ETUDE F CDC-537

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1 Commission de Régulation de l Electricité et du Gaz Rue de l Industrie Bruxelles Tél.: 02/ Fax:02/ COMMISSION DE REGULATION DE L ELECTRICITE ET DU GAZ ETUDE F CDC-537 relative à l impact du système des quotas d émissions de CO 2 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 /55

2 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 /55

3 I. Contexte I.1. Système européen d échange des quotas d émissions de gaz à effet de serre Bases légales Décision 2002/358/CE du Conseil, du 25 avril 2002, relative à l approbation, au nom de la Communauté européenne, du protocole de Kyoto à la Convention-Cadre des Nations- Unies sur les changements climatiques et l exécution conjointe des engagements qui en découlent ; Directive 2003/87/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d échange de quotas d émission de gaz à effet de serre dans la communauté et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil (ci-après : la directive européenne) ; Décision n 280/2004/CE du Parlement Européen et du Conseil du 11 février 2004 relative à un mécanisme pour surveiller les émissions de gaz à effet de serre dans la Communauté et mettre en œuvre le protocole de Kyoto. Contexte 1. Le trading des droits d émission de gaz à effet de serre (GES) est un des outils du programme européen sur le changement climatique. Il s inscrit dans le cadre du respect des engagements pris lors de la ratification du protocole de Kyoto intervenue en mai 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 Les 10 Etats Membres qui ont rejoint l Union Européenne le 1 er 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 Ceci signifie que la Belgique pourra émettre au maximum sur la période un montant égal à : (émissions 1990 x5)*(1-7,5%) tco 2eq. 3/55

4 L élément central de la stratégie est l instauration d un marché européen des quotas d émissions de GES à partir du 1 er janvier 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 Installations de combustion d une puissance calorifique de combustion supérieure à 20 MW (sauf déchets dangereux ou municipaux) Gaz à effet de serre Dioxyde de carbone Les autres activités et installations concernées sont : activités dans le secteur de l énergie : - raffineries de pétrole ; - cokeries ; production et transformation des métaux ferreux => installations de : - grillage ou de frittage de minerai métallique ; - production de fonte et d acier (incluant coulée continue > 2,5 t/h) ; industrie minérale => installations de : - production de ciment clinker (dans fours rotatifs avec capacité de production > 500 t/j) ou de chaux (capacité > 50t/j) ; - fabrication du verre (capacité de fusion > 20 t/j) ; - fabrication de produits céramiques par cuisson (capacité de production > 75 t/j et/ou capacité du four > 4 m 3 et densité d enfournement > 300 kg/m 3 ) ; autres activités => installations de fabrication de : - pâte à papier ; - papier et carton (capacité de production > 20t/j). 4. A partir de 2005, les Etats membres appliquent le système aux installations exerçant ces activités et qui dépassent la limite de capacité prévue. A partir de 2008, les Etats membres pourront élargir le champ d application à d autres activités, installations et GES. 4/55

5 b) Gaz à effet de serre concernés - Dioxyde de carbone (CO 2 ) ; - Méthane (CH 4 ) ; - Protoxyde d azote (N 2 O) ; - Hydrocarbures fluorés (HFC) ; - Hydrocarbures perfluorés (PFC) ; - Hexafluorure de soufre (SF 6 ). Une table d équivalence permet de convertir les émissions de ces gaz en tonnes d équivalent CO 2 (tco 2 eq) Dans la première phase, seul le CO 2 est concerné. Principes de fonctionnement : cap and trade 5. A partir du 1 er janvier 2005, les installations de combustion citées ci-avant ne peuvent fonctionner que si elles détiennent une autorisation d émettre des GES (un droit de polluer). Chaque installation reçoit des quotas d émissions l autorisant à émettre un certain nombre de tonnes d équivalent CO 2 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

6 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 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 ( ) Périodes de 5 ans suivantes Sanction 40 EUR / tco 2 eq émise non couverte par un quota et obligation l année suivante de fournir les quotas correspondant à ces émissions excédentaires. 100 EUR / tco 2 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

7 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 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 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

