4. Échange d’électricité
4.2. Sujet spécial
4.3.1. Le marché de gros day-ahead de l'électricité pour fourniture en Belgique
71. La moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité en Belgique a atteint son niveau le plus faible depuis 2007, à 36,6 €/MWh (Figure 34). Après ajustement pour inflation, les prix day-ahead moyens annuels de l'électricité sont 25,7 % moins chers depuis 2007 (Tableau 13). En 2016, pendant 70 % des heures, les prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres étaient inférieurs à 40 €/MWh (Tableau 14). En comparaison avec les 6 années précédant 2016, 2016 est l’année pendant laquelle la plus haute fréquence des prix de gros day-ahead les plus élevés a été observée : 1,2 % des prix day-ahead en 2016 étaient supérieurs à 100 €/MWh. La moyenne quotidienne du prix de gros day-ahead de l'électricité en Belgique, qui est souvent utilisée comme indice pour déterminer les prix des contrats de fourniture, a atteint un niveau supérieur à 100 €/MWh pendant 5 jours en 2016 (tous durant le quatrième trimestre).
-5 0 5 10 15 20 25 30
-6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2
Price Difference Additional Demand [€/MWh]
Price Difference Additional Supply [€/MWh]
Figure 34 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité, par zone de dépôt des offres dans la région CWE, a continué de baisser en 2016. La zone belge de dépôt des offres ainsi que la zone française présentent les prix moyens les plus élevés
Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
Tableau 13 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead mensuels du marché de l'électricité de base dans la zone de dépôt des offres belge, en termes nominaux, affiche une baisse de prix de 5,14 €/MWh entre 2007 et 2016. En termes réels, le prix de la matière première électricité a baissé de 10,62 €/MWh, soit plus du double de la baisse du prix nominal
Sources : CREG sur la base des données reçues d'EPEX SPOT Belgium, SPF Économie, PME, Classes moyennes et Énergie
44,7
36,6 48,0
51,9
41,2 40,1
38,5 32,236,7 42,6
37,8
32,8 31,6
29,0
0 10 20 30 40 50 60 70 80
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BE NL FR DE
€/MWh
Year BE nominal BE real (ref. jan 2007) BE real (ref. dec 2016)
2007 41,72 41,28 49,44
2008 70,64 67,20 80,48
2009 39,40 37,26 44,62
2010 46,28 43,04 51,55
2011 49,41 44,63 53,45
2012 47,07 41,39 49,57
2013 47,50 41,28 49,44
2014 40,79 35,30 42,28
2015 44,74 38,31 45,88
2016 36,58 30,66 36,72
Tableau 14 : L'histogramme des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres illustre une plus grande fréquence de prix, supérieure à 80 €/MWh. Près de 60 % du temps, les prix horaires se situent entre 20 €/MWh et 40
€/MWh, ce qui représente un changement important par rapport aux histogrammes observés depuis 2010 Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
Figure 35 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead du charbon (CIF ARA) et du gaz (TTF) affiche une diminution de prix des matières premières utilisées pour la production d'électricité par les centrales à l'extrémité supérieure de la courbe de préférence en Allemagne et aux Pays-Bas respectivement. Les prix du gaz ont baissé de près de 50 % depuis 2013, ce qui correspond à 38 % de réduction des prix de gros néerlandais de l'électricité depuis 2013. Depuis 2013, les prix du charbon ont baissé de 11 % et les prix de gros allemands de l'électricité ont diminué de 23 %. Ce phénomène est souvent uniquement attribué à l'intégration des sources d'énergie renouvelables, la diminution des prix de gros de l'électricité pourrait être plus significativement impactée par les évolutions des prix des matières premières
Sources : CREG sur la base de TTF et CIF ARA
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
€-500/MWh -
€0/MWh 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,1% 0,2% 0,0% 0,0% 0,0%
€0/MWh -
€20/MWh 17,3% 4,1% 10,9% 5,3% 9,3% 4,2% 9,6% 5,1% 3,3% 11,3%
€20/MWh -
€40/MWh 48,1% 8,7% 47,4% 27,8% 11,8% 28,5% 22,1% 43,8% 35,9% 59,6%
€40/MWh -
€60/MWh 20,0% 24,2% 30,8% 50,1% 53,4% 50,3% 44,5% 45,6% 50,6% 19,5%
€60/MWh -
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
TTF Coal CIF ARA
€/MWhth
72. La moyenne annuelle des prix de gros de l'électricité dans tous les pays limitrophes était aussi inférieure en 2016 en comparaison avec 2015, mais la réduction de la moyenne annuelle du prix de gros de l'électricité en Belgique était la plus importante dans la région CWE (Figure 34). La réduction des prix de gros de l'électricité en Belgique et dans la région CWE s'explique par l'intégration de l'énergie renouvelable et, de manière plus importante, par la réduction des prix de gros du charbon et du gaz qui représentent un apport important pour déterminer les frais marginaux à court terme d'une centrale au gaz ou au charbon, et donc le niveau de prix auquel l'électricité produite devrait être proposée au marché day-ahead belge. Les prix de gros du gaz se rapprochent du niveau du prix minimal observé depuis 2009, alors que les prix de gros du charbon ont légèrement augmenté en 2016, après avoir baissé chaque année depuis 2011 (Figure 35).
