Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz Rue de l'Industrie 26-38
1040 Bruxelles Tél. : 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09
COMMISSION DE REGULATION DE L'ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE
(F) 110331-CDC-1050
relative au
"fonctionnement du marché de gros belge pour l'électricité – rapport de suivi 2010"
faite en application de l‟article 23, §2, alinéa deux, 2° et 19°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l‟organisation du marché de l‟électricité.
Le 31 mars 2011
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PREAMBULE
Dans la présente étude, la COMMISSION DE REGULATION DE L‟ELECTRICITE ET DU GAZ (CREG) examine le fonctionnement du marché de gros belge pour l'électricité pendant la période allant du 1er janvier 2010 au 31 décembre 2010 inclus. La présente étude vient en complément des études réalisées dans le passé par la CREG concernant le marché belge à court terme d‟électricité Belpex et l‟utilisation de la capacité d'interconnexion pour l'électricité avec la France et les Pays-Bas pour les exercices 2007, 2008 et 2009.1
L‟objectif des études précédentes était d‟informer de façon concise sur deux aspects importants du marché belge de l‟électricité étroitement liés entre eux, à savoir les interconnexions avec l‟étranger et l‟échange d‟électricité sur la bourse d‟électricité belge Belpex. La présente étude poursuit le même objectif, mais analyse les aspects complémentaires suivants : la production, la consommation, le marché à long terme et le balancing. La présente étude porte sur le fonctionnement du marché de gros pour l'électricité. Une étude portant sur le fonctionnement du marché de gros pour le gaz a également été publiée.
Outre le fait que cette étude traite davantage d'aspects du fonctionnement du marché de gros pour l'électricité en comparaison avec les études précédentes, un historique des 4 dernières années (2007-2010) est donné dans la mesure du possible. Ainsi, le lecteur peut comprendre plus facilement l'évolution du fonctionnement du marché de gros.
Le Comité de direction de la CREG a approuvé la présente étude lors de sa réunion du 31 mars 2011.
1 voir étude (F) 080117-CDC-742, étude (F) 090223-CDC-827 et étude (F)100218-CDC-947, disponible sur http://www.creg.be/
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TABLE DES MATIERES
PREAMBULE ... 2
TABLE DES MATIERES ... 3
RESUME ... 4
FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE GROS DE L'ELECTRICITE ... 7
A Production d‟électricité ...7
B Consommation électrique ... 16
C Echange d‟électricité ... 19
C.1 Marché à court terme ... 20
C.1.1 Marché day-ahead (DAM) ... 20
C.1.2 Marché intra-day ... 29
C.2 Marché à long terme ... 31
C.2.1 Prix futures comparés à Belpex DAM ... 31
C.2.2 Bid-ask spread ... 36
C.3 HUB Elia ... 37
C.3.1 HUB day-ahead ... 38
C.3.2 HUB intra-day ... 39
D Interconnections ... 41
D.1 Capacité ... 41
D.1.1 Capacité physique ... 41
D.1.2 Capacité commerciale ... 42
D.2 Enchère de capacité à long terme ... 46
D.2.1 Enchère de capacité annuelle... 47
D.2.2 Enchère de capacité mensuelle ... 48
D.3 Utilisation de la capacité d'interconnexion... 53
D.3.1 Utilisation physique ... 53
D.3.2 Utilisation commerciale (nominations) ... 55
D.3.2 Rentes de congestion sur base journalière ... 62
E Balancing ... 66
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RESUME
La présente étude porte sur le fonctionnement du marché de gros belge de l'électricité en 2010. Afin de donner un meilleur aperçu de l'évolution en 2010, la période de 2007 à 2010 est souvent prise en considération dans l'étude.
La part de marché d'Electrabel sur le marché de la production2 a diminué à 72 % en 2010, tant en qui concerne la capacité que la production. En 2007, Electrabel avait encore une part de 86 % en ce qui concerne la capacité. Malgré cette baisse significative, le marché de la production est encore très fortement concentré.
Les centrales nucléaires produisaient 55 % de l'électricité en 2010, soit autant qu'en 2007. Les centrales alimentées au gaz produisaient 34% en 2010, contre 31 % en 2007.
Les centrales alimentées au charbon produisaient 6% en 2010, contre 9 % en 2007. Les autres types de combustibles produisent moins de 2 %.
Au total en 2010, la consommation d'électricité3 dans la zone de réglage Elia s'élevait à 86,5 TWh, soit une hausse de 6 % par rapport à 2009, mais toujours une baisse de 2 % par rapport à 2007.
Le prix de l‟électricité sur le marché Belpex Day Ahead à court terme était de 46,3 €/MWh en moyenne en 2010, contre 45,3 €/MWh aux Pays-Bas et 47,5 €/MWh en France. 2010 constitue la deuxième année consécutive durant laquelle la Belgique connaît un prix supérieur aux Pays-Bas et un prix inférieur à la France. 12 TWh ont été négociés sur le Belpex DAM, ce qui correspond à 14 % de la consommation annuelle dans la zone de réglage Elia. La résilience du marché, qui mesure la liquidité, du Belpex DAM s'est encore améliorée en 2010, par rapport à 2009, et d'autant plus par rapport à 2007 et 2008 : avec une demande supplémentaire de 500 MW, le prix aurait augmenté de 1,6 €/MWh en moyenne en 2010. Cela est également confirmé par le fait que les grands pics de prix sur le Belpex DAM ne se sont quasiment pas produits en 2010, tout comme en 2009 et contrairement à 2007 et 2008. Le prix sur le marché intra-day Belpex CIM est quasiment identique au prix du Belpex DAM en 2010, tout comme ce fut le cas en 2009.
2 Voir définition au paragraphe 2
3 Voir définition dans la note de bas de page 9 du paragraphe 12.
5/70 Le 10 novembre 2010, le couplage de marché, qui couplait jusque là les bourses belge, néerlandaise et française, a été étendu à la bourse allemande.