8 Or, l objectif de réduction est un objectif national. Une Commission Nationale Climat a été instaurée fin 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 CO 2 eq ) Objectif de réduction par rapport à 1990 (%) Emissions moyennes entre 2008 et 2012 (Mt CO 2eq /an) Wallonie 54,293 * 92.5% (=-7,5%) = 50,221 Flandre 87,95 *94,8% (=-5,2%) = 83,37 Bruxelles 3,99 *103,475% (=+3,475%) (1) = 4,13 Total Belgique 146,24 137,73 (1) Les émissions moyennes de la Région de 2008 à 2012 ne peuvent pas croître de plus de 3,475% par rapport aux émissions de 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 Mt 1 par an pour la période 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 ,73 Mt CO2/an-(146,24 Mt CO2/an*(1-7,5%)) 8/55

9 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 CO 2 ) BAU Quotas alloués % 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 /55

10 Région Wallonne Tableau 5 : Comparaison émissions BAU / quotas alloués au secteur électrique en Wallonie Année Emissions Accords Energie Cogén. Fuel Total % Cogen Gaz de Total BAU (kt de renouvel. switch réduction «Solvay» sidérurgie CO 2 ) branche ,1-49,0-272,3-242,5-110, ,1% 404, , , ,3-58,8-326,7-291,0-132, ,7-15,4% 404, , , ,4-68,6-381,2-339,5-154, ,1-17,7% 404, , ,2 15. Pour respecter les quotas imposés, la Région wallonne se base sur le fait que les producteurs d électricité doivent modifier leur mode de production en faisant appel à d autres types de combustibles et à d autres types de centrales. Région bruxelloise Tableau 6 : Comparaison émissions BAU / quotas alloués pour le secteur électrique à Bruxelles Emissions BAU (1.000 t CO 2 ) Quotas allouées (1.000 t CO 2 ) 3 centrales électriques 10,68 17,58 % croissance /an +39,2% 16. Le plan d allocation ne présente pas de contrainte pour la production d électricité. Les trois turbojet présentes sur le territoire de la région sont des centrales de pointe. Elles ne fonctionnement qu un nombre réduit d heures par an et ne seront probablement plus reprises dans le plan d allocation 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

11 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 CO 2 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 , les quotas sont attribués gratuitement de la façon suivante pour les installations des principaux producteurs d électricité en Belgique : Tabelau 7 : Quotas d'émissions alloués aux installations de production d'électricité d'electrabel selon les plans d'allocations régionaux Déficit par Nom de l'installation Capacité Type de Emissions Emissions Facteur Quotas rapport émiss. installée centrale historiques prévues équilibrage prévues (MW) kt CO 2 /an kt CO 2 /an kt CO 2 /an kt CO 2 /an Région Flamande Electrabel Herdersbrug 460 TGV 952,85 Electrabel Vilvoorde 385 TGV 850,52 Electrabel Langerbrugge 59 Cogen 266,77 Electrabel Rodenhuize 526 Sidérurgie 444,67 Electrabel Aalst 39,46 Electrabel Kallo 522 Thermique classique 404,72 Electrabel Ruien 546 Thermique classique 1.281,92 Electrabel Drogenbos 460 Turbine à gaz 858,01 Electrabel Mol 255 Thermique classique 573,59 Electrabel Langerlo 602 Thermique classique 1.256,75 Electrabel turbojet Zeebrugge 18 Turbojet 0,11 Electrabel Turbojet Noordschote 18 Turbojet 0,20 Electrabel Turbojet Zedelgem 18 Turbojet 0,11 Electrabel Turbojet Zelzate 18 Turbojet 0,14 Electrabel Turbojet Aalter 18 Turbojet 0,15 Electrabel Turbojet Beerse 32 Turbojet 0,42 Total 6.930,40 Région wallonne Electrabel Baudour (Saint-Ghislain) 350 TGV 666,6 792,0 0,86 680,0-112,0 Electrabel Bressoux 2,7 Cogen 9,1 9,7 1,00 9,7 0,0 Electrabel Amercoeur-Roux 256 Sidérurgie 719,4 623,1 1,00 623,1 0,0 Electrabel Monceau 92 Sidérurgie 1.187,5 220,0 1,00 220,0 0,0 Electrabel Flémalle (Awirs) 416 Thermique classique 573, ,7 0,86 808,3-466,4 Electrabel Turbojet back up Turon 17 Turbojet 0,4 1,7 1,00 1,7 0,0 Electrabel Turbojet back up Cierreux 17 Turbojet 0,4 1,7 1,00 1,7 0,0 Electrabel Turbojet back up Deux-Acren 18 Turbojet 0,2 1,7 1,00 1,7 0,0 Total 2.346,2-578,4 Région de Bruxelles-Capitale Electrabel Turbo jet Schaerbeek 60 Turbojet 0,15 1,1 1,63 0,52 Electrabel Turbo jet Ixelles 60 Turbojet 0,27 1,1 2,17 1,04 Electrabel Turbo jet Buda 60 Turbojet 0,24 1,1 2,06 0,93 Total 5,86 2,48 11/55

