etude - CREG

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
F060309-CDC-537
relative à
‘l’impact du système des quotas
d’émissions de CO2 sur 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
1/55
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.
2/55
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 NationsUnies 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.
3/55
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 Dioxyde de carbone
calorifique de combustion supérieure à 20
MW
(sauf
déchets
dangereux
ou
municipaux)
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) ;
•
4.
autres activités => installations de fabrication de :
-
pâte à papier ;
-
papier et carton (capacité de production > 20t/j).
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.
4/55
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
A partir du 1er janvier 2005, les installations de combustion citées ci-avant ne peuvent
5.
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.
5/55
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
Période 1 (2005 – 2007)
Sanction
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
6/55
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.
7/55
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
(1)
146,24
137,73
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%))
8/55
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.
9/55
Région Wallonne
Tableau 5 : Comparaison émissions BAU / quotas alloués au secteur électrique en Wallonie
Année
Emissions
Accords
Energie
BAU (kt
de
renouvel.
CO2)
branche
Cogén.
Total
Fuel
switch
%
Cogen
Gaz de
réduction
« Solvay »
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
3 centrales électriques
Emissions BAU 2005 – 2007
Quotas allouées 2005 - 2007
(1.000 t CO2)
(1.000 t CO2)
10,68
% croissance /an
16.
17,58
+39,2%
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.
10/55
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
Nom de l'installation
Région Flamande
Electrabel Herdersbrug
Electrabel Vilvoorde
Electrabel Langerbrugge
Electrabel Rodenhuize
Electrabel Aalst
Electrabel Kallo
Electrabel Ruien
Electrabel Drogenbos
Electrabel Mol
Electrabel Langerlo
Electrabel turbojet Zeebrugge
Electrabel Turbojet Noordschote
Electrabel Turbojet Zedelgem
Electrabel Turbojet Zelzate
Electrabel Turbojet Aalter
Electrabel Turbojet Beerse
Capacité
installée
(MW)
Type de
centrale
460
385
59
526
TGV
TGV
Cogen
Sidérurgie
522
546
460
255
602
18
18
18
18
18
32
Thermique classique
Thermique classique
Turbine à gaz
Thermique classique
Thermique classique
Turbojet
Turbojet
Turbojet
Turbojet
Turbojet
Turbojet
Emissions
historiques
kt CO2/an
Emissions
prévues
kt CO2/an
Facteur
équilibrage
Total
kt CO2/an
kt CO2/an
prévues
6.930,40
350
2,7
256
92
416
17
17
18
TGV
Cogen
Sidérurgie
Sidérurgie
Thermique classique
Turbojet
Turbojet
Turbojet
666,6
9,1
719,4
1.187,5
573,4
0,4
0,4
0,2
792,0
9,7
623,1
220,0
1.274,7
1,7
1,7
1,7
Total
Région de Bruxelles-Capitale
Electrabel Turbo jet Schaerbeek
Electrabel Turbo jet Ixelles
Electrabel Turbo jet Buda
Déficit par
rapport émiss.
952,85
850,52
266,77
444,67
39,46
404,72
1.281,92
858,01
573,59
1.256,75
0,11
0,20
0,11
0,14
0,15
0,42
Total
Région wallonne
Electrabel Baudour (Saint-Ghislain)
Electrabel Bressoux
Electrabel Amercoeur-Roux
Electrabel Monceau
Electrabel Flémalle (Awirs)
Electrabel Turbojet back up Turon
Electrabel Turbojet back up Cierreux
Electrabel Turbojet back up Deux-Acren
Quotas
60
60
60
Turbojet
Turbojet
Turbojet
0,15
0,27
0,24
1,1
1,1
1,1
0,86
1,00
1,00
1,00
0,86
1,00
1,00
1,00
680,0
9,7
623,1
220,0
808,3
1,7
1,7
1,7
-112,0
0,0
0,0
0,0
-466,4
0,0
0,0
0,0
2.346,2
-578,4
1,63
2,17
2,06
0,52
1,04
0,93
5,86
2,48
11/55
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
installée
(MW)
Type de
centrale
Emissions
historiques
kt CO2/an
Emissions
prévues
kt CO2/an
Facteur
équilibrage
Quotas
kt CO2/an
Déficit par
rapport émiss.
prévues
kt CO2/an
Région flamande
SPE Izegem
95,5
887,2
29,0
263,4
TGV
Thermique classique
Thermique classique
SPE Centrale Buitenring Wondelgem Gent
SPE Centrale Harelbeke
SPE centrale Ham 68 Gent
Total
1.275,1
Région wallonne
SPE Seraing
SPE Angleur TGV1
SPE Moncin Seraing
460
158
70
TGV
TGV
Thermique classique (TG)
642,5
69,6
3,4
Total
18.
1.122,7
203,2
5,7
0,86
0,86
1,00
893,8
174,5
5,7
-228,9
-28,7
0,0
1.074,0
-257,6
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.
12/55
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
13/55
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
pour 2005
ktCO2
Electrabel
Flandre(1)
Wallonie
Total
6.930,4
2.346,2
SPE
Flandre
Wallonie
Total
1.275,1
1.074,0
Déficit par
rapport au
scénario BAU
ktCO2
Prix moyen
2005 des EUA
Coût réel
max.
EUR/tCO2
EUR
Ventes 2004
en Belgique
(2)
GWh
Coût réel
max.
EUR/MWh
-2.817,0
-578,4
-3.395,4
18,25
61.966.009
75.988
0,82
-518,3
-257,6
-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
14/55
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.
