Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38
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COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE
F060309-CDC-537
relative à
‘l’impact du système des quotas d’émissions de CO
2sur le prix de l’électricité’
réalisée en application de l’article 23, § 2, deuxième alinéa, 2° et 14 bis°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.
9 mars 2006
ETUDE
La COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ (ci-après : CREG) a été priée par le Ministre de l'Economie, de l'Energie, du Commerce extérieur et de la Politique scientifique, par lettre du 31 janvier 2006, d’entreprendre une étude relative à l’impact du système européen des quotas d’émission de gaz à effet de serre sur le prix de l’électricité en Belgique.
Le rôle de la CREG est défini, en matière de réalisation d’études, par l’article 23, §2, deuxième alinéa, 2° de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci-après : la loi électricité) et en matière de contrôle des prix par l’article 23, §2, deuxième alinéa, 14 bis°, de la loi électricité.
L’étude comporte cinq parties :
• la première partie présente les grandes lignes du système européen des quotas d’émissions, la déclinaison de l’objectif européen dans les plans d’allocations régionaux et leur impact pour les unités de production du secteur électrique ;
• l’évaluation du coût réel des quotas pour les principaux producteurs belges d’électricité est réalisée dans la seconde partie ;
• la troisième partie présente l’approche théorique de l’impact au travers des concepts de coût d’opportunité et de windfall profit ;
• les limites de l’approche théorique sont évoquées dans la quatrième partie ;
• la cinquième partie aborde la possibilité d’un transfert du coût d’opportunité des quotas dans le prix de l’électricité au consommateur final.
Le Comité de Direction de la CREG a approuvé la présente étude le 9 mars 2006.
I. Contexte
I.1 . Système européen d’échange des quotas d’émissions de gaz à effet de serre
Bases légales
• Décision 2002/358/CE du Conseil, du 25 avril 2002, relative à l’approbation, au nom de la Communauté européenne, du protocole de Kyoto à la Convention-Cadre des Nations- Unies sur les changements climatiques et l’exécution conjointe des engagements qui en découlent ;
• Directive 2003/87/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre dans la communauté et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil (ci-après : la directive européenne) ;
• Décision n°280/2004/CE du Parlement Européen et du Conseil du 11 février 2004 relative à un mécanisme pour surveiller les émissions de gaz à effet de serre dans la Communauté et mettre en œuvre le protocole de Kyoto.
Contexte
1. Le trading des droits d’émission de gaz à effet de serre (GES) est un des outils du programme européen sur le changement climatique. Il s’inscrit dans le cadre du respect des engagements pris lors de la ratification du protocole de Kyoto intervenue en mai 2002.
Son but est d’internaliser les coûts jusqu’à présent externalisés des émissions de gaz à effets de serre en application du principe du pollueur payeur.
Objectif
2. La Communauté (15 pays) s’est engagée à réduire de 8% ses émissions de GES par rapport au niveau d’émissions de 1990 sur la période 2008 à 2012. Les 10 Etats Membres qui ont rejoint l’Union Européenne le 1er mai 2004 ont des objectifs individuels à respecter en fonction du protocole de Kyoto.
Dans ce cadre, la Belgique s’est engagée à réduire de 7,5% ses émissions de GES réalisées en 1990 sur la période 2008-2012. Ceci signifie que la Belgique pourra émettre au maximum sur la période 2008-2012 un montant égal à : (émissions 1990 x5)*(1-7,5%) tCO2eq.
L’élément central de la stratégie est l’instauration d’un marché européen des quotas d’émissions de GES à partir du 1er janvier 2005.
Champs d’application
a) Participants (types d’activités et d’installations)
3. La directive s’applique aux activités suivantes dans le secteur de l’électricité :
Tableau 1 : Activités du secteur électrique soumises à la directive européenne Activité Gaz à effet de serre
Installations de combustion d’une puissance calorifique de combustion supérieure à 20 MW (sauf déchets dangereux ou municipaux)
Dioxyde de carbone
Les autres activités et installations concernées sont :
• activités dans le secteur de l’énergie : - raffineries de pétrole ;
- cokeries ;
• production et transformation des métaux ferreux => installations de : - grillage ou de frittage de minerai métallique ;
- production de fonte et d’acier (incluant coulée continue > 2,5 t/h) ;
• industrie minérale => installations de :
- production de ciment clinker (dans fours rotatifs avec capacité de production >
500 t/j) ou de chaux (capacité > 50t/j) ;
- fabrication du verre (capacité de fusion > 20 t/j) ;
- fabrication de produits céramiques par cuisson (capacité de production > 75 t/j et/ou capacité du four > 4 m3 et densité d’enfournement > 300 kg/m3) ;
• autres activités => installations de fabrication de : - pâte à papier ;
- papier et carton (capacité de production > 20t/j).
4. A partir de 2005, les Etats membres appliquent le système aux installations exerçant ces activités et qui dépassent la limite de capacité prévue. A partir de 2008, les Etats membres pourront élargir le champ d’application à d’autres activités, installations et GES.
b) Gaz à effet de serre concernés - Dioxyde de carbone (CO2) ; - Méthane (CH4) ;
- Protoxyde d’azote (N2O) ; - Hydrocarbures fluorés (HFC) ; - Hydrocarbures perfluorés (PFC) ; - Hexafluorure de soufre (SF6).
Une table d’équivalence permet de convertir les émissions de ces gaz en tonnes d’équivalent CO2 (tCO2 eq)
Dans la première phase, seul le CO2 est concerné.
Principes de fonctionnement : cap and trade
5. A partir du 1er janvier 2005, les installations de combustion citées ci-avant ne peuvent fonctionner que si elles détiennent une autorisation d’émettre des GES (un droit de polluer).
Chaque installation reçoit des quotas d’émissions l’autorisant à émettre un certain nombre de tonnes d’équivalent CO2 au cours d’une période donnée (cap).
