Verslag DES FINANCES ET DU BUDGET, ET DE L'ÉNERGIE,

11 août 2022 de Belgique FAIT AU NOM DES COMMISSIONS RÉUNIES DES FINANCES ET DU BUDGET, ET DE L’ÉNERGIE, DE L’ENVIRONNEMENT ET DU CLIMAT PAR M. Malik BEN ACHOUR RAPPORT SOMMAIRE Pages

A. Exposés introductifs des représentants de la

II. Rapport de l’audition du 10 mai 2022

A. Audition de M. Tim Schittekatte, Florence School B. Audition de M. Koen Schoors (UGent) et des Auditions LA FORMATION DES PRIX SUR LE MARCHÉ DE L’ÉNERGIE

N-VA : Nieuw-Vlaamse Alliantie Ecolo-Groen Ecologistes Confédérés pour l’organisation de luttes origi PS Parti Socialiste VB Vlaams Belang MR Mouvement Réformateur CD&V Christen-Democratisch en Vlaams PVDA-PTB Partij van de Arbeid van België – Parti du Travail de Belgi Open Vld Open Vlaamse liberalen en democraten Vooruit Vooruit Les Engagés Les Engagés DéFI Démocrate Fédéraliste Indépendant INDEP-ONAFH : Indépendant – Onafhankelijk Mesdames, Messieurs, Les commissions réunies des Finances et du Budget, et de l’Énergie, de l’Environnement et du Climat ont procédé, pendant leurs réunions du 15 mars 2022 et du 10 mai 2022 sur la formation des prix sur le marché de l’énergie, à des auditions au cours desquelles ont été entendus: pendant la réunion du 15 mars 2022: — MM. Koen Locquet, Andreas Tirez et Laurent Jacquet, membres de comité de direction de la CREG; — M. Marc Van de Bosch, directeur général de la FEBEG; — M. Dieter Jong, expert indépendant; pendant la réunion du 10 mai 2022: — M. Tim Schittekatte, chercheur postdoctoral rattaché à la Florence School of Regulation et au MIT Energy Initiative; — Prof.

Dr. Koen Schoors, UGent; — M. Koen Locquet, président faisant fonction du comité de direction de la CREG, et M. Andreas Tirez, directeur Fonctionnement technique du marché de l’électricité et du marché du gaz de la CREG. I. — RAPPORT DE L’AUDITION DU 15 MARS 2022 A. Exposés introductifs Pour les exposés introductifs de MM. Koen Locquet, Andreas Tirez et Laurent Jacquet, membres du comité de direction de la CREG, de M. Marc Van de Bosch, directeur général de la FEBEG, et de M. Dieter Jong, expert indépendant, il est renvoyé aux présentations PowerPoint qui sont annexées au présent rapport (cf. annexes).

B. Échange de vues 1. Questions et observations des membres M. Bert Wollants (N-VA) formule les questions et observations suivantes à l’issue des exposés introductifs intéressants.

Formation des prix et fonctionnement du marché La question se pose de trouver des solutions alternatives aux mécanismes utilisés aujourd’hui, et en particulier des solutions alternatives qui ne sont pas purement théoriques, mais qui ont déjà été testées dans la pratique. Les invités ont déjà proposé un certain nombre d’améliorations partielles du système actuel. L’intervenant songe à cet égard aux options de stabilité qui ont été mises en avant par le MIT.

Toutefois, elles ne contribueraient pas à simplifier le système existant. M. Wollants se demande également si le système de prix actuel a jamais été conçu pour des prix du CO2 aussi élevés. Le système ETS a été mis en place pour instaurer un signal-prix, de manière à permettre la tarification des émissions de CO2. Mais tant que la centrale marginale doit restituer des quotas de CO2, les coûts sont répercutés sur chaque centrale du système, indépendamment de sa neutralité climatique (éoliennes, panneaux solaires, …).

Au lieu de payer par exemple le coût des émissions de CO2 d’une seule centrale à gaz, on multiplie ce coût et on le fait supporter par toute la société, ce qui ne peut être le but recherché. Ne faudraitil pas envisager des systèmes permettant de maintenir le prix du CO2 en dehors du système du coût marginal et de le fixer autrement? En effet, plus on réduira les émissions pour arriver à – 55 % ou plus, plus les droits d’émission continueront à augmenter.

Jusqu’il y a peu, le prix était d’environ 100 euros par tonne d’émission de CO2. Récemment, on a pu observer une légère baisse, mais M. Wollants s’attend néanmoins à une nouvelle augmentation pour atteindre 130 à 140 euros par tonne d’émission de CO2. Que l’électricité soit verte ou pas, tout le monde devra supporter les prix du marché. Le membre se demande si c’est ce système-là qui a notre préférence.

Le merit order, qui constitue la base du mécanisme du marché day-ahead, est situé plutôt au niveau de la zone CWE qu’au niveau de l’État membre. En d’autres termes, différents pays s’influencent mutuellement. Comment cela évoluera-t-il à l’avenir? Chaque pays fait ses propres choix pour garantir la sécurité d’approvisionnement, mais ces choix influencent la fixation des prix dans d’autres pays. Le système actuel est-il le meilleur système possible, ou faut-il, oui ou non, poursuivre le couplage des marchés à l’avenir? La part importante des énergies renouvelables peut faire baisser les prix sur les marchés.

Mais l’effet sur les marchés à terme est plutôt limité, selon M. Wollants, surtout pour les contrats résidentiels (ménages, PME, etc.). En effet, on ne peut pas toujours prédire si cette capacité renouvelable sera effectivement disponible.

Pour ce qui concerne le volume, on évoque souvent les différents marchés. Mais dans certains cas, les volumes, tant sur les marchés du gaz naturel que sur ceux de l’électricité, sont relativement faibles. Pendant la période où les prix étaient extrêmement élevés sur le marché du gaz, le volume échangé à ce moment-là était très faible. Mais sur le marché européen et même à l’extérieur, tous les contrats d’électricité et de gaz naturel ont dû faire face à des hausses de prix basées sur ce volume d’échange limité.

Comment prévenir, ou du moins rationaliser, un tel phénomène? Récemment, le premier ministre a fait la comparaison avec le marché des actions: lorsque le marché ne fonctionne pas, il doit pouvoir être mis à l’arrêt temporairement. Mais les marchés de l’électricité et du gaz ne peuvent tout simplement pas être mis à l’arrêt. Quelles sont les interventions possibles? Diverses solutions sont proposées: le gel du prix du gaz, l’introduction d’un prix maximum sur le marché, etc.

Ces solutions proposées sont-elles réalisables dans la pratique? L’exemple français est souvent cité dans ce contexte, mais l’État belge n’est pas l’actionnaire principal des entreprises auxquelles il faudrait imposer des prix maximums. Quant aux projets de l’Union européenne dans le cadre de REPowerEU, l’intervenant souligne que la Commission européenne part du principe qu’une réduction ou un gel des prix de détail est négociable.

Mais il s’agit avant tout d’une proposition faite aux États membres, qui devront supporter eux-mêmes les surcoûts. Par ailleurs, les contrats à court terme sont de plus en plus courants en Europe. Cela suscite de nombreuses discussions avec les pays qui veulent miser davantage sur les contrats à long terme. S’agit-il d’un choix délibéré de l’Union européenne, ou a-t-on plutôt constaté que les prix fixés pour les contrats à court terme étaient systématiquement plus faibles que pour les contrats à long terme, indexés sur le pétrole? Cela réduirait par conséquent le nombre de contrats conclus à long terme.

Quant à la discussion sur les surprofits, M. Wollants n’est pas certain que le sens de ce mot soit suffisamment clair aujourd’hui. Existe-t-il aujourd’hui une définition claire et nette, admise par tout le monde? En ce qui concerne les parcs éoliens offshore, pour lesquels le prix a été déterminé ou en tout cas le financement a été bouclé au cours de la législature précédente, il ne serait pas immédiatement question de surprofits.

Cela ne s’explique-t-il pas en premier lieu par le fait que l’électricité qui est produite aujourd’hui a déjà été vendue il y a un certain nombre d’années? Selon l’intervenant, l’électricité vendue aujourd’hui pour être fournie dans deux ou trois ans est influencée par les turbulences actuelles du marché. Les surprofits ne se produiront-ils pas surtout dans ce dernier cas? La différence avec les

centrales nucléaires, c’est que pour ces dernières, la loi prévoit une stratégie de hedging. M. Wollants souhaiterait ensuite savoir si une estimation des services de flexibilité a déjà été réalisée. Une attention particulière a-t-elle également été accordée aux deux centrales hydroélectriques de La Plate Taille et de Coo? L’intervenant présume que la situation de ces deux unités n’est pas la même que celle des autres unités de flexibilité et que si ces deux centrales hydroélectriques étaient plus souvent utilisées, elles pourraient produire de l’électricité avec une marge bénéficiaire plus élevée.

L’intervenant signale qu’actuellement, beaucoup de données sont collectées et que celles-ci permettent d’étudier différentes pistes pour évaluer le mécanisme du marché. Il est cependant difficile de rendre ces données accessibles au grand public. Serait-il possible d’abaisser les seuils pour permettre à un public plus large de consulter les données? Ce n’est pas sans importance, compte tenu de l’évolution vers des contrats d’énergie de plus en plus dynamiques.

Il est important que les consommateurs d’énergie puissent conclure leurs contrats d’énergie en connaissance de cause. M. Wollants estime que les fournisseurs d’énergie ont également un rôle à jouer dans ce domaine. L’attention accordée aux risques supportés par les fournisseurs d’énergie se justifie. Mais dans certains cas, la hausse des prix de l’énergie a également procuré des avantages. Certes, ces fournisseurs supportent le risque lié au volume, mais s’ils ont acheté à l’avance sur le marché à terme en vue d’approvisionner les clients en hiver, les clients qui ont un contrat variable, ont payé bien plus que ce que le fournisseur a payé pour acheter l’électricité.

Un équilibre peut-il être trouvé entre ces deux phénomènes, ou y a-t-il un grand excédent d’un côté ou de l’autre? On constate en outre que les prix fixes de l’énergie disparaissaient de plus en plus du marché. Enfin, M. Wollants signale que l’adaptation du système de marché en Europe fera encore l’objet d’un très large débat. Mme Kim Buyst (Ecolo-Groen) déclare que les bourses d’électricité sont organisées de telle sorte qu’à tout moment, la centrale la plus chère qui est nécessaire pour pouvoir répondre à la demande à ce moment-là fixe le prix pour l’ensemble du marché.

