Le prix de l'électricité par composante tarifaire | CREG : Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz

par composante tarifaire

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Conférence de presse 5 juillet 2006

Guido CAMPS Directeur

Controle des prix et comptes sur le marché de l’électricité Commission de Régulation de l’électricité et du Gaz

prévisions de prix de l’électricité par composante tarifaire:

• Mise à jour de l’analyse détaillée des prix de l’électricité et de leurs composants, comment se situent ces prix vis à vis des pays voisins ?

• Dans quelle mesure les composants des prix peuvent- ils encore baisser ? Le niveau des prix actuels.

• Quelles mesures (concrètes) peuvent-elles être prises

pour assurer la baisse des prix ?

100 %

88%

93%

98%

103%

108%

113%

118%

123%

128%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Prix belges moyenne FR, DE, NL, GB

Clients industriels moyens Clients domestiques

Gros clients industriels

Gros clients industriels type (moyenne de "Ig" et "Ii", 6.000 et 7.000 heures) Clients industriels moyens type (moyenne de "Ie" et "If," 4.000 heures)

Clients domestiques type Dc 3.500 kWh par an, 1.300 kWh nuit

3,20

2,50

3,69

4,65

3,86 3,68

4,85

3,52

4,60 4,40

4,61 4,52

5,2 5,28

4,83 4,90 4,64

4,93

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00

BE FR DE NL UK

Mo yenne

FR,DE,NL,UK

c€/kWh

Coût moyen total de production

Coût total de production basé sur coûts fixes moyens et coûts variables marginaux

Prix "base load" du marché de gros

Coûts de production moyens et marginaux base load comparés aux prix de marché base load

par composante tarifaire

Composantes du prix de l’électricité 1- composante énergie

2- composante fourniture

3- tarifs de réseau

4- taxes et prélèvements

1. COMPOSANTE ENERGIE

1. Indicateurs de prix sur les marché de gros

• Prix de «forward wholesale«

– Les prix de marché de gros (wholesale) suivent des valeurs fixées par les coûts de production variables de la centrale de production marginale

(centrale assurant la couverture de la demande marginale d’électricité)

– Les prix de “forward wholesale” subissent une tendance à la hausse résultant de celle des prix de combustibles.

Wholesale Froward prijzen Y+1

25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00 55,00 60,00 65,00 70,00 75,00

5/01/2004 3/02/2004

2/03/2004 29/03/200

4

28/04/200 4

27/05/200 4

29/06/200 4

27/07/200 4

25/08/200 4

23/09/200 4

22/10/2004 19/11/200

4

17/12/200 4

19/01/200 5

16/02/2005 16/03/200

5

18/04/200 5

17/05/2005 16/06/200

5

14/07/200 5

15/08/200 5

13/09/200 5

11/10/200 5 8/11/

200 5 6/12/2005

5/01/20 06 2/02/2006

2/03/2006 30/03/200

6 3/05/2006

€/MWh BE

FR NL DE

1. COMPOSANTE ENERGIE

• L’évolution des prix de “forward wholesale” en 2006 fait apparaître la naissance d’une zone de prix commune couvrant la France, l’Allemagne et la Belgique (facilitée par le renforcement des capacités de transit entre la France et la Belgique).

• L’analyse des “Spark Spreads” et “Dark Spreads” indique que les prix “wholesale” actuels sont insuffisants pour assurer la rentabilité des investissements futurs.

Spark Speads (SS) = prix de l’électricité de gros – prix de gros du gaz / rendement énergétique d’une centrale au gaz.

Dark Spreads (DS) = prix de l’électricité de gros – prix de gros du charbon / rendement énergétique d’une centrale au charbon.