Les entreprises peuvent atteindre leur objectif de quatre manières : - en émettant exactement la quantité autorisée ;
- en réduisant leurs émissions en deçà du seuil autorisé et en vendant ou en gardant les quotas d’émission excédentaires ;
- en dépassant la quantité autorisée (parce qu’elles n’arrivent pas a respecter le quota ou parce qu’elles estiment que les mesures de réduction des émissions sont trop coûteuses par rapport au prix des quotas) et en achetant des quotas supplémentaires sur le marché (trade) ;
- en ayant recours au mécanisme flexible de développement propre (MDP) (ou Clean Development Mecanism – CDM)
le but étant de réduire les émissions là où cela coûte le moins cher.
L’échange des quotas peut avoir lieu entre Etats membres et avec les pays tiers où les quotas sont reconnus.
L’implication de plusieurs secteurs d’activités et l’établissement d’un marché au niveau européen doit écarter le risque de manipulation des prix par un acteur (entreprise ou secteur d’activité) dominant.
6. Les Etats membres distribuent les quotas entre activités et installations en fonction d’un plan national d’allocation approuvé au niveau européen.
Allocation des quotas
7. Les EUAs (European Union Allowances) sont alloués gratuitement pour la période 2005-2007 en créditant le 28 février de chaque année le compte de chaque installation dans le registre national.
Echéance
8. Le 30 avril de chaque année l’exploitant d’une installation restitue les quotas correspondants à ses émissions réalisées au cours de l’année calendrier écoulée.
Sanction
9. Tableau 2 : Sanction
Période Sanction
Période 1 (2005 – 2007) 40 EUR / tCO2 eq émise non couverte par un quota et obligation l’année suivante de fournir les quotas correspondant à ces émissions excédentaires.
Périodes de 5 ans suivantes 100 EUR / tCO2 eq non couverte + fournir des quotas l’année suivante.
Lien avec les mécanismes flexibles prévus dans le protocole de Kyoto.
10. Le protocole de Kyoto, comporte trois mécanismes de flexibilité dans le but de réduire le coût de la réduction des émissions :
a) trading international d’émissions.
L’interconnexion des registres nationaux permet l’échange des EUAs entre parties (gestionnaires d’installations, traders,…) ;
b) mise en œuvre conjointe (MOC) (ou Joint Implementation – JI).
Ce mécanisme permet aux pays et aux entreprises situées dans les pays repris à l’annexe B du protocole (pays industrialisés) d’utiliser, pour atteindre leurs
objectifs, des certificats appelés Emission Reduction Units (ERUs) émis pour des projets de réduction développés dans d’autres pays de l’annexe B.
Les certificats émis pour ces projets avant 2008 ne pourront pas être utilisés dans le système européen entre 2005 et 2007, le but étant, dans la première phase, que chaque pays participant prenne des mesures de réduction sur son propre territoire ;
c) mécanisme de développement propre (MDP) (ou Clean Development Mecanism – CDM).
Ce mécanisme permet aux pays industrialisés (Annexe B) et aux entreprises situées dans ces pays, d’investir dans des projets de réduction des émissions situés dans des pays en voie de développement (non repris dans l’annexe B).
Les réductions donnent droit à des certificats de réduction des émissions (CERs – Certified Emission Reductions) émis par les autorités du pays où le projet est développé.
Ces projets génèrent des crédits d’émission depuis 2000. Ces crédits pourront être convertis dans le système européen d’échange des quotas d’émissions à partir de 2005 et seront transférables à la période suivante.
NB : Les projets liés aux installations nucléaires et aux puits de carbone sont exclus.
Validité
11. Les EUAs ne sont pas transférables à la période suivante. Seuls les CERs resteront valables pour la période 2008-2012.
I.2 . Transposition de la directive européenne au plan national et régional
Compétences
12. L’objectif de réduction des émissions est un objectif environnemental. Dès lors, en vertu de l’article 6, §1, II de la loi spéciale de réforme institutionnelle du 8 août 1980 :
- les régions sont compétentes pour l’environnement ;
- le fédéral est compétent pour la protection contre les rayonnements ionisants.
Or, l’objectif de réduction est un objectif national. Une Commission Nationale Climat a été instaurée fin 2003. Les régions et l’autorité ont passé un accord le 8 mars 2004 concernant le partage des charges :
Tableau 3 : Partage des charges entre les régions Région Emissions de GES en
1990 (Mt CO2 eq)
Objectif de réduction 2008-2012 par rapport à
1990 (%)
Emissions moyennes entre 2008 et 2012
(Mt CO2eq/an)
Wallonie 54,293 * 92.5% (=-7,5%) = 50,221
Flandre 87,95 *94,8% (=-5,2%) = 83,37
Bruxelles 3,99 *103,475% (=+3,475%) (1) = 4,13
Total Belgique 146,24 137,73
(1) Les émissions moyennes de la Région de 2008 à 2012 ne peuvent pas croître de plus de 3,475% par rapport aux émissions de 1990.
La somme des émissions octroyées aux Régions est supérieure à ce que le pays reçoit sous le Protocole de Kyoto. Dès lors, il est prévu que l’autorité fédérale compense le déficit par l’acquisition de droits d’émission supplémentaires via les mécanismes flexibles pour un montant de 2,46 Mt1 par an pour la période 2008 – 2012. A cela s’ajoutent les mesures prévues dans le Plan National Climat pour d’autres secteurs tels que les mesures pour la promotion des voitures moins polluantes.
Le Plan National d’Allocation des quotas comprend donc quatre volets :
• un volet fédéral ;
• un volet région flamande ;
• un volet région wallonne ;
• un volet région bruxelloise.
Ceux-ci font l’objet d’une description détaillée reprise en annexe B.
1 137,73 Mt CO2/an-(146,24 Mt CO2/an*(1-7,5%))
I.3 . Impact des plans d’allocations régionaux pour le secteur de la production d’électricité
Principes d’allocation
13. Dans chaque région, l’allocation des quotas se base sur le principe du grandfathering (allocation gratuite sur base des émissions observées par le passé) éventuellement corrigée par un benchmarking.
Région flamande
Tableau 4 : Comparaison des émissions business as usual (BAU) avec les quotas alloués au secteur électrique en Flandre
Emissions (1000 t CO2)
2005 2006 2007 2005 - 2007
BAU 23.882 23.848 23.844 71.574 Quotas alloués 16.992 15.738 14.484 47.214
% réduction -28,9% -34,0% -39,3% -34,0%
14. En Flandre, le secteur de la production d’électricité va recevoir des quotas pour un montant inférieur de 34% à ses émissions passées. Ceci signifie que le plan d’allocation est conçu de façon à ce que l’effort soit supporté par tous les consommateurs au travers de la consommation d’électricité en épargnant les autres secteurs d’activités couverts par la directive et confrontées à la concurrence d’entreprises de pays non soumis à une limitation des émissions.
