Marché day-ahead (DAM)

Couplage du marché

20. Depuis le début du Belpex DAM le 22 novembre 2006 et jusqu'au 9 novembre 2010, le 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). Ce couplage de marché dit trilatéral implique la vente conjointe de capacité d'interconnexion et d'énergie électrique, ce qui permet une utilisation optimale de la capacité commerciale disponible. Depuis le 10 novembre 2010, le Belpex DAM est toujours implicitement couplé à ces deux marchés voisins, mais la bourse allemande (EPEX GE DAM) a également été reprise dans le couplage de marché implicite. Le couplage dit CWE¹³ est élargi, depuis ce jour également, par un couplage de volume (ITVC) via un certain nombre de lignes d'interconnexion avec le Danemark et la Suède¹⁴.

21. Etant donné la courte période durant laquelle le couplage CWE a fonctionné en 2010, il n'y a pas encore moyen de tirer de conclusions et par conséquent, la présente étude se concentre encore sur le couplage de marché trilatéral entre la Belgique, la France et les Pays-Bas.

22. Le tableau ci-dessous illustre l'incidence exprimée en pourcentage moyenne du résultat du couplage de marché au cours des années 2007 à 2010. Les deux marchés affichent le même prix si l'interconnexion entre les marchés n'est pas saturée. Les situations suivantes peuvent se présenter:

–Be– : les deux interconnexions sont saturées => trois prix différents sur les trois marchés

–Be–NL : l'interconnexion avec la France est saturée => même prix en Belgique et aux Pays-Bas, prix différent en France

13 CWE signifie l‟Europe Centre Ouest et englobe le Benelux, la France et l‟Allemagne.

14 Le 13 janvier 2011 le câble NorNed qui relie la Norvège et les Pays-Bas a également été repris dans ce couplage de volume.

21/70 Fr–Be– :l'interconnexion avec les Pays-Bas est saturée => même prix en

France et en Belgique, prix différent aux Pays-Bas

Fr–Be–NL : les interconnexions ne sont pas saturées (pas de congestion) =>

même prix sur les trois marchés

23. Le tableau indique également, dans les deux colonnes de droite, l'incidence exprimée en pourcentage que le prix en France, ou aux Pays-Bas, soit égal à celui de la Belgique (FR=BE et NL=BE). En 2010, le nombre d'heures durant lesquelles les prix français et belges étaient égaux a augmenté par rapport à 2009, ce qui correspond à un retour au niveau de 2007 et 2008. En ce qui concerne les marchés néerlandais et belge, on observe par contre une diminution du nombre d'heures durant lesquelles les prix étaient égaux en comparaison avec 2008 et 2009, ce qui correspond à un retour au niveau de 2007. En moyenne, les trois marchés affichent donc très souvent un prix égal (et la congestion est donc relativement faible).

-Be- -Be-NL Fr-Be- Fr-Be-NL FR=BE NL=BE

24. Les prix sont plutôt similaires en raison du degré de saturation relativement faible des interconnexions. L'évolution du prix mensuel moyen sur les trois bourses de Belgique, des Pays-Bas et de France est illustrée dans la figure ci-dessous. Cette figure montre les prix moyens par mois pour les trois bourses pour la période de 2007 à 2010. Le mois de 2010 le plus cher sur le Belpex DAM était celui de décembre (62,6 €/MWh) ; le mois le meilleur marché était celui d'août (37,0 €/MWh).

25. Le prix annuel moyen sur le Belpex DAM en 2010 était de 46,3 €/MWh ; c'est

22/70 Prix de l'électricité day-ahead

Belgique Pays-Bas France

2007 41,7 41,9 40,8

2008 70,6 70,0 69,2

2009 39,4 39,1 43,0

2010 46,3 45,3 47,5

2007-2010 49,5 49,1 50,1

Source : CREG, ELIA, BELPEX, APX, POWERNEXT

prix moyens mensuels sur les trois bourses de la région TLC pour la période de 2007 à 2010 Source : CREG, ELIA, BELPEX, APX, POWERNEXT

26. Il ressort de la figure ci-dessus que les prix moyens sur les trois bourses en 2009 et 2010 sont modérés par rapport à 2007 et 2008. Cela semble également être le cas pour les pics de prix et la volatilité, comme on peut le voir dans la figure ci-dessous : en 2007, différents pics de prix ont été atteints, bien au-delà des 500 €/MWh et en 2008, certains ont encore atteint 500 €/MWh. En 2009, le prix Belpex DAM maximal était de 143 €/MWh, alors qu'il était de 252 €/MWh en 2010. La volatilité, mesurée au moyen de la déviation standard du prix, était également inférieure en 2009 et 2010 à celle de 2008 et 2007. A noter qu'un pic de prix n'est pas indésirable en soi, à condition qu'il se réalise de manière correcte et transparente ; cela indique en effet un déficit de production et donne un signal aux investisseurs.

23/70 Prix maximum mensuel et déviation standard sur le Belpex DAM

Source : CREG+BELPEX

27. Le tableau ci-dessous donne, pour la période 2007-2010, le nombre d‟heures durant lesquelles un prix s'est formé pendant un certain intervalle de prix et confirme l'analyse réalisée ci-dessus, selon laquelle le nombre de pics de prix était sensiblement inférieur en 2009 et 2010, par rapport à 2007 et 2008.

nombre

d‟heures 2007 2008 2009 2010

0-100 €/MWh 8396 7601 8716 8705

100-200 305 1164 43 52

200-300 25 13 2

300-500 15 2

500-1000 14 3

1000-3000 4

Source : CREG+BELPEX

Volumes

28. Le tableau ci-dessous montre l'énergie négociée, achetée et vendue totale annuelle sur le Belpex DAM (en TWh) pour la période 2007-2010, ainsi qu'une comparaison du volume négocié avec la consommation d'Elia ("% Consommation"). Il ressort de ces données que 11,8 TWh ont été négociés sur le Belpex DAM en 2010, ce qui

24/70 représente une augmentation par rapport à 2009. Le volume négocié correspond à 13,7% de la consommation annuelle dans la zone de réglage Elia.

29. Il s'avère par ailleurs que les acteurs actifs sur le Belpex DAM en 2010 ont acheté 9,6 TWh, contre 8,9 TWh vendus. Par conséquent, 0,7 TWh nets ont été importés dans la zone de réglage Elia via le Belpex DAM.

TWh Volume BuyVolume SellVolume % Consommation

2007 7,59 6,80 4,84 8,6%

2008 11,10 10,42 4,31 12,6%

2009 10,14 6,05 9,14 12,4%

2010 11,84 9,59 8,91 13,7%

2007-2010 40,66 32,86 27,21 11,8%

Source : CREG+BELPEX

30. La figure ci-dessous montre l'évolution mensuelle des volumes moyens sur le Belpex DAM pour la période 2007-2010. Il ressort de la figure qu'un volume record a été négocié en décembre 2010 (2164 MWh/h). De nombreuses importations ont eu lieu au cours de ce mois : cela se voit par le fait que le volume vendu par les acteurs sur le Belpex („SellVolume‟ – ligne verte) était inférieur à 1000 MWh/h en moyenne, alors que le volume acheté par les acteurs sur Belpex („BuyVolume‟ – ligne rouge) coïncide avec le volume négocié. La différence entre le volume vendu et acheté a été importée depuis la France et/ou des Pays-Bas via Belpex. En août 2010, la situation était exactement inverse : le volume négocié y était aussi relativement important (1500 MWh/h en moyenne), mais ce volume était exporté en grande partie vers la France et/ou les Pays-Bas.

31. Pendant la période de septembre 2007 à juin 2008, la zone de réglage Elia a importé beaucoup d'énergie via le Belpex DAM (tout comme en décembre 2010). Pendant la période d'avril 2009 à octobre 2009, la situation était exactement inversée et la zone de réglage Elia a exporté beaucoup d'énergie via le Belpex DAM (tout comme en août 2010).

25/70 volumes négociés, achetés et vendus sur le Belpex DAM (en MWh/h)

Source : CREG+BELPEX

Valeur des contrats négociés sur le Belpex

32. Le tableau ci-dessous donne un bref aperçu de la valeur des contrats négociés sur le Belpex DAM pendant la période 2007-2010. En 2008, la valeur de 802 millions d'euros était la plus élevée, car à l'époque on notait également le prix le plus élevé.

En 2010, le montant des transactions sur le Belpex DAM s‟élevait à 561 millions d'euros.

M€ valeur

2007 365,8

2008 802,2

2009 388,4

2010 560,8

2007-2010 2.117

Source : CREG+BELPEX

26/70 Parts de marché et résilience du marché du Belpex DAM

33. La figure ci-dessous illustre les parts de marché des acteurs sur le Belpex DAM pour le marché des achats. La part de l'importation via le couplage de marché¹⁵ (ci-après :

« exportation TLC ») est coloriée en bleu foncé. On remarque dans la figure que les parts de marché et l'"exportation TLC" peuvent fortement varier. Ainsi, « l'exportation TLC » prédomine pendant le mois d'août et, dans une moindre mesure, pendant le mois de juillet 2010, alors qu'il n'y a aucune « exportation TLC » durant le mois de décembre 2010 et qu'elle représente moins de 10 % pendant janvier et novembre. Il ressort aussi clairement de la figure qu'aucun acteur ne domine le marché de l'achat, sauf en janvier, février et décembre. On peut affirmer de manière générale que la concentration du côté de l'achat est supérieure pendant les mois d'hiver que pendant les mois d'été.