Evolutie Carbon Compensated Spark Spread (CCSS) forward 2006-2007 voor BE en NL

-30,00 -25,00 -20,00 -15,00 -10,00 -5,00 0,00 5,00 10,00 15,00

3/01/2005 17/01/2005

31/01/2005 14/02/2005

28/02/2005 14/03/2005

28/03/2005 11/04/2005

25/04/2005 9/05/2005

23/05/2005 6/06/2005

20/06/2005 4/07/2005

18/07/2005 1/08/2005

15/08/2005 29/08/2005

12/09/2005 26/09/2005

10/10/2005 24/10/2005

7/11/2005 21/11/2005

5/12/2005 19/12/2005

2/01/2006 16/01/2006

30/01/2006

€/MWh CCSS b BE 06

CCSS b NL 06 CCSS b BE 07 CCSS b NL 07

Evolutie Carbon Compensated Dark Spread (CCDS) forward 2006-2007 voor BE en NL

-5,00 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00

3/01/2005 17/01/2005

31/01/2005 14/02/2005

28/02/2005 14/03/2005

28/03/2005 11/04/2005

25/04/2005 9/05/2005

23/05/2005 6/06/2005

20/06/2005 4/07/2005

18/07/2005 1/08/2005

15/08/2005 29/08/2005

12/09/2005 26/09/2005

10/10/2005 24/10/2005

7/11/2005 21/11/2005

5/12/2005 19/12/2005

2/01/2006 16/01/2006

30/01/2006

€/MWh

CCDS b BE 06 CCDS b NL 06 CCDS b BE 07 CCDS b NL 07

1. COMPOSANTE ENERGIE

2. Prix pour les moyens consommateurs industriels et consommateurs basse tension domestiques

– Les prix sont encore largement basés sur les paramètres d’indexation Nc et Ne.

2. COMPOSANTE FOURNITURE

Comparaison des prix forward wholesale (moyenne décembre 2005) avec prix d’achat d’énergie calculés

0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000 1.400.000 1.600.000

€

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jaar

Type 2

3. TARIFS DE RESEAU

Le cadre règlementaire impose un système “cost-plus”.

1. Transport

Evolution depuis le début de la régulation : de - 47% à - 49%

Exemple : Transf 70/36/30 kV

2,5 MW, 13,5 GWh

2. Distribution

Evolution à la baisse depuis le début de la régulation.

Evolution des coûts contrôlables de distribution entre 2003 et 2005 – kEUR constant de 2003

Evolution future :

• poursuite de l’exercice de “benchmarking” (évolution des coûts maîtrisables),

• restructuration des gestionnaires de réseau de distribution, création d’EANDIS, INFRAX.

1.313.686,39 1.207.296,11 1.265.274,50 1.111.809,34 1.112.196,90

800.000,00 900.000,00 1.000.000,00 1.100.000,00 1.200.000,00 1.300.000,00 1.400.000,00

2003 Budgété 2003 Réel 2004 Budgété 2004 Réel 2005 Budgété exercice tarifaire

kEUR 2003 ^{- 12%}

- 8%

- 12%

- 4%

Comparaison de la fiscalité en Belgique et dans les 4 pays limitrophes

Calcul à facture égale pour tous les pays.

Belgique : 3ème position, après l’Allemagne et les Pays-Bas, pays à forte fiscalité environnementale et avant la Grande Bretagne où seule une TVA à 5 % est prélevée

Changement vis à vis de 2004 : Flandre apparition mi 2005 de la cotisation pour compenser les pertes de revenus des communes.

Comparaison de la fiscalité en Belgique et dans les 4 pays limitrophes

Belgique : fiscalité favorable malgré davantage de taxes locales.

Taxes environnementales importantes en Allemagne, Pays-Bas et Grande Bretagne mais mécanismes de redistribution non pris en compte.

Changement vis à vis de 2004 : dégressivité et plafonnement de la cotisation fédérale en 2005 d’où baisse en Wallonie et à Bruxelles; Flandre apparition mi 2005 de la cotisation pour compenser les pertes de revenus des communes. Allemagne : augmentation des taxes en 2005 (cogénération et renouvelable) ; Pays-Bas : énergie verte : fin de déductibilité de la taxe sur l’énergie en 2005.

Baisses tarifaires

1- composante énergie 2- composante fourniture

3- tarifs de réseau

4- tarifs non libéralisés

1. COMPOSANTE ENERGIE

1. Initiatives à l’étranger pour garder les prix sous controle

– Italie : “single buyer”

– France : contrat de service public (hausse des prix = inflation)

– Allemagne : contrats à long terme (ex. : 8 ans)

– Espagne : prix fixes de vente d’énergie aux distributeurs.

1. COMPOSANTE ENERGIE

2. Fixation de prix maxima (price cap)

• prévu dans la loi électrique (art. 20, § 1)

• conséquences négatives possibles de la fixation de prix maxima:

– impossibilité de fournir un signal de prix reflétant l’évolution réelle des différents composants du tarif,

– selon la position de force des producteurs, possibilité de “squeeze” des

marges des fournisseurs (possibilité de barrière supplémentaire à l’accès de fournisseurs sur le marché belge),

– frein aux investissements : plus grande insécurité et risque pour

l’investissement (possibilité de barrière supplémentaire à l’accès de producteurs sur le marché belge).