Le prix de l‟électricité sur le marché à long terme Endex BE est réparti par type de contrat : pour la fourniture en 2010, 45,2 €/MWh ont été payés en moyenne pour un contrat month ahead, 46,4 €/MWh en moyenne pour un contrat quarter ahead et 51,0 €/MWh pour un contrat year ahead. En 2009, cela revenait à 43,6 €/MWh pour le month ahead, 52,3 €/MWh pour le quarter ahead et 75,5 €/MWh pour le year ahead Pour l'ensemble de la période 2007-2010, les month ahead, quarter ahead et year ahead étaient respectivement 7%, 14% et 22% plus chers que le Belpex DAM. Le bid-ask spread des month ahead et quarter ahead a sensiblement diminué pendant la période 2007-2010, ce qui peut indiquer une augmentation de la liquidité sur ces marchés.
Sur le HUB day-ahead d'Elia, 42,6 TWh ont été échangés en 2010, dont 27 % via la bourse et 73 % via OTC. C'est quasiment le même résultat qu'en 2009. En ce qui concerne le Hub intra-day d'Elia, on note cependant un déplacement clair du marché OTC vers la bourse : la part de la bourse était de 23 % en 2009 et a augmenté à 35 % en 2010. Le volume total échangé sur le HUB intra-day est resté quasiment identique en 2010, en comparaison avec 2009 (0.76 TWh).
La capacité d’importation commerciale moyenne disponible est d'environ 4000 MW, contre 2400 MW de capacité d'exportation moyenne. Ainsi, la Belgique est un des pays les mieux interconnectés d'Europe : la capacité d‟importation moyenne correspond à 40
% de la consommation moyenne et 29 % de la consommation de pointe dans la zone de réglage Elia ; c'est bien au-delà de la valeur de référence européenne de 10 %. La capacité d'interconnexion commerciale disponible est principalement utilisée par les bourses en Belgique, aux Pays-Bas et en France pour coupler les marchés day-ahead.
Il ressort des enchères explicites de la capacité à long terme sur les interconnexions que le marché a payé plus pour la capacité en direction du nord vers le sud (des Pays-Bas vers la Belgique et de la Belgique vers la France) que pour la direction du sud vers le nord en 2010. Cela reflète aussi ce qui est mentionné ci-dessus, à savoir que l'on note des prix plus bas sur le marché à court terme aux Pays-Bas, en comparaison avec la France, et la Belgique entre les deux. Cette situation, qui était déjà perceptible en 2009, est le reflet de la situation de 2007 et 2008, lorsque la capacité
6/70 d'interconnexion en direction du sud vers le nord était plus chère. Au total, le marché a payé 25 millions d'euros sur les enchères explicites pour la capacité d'interconnexion offerte pour 2010. Les rentes de congestion sur base journalière ont rapporté 33 millions d'euros en 2010, dont 17 millions d‟euros pour les acteurs du marché qui ont vendu leur capacité à long terme à la capacité journalière (pour le couplage du marché) et 16 millions d'euros pour les gestionnaires de réseau. Tant le chiffre d‟affaires des enchères explicites que les rentes de congestion sur base journalière étaient sensiblement plus basses en 2010 qu'en 2007. Cela indique une plus grande convergence des prix entre la Belgique, les Pays-Bas et la France.
En 2010, l'exportation nette commerciale de la zone de réglage Elia vers l'étranger était quasiment nulle. En 2009, 313 MWh nets par heure ont encore été exportés.
L'année 2008 a connu un pic avec une importation nette moyenne de 1200 MWh par heure. Pendant la période 2007-2010, la zone de réglage Elia a importé en moyenne près de 400 MWh nets par heure (environ 4 % de la consommation en Belgique). La capacité d'interconnexion est également utilisée pour une grande partie par des flux non nominés, ou dits loop-flows.
En ce qui concerne le balancing, l'on conclut que le gestionnaire de réseau a dû régler un plus grand déséquilibre en 2010 et que la zone de réglage Elia était conjointement plus en déséquilibre (déficit) négatif par rapport aux années précédentes. Ceci peut être dû à la structure asymétrique du tarif de déséquilibre qui a pour conséquence qu'un déséquilibre positif (un excédent) d'un acteur du marché est beaucoup plus lourdement sanctionné qu'un déséquilibre négatif (un déficit).
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FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE GROS DE L'ELECTRICITE
1. La CREG a reçu quasiment toutes les données de cette étude de Elia ; elle les a ensuite traitées, en y ajoutant parfois des informations complémentaires. Cela est indiqué par la mention „CREG+ELIA‟ dans la source au bas des tableaux et figures.
Si les données proviennent d'une autre source, cela est également indiqué au bas des tableaux et figures.
A Production d’électricité
2. Cette section analyse les unités de production situées en Belgique sur le plan de leur capacité, de leur propriété, du type de combustible et de l'énergie produite. Seules les centrales de production raccordées au réseau Elia sont prises en compte (raccordées à une tension de 30 kV ou plus). Les centrales nucléaires, alimentées au gaz et de pompage seront d'abord abordées brièvement, parce qu'elles constituent les types d'unités les plus importants pour le marché de gros belge de l'électricité.
3. La Belgique possède sept réacteurs nucléaires répartis sur deux sites (Doel et Tihange) offrant une capacité de production totale de 5927 MW fin 2010. Le tableau ci-dessous donne un aperçu des sept centrales et de leur puissance4.
centrale Doel 1 Doel 2 Doel 3 Doel 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3 Total
MW 433 433 1.006 1.039 962 1.008 1.046 5.927
Source : CREG+ELIA
Electrabel est le responsable de l'équilibre (ARP) pour les 7 centrales, mais ne dispose pas de la totalité de l'énergie produite. Le tableau ci-dessous dresse un aperçu de la propriété de l'énergie nucléaire produite (y compris le swap entre Electrabel et E.ON de début novembre 2009). La capacité de production mentionnée de 5 927 MW est celle qui s'applique en décembre 2010. Il en ressort que la part d‟Electrabel (EBL) dans la capacité nucléaire a chuté de 89 % à 76 %.
4 Celle-ci diffère des capacités de production publiées par Elia, étant donné qu‟Elia ne tient pas compte d‟une augmentation systématique de la capacité de 40 MW effectuée au cours des années précédentes sur Doel 1, Doel 4 et Tihange 3.
