Evaluation de l’activité privée sur le marché des crédits carbone

By 4 May 2013

3. Evaluation de l’activité privée sur le marché des crédits carbone

a. Impact de l’ETS sur la compétitivité des entreprises

Dans un « Rapport sur la compétitivité internationale » réalisé dans le cadre d’une étude de l’ETS et publié en décembre 2006, la Commission Européenne, McKinsey et Ecofys développent des instruments de mesure des effets de l’ETS sur la compétitivité des groupes concernés par le système. Sur plus de 140 acteurs privés interrogés, si seulement 48% déclarent prendre en compte le prix de la tonne de carbone dans leurs coûts, 71% affirment que le prix du CO2 est appelé à constituer un élément de formation du coût marginal de production, et donc du prix de leurs produits. Des hypothèses d’un prix de la tonne de CO2 de 20€ et d’un système d’allocation à 95% gratuits sont retenues : les orientations actuelles des directives européennes en la matière font que cette dernière hypothèse ne semble pas devoir être vérifiée au-delà de la phase II de l’ETS.

Concernant le secteur de la production d’électricité, les conclusions du rapport montrent que la combinaison d’une augmentation du prix facturé aux clients (aidée la déréglementation du secteur jouant dans ce domaine un rôle important) et d’une allocation presque totalement gratuite des quotas implique un effet marginal sur la structure de coûts. Néanmoins, les auteurs expliquent que « l’impact sur les centrales thermiques dépend très largement du système d’allocation ». En effet, le tableau ci-dessous (issu de la même étude) montre que l’augmentation « brute » des coûts pour les centrales thermiques est au minimum de 38,4% dans le cas d’une installation neuve consommant du charbon, et peut aller jusqu’à 93% dans le cas d’une centrale à lignite ancienne. On observe que l’augmentation potentielle des prix de l’électricité produite permet de contrebalancer cette hausse des coûts, mais il peut s’agir d’une orientation difficile à suivre pour les énergéticiens, qu’ils soient comme le groupe EDF soumis à un contrat de service public limitant la hausse des prix de l’électricité, ou à la concurrence croissante permise sur ce marché par la libéralisation du secteur. Dès lors, la hausse du coût marginal de production due au prix de la tonne de CO2 est compensée par une allocation presque totalement gratuite des quotas. L’impact de ce système d’allocation est relativement suffisant pour annuler la hausse des coûts, mais l’on voit que cela pourrait fortement évoluer avec un fonctionnement différent de répartition des quotas. Il peut donc être intéressant d’étudier la façon dont les énergéticiens européens anticipent la phase III et la fin des quotas gratuits, en observant leur activité sur les marchés d’échange, ce qui fera l’objet de l’étude de cas ci-dessous.

Les autres secteurs (fabrication de papier, ciment, acier, raffinage), à l’exception de la production d’aluminium, semblent connaître des impacts relativement similaires, inférieurs à 5% (en augmentation nette du coût marginal, c’est à dire après impact d’une potentielle augmentation des prix de vente et du système d’allocation). On notera néanmoins, toujours à l’aide du tableau ci- dessous, les différents impacts, au sein du secteur de la production d’acier, sur les deux principales techniques de production. Les auteurs du rapport notent que ces résultats pourraient conduire à une réorientation de la production vers l’EAF, moins émetteur de CO2. Seul l’aluminium non recyclé voit ses coûts fortement grevés par le prix du CO2, de l’ordre de 15% : l’impossibilité de reporter cette hausse sur le prix facturé à la vente, du fait de la concurrence importante dans ce secteur, en est l’une des principales raisons.

Impact de l’ETS sur la compétitivité des entreprises

b. Dans quelle mesure les acteurs ont-ils utilisé ces marchés ?

Dans un rapport daté de mai 2007, le Service des Etudes et des Statistiques Industrielles (Sessi) relève qu’en 2005, « 320 millions de tonnes de CO2 ont été échangées en Europe, pour une valeur totale de 6,5 millions d’euros ». Durant cet exercice, le prix de la tonne de carbone a connu de fortes variations (accentuées encore par la suite comme on l’a vu), avec un écart-type très important (variations entre 10 et 30 euros par tonne) autour d’une moyenne de 20 euros.