L’allocation sera encore probablement plus restrictive pour la période 2008-2012.
Région Wallonne
Tableau 5 : Comparaison émissions BAU / quotas alloués au secteur électrique en Wallonie
Année Emissions BAU (kt
CO2)
Accords de branche
Energie renouvel.
Cogén. Fuel switch
Total % réduction
Cogen
« Solvay »
Gaz de sidérurgie
Total
2005 5.153,1 -49,0 -272,3 -242,5 -110,1 4.479.2 -13,1% 404,0 2.682,7 7.565,9 2006 5.240,3 -58,8 -326,7 -291,0 -132,1 4.431,7 -15,4% 404,0 2.327,1 7.162,8 2007 5.327,4 -68,6 -381,2 -339,5 -154,1 4.384,1 -17,7% 404,0 2.327,1 7.115,2
15. Pour respecter les quotas imposés, la Région wallonne se base sur le fait que les producteurs d’électricité doivent modifier leur mode de production en faisant appel à d’autres types de combustibles et à d’autres types de centrales.
Région bruxelloise
Tableau 6 : Comparaison émissions BAU / quotas alloués pour le secteur électrique à Bruxelles
Emissions BAU 2005 – 2007 (1.000 t CO2)
Quotas allouées 2005 - 2007 (1.000 t CO2)
3 centrales électriques 10,68 17,58
% croissance /an +39,2%
16. Le plan d’allocation ne présente pas de contrainte pour la production d’électricité. Les trois turbojet présentes sur le territoire de la région sont des centrales de pointe. Elles ne fonctionnement qu’un nombre réduit d’heures par an et ne seront probablement plus reprises dans le plan d’allocation 2008-2012.
Contraintes imposées aux producteurs d’électricité
17. Dans le cadre de cette étude, seules les installations des producteurs dont le core business est de produire de l’électricité dans le but de la vendre sur le marché sont prises en considération.
Les plans d’allocation régionaux déterminent, pour chaque installation du secteur de l’énergie couverte par la directive (installations de combustion d’une puissance calorifique de combustion supérieure à 20 MW), la quantité de CO2 qu’elle est autorisée à émettre annuellement.
Une réserve de quotas est prévue pour les nouveaux entrants de façon à éviter les discriminations.
Pendant la période 2005-2007, les quotas sont attribués gratuitement de la façon suivante pour les installations des principaux producteurs d’électricité en Belgique :
Tabelau 7 : Quotas d'émissions alloués aux installations de production d'électricité d'Electrabel selon les plans d'allocations régionaux
Déficit par Nom de l'installation Capacité Type de Emissions Emissions Facteur Quotas rapport émiss.
installée centrale historiques prévues équilibrage prévues
(MW) kt CO2/an kt CO2/an kt CO2/an kt CO2/an
Région Flamande
Electrabel Herdersbrug 460 TGV 952,85
Electrabel Vilvoorde 385 TGV 850,52
Electrabel Langerbrugge 59 Cogen 266,77
Electrabel Rodenhuize 526 Sidérurgie 444,67
Electrabel Aalst 39,46
Electrabel Kallo 522 Thermique classique 404,72
Electrabel Ruien 546 Thermique classique 1.281,92
Electrabel Drogenbos 460 Turbine à gaz 858,01
Electrabel Mol 255 Thermique classique 573,59
Electrabel Langerlo 602 Thermique classique 1.256,75
Electrabel turbojet Zeebrugge 18 Turbojet 0,11
Electrabel Turbojet Noordschote 18 Turbojet 0,20
Electrabel Turbojet Zedelgem 18 Turbojet 0,11
Electrabel Turbojet Zelzate 18 Turbojet 0,14
Electrabel Turbojet Aalter 18 Turbojet 0,15
Electrabel Turbojet Beerse 32 Turbojet 0,42
Total 6.930,40
Région wallonne
Electrabel Baudour (Saint-Ghislain) 350 TGV 666,6 792,0 0,86 680,0 -112,0
Electrabel Bressoux 2,7 Cogen 9,1 9,7 1,00 9,7 0,0
Electrabel Amercoeur-Roux 256 Sidérurgie 719,4 623,1 1,00 623,1 0,0
Electrabel Monceau 92 Sidérurgie 1.187,5 220,0 1,00 220,0 0,0
Electrabel Flémalle (Awirs) 416 Thermique classique 573,4 1.274,7 0,86 808,3 -466,4
Electrabel Turbojet back up Turon 17 Turbojet 0,4 1,7 1,00 1,7 0,0
Electrabel Turbojet back up Cierreux 17 Turbojet 0,4 1,7 1,00 1,7 0,0
Electrabel Turbojet back up Deux-Acren 18 Turbojet 0,2 1,7 1,00 1,7 0,0
Total 2.346,2 -578,4
Région de Bruxelles-Capitale
Electrabel Turbo jet Schaerbeek 60 Turbojet 0,15 1,1 1,63 0,52
Electrabel Turbo jet Ixelles 60 Turbojet 0,27 1,1 2,17 1,04
Electrabel Turbo jet Buda 60 Turbojet 0,24 1,1 2,06 0,93
Total 5,86 2,48
Tabelau 8 : Quotas d'émissions alloués aux installations de production d'électricité de SPE selon les plans d'allocations régionaux
Nom de l'installation Capacité Type de Emissions Emissions Facteur Quotas Déficit par
installée centrale historiques prévues équilibrage rapport émiss.