73. La convergence de la moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité observée en 2015 entre la Belgique et la France d'une part et les Pays-Bas et l'Allemagne s'est néanmoins poursuivie en 2016 (Figure 34). L'écart de prix de la moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la région CWE a baissé pour atteindre 7,8 €/MWh en 2016 contre 13,1 €/MWh en 2015, soit le niveau le plus bas depuis 2013, mais toujours plus du double de l'écart de prix minimal observé depuis 2007. Les prix ont principalement divergé suite à divers événements pendant les quatre derniers mois de 2016 (Figure 36). Ces événements peuvent notamment être imputés à des arrêts nucléaires en Belgique à partir de septembre et à une production inférieure à la production habituelle de la flotte nucléaire d'EDF en France suite à la détection d'anomalies dans la cuve du réacteur à eau pressurisée (PWR) de Flamanville en mai et à toute la série d'études qui s'en sont suivies et qui ont touché en tout 18 des 58 PWR installés en France. Par conséquent, la plus haute fréquence des prix élevés en Belgique semble découler du fait que le marché uniquement énergétique émet des signaux de prix qui reflètent des conditions de pénurie dans la région CWE (Tableau 14). À ce titre, en 2016, le marché uniquement énergétique en Belgique a non seulement offert des opportunités de consommation flexible et active ou pour les centrales de production réagissant à des signaux de prix intraday mais aussi à celles réagissant à des signaux de prix inter-days (Figure 37, Figure 38).
Figure 36 : La moyenne mensuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité par zone de dépôt des offres dans la région CWE montre que des prix extrêmement hauts sont apparus de septembre à décembre 2016. L'année 2016 est également la première année depuis 2012 où les prix dans la zone allemande de dépôt des offres ont été plus élevés à la fin de l'année qu'au début. L'indisponibilité des centrales nucléaires en Belgique et en France explique l'augmentation de prix en fin de l'année
Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
0
Figure 37 : La volatilité des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres montre que les pics de prix horaires ne se sont pas produits plus souvent que d'habitude (turquoise). Des prix élevés pendant plusieurs jours ou heures se sont toutefois présentés plus souvent
Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
Figure 38 : La volatilité, en journée, des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres, moyennés sur des périodes quotidiennes et mensuelles, indique que les centrales flexibles ont principalement eu des opportunités d'arbitrage pendant les mois d'octobre et novembre 2016
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
19,9 22,7
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
avg std. dev. per day std. dev. of average daily prices std. dev. of average monthly prices
0
74. La fréquence des prix horaires entre la Belgique et les trois autres zones de dépôt des offres dans la région CWE, différant de moins de 0,01 €/MWh, ci-après désignée par les termes convergence complète, est passée de 18,9 % en 2015 à 34,5 % en 2016, soit le plus haut niveau enregistré depuis 2013 (Figure 39). La convergence de prix complète entre la Belgique et l'une des trois autres zones de dépôt des offres dans la région CWE s'est d'autre part détériorée, entraînant une augmentation des heures avec une divergence de prix complète dans la région CWE passant de 42,1 % en 2015 à 50,1 % en 2016, soit le plus haut niveau observé depuis 2007. Environ la moitié des heures avec divergence de prix complète a été générée par des différences de prix de moins de 1 €/MWh, comme l'illustre le calcul de la convergence de prix à l'aide d'une différence de prix avec un seuil de 1 €/MWh. Dans la plupart des cas, la zone belge de dépôt des offres est approximativement le prix convergent avec la France. L'analyse mensuelle de la convergence de prix en 2016 confirme que de faibles convergences de prix se produisent au cours des 3 à 4 derniers mois de 2016 (Figure 41, Figure 42). Pendant les 8 premiers mois de 2016, le prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres est plus de 80 % du temps environ équivalent au prix de gros de l'électricité dans l'une des trois autres zones de dépôt des offres de la région CWE.