15/55
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.
16/55
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
300
250
€/MWh
200
150
100
50
0
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Capacité disponible (MW)
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.
17/55
Tableau 10 : Coût d’opportunité du carbone pour la production d’électricité en Belgique
Teneur en carbone
en kg CO2 par GJ
Rendement de la centrale
en t CO2 par MWhth
%
Combustible
Charbon
Gaz
(CCGT)
95,95
55,83
0,35
38%
0,20
54%
7,27
22,73
2,98
9,31
Impact sur le prix de l'électricité si transfert 100%
si quota = 8 EUR
si quota = 25 EUR
EUR/MWh
EUR/MWh
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
p'
p
D
p
D
O'
O
Nucléaire
Charbon
Gaz
Nucléaire
Q
Gaz
Charbon
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 ;
18/55
•
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
CO2 windfall profit
Charbon
lignite
Nucléaire
Q
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.
19/55
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 ;
20/55
•
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
21/55
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).
22/55
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
60
55
€/MWh
50
BE
45
FR
NL
DE
40
35
30
5/
01
/2
5/ 0 0
02 4
/
5/ 20 0
03 4
/2
5/ 0 0
04 4
/
5/ 20 0
05 4
/2
5/ 0 0
06 4
/
5/ 20 0
07 4
/2
5/ 0 0
08 4
/2
5/ 0 0
09 4
/2
5/ 0 0
10 4
/2
5/ 0 0
11 4
/2
5/ 0 0
12 4
/2
5/ 0 0
01 4
/2
5/ 0 0
02 5
/
5/ 20 0
03 5
/2
5/ 0 0
04 5
/2
5/ 0 0
05 5
/2
5/ 0 0
06 5
/2
5/ 0 0
07 5
/2
5/ 0 0
08 5
/2
5/ 0 0
09 5
/2
5/ 0 0
10 5
/2
5/ 0 0
11 5
/2
5/ 0 0
12 5
/2
00
5
25
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
23/55
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.
24/55
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.
25/55
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.
26/55
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
3
Point Carbon 01/03/2006 “Gas and emissions correlation should grow with liquidity”
Point Carbon 07/02/2006 « UBS says EUA could collapse in May »
27/55
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.
28/55
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
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
DS-SS 06
DS-SS 07
DS-SS 08
CCDS-CCSS 06
CCDS-CCSS 07
3/11/2005
3/10/2005
3/09/2005
3/08/2005
3/07/2005
3/06/2005
3/05/2005
3/04/2005
3/03/2005
3/02/2005
CCDS-CCSS 08
3/01/2005
EUR/MWh
Ecart dark spread / spark spread et carbon
compensated dark spread / carbon compensated
dark spread en Belgique
date
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.
29/55
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.
30/55
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.
31/55
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
balancing
41.
Marché spot
(day ahaed)
Marché à
terme (future)
Sur le marché libéralisé, l’électricité est vendue sur le marché de gros.
Marché OTC
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
32/55
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
120%
100%
80%
60%
40%
20%
31/12/2005
17/12/2005
3/12/2005
19/11/2005
5/11/2005
22/10/2005
8/10/2005
24/09/2005
10/09/2005
27/08/2005
13/08/2005
30/07/2005
16/07/2005
2/07/2005
18/06/2005
4/06/2005
21/05/2005
7/05/2005
23/04/2005
9/04/2005
26/03/2005
12/03/2005
26/02/2005
12/02/2005
29/01/2005
15/01/2005
1/01/2005
0%
Date
Pass-through CCGT
Pass-through charbon
33/55
Ce graphique montre qu’en 2005, lorsqu’une centrale au charbon était marginale, une
grande partie du coût du carbone a pu être intégré. Par contre, lorsque la centrale marginale
était une centrale TGV, l’augmentation du prix du gaz n’a permis aucune intégration du coût
du carbone pendant la première moitié de mars et en novembre et en décembre.
Pour évaluer la possibilité de transfert en 2006, les prix de marché forward 2006 ont été
comparés au prix forward des combustibles et des quotas pour :
•
une turbine à gaz à cycle combiné ;
•
une centrale au charbon.
Le spark spread et le dark spread comparent le prix de vente sur le marché de gros d’1 MWh
au coût du combustible nécessaire pour le produire. Ils indiquent l’écart entre le prix de
marché de l’électricité et le prix de marché du gaz naturel ou du charbon convertis en
électricité. Ils donnent donc une indication de la marge résiduelle laissée au producteur pour
couvrir le coût de transport du combustible, le coût du carbone et les autres coûts variables
de son unité de production marginale.
Les carbon compensated dark spread et spark spread donnent la marge résiduelle lorsque le
coût d’opportunité du carbone est ajouté.
Le calcul est réalisé sur base du prix forward de l’électricité base load sur le marché de gros
pour livraison en 2006 en Belgique publiés par Platts, du prix forward 2006 du gaz publié par
Argus, du prix forward 2006 du charbon publié par Argus, du prix forward des EUAs publié
par Point Carbon, du rendement thermique d’une turbine à gaz à cycle combiné de 50% et
rendement thermique d’une centrale au charbon de 38%.
Les résultats sont présentés aux graphiques suivants.