8/70 avant 1/03/09 1/03/09 - 1/11/09 après 1/11/2009 centrale MW EBL EdF SPE EBL EdF SPE EBL EdF SPE E.ON
total % 89% 8% 3% 85% 8% 7% 76% 8% 7% 8%
total MW 5.927 5.282 481 164 5.028 481 418 4.528 481 418 500 Source : CREG+ELIA
4. La Belgique compte deux sites avec des centrales de pompage : Coo, dont la capacité de production maximale s'élève à 1164 MW et Plate Taille, plus petite, dont la capacité de production maximale s'élève à 224 MW. Les deux centrales sont à la disposition d'Electrabel. Il s'agit d'unités qui produisent de l'électricité à partir d'eau pompée vers un bassin situé en amont et qui la déversent dans un bassin situé en aval en la faisant passer par des turbines. Le volume des bassins est limité. De ce fait, l'énergie pouvant être livrée est également limitée. Lorsque l'eau est pompée (souvent la nuit), l'unité consomme de l'électricité.
Initialement, les centrales de pompage ont été construites, hormis pour des raisons économiques, en vue de garantir la sécurité du réseau électrique dans le cadre de la création des grandes centrales nucléaires. Les principales centrales nucléaires ont une capacité de 1.000 MW environ et l'arrêt imprévu d'une telle centrale doit pouvoir être compensé rapidement par la zone de réglage belge. Les centrales de pompage, qui doivent pouvoir passer de 0 MW à une puissance maximale en quelques minutes, conviennent parfaitement pour ce type de compensation, permettant ainsi de garantir la sécurité d'approvisionnement de l'électricité à court terme. La nuit, les centrales de pompage peuvent consommer de l'électricité (bon marché) pour remplir à nouveau les bassins; les centrales de pompage peuvent également fournir la flexibilité de consommation et de production nécessaires, par exemple en cas de forte hausse de la consommation en début de journée ou dans le cas de moyens de production intermittents tels que l'énergie éolienne.
5. Dans la zone de réglage Elia, il y a actuellement 9 grandes centrales TGV qui sont opérationnelles, dotées chacune d'une puissance d'environ 400 MW. Une centrale TGV (Turbine Gaz Vapeur) possède une ou deux turbines à gaz et une turbine à vapeur. Les turbines à gaz sont actionnées par les gaz d'échappement chauds générés par la combustion du gaz naturel. Après la mise en marche de la turbine à gaz, la chaleur résiduelle des gaz d'échappement est partiellement récupérée afin de
9/70 produire de la vapeur actionnant la turbine à vapeur. La chaleur résiduelle permet d'augmenter le rendement moyen d'une telle centrale à 50-55% et pour les TGV les plus récentes, même à 60%. Ces rendements moyens ne sont obtenus que lorsque les unités tournent à leur puissance maximale. Si les centrales doivent produire à une puissance moindre, ce rendement moyen diminue fortement. Les centrales TGV sont des unités de production flexibles et sont également utilisées dans la zone de réglage belge en vue de prévoir des réserves secondaires.
Le tableau ci-dessous donne un aperçu des 9 plus grandes centrales TGV dans la zone de réglage Elia, de leur capacité de production et de leur propriété. La capacité de production totale de ces centrales est de 3.663 MW. Amercoeur 1, une unité d'Electrabel, est la grande centrale TGV la plus récente. La mise en service de la centrale de T-Power (422 MW) est attendue en juin 2011; la mise en service de la centrale TGV de Duferco-Enel (420 MW) est attendue dans le courant de 2011 également.
Grandes TGV (± 400 MW) dans la zone de réglage Elia
propriétaire unité MW
Electrabel Amercoeur 1 420
Electrabel DROGENBOS 460
Electrabel ESCH-SUR-ALZETTE 5 376
Electrabel HERDERSBRUG 460
Electrabel SAINT-GHISLAIN 350
Electrabel 50% / RWE 50% Zandvliet Power 395
EON Energy Trading SE VILVORDE 385
SPE RINGVAART 357
SPE SERAING 460
Total Electrabel 2.264
Total SPE 817
Total E.ON 385
Total RWE 198
Total 3.663
Source : Elia+CREG
5 La centrale d‟Esch-sur-Alzette est située au grand-duché de Luxembourg mais appartient à la zone de réglage Elia et peut donc fournir de l‟électricité sur le Belpex DAM (voir infra). La centrale est, par conséquent, pertinente pour le marché belge de l‟électricité.
10/70 6. Une évaluation tant de la capacité des centrales de production que de l'énergie produite pour la période 2007-2010 tant suivant l'acteur du marché que suivant le type de combustible, figure ci-après. Elle fournit quatre types de données:
- capacité de production par acteur du marché - énergie produite par acteur du marché
- capacité de production par type de combustible - énergie produite par type de combustible
7. Capacité de production par acteur du marché. Le tableau ci-dessous fournit une évaluation de la capacité de production par acteur du marché pour les quatre années écoulées. Le mois de décembre de l'année envisagée est systématiquement pris comme moment de référence.
en GW 2007 2008 2009 2010 2007 2008 2009 2010 Electrabel 13,4 13,7 12,3 11,7 85,8% 85,1% 74,6% 72,1%
SPE 1,4 1,5 1,8
2,4 8,8% 9,5% 10,7%
14,5%
EdF 0,5 0,5 0,5 3,1% 3,0% 2,9%
EON 0,0 0,0 1,5 1,5 0,0% 0,0% 8,8% 9,0%
RWE/Essent 0,3 0,3 0,3 0,3 2,1% 2,0% 2,1% 2,2%
Autres (<2%) 0,0 0,0 0,1 0,4 0,1% 0,3% 0,9% 2,3%
Total 15,6 16,1 16,5 16,2 100% 100% 100% 100%
HHI 7460 7350 5770 5500 Source : CREG+ELIA
Il ressort de ce tableau que la part de marché d'Electrabel a diminué sur une période de trois ans : elle est passée de 86% en décembre 2007 à 72% en décembre 2010.
Bien que cette diminution soit significative, elle est loin d'être suffisante pour pouvoir parler d'une structure de marché compétitive. Le HHI, qui est une mesure de la concentration du marché, est en effet toujours à 5500 fin 2010, et l'on considère qu'un marché est déjà très concentré à partir d'un HHI de 2000.
11/70 Si la Belgique souhaite développer un marché de production compétitif, le chemin à parcourir est encore long. Une publication du 13 janvier 2011 d'un rapport6 du Bundeskartellamt, l'autorité de la concurrence allemande, relative au marché de la production et de gros allemand, révèle que 4 grands acteurs détiennent conjointement 80% du marché de l'électricité allemand. Ceci signifie que le marché allemand est bien moins concentré que le marché belge. Pourtant, l'autorité de la concurrence allemande constate que ces entreprises sont incitées à influencer les prix du marché et qu'elles ont la possibilité de le faire.