12 Tabelau 8 : Quotas d'émissions alloués aux installations de production d'électricité de SPE selon les plans d'allocations régionaux Nom de l'installation Capacité Type de Emissions Emissions Facteur Quotas Déficit par installée centrale historiques prévues équilibrage rapport émiss. (MW) kt CO 2 /an kt CO 2 /an kt CO 2 /an prévues Région flamande SPE Izegem 95,5 SPE Centrale Buitenring Wondelgem Gent TGV 887,2 SPE Centrale Harelbeke Thermique classique 29,0 SPE centrale Ham 68 Gent Thermique classique 263,4 Total 1.275,1 kt CO 2 /an Région wallonne SPE Seraing 460 TGV 642, ,7 0,86 893,8-228,9 SPE Angleur TGV1 158 TGV 69,6 203,2 0,86 174,5-28,7 SPE Moncin Seraing 70 Thermique classique (TG) 3,4 5,7 1,00 5,7 0,0 Total 1.074,0-257,6 18. Le 30 avril 2006, chaque exploitant d une de ces installations (ou d installations mise en service ultérieurement) devra, pour la première fois, restituer le nombre de quotas correspondant à la quantité de CO 2 émise en 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 ) 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

13 Des stratégies d optimisation à plus long terme peuvent également être développées : si les producteurs anticipent une allocation des quotas pour la période sur base du même principe de grandfathering appliqué pour la période , 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 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

14 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 t de CERs relatif à des projets de réduction des émissions en Inde pour un prix de transaction variant de 6,20 /t à 9,20 /t alors que les EUAs cal 07 s échangeaient le même jour à 24 /t. Faute de disposer de ces informations, la CREG a réalisé une évaluation du coût réel en supposant que les émissions de 2005 seront en ligne avec le scénario BAU. Les résultats du calcul sont présentés au tableau suivant : Tableau 9 : Evaluation du coût maximum réel des quotas à supporter par les principaux producteurs belges Quotas alloués Déficit par Prix moyen Coût réel Ventes 2004 Coût réel pour 2005 rapport au 2005 des EUA max. en Belgique max. scénario BAU (2) ktco 2 ktco 2 EUR/tCO 2 EUR GWh EUR/MWh Electrabel Flandre(1) 6.930, ,0 Wallonie 2.346,2-578,4 Total ,4 18, ,82 SPE Flandre 1.275,1-518,3 Wallonie 1.074,0-257,6 Total -775,9 18, ,79 (1) réduction de 28,9% par rapport auscénario BAU (2) Chiffres 2004: 90% Electrabel, 9,7% SPE 14/55

15 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 CO 2 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

16 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 CO 2 de l unité marginale de production = t CO 2 /MWh x prix quota (couvrant l émission d 1 t CO 2 ) 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

17 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 CO 2 inclu /MWh 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 CO 2 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

