Quotas de CO2 : un marché financiarisé étroitement lié au marché de l’énergie
Pierre angulaire de la stratégie européenne de réduction des émissions de gaz à effet de serre, le système communautaire d’échange de quotas d’émission (European Emission Trading Scheme) mis en place en 2005 est rapidement devenu le moteur du développement d’un marché international du carbone. En 2009, les différents segments du marché européen des quotas de CO2 ont ainsi représenté un volume d’échange de près de 66 milliards d’euros, soit près des deux tiers des transactions d’actifs carbone au niveau mondial.
Un système d’échange combinant contraintes réglementaires et mécanismes de marché
L’European Emission Trading Scheme (EU ETS) fixe de manière contraignante un plafond aux émissions de CO2 des principales installations industrielles dans les secteurs de la combustion (production électrique, chauffage urbain, cogénération…) et de la production de ciment, métaux, verres et papiers. Au total, les installations couvertes représentent plus de 50 % des émissions européennes de gaz à effet de serre. Pour chaque installation, le système définit un plafond d’émissions (cap) sous la forme d’une allocation annuelle de quotas échangeables, chaque quota donnant le droit d’émettre une tonne de CO2. Cette allocation est réalisée au niveau national par chaque pays membre à travers un plan national d’allocation qui détermine chaque année, au mois de février, le nombre de quota reçus, celui-ci correspondant aux émissions passées, ajustées d’un facteur de réduction. Les entreprises concernées peuvent alors acquérir ou céder une partie de ces quotas d’émission via les marchés organisés ou de façon bilatérale, ce qui assure que les réductions d’émissions soient mises en œuvre là où elles sont les moins coûteuses. En fin de période, chaque installation doit avoir le nombre de quotas correspondant à ses émissions, sous peine de paiement de pénalités.
Les transactions de quotas réalisées sur les marchés organisés représentent une proportion d’environ 55 % du volume total, en progression régulière. Son développement n’a toutefois pas été exempt de chocs et on peut citer en particulier les évènements liés à la fraude à la TVA en 2009. Les deux principales bourses sur lesquelles sont échangés les quotas sont le marché ECX basé à Londres dont la part de marché est de près de 98 % pour les transactions portant sur les produits à terme et dérivés (73 % du total des volumes échangés en 2009) et BlueNext, à Paris, qui est le premier marché spot pour les quotas avec une part de marché de 61 % en 2009.
La troisième phase du système d’échange (1) aura pour objectif de permettre une réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 et apportera un certain nombre de modifications au système de cap and trade communautaire. Sera ainsi instauré un plafond global d’émission au niveau européen réduisant annuellement de 1,74 % le niveau total d’émissions autorisées. De nouveaux secteurs, dont le transport aérien, seront inclus dans le système d’échange. Autre évolution majeure, les quotas d’émission ne seront plus attribués gratuitement aux industriels, mais mis aux enchères pour près de 50 % d’entre eux (100 % pour les électriciens).
La mise en place d’une ou plusieurs plateformes d’enchères pour l’adjudication des quotas fera ainsi émerger un marché primaire du CO2 complémentaire du marché secondaire déjà existant. La financiarisation progressive du marché ainsi que la mise en place d’un système d’allocation payante des quotas devraient conduire à une augmentation de la liquidité sur ce marché et à une incitation accrue à la réduction des émissions.
Des fondamentaux étroitement liés à ceux des marchés de l’énergie
L’équilibre du marché du CO2 dépend, classiquement, de considérations régissant l’offre et la demande de quotas (voir graphique ci-dessous).
Du côté de l’offre, les déterminants institutionnels, liés à la politique d’allocation de quotas aux industriels, sont fondamentaux. Le surplus de quotas attribués en phase I et non transférable à la phase II avait ainsi provoqué, en 2006, un effondrement du prix du quota d’émission. Cet épisode illustre l’influence du cadre réglementaire et institutionnel.
A plus long terme, l’équilibre dépend des choix technologiques et des investissements consentis par les industriels en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre, ou plus exactement de l’adéquation de ceux-ci avec l’objectif fixé par le mécanisme d’allocation des quotas.