L’inconvénient du marché actuel est qu’il est très sensible aux chocs qui agissent de l’extérieur sur les prix, comme lors des problèmes d’approvisionnement que l’on observe aujourd’hui. Au cours des présentations, ce sont surtout les mesures visant à stabiliser les prix dans le cadre du

fonctionnement actuel du marché qui ont été expliquées. De telles mesures suffiront-elles, ou faut-il changer radicalement la manière d’organiser le marché de l’énergie? Une autre méthode de travail consisterait, par exemple, à tarifer la rareté (scarcity pricing), comme cela se fait déjà au Texas notamment. Le site web de la CREG indique que de nombreuses études ont déjà été réalisées sur le sujet. Apparemment, la CREG serait favorable à l’introduction à court terme du scarcity pricing, également en Belgique.

Pourrait-on expliquer davantage ce mécanisme de tarification de la rareté? La CREG préconise également de miser le plus possible sur le fonctionnement du marché. Comment l’irrationalité actuelle du marché influence-t-elle cette vision de la CREG? Comment la CREG garantira-t-elle que la tarification de la rareté n’entraînera pas une hausse des prix pour les citoyens et les entreprises, ou une discrimination entre les grands et les petits acteurs du marché? Les prix élevés de l’électricité sont dus à des phénomènes temporaires, comme la relance de l’économie après la crise du coronavirus, l’arrêt de centrales nucléaires françaises et, bien sûr, la guerre en Ukraine.

La CREG a déclaré que les prix resteraient très élevés jusqu’au deuxième semestre 2023 et que les prix que nous connaissions avant la crise sanitaire ne reviendraient qu’en 2027. Comme les prix resteront donc élevés pendant un certain temps, des mesures temporaires sont-elles suffisantes? Quelles adaptations structurelles est-il important de réaliser? L’une des mesures temporaires sur laquelle le Prof.

Dr. Paul De Grauwe s’est exprimé est le prix maximum de l’électricité qui pourrait être imposé. Il suggère de prendre en compte le coût moyen de la production d’électricité. Que pense la CREG de cette suggestion? Quelles sont les conditions marginales importantes à cet égard? En effet, il ne faudrait pas qu’un gel des prix provoque une vague de faillites chez les fournisseurs d’énergie, avec tous les soucis et les inconvénients que celle-ci entraînerait pour les citoyens.

Les mesures visant à réduire la facture énergétique sont un remède nécessaire, mais elles ne suppriment pas la cause, à savoir la dépendance à l’égard des énergies fossiles coûteuses. Les choix écologiques sont bons pour la facture et bons pour le climat. Comment la formation des prix pourrait-elle donner un coup de pouce dans ce sens pour ces mesures structurelles? Comment faire en sorte que la nécessaire transition énergétique puisse contribuer à façonner les prix? En effet, les prix peuvent inciter à un changement de comportement, lequel est nécessaire pour lutter contre la crise climatique.

Il a déjà été mentionné que le fait de miser sur les énergies renouvelables est une mesure structurelle qui peut faire baisser le prix de l’énergie. La question se pose dès lors de savoir si la conception du marché devrait davantage soutenir les énergies renouvelables, pour qu’à terme, nous devenions moins dépendants des combustibles fossiles et plus indépendants sur le plan énergétique. L’Agence internationale de l’Énergie (en abrégé: AIE) a calculé que dans l’Union européenne, 200 milliards d’euros de surprofits sont réalisés.

La Commission européenne est appelée à écrémer ces surprofits. Personne ne peut s’enrichir de la crise. Mais le rapport commenté aujourd’hui par la CREG montre que des surprofits ont bien été réalisés dans le domaine du gaz. Quelles solutions la CREG envisage-t-elle? En même temps, il est important de continuer à investir dans les énergies renouvelables, comme les parcs éoliens en mer. La sécurité d’investissement est importante à cet égard.

Comment peut-elle être préservée? M. Malik Ben Achour (PS) remercie les intervenants et aborde successivement les thèmes suivants: le gaz, l’électricité, les carburants, le mazout de chauffage et les surprofits. Gaz Dans le cadre du package de mesures de REPOwerEU, la Commission européenne entend réduire de deux tiers la dépendance européenne au gaz russe d’ici la fin de l’année, notamment en diversifiant les fournisseurs de gaz grâce à une augmentation des importations de gaz naturel liquéfié (GNL).

Suite à la diminution des importations de gaz en provenance de Russie, celles de GNL en provenance des États-Unis, du Qatar et d’autres pays ont augmenté. Dans la mesure où les achats de GNL constituent un élément déterminant le prix du gaz sur le marché, quel serait l’effet de ces importations sur les prix? Quel impact pourrait avoir une hausse des importations semblable à celle souhaitée par la Commission européenne (60 milliards de m³)? Sachant qu’un embargo sur le gaz russe a été décidé par les États-Unis et le Royaume-Uni, et compte tenu des besoins de la Chine, la demande ne risque-t-elle pas de dépasser l’offre en GNL? Enfin, existe-t-il un aperçu des capacités des exportateurs à liquéfier le gaz naturel, ainsi que des capacités d’importer du gaz naturel en Europe? Celles-ci sont-elles actuellement suffisantes pour répondre à la demande croissante? L’une des raisons à la hausse des prix de l’énergie est aussi à trouver dans les faibles niveaux de stockage en Europe.

Toujours dans le cadre du REPOwerEU, la

Commission européenne présentera d’ici avril 2022 un cadre législatif stipulant notamment le remplissage des réserves souterraines de gaz à au moins 90 % pour le 1er octobre de chaque année. Quel impact pourrait avoir ce projet sur le prix du gaz dans les prochaines années? Quelles sont les capacités de stockage en Belgique? L’idée d’un plafonnement du prix du gaz est étudiée au niveau européen et soutenue par la Belgique.

À ce propos, la présidente de la Commission européenne s’est engagée à développer des propositions d’interventions sur le marché de l’énergie, lesquelles devront être présentées dans les prochains jours. Quelles sont les possibilités de mise en place d’un plafond maximal aux transactions sur le marché du gaz, inférieur à l’indice de référence européen (200 euros/MWh)? Quels en seraient les effets sur le marché de l’électricité? Pour ce qui est des mesures compensatoires au plafonnement, les observateurs évoquent notamment la mise en place d’un système d’acheteur unique garantissant un stockage et des moyens de transport nécessaires, ou encore, en cas de risque de pénurie, le lancement d’appels d’offres et l’octroi de subsides recouvrant le manque à gagner.

De telles mesures ne risqueraient-elles pas de renforcer la dépendance à l’égard de certains pays? Électricité Les prix de l’électricité étant impactés par la hausse de ceux des quotas de CO2, la Commission européenne a, dans sa boîte à outils du 13 octobre 2021, chargé l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) et l’Autorité européenne des marchés financiers (ESMA) d’étudier les marchés européens de l’électricité et du carbone.

Y a-t-il déjà des résultats, même provisoires ou partiels, de ces études? Dans le cadre des discussions du sommet de Versailles, la question de la réforme du marché de l’électricité a été évoquée et, plus particulièrement, celle d’une fixation de la valeur de l’électricité, non plus basée sur celle des énergies fossiles, mais sur le prix de l’électricité renouvelable. Sous quelles échéances une telle initiative pourrait-elle être mise en place? Quel impact pourrait-elle avoir sur les prix? Cela serait-il plus avantageux qu’un abaissement du plafond des transactions sur le marché de l’électricité, actuellement fixé à 3 000 euros/MWh?

Carburants Si les agissements de la Russie constituent un des principaux facteurs du coût actuel de l’essence et du diesel, l’augmentation de plus de 60 % du prix du baril de Brent en raison de la hausse de la demande post- COVID-19 et un affaiblissement de l’euro face au dollar constituent des causes à ne pas négliger. Quelles sont les perspectives d’évolution de ces facteurs? Quel pourrait être l’impact sur les prix? Mazout de chauffage Tandis que le coût du mazout de chauffage a connu une augmentation spectaculaire ces dernières semaines, le SPF Économie a indiqué qu’il avait baissé de 28 centimes par litre samedi, ce qui représente une réduction de plus de 570 euros pour une commande d’au moins 2 000 litres.

Une évaluation de l’évolution de la valeur du gasoil de chauffage est-elle disponible? La semaine dernière, plusieurs stations-service ont réduit drastiquement leurs offres de mazout, reportant les commandes habituelles et ne fournissant que les personnes en panne de combustible. Un risque de pénurie est-il à craindre en raison de la fluctuation des prix? Surprofits L’intervenant se rallie aux questions précédemment posée à ce sujet par d’autres collègues.

Pour conclure, M. Ben Achour s’interroge sur la question de savoir si les paradigmes du marché libéralisé, tel qu’il fonctionne actuellement, constituent encore un cadre adapté pour endiguer les hausses de prix et les perturbations du marché qu’on connaît actuellement. Faut-il remettre en cause le marché libéralisé ou faut-il seulement en réformer le fonctionnement? M. Reccino Van Lommel (VB) remercie tout d’abord les invités pour les exposés introductifs qui étaient utiles.

Il souligne qu’aujourd’hui, la théorie de la “main invisible” d’Adam Smith, le modèle du libéralisme, ne fonctionne certainement pas dans le marché de l’énergie. L’intervention des pouvoirs publics est donc nécessaire. Cette audition se concentre sur la situation microéconomique du marché de l’électricité. Le mécanisme du prix marginal est connu. Mais il a été précisé que les prix de l’énergie sont largement déterminés par les coûts variables.

N’est-il alors pas possible d’avoir une vision globale du coût total? Et une idée des coûts fixes qui existent tout de même? Tout investissement ne doit pas être considéré, par définition, comme un coût irrécupérable (sunk cost). M. Van Lommel considère en effet qu’un coût irrécupérable est quelque chose dans lequel

on investit et qui ensuite ne nous sert à rien. Il s’agit donc d’un coût “absorbé”, qui ne peut plus être récupéré. M. Van Lommel consulte régulièrement les graphiques sur l’origine de l’électricité importée en Belgique, qui sont communiqués sur le site web d’Elia. On constate que lorsqu’il y a des tempêtes et que les éoliennes sont à l’arrêt, notre pays devient soudainement très dépendant des importations étrangères.

Comment fixe-t-on ce prix à l’importation? Dans quelle mesure les importations d’énergie ont-elles eu un impact positif sur les prix de l’énergie dans le passé? Que pensent les invités des nombreuses déclarations de la ministre de l’Énergie, selon lesquelles l’importation d’énergie de l’étranger ne coûte pas cher? Les intervenants peuvent-ils évaluer ces affirmations au regard de la situation du marché? En ce qui concerne les surprofits, l’intervenant retient qu’actuellement, ce problème se pose surtout pour les centrales à gaz.