(MW) kt CO2/an kt CO2/an kt CO2/an prévues
kt CO2/an Région flamande
SPE Izegem 95,5
SPE Centrale Buitenring Wondelgem Gent TGV 887,2
SPE Centrale Harelbeke Thermique classique 29,0
SPE centrale Ham 68 Gent Thermique classique 263,4
Total 1.275,1
Région wallonne
SPE Seraing 460 TGV 642,5 1.122,7 0,86 893,8 -228,9
SPE Angleur TGV1 158 TGV 69,6 203,2 0,86 174,5 -28,7
SPE Moncin Seraing 70 Thermique classique (TG) 3,4 5,7 1,00 5,7 0,0
Total 1.074,0 -257,6
18. Le 30 avril 2006, chaque exploitant d’une de ces installations (ou d’installations mise en service ultérieurement) devra, pour la première fois, restituer le nombre de quotas correspondant à la quantité de CO2 émise en 2005.
19. Ces quotas peuvent avoir été alloués gratuitement, avoir été achetés sur le marché européen, ou encore avoir été obtenus en échange de CERs.
Par quota manquant, l’exploitant devra payer une amende de 40 EUR (période 2005-2007) et le quota devra être livré à l’issue de l’exercice suivant.
II. Coût réel du système d’émissions pour les producteurs
Gestion de la contrainte carbone par les producteurs
20. Les producteurs intègrent le système des quotas dans la gestion de leur parc :
• en ajoutant le prix de marché des quotas aux coûts de fonctionnement de leurs unités de production lorsqu’ils réalisent le dispatching économique de leur parc ;
• en achetant des quotas auprès de leurs filiales à l’étranger (grâce à une optimisation des contraintes carbone plus ou moins élevées fixées par les plans d’allocation nationaux) ;
• en achetant le solde des quotas sur le marché.
Des stratégies d’optimisation à plus long terme peuvent également être développées :
• si les producteurs anticipent une allocation des quotas pour la période 2008-2012 sur base du même principe de grandfathering appliqué pour la période 2005-2007, ils peuvent être tentés de maintenir, pendant la première période, un niveau élevé d’émissions de façon à obtenir un nombre important de quotas pour la seconde période ;
• puisque le banking (c'est-à-dire le report d’une année à l’autre des quotas reçus) est possible, si les producteurs anticipent une tendance à la hausse du prix des quotas, ils peuvent acheter des quotas une année pour couvrir les émissions des années suivantes.
Coût réel à court terme
21. A court terme, c'est-à-dire, hors coût d’investissements destinés à réduire les émissions, puisque les quotas ont été distribués gratuitement, le coût réel se limite à l’achat de quotas nécessaires pour couvrir les émissions excédentaires de l’année. Or, en Wallonie et surtout en Flandre, l’attribution des quotas au secteur électrique a été restrictive. Il est donc probable que les producteurs vont dépasser leur cap.
Les rapports d’émissions 2005 vont être remis aux autorités régionales fin février, début mars 2006. Lorsque ces informations seront disponibles, il sera possible d’évaluer le coût réel supporté par le gestionnaire d’une installation en 2005 de la façon suivante :
Coût réel 2005 = (émissions 2005 – quotas 2005) x prix d’achat des quotas
Le prix d’achat pris en compte pourrait être le prix moyen des quotas de janvier 2005 (le marché n’est devenu réellement actif qu’à partir de l’entrée en vigueur de la directive) à ce jour puisque les producteurs ont jusqu’au 30 avril 2006 pour remettre leurs quotas.
Ce calcul simple donnerait une idée de la charge maximale à supporter par les principaux fournisseurs du marché belge, la S.A. Electrabel et la S.A. SPE, sans tenir compte d’éventuels investissements réalisés en vue de réduire les émissions. Mais les éléments suivants doivent être pris en considération :
• le compte de chaque producteur est crédité des quotas de l’année t+1 le 28 février alors que les quotas pour couvrir les émissions de l’année t doivent être remis le 30 avril. Il est donc possible d’utiliser les quotas de l’année t+1 pour couvrir les
émissions excédentaires de l’année t. Dès lors, le déficit de quotas n’apparaîtra qu’en fin de période1, en 2007 ;
• le marché des quotas est européen. Dès lors, pour la S.A. Electrabel qui dispose d’installations de production soumises à une limitation dans d’autres pays, le calcul de l’écart entre émissions et quotas devrait être réalisé au niveau européen ;
• bien que cela semble être très peu le cas actuellement, les producteurs peuvent avoir recours au mécanisme flexible de développement propre pour acquérir des CERs convertibles en EUAs dont le prix est inférieur au prix de marché des quotas.
Par exemple, les troisièmes enchères de ventes forward de CERs qui ont eu lieu le 13 janvier 2006 sur l’Asia Carbon Exchange se sont soldées par la vente de 890.000 t de CERs relatif à des projets de réduction des émissions en Inde pour un prix de transaction variant de 6,20€/t à 9,20 €/t alors que les EUAs cal 07 s’échangeaient le même jour à 24 €/t.
Faute de disposer de ces informations, la CREG a réalisé une évaluation du coût réel en supposant que les émissions de 2005 seront en ligne avec le scénario BAU. Les résultats du calcul sont présentés au tableau suivant :
Tableau 9 : Evaluation du coût maximum réel des quotas à supporter par les principaux producteurs belges
Quotas alloués Déficit par Prix moyen Coût réel Ventes 2004 Coût réel pour 2005 rapport au 2005 des EUA max. en Belgique max.
scénario BAU (2)
ktCO2 ktCO2 EUR/tCO2 EUR GWh EUR/MWh
Electrabel
Flandre(1) 6.930,4 -2.817,0
Wallonie 2.346,2 -578,4
Total -3.395,4 18,25 61.966.009 75.988 0,82
SPE
Flandre 1.275,1 -518,3
Wallonie 1.074,0 -257,6
Total -775,9 18,25 14.160.072 7.909 1,79
(1) réduction de 28,9% par rapport auscénario BAU (2) Chiffres 2004: 90% Electrabel, 9,7% SPE
III. Approche théorique : coût d’opportunité des quotas d’émissions et windfall profits
III.1. Impact à court terme
22. Selon la théorie économique, en marché parfait (ce qui représente déjà une grande simplification de la réalité), le prix de marché correspond au coût marginal à court terme de l’unité de production marginale (qui fournit le dernier kWh permettant d’atteindre l’équilibre offre – demande). En effet, à court terme, les producteurs n’accepteront de produire que si le prix de marché couvre leurs coûts variables de production (coût du combustible et coûts variables d’exploitation et d’entretien (O&M)).
