0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
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
date
EUR/MWh
DS-SS 06 DS-SS 07 DS-SS 08 CCDS-CCSS 06 CCDS-CCSS 07 CCDS-CCSS 08
Ce graphique illustre d’une part la réduction de la marge des centrales au charbon lorsque le coût du carbone est intégré et, d’autre part, le fait que le différentiel de marge est resté positif pour le charbon ce qui indique que la hausse du prix du gaz par rapport au prix du charbon a été telle qu’elle a plus que compensé le coût des quotas et donc que l’arbitrage attendu n’a pas totalement eu lieu.
4 Spark spread (SS) = prix de gros de l’électricité – prix de gros du gaz/rendement thermique de l’unité de production au gaz.
5 Dark spread (DS) = prix de gros de l’électricité – prix de gros du charbon/rendement thermique de l’unité de production au charbon.
VI.4. Stratégies de marché
38. En supposant qu’il soit possible de déterminer de façon précise la notion de windfall profit et le degré d’intégration du coût marginal du carbone dans le prix de gros de l’électricité en base, en pointe et à différentes périodes de l’année, un dernier élément déterminant entre en ligne de compte, il s’agit de la politique commerciale menée par le producteur / fournisseur et de sa stratégie sur le marché de gros et sur le marché de détail.
Dans une stratégie de conquête de parts de marché, le producteur qui dispose d’un parc dont l’intensité carbone est faible peut ne pas répercuter le coût d’opportunité du carbone dans son prix de vente de façon à évincer ses concurrents du marché. La « perte » réalisée sur la production marginale va être compensée par le gain réalisé sur les unités infra marginales.
Il favorise alors la stratégie de part de marché à une stratégie de maximisation du profit.
VI.5. Contraintes de marché et réglementaires
a) Contraintes de fourniture
Pour un producteur donné, le prix de marché n’est pas forcément égal à son coût marginal de production, coût d’opportunité du carbone inclus. Il se peut qu’il soit inférieur.
L’ajustement prévu en théorie économique (réduction de l’offre) ne s’opère pas nécessairement dans la pratique dans la mesure où il doit remplir ses engagements contractuels de fourniture envers ses clients.
b) Contraintes réglementaires
39. Les autorités peuvent imposer des règles qui empêchent les producteurs de transférer le coût du carbone dans le prix de vente. C’est notamment le cas sur les segments de marché non libéralisés où les prix sont encore régulés.
V. Impact sur le prix de l’électricité en Belgique
En Belgique, l’impact du système des quotas d’émission est de deux ordres :
• impact éventuel sur la composante énergie du prix de l’électricité ;
• impact sur la composante taxes du prix de l’électricité.
V. 1. Impact sur la composante énergie
Approche quantitative
40. 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 des ventes de chacun des producteurs permettrait de connaître le CO2 windfall profit réalisé par chaque producteur.
Analyser l’évolution des prix entre 2004 et 2005 ne permet de tirer aucune conclusion dans la mesure où les éléments déterminants de l’offre et de la demande ont évolué.
De même, si une corrélation peut être observée entre le prix des quotas et le prix de l’électricité, cette corrélation ne garantit pas le lien de causalité entre les deux éléments et ne permet pas de déterminer le pourcentage du coût du carbone intégré dans le prix de l’électricité.
Pour toutes les raisons citées aux chapitres précédents, et compte tenu du délai de 40 jours imparti pour la réalisation de l’étude, l’approche quantitative n’a pas été retenue.
Approche qualitative
Marché de gros – clients industriels
Schéma 4 : Composant d’un marché dérégulé
Marché de gros de l'électricité
Bourse de l'électricité
Marché du Marché spot Marché à Marché OTC
balancing (day ahaed) terme (future)
41. Sur le marché libéralisé, l’électricité est vendue sur le marché de gros. Les fournisseurs et les traders achètent l’électricité aux producteurs en signant des contrats bilatéraux ou en en agissant en bourse. Le marché fournit également des prix forward (prix payé actuellement pour de l’électricité à fournir sur une période donnée dans le futur). Ces prix forward donnent aux producteurs une indication de la demande future de capacités de production.
42. Etant donné sa forte volatilité résultant de la très faible élasticité prix de la demande, seul un faible volume des ventes se réalise sur le marché spot.
43. En Belgique, pour se prémunir du risque de volatilité, la majorité des transactions entre producteurs et gros consommateurs/fournisseurs/traders se réalisent en fonction de contrats bilatéraux (OTC) établis sur mesure et dont les termes dépendent du pouvoir de négociation des parties en présences et de leurs accords passés. Les prix négociés sont toutefois influencés par les prix forward publiés.
Faute de connaître les prix exacts de vente, le prix forward constitue donc un bon indicateur du prix de vente de l’électricité sur le marché de gros en Belgique.
44. Le prix des quotas est déterminé sur un marché européen où se rencontrent l’offre et la demande de plusieurs secteurs dont les installations soumis à des contraintes plus ou moins
élevées selon le pays. Les producteurs/fournisseurs belges sont price takers. Le prix du carbone est donc pour eux une variable exogène largement influencée en 2005 par l’évolution du prix des combustibles et plus récemment, par le prix de l’électricité en Allemagne.
45. L’analyse de l’évolution des prix sur le marché de gros en Belgique permet de déceler deux tendances :
• le prix de gros en Belgique, comme en France, s’aligne sur celui de l’Allemagne.
La Belgique est importatrice nette vis-à-vis de tous ses voisins et ses importations fixent un plafond pour le prix de gros en Belgique.
• le prix de gros s’écarte du coût moyen pour se rapprocher du coût marginal ;
Par ailleurs, les unités marginales sont des centrales au gaz ou au charbon.
Pour évaluer la possibilité de transférer le coût du carbone dans le prix de marché en 2005, le prix de marché (base load forward cal 05 publié par Platts) a été comparé aux coûts variables de production d’une centrale gaz (CCGT) et d’une centrale au charbon, coût de transport du combustible inclus. La marge obtenue par soustraction du prix du combustible et des autres coûts variables a été comparée au coût d’opportunité du carbone pour déterminer son degré de couverture et donc d’intégration dans le prix de marché.
Graphique 5 : Taux d’intégration possible du coût d’opportunité du carbone de l’unité marginale