Il n’existe pas de mécanisme de compensation. Comment les invités envisagent-ils la possibilité de prévoir légalement un mécanisme de compensation pour les surprofits des centrales à gaz? En ce qui concerne les surprofits des centrales nucléaires, des responsables politiques ont déclaré à plusieurs reprises au parlement que, pour des raisons contractuelles, il n’était pas possible de les écrémer par le biais d’une réglementation légale.

L’intervenant constate que les représentants de la CREG ont toutefois évoqué la possibilité de demander des contributions supplémentaires. Pourrait-on expliquer ceci plus en détail? En ce qui concerne les prix du gaz, l’intervenant signale qu’il suit de près et quotidiennement le TTF Neutral Gas Price Index. Il souscrit donc pleinement aux conclusions formulées par les invités. Tout le monde sait que nous serons confrontés à ces prix élevés du gaz pendant encore un certain temps.

L’Union européenne a récemment déclaré qu’elle souhaitait réduire de trois quarts sa dépendance à l’égard du marché du gaz russe. Dans quelle mesure une diversification de la provenance du gaz pourrait-elle contribuer à faire baisser davantage l’indice TTF à l’avenir, de manière à ce que le prix du gaz diminue également? Aujourd’hui, la Belgique importe du gaz naturel principalement de Norvège, ce qui la rend moins dépendante du gaz russe.

La recherche de nouveaux fournisseurs par d’autres pays européens qui sont actuellement plus dépendants du gaz russe pourrait-elle perturber l’approvisionnement de la Belgique en gaz norvégien?

Le membre souhaiterait ensuite savoir dans quelle mesure il est tout à fait possible de geler les prix, compte tenu du système de fonctionnement du marché. Si cela était possible, comment ce gel pourrait-il être mis en œuvre de manière efficace? Comment envisageons-nous l’évolution de notre dépendance à l’hydrogène dans le futur? Comment le prix de l’hydrogène est-il déterminé? Quel est le modèle de marché qui est appliqué pour l’hydrogène? Le Plan européen de relance et de résilience a été discuté à plusieurs reprises au parlement.

La Commission européenne a posé comme condition qu’une partie substantielle de ce plan soit consacrée à la transition énergétique. Dans ce contexte, les Régions et le gouvernement fédéral ont élaboré des projets pour utiliser les fonds européens. Quel regard les invités portent-ils sur la transition énergétique européenne et sur les projets présentés par les autorités belges? Compte tenu de l’actualité de la crise ukrainienne, un ajustement est-il nécessaire? En ce qui concerne la flambée des prix du gaz, M. Van Lommel fait remarquer que jusqu’à présent, de nombreux consommateurs ont pu bénéficier d’un contrat fixe pendant une assez longue période.

Ceux qui avaient un contrat fixe d’un an ou de trois ans ont été parmi les plus chanceux. Mais à un moment donné, ces contrats arriveront aussi à terme. La CREG ou la FEBEG ont-elles une idée de la répartition actuelle du marché en fonction du type de contrat? Combien de contrats fixes sont-ils encore en cours? M. Van Lommel souhaite que le représentant de la FEBEG lui indique quelles sont précisément les marges des opérateurs sur le marché de l’énergie.

Quels sont les délais de paiement qui sont appliqués? Les opérateurs doivent-ils garantir un préfinancement important? Dans quelle mesure les contrats proposés par les opérateurs au consommateur sont-ils couverts? Existe-t-il une réserve suffisante pour éviter les faillites? Par ailleurs, l’intervenant attire l’attention sur le déséquilibre qui peut se produire entre les acomptes souvent faibles qui sont facturés au consommateur (par exemple, dans le cadre du tarif social) et les paiements effectués par les opérateurs à leurs fournisseurs.

En réponse à une question du membre à ce sujet, la ministre de l’Énergie a répondu que le gouvernement reverserait plus rapidement le tarif social aux opérateurs. Quel est le laps de temps qui s’écoule entre, d’une part, le paiement des fournisseurs et, d’autre part, celui des consommateurs? N’oublions pas qu’il y a environ un million de ménages qui bénéficient du tarif social.

M. Wouter Vermeersch (VB) se réfère à la conférence de presse donnée ce matin sur l’accord énergétique par le premier ministre et la ministre de l’Énergie. Selon le premier ministre, les marchés de gros du gaz sont totalement irrationnels. Les ministres préconisent de prendre des mesures complémentaires au niveau européen: écrémer les surprofits des producteurs d’énergie, procéder à des achats groupés de gaz au niveau européen, plafonner les prix européens.

Le risque existe toutefois qu’en cas de plafonnement des prix, les vendeurs proposent moins de gaz en Europe. Que pensent les intervenants de ces trois solutions concrètes sur lesquelles la Commission européenne devrait se prononcer la semaine prochaine? Ces solutions sont-elles réalisables? M. Kris Verduyckt (Vooruit) rappelle que la libéralisation du marché de l’énergie au niveau européen promettait une concurrence accrue et, dès lors, des prix plus bas.

Il constate que ce n’est pas le cas et que, en outre, on n’a jamais assisté à autant de soutien public de ce marché depuis qu’il a été libéralisé. Il demande dès lors s’il existe des alternatives au marché libéralisé et, si oui, lesquelles elles seraient. Si les centrales à gaz déterminent si souvent le prix marginal, comment font-elles pour récupérer leurs coûts fixes? Dans un telle situation, un entrepreneur n’aurait-il pas intérêt à investir au maximum dans l’énergie solaire et l’énergie éolienne, puisque c’est là que se trouvent les coûts fixes les plus bas et les marges les plus élevées? Cette situation ne devrait-elle pas faire évoluer rapidement le mix énergétique vers l’éolien et le solaire? Comment se fait-il alors que le développement de l’éolien et du solaire soit si lent en Europe? Il ressort des exposés introductifs qu’il y a des marges et que ces marges servent à payer les coûts fixes.

Mais, ces marges ne servent-elles pas aussi à financer les nouveaux investissements dans des centrales plus performantes? Comment se fait-il alors qu’on ait besoin d’un mécanisme de rémunération de la capacité pour financer un certain nombre de nouvelles centrales? Estce que le secteur de l’énergie utilise suffisamment les marges provenant de ce système de marginal pricing pour les réinvestir? Ces marges ne servent-elles pas trop souvent à rémunérer les actionnaires sous la forme de dividendes? Un modèle de marché devrait permettre de faire en sorte que les fluctuations de prix demeurent limitées, car ces fluctuations ne sont bonnes ni pour les fournisseurs, ni pour les clients.

Or, il semble que le modèle actuel ne puisse pas garantir cette stabilité. De quelle manière serait-il possible de limiter les fluctuations de

prix? Ces fluctuations sont-elles dues aux circonstances ou sont-elles inhérentes au modèle de marché dans lequel on se trouve? Par ailleurs, comment faire en sorte que les énormes surprofits retournent vers les consommateurs, dès lors que, d’après certains orateurs, les tentatives pour se faire ont peu été couronnées de succès? M. Verduyckt revient enfin sur la base de données REMIT qui permettrait de prévoir quels fournisseurs risqueraient de se trouver dans une situation problématique.

Il demande qui est responsable de cette base de données et qui pourrait décider de l’utiliser à cette fin. M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) formule les questions et observations suivantes: Mécanisme de prix Il fait observer tout d’abord que le représentant de la CREG n’a pas mentionné de mécanismes de prix alternatifs. Pourquoi défend-on ici le mécanisme de marginal pricing, alors qu’il est précisément à l’origine des gigantesques surprofits que certains acteurs réalisent actuellement dans le secteur énergétique? L’exemple des centrales nucléaires est clair: les coûts de production n’ont pratiquement pas augmenté, alors que les revenus ont triplé ou plus.

Quels autres mécanismes de prix existe-t-il dès lors pour qu’aucun surprofit ne soit réalisé et que tous les producteurs ne reçoivent que leurs coûts de production et une (petite) marge? Autrefois (avant la libéralisation du marché), il existait un mécanisme de prix de revient majoré, prévoyant un prix moyen de l’électricité, basé sur les coûts de production des différentes technologies de production, plus une marge.

Dans ce système, chaque producteur reçoit des moyens suffisants pour couvrir ses coûts fixes et variables et il n’y a pas de problème de manque à gagner (missing money). Il n’y a pas non plus l’effet psychologique dont M. Jong a parlé et que nous ne pouvons pas empêcher, comme c’est le cas pour les marchés boursiers. Un calcul très approximatif montre que le prix de l’électricité sur le marché serait d’un seul coup divisé par deux si un mécanisme de prix de revient majoré était appliqué aujourd’hui.

Il y a également d’autres mécanismes de prix qui sont envisageables et qui sont directement liés aux coûts de production de l’électricité. L’un des problèmes du mécanisme du

marginal pricing est en effet qu’il n’est pas lié aux coûts réels de production, ce qui amène certains producteurs à réaliser des surprofits. L’ACER mène actuellement une étude sur des solutions alternatives. Que pense la CREG des mécanismes de prix alternatifs? Sur le marché du gaz, le mécanisme de prix est celui de l’ajustement classique entre l’offre et la demande. Mais aujourd’hui, les échanges ont lieu davantage sur le marché à court terme, ce qui rend l’Union européenne plus vulnérable aux fluctuations de prix et à la spéculation.

Autrefois, une plus grande partie du gaz naturel était achetée dans le cadre de contrats à long terme, ce qui garantissait des prix plus stables. Par sa confiance aveugle dans le marché, l’Union européenne a commencé ces dernières années à se fier davantage au marché à court terme, qui s’avère non fiable aujourd’hui. Ainsi, Gazprom respecte toujours ses obligations à long terme, mais a cessé de livrer du gaz sur le marché à court terme.

Ce matin, le premier ministre De Croo a une nouvelle fois parlé de marchés hystériques, débridés et totalement irrationnels. La ministre Van der Straeten a également parlé de marchés totalement déconnectés de la réalité, puisqu’il n’y a actuellement aucune pénurie. Le marché libéralisé de l’énergie ne fonctionne donc pas, ou du moins pas de manière rationnelle. Qu’en pensent les intervenants? Étude sur les surprofits Dans son rapport, la CREG a calculé les surprofits des centrales nucléaires, mais les chiffres eux-mêmes n’ont pas été rendus publics.