“The inquiry revealed that the competitive situation on the market for the first-time sale of electricity remains unsatisfactory. Just four companies still hold a good 80
% share of the first-time sales market. The analysis of the competition situation would seem to suggest that these providers (RWE, E.ON, Vattenfall and possibly also EnBW) each have a dominant position in Germany. This is clear from the fact that each of them was indispensible for covering electricity demand over a significant number of hours in the period examined.
(…)
the extensive empirical analysis of market activity revealed that the leading producers have the incentive and possibilities to considerably influence the electricity price by abusively holding back capacities.”
Donc, même lorsque le marché est bien moins concentré que le marché belge, il existe toujours la possibilité et l'incitant d'influencer des prix. Ceci vaut a fortiori pour le marché de la production et le marché de gros belge. Cela ne veut pas dire que les prix soient effectivement influencés, mais le simple fait qu'un acteur dominant soit susceptible d'influencer les prix de manière significative suffit déjà à effrayer de nouveaux acteurs et entrave le bon fonctionnement du marché.
6 Voir pour le communiqué de presse:
12/70 8. Energie produite par acteur du marché. Le tableau ci-dessous fournit une évaluation de l'énergie produite par acteur du marché pour les quatre années écoulées. L'année entière est prise en compte pour cette évaluation ; lorsque la propriété change dans le courant de l'année, ce changement est pris en compte également.
Energie produite (TWh) Part de marché (%) Acteur du
marché 2007 2008 2009 2010 2007 2008 2009 2010 Electrabel 72,6 67,1 66,9 60,0 86,6% 85,4% 81,0% 71,7%
SPE 5,6 5,6 7,9
12,1 6,7% 7,2% 9,5%
14,5%
EDF 3,5 3,6 4,1 4,2% 4,6% 5,0%
EON 0,0 0,0 1,4 8,8 0,0% 0,0% 1,7% 10,6%
RWE/Essent 2,1 2,2 2,2 2,4 2,5% 2,8% 2,7% 2,9%
acteurs < 2% 0,0 0,0 0,1 0,4 0,0% 0,0% 0,1% 0,4%
total 83,8 78,5 82,6 83,7 100% 100% 100% 100%
HHI 7.570 7.380 6.680 5.380
Source : CREG+ELIA
Il ressort du tableau que la part de marché d'Electrabel dans l'énergie produite s'élève à 71,7%, ce qui est plus ou moins équivalent à la part de marché d'Electrabel dans la capacité de production (72,1%). Les centrales possédées par Electrabel ont donc un degré d'utilisation7 qui équivaut en moyenne à celui de la zone de réglage.
Ceci ne vaut pas pour les petits acteurs: fin 2010, les petits acteurs détenaient une part de marché de 2,3% en termes de capacité, mais ne possédaient que 0,4% du marché pour ce qui concerne l'énergie produite. Ceci s'explique en partie par le fait que la capacité de production n'a été mise en service que dans le courant de l'année mais s'explique aussi en partie par le faible degré d'utilisation des unités spécifiques.
Ainsi, par exemple, la capacité éolienne en mer présente un degré d'utilisation moyen de 40% environ, alors qu'une centrale nucléaire présente un degré d'utilisation moyen de 90% environ.
7 Le degré d‟utilisation d‟une unité de production est l‟energie effectivement produite divisée par
l‟énergie que la centrale devrait produire à condition qu‟elle produise pendant chaque de l‟année à sa capacité maximale.
13/70 9. Capacité de production par type de combustible. Le tableau ci-dessous fournit une évaluation de la capacité de production par type de combustible pour les quatre années écoulées. Le mois de décembre de l'année envisagée est systématiquement pris comme moment de référence.
Capacité (GW) Part de marché (%) Type de combustible 2007 2008 2009 2010 2007 2008 2009 2010 Gaz naturel 5,7 6,5 6,4 6,2 36,4% 40,1% 38,5% 38,1%
Nucléaire 5,8 5,8 5,9 5,9 37,4% 36,1% 35,7% 36,6%
Centrales à pompe 1,4 1,4 1,4 1,4 8,9% 8,6% 8,4% 8,6%
Charbon 1,5 1,5 1,5 1,2 9,9% 9,0% 8,8% 7,3%
Gaz de hauts fourneaux 0,0 0,1 0,4 0,4 0,3% 0,4% 2,2% 2,3%
Eolien 0,0 0,1 0,1 0,3 0,2% 0,4% 0,9% 1,9%
Récupération des déchets 0,1 0,1 0,2 0,3 0,9% 0,8% 1,1% 1,7%
TurboJets 0,3 0,3 0,2 0,2 2,0% 1,7% 1,4% 1,5%
Autres 0,6 0,5 0,5 0,3 4,1% 2,9% 2,9% 2,1%
Total 15,6 16,1 16,5 16,2 100% 100% 100% 100%
Source : CREG+ELIA
Il ressort de ce tableau que les unités au gaz représentent environ 38% de la capacité de production. Comme décrit ci-dessus, 9 grandes TGV représentent 3663 MW, soit plus de la moitié des unités à gaz. Le restant des unités à gaz se compose d'une vingtaine de TGV plus petites (entre 6 et 140 MW), de six turbines à gaz (entre 30 et 78 MW) et de trois grandes unités classiques8 (environ 280 MW).
Les unités nucléaires représentent 36% de la capacité. Avec les unités à gaz, cela représente 77% de la capacité de production en Belgique. Le charbon et les centrales à pompe représentent quant à elles 7-8%. Le top quatre représente donc plus de 90% de la capacité de production. Le restant, qui compte les énergies renouvelables, est marginal, avec une part de 2% ou moins.
8 Certaines de ces centrales peuvent fonctionner avec plusieurs types de combustibles, mais le combustible dominant est le gaz naturel.
14/70 10. Energie produite par type de combustible. Le tableau ci-dessous fournit une évaluation de la capacité de production par type de combustible pour les quatre années écoulées. L'année complète y est prise en compte.