34/55
Graphique 6 : Evolution du spark spread et du carbon compensated spark spread en
Belgique
Evolution du spark spread et du carbon
compensated spark spread en Belgique
15
10
0
SS 06
3/
01
/2
00
5
3/
02
/2
00
5
3/
03
/2
00
5
3/
04
/2
00
5
3/
05
/2
00
5
3/
06
/2
00
5
3/
07
/2
00
5
3/
08
/2
00
5
3/
09
/2
00
5
3/
10
/2
00
5
3/
11
/2
00
5
EUR/MWh
5
-5
CCSS 06
-10
-15
-20
-25
date
Graphique 7 : Degré de transfert possible du coût d’opportunité du carbone en fonction du
coût du gaz et du prix de gros de l’électricité
Taux d'intégration possible du coût du carbone
pour une centrale marginale au gaz dans le
wholesale price en Belgique
150%
100%
50%
3/11/2005
3/10/2005
3/09/2005
3/08/2005
3/07/2005
3/06/2005
3/05/2005
3/04/2005
3/03/2005
3/02/2005
-50%
3/01/2005
%
0%
Pass-through DS
06
-100%
-150%
-200%
date
35/55
Les ventes à terme (livraison en 2006) réalisées les trois premiers mois de 2005 au prix de
gros permettaient de dégager une marge suffisante pour l’exploitant d’une CCGT pour
couvrir le coût d’achat à terme du gaz naturel et la totalité du coût d’opportunité du carbone.
Pendant les trois mois suivants, la marge s’est progressivement réduite. Le coût du carbone
n’a donc plus pu être totalement intégré. Pendant les six derniers mois de 2005, le prix de
vente à terme de l’électricité n’était plus suffisant pour couvrir le coût du combustible acheté
à terme. Dans ces conditions, aucun coût de carbone n’était intégré dans le prix de vente à
terme d’1 MWh produit à partir d’une CCGT.
Graphique 8 : Evolution du dark spread et du carbon compensated dark spread en Belgique
Evolution du dark spread et du carbon
compensated dark spread en Belgique
45
40
EUR/MWh
35
30
25
DS 06
20
CCSS 06
15
10
5
3/12/2005
3/11/2005
3/10/2005
3/09/2005
3/08/2005
3/07/2005
3/06/2005
3/05/2005
3/04/2005
3/03/2005
3/02/2005
3/01/2005
0
date
Pour les unités au charbon, la situation a été plus favorable. La marge après intégration
totale du coût d’opportunité du carbone est restée positive pendant toute l’année.
Les dark et spark spread, s’ils donnent une indication des tendances du marché à terme, ne
permettent pas de valoriser l’impact du système des quotas d’émission sur le prix de gros de
l’électricité pour les raisons suivantes :
•
les producteurs peuvent bénéficier de contrats à long terme d’achat de
combustibles à des conditions plus intéressantes que les prix forward ;
36/55
•
en Belgique, certains contrats d’achat de gaz suivent l’évolution du prix du charbon,
rendant l’utilisation de certaines centrales au gaz plus rentable que le laisse
supposer le spark spread ;
•
le prix de vente de l’électricité négocié lors de la signature d’un contrat bilatéral,
peut s’écarter du prix de gros ;
•
les prix forward pour le peak load ne sont pas encore disponibles pour le marché
belge ;
•
le spread de 2006 ont été largement influencé par un manque d’anticipation de
l’évolution du coût des combustibles par le marché ;
•
toutes les ventes ne sont réalisées à terme ;
•
la marge dégagée doit également couvrir le coût de transport du combustible et les
autres coûts variables.
Windfall profit
Le profit supplémentaire potentiellement réalisable par un producteur suite à l’intégration du
coût du carbone et du coût des combustibles fossiles dans le prix de marché sera d’autant
plus grand que son parc contient une importante capacité de production non fossile
(principalement nucléaire, hydraulique, biomasse), à la condition que ces droits d’émissions
totaux ne soient pas réduits proportionnellement.
Ceci est du au fait que pour ces
producteurs, le coût moyen de production est sensiblement inférieur au coût marginal.
Marché de détail – PME et clients domestiques
46.
C’est sur ce créneau que s’exerce le plus la stratégie de part de marché, or le prix de
vente est un élément décisif majeur qui incite un client à changer de fournisseur. Sur ce
marché, d’une part, les fournisseurs d’électricité grise doivent être compétitifs par rapport
aux fournisseurs d’électricité verte dont le prix de revient subsidié n’est pas soumis à
l’influence du carbone, et d’autre part, il leur sera d’autant plus aisé de mener une politique
de prix bas et donc de réduire leur marge sur l’unité de production marginale que leur parc
leur permet de réaliser des marges importantes sur les unités infra marginale.
Ces
producteurs peuvent donc ne pas répercuter le coût d’opportunité du carbone de façon à
mettre leurs concurrents en difficulté.
Par ailleurs, des mesures réglementaires peuvent empêcher d’intégrer la composante
carbone dans le tarif. C’est le cas pour les tarifs régulés appliqués aux clients captifs en
Wallonie et à Bruxelles. La formule de calcul du prix régulé évolue en fonction du coût des
combustibles et de la main d’oeuvre, mais ne permet pas d’intégrer la composante carbone.
37/55
Pour les clients libéralisés en Flandre, les fournisseurs proposent différentes formules
tarifaires mais, sur base de contacts pris par la CREG avec un certain nombre de
fournisseurs, il s’avère qu’aucun lien direct n’existe entre la composante prix de la facture au
client final et le wholesale price. De plus, il apparaît que les contrats d’achat d’électricité des
fournisseurs auprès des producteurs reposent toujours sur des formules tarifaires dans
lesquelles les paramètres Nc et Ne jouent un rôle essentiel. Il est donc logique que leurs
prix de vente soient établis sur base de formules tarifaires reposant sur ces mêmes
coefficients d’indexation.