La ministre Van der Straeten aurait toutefois demandé que ces chiffres soient rendus publics en raison de leur grand intérêt pour la société. La CREG a annoncé qu’elle était toujours en pourparlers avec Engie Electrabel à ce propos. Pourtant, Engie Electrabel a elle-même indiqué dans ses comptes annuels le montant des surprofits qu’elle a réalisés avec les centrales nucléaires, soit un peu plus d’un milliard d’euros.

La CREG publiera-t-elle ces données? Si oui, quand? Combien de surprofits les exploitants de centrales nucléaires réaliseront-ils au cours de la période 2021-2024? M. Warmoes trouve étonnant que le seul résultat transmis par la CREG soit le pourcentage de la contribution de distribution sur différentes périodes à partir de l’année 2016. Il semble donc que les centrales nucléaires qui ne sont pas prolongées aient déjà payé une large contribution, mais c’est uniquement dû au fait qu’Electrabel a enregistré une importante perte comptable en 2018.

Cette perte n’a en effet pas empêché Electrabel de verser un gros dividende à la société mère Engie quelques années plus tard. L’intervenant estime donc que la base de comparaison sur une période plus

longue, qui a connu une perte importante, n’est donc pas correcte. Il demande dès lors que le pourcentage soit indiqué par année. Au total, quelle est la part du bénéfice qui est écrémée pour 2021 ou 2022? Selon les propres calculs du bureau d’études du PVDA-PTB, elle n’est que d’environ 30 % pour les centrales nucléaires non prolongées, donc moins que le montant théorique légal de 38 %. Et ce chiffre n’inclut même pas les centrales nucléaires prolongées.

Si l’on considère l’ensemble du parc nucléaire, la taxe nucléaire tombe en dessous de 21 %. Le mécanisme actuel de la taxe nucléaire est donc tout à fait insuffisant pour écrémer les surprofits des centrales nucléaires. Si le gouvernement veut tenir sa promesse que “personne ne peut s’enrichir de cette crise”, des interventions supplémentaires sont donc nécessaires. Quelles interventions la CREG envisage-t-elle pour garantir que personne ne s’enrichit? Comment peut-on écrémer les surprofits? Dans son rapport, la CREG écrit que le gouvernement peut décider d’une contribution exceptionnelle supplémentaire, comme c’est le cas en France par exemple.

Comment la CREG envisage-t-elle cette contribution? Comment cela se passe-t-il en France? D’après M. Jong, cela s’est fait également en Espagne, mais avec peu de succès. Pourrait-il donner quelques explications à ce sujet? Les surprofits des centrales à gaz existantes sont générés parce qu’il est plus rentable pour les centrales à gaz de revendre sur le marché du jour, au prix actuellement élevé du marché, le gaz naturel qu’elles avaient déjà acheté à bas prix.

Ces surprofits ne résultent donc pas du mécanisme de prix sur le marché de l’électricité, mais de la spéculation sur le marché du gaz naturel. Comment pourrait-on enrayer ce phénomène et s’attaquer à ces surprofits? La ministre Van der Straeten a également demandé une analyse concrète de cette situation pour chaque centrale. Où en est la CREG dans cette analyse? Estce le tableau qui est repris dans la diapositive 35 de la présentation de la CREG? Dans la négative, quand les résultats seront-ils communiqués, pour chaque cas concret? La CREG publiera-t-elle également le rapport contenant les calculs complémentaires? En ce qui concerne les éoliennes offshore, M. Warmoes retient que les éoliennes qui bénéficient de subventions variables ne réalisent pas de surprofits, puisque leurs subventions diminuent.

Mais alors, pourquoi les éoliennes offshore qui bénéficient de subventions fixes ne génèrentelles pas de surprofits, puisque leurs coûts de production n’ont pas augmenté, alors que le prix de vente de leur électricité a été multiplié par trois ou quatre? N’est-il pas vrai que les surprofits des éoliennes offshore ne vont pas

à l’exploitant, mais aux clients (fournisseurs, traders) de l’électricité offshore, puisque l’électricité produite par les éoliennes est vendue à un prix inférieur dans le cadre de contrats à long terme? Pourquoi la CREG pense-t-elle que ces clients ne réalisent pas de surprofits? Enfin, la CREG semble faire une distinction entre les bénéfices exceptionnels (windfall profits) et les surprofits. Les surprofits sont assez souvent définis comme des bénéfices supérieurs à la normale.

Les bénéfices exceptionnels sont définis comme des bénéfices réalisés par une entreprise à la suite d’un événement extérieur (comme par exemple le hasard, la modification du cadre réglementaire, etc.), donc sans que l’entreprise ait ellemême entrepris une action. La CREG donne l’exemple de la libéralisation et de la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires. Selon la CREG, y a-t-il une différence entre les deux? Dans cette crise énergétique, ne s’agit-il pas de bénéfices exceptionnels? Les centrales nucléaires ne doivent en effet entreprendre aucune action et s’enrichissent sans rien faire grâce à la hausse du prix du gaz, ce qui semble donc correspondre à la définition des bénéfices exceptionnels.

Pourquoi la CREG fait-elle une distinction à cet égard et où se situe cette distinction? Niveau de l’Union européenne et régulation des prix L’Agence internationale de l’Énergie a calculé que l’Union européenne réalisera 200 milliards d’euros de surprofits cette année. Où se situeront ces surprofits? Uniquement dans le secteur de l’électricité, ou également dans le secteur du gaz? Et s’agit-il de profits réalisés uniquement par des multinationales européennes ou également par des multinationales non européennes? Comment les surprofits peuvent-ils être écrémés au niveau européen? Les sociétés ou pays exportateurs de gaz (Gazprom, Equinor, Qatar, entreprises américaines) peuvent-ils être taxés? Le premier ministre De Croo a également parlé de l’introduction d’un prix maximum.

Comment la CREG gèlerait-elle les prix? Le gouvernement déclare attendre une initiative de la Commission européenne pour écrémer les surprofits. Mais la semaine dernière, la Commission européenne a précisément invité les États membres à en prendre eux-mêmes l’initiative. Les compétences fiscales relèvent en effet des États membres. Ce gouvernement refuse donc d’intervenir dans les surprofits et se cache derrière l’Union européenne.

Quelles possibilités la CREG entrevoit-elle pour intervenir au niveau de l’Union européenne? L’Union européenne a-t-elle les compétences fiscales pour le faire?

M. Christian Leysen (Open Vld) constate que la fixation des prix sur le marché de l’énergie est une matière complexe. Cependant, pour qu’un marché fonctionne bien, il faut que l’offre et la demande se rencontrent. Du côté de l’offre, il se demande si elle n’a pas été trop restreinte ou appauvrie? Quant à la demande, elle est difficile à ajuster à l’offre, car il n’est pas toujours possible de se déconnecter.

Mais, si les prix sont beaucoup trop élevés, ne faudrait-il pas tenter de limiter la demande, soit structurellement, soit de manière conjoncturelle? On pourrait, par exemple, réduire le chauffage d’1°C (ce qui diminue la facture d’environ 7 %), éteindre les publicités lumineuses, ou limiter ses déplacements. Les autorités publiques ne devraient-elles pas communiquer plus clairement à ce sujet? L’orateur a aussi l’impression qu’on sous-estime la dimension temporelle des interventions des autorités et de leurs impacts.

Concernant la libéralisation, M. Leysen est convaincu que tous les marchés, mêmes ceux qui sont réglementés par les autorités publiques, peuvent être soumis à une certaine irrationalité psychologique, et aussi parfois à certaines formes de manipulation. Il estime également qu’on n’a pas suffisamment anticipé la transition vers des sources d’énergie neutre sur le plan climatique et la rapidité avec laquelle on devrait se passer des énergies fossiles.

L’intervenant se demande aussi si le fait que les plus grands stockages de gaz naturel qui se trouvent en Allemagne ne sont qu’à moitié remplis alors qu’ils l’étaient à 93 % les années précédentes ne pourrait pas indiquer qu’il y avait une intention d’influencer la situation de marché. Il est d’avis qu’il faudrait prévoir des garde-fous afin de couvrir les risques d’évolution des prix, tant à la hausse qu’à la baisse.

L’intervenant souligne que la réponse à ces problèmes ne peut être qu’européenne, tant en ce qui concerne la politique énergétique qu’en ce qui concerne l’adaptation du mécanisme de fixation des prix. Il se réjouit à cet égard du travail qu’ACER et que l’OCDE entreprennent à ce sujet. Au slide 31 de la présentation de la CREG (voir annexe), il est question du fait que la marge bénéficiaire de Doel 3 s’arrête au 30 septembre 2022 et que la production totale est valorisée au Belgian day ahead price.

Cela signifie-t-il que le prix moyen est calculé sur toute la période et non sur la durée de vie? Au slide 37 de la présentation de la CREG (voir annexe), il est indiqué qu’il sera tenu compte de la rente de congestion qui est actuellement plus élevée pour la détermination des tarifs du réseau de distribution dans

les prochaines années. Elia est-elle exposée à certains risques de marché ou est-elle entièrement couverte, en raison du fait qu’elle pourrait répercuter l’ensemble de ses coûts sur ses clients? Mme Marie-Christine Marghem (MR) constate que, actuellement, le marché européen de l’électricité est organisé de telle manière que les prix sont déterminés par la dernière centrale entrante qui, la plupart du temps, est une centrale à gaz.

Une première crise due à la relance de l’économie, avec une contraction de l’offre par rapport à la demande, a eu lieu au moment de la sortie de la crise sanitaire. Elle rappelle que l’énergie est une matière vivante, non stockable et qui s’insinue naturellement dans tous les domaines de l’économie. Elle demande s’il faudrait réformer le marché européen de l’énergie, tel qu’il a été conçu au moment de la libéralisation, à la fin des années 1990 et au début des années 2000.

Si oui, comment faudrait-il s’y prendre? Y a-t-il des pistes intéressantes dans les réflexions en cours au niveau européen, en matière de stockage, d’achat en grande quantité et de plafonnement des prix? 2. Réponses des invités M. Koen Locquet (CREG) apporte les réponses suivantes aux questions posées: Court terme – long terme Comme la Commission européenne, M. Locquet estime que dans ce débat, il faut distinguer le long terme du court terme.

À court terme, une réaction rapide, ciblée et efficace est nécessaire. En effet, l’enjeu est de taille pour les consommateurs d’énergie résidentiels, les entreprises et les budgets des États. La Commission européenne a également déjà demandé à l’ACER de mener une première réflexion. Cette réflexion devrait être disponible à court terme. La discussion fondamentale sur le modèle de marché de l’énergie concerne le long terme.