L’unité marginale de production est déterminée en fonction du merit order des unités de production et du niveau de la demande. Pour établir leur offre sur le marché, les producteurs classent leurs centrales par ordre croissant de coûts variables de production.
23. Le système d’échange des quotas d’émission a permis de créer un marché au niveau européen. Dès lors, même si les plans nationaux d’allocation prévoient une distribution gratuite des quotas, à partir du moment où ils ont un prix, ils représentent un coût d’opportunité que les producteurs, dans une logique de maximisation du profit, intègrent dans leurs décisions de production et de trading. Comme ce prix est déterminé sur un marché européen, le coût du carbone constitue une variable exogène pour le producteur.
Le coût marginal à court terme des centrales utilisant des combustibles fossiles est donc maintenant déterminé de la façon suivante :
Coût marginal à court terme = coût du combustible + coûts variables d’O&M + coût d’opportunité du CO2
L’ajout du coût des quotas d’émission aux coûts variables des unités de production utilisant des combustibles fossiles modifie, à partir d’un certain niveau de prix, la compétitivité de certains types de centrales par rapport à d’autres. La variation du prix des quotas d’émission a donc un effet similaire sur la compétitivité des unités de production à un changement du prix du combustible.
A court terme, à coût des combustibles constants, le prix des quotas peut donc avoir deux conséquences :
a) Modification de l’offre
24. Dans une logique de maximisation du profit, le producteur augmente le prix de l’électricité offerte sur le marché pour couvrir l’augmentation de son coût marginal de production.
La répercussion du prix des quotas sur le coût marginal de production dépend :
• du coût des quotas sur le marché européen ;
• de l’intensité carbone du combustible utilisé et du rendement de la centrale.
Coût CO2 de l’unité marginale de production = t CO2/MWh x prix quota (couvrant l’émission d’1 t CO2)
Or ces dernières années, avec la libéralisation des marchés, les producteurs ont orientés leurs investissements vers les turbines à gaz à cycle combiné (CCGT) suite à leur faible coût d’investissement (return rapide dans un marché où le risque est accru) et à leur flexibilité ou vers les centrales au charbon ou au lignite, combustibles bon marché et disponibles dans certains pays (Allemagne).
Tenant compte des caractéristiques du parc de production belge, l’unité marginale de production est la plupart du temps une centrale au gaz ou au charbon. En 2004, les principales sources d’énergie primaires étaient le combustible nucléaire pour 55,1%, le gaz naturel pour 25,8% et les combustibles fossiles pour 10,7% (source : FPE).
La CREG a réalisé une simulation du merit order des unités de production centralisées du parc belge destinées à fournir le réseau (hors autoproduction, production décentralisée, importations et charges interruptibles), compte tenu d’un coût des quotas de 25 EUR. Le résultat est illustré au graphique suivant.
Graphique 1 : Merit order du parc de production centralisé belge, coût du carbone inclu Courbe d'offre pour le dispatching des unités de production; coût du
CO2 inclu
0 50 100 150 200 250 300
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000
Capacité disponible (MW)
€/MWh
Marginal cost with 25 €/t CO2 Source : CREG
Dans ce graphique, les différents paliers représentent successivement :
• les centrales nucléaires ;
• les centrales de pompage-turbinage ;
• la biomasse ;
• les turbines à gaz à cycle combiné ; les centrales thermiques au charbon &
les centrales thermiques au gaz ;
• les turbines à gaz à cycle ouvert ;
• les diesels ;
• les turbojet.
Les deux derniers types de centrales sont des unités de secours, très peu utilisées. Suivant le niveau de la demande, ce graphique confirme que la centrale marginale en Belgique peut être une unité au gaz ou au charbon en fonction du coût des combustibles et du coût du carbone.
25. A titre d’illustration, la répercussion d’un prix des quotas de 8 et de 25 EUR/t CO2 sur le coût du carbone par MWh d’électricité produit pour ces deux types d’unités de production marginales est donné au tableau suivant, compte tenu de rendements thermiques standards.
Tableau 10 : Coût d’opportunité du carbone pour la production d’électricité en Belgique
Charbon Gaz
(CCGT)
Teneur en carbone en kg CO2 par GJ 95,95 55,83
en t CO2 par MWhth 0,35 0,20
Rendement de la centrale % 38% 54%
Impact sur le prix de l'électricité si transfert 100%
si quota = 8 EUR EUR/MWh 7,27 2,98
si quota = 25 EUR EUR/MWh 22,73 9,31
Combustible
Source : CREG
A coût des combustibles constant, ce tableau met en évidence le fait que le coût d’opportunité du CO2 grève davantage les combustibles à forte teneur en carbone tels que le charbon que le combustible gaz dont les rejets de CO2 pour la production d’un MWhélec sont beaucoup plus faibles. Dans le merit ordre, un transfert s’opère donc entre centrale au charbon et centrale au gaz.
A coût des combustibles constant et à élasticité prix de la demande nulle, l’impact sur le coût marginal est illustré aux graphiques suivants.
Schéma 1 : Merit order sans coût des quotas Schéma 2 : Merit order avec coût des quotas
€/MWh €/MWh
D p' D O'
p
p O
Nucléaire Charbon Gaz Nucléaire Gaz Charbon
Q Q
Dans cet exemple, en ajoutant le coût d’opportunité du carbone, l’unité marginale est devenue une unité au charbon et le prix de marché intègre le coût d’opportunité du carbone de cette unité.
Ce switch n’a toutefois lieu que si :
• le prix du carbone sur le marché est suffisamment élevé pour dépasser le breakeven point entre les deux combustibles. Celui-ci est dépend :
- du coût relatif des deux combustibles ; - du rendement thermique des centrales ;
- des autres coûts variables des unités de production ;
• le parc de production du producteur le permet.
b) Réalisation d’un profit supplémentaire sur les centrales infra marginales
26. Puisque le coût marginal (correspondant au prix de marché) augmente, la marge réalisée sur l’ensemble des centrales du parc de production utilisées pour répondre à la demande augmente or, la majeur partie de la production belge est assurée par des centrales nucléaires (55,1% en 2004) pour lesquelles l’impact du système des quotas est nul et par des centrales TGV pour lesquelles l’allocation des quotas a été réalisée à titre gratuit et n’a pas été restrictive.