Graphique 9 : Evolution du Nc, du Ne et du prix de gros
Evolutie Nc / Ne en Wholesaleprijzen
160,00%
140,00%
120,00%
100,00%
80,00%
60,00%
40,00%
20,00%
0,00%
Forward Wholesale
prijzen
Ne
Nc
Captief tarief
(typeklant Dc)
ECS Elek35
(typeklant Dc)
Luminus Direct
(typeklant Dc)
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
5
5
6
6
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
/0 2/0 3/0 4/0 5/0 6/0 7/0 8/0 9/0 0/0 1/0 2/0 1/0 2/0 3/0 4/0 5/0 6/0 7/0 8/0 9/0 0/0 1/0 2/0
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
0
0
0
0
01
0
0
0
0
Ce graphique illustre l’évolution exprimée en % (base 100% = 01/01/2005) de la valeur du
Nc, du Ne, et, en conséquence, du tarif régulé comparés à l’évolution du forward wholesale
price. Figurent également sur ce graphique l’évolution du tarif d’un client type Eurostat Dc
(3.500 kWh/an dont 2.200 kWh en heure de pointe et 1.300 kWh en heure creuse).
Ce graphique montre que les tarifs d’ECS (Electrabel Customer solution) (68% du marché)
et de Luminus (19% du marché) suivent l’évolution du tarif régulé, ce qui tend à démontrer
que les coefficients Nc et Ne sont toujours utilisés pour la détermination du prix de vente aux
clients domestiques sur le marché libéralisé.
La hausse des prix résultant de l’augmentation du prix des combustibles fossiles sur le
marché de gros reflète la tarification au coût marginal alors que le paramètre d’indexation Nc
est fortement influencé par la part du combustible nucléaire dans le total.
Cette façon de fixer les prix de vente sur le marché de détail ne permet pas aux fournisseurs
de répercuter le coût du carbone.
38/55
V. 2. Impact sur la composante taxe
47.
Au niveau fédéral, la composante Kyoto de la cotisation fédérale a pour but d’alimenter
un fonds qui permettra à l’Etat fédéral d’acheter les quotas manquants liés au fait que les
régions ont reçu une allocation supérieure à celle qui aurait permis d’atteindre l’objectif de
réduction assigné à la Belgique. Cette taxe s’élève à 0,3559 EUR/MWh en 2006 soumis à la
TVA pour les clients domestiques et à la dégressivité pour les clients gros consommateurs.
VI. Conclusion
48.
L’impact du système des quotas d’émission sur le prix de l’électricité est difficile à
identifier dans la mesure où le mécanisme de formation du prix de l’électricité sur le marché
est complexe et résulte de l’interaction de nombreux facteurs endogènes et exogènes.
49.
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 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 ;
50.
•
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.
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 de vente de chacun des
producteurs permettrait de connaître le CO2 windfall profit réalisé par chaque producteur.
39/55
Annexe A : Liste des abréviations
BAT
Best Available Technology
BAU
Business As Usuall
Cal 06
Calendar 2006
CCDS
Carbon Compensated Dark Spread
CCGT
Combined Cycle Gas Turbine
CCSP
Carbon Compensated Spark Spread
CDM
Clean Development Mechanism (= MDP)
CERs
Certified Emission Reductions (acquis pour des projets CDM)
Cogen.
Unité de cogénération
DS
Dark Spread
ERUs
Emission Reduction Units
EU ETS
European Union Emissions Trading Scheme
EUAs
European Union Allowances
FPE
Fédération Professionnelle du secteur Electrique
GES
Gaz à effet de serre
IBGE
Institut Bruxellois pour la Gestion de l’Environnement
IEE
Indice d’Efficience Energétique
IGES
Indice d’Emission de Gaz à Effet de Serre
IPCC
Intergovernmental Panel on Climate Change
JI
Joint Implementation
Kt
1.000 tonnes
MDP
mécanisme de développement propre (= CDM)
MWh ou MWhélec
Mégawattheure électrique
MWhth
Mégawattheure thermique
O&M
Operation and Maintenance
OTC
Over-The-Counter
RBC
Région de Bruxelles-Capitale
SS
Spark Spread
tCO2 eq
Tonnes équivallent CO2 (Emissions de gaz à effet de serre autres que le dioxyde
de carbone ramenées en tonnes de CO2 émises, à l’aide d’une table de
conversion)
TGV
Turbine Gaz Vapeur
Y+1
Year + 1
41/55
Annexe B : Description des différents volets du plans d’allocation
belge
A. Volet Fédéral
•
Installations de sécurité et de secours des centrales nucléaires de Doel et Tihange
Ces installations (installations de production de vapeur et groupes diesel de secours > 20
MW) en stand by lors de l’exploitation normale de la centrale ne génèrent des émissions que
lors des tests de fonctionnement. Il s’agit donc davantage d’une question de sécurité que
d’une question environnementale. Dès lors, une exclusion temporaire de ces installations
pour la période 2005-2007.
Conditions de l’exclusion :
•
utilisation des installations uniquement pour assurer l’exploitation sécurisée de la
centrale nucléaire ;
•
l’exploitant doit se soumettre aux règles de surveillance, de déclaration et de
vérification ;
sinon :
installations soumises à l’application de la directive selon les règles régionales
d’échange des quotas.
•
Installations militaires
Pour les installations de combustion > 20 MW présentes sur les sites militaires, il a été
décidé que les régions seraient compétentes pour l’allocation des quotas et que le contrôle
serait effectué par les autorités militaires.