Il n’est dès lors pas conseillé de remettre ce modèle en cause pendant une période de crise. Il serait donc préférable de mener ce débat lorsque le marché de l’énergie sera stabilisé. Plusieurs régulateurs d’autres États membres de l’Union européenne demandent également une évaluation. Il n’est pas illogique que 25 ans après la libéralisation du marché européen de l’énergie (les premières directives datent de 1997), le modèle de marché actuel soit soumis à une évaluation.

Si le modèle de marché a certainement ses mérites, il a aussi quelques défauts. Le monde de l’énergie a complètement changé ces dernières années, notamment en raison des normes climatiques et de la transition énergétique vers les énergies renouvelables. Dans les années nonante, lorsque le marché libéralisé de l’énergie a vu le jour, la transition énergétique n’était pas une priorité. Gel des prix de l’énergie L’article 122 du Traité de l’Union européenne stipule que: “1.

Sans préjudice des autres procédures prévues par les traités, le Conseil, sur proposition de la Commission, peut décider, dans un esprit de solidarité entre les États membres, des mesures appropriées à la situation économique, en particulier si de graves difficultés surviennent dans l’approvisionnement en certains produits, notamment dans le domaine de l’énergie. 2. Lorsqu’un État membre connaît des difficultés ou une menace sérieuse de graves difficultés en raison de catastrophes naturelles ou d’événements exceptionnels échappant à son contrôle, le Conseil, sur proposition de la Commission, peut accorder, sous certaines conditions, une assistance financière à l’État membre concerné.

Le président du Conseil informe le Parlement européen de la décision prise.” En d’autres termes, il appartient au Conseil de décider des mesures à prendre sur proposition de la Commission européenne. Dans une récente communication de la Commission européenne, il a été question de limiter éventuellement les prix de l’énergie. Selon M. Locquet, il est préférable de prendre ces mesures au niveau européen.

En effet, les mesures nationales pèsent déjà trop lourdement sur les budgets nationaux. En outre, il y aurait un risque de concurrence entre les États membres. Tous les États membres n’ont, par exemple, pas autant besoin d’importer du gaz. Une action coordonnée au niveau européen serait donc souhaitable. Après une décision européenne, il appartient à la Commission européenne de discuter avec les pays exportateurs d’énergie.

Réalistes ou pas, les prix sont si hauts que, même s’ils étaient réduits de moitié, ces pays exportateurs réaliseraient encore d’importants bénéfices. Cela aurait en outre pour avantage d’amener une plus

grande stabilité. Dans ce contexte, il serait peut-être préférable de conclure des contrats à moyen terme. On ne peut pas simplement neutraliser la bourse européenne. En effet, il n’y aurait plus d’échanges. L’approvisionnement en énergie doit être garanti. Conséquences pour le système d’échange ETS Le système d’échange ETS ne relève pas de la compétence des régulateurs de l’énergie. L’Autorité européenne des marchés financiers (ESMA) a été chargée par la Commission européenne de mener une étude sur cette question.

Le rapport de l’ESMA montre que rien d’anormal n’a été constaté. M. Locquet ne sait pas si l’ESMA continue d’étudier la question

REMIT

À la question de savoir qui décide de confier des tâches supplémentaires aux régulateurs ou à l’ACER, M. Locquet répond que c’est à la Commission européenne de réglementer sur ce point: c’est prévu en effet dans le règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (Regulation on Energy Market Integrity and Transparency).

Transition énergétique Pour la CREG, il est clair que l’Europe, et donc aussi chaque État membre, a tout intérêt à engager la transition énergétique le plus rapidement possible, notamment pour réduire la dépendance aux importations et pour atteindre les objectifs climatiques. Stockage La Commission européenne a chargé les États membres de veiller à ce que les stocks soient pleins à 90 % d’ici le 1er octobre 2022.

En outre, l’Union européenne créerait une plateforme regroupant toutes les informations sur les réserves et les besoins des États membres. À terme, la possibilité pour l’Union européenne d’acheter du gaz pourrait également voir le jour. Des actions individuelles menées par des États membres pour acheter des stocks pourraient influencer les prix du marché, et donc aussi les prix pour les consommateurs.

Plan en dix points de l’AIE – 200 milliards de surprofits M. Locquet déclare avoir pris connaissance du plan en dix points de l’AIE1 qui vise à rendre l’Union européenne moins dépendante du gaz russe. Le point 6 de ce plan invite à prendre des mesures à court terme pour protéger les consommateurs vulnérables des prix élevés du gaz. Actuellement, les exportateurs de gaz réalisent quelque 200 milliards d’euros de surprofits.

Ce montant devrait être écrémé pour financer des mesures visant à protéger les consommateurs d’énergie vulnérables. M. Jacquet donnera des précisions à ce sujet. Changement de comportement et prix Les prix peuvent en effet induire des changements de comportement. C’est particulièrement vrai pour les ménages. En comparant les chiffres de Fluxys sur la consommation industrielle entre janvier et février 2021 et janvier et février 2022, on observe une diminution de 10 %.

C’est dû sans doute à la crise du COVID-19. de sorte que certaines lignes de production ont été temporairement mises à l’arrêt. Contrats à long terme – Contrats à court terme La Commission européenne préfère en effet les contrats à court terme. Elle a encouragé la suppression progressive des contrats à long terme et a constamment défendu cette politique depuis le début de la libéralisation du marché de l’énergie.

M. Laurent Jacquet (CREG) répond aux questions des membres de la manière suivante: Gel des prix La possibilité légale d’un gel des prix existe. Dans la loi électricité et dans la loi gaz, le ministre en charge de l’Économie peut fixer des prix maximaux pour certaines catégories de consommateurs. C’est notamment sur cette base que le tarif social est fixé. La CREG a déjà mené certaines réflexions sur la possibilité de fixer un plafond de prix pour la fourniture d’électricité et de gaz aux ménages.

Mais, c’est une matière complexe. Tout d’abord, il y aurait un manque à gagner à compenser dans le chef des fournisseurs, correspondant à la différence entre le prix d’approvisionnement sur le marché et le prix gelé pour le consommateur. En outre, dans le modèle qui devrait être développé, il y aurait beaucoup de choix à opérer. https://www​.iea​.org​/reports​/a​-10​-point​-plan​-to​-reduce​-the​ -european​-unions​-reliance​-on​-russian​-natural​-gas.

Il faudrait notamment déterminer le niveau auquel le prix serait fixé. Par ailleurs, il faut tenir compte du fait qu’il existe une multitude de contrats sur le marché, allant du moins cher au plus cher. À titre d’exemple, ce mois-ci, pour l’électricité, les contrats vont d’environ 700 euros à environ 1 350 euros. Il y a également des contrats fixes et des contrats variables, ayant aussi des durées différentes.

Enfin, il faut tenir compte du fait qu’un certain nombre de personnes change de contrat. Fixer un plafond de prix est donc possible, mais c’est compliqué à mettre en œuvre, car il y a beaucoup d’hypothèses à envisager et donc beaucoup de simulations à effectuer. En outre, cela pourrait coûter cher à l’État si c’est lui qui compense les fournisseurs. Windfall profits, bénéfices exceptionnels et surprofits L’intervenant indique tout d’abord que la CREG apportera des précisions sur cette terminologie dans la réponse qu’elle fournira à la ministre pour la fin du mois de mars 2022.

Concernant les surprofits possibles au niveau de l’éolien offshore, la CREG dispose des contrats (Power Purchase Agreement) entre les parcs éoliens et les acheteurs de leur production électrique. Après examen, elle en conclut que, jusque fin 2023, il n’y a pas de surprofits. Pour les années ultérieures, il faudra refaire les calculs, puisque les prix de marché sont supérieurs à ceux qui ont été pris en compte dans les contrats jusqu’à présent.

Au niveau du nucléaire, la CREG étudie actuellement la possibilité d’une taxation des surprofits. Une analyse juridique est en cours. Pour avoir une vue complète, cette analyse doit tenir compte des conventions qui ont été conclues entre le gouvernement et l’exploitant nucléaire, mais aussi des lois qui ont été adoptées à ce sujet. La CREG espère pouvoir fournir une réponse à la ministre d’ici à la fin du mois de mars 2022.

Les chiffres des surprofits au niveau du nucléaire n’ont pas été publiés car ils ont été calculés sur la base des données fournies par l’exploitant. Des contacts sont en cours avec l’exploitant pour tenter d’aboutir à une publication, mais, à ce jour, il n’est pas encore possible de confirmer qu’elle pourra avoir lieu. En ce qui concerne le calcul des bénéfices et des taxes possibles, M. Jacquet précise qu’il ne peut pas se prononcer sur les chiffres avancés par le service

d’étude cité. Il souligne que, au niveau de la CREG, les calculs effectués le sont sur la base de la législation existante. Il précise aussi que la CREG calcule la marge de l’exploitant, en calculant la différence entre les recettes (volume réellement constaté, multiplié par le prix) et les coûts. La CREG tient également compte du carry forward, c’est-à-dire du fait que les contributions de répartition payées en trop les années précédentes sont décomptées des contributions de répartition des années suivantes, conformément à la législation en vigueur.

L’orateur répond à M. Leysen que, pour Doel 3, le prix Belpex (day ahead) est appliqué pour l’année 2022, et non pour les périodes précédentes. En ce qui concerne les rentes de congestion perçues par Elia, cela fait partie d’un processus qui est bien régulé par la CREG. Les rentes de congestion apparaissent à la suite des différences de prix importantes observées entre différents pays. Cela génère des revenus pour Elia.

Dans la méthodologie tarifaire, il est décrit de manière détaillée comment ces rentes de congestion sont affectées aux tarifs et profitent donc aux consommateurs. L’effet n’est effectivement pas immédiat. Il y a un décalage de quelques années, mais c’est conforme à la méthodologie tarifaire. Gaz naturel liquéfié La Belgique a la chance de bénéficier du terminal méthanier de Zeebrugge géré par Fluxys, et où des investissements importants ont été réalisés ces dernières années qui ont conduit à une augmentation de la capacité.

C’est une bonne nouvelle, si on veut aller vers des sources d’approvisionnement alternatives à la Russie. Il s’agit en outre d’un des rares terminaux régulés au niveau européen. En Allemagne, il n’y a pas encore de terminaux méthaniers, de sorte que l’approvisionnement en gaz est exclusivement assuré par des gazoducs en provenance de Russie. À présent, l’Allemagne souhaite développer deux projets de terminaux méthaniers, mais cela prendra plusieurs années.