Figure 39 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE affiche la plus forte occurrence de convergence complète des prix depuis 2013. La divergence complète des prix a pour la première fois dépassé 50 % depuis les observations. Les convergences de prix entre la zone belge de dépôt des offres et d'une part uniquement la zone française de dépôt des offres et d'autre part uniquement la zone hollandaise de dépôt des offres, ont atteint la fréquence la plus basse depuis le début des observations Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
7,6%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE BE≠NL;BE=FR;BE=DE BE≠NL;BE=FR;BE≠DE BE≠NL;BE≠FR;BE=DE BE≠NL;BE≠FR;BE≠DE
Figure 40 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE indique qu'il existe fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge et française
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
Figure 41 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique que le dernier trimestre de 2016 a enregistré une divergence de prix fréquente
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
12,3%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE
01/2016 02/2016 03/2016 04/2016 05/2016 06/2016 07/2016 08/2016 09/2016 10/2016 11/2016 12/2016 BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE
BE≠NL;BE=FR;BE=DE BE≠NL;BE=FR;BE≠DE BE≠NL;BE≠FR;BE=DE BE≠NL;BE≠FR;BE≠DE
Figure 42 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique qu'il existe fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge et française
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
75. La production d'électricité nucléaire accrue en 2016 a débouché sur une forte réduction des volumes importés sur le marché day-ahead pour la fourniture d'électricité dans la zone belge de dépôt des offres de 14,0 TWh en 2015 à 7,6 TWh en 2016 (Tableau 15). Les volumes exportés sont passés à 1,2 TWh, soit la valeur la plus haute depuis 2012. Les volumes échangés se situent à un niveau similaire à ceux de 2014. La réduction de la moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité oriente donc principalement la réduction de la valeur de tous les contrats conclus de 1,08 milliard à 786 millions d'euros en 2016, son niveau le plus bas depuis 2012 (Figure 43).
Tableau 15 : Les volumes totaux des produits énergétiques de gros day-ahead vendus, achetés, échangés, importés et exportés (le tout exprimé en TWh), y compris le taux de résiliation annuel et la valeur totale des contrats conclus
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
39,1% 43,1%
01/2016 02/2016 03/2016 04/2016 05/2016 06/2016 07/2016 08/2016 09/2016 10/2016 11/2016 12/2016 BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE
BE≠NL;BE=FR;BE=DE BE≠NL;BE=FR;BE≠DE BE≠NL;BE≠FR;BE=DE BE≠NL;BE≠FR;BE≠DE
Year Buy Sell Trade Import Export Net Import Trading / Load ELIA Value of contracts [Meuro]
2007 6,8 4,8 7,6 2,7 0,8 2,0 8,6% 365,9
2014 19,6 9,5 19,8 10,3 0,2 10,1 25,6% 830,2
2015 23,6 9,6 23,7 14,0 0,0 14,0 30,7% 1080,4
2016 18,3 11,9 19,6 7,6 1,2 6,4 25,3% 785,6
2007-2016 136,6 87,5 149,6 62,0 12,9 49,1 18,5% 7095,9
Figure 43 : La valeur totale de tous les contrats conclus sur le marché de gros day-ahead de l'électricité pour la fourniture en Belgique a baissé depuis l'an dernier pour atteindre un niveau équivalent à celui observé en 2008 et pendant la période allant de 2012 à 2014
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
76. Comme nous l'avons déjà mentionné, la disponibilité des centrales nucléaires belges a des impacts significatifs sur l'échange de produits énergétiques de gros sur le marché de gros day-ahead de l'électricité belge (Figure 44). Pendant la première moitié du mois de janvier 2016, indépendamment des périodes d'indisponibilité de Tihange 1 et Doel 1 en mars et mai, le parc nucléaire belge a produit de l'électricité à pleine capacité, ce qui a entraîné une soudaine réduction de la demande et des importations sur le marché day-ahead par rapport à décembre 2015. Les quelques mois suivants se sont caractérisés par une substitution des volumes vendus par des importations compétitives de l'étranger afin de satisfaire à la demande progressivement inférieure à des prix compétitifs. La diminution des volumes vendus en avril et en mai a coïncidé avec une chute de la capacité de production disponible de près de 3 GW. La concurrence et une capacité de production disponible en reprise progressive pendant l'été ont débouché sur la substitution des importations par l'approvisionnement en Belgique. En septembre, Tihange 1 (962 MW), Tihange 3 (1045,8 MW) et Doel 1 (433 MW) ont été indisponibles, puis Doel 3 (1006 MW) a suivi en octobre. La perte de près de 3.500 MW d’approvisionnement de base a entraîné une forte augmentation de la demande, qui a atteint son niveau le plus haut observé depuis 2007 et qui a intégralement été couverte par des importations. Le redémarrage de Doel 1, Tihange 3 et Doel 3 à partir d'octobre a de nouveau fait baisser la demande et a fait augmenter la fourniture sur le marché day-ahead, ce qui a entraîné une diminution progressive des importations jusqu'à la fin de l'année.
366
802
388
561 619
804
859
830
1.080
786
0 200 400 600 800 1000 1200
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Million EUR
Figure 44 : Les volumes horaires moyens des produits énergétiques de gros day-ahead vendus, achetés et échangés ont fortement baissé à partir de décembre 2015 et jusqu'en août 2016. Depuis septembre 2016, le volume échangé et acheté a sensiblement augmenté pour enregistrer des niveaux observés depuis 2007, à un taux supérieur au volume vendu sur la même période
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium