité et des horizons de temps risquent donc d’augmenter le coût en capital des investissements peu carbonés (Blyth, 2007).

Graphique 15 : L’incertitude liée à la régulation pour les compagnies (en gris : la certitude légale)

Hoffmann et al., (2008) rappellent cependant que le mécanisme de cause à effet (« cause-and-effect »), entre l’incertitude liée à la régulation et les décisions d’investissements, reste peu clair et nécessite plus de recherche. En effet, Marcus (1981) a cherché à savoir s’il existait un lien de cause à effet entre l’incertitude politique et le changement technologique ou si les entreprises utilisent simplement l'incertitude comme une « rationalisation pour les décisions de ne pas innover ». D’un côté, indépendamment de la décision d’innover ou de ne pas innover, les compagnies qui perçoivent un impact important de la pression exercée par la régulation sur leurs décisions d’investissement seront plus sensibles et percevront donc un niveau plus élevé d’incertitude liée à la régulation. Les perceptions pour leur part varient en fonction de facteurs contextuels (Pfeffer, 1983) et d’attributs individuels (Finkelstein et Hambrick, 1996). Si davantage est en jeu – en termes de gain ou de perte – l’incertitude perçue augmentera probablement. D’un autre côte, le niveau élevé de l’incertitude perçue liée à la régulation peut résulter en un impact important de la régulation, puisque les actions stratégiques des compagnies peuvent être effectuées selon cette incertitude. Ceci est le cas par exemple lorsque les compagnies essaient de gagner les primes au premier entrant (first mover advantage) dans un environnement incertain (Aragon-Correa et Sharma, 2003) ou lorsqu’elles hésitent pour leurs décisions d’investissements (Marcus et Kaufman, 1986 ; Ben-David et al., 2000 ; Blyth et al., 2007).

Aragon-Correa et Sharma (2003) proposent ainsi que « l’état perçu de l’incertitude augmente les chances que l’entreprise utilisera ses capacités et ses ressources afin de développer une stratégie environnementale proactive ». Les auteurs considèrent que les responsables qui perçoivent le niveau le plus élevé d’incertitude ont tendance à utiliser les stratégies innovatrices afin « d’anticiper les événements » et de mettre en œuvre des « actions de prévention » pour diminuer les effets qui pourraient rendre l’organisation vulnérable. Ettlie (1983) a testé la même hypothèse en examinant le processus d’innovation dans le secteur alimentaire aux Etats-Unis. Le résultat est bien que les firmes ayants perçu un niveau élevé d’incertitude liée à la régulation ont développé une politique technologique plus agressive. De plus, Ettlie trouve que les firmes ayants pratiqué une politique technologique plus agressive sont celles qui ont également eu le taux le plus élevé de production et d’innovation.

En même temps, d’autres résultats indiquent que le niveau élevé d’incertitude liée à la régulation peut conduire à un niveau d’activité plus faible. Par exemple, Marcus et Kaufman (1986) montrent que dans le programme des carburants synthétiques aux Etats-Unis, l’incertitude liée à la régulation a conduit à des difficultés de planification pour les entreprises et a provoqué l’hésitation plutôt que la « volonté à investir ». Agnolucci (2006) analyse quant à lui les facteurs d’efficacité des instruments économiques, principalement les tarifs d’achat pour promouvoir les énergies renouvelables en Allemagne depuis le début de la dernière décennie. Malgré des augmentations des capacités de production d’origine renouvelable, le résultat est que l’incertitude a diminué les effets des instruments et a ralenti la construction des capacités supplémentaires durant les trois périodes, 1997– 1998, 2000 et 2003. Dans deux de ces trois périodes, l’incertitude était d’origine nationale, i.e. la révision biennale des taux des tarifs, alors qu’en 2000 l’incertitude a été causée par les signaux ambigus de Bruxelles sur le futur des instruments des tarifs d’achat. En ce qui concerne le SCEQE, Hoffmann et Trautmann (2006) ont montré que le niveau élevé d’incertitude perçue est associé à un impact important du SCEQE sur les décisions d’innovation dans la stratégie environnementale de la compagnie. Paulsson et von Malmborg (2004) ont également souligné que dans le cas du SCEQE « les politiques gouvernementales ambiguës empêchent les compagnies d’effectuer des stratégies de long terme de mitigation du changement climatique ».