Production (TWh) Part de marché (%)
Type de combustible 2007 2008 2009 2010 2007 2008 2009 2010 Gaz naturel 26,2 24,1 27,1 28,6 31,3% 30,7% 32,8% 34,2%
Nucléaire 45,8 43,4 44,9 45,7 54,7% 55,2% 54,4% 54,6%
Centrales à pompe 1,3 1,3 1,4 1,4 1,5% 1,7% 1,7% 1,6%
Charbon 7,6 6,9 6,4 5,2 9,1% 8,7% 7,7% 6,2%
Gaz de hauts fourneaux 0,2 0,2 0,0 0,3 0,2% 0,2% 0,0% 0,4%
Eolien 0,0 0,0 0,1 0,3 0,0% 0,0% 0,1% 0,3%
Récupération des déchets 0,9 0,8 1,0 1,3 1,0% 1,1% 1,2% 1,6%
TurboJets 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Autres 1,7 1,8 1,7 1,0 2,1% 2,3% 2,0% 1,2%
Total 83,8 78,5 82,6 83,7 100% 100% 100% 100%
Source : CREG+ELIA
L'énergie produite oscillait autour de 80 TWh au cours des dernières années. La capacité nucléaire assure de manière stable 55% de cette production. Ceci est remarquable, parce que la part de la capacité de production nucléaire ne représente que 36%. Cela démontre l'importance de calculer les parts de marché non seulement en termes de capacité, mais également, voire même davantage, en termes d'énergie produite. Cela démontre également l'importance de la capacité nucléaire.
Les centrales à gaz, dont la part dans la capacité de production représentait 38% en 2010, ont produit environ 34% de l'énergie produite au total. Avec la production nucléaire, elles assurent 89% de l'énergie produite au total. Les centrales à charbon produisent environ 6% de l'énergie. Le top trois produit par conséquent 95% de l'électricité totale. Dans le courant de la période de 2007 à 2010, les centrales à charbon ont produit 3 points de pourcentage de moins, tandis que les centrales à gaz ont produit 3 points de pourcentage d'électricité de plus.
La production par d'autres types de combustibles représente moins de 2% du total.
15/70 11. La production décentralisée. Au début de la présente section, il était précisé que seules les unités raccordées au réseau Elia étaient prises en compte. Ceci signifie que la production à un niveau de tension inférieur à 30kV n'est pas prise en compte.
La CREG n'a pas traité de chiffres relatifs à la capacité de production et à l'énergie produite à ce niveau de tension dans la présente étude; ceci fera l'objet d'une autre étude que la CREG ferait encore cette année. Une hypothèse réaliste serait de dire qu'il s'agit surtout d'énergie renouvelable (photovoltaïque, biomasse et éolien on shore) et de cogénération (notamment dans la culture sous serre et l'horticulture).
Ceci voudrait dire que l'énergie renouvelable et la capacité et la production à partir du gaz est sous-estimée en Belgique9.
9 Au cours de la conférence sur l‟énergie éolienne d‟EWEA du 15 mars 2011, il a été annoncé que la Belgique possédait une capacité éolienne installée de 901 MW fin 2010: 442 MW en Wallonie, 264 MW en Flandre et 195 MW off-shore.
16/70
B Consommation électrique
12. La présente section analyse l'évolution de la consommation électrique dans la zone de réglage belge sur la base des données fournies par Elia10. Cela ne signifie pas que l'ensemble de la consommation d'électricité en Belgique est mesurée, mais cela en offre une bonne approximation.
13. Le tableau ci-dessous présente la consommation totale d'électricité pour les années 2007 à 2010 inclus, ainsi que les puissances maximales et minimales demandées au cours de ces années. Au total en 2010, la consommation d'électricité dans la zone de réglage d'Elia s'élevait à 86,5 TWh, ce qui représente une hausse de 6 % par rapport à 2009, mais toujours une baisse de 2 % par rapport à 2007. La puissance demandée en 2010 est de 13.845 MW maximum, soit plus élevée qu'en 2008 et 2009, mais toujours inférieure à celle de 2007.
consommation 2007 2008 2009 2010
total (TWh) 88,6 87,8 81,6 86,5
puissance maximale demandée (MW) 14.033 13.431 13.513 13.845 puissance minimale demandée (MW) 6.378 6.330 5.895 6.278
Source : CREG+ELIA
10 La définition de la consommation donnée par Elia est la suivante : « L'indicateur de consommation est basé sur les injections d'énergie électrique dans la zone de réglage Elia et offre une image approximative de la consommation d'électricité en Belgique. Les injections de la production décentralisée telle que les éoliennes, les turbines hydrauliques ou les petites unités de cogénération qui injectent de l'énergie à une tension inférieure à 30 kV ne sont pas incluses dans l'indicateur de consommation. Bien qu'elle soit réduite par rapport à la consommation totale, la part de ce dernier segment augmente constamment dans la production d'électricité. L'indicateur comprend la production nette des centrales et les centrales de production locale qui injectent à une tension de 30 kV au minimum et la balance des importations et des exportations. Les installations de production raccordées à une tension inférieure à 30 kV sont uniquement prises en compte pour autant qu’une injection nette sur le réseau Elia soit mesurée. La majeure partie des pertes réseau sont par conséquent comptabilisées. L'énergie nécessaire au pompage de l'eau dans les réservoirs de stockage des centrales de pompage est soustraite. La zone de réglage d'Elia comprend la Belgique ainsi que le réseau Sotel dans le sud du Grand Duché de Luxembourg. Un client avec une production locale prélève de l'énergie électrique sur le réseau au même point où la production locale injecte sur le réseau. »
17/70 14. La figure ci-dessous illustre l'évolution de la consommation mensuelle moyenne par heure dans la zone de réglage belge. Il en ressort que la diminution de la consommation, qui s'était déjà amorcée en 2008 sous l'influence exercée par la crise économique, s'est maintenue en 2009. En 2010, on a observé un net rétablissement de la consommation et en décembre 2010, la consommation moyenne était plus élevée que durant l'année de pré-crise 2007. Aucune correction n'est effectuée pour la température.
consommation moyenne par heure dans la zone Elia.