« La troisième phase du système d’échange aura pour objectif de permettre une réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 »
La demande de quotas, pour sa part, évolue en fonction des niveaux d’émission des acteurs industriels assujettis et donc, fondamentalement, de l’activité économique. Au premier rang des acteurs industriels assujettis se trouvent les producteurs d’électricité dont l’activité est fortement émettrice de CO2. Dans l’UE, ceux-ci représentent près du tiers des émissions de CO2 et près de 50 % du total de quotas d’émissions alloués. Il en découle une intrication forte entre les déterminants du CO2 et ceux des marchés de l’énergie et des tendances communes évidentes entre le prix du CO2 et le prix des autres combustibles fossiles, ainsi que de l’électricité.
(1) Phase I : 2005-2007, phase II : 2008-2012, phase III : 2013-2020
L’activité économique, parce qu’elle tire à la fois la demande d’électricité et la demande industrielle, est un facteur important d’évolution des prix du CO2 ainsi que des autres composantes énergétiques. Les conditions météorologiques jouent aussi un rôle : des températures basses augmentent la consommation d’énergie et la demande de quotas et, à l’inverse, des conditions favorables à la production d’énergie renouvelables (vent, ensoleillement, précipitations) la réduisent. L’équilibre relatif des prix du charbon et du gaz influe également sur le prix des quotas : la production d’électricité par des centrales à charbon étant plus émettrice de CO2, une hausse des prix du gaz encourage la production d’électricité par des centrales fonctionnant au charbon, induisant une augmentation de la demande de quotas. Il découle de ce constat la notion de prix d’équilibre du CO2 associé à l’arbitrage entre moyens de production d’électricité (voir encadré ci-dessous).
Vers une surveillance du marché du CO2 qui prend en compte l’interaction avec les marchés de l’énergie
La Commission présidée par Michel, qui avait pour mission de proposer des mesures de régulation des marchés du carbone, a rendu ses conclusions en avril dernier. S’agissant de la surveillance du marché du CO2, la Commission Prada a recommandé de mettre en place au niveau européen une architecture de surveillance harmonisée, donnant compétence aux régulateurs financiers sur l’ensemble des marchés du CO2 et élargissant le champ de compétence des régulateurs de l’énergie à l’analyse des fondamentaux et des interactions entre marché du CO2 et marchés de l’énergie. Au plan national, le rapport Prada a proposé de mettre en oeuvre une telle recommandation en 2010 :
- en donnant compétence à l’Autorité des marchés financiers (AMF) sur le marché au comptant du CO2 ;
- en élargissant le champ de compétences de la CRE à l’analyse des interactions entre marchés de l’énergie et marché du CO2 ;
- en organisant la coopération entre l’AMF et la CRE.
A la suite de ces recommandations, un projet de texte législatif a été soumis à consultation en août dernier et doit être examiné par le Sénat. Il vise à mettre en place le système de supervision du marché français recommandé par le rapport Prada, fondé sur une coopération entre l’AMF et la CRE.
Le principe de coopération entre les régulateurs sectoriels et financiers a été affirmé au plan européen dans le cadre des directives européenne de juillet 2009 (3e paquet énergie). De ce point de vue, les dispositions législatives actuellement en cours d’examen en France constitueront, une fois adoptées, un modèle de régulation qui sera sans doute généralisé au niveau européen à brève échéance.
Prix du CO2 et arbitrage entre production au gaz ou au charbon
La comparaison entre filières concurrentes de production d’électricité permet de déterminer un prix d’équilibre du quota, défini comme le prix égalisant les coûts de production d’une centrale au charbon et d’une centrale au gaz. Il correspond au prix que devrait atteindre le quota afin d’égaliser les bénéfices théoriques réalisés par une centrale au charbon et ceux réalisés par une centrale au gaz.
Les clean dark spreads et clean spark spreads correspondent à la différence entre le prix de marché de l’électricité en base et les coûts de production de centrales fonctionnant respectivement au charbon et au gaz en tenant compte du coût d’achat des permis d’émissions de CO2. Les prix utilisés ici sont des prix à terme (M+1) pour les combustibles et l’électricité et le spot pour les quotas. L’arbitrage entre les deux modes de production d’électricité contribue à réduire à moyen terme l’écart entre ces deux valeurs.