18 Tableau 10 : Coût d opportunité du carbone pour la production d électricité en Belgique Combustible Charbon Gaz (CCGT) Teneur en carbone en kg CO 2 par GJ 95,95 55,83 en t CO 2 par MWh th 0,35 0,20 Rendement de la centrale % 38% 54% Impact sur le prix de l'électricité si transfert 100% si quota = 8 EUR EUR/MWh 7,27 2,98 si quota = 25 EUR EUR/MWh 22,73 9,31 Source : CREG A coût des combustibles constant, ce tableau met en évidence le fait que le coût d opportunité du CO 2 grève davantage les combustibles à forte teneur en carbone tels que le charbon que le combustible gaz dont les rejets de CO 2 pour la production d un MWh élec 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 /MWh p Schéma 2 : Merit order avec coût des quotas /MWh D p' D O' p O Nucléaire Charbon Gaz Nucléaire Gaz Charbon Q Q Dans cet exemple, en ajoutant le coût d opportunité du carbone, l unité marginale est devenue une unité au charbon et le prix de marché intègre le coût d opportunité du carbone de cette unité. Ce switch n a toutefois lieu que si : le prix du carbone sur le marché est suffisamment élevé pour dépasser le breakeven point entre les deux combustibles. Celui-ci est dépend : - du coût relatif des deux combustibles ; - du rendement thermique des centrales ; 18/55

19 - 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 CO2 windfall profit Gaz 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 CO 2 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

20 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 CO 2 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 : CO 2 price dynamics : The implications of the EU emissions trading for the price of electricity, ECN, septembre 2005 ; 20/55

21 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

22 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

23 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 /MWh Source : Platts European Power Daily 5/01/2004 5/02/2004 5/03/2004 5/04/2004 5/05/2004 5/06/2004 5/07/2004 5/08/2004 5/09/2004 5/10/2004 5/11/2004 5/12/2004 5/01/2005 5/02/2005 5/03/2005 5/04/2005 5/05/2005 5/06/2005 5/07/2005 5/08/2005 5/09/2005 5/10/2005 5/11/2005 5/12/2005 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 BE FR NL DE 23/55

24 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 CO 2 comme le montre le tableau ci-après. Tableau 12 : Emissions de CO 2 par habitant pour la production d électricité Pays Tonnes de CO 2 par habitant (tco 2 /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 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

25 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

26 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 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 En 2005, 206 millions de tonnes de CO 2 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 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

27 D après Merrill Lynch 2, 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 Toutefois, une étude récemment publiée par la banque d investissement UBS A.G. suggère que le marché pourrait être en surplus 3. 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 CO 2 qu une centrale au gaz pour produire 1 MWh, l avantage concurrentiel du charbon va se réduire. A partir d un certain prix du carbone, le gaz va prendre l avantage sur le charbon et un fuel switch va s opérer, rendant la production d électricité moins polluante. C est l effet recherché par le mécanisme du cap and trade. Le coût des émissions de gaz à effet de serre est internalisé. Mais plus le prix du gaz augmente par rapport au prix du charbon, plus le prix des quotas doit être élevé pour atteindre le breakeven. Si l évolution du coût des combustibles était parfaitement anticipée par les producteurs, le prix des quotas serait déterminé par ce breakeven. A court terme, alors que parc de production est figé, le prix du carbone réaliserait un arbitrage entre les coûts d exploitation des centrales marginales au gaz et au charbon. Or les évolutions récentes sur le marché sont les suivantes : 2 Point Carbon 01/03/2006 Gas and emissions correlation should grow with liquidity 3 Point Carbon 07/02/2006 «UBS says EUA could collapse in May» 27/55

28 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 CO 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

29 Graphique 4 : Evolution de l écart entre dark spread 4 et spark spread 5 et entre carbon adjusted dark spread et carbon adjusted spark spread en Belgique Ecart dark spread / spark spread et carbon compensated dark spread / carbon compensated dark spread en Belgique EUR/MWh DS-SS 06 DS-SS 07 DS-SS 08 CCDS-CCSS 06 CCDS-CCSS 07 CCDS-CCSS 08 3/01/2005 3/02/2005 3/03/2005 3/04/2005 3/05/2005 3/06/2005 3/07/2005 3/08/2005 3/09/2005 3/10/2005 3/11/2005 date 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

30 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

31 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 CO 2 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