Des effets adverses de l’incertitude liée à la régulation sur les décisions d’investissement peuvent donc exister. Pendant que certaines compagnies peuvent réagir plutôt de façon proactive à l’incertitude et mettre en œuvre des stratégies innovatrices afin de gagner un avantage concurrentiel, d’autres compagnies suivront plutôt la stratégie du « wait-and see ». L’effet prédominant sera probablement fonction du contexte spécifique externe et interne de la compagnie considérée, de la position dans le marché des permis (acheteur ou vendeur) et de l’irréversibilité des investissements (Ben-David et al., 2000). Il faut tout de même remarquer que le risque associé au prix du carbone est largement politique et particulièrement difficile à juger et à gérer pour les investisseurs privés dont les stratégies impliquent le plus souvent le lobbying ou simplement l’attente de la certitude (Grubb et Newbery, 2007). De longues échelles de temps pour les investissements dans le secteur électrique contribuent au choix de ces stratégies. Le rapport Stern est très explicite sur la nécessité d’un prix du carbone crédible à long terme : « afin d’influencer le comportement et les décisions d’investissement, les investisseurs et les consommateurs doivent croire que le prix du carbone sera maintenu dans le futur. Ceci est particulièrement important pour les investissements dans le stock de capital d’une longue durée de vie » (Stern, 2006). Sans signaux stables à long terme, les investisseurs retarderont leurs décisions difficiles et choisiront probablement des investissements flexibles pour lesquels le risque est plus faible. Pour l’essentiel, cela favorise les investissements en turbine à gaz à cycle combiné (TGCC) : coût bas, construction rapide et répercussion des risques des combustibles et du carbone sur les consommateurs par le prix de l’électricité (étant donné que la technologie est souvent marginale). Comme nous l’avons souligné dans le Chapitre I, de tels investissements réalisés de manière systématique créeraient un mix technologique inadapté et ne favoriseraient pas la décarbonisation du système électrique.

2.2.3 La répercussion du prix du CO

sur le prix de l’électricité

La façon avec laquelle le coût du carbone va se répercuter sur le prix de marché du kWh constitue un autre aspect du risque carbone, qui accroît le risque-prix de l’électricité sur le marché de gros. Un prix de l’électricité reflétant le coût du CO2 est nécessaire pour encourager : (i) l’investissement moins polluant dans la production d’électricité, (ii) les réponses de la demande et l’adoption des technologies d’utilisation finale efficientes. Cependant, comme indiqué dans l’Encadré 6, la répercussion est sensible à un grand nombre de facteurs, en particulier la structure du marché électrique et les règles

d’allocation des permis de CO2.

Dans un marché concurrentiel, le coût total des permis doit se refléter dans les prix de l’électricité indépendamment de l’attribution gratuite ou payante des permis (cf. section 2.1.1). Au contraire dans le cas d’un marché régulé, la décision de répercuter le coût d’opportunité des permis

de CO2 dépend de chaque gouvernement et peut influencer les prix concurrentiels ou les prix régulés.

Par exemple, suite à l’introduction du SCEQE et aux augmentations prévues du prix de l’électricité, le gouvernement irlandais a ajusté les frais de transport et de distribution afin d’assurer que la répercussion complète sur le prix de l’électricité de gros ne soit pas transmise au prix du détail. En Espagne, le gouvernement ne permet pas aux compagnies d’élever les prix de l’électricité pour couvrir les coûts des permis (Sijm et al., 2005).

Or, le risque d’interdiction de la répercussion complète du coût des permis de CO2 décourage les investissements des producteurs si ces derniers sont dans l’incapacité de récupérer le coût complet de l’investissement (Reinaud, 2004). Cela renvoie également aux questions liées à la

distribution des permis de CO2 aux nouveaux entrants dans le marché, examinées dans la section 2.3.

Les effets sur le prix de l’électricité de gros pendant le SCEQE-1

En général, et malgré la distribution majoritairement gratuite de permis, les prix de l’électricité ont eu tendance à augmenter sur tous les marchés européens durant le SCEQE-1 (cf. le Graphique 16).