Ce prix, que le Sessi qualifie d’ »élevé », a constitué une contrainte pour les entreprises des secteurs concernés par l’ETS qui ont été amenées à modifier leur comportement de consommation d’énergie dans le sens d’une moindre utilisation des combustibles fossiles (si l’on excepte EDF qui a dû en 2005 faire face à une demande accrue liée à un hiver rigoureux). Ainsi, « la combustion d’une tonne d’énergie fossile supplémentaire entraîne, selon que l’entreprise utilisatrice est en excédent ou en déficit de quotas, un manque à gagner potentiel ou une dépense supplémentaire correspondant à la valeur de ce volume de CO2 sur le marché des quotas. La hausse correspondante du coût marginal de la consommation d’énergie s’établit à 75 % pour le charbon, 25 % pour le gaz et 36 % pour le fioul. » On voit donc bien qu’en ce qui concerne l’année 2005, le prix de la tonne de CO2 sur les marchés d’échange a bien constitué un moteur des politiques de réduction des émissions au sein des entreprises.

Cependant, comme on a pu le remarquer dans la seconde partie de ce mémoire, la révélation des excédents d’allocation de quotas en mai 2006 a fait chuter le cours spot de la tonne de CO2, tirant ainsi à la baisse le coût d’opportunité lié à l’utilisation « en interne » des quotas. Néanmoins, PowernextCarbon fait état d’un volume d’échanges en 2006 de 31,5 millions de tonnes de CO2 sur le marché spot, et PointCarbon calcule un volume total (spot et futures) d’échanges dur l’année de 819,7 millions de tonnes de CO2 (Tendances Carbone n°10, janvier 2007), soit une augmentation de plus de 200% par rapport à l’exercice précédent. On constate par conséquent que les marchés d’échanges de quotas ont été abondamment utilisés par les entreprises privées.

Cécile Fages, Communication Manager d’Orbeo (joint-venture de Rhodia et Société Générale proposant des solutions de gestion de l’exposition aux émissions de GES), explique que les clients de son groupe sont principalement des « compliant buyers », c’est à dire des industriels ayant à faire face aux contraintes fixées par Bruxelles. Parmi ceux-ci, un secteur en particulier émerge, celui du « Power & Heat ». Ces acteurs sont des utilisateurs réguliers des services d’Orbeo, bien plus que les gouvernements impliqués dans l’ETS qui « sont en général acheteurs de volumes plus importants mais moins fréquents. Les intermédiaires de marché (fonds, brokers, banques, …) font également partie intégrante [de l’activité du groupe], de la branche trading en particulier». La tendance actuelle est clairement une croissance très nette de l’activité d’Orbeo, motivée selon Mme Farges à la fois par l’ouverture de la phase II et les allocations d’EUA par les gouvernements autrichiens, espagnols, danois, finlandais et tchèques ce qui permet d’accroître de façon significative la liquidité sur le marché spot, par la possibilité de livraison physique des CER en Suisse depuis avril 2008, et par un niveau croissant d’éducation des acteurs. Concernant le futur, elle note que les « clients « origination » (pôle qui gère l’identification et le développement de projets de réduction des émissions de GES auprès d’industriels tiers) sont nettement plus préoccupés par le post-2012 que [les] clients « trading et marketing » car les nouveaux projets CDM / JI génèreront des CER/ERU après 2012. En l’absence d’un cadre légal Kyoto clair, l’UE risque de ne pas accepter ces CER/ERU supplémentaires, il y a donc incertitude sur la rentabilité de nouveaux CDM / JI. Les clients « trading et marketing » achètent pour l’instant du CER pour livraison spot en Suisse ou à terme de décembre 2008 à décembre 2012.» Pour Orbeo, « le marché permet une réponse efficace à l’objectif de réduction des émissions, en « décentralisant les actions à travers le signal-prix et en faisant arriver les réductions là où elles sont les moins coûteuses. On minimise donc la charge de la collectivité. Le marché est aujourd’hui liquide, dispose d’un grand nombre d’intervenants, et semble bien fonctionner ». Néanmoins, ce jugement est valable pour le cas particulier des grands groupes, mais « le marché n’est pas forcément adapté aux acteurs les plus petits (émissions inférieures à 10 000 tonnes de CO2 annuelles), qui n’ont pas l’habitude de ce genre de mécanismes, et pour lesquels les coûts de transaction et d’accès au marché sont très importants ». Pour ces derniers, d’autres outils doivent être mis en place, comme des taxes. Reste que le succès d’un groupe comme Orbeo montre l’attrait (forcé par l’objectif de conformité ou à la recherche de plus-values) qu’exercent les marchés d’échange de quotas carbone pour les industriels.

Lire le mémoire complet ==> (Etude du système européen d’échange de quotas carbone)
Mémoire de recherche de fin d’études
HEC Paris