32 Approche qualitative Marché de gros clients industriels Schéma 4 : Composant d un marché dérégulé Marché de gros de l'électricité Bourse de l'électricité Marché du Marché spot Marché à Marché OTC balancing (day ahaed) terme (future) 41. Sur le marché libéralisé, l électricité est vendue sur le marché de gros. Les fournisseurs et les traders achètent l électricité aux producteurs en signant des contrats bilatéraux ou en en agissant en bourse. Le marché fournit également des prix forward (prix payé actuellement pour de l électricité à fournir sur une période donnée dans le futur). Ces prix forward donnent aux producteurs une indication de la demande future de capacités de production. 42. Etant donné sa forte volatilité résultant de la très faible élasticité prix de la demande, seul un faible volume des ventes se réalise sur le marché spot. 43. En Belgique, pour se prémunir du risque de volatilité, la majorité des transactions entre producteurs et gros consommateurs/fournisseurs/traders se réalisent en fonction de contrats bilatéraux (OTC) établis sur mesure et dont les termes dépendent du pouvoir de négociation des parties en présences et de leurs accords passés. Les prix négociés sont toutefois influencés par les prix forward publiés. Faute de connaître les prix exacts de vente, le prix forward constitue donc un bon indicateur du prix de vente de l électricité sur le marché de gros en Belgique. 44. Le prix des quotas est déterminé sur un marché européen où se rencontrent l offre et la demande de plusieurs secteurs dont les installations soumis à des contraintes plus ou moins 32/55

33 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% 0% 1/01/ /01/ /01/ /02/ /02/ /03/ /03/2005 9/04/ /04/2005 7/05/ /05/2005 4/06/ /06/2005 2/07/ /07/ /07/ /08/ /08/ /09/ /09/2005 8/10/ /10/2005 5/11/ /11/2005 3/12/ /12/ /12/2005 Date Pass-through CCGT Pass-through charbon 33/55

34 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

35 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 EUR/MWh 0-5 3/01/ /02/2005 3/03/2005 3/04/2005 3/05/2005 3/06/2005 3/07/2005 3/08/2005 3/09/2005 3/10/2005 3/11/2005 SS 06 CCSS 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% % 0% -50% -100% 3/01/2005 3/02/2005 3/03/2005 3/04/2005 3/05/2005 3/06/2005 3/07/2005 3/08/2005 3/09/2005 3/10/2005 3/11/2005 Pass-through DS % -200% date 35/55

36 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 /01/2005 3/02/2005 3/03/2005 3/04/2005 3/05/2005 3/06/2005 3/07/2005 3/08/2005 3/09/2005 3/10/2005 3/11/2005 3/12/2005 EUR/MWh DS 06 CCSS 06 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

37 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

38 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 160,00% 140,00% 120,00% 100,00% 80,00% 60,00% 40,00% 20,00% 0,00% Evolutie Nc / Ne en Wholesaleprijzen 01/05 02/05 03/05 04/05 05/05 06/05 07/05 08/05 09/05 10/05 11/05 12/05 01/06 02/06 03/06 04/06 05/06 06/06 07/06 08/06 09/06 10/06 11/06 12/06 Forward Wholesale prijzen Ne Nc Captief tarief (typeklant Dc) ECS Elek35 (typeklant Dc) Luminus Direct (typeklant Dc) 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 kwh en heure de pointe et 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

39 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 ; 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. 50. 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 CO 2 windfall profit réalisé par chaque producteur. 39/55

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41 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 tonnes MDP mécanisme de développement propre (= CDM) MWh ou MWh élec Mégawattheure électrique MWh th Mégawattheure thermique O&M Operation and Maintenance OTC Over-The-Counter RBC Région de Bruxelles-Capitale SS Spark Spread tco 2 eq TGV Y+1 Year + 1 Tonnes équivallent CO 2 (Emissions de gaz à effet de serre autres que le dioxyde de carbone ramenées en tonnes de CO 2 émises, à l aide d une table de conversion) Turbine Gaz Vapeur 41/55

42 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 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