Au niveau du stockage de gaz naturel en Belgique, le niveau du stockage de Loenhout était très bon cet hiver, ce qui est le fruit de la régulation dynamique qui a été développée entre Fluxys et la CREG (tarifs et volumes de remplissage). Préfinancement du tarif social Pour le gaz, le tarif social représente environ 20 % du tarif moyen payé par un ménage. Pour l’électricité, c’est 40 %. Le tarif social permet donc à environ un million

de ménages belges précaires de bénéficier d’un prix bas. Vu le plafonnement du tarif social, l’écart avec le prix de marché représente un coût pour les fournisseurs. La CREG a collaboré avec le gouvernement afin de pouvoir verser des avances aux fournisseurs: 88 millions d’euros ont été versés en avril 2021 et 100 millions d’euros en décembre 2021. Il est en outre prévu de verser encore 208 millions ce mois de mars 2022 et 279 millions au mois d’avril 2022.

M. Andreas Tirez (CREG) répond, à son tour, aux membres de la manière suivante: Alternatives au système de prix marginal Les alternatives au système de prix marginal sont actuellement étudiées par ACER. Un premier rapport provisoire a été émis fin 2021, dans lequel il est appelé à maintenir ce système de formation des prix, en raison du fait que les alternatives qui sont proposées ne sont pas évidentes à mettre en œuvre.

Un second rapport est attendu dans le courant du mois d’avril 2022. Même s’il convient d’attendre les conclusions de ce second rapport, la conclusion du premier rapport rejoint en grande partie les analyses effectuées par la CREG. Ainsi, dans un système qui serait basé sur le coût moyen, quel prix se verra attribué à la production de technologies qui se situent au-dessus de ce coût moyen? Dans un système cost-plus, qui était celui en vigueur avant la libéralisation, il faut parvenir à avoir une vue sur le coût total de chaque unité de production, auquel on ajoute alors une certaine marge.

Ce système pose un problème d’information asymétrique, car il est difficile d’obtenir une vue précise du coût total. En outre, les acteurs du marché ont alors intérêt à augmenter les coûts. Un tel système cost-plus est donc possible, mais, si l’on opte pour un tel système, il ne faudrait pas perdre de vue ces inconvénients. Actuellement, le coût du CO2 fait effectivement souvent partie intégrante du coût de l’électricité, en raison du fait que les unités de production au gaz ou au charbon sont souvent les unités de production marginales, et, à ce titre, déterminent donc souvent le prix de l’électricité.

Si ce n’était pas le cas, cela constituerait un dysfonctionnement du marché, car les émissions de CO2 ont un effet négatif qui doit être pris en compte dans la fixation du prix. La prise en compte du coût du CO2 constitue en outre un signal prix intéressant, en direction de la transition énergétique et de l’économie d’énergie. Elle permet enfin une allocation efficace des moyens.

Si on voulait supprimer, même temporairement, le système de prix marginal, il faudrait que cette mesure soit prise au niveau européen, car la fixation des prix a lieu au niveau de la zone CWE et qu’il existe un impact important d’un pays sur un autre pays. Il est d’ailleurs prévu que la zone CWE soit élargie dans les prochains mois à une série de pays d’Europe de l’Est. Le système est conçu de telle sorte qu’il n’y ait d’importation vers un pays que si ça augmente la prospérité au niveau européen.

Il existe donc une sorte d’algorithme qui calcule l’importation et l’exportation afin d’arriver à la prospérité maximale sur la base des offres des acteurs de marché. Fixation des prix sur le marché forward D’autres orateurs ont souligné que le marché spot est le marché le plus liquide et est une des pièces centrales du marché de l’électricité et du gaz. Il a, en revanche, moins été question de la fixation des prix sur le marché forward.

Un prix forward peut être vu comme une évaluation du prix spot attendu, auquel on rajoute une prime de risque positive ou négative. Ce prix attendu est basé une multitude de scénarios différents (ex.: quantité de vent ou de soleil, nombre de centrales indisponibles, etc.) auxquels peut être attachée une certaine probabilité. Ainsi, des capacités éoliennes supplémentaires peuvent avoir une impact à la baisse sur le prix forward (en moyenne).

La liquidité sur les bourses à long terme en Belgique est faible. Mais ça ne signifie pas pour autant que la fixation du prix se déroule mal. En effet, on constate que les tendances qu’on observe sur les bourses à long terme en Belgique sont fortement corrélées avec ce qui se passe dans les autres pays où les bourses à long terme sont plus liquides. En outre, le niveau des prix forward en Belgique se situe souvent un peu plus bas que dans les pays voisins.

Introduction d’un prix plafond M. Jacquet a évoqué un tel mécanisme sur le marché retail, mais qui implique le paiement d’une compensation. Il peut également être envisagé de plafonner les prix sur le marché de gros, en prévoyant, par exemple, que toutes les transactions d’importation de gaz qui dépassent un certain prix ne peuvent pas avoir lieu. Une telle mesure peut certainement être envisagée si on estime que le marché ne fonctionne plus de manière rationnelle et qu’il y a une forme de panique.

Mais, dans ce cas, il faudra bien réfléchir à quel niveau fixer ce prix maximum. S’il est trop haut, l’impact risque d’être faible, mais la perturbation du marché sera limitée, dans le sens où le manque d’offre par rapport à la demande

sera limité. Par contre, plus ce prix maximum sera bas, plus il y aura un manque. Il faut donc tenter de fixer le prix maximum en trouvant le point d’équilibre et aussi voir comment allouer le manque. C’est également une mesure qui devrait être prise au niveau européen et non au seul niveau belge. Libéralisation et contrats à long terme L’intervenant confirme les propos de M. Locquet concernant les contrats à long terme.

Au début de la libéralisation, on a voulu casser ces contrats qui profitaient aux grandes entreprises monopolistiques, afin d’ouvrir le marché. On peut effectivement se poser la question si cette tendance à entraver les contrats à long terme est encore pertinente actuellement, vu le changement de contexte. Scarcity pricing Il s’agit d’un mécanisme qui ne joue pas sur le marché day ahead ou intra day, mais sur le marché d’équilibrage.

Il s’agit de fixer un prix, pas seulement sur l’énergie, mais aussi sur le système. On donne un prix aux réserves nécessaires pour maintenir le système en équilibre. La CREG est convaincue que cela mène à un mécanisme de prix efficient. Mais, ce mécanisme fonctionne dans le contexte du système de prix marginal, de sorte que, si on décidait de s’écarter de ce système, il faudrait également revoir le mécanisme de scarcity pricing.

En Belgique, mais également dans d’autres pays, les régulateurs examinent la possibilité d’introduire un mécanisme stop-loss. Un tel mécanisme permettrait, si on constate très souvent des prix très élevés, de fixer un nombre d’heures où le prix maximum peut être atteint. Importation de GNL L’intervenant revient ensuite sur la question de l’augmentation et de la diversification de l’importation de GNL.

Le fait que le marché européen se trouve en concurrence avec le marché asiatique et que les capacités de liquéfaction et de transport du GNL sont limitées, font en sorte que l’importation de GNL est plus chère que l’importation actuelle par gazoduc. Il est en revanche difficile de quantifier précisément cette différence à brève échéance. Stockage de gaz naturel M. Tirez précise que la Belgique dispose d’une capacité de stockage de gaz naturel de 8-9 TWh à Loenhout.

Cela correspond à environ 5 % de la consommation annuelle de gaz naturel en Belgique (environ 190 TWh). Il s’agit donc d’un stockage très limité en comparaison avec celui d’autres pays européens. Coûts fixes des centrales à gaz Les centrales à gaz sont souvent marginales, cela signifie qu’elles récupèrent seulement leurs coûts marginaux, mais pas leurs coûts fixes. Cela donne lieu à du missing money, c’est-à-dire qu’il n’y a pas assez d’argent sur ce marché.

C’est d’ailleurs pour cette raison qu’on a mis en place un mécanisme de rémunération de la capacité. À présent que ces centrales à gaz enregistrent des bénéfices exceptionnels, on peut effectivement se poser la question s’il n’y aurait pas lieu d’envisager qu’une partie de ces bénéfices soient reversés à l’État, en cas de participation de ces centrales au mécanisme de rémunération de la capacité. Données REMIT En ce qui concerne l’idée d’anticiper quels fournisseurs pourraient rencontrer des problèmes financiers, sur la base des données REMIT, M. Tirez indique que la CREG pourrait réaliser ce genre d’étude, mais qu’il s’agit d’un travail difficile.

Il faudrait en outre vérifier dans quelle mesure les données REMIT qui sont actuellement collectées pour dépister d’éventuelles manipulations de marché, se prêteraient à ce genre d’étude. Bénéfices exceptionnels des centrales à gaz Le gaz et le CO2 sont achetés sur le marché à long terme, 1, 2 ou 3 ans à l’avance. En même temps, la production attendue d’électricité de la centrale à gaz est vendue sur le marché forward.

Ensuite, en temps réel (day ahead), le propriétaire de la centrale à gaz décide s’il produit ou non cette électricité. En effet, si produire cette électricité avec du gaz est plus cher que les alternatives existantes, cela signifie que le gaz est plus rare que l’électricité. Dans ce cas, il vaut mieux mettre la centrale à l’arrêt et revendre le gaz. M. Tirez signale que la CREG communiquera son analyse des bénéfices exceptionnels des centrales à gaz à la ministre pour la fin du mois de mars 2022.

M. Marc van den Bosch (FEBEG) répond aux questions de la manière suivante: Renouvelable L’électricité d’origine renouvelable a des coûts marginaux faibles, mais repose sur des investissements lourds qui nécessitent une certaine visibilité à long terme (10-20 ans). Cette électricité est donc aussi vendue à

l’avance, avec la difficulté qu’on ne sait bien sûr pas à l’avance combien de vent il y aura au moment où il faudra la fournir. Cela signifie que les producteurs d’électricité d’origine renouvelable doivent pouvoir compléter leur production avec une centrale à gaz. Dans ce cas, ils peuvent être confrontés à la difficulté de devoir acheter le gaz et le CO2 chers, alors qu’ils sont tenus de vendre leur électricité moins cher, au prix qui avait été convenu à l’avance.

Il n’y a donc pas nécessairement de grands bénéfices chez les producteurs d’électricité d’origine renouvelable. Plafonnement des prix du gaz L’idée d’un plafonnement des prix du gaz circule actuellement, notamment chez Eurelectric. D’après ce qu’en comprend M. Van den Bosch, il s’agirait de fixer un plafond de prix et de financer la différence en plus à l’aide d’un fonds européen, afin qu’on ne se retrouve pas dans une situation où il y aurait moins d’offre sur le marché européen.