B Volet Région wallonne (Plan Wallon d’Allocation – PWA)
Le Plan Wallon de l’air adopté le 18 décembre 2003 est un programme d’action pour la
qualité de l’air qui :
-
décrit la politique de la Région en vue de maîtriser les émissions atmosphériques
ainsi que les actions à mettre en œuvre, y compris pour les secteurs domestique,
tertiaire, de l’agriculture, des déchets, des transports et de l’aménagement du
territoire ;
-
répertorie les émissions de GES selon le scénario business as usual (BAU) et après
la mise en œuvre de ces mesures.
42/55
Celui-ci aboutit à la conclusion que les mesures prises devront être accompagnées du
recours aux mécanismes flexibles à concurrence de 1,1 MT CO2eq/an tout au long de la
période 2008-2012 pour atteindre l’objectif de Kyoto.
Sur base de ce plan, un montant total d’émissions a été alloué aux installations couvertes
par la directive.
Détermination des quotas par activité
La plupart des installations concernées par la directive ET ont conclu des accords de
branche.
Ces accords servent de base à l’allocation des quotas (en appliquant l’indice
d’efficience énergétique). Deux secteurs couverts par la directive n’ont pas signé d’accords
de branche. Il s’agit du secteur de l’électricité et du tertiaire.
Estimation de la quantité de quotas allouée à l’activité électrique :
1. projection des émissions du secteur découlant du scénario BAU (croissance de la
consommation d’électricité de 1,73%/an) ;
2. déduction de l’impact des autres mesures de réduction des émissions prises :
(impact des accords de branche qui vont réduire la consommation d’énergie, de la
promotion des énergies renouvelables et de la cogénération en substitution à la
production classique d’électricité, de la substitution dans les centrales de
combustibles fortement émetteurs de CO2 par des combustibles moins émetteurs
(fuel switch).
=> quota 2005 - 2007 : 7,281 Mt CO2/an.
Tableau 1 – Comparaison émissions BAU – quotas alloués au secteur électrique
Année
Emissions
Accords
Energie
BAU (kt
de
renouvel.
CO2)
branche
Cogén.
Fuel
Total
switch
%
Cogen
Gaz de
réduction
« Solvay »
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
43/55
Pour respecter les quotas imposés, 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.
Tableau 2 - Bulle ET Région wallonne 2005 - 2007
Installations concernées par la directive
Quotas alloués
(kt CO2 eq / an)
Installations existantes :
- secteur électrique
7.281
- autres secteurs
18.587
Réserve nouveaux entrants
2.094
Bulle ET avec réserves
27.962
Nouvel entrant : nouvelle installation ou installation existante dont les émissions ont été
modifiés de plus de 10% par rapport au niveau qui a servi de base à la détermination de
l’allocation initiale. Les projets qui ont obtenu un permis d’environnement ont déjà été
intégrés dans l’allocation des quotas.
Détermination des quotas par installation
a. Pour les installations partie prenante à un AB
Ces AB ont été mis en œuvre en 4 étapes :
1. déclaration d’intention signée entre la Région et une fédération ;
2. réalisation d’audits énergétiques au sein des entreprises pour identifier le
potentiel d’économie d’énergie ;
3. signature de l’AB fixant l’objectif quantifié d’amélioration de l’efficacité énergétique
pour le secteur ;
4. mise en œuvre de l’AB et remise chaque année d’un rapport sectoriel et d’une
déclaration des résultats atteints certifié par un auditeur.
L’allocation des quotas par installation s’appuie sur ces données qui sont retraitées pour ne
tenir compte que des émissions directes, les objectifs d’amélioration de l’efficacité
énergétique sont traduits en termes absolus (q de CO2) par la conversion des indices
d’efficience énergétique (IEE) en indices d’émissions de GES (IGES) par l’application de
facteurs de conversion CO2 publiés par l’IPCC.
44/55
b. Pour le secteur électrique
Principales installations de production :
Nb. de quotas = taux d’émission de la centrale de référence (centrale TGV de Baudour)) *
puissance installée.
Installations de pointe et petites installations :
Quota octroyé = quota demandé.
Grandes installations de cogénération :
Quota octroyé = quota demandé (car efficience énergétique élevée).
Installations brûlant des gaz de sidérurgie
Ces gaz sont des « gaz fatals » car intimement liés au processus de production. Le seul
moyen de les supprimer serait de cesser l’activité. La Région wallonne n’impose pas de
réduction mais oblige le producteur à les valoriser. Le sidérurgiste reçoit les quotas, mais s’il
fait valoriser les gaz par quelqu’un d’autre, il doit lui transférer gratuitement les quotas
associés.
c. Pour le secteur tertiaire
Concerne 2 installations de chauffage.
Allocation = émissions moyennes 2000-2002 * 95%
Actions précoces (early actions)
Pas prises en compte
Inclusion / exclusion temporaire (opting in / out)
Pas d’opting in.
Opting out des installations de compression de Fluxys de puissance thermique > 20 MW et
de 3 installations militaires.
Mode d’allocation
Allocation gratuite (pas de mise aux enchères), installation par installation.
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C. Volet Région flamande
•
Décret du 22 février 2002 porte assentiment au protocole de Kyoto ;
•
Décret du 2 avril 2004 portant réduction des émissions de GES en Région flamande par
la promotion de l’utilisation rationnelle de l’énergie (URE), l’utilisation de sources
d’énergie renouvelable et l’application des mécanismes flexibles du Protocole de Kyoto.