Schéma 3 : Illustration du windfall profit
€/MWh D
O Gaz Charbon lignite
Nucléaire
Q CO2 windfall profit
Cette marge supplémentaire est qualifiée de windfall profit (ou stranded benefit) dans la mesure où elle résulte de mesures réglementaires externes, sans qu’aucun effort n’ait été réalisé par le producteur pour en bénéficier. Le producteur intègre dans son prix un coût d’opportunité supérieur à son coût réel. Cette marge ne correspond donc pas à un gain normal résultant d’investissements ou d’efforts de réduction de coûts. Toutefois :
• la frontière entre gain et windfall profit est relativement floue. Un producteur doit-il être taxée pour avoir choisi par le passé des technologies n’employant pas les énergies fossiles ?;
• la notion de coût d’opportunité n’est pas une notion comptable ;
• le coût réel des quotas doit également être pris en considération ;
• les investissements destinés à réduire les émissions de CO2 doivent pouvoir être rémunérés. Dans ce cas, la marge dégagée couvre la rémunération du capital. Il s’agit alors d’un gain normal ;
• le degré de transfert du coût d’opportunité dans le prix de marché n’est pas aussi automatique que l’approche théorique pourrait le laisser penser. Ce point est développé au chapitre suivant.
III.2. Impact à long terme sur les décisions d’investissement
27. Pour qu’une décision d’investissement soit prise, le prix de gros futur doit couvrir le coût de production marginal à long terme futur. Ce coût inclus les coûts de fonctionnement mais également le coût des capitaux requis pour réaliser l’investissement. Les investisseurs ne prendront la décision d’investir que si les projections de prix de marché atteignent le coût marginal de long terme des unités de production. Dans un marché libéralisé, un prix de l’électricité qui reste supérieur à ce niveau va inciter la construction de nouvelles unités de production ce qui va avoir pour effet de faire baisser les prix.
Coût marginal à long terme = coût du combustible + coût du capital + coûts variables d’O&M + coûts fixes d’O&M + coût d’opportunité du CO2
L’ajout du coût du carbone dans le coût marginal de long terme aura des répercutions sur les investissements futurs et sur la décision de poursuivre la production à partir d’une unité existante ou de la remplacer par une nouvelle unité en optant pour une technologie plus respectueuse de l’environnement (à condition que la réglementation le permette).
VI. Limites de l’approche théorique : degré de transfert du coût d’opportunité
28. La relative inélasticité de la demande et le fait que les producteurs européens ne soient pas confrontés à la concurrence d’entreprises non soumises à la directive européenne pourrait permettre un transfert intégral du coût du carbone dans le prix de l’électricité.
Toutefois, les mécanismes de marché ne rendent pas la chose automatique.
La CREG a consulté de nombreuses études traitant de l’impact du coût du carbone sur le prix de l’électricité dont :
• CO2 price dynamics : The implications of the EU emissions trading for the price of electricity, ECN, septembre 2005 ;
• Impact of the EU ETS on European electricity prices, Ilex Energy Consulting, juillet 2004 ;
• Industrial competitiveness under the European union emissions trading scheme, IEA, février 2005 ;
• Emissions trading and its possible impacts on investment decisions in the power sector, IEA, 2003;
• Emissions trading : impacts on electricity consumers, Ofgem, février 2005 ;
• Implications of the EU Emissions Trading Scheme for the UK Power Generation Sector, IPA, novembre 2005;
• Impact des politiques climatiques sur le prix du carbone et les marchés de l’énergie, LEPII, novembre 2005 ;
• The European emissions trading scheme: implications for industrial competitiveness, Carbon Trust, juin 2004
• The Generation Game, new power plant investment in Europe, ING, septembre 2005;
• Climate change and a European low-carbon energy system, EEA, janvier 2005;
Aucune de ces études ne propose une manière rigoureuse et satisfaisante de calcul du degré de transfert (pass-through) du coût marginal du carbone dans le prix de marché de l’électricité.
L’approche théorique sur laquelle repose la notion de windfall profit reflète le comportement d’acteurs théoriques dont le but est de maximiser leur profit dans une situation de marché concurrentiel. Pour de nombreuses raisons, la réalité s’écarte de la théorie.
La formation du prix de l’électricité sur un marché qui n’a pas encore atteint sa maturité est un processus complexe et encore mal maîtrisé influencé par des éléments exogènes (prix relatif des combustibles, taux de change USD/EUR, cadre réglementaire, conditions climatiques) et endogènes (caractéristiques du parc de production découlant de décisions d’investissement prises par le passé dans un contexte régulé, disponibilité du parc, stratégie des acteurs, contraintes physiques telles que la limitation des capacités d’interconnexion, l’impossibilité de stocker l’électricité).
Dans les faits, deux marchés coexistent : le marché à terme sur lequel l’essentiel de la production est vendue et le marché spot (day ahead) destiné a réaliser l’ajustement final
entre l’offre et la demande. Le mécanisme de formation des prix sur ces deux marchés détermine la façon avec laquelle ils intègrent le coût du carbone.
Marché spot
29. Selon les informations de la CREG, pour établir leur offre sur ce marché, les producteurs intègrent le prix du carbone observé sur le marché le jour même. Ceci ne concerne qu’une faible partie des ventes.
Marché à terme
30. Pour réduire les risques, les producteurs vendent l’essentiel de leur production sur base de contrats à terme. Le marché de l’électricité n’ayant pas encore atteint sa maturité, le terme n’excède pas trois ans. Ceci signifie qu’une grande partie de l’électricité produite à l’année t a été vendue sur le marché de gros à l’année t-1, t-2 ou t-3. Le prix futur (forward) de l’électricité (produits de base et produits de pointe) est formé notamment sur base du prix d’achat à terme des combustibles et, depuis peu, du prix forward des quotas.
La capacité d’un fournisseur à transférer son coût marginal d’opportunité du carbone dans son prix de vente en Belgique peut varier de 0% à 100% pour les raisons suivantes :
• le prix sur le marché belge est influencé par la concurrence nationale et internationale ;
• il peut y avoir un déficit de l’offre par rapport à la demande ;
• les anticipations sur le marché à terme ne sont pas parfaites ;
• la stratégie n’est pas toujours une stratégie de maximisation du profit ;
• des contraintes réglementaires peuvent faire obstacle au transfert.