évolution des parts de marché sur le Belpex DAM pour le marché de l'achat en 2010 - Source : Belpex

34. La figure ci-dessous donne les mêmes informations que celle ci-dessus, mais pour le marché de la vente du Belpex DAM, y compris la part des exportations via le couplage de marché (ci-après : « importation TLC » - en bleu foncé dans la figure). « L'importation TLC » de 60 % en décembre 2010 signifie que 60 % des volumes négociés sur le Belpex

15 Remarque relative aux figures sur les parts de marché : les parts de marché des acteurs sont classées simplement par graphique et par mois, de la plus petite à la plus grande (à l‟exception de la part TLC qui est toujours placée en premier). De ce fait, l‟ordre des acteurs locaux n‟est pas nécessairement le même d‟un mois à l‟autre. En d‟autres termes, il n‟y a pas moyen de tirer de conclusions sur l‟évolution de la part de marché d‟un acteur déterminé au cours des différents mois. Il n‟y a pas non plus moyen de tirer de conclusions sur la relation existant entre la part de marché sale et purchase d‟un acteur au cours d‟un mois déterminé.

27/70 DAM sont importés depuis les Pays-Bas et la France. Du côté de la vente du Belpex DAM également, aucun acteur ne semble dominer le marché, mais il ressort de la figure que la concentration du côté de la vente soit supérieure durant les mois d'été que durant les mois d'hiver et, soit exactement l'image inverse du côté de l'achat.

évolution des parts de marché sur le Belpex DAM pour le marché des ventes en 2010 - Source : Belpex

35. La SA Belpex procède chaque mois à une analyse de la résilience du marché (ou robustesse du marché) du Belpex DAM. La résilience du marché mesure la sensibilité des prix d'un marché : moins le prix de marché réagit à la demande ou l'offre supplémentaire, plus un marché est robuste. Par conséquent, la résilience du marché peut aussi servir de mesure de la liquidité d'un marché : plus un marché est résilient (ou robuste), plus il est liquide. Pour analyser la résilience du marché, la SA Belpex simule de manière exacte pour l'ensemble des heures considérées ce que le prix serait si de l'énergie supplémentaire avait été offerte ou demandée sur le marché, et ce pour des phases de 50, 250 et 500 MW. Cette analyse donne par conséquent une image dynamique du marché day ahead, ce qui constitue un aspect très important augmentant la transparence de ce marché. La figure ci-dessous montre la différence de prix moyenne par année pour la période 2007-2010 (les valeurs négatives sur l'axe horizontal représentent l'offre supplémentaire de volumes).

28/70 36. Il ressort de la figure que si 500 MW d'énergie supplémentaires avaient été offerts pendant l'ensemble des heures sur le Belpex DAM (“-500 MW” sur l'axe x), cela aurait fait baisser le prix moyen en 2009 d'environ 1,6 €/MWh. En 2009, il s'agissait encore de 1,95 €/MWh ; en 2007 et 2008, le prix aurait diminué de 3 €/MWh. Dans l'autre direction également, le marché semble plus robuste en 2010 qu'en 2008 et 2007 et plus ou moins aussi robuste qu'en 2009 : si pendant l'ensemble des heures de 2010, 500 MW supplémentaires avaient été achetés, le prix aurait augmenté de 1,6 €/MWh ; en 2007 et 2008, cela aurait engendré une hausse de prix de presque 5 €/MWh ; et en 2009, une hausse de prix de 1,8 €/MWh.

résilience du marché moyenne pour les années 2007 à 2010 Source : CREG+BELPEX

37. La figure ci-dessous illustre la résilience du marché moyenne mensuelle. Il ressort de cette figure que la résilience du marché était très volatile en 2007 et pendant le premier semestre de 2008. Depuis juillet 2008, les changements de prix résultant d'un achat ou d'une vente supplémentaire de 500 MW sont encore de 5 €/MWh maximum. Et même de 3,7 €/MWh maximum en 2010.

29/70 résilience du marché moyenne mensuelle pour la période 2007-2010

Source : CREG+BELPEX