1. COMPOSANTE ENERGIE

3. Récupération de l’avantage financier issu de l’amortissement des centrales :

• amortissement du parc de production thermique belge (classique et nucléaire) complet avant fin de vie technique,

• récupération des amortissements via les tarifs sur le marché non libéralisé ; – avantage financier réalisé sur les amortissements “accélérés” des centrales par

les producteurs

– récupération de l’avantage financier réalisé : plus d’analogie avec le traitement des amortissements excessifs par le gestionnaire de réseau.

Avantage financier (amortissement 20 ans, durée de vie 40 ans) cumulé après 20, 30 et 40 ans

1985-2004 3.295 M€

2005-2014 3.883 M€

2015-2024 3.974 M€

(hypothèses : parc nucléaire belge : 5.803 MW, taux : 6%)

1. COMPOSANTE ENERGIE

4. Allongement de la durée de vie légale des centrales existantes :

• les prix actuels de “ forwards wholesale” sont peu incitatifs à la construction de nouvelles centrales,

• la concentration des nouveaux investissements dans les centrales gaz, le scénario de sortie du nucléaire, le coût des normes “Kyoto”

(émissions de CO2) laissent prévoir une hausse des prix,

• à l’étranger, des initiatives sont prises pour allonger la durée de vie des centrales nucléaires (ex : centrale de Borssele aux Pays-Bas, recommandations de Cap Gemini pour l’Allemagne (1), Lehman Brothers pour la France (2) et Oxford Institute for Energy studies en Grande Bretagne (3))

(1) Cap Gemini, European Energy Markest Observatory, 2004 and Winter 2004/2005 data set, seventh edition, October 2005.

(2) Lehman Brothers, Energy & Power, Global Equity Research France – Electricité de France.

(3) Oxford Institute for Energy Studies, Natural Gas Research Programme, Future Natural Gas Demand in Europe, The Importance of the Power Sector, Anouk Honoré, January 2006.

1. COMPOSANTE ENERGIE

Estimation pour le parc nucléaire Belge

Prolongation de durée de vie de 40 ans à 50 ans 60 ans

Coûts supplémentaires cumulés M€ 778 4.406

Marge supplémentaire cumulée M€ 8.371 13.046

Gain cumulé pour l’exploitant dans les conditions actuelles de marché M€

7.593 8.640

(hypothèses parc nucléaire belge : 5.803 MW,; taux : 6%; valeurs 2005 hypothèses coût supplémentaire : extrapolation valeurs Borssele)

1. COMPOSANTE ENERGIE

La prolongation de durée de vie d’une centrale nucléaire diminue les coûts d’amortissement annuels mais engendre des revenus supplémentaires pour l’exploitant.

Cet avantage supplémentaire réalisé peut être partagé avec le consommateur (ex: pour la centrale de Borssele aux Pays-Bas, les actionnaires versent 250 millions d’euros à un fonds pour le développement de l’énergie durable (convention avec les pouvoirs publics néerlandais.

2 – COMPOSANTE FOURNITURE

Trop peu d’informations détaillées sont disponibles pour faire une analyse détaillée de cette composante.

3. TARIFS DE RESEAU

Relevant aujourd’hui des compétences tarifaires de la CREG, ces tarifs tant pour le transport que pour la distribution ont évolué à la baisse ces quatres dernières années.

Le système est règlementairement basé sur un système de “cost plus” (il revient à la CREG de démontrer si des coûts ne sont pas justifiés).

Possibilité de commuter vers un système de “price cap”

Un système de “price cap” implique en tout cas que la charge de preuve de justification des coûts incombe aux GRTs et GRDs.

Le passage à un système de “price cap” implique des modifications de textes légaux.

- L’étude annoncée du patrimoine des gestionnaires de réseau de distribution peut mener à une rétribution équitable moindre

Selon l’étude par Frontier Economics ”The practicalities of incentive regulation in GB - A report prepared for the CREG, January 2006” cela représente une diminution de 4,6 % par an sur la période de 30 ans précédent 2005. En Belgique l’action de la CREG a permis de 2003 à 2006 une diminution de 7,62 % par an des coûts contrôlables en distribution.

4. TARIFS NON LIBERALISES

Usage optimal du fonds de soutien aux placement

compteurs bihoraires

5. TARIFS DE RESEAU PLURIANNUELS

• d’application à partir du 01/01/2008

• discussion et rédaction de l’arrêté royal depuis

novembre 2005

Merci de votre attention

Le prix de l’électricité par composante tarifaire

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Conférence de presse 5 juillet 2006

Guido CAMPS Directeur

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