VI.1. Influence de la concurrence
31. Selon la théorie, prix de marché = coût marginal, mais le coût marginal n’est pas nécessairement celui d’un producteur déterminé qui fournit le marché belge. Le degré de transfert du coût d’opportunité dépend de la structure du marché :
• présence d’un acteur dominant (intégration verticale et horizontal) price maker sur le marché (pays ou groupe de pays) ;
• transparence des transactions (prépondérance des échanges standardisés sur une plateforme d’échange (bourse) par rapport aux ventes bilatérales, négociées entre parties (over-the-counter).
Pour un acteur sur le marché, la capacité de transfert sera d’autant plus élevée :
• qu’il jouit d’une position dominante ;
• et que le marché est peu transparent.
L’influence de la concurrence internationale est bien réelle en Belgique. La disparition des problèmes de congestion à la frontière française, a permis aux prix belges de se rapprocher de ceux du marché franco-allemand en 2005 (pour les livraisons à réaliser en 2006). Ceci signifie qu’un arbitrage est réalisé entre les prix sur ces trois marchés de façon à les uniformiser. Le prix de gros en Belgique est donc influencé par le prix de gros dans ces deux pays et par le coût du carbone qu’ils intègrent.
Graphique 2 : Evolution du prix de l’électricité en baseload sur le marché de gros en Allemagne, en France, aux Pays-Bas et en Belgique
Prix forward Y+1
25 30 35 40 45 50 55 60
5/01/2004 5/02/2004
5/03/2004 5/04/2004
5/05/2004 5/06/2004
5/07/2004 5/08/2004
5/09/2004 5/10/2004
5/11/2004 5/12/2004
5/01/2005 5/02/2005
5/03/2005 5/04/2005
5/05/2005 5/06/2005
5/07/2005 5/08/2005
5/09/2005 5/10/2005
5/11/2005 5/12/2005
€/MWh BE
FR NL DE
Source : Platts European Power Daily
Ce graphique illustre l’évolution du prix de l’électricité sur le marché de gros en Belgique (prix 2004 pour les livraisons en 2005 et prix 2005 pour les livraisons en 2006). Depuis la libéralisation, le prix belge suivait l’évolution du prix néerlandais. L’anticipation de l’augmentation des capacités d’interconnexion entre la Belgique et la France (effective à partir de décembre 2005) a eu pour effet de faire baisser le prix belge (prix forward 2006 à partir de mars 2005) et de le rapprocher du prix franco-allemand. Les prix dans ses deux pays sont liés. La grande capacité d’interconnexion de l’Allemagne vers la France (5.600 MW) permet un arbitrage efficace entre une production excédentaire à coût réduit en France
et la production allemande. Sur cette zone, l’Allemagne est price maker alors que la France et la Belgique sont des suiveurs.
32. Or les parcs de production et les plans d’allocation nationaux varient sensiblement.
Tableau 11 : Principaux combustibles utilisés pour la production d’électricité dans les 4 pays Pays Principaux combustibles utilisés
N°1 N°2
Belgique Nucléaire Gaz
France Nucléaire Hydro
Allemagne Charbon Nucléaire
Pays-Bas Gaz Charbon
Les parcs de production où prédominent les énergies fossiles sont potentiellement les plus sensibles aux effets du mécanisme des quotas d’émissions. Par exemple, en France, le recours massif à l’énergie nucléaire et hydraulique pour la production d’électricité rend ce secteur peu émetteur de CO2 comme le montre le tableau ci-après.
Tableau 12 : Emissions de CO2 par habitant pour la production d’électricité
Pays Tonnes de CO2 par habitant (tCO2/h) du secteur de la production d’électricité
France 0,44 Allemagne 3,67
Source : Observatoire de l’Energie, d’après AIE/OCDE (2001)
Chaque Etat membre, au travers de son plan national d’allocation des quotas d’émissions, a pu faire peser plus ou moins lourdement le poids des efforts de réduction sur son secteur électrique. L’Allemagne a par exemple été généreuse dans l’attribution des quotas à ses centrales au charbon, mais elle a mené une politique volontariste de développement des énergies renouvelables et dispose actuellement de parcs à éolienne d’une capacité de 15.000 MW. La France avec un parc de production dominé par la production hydraulique et nucléaire a du trouver d’autres sources de réduction des GES.
33. Dans ce contexte, il est très difficile de déterminer l’unité de production marginale dont les coûts variables ont déterminé le prix de marché. Celle-ci varie constamment au cours de l’année. En période de faible demande, il se peut que la centrale marginale en base soit une centrale nucléaire, au quel cas, le prix de marché n’intègre aucun coût du carbone. Il se peut également que les importations soient marginales auquel cas, la centrale marginale pourrait par exemple être une centrale allemande moins émettrice que la centrale marginale belge. Dans ce cas, le prix de marché intègrera un coût d’opportunité du carbone inférieur à celui supporté par les producteurs qui approvisionnent les consommateurs en Belgique.
Le degré de transfert du coût d’opportunité du carbone dans le prix de gros peut donc varier constamment au cours de l’année en fonction de l’unité marginale de référence et du degré de concurrence.
VI.2. Déficit de l’offre par rapport à la demande
34. Dans un marché en surcapacité de production (excès de l’offre par rapport à la demande), le prix de marché est déterminé par le volume de la demande. Or les pays analysés sont dans une situation d’excédant de production :
• la zone Allemagne – France se caractérise depuis le début des années 1990 par une surcapacité de production. Lors de la libéralisation, les prix de gros y étaient donc faibles. Pour contrer ce phénomène, les opérateurs allemands se sont regroupés, ont réduits les investissements au minimum et les unités de production les plus anciennes et les moins compétitives ont été fermées. En France, la relative inertie de l’opérateur dominant, EDF, a ralenti l’ajustement, ce qui en fait un exportateur net d’électricité ;
• la Belgique et les Pays-Bas sont des importateurs nets d’électricité ces dernières années, non pas par manque de capacité de production mais plutôt pour profiter d’opportunités d’importations à prix réduits, notamment en provenance de France.