Car, si l’offre diminue, ça risquerait de faire encore grimper les prix. L’avantage d’un tel système est de permettre au reste de marché de continuer à fonctionner normalement. Contrats à court et à long terme L’intervenant souligne que les contrats à court et à long terme ont chacun leurs avantages et leurs inconvénients. Ainsi, dans les années 1970, on a beaucoup investi (en construisant le Methania) pour importer du gaz algérien.

À ce moment, c’était une bonne décision. Mais, après, on a vu l’offre de gaz augmenter et les prix baisser, ce qui rendait les contrats conclus à long terme moins intéressants. Plus récemment, la Belgique ayant décidé de diminuer rapidement le gaz basse calorie (gaz L), plusieurs membres belges de la FEBEG ont des difficultés à résilier des contrats à long terme (jusqu’en 2030) avec les Pays-Bas. M. van den Bosch estime qu’il existe une tendance sur les marchés européens à privilégier les contrats à court terme.

C’est logique car, comme on peut le voir sur le marché day ahead, il y a un effet de la journée. Ainsi, en journée, lorsque le soleil brille, les prix sont bien moindre que le soir. Cet effet peut être intéressant pour piloter la production dans le cadre de la transition énergétique. Si, dans quelques années, on a 20 GW de panneaux solaires et 6-7-8 GW d’éoliennes, il faudra un signal prix pour soit stocker, soit fabriquer de l’hydrogène, soit gérer la demande, etc.

En d’autres termes, le court terme permet de donner un signal prix, ce qui est intéressant pour piloter le système dans un contexte de transition énergétique.

M. van den Bosch comprend le raisonnement de M. Tirez à ce sujet, mais ne partage pas son point de vue. Du côté des membres de la FEBEG, on constate que le déséquilibre a fortement augmenté et que le risque est devenu beaucoup plus grand. Il y a donc une demande d’aplanir cela. Situation des fournisseurs La FEBEG a fait réaliser une étude des marges bénéficiaires des fournisseurs par Sia Partners. Il en ressort que la marge moyenne de ces dernières années est de moins de 1 %.

Quant au risque de non-paiement et de créances douteuses, il s’agit en moyenne de 60-70 % de la marge d’EBIT des fournisseurs. Lorsque, en outre, on voit, ces dernières semaines, une augmentation de 20-60 % des demandes de facilités de paiement, le montant des factures impayées risque de devenir plus grand que la marge d’EBIT des fournisseurs. Dans un tel contexte, un blocage des prix serait dramatique pour les fournisseurs, car cela ferait augmenter considérablement le risque de faillite.

Il souligne que la Belgique a un marché diversifié et n’est donc pas dans la même situation que la France où il y a un acteur dominant. Prix dynamiques Vu l’obligation européenne (transposée en droit belge) de proposer des contrats dynamiques, on pourrait s’inspirer de ce qui a été fait aux Pays-Bas où la fédération sectorielle concernée a mis en ligne un site web afin d’offrir aux clients qui s’inscrivent une information transparente sur les prix.

L’orateur établit un parallèle avec ce qui se fait déjà dans les banques où les investissements proposés diffèrent suivant le profil de risque des clients et où les clients doivent d’abord prouver qu’ils ont une connaissance suffisante des produits d’investissements concernés. En matière d’énergie, il y a des contrats fixes, des contrats variables et des contrats dynamiques. Chacun a ses propres avantages et inconvénients.

Le client doit en être conscient et doit être suffisamment informé à ce sujet afin de pouvoir prendre une décision en connaissance de cause. M. van den Bosch souligne que le rapport de la CREG ne portera pas sur les coûts totaux d’une installation, ni même sur les bénéfices d’une installation, mais uniquement sur sa marge opérationnelle. Il ajoute que, lorsque l’on compare le prix du marché (prix day ahead mensuel moyen) et le coût moyen de production, on constate que ce dernier a rarement été couvert par

le prix du marché au cours des 10 dernières années. À présent qu’il y aurait des profits, on veut les taxer, mais va-t-on aussi compenser le manque à gagner du passé? L’intervenant fait aussi remarquer que l’analyse effectuée par la CREG est théorique. En réalité, on ne sait pas bien si les entreprises utilisent le hedging de la même manière, car c’est aussi en fonction de l’appétit au risque de chaque entreprise.

En outre, il existe de multiples systèmes différents: chaque centrale à gaz n’est pas nécessairement propriétaire de son gaz; certains acteurs agissent, par exemple, pour compte de tiers. La détermination de l’existence éventuelle de surprofits n’est donc pas un calcul facile à effectuer. M. Dieter Jong (expert indépendant) répond aux questions de la manière suivante: Taxation des surprofits en Espagne En Espagne, la taxation des surprofits n’a pas été un succès.

Dans un premier temps, les autorités espagnoles ont essayé de raboter les surprofits des producteurs d’électricité qui n’utilisent pas de combustibles fossiles, à savoir les parcs éoliens. Pour ce faire, ils ont voulu taxer le bénéfice qui dépassait d’un prix maximum, calculé sur la base d’un prix du gaz de 20 euros/MWh, augmenté du prix du CO2. Cela a suscité beaucoup de discussions. Une première difficulté résidait dans le fait que de nombreuses unités de production avaient conclu des contrats à long terme et qu’il fallait donc retirer les contrats à long terme, avant de calculer le bénéfice réalisé qui dépassait le prix maximum fixé par les autorités.

Une deuxième difficulté résidait dans le fait qu’un acteur intégré verticalement qui ne disposait pas de contrat à tarif fixe, s’est considéré comme discriminé. Il a donc fallu adapter la législation. Ensuite, les autorités ont constaté que la production des unités qui risquaient de dépasser le bénéfice maximum autorisé étaient arrêtées. Il n’était en outre pas tenu compte du fait que le prix du gaz varie selon qu’on est en journée ou la nuit.

Au bout du compte, il ne restait pratiquement aucun bénéfice à taxer. Modèle français Le modèle français avec l’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique (ARENH) fonctionne. Mais, ce n’est possible que parce que EDF est obligé d’acter des pertes pour plusieurs milliards d’euros, pertes qu’EDF ne parviendra bien sûr pas à récupérer.

M. Laurent Jacquet (CREG) ajoute que, au niveau des contrats à prix fixes, la CREG dispose de chiffres qui datent de septembre 2021. Pour les ménages et les PME, il y a environ 2/3 de contrats à prix fixes. Le prochain reporting des fournisseurs sera basé sur les contrats de mars 2022. On devrait donc disposer des données et les avoir analysées pour fin avril ou début mai 2022. Il sera intéressant d’observer dans quel sens évolue la part des contrats à prix fixes.

Il est possible qu’il y ait une diminution, vu qu’il y a moins de fournisseurs qui proposent des contrats à prix fixes. Mais, il est aussi possible qu’il y ait une augmentation, si, vu les prix élevés des contrats à prix variables, les consommateurs se tournent davantage vers les contrats à prix fixes. M. Dieter Jong (expert indépendant) poursuit ses réponses: Taxation des marges des opérateurs La plupart des contrats pour des clients résidentiels sont basés sur la même formule.

On n’observe pas d’augmentation de la marge des fournisseurs. Sur le marché résidentiel, on compte sur une marge brute de 20 à 150 euros par an par client. La marge de 20 euros se situe généralement au niveau des produits d’appel, alors que la marge de 150 euros se situe plutôt au niveau des contrats dormants. Avec une facture annuelle moyenne d’environ 1 000 euros et un pourcentage d’impayé d’environ 3 %, une marge brute de 20 euros ne permet même pas de couvrir les factures impayées.

Ces produits d’appel contribuent donc négativement à l’EBIT des fournisseurs. Dans l’éolien offshore, l’unité de production est souvent financée à l’aide de Power Purchase Agreements (PPA) à long terme (souvent 10-15 ans). Dans ce type de contrat, l’acheteur utilise souvent une stratégie appelée stack and roll, laquelle consiste à vendre l’intégralité du volume du PPA dans des produits qui sont déjà disponibles sur le marché.

On vend donc nettement plus de volume sur le marché que ce qui va être effectivement produit pas les éoliennes. La partie dont on pense qu’elle ne sera pas produite par les éoliennes va être chaque année rachetée, puis revendue. Ce faisant, on part du présupposé que les 3 prix sur le marché de l’énergie vont se comporter de la même façon. Avec cette stratégie, si les prix ont augmenté et qu’on fait donc une perte sur ce qu’on doit racheter, on fait alors un bénéfice sur la revente du surplus d’énergie pour l’année suivante.

En pratique, on vend pour 2023 plus que ce qu’on a, on rachète fin 2022, début 2023, et on revend en 2024. Si les prix augmentent de la même manière, la perte d’un

côté est compensée par un bénéfice de l’autre côté. C’est cependant une méthode de hedging assez grossière et qui présente certains inconvénients. On voit d’ailleurs que, au cours des 3 dernières années, les prix ne se comportent pas exactement de la même manière. On constate que l’année qui suit est généralement plus volatile que les 2 à 3 années suivantes. De nombreux acheteurs se sont plaints car le vent a rapporté environ 20 % de moins que prévu en 2021.

Ils ont donc dû racheter plus que prévu dans un marché dont les prix montent. En principe, ils devraient pouvoir revendre à un prix très élevé. Mais, ce n’est pas le cas, car la panique diminue la liquidité, de sorte qu’il est difficile de vendre des volumes importants. Plafonnement des prix Concernant une possible intervention conjoncturelle, l’idée de fixer un prix maximum aura pour conséquence de priver certains clients de volumes.

Dans le cadre de la sécurité d’approvisionnement et d’un contrôle des prix, certains clients pourraient réduire leurs volumes. Avec les compteurs digitaux, il est parfaitement possible de réduire la puissance à distance. Or, avec 1 kW, on peut pratiquement tout faire (travailler, regarder la TV), sauf cuisiner. Donc, dans des circonstances exceptionnelles, il est possible d’intervenir. Alternatives au marginal pricing M. Jong revient sur la question des alternatives éventuelles au système actuel.

Même s’il a conscience que c’est difficile à entendre dans les circonstances actuelles, il affirme que la théorie économique est très claire quant au fait qu’il n’y a rien de mieux que le système de prix marginal dans un environnement de marché qui fonctionne bien. Il estime qu’il y a en revanche deux défauts dans la conception actuelle du marché européen de l’énergie. Premièrement, on compte sur un marché du gaz où, en réalité, il y a une concentration énorme auprès d’un acteur (200 millions de m³ de gaz sur les 450 millions consommés en Europe proviennent de Russie).