Méthode d’allocation des quotas
La Région flamande dispose de 83,37 Mt CO2 eq par an à allouer aux installations couvertes
par la directive ET.
Une distinction est faite entre les secteurs de l’énergie et de l’industrie.
A. Secteur de l’énergie
Phase 1 : Détermination du quota pour l’ensemble du secteur
La variante 3bis du scénario Kyoto 7 du programme indicatif des moyens de production
établi par la CREG a été retenu parce qu’il représente le mieux la politique énergétique de la
Région.
Méthode de calcul
1. Calcul de la demande future d’électricité en Flandre : hypothèse de croissance de 1,3%
par an de 2000 à 2012 ;
2. Evolution de la production d’électricité à partir de sources non fossiles :
-
nucléaire : production de 2002 constante jusqu’en 2012 ;
-
à partir de sources d’énergie renouvelable : croissance conforme au plan climat de la
Flandre ;
-
à partir de gaz de hauts fourneaux : 1.128 GWh constante jusqu’en 2012 soit 8.802
Mt CO2 ;
-
importations nettes : le taux de croissance prévu dans le scénario CREG K7 a été
appliqué aux importations de 2002 jusqu’en 2008.
La production totale d’électricité à partir de sources non fossiles est déduite de la
demande.
3. Le solde constitue la production réalisée à partir d’énergie fossile.
4. Ces quantités produites sont multipliées par des coefficients d’émission pour obtenir les
émissions totales de CO2 du secteur.
Ces facteurs sont :
46/55
-
pour le parc de production d’énergie fossile : le facteur démission moyen repris
dans le scénario CREG K7 variante 3bis. Ce scénario qui correspond le mieux à
la politique énergétique de la Flandre sera suivi à partir de 2008. De 2003 à
2008, ce facteur exprimé en t CO2/GWh décroît linéairement pour atteindre
l’objectif en 2008.
Ceci donne un plafond d’émissions de 35.392 Mt CO2 pour l’ensemble de la
période 2005-2007 ;
-
Pour les installations de cogénération : facteur d’émission moyen du parc en
Flandre retenu dans le scénario CREG K7 version 3bis, soit un plafond de 2.902
Mt CO2 pour l’ensemble de la période 2005-2007.
5. Un montant de 5,708 Mt CO2
eq
est déduit du total pour les nouveaux entrants connus
(projets pour lesquels un permis d’environnement par ex a été introduit).
Tableau 3 – Quotas d’émission attribués au secteur de la production d’électricité en Mt CO2
Production d’électricité à partir de
Combustibles
fossiles
Chaudières
isolées
Installations de
cogénération
Gaz de
hauts
fourneaux
2005
13.155
39
864
2.934
16.992
2006
11.794
39
970
2.934
15.738
2007
10.443
39
1.067
2.934
14.484
Période 05-07
35.392
118
2.902
8.802
47.214
Total
Tableau 4 - Comparaison émissions allouées – émissions « business as usual »
Emissions
2005
2006
2007
2005 - 2007
(1000 t CO2)
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%
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Phase 2 : attribution des droits par installation en fonction de leur efficacité CO2.
Le solde des droits d’émission est attribué aux installations en fonction de leur efficacité CO2.
Toutes les installations reçoivent au minimum de quoi couvrir les émissions générées par
une centrale TGV à production égale.
Le solde est ensuite redistribué en fonction du
combustible et de la technologie employés.
B. Industrie
A l’instar des Pays-Bas, la Région flamande a opté pour la méthode du benchmarking. Les
autorités ont développé un benchmarkingconvenant. Les entreprises forte consommatrices
d’énergie peuvent s’engagent volontairement (convenant), par la signature de conventions
énergétiques (energiebeleidsovereenkomst) avec les autorités, à prendre des mesures pour
appartenir au peloton de tête des entreprises en matière d’efficacité énergétique.
En participant au convenant, les entreprises s’engagent à amener et/ou à maintenir
l’efficacité énergétique de leurs installations aux meilleurs standards internationaux jusqu’en
2012, tenant compte du fait que ce standard va s’améliorer.
NB : le benchmarking porte sur l’efficacité énergétique et pas sur l’efficacité CO2 comme
pour le secteur de l’énergie pour les raisons suivantes :
-
les accords portent non seulement sur la consommation des combustibles, mais
également sur la consommation d’électricité ;
-
favorise l’utilisation de la vapeur issue de processus chimiques dans certaines
entreprises ;
-
seule la consommation finale d’énergie est prise en compte, sans tenir compte de
l’origine de l’énergie (ce qui évite la prise en compte des énergies renouvelables
comme il aurait fallu le faire dans le cadre d’un accord portant sur le CO2).
Ces entreprises doivent développer un plan énergie dans lequel figurent les mesures
d’économie d’énergie qui leur permettront d’atteindre les meilleures performances mondiales
dans un délai donné. Seuls les projets de réduction présentant une rentabilité de 15% sont
pris en compte.
La croissance projetée des activités est prise en considération par
l’introduction d’un facteur de croissance dans la formule de calcul.
En contre partie, le Gouvernement flamand s’engage à leur octroyer le nombre de droits
d’émission mentionnés dans ce plan et leur garanti de ne pas leur imposer d’autres mesures
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telles qu’une taxe sur l’énergie ou sur le CO2, aucune imposition d’un plafond de CO2 en
termes absolus, pas d’achat des droits d’émission. La Région flamande s’engage également
a mettre tout en oeuvre pour exempter ces entreprises d’obligations qui seraient prises au
niveau belge ou européen relatives à des économies d’énergie ou à la réduction des
émissions de CO2.