Source : CREG+ELIA
15. Elia effectue une prévision quotidienne de la consommation pour chaque demi-heure du jour suivant. La prévision de la consommation est importante, étant donné que le prix Belpex DAM dépend fortement de la consommation. Le tableau ci-dessous fournit une analyse de l'erreur de prévision par jour. L'erreur de prévision par jour est calculée en soustrayant la consommation journalière moyenne réelle de la consommation journalière moyenne prévue (exprimées toutes deux en MW). Si cet écart est positif pour un jour donné, la prévision était supérieure à la consommation moyenne. Ce mode de calcul implique une limite inférieure pour l'erreur de prévision
18/70 réelle, étant donné que les erreurs de prévision peuvent être compensées dans la journée11.
16. La prévision erronée moyenne pour une année déterminée est la moyenne de toutes les erreurs de prévision par jour de cette année et indique si Elia effectue une prévision faussée pour cette année. Si cette moyenne se situe aux alentours de 0 MW, il n'y a pas de prévision faussée. Elia prévoit parfois trop, parfois trop peu de consommation. Si cette moyenne est positive, Elia a en moyenne surestimé la consommation pour cette année. C'était le cas en 2007 et 2008 avec une erreur, respectivement, de 263 MW et 144 MW. En 2009 et 2010, Elia avait prévu en moyenne trop peu de consommation. Le calcul de la prévision erronée moyenne en valeur absolue permet de calculer la qualité générale de la prévision. L'erreur en valeur absolue est,en 2010, la plus élevée des quatre années précédentes, et par conséquent, la qualité de la prévision est la plus mauvaise en 2010 si on la compare aux trois années précédentes.
17. D'un point de vue relatif, l'erreur absolue moyenne représentait 3.5% de la consommation moyenne en 2010 L'erreur maximale peut toutefois s'élever à 15% - 19%, ce qui correspond à une prévision erronée maximale de 1500-1900 MW.
18. Le tableau ci-dessous indique également le nombre de jours durant lesquels l'erreur de prévision moyenne était supérieure à 500 MW et 1000 MW. Il ressort de ces chiffres que le nombre de jours présentant une erreur de prévision supérieure à 500 MW est resté plus ou moins constant (60 en 2007, 57 en 2010), mais que le nombre d'erreurs de prévision supérieures à 1.000 MW a fortement augmenté: de 5 en 2007 à 14 en 2010. Il ressort également de ce tableau que les erreurs de prévision moyennes et extrêmes (>500 MW et > 1000 MW) en 2008 sont restées sensiblement inférieures à celles des trois autres années envisagées.
11 Supposons par exemple que la consommation pour chaque heure soit de 10.000 MW exactement et qu‟Elia ait toujours prévu correctement la consommation, sauf au cours de l‟heure x où Elia prévoit 9.000 MW (une erreur de -1.000 MW) et de l‟heure y où elle prévoit 11.000 MW (une erreur de + 1.000 MW); dans ce cas, l‟erreur de prévision est, selon nos calculs, de 0 MW, étant donné que les deux erreurs de prévision se compensent sur la journée. .
19/70 Erreur de prévision (positive, si prévisions > consommation réelle)
MW 2007 2008 2009 2010
Consommation moyenne réelle 9.740 9.646 8.961 9.867
Consommation moyenne prévue 10.003 9.790 8.826 9.599
Erreur de prévision moyenne 263 144 -134 -268
Erreur de prévision moyenne en valeur absolue 292 231 266 342
Trop peu maximal prévu -480 -1.758 -1.848 -1.559
Trop maximal prévu 1.233 786 1.143 1.862
Par rapport à la consommation réelle
Erreur de prévision relative moyenne 2,7% 1,5% -1,5% -2,7%
Erreur de prévision relative moyenne en valeur abs. 3,0% 2,4% 3,0% 3,5%
Trop peu maximal relatif prévu -4,9% -18,2% -20,6% -15,8%
Trop maximal relatif prévu 12,7% 8,1% 12,8% 18,9%
nombre de jours erreur de prévision > 500/1000
MW
nombre de jours > 500 MW trop peu prévu 0 8 44 49
nombre de jours > 500 MW trop prévu 60 15 6 8
nombre de jours > 1.000 MW trop peu prévu 0 3 6 8
nombre de jours > 1.000 MW trop prévu 5 0 1 6
Source : CREG+ELIA
C Echange d’électricité
19. La présente section analyse l'échange d'électricité en Belgique. Dans ce cadre, c'est principalement la bourse d'électricité Belpex DAM qui sera abordée, tant le marché day-ahead (DAM) que le marché intra-day (CIM). Cette section reprend dès lors en grande partie le contenu des études précédentes relatives à Belpex12. Par rapport à ces études, une partie relative au marché à long terme Endex BE et une partie relative aux échanges d'électricité sur le HUB d'Elia viennent s'ajouter à la présente section. La partie relative aux échanges d'électricité sur le HUB d'Elia permet également d'éclairer un aspect du marché OTC.
12 Voir études (F) 080117-CDC-742, (F) 090223-CDC-827 et , disponibles sur http://www.creg.be/
20/70
C.1 Marché à court terme
C.1.1 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
2007 1,7 % 9,9 % 26,3 % 62,1 % 88,4 % 72,1 %
2008 0,8 % 15,2 % 15,4 % 68,6 % 83,9 % 83,8 %
2009 1,6 % 28,4 % 13,2 % 56,8 % 70,0 % 85,2 %
2010 1,2 % 11,9 % 26,1 % 60,8 % 86,8 % 72,7 %
Source : CREG, ELIA, BELPEX, APX, POWERNEXT
Prix
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 1 €/MWh de plus que le prix annuel moyen sur l'APX DAM (45,3 €/MWh) et 1,2
€/MWh de moins que sur l'Epex FR DAM (47,5 €/MWh). Pour la deuxième année consécutive, le Belpex DAM est meilleur marché qu'en France et un peu plus cher qu'aux Pays-Bas. Pour l'ensemble de la période de 2007 à 2010, les prix DAM en Belgique s'élevaient en moyenne à 49,5 €/MWh, entre ceux des Pays-Bas et de la France.
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
C.1.2 Marché intra-day
38. Le 13 mars 2008, Belpex a lancé un nouveau segment de marché, à savoir le Belpex CIM ou commerce intra-day. Ce marché, contrairement au Belpex DAM, n‟est pas couplé à EPEX FR ou APX16. Depuis le 1er avril 2008, SPE est un liquidity provider pour ce segment de marché, ce qui signifie que SPE s‟engage à placer des commandes de 25 MW destinées à l‟achat ou à la vente dans une fourchette de prix déterminée pendant 80 % du temps.