Or, dans un système de prix marginal, il est difficile d’avoir un prix juste si près de 50 % du volume provient d’un seul acteur. Deuxièmement, il n’existe aucune élasticité de prix du côté de la demande. La courbe de la demande est constituée de centrales qui rachètent leur production et non pas d’industries ou de consommateurs qui déconnecteraient. Cela est dû au paquet de mesures de protection du consommateur

qui protège le consommateur des variations de prix du marché de gros. Or, si la demande ne réagit pas à ce qu’il se passe, on est face à un gros problème. L’intervenant souligne la différence avec le carburant, pour lequel on observe une diminution de la demande, lorsque les prix à la pompe deviennent trop élevés. C’est la raison pour laquelle l’Union européenne promeut les contrats dynamiques et une plus grande exposition des consommateurs au marché de gros.

La technologie pour gérer la demande existe, mais les contrats sur lesquels une telle technologie pourrait être déployée n’existent pas encore. 3. Répliques M. Bert Wollants (N-VA) revient tout d’abord sur la question du CO2. Il comprend la logique qui soustend le système actuel, mais il pense qu’on est en train d’évoluer vers un système où cette logique ne pourra plus être d’application. Ainsi, si pour une production totale de 10 000 MWh d’électricité, 1/10e (1 000 MWh) est produit à partir d’une centrale à gaz, le coût CO2 de ces 1 000 MWh devrait s’élever à 40 000 euros (100 euros/ tonnes CO2 x 400 tonnes CO2).

Or, dans le système actuel, on ne paierait pas 40 000 euros, mais bien 400 000 euros pour le CO2. On peut dès lors se poser la question de savoir comment les acteurs du marché vont réagir dans un cas pareil. Ainsi, si la centrale à gaz décide d’acheter de l’hydrogène vert bon marché en provenance du sultanat d’Oman pour produire ses 1 000 MWh d’électricité, les 9 000 MW d’autres capacités verront leurs revenus diminuer, ce qui n’est pas logique.

En réalité, dans le système actuel, pour compenser des émissions de CO2 qui ne coûtent que 40 000 euros, la société dans son ensemble paie 400 000 euros. Veut-on garder ce système, alors qu’il y aura probablement encore des centrales à combustible fossiles en activité jusqu’à la fin des années 2040, ne fût-ce que pour une petite partie de la capacité nécessaire? Si on maintient ce système, même celui qui chargerait sa voiture électrique avec de l’électricité produite à 90 % à partir de sources non fossiles, devra payer le coût du CO2 sur la totalité de l’électricité utilisée, sous prétexte qu’il y a, par exemple, encore une centrale à gaz active.

L’intervenant ne plaide pas pour se débarrasser du système actuel de coût du CO2 du jour au lendemain, mais il estime qu’il faudra réfléchir à ce qu’on veut vraiment. Il faut aussi réfléchir à l’étape suivante, à savoir celle où il ne faudra plus payer de coût du CO2 en raison du fait qu’il y aura suffisamment de capacités non fossiles. Or, il faut veiller à ce que ces capacités puissent être rentables, ce qui ne sera pas le cas si leur rentabilité dépend du coût du CO2.

M. Wollants revient aussi sur la question des contrats dynamiques. Il estime que tout le monde n’a pas vocation

à devenir un trader en énergie. Il existe certes une frange de la population qui pourrait être intéressée, mais ça ne concerne pas plus de 0,5 % de la population. Or, il est important que le reste de la population soit impliqué pour rendre le marché plus dynamique. L’intervenant considère qu’il faut éviter l’écueil qui consisterait à imiter ce qui se fait en matière d’instruments financiers, où les gens doivent lire, répondre à des questionnaires et signer des nombreux documents qui attestent de leur connaissance des risques qu’ils courent.

M. Wollants pense qu’il faudrait que les gens puissent être assistés par les fournisseurs et par les technologies, afin de profiter du dynamisme du marché. Il y aurait également lieu de trouver des systèmes afin de partager le risque. M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) indique, premièrement, que la CREG n’a pas répondu à sa question de savoir à quoi pourrait ressembler la contribution exceptionnelle sur les centrales nucléaires.

M. Jong a fait référence à ce qui s’était passé en Espagne et en France. Quelle est exactement la situation en France? Dans son rapport de septembre 2021, la CREG évoquait la possibilité d’un pourcentage plus élevé pour la contribution de répartition. La CREG pourrait-elle donner des précisions à ce sujet, ainsi que sur les autres possibilités? En ce qui concerne les surprofits des centrales à gaz, certains orateurs ont référé au CRM. M. Warmoes demande comment le CRM pourrait limiter les surprofits des centrales à gaz.

Il souhaite aussi des précisions sur la manière dont l’obligation de remboursement (pay back) inscrite dans le CRM pourrait permettre de récupérer une partie des surprofits des centrales à gaz. 4. Réponses complémentaires M. Laurent Jacquet (CREG) précise, en ce qui concerne les windfall profits du nucléaire, que, entre 2016 et 2021, la contribution de répartition variait entre 100 millions d’euros et 180 millions d’euros.

Pour les années 2022, 2023 et 2024, on s’attend à une contribution de répartition doublée, voire triplée. Cette contribution de répartition s’élève à 38 % du bénéfice, ce qui signifie que le bénéfice aura, lui aussi, doublé, voire triplé. Une analyse est en cours pour examiner si, en considérant le caractère exceptionnel de ces bénéfices, il serait possible d’instaurer une taxe qui serait supérieure au niveau de 38 %.

Le résultat de cette analyse devrait pouvoir être communiqué à la ministre pour fin mars 2022. Pour l’année 2025, il y a encore trop d’incertitudes pour pouvoir se prononcer sur la hauteur de la contribution de répartition. M. Andreas Tirez (CREG) revient sur l’impact du coût du CO2 sur le prix de l’électricité. Pour l’instant, il ne s’agit pas de seulement 1 000 MW, certainement dans

la zone CWE, où il y a encore beaucoup de production d’électricité à partir de charbon et de gaz. Il souligne, en outre, que le système de prix marginal donne un signal d’investissement en faveur des unités de production décarbonées puisqu’elles peuvent bénéficier d’une rente infra marginale supérieure. Le coût du CO2 est une composante du prix qui permet d’assurer la répartition la plus efficiente entre les différentes unités de production.

Lorsqu’on sera arrivé à une capacité de production entièrement décarbonée, d’autres principes seront nécessaires pour fixer le prix. Il s’agit, d’une part, du peak load pricing, basé sur la demande, et, d’autre part, du scarcity pricing. Quant aux contrats dynamiques, la CREG n’est pas contre par principe. Mais elle est préoccupée par le fait que le risque de prix soit entièrement répercuté sur le client final.

En effet, peu de clients sont conscients qu’ils pourraient devoir payer 13 500 euros par MWh. Ce sont des montants énormes. Les consommateurs devraient être en partie protégés. Peut-être faudrait-il aller vers un système hybride. Même sous les 1 000 ou 1 500 euros, des nombreuses choses peuvent être entreprises en matière de flexibilité, ce qui diminuerait fortement le risque pour ces clients. Ce sont les fournisseurs qui sont des acteurs professionnels qui devraient se couvrir contre les risques plus élevés.

Si on ne fait rien, il y a un risque de perte de confiance dans le marché. À propos des profits exceptionnels des centrales à gaz, M. Tirez revient sur le raisonnement économique qui a sous-tendu la mise en place du mécanisme de rémunération de la capacité. Dans ses études, la CREG a montré que les centrales à gaz ont réalisé des bénéfices opérationnels relativement faibles jusqu’en 2021. Cela rejoint le constat de M. Van den Bosch.

C’est la raison pour laquelle il a tant été question de missing money, c’est-à-dire du fait qu’il y avait trop peu d’argent pour le bénéfice des centrales à gaz existantes et pour des nouvelles centrales à gaz. Ce constat a débouché sur la mise en place du mécanisme de rémunération de la capacité. À présent qu’il y a des profits exceptionnels au niveau des centrales à gaz, la CREG étudie si et, le cas échéant, comment il faudrait en taxer une partie.

La CREG communiquera son analyse à la ministre pour la fin du mois de mars 2022. M. Koen Locquet (CREG) indique que la réflexion de M. Wollants sur le coût du CO2 devrait effectivement être prise en compte dans les études qui sont menées sur le fonctionnement du système actuel. Cette question devient de plus en plus pertinente au fur et à mesure que la part des énergies renouvelables augmente.

M. Marc Van den Bosch (FEBEG) rejoint le point de vue de M. Tirez concernant les contrats dynamiques. Il faudra développer un modèle équilibré. L’intervenant effectue une comparaison avec le secteur bancaire où, en matière de prêts hypothécaires, il y a des maxima et des minima, qui fixent des limites au client, sans compter que le risque doit en outre être couvert par des produits d’assurance. Concernant la remarque de M. Wollants sur les coûts du CO2, il souligne que le fournisseur est un intermédiaire, mais que ce dernier ne répercute pas nécessairement l’entièreté du coût sur tout le monde.

On a besoin des fournisseurs pour investir, mais on sait bien que, à long terme, lorsque l’essentiel de la production d’énergie sera renouvelable, il faudra adapter le mécanisme de fixation des prix. En effet, qui voudra encore investir dans un système où il y a des coûts fixes élevés et des coûts marginaux très faibles, si ce sont ces derniers qui déterminent le prix? II. — RAPPORT DE L’AUDITION DU 10 MAI 2022 A. Audition de M. Tim Schittekatte, chercheur postdoctoral rattaché à la Florence School of Regulation et au MIT Energy Initiative 1. Exposé introductif Pour l’exposé introductif de M. Tim Schittekatte, chercheur postdoctoral rattaché à la Florence School of Regulation et au MIT Energy Initiative, il est renvoyé aux présentations PowerPoint annexées au présent rapport (cf. annexes).

2. Questions et observations des membres M. Bert Wollants (N-VA) commence par souligner que, par le passé, l’Union européenne a été mise en garde à plusieurs reprises contre la dangerosité d’une trop grande dépendance à l’égard du gaz naturel russe. À cet égard, il renvoie notamment à l’ouvrage Red Gas publié en 2013 par M. Per Högselius, qui mettait déjà en lumière la faiblesse que constitue une trop forte dépendance à l’égard du gaz russe.

Cependant, la tentation de s’approvisionner en gaz bon marché était trop forte, ces dernières années, par rapport au coût plus élevé lié à une sécurité d’approvisionnement plus grande par le biais de contrats à long terme. En outre, l’intervenant souligne que des