Les autres installations (non convenant) reçoivent des quotas correspondant à 85% des
émissions de la période de référence. Les 15% de réduction correspondent à une évaluation
de potentiel de réduction global des industries.
Principes du benchmarking
1. Les différents process de l’entreprise sont identifiés ;
2. leurs performances sont comparées selon 3 méthodes possibles, à utiliser par ordre de
préférence :
a. méthode du benchmarking : l’efficacité énergétique de l’entreprise est
comparée avec celle d’installations semblables dans le monde et doit se situer
dans les 10% d’installations les plus performantes (méthode du premier
décile) ;ou bien, la meilleure région est sélectionnée, la moyenne des
meilleures installations est calculée et les performances de l’installation sont
comparées avec cette moyenne (méthode de la région) ;
Les processus regroupés pour le benchmarking sont les processus qui à partir
des mêmes matières premières (inputs) obtiennent les mêmes produits finis
(outputs) (cfr différents procédés d’électrolyse).
b. méthode de la meilleure pratique (best practice)
L’efficacité de l’installation est comparée avec celle de la meilleure installation
au monde ou avec les performances théoriques calculées en utilisant la
meilleure technologie disponible (BAT = Best Available Technique) ;
c. méthode de la radiographie
Lorsque les deux premières méthodes ne sont pas applicables, on procède à
un inventaire de toutes les économies d’énergie rentables possibles qu’il serait
possible de réaliser dans l’entreprise.
3. Détermination du taux d’utilisation de l’installation ;
4. Détermination de l’écart à combler pour atteindre les meilleures performances mondiales.
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Tableau 5 – exemple de calcul
Wereldtop
Proces
Methode
Eigen
Bedrijf
Eigen
Wereldtop
Eigen
Bedrijf
bedrijf
Energie
Energie
productie
energie
energie
verbruik
verbruik
hoeveelheid
verbruik
verbruik
GJ/ton
GJ/ton
ton/jaar
GJ/jaar
GJ/jaar
Afstand tot
de
wereldtop
GJ/jaar
A
deciel
3,5
3,81
75.000
262.500
285.750
23.250
B
regio
1,5
1,45
100.000
150.000
145.000
-5.000
C
best
2,0
2,05
50.000
100.000
102.500
2.500
48.000
50.500
practice
D
doorlichten
ingeschatte verbetermogelijkheden bij doorlichten van deel
2.500
D
Totaal verbruik wereldtop resp. bedrijf
560.500
583.750
Totaal te overbruggen afstand tot de wereldtop
23.250
Le but étant d‘atteindre les performances mondiales en 2012, (avec la fixation d’objectifs
intermédiaires en 2005 et en 2008), l’évolution des performances des installations de
référence doit être estimée dans l’étude.
Si aucune donnée n’est disponible, une
amélioration annuelle de 0,8% est prise en compte.
5. Elaboration du plan énergie
Le plan énergie reprend l’objectif à atteindre qui constitue une obligation de résultat pour
2012 au plus tard, les objectifs intermédiaires pour 2005 et 2008 ainsi que le phasage des
mesures. Fin 2005, toutes les mesures rentables (IRR après impôt >15%) doivent être
prises, les mesures moins rentables (rentabilité ≥ au rendement des OLO à 10 ans) doivent
être prises entre 2006 et 2007. Les autres mesures (mécanismes flexibles) doit être mises
en place pendant la première période du protocole de Kyoto (2008-2012). Le plan est soumis
à l’approbation du Verificatiebureau Benchmarking Vlaanderen (VBBV)
6. Monitoring
Chaque entreprise doit rendre un rapport d’avancement au bureau de vérification le 1er mars
de chaque année.
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7. Sanction
La Région Flamande supprime ses engagements.
Actions précoces
Les actions précoces ont été prises en compte dans la mesure où les installations dont
l’efficacité énergétique était supérieure aux performances mondiales se voient accorder plus
de quotas.
Inclusion / exclusion temporaire (opting in / out)
Pas d’opting in.
Opting out des installations de compression de Fluxys et des installations destinées
uniquement au chauffage des espaces de puissance thermique > 20 MW.
Mécanismes flexibles
Période 2005-2007 : crédits acquis par le développement de projets CDM acceptés ;
Début septembre 2004, la Flandre a lancé un premier appel d’offre pour des certificats CDM.
Période 2008-2012 : crédits relatifs aux projets JI et CDM acceptés.
A l’exception des projets suivants :
-
projets qui impliquent le changement d’affectation du sol (aforestry) NB : est en
opposition avec la directive biocarburants ;
-
nucléaires.
Conclusion
En Flandre, le secteur électrique va recevoir un quota inférieur de 34% à ces émissions.
Ceci signifie que le plan d’allocation est conçu de telle manière que l’effort soit supporté par
tous les consommateurs au travers de la consommation d’électricité en épargnant les autres
secteurs d’activité couverts par la directive.
D. Volet Région bruxelloise
•
Arrêté du Gouvernement de la Région de Bruxelles-Capitale (RBC) du 3 juin 2004
établissant un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre et
imposant certaines conditions d’exploiter aux installations concernées.
Le permis d’émission va être intégré dans le permis d’environnement.
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Plan d’allocation
En 2001, les émissions de GES en RBC étaient de 4.400 t CO2
eq
soit 3% du total des
émissions belges. La principale source étant la combustion de combustibles fossiles pour le
chauffage des bâtiments, il existe une bonne corrélation entre les émissions et le besoin de
chauffage et donc avec les degrés-jours. Un scénario BAU a donc été établit en tenant
compte de conditions climatiques normales. Ceci donne 5.149 t CO2 eq en 2010.