43 Celui-ci aboutit à la conclusion que les mesures prises devront être accompagnées du recours aux mécanismes flexibles à concurrence de 1,1 MT CO 2eq /an tout au long de la période 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 CO 2 par des combustibles moins émetteurs (fuel switch). => quota : 7,281 Mt CO 2 /an. Tableau 1 Comparaison émissions BAU quotas alloués au secteur électrique Année Emissions Accords Energie Cogén. Fuel Total % Cogen Gaz de Total BAU (kt de renouvel. switch réduction «Solvay» sidérurgie CO 2 ) branche ,1-49,0-272,3-242,5-110, ,1% 404, , , ,3-58,8-326,7-291,0-132, ,7-15,4% 404, , , ,4-68,6-381,2-339,5-154, ,1-17,7% 404, , ,2 43/55

44 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 Installations concernées par la directive Quotas alloués (kt CO 2 eq / an) Installations existantes : - secteur électrique autres secteurs Réserve nouveaux entrants Bulle ET avec réserves 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 CO 2 ) par la conversion des indices d efficience énergétique (IEE) en indices d émissions de GES (IGES) par l application de facteurs de conversion CO 2 publiés par l IPCC. 44/55

45 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 * 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. 45/55

46 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 CO 2 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 : GWh constante jusqu en 2012 soit Mt CO 2 ; - importations nettes : le taux de croissance prévu dans le scénario CREG K7 a été appliqué aux importations de 2002 jusqu en 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 CO 2 du secteur. Ces facteurs sont : 46/55

47 - 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 De 2003 à 2008, ce facteur exprimé en t CO 2 /GWh décroît linéairement pour atteindre l objectif en Ceci donne un plafond d émissions de Mt CO 2 pour l ensemble de la période ; - 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 Mt CO 2 pour l ensemble de la période Un montant de 5,708 Mt CO 2 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 CO 2 Production d électricité à partir de Combustibles fossiles Chaudières isolées Installations de cogénération Gaz de hauts fourneaux Total Période Tableau 4 - Comparaison émissions allouées émissions «business as usual» Emissions (1000 t CO 2 ) BAU Quotas alloués % réduction -28,9% -34,0% -39,3% -34,0% 47/55

48 Phase 2 : attribution des droits par installation en fonction de leur efficacité CO 2. Le solde des droits d émission est attribué aux installations en fonction de leur efficacité CO 2. 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 CO 2 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 CO 2 ). 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 48/55

49 telles qu une taxe sur l énergie ou sur le CO 2, aucune imposition d un plafond de CO 2 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 CO 2. 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. 49/55

50 Tableau 5 exemple de calcul Wereldtop Eigen Bedrijf Eigen bedrijf Wereldtop Eigen Bedrijf Afstand tot de wereldtop Proces Methode Energie verbruik Energie verbruik productie hoeveelheid energie verbruik energie verbruik GJ/ton GJ/ton ton/jaar GJ/jaar GJ/jaar GJ/jaar A deciel 3,5 3, B regio 1,5 1, C best 2,0 2, practice D doorlichten ingeschatte verbetermogelijkheden bij doorlichten van deel D Totaal verbruik wereldtop resp. bedrijf Totaal te overbruggen afstand tot de wereldtop 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 Les autres mesures (mécanismes flexibles) doit être mises en place pendant la première période du protocole de Kyoto ( ). 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 1 er mars de chaque année. 50/55

51 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 : 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 : 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. 51/55

52 Plan d allocation En 2001, les émissions de GES en RBC étaient de t CO 2 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 t CO 2 eq en 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 t CO 2 eq par an soit une réduction de 20% par rapport au scénario BAU en La RBC veut atteindre cet objectif de façon progressive et a décidé, pour la période de stabiliser les émissions à leur niveau de 2001 (après correction climatique), soit une limitation à t CO 2 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 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 t CO 2 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. 52/55

53 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 sur base de la consommation de combustibles. Sous certaines conditions une année de la période peut être remplacée par une autre année de la période pour tenir compte des actions précoces. Pour le secteur tertiaire, les données 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 t CO 2 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. 53/55

54 Synthèse du plan d allocation Tableau 6 Plan d allocation Secteur Quantité de quotas (kt CO2) 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 Emissions BAU (1.000 t CO 2 ) Quotas allouées (1.000 t CO 2 ) 3 centrales électriques 10,68 17,58 % croissance /an +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. 54/55

55 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 et la période 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. 55/55