Toutefois, le parc de production étant figé à court terme, il se peut qu’un déficit ponctuel de l’offre par rapport à la demande se produise en période de pointe. Le prix de marché augmente alors de façon à réduire la demande. Dans ce cas de figure, le prix de marché peut devenir supérieur au coût marginal de production.
VI.3. Imprécision des anticipations
Immaturité du marché des quotas
35. L’électricité livrée en 2005 a été en grande partie vendue les années précédentes. Or les plans d’allocations nationaux n’ont été finalisés que dans le courant de l’année 2004, voire début 2005 et le marché des quotas n’a réellement débuté qu’en avril 2004. Pour ces raisons, le prix forward de l’électricité livrée 2005, n’intègre probablement que très partiellement le prix de marché des quotas observé en 2005.
En 2005, 206 millions de tonnes de CO2 ont été échangées, ce qui représente un peu plus de 10% des EUAs alloués. Le prix moyen a été de 18,25 EUR par quota. Les trois quarts des transactions ont été réalisées OTC par des brokers. Seul un quart des transactions a été réalisé via des plateformes d’échange. Les transactions spot représentaient 1% du volume en 2005.
Actuellement, le marché des quotas reste un marché immature, pas totalement fonctionnel :
• les registres de l’Italie, de la Hongrie, de la Grèce, de la Pologne, de Malte, de Chypre et du Luxembourg ne sont toujours pas opérationnels ;
• un des 25 Etats membres, la Pologne ne dispose toujours pas d’un plan d’allocation national approuvé ;
• le volume des transactions est encore faible. En dehors des traders et des brokers, les intervenants sur le marché sont principalement les entreprises Allemandes, Anglaises, Espagnoles et Hollandaises dont l’énergie est le core business. Les entreprises des autres secteurs couverts par la directive et dont la production d’électricité représente une activité annexe ne sont pas encore présents sur le marché. Or, ces entreprises ont en général reçu plus de quotas que le secteur électrique.
Il s’agit donc d’un marché peu liquide dont le fonctionnement imparfait n’assure pas la détermination de prix totalement significatifs et prévisible. Dans ces conditions, il est difficile de réaliser une anticipation correcte du prix future des quotas qui garantirait une intégration totale du coût d’opportunité du carbone dans l’offre des producteurs.
D’après Merrill Lynch2, les évolutions récentes indiquent que c’est le prix de l’électricité sur le marché allemand qui influence le prix des EUAs et non l’inverse. Cela s’expliquerait par le fait que le marché allemand de l’électricité est important et que le marché des émissions est à la recherche de signaux extérieurs de référence.
Le prix de marché des quotas va dépendre de la pénurie de quotas. Le marché européen devrait être en déficit de 60 à 80 millions de tonnes par an entre 2005 et 2007. Toutefois, une étude récemment publiée par la banque d’investissement UBS A.G. suggère que le marché pourrait être en surplus3. La publication, le 15 mai prochain des émissions 2005 de l’ensemble des installations couvertes par le système européen donnera une information importante à ce sujet susceptible d’influencer les prix.
Relation entre le prix du carbone et le prix des combustibles
36. Si le producteur intègre le coût d’opportunité du carbone, puisqu’une centrale au charbon émet plus de CO2 qu’une centrale au gaz pour produire 1 MWh, l’avantage concurrentiel du charbon va se réduire. A partir d’un certain prix du carbone, le gaz va prendre l’avantage sur le charbon et un fuel switch va s’opérer, rendant la production d’électricité moins polluante. C’est l’effet recherché par le mécanisme du cap and trade. Le coût des émissions de gaz à effet de serre est internalisé. Mais plus le prix du gaz augmente par rapport au prix du charbon, plus le prix des quotas doit être élevé pour atteindre le breakeven.
Si l’évolution du coût des combustibles était parfaitement anticipée par les producteurs, le prix des quotas serait déterminé par ce breakeven. A court terme, alors que parc de production est figé, le prix du carbone réaliserait un arbitrage entre les coûts d’exploitation des centrales marginales au gaz et au charbon.
Or les évolutions récentes sur le marché sont les suivantes :
2 Point Carbon 01/03/2006 “Gas and emissions correlation should grow with liquidity”
3 Point Carbon 07/02/2006 « UBS says EUA could collapse in May »
Graphique 3 : Evolution du prix des combustibles par rapport au prix futur des quotas d’émission (livraison décembre 2006)
Ce graphique met en évidence trois évolutions récentes :
• le prix du gaz a fortement augmenté du fait de sa liaison aux cotations internationales du pétrole (NB : il se peut que pour certaines centrales au gaz, les contrats d’achat de gaz soient indexés sur le prix du charbon) ;
• le prix du charbon moins lié au prix du pétrole est resté stable ;
• l’augmentation du différentiel de prix entre le charbon et le gaz est un des principaux facteurs de l’augmentation du prix des quotas d’émission. Celui-ci a engendré une substitution du gaz par le charbon qui n’avait pas été anticipée par le marché et donc une demande accrue de quotas pour couvrir le surplus d’émissions de CO2.
37. Le graphique suivant donne une idée de l’évolution de l’écart des marges dégagées par les centrales au gaz et au charbon (spreads) en fonction du prix des deux combustibles et du prix des quotas d’émission.
Graphique 4 : Evolution de l’écart entre dark spread4 et spark spread5 et entre carbon adjusted dark spread et carbon adjusted spark spread en Belgique
Ecart dark spread / spark spread et carbon compensated dark spread / carbon compensated
dark spread en Belgique
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
Taux d'intégration possible du coût d'opportunité du carbone
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
1/01/2005 15/01/2005 29/01/2005 12/02/2005 26/02/2005 12/03/2005 26/03/2005 9/04/2005 23/04/2005 7/05/2005 21/05/2005 4/06/2005 18/06/2005 2/07/2005 16/07/2005 30/07/2005 13/08/2005 27/08/2005 10/09/2005 24/09/2005 8/10/2005 22/10/2005 5/11/2005 19/11/2005 3/12/2005 17/12/2005 31/12/2005
Date
Pass-through CCGT Pass-through charbon