La RBC s’étant engagée à ne pas augmenter ses émissions de plus de 3,475% par rapport à
1990, cela revient à plafonner les émissions à 4.130 t CO2 eq par an soit une réduction de
20% par rapport au scénario BAU en 2010.
La RBC veut atteindre cet objectif de façon progressive et a décidé, pour la période 20052007 de stabiliser les émissions à leur niveau de 2001 (après correction climatique), soit une
limitation à 14.025 t CO2
eq
pour l’ensemble de la période. La réduction de la croissance
s’intensifiera ensuite sous l’effet des mesures prises au niveau de la performance
énergétique des bâtiments et de la politique des transports qui ne porteront leurs fruits que
sur la période 2008-2012.
L’enveloppe globale est ensuite partagée entre le secteur trading (activités couvertes par la
directive ETS) et le secteur non trading en fonction de leur potentiel de réduction. Pour le
secteur trading, cette enveloppe s’élève à 93.000 t CO2 eq soit une réduction par rapport au
BAU de 12,1%.
Cette enveloppe est ensuite répartie entre les activités :
-
électricité (3 centrales turbo jet pour la production de pointe = 180 MW) ;
-
industrie ;
-
tertiaire (chaudières > 20 MW du parlement européen et de la Banque
Nationale,…) ;
-
installations militaires.
Tenant également compte des émissions historiques, des émissions futures et du potentiel
technologique de réduction.
Les enveloppes sectorielles sont ensuite réparties entre les installations couvertes par la
directive ETS, càd 15 installations (sur 236 au total en Belgique),
Les secteurs énergie et industrie ne représentent que 3% des émissions en RBC alors qu’ils
sont responsables de près de la moitié des émissions dans les autres régions.
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Les installations couvertes par la directive ne représentent que 2% des émissions de la RBC
(soit moins de 0,06% des émissions belges de GES).
Détermination des quotas par installation
-
50% du quota alloué sur base des émissions historiques évaluées pour la période de
référence 2001-2003 sur base de la consommation de combustibles. Sous certaines
conditions une année de la période 2001-2003 peut être remplacée par une autre année
de la période 1990-2000 pour tenir compte des actions précoces.
Pour le secteur
tertiaire, les données 2001-2003 sont corrigées pour tenir compte de l’influence du
climat.
-
50% du quota alloue sur base des émissions BAU.
Inclusion / exclusion temporaire (opting in / out)
Pas d’opting in ni d’opting out.
Réserve nouveaux entrants
Le nombre de nouveaux entrants potentiels s’élève à 1 nouvelle entreprise par an compte
tenu du nombre d’entreprises crées de 1990 à 2002 (6.700) par rapport au nombre total
d’entreprises (73.500) soit 9,1%. 9,1% X 10 entreprises concernées = 1 nouvelle entreprise
soit 8.700 t CO2 eq par an.
Pour ne pas pénaliser les nouvelles installations de cogénération qui émettent plus que les
installations classique à production de chaleur égale, mais dont le bénéfice environnemental
est positif si on tient également compte de la production d’électricité, la réserve est scindée
en une réserve à qui permet d’allouer à un nouvel entrant 85% des quotas dont il a besoin et
une réserve B qui lui octroi les 15% restant uniquement s’il s’agit d’une installation de
cogénération.
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Synthèse du plan d’allocation 2005-2007
Tableau 6 – Plan d’allocation 2005 - 2007
Secteur
Quantité de quotas (kt CO2)
2005-2007
Energie
17,58
Industrie
155,23
Tertiaire
93,22
Réserve nouveaux entrants
26,09
Total
292,12
Ces montants sont répartis uniformément entre les 3 années.
Tableau 7 – Comparaison émissions BAU – quotas alloués pour le secteur électrique
3 centrales électriques
Emissions BAU 2005 – 2007
Quotas allouées 2005 - 2007
(1.000 t CO2)
(1.000 t CO2)
10,68
% croissance /an
17,58
+39,2%
Le plan d’allocation ne présente donc pas de contrainte pour la production d’électricité.
Recours aux mécanismes flexibles
Recours aux projets CDM de type énergie renouvelable et puits de carbone dans trois pays
partenaires : Maroc, Côte d’Ivoire, République Démocratique du Congo.
Type d’allocation
Allocation gratuite.
Restitution des quotas
Le 30 avril de chaque année au plus tard, l’exploitant restitue le nombre de quotas
correspondant aux émissions totales de l’installation au cours de l’année civile écoulée. Ces
quotas sont annulés.
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Validité des quotas
Les quotas délivrés entre 2005 et 2007 ne sont valables que pour cette période. Le transfert
de quotas (banking) n’est pas autorisé entre la période 2005-2007 et la période 2008-2012.
Ensuite, les quotas seront valables pendant la période de 5 ans pendant au cours de
laquelle ils seront délivrés.
Déclaration
A partir de 2006, le 28 février de chaque année, l’exploitant doit déclarer les émissions
relatives à l’année écoulée, vérifiée par un organisme vérificateur.
Sanctions
Pour chaque quota manquant, l’exploitant verse une amende de 40 EUR en 2005, 2006 et
2007 et de 100 EUR les années suivantes et doit restituer ces quotas l’année civile suivante.
De plus, son nom est publié sur le site Internet de l’IBGE. Lorsque l’administrateur mandaté
est défaillant, chaque exploitation reste responsable de ses propres émissions.
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