39. On comptait trois produits différents sur le Belpex CIM en 2010 : on pouvait y acheter de l‟énergie pour un bloc d‟une heure, quatre heures et six heures. Les blocs d‟une heure étaient valables pour l‟ensemble des 24 heures ; les blocs de 4 heures valaient pour les six intervalles suivants (1-4h, 5-8h,...) ; les blocs de 6h, enfin, valaient pour deux intervalles : de 9 à 14h et de 15 à 20h.
16 Le 17 février 2011, le Belpex CIM a été couplé au marché intra-day néerlandais d‟APX-Endex.
30/70 40. La figure ci-dessous indique les volumes mensuels totaux négociés pour les différents produits (volumes mensuels en MWh). Au total, environ 275 GWh ont été négociés en 2010 (contre 187 GWh en 2009). L'énergie a été principalement négociée via des blocs d'une heure. En 2010, un échange d'énergie a eu lieu pendant 39 % des heures via le Belpex CIM (35 % du temps en 2009, 20 % en 2008). Le tableau ci-dessous donne un aperçu des volumes négociés et des prix pour les trois dernières années pendant lesquelles le marché intra-day était effectif. Il ressort de la figure que les volumes négociés en 2010 ont fortement augmenté par rapport à 2009 et 2008.
Intra-day 2008 2009 2010
Volumes (GWh) 89 187 275
Prix (€/MWh) 87,8 42,3 50,1
Source : CREG+Belpex
volumes mensuels totaux négociés (en MWh) pour les différents produits Source : CREG+Belpex
41. La figure ci-dessous indique le prix mensuel moyen des transactions intra-day, comparé au prix des transactions DAM pour cette heure. Il en ressort que le prix CIM (ligne noire) est en moyenne plus ou moins identique au prix DAM moyen pour cette heure („DAM_CIMhours‟ - ligne rouge). C'était déjà le cas en 2009. Etant donné que le CIM est davantage négocié pendant les heures de pointe, les prix CIM moyens
31/70 sont, bien entendu, légèrement supérieurs aux prix DAM, pour toutes les heures („DAM_AllHours‟ – ligne verte).
prix moyens sur le Belpex DAM par rapport au Belpex CIM Source : CREG+BELPEX
C.2 Marché à long terme
42. La section précédente portait sur le marché à court terme, et plus particulièrement sur le Belpex DAM et CIM. La présente section se penche sur le marché à long terme, la bourse étant la seule prise en considération, en l'espèce APX-ENDEX et ses marchés Endex Power BE pour la Belgique et Endex Power NL pour les Pays- Bas.
C.2.1 Prix futures comparés à Belpex DAM Mois de transaction
43. La figure ci-dessous illustre le prix mensuel moyen pour quatre types de contrats énergétiques pour la période 2007-2010 : day-ahead (D+1, Belpex DAM), month ahead17 (M+1, Endex BE), quarter ahead18 (Q+1, Endex BE), et year ahead19 (Y+1,
17 month ahead est le Endex Power BE Month et représente la moyenne arithmétique exprimée en EUR/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour ("end of day") des contrats month ahead
0 10 20 30 40 50 60 70 80
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
CIM DAM_CIMhours DAM_AllHours
32/70 Endex BE). Les données sont les moyennes en ce qui concerne le mois de transaction. Exemple de calcul : le prix moyen pour un contrat quarter ahead en janvier 2007 était de 43,2 €/MWh : il s'agit du prix payé pour la fourniture d‟énergie pendant le Q2 de 2007, à savoir la période d'avril à juin 2007. Ce contrat est cependant aussi négocié en février et mars 2007. Les prix qui peuvent apparaître (et apparaîtront) sont différents du prix de janvier.
44. Il ressort de la figure que les quatre types de contrats suivent une tendance similaire : une forte augmentation à la fin 2007, avec une diminution début 2008 pour ensuite atteindre un pic en août-octobre 2008 ; les prix rechutent très fortement en raison de la crise économique pour se stabiliser ensuite entre 40 et 60 €/MWh pendant 2009 et 2010. La figure ci-dessous montre la corrélation entre les prix mensuels moyens des quatre types de contrats pour la période 2007-2010. Ce tableau confirme que les quatre types de contrats corrèlent fortement. La corrélation est la plus forte entre le day ahead et le month ahead (0.925) et la plus faible entre le day ahead et le year ahead (toujours 0.741).
corrélation BE_M+1 BE_Q+1 BE_Y+1
BE_D+1 0,925 0,851 0,741
BE_M+1 0,907 0,811
BE_Q+1 0,893
Source : CREG+Belpex+APX-Endex
(contrats pour la fourniture physique d‟électricité sur le réseau haute tension belge au cours du mois suivant), telle que publiée sur le site web
18 quarter ahead est le Endex Power BE Quarter et représente la moyenne arithmétique exprimée en EUR/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour ("end of day") des contrats quarter ahead (contrats pour la fourniture physique d‟électricité sur le réseau haute tension belge au cours du trimestre suivant), telle que publiée sur le site web
19 year ahead est le Endex Power BE Calendar et représente la moyenne arithmétique exprimée en EUR/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour ("end of day") des contrats calendar (contrats pour la fourniture physique d‟électricité sur le réseau haute tension belge au cours de l‟année calendrier suivante), telle que publiée sur le site web
33/70 Prix mensuels moyens par mois de transaction pour différents produits
Source : CREG+Belpex+APX-Endex
Mois de fourniture
45. Afin de vérifier (ex-post) quel contrat (D+1, M+1,…) était le meilleur marché pendant quelle période, le prix doit être comparé pendant la période de fourniture20. Le prix d'un produit quarter ahead est fixé pour trois mois, celui d'un year ahead pour un an.
Cela donne la figure ci-dessous.
20Pour déterminer le prix moyen d‟un produit déterminé, le prix moyen est systématiquement calculé sur une période de la même longueur que la période de fourniture, et juste avant la fourniture : pour déterminer, par exemple, le prix d‟un produit quarter ahead (trois mois ) sur la période janvier – mars 2010, on utilise la moyenne du prix quarter ahead au cours de la période octobre-décembre 2009 (trois mois juste avant le début de la période de fourniture).
34/70 Prix mensuels moyens par mois de fourniture pour différents produits
Source : CREG+Belpex+APX-Endex
46. Le prix de fourniture moyen par année peut être calculé sur la base de ces données, ce qui donne le tableau ci-dessous. Pour la fourniture pendant la période 2007-2010, 49,5 €/MWh ont été payés en moyenne pour un contrat day ahead, 52,7 €/MWh en moyenne pour un contrat month ahead, 56,2 €/MWh pour un contrat quarter ahead et 61,0 €/MWh pour un contrat year ahead. Cela signifie que pendant la période 2007- 2010, les month ahead, quarter ahead et year ahead étaient respectivement 7 %, 14 % et 22 % plus chers que le Belpex DAM. On en déduit que, pour la période 2007-2010, plus le prix est fixé à l'avance (et pour une plus longue période), plus le prix moyen sera élevé. Si les chiffres sont analysés par année, il ressort qu'il n'y a eu qu'une seule année durant laquelle un contrat month ahead a été en moyenne meilleur marché qu'un contrat day ahead, à savoir 2010. En outre, il s'avère qu'il n'y a eu qu'une seule année durant laquelle un contrat year ahead a été moins cher qu'un contrat day ahead, à savoir 2008. Ces données sont marquées en jaune dans le tableau. Un contrat quarter ahead n'a jamais été moins cher qu'un contrat day ahead;
il avait quasiment le même prix qu'un contrat day ahead en 2010.
35/70 par rapport à D+1
€/MWh D+1 M+1 Q+1 Y+1 M+1 Q+1 Y+1 2007 41,72 44,46 48,71 59,51 2,74 6,98 17,79 2008 70,64 78,23 77,57 56,39 7,59 6,93 -14,25 2009 39,40 43,57 52,31 75,51 4,17 12,91 36,11 2010 46,28 45,19 46,39 50,97 -1,08 0,11 4,70 2007-2010 49,51 52,86 56,24 60,60 3,35 6,73 11,08
% 6,8% 13,6% 22,4%
Source : CREG+Belpex+APX-Endex
47. Plusieurs raisons peuvent être avancées quant au fait que les contrats à long terme sont plus chers que les contrats day-ahead. Ainsi, le prix supérieur peut par exemple être considéré comme la prime de risque qu'un acteur du marché souhaite payer, se préservant des circonstances imprévues qui ont une influence sur le prix de gros, comme les coûts de combustible, la disponibilité de la capacité de production, le prix du CO2 et les évolutions économiques à attendre. Plus le contrat est conclu à l'avance, plus la prime de risque est élevée, c'est ce qui ressort des données du tableau ci-dessus.
48. Cette prime de risque est clairement positive sur le marché de l'électricité pour la période 2007-2010, ce qui signifie que les consommateurs ont une aversion au risque plus marquée face à des conditions de marché inattendues par rapport aux producteurs. Ce phénomène s'explique intuitivement comme suit: les consommateurs sur le marché de gros pour l'électricité sont principalement des acteurs industriels.
Leur consommation électrique est déterminée en fonction de leur cahier de commandes, avec un horizon allant de quelques mois à plusieurs années, mais pas plus long dans la plupart des cas. De ce fait, un prix fixe pour leur demande future d'électricité peut limiter leur risque, même s'ils doivent, pour ce faire, payer une prime. D'autre part, les producteurs sont censés présenter une aversion plus grande au risque que les consommateurs lorsqu'il s'agit de contrats à très long terme (jusqu'à plusieurs décennies). Cela s'explique par le fait que les investissements effectués dans de la capacité de production doivent la plupart du temps être amortis sur une période de 15 à 40 ans (voire même davantage).
49. D'autres raisons possibles sont, entre autres, le niveau de liquidité et de transparence du marché à long terme par rapport au marché à court terme, ainsi que l'existence d'alternatives valables.
36/70
C.2.2 Bid-ask spread
50. Le Bid-ask spread des différents produits peut être utilisé pour mesurer la liquidité.
Le prixbid est le prix maximum auquel "le marché" souhaite acheter, le prix ask est le prix minimum auquel "le marché" souhaite vendre. Le prix bid est toujours inférieur au prixask. La différence entre ces deux prix est le bid-ask spread: plus la différence est petite, plus le marché peut être considéré comme liquide. Un bid-ask spread n'est possible que sur un marché continu, donc il est possible pour Endex Power BE (et le Belpex CIM) mais pas pour le Belpex DAM.
51. La figure ci-dessous indique le bid-ask spread moyen par mois pour les trois produits suivants: one month ahead („M BE‟ – ligne bleue), one quarter ahead („Q BE‟ – ligne rouge) et one year ahead („Y BE‟ – ligne verte). La période envisagée est 2007-2010 Il ressort du graphique que le bid-ask spread est le plus faible pour le one year ahead et le plus élevé pour le one month adead. Le one quarter ahead se situe entre les deux produits. Il est clair par ailleurs que le bid-ask spread a diminué au cours de la période envisagée. La diminution est la plus prononcée pour le one month ahead, et presque nulle pour le one year ahead. En supposant que le bid-ask spread constitue une bonne indication de la liquidité d'un marché, on peut conclure que la liquidité des produits one month ahead et one quarter adead a sensiblement augmenté.
52. Le tableau ci-dessous indique le bid-ask spread moyen par année pour les trois produits envisagés tant pour Endex Power BE que pour Endex Power NL, de sorte qu'une comparaison est possible. Il ressort du tableau que le bid-ask spread moyen en 2010 était toujours supérieur, pour la Belgique, à celui des Pays-Bas, pour les produits one month ahead et one year ahead; la différence par rapport aux Pays-Bas s'est toutefois réduite. L'écart est moins important pour le produit one quarter ahead.
bid ask M BE Q BE Y BE M NL Q NL Y NL
2007 0,823 0,651 0,392 0,590 0,760 0,261
2008 0,786 0,624 0,466 0,550 0,778 0,276
2009 0,552 0,511 0,389 0,436 0,636 0,256
2010 0,391 0,382 0,297 0,366 0,494 0,230
2007-2010 0,638 0,542 0,386 0,485 0,667 0,256 Source : CREG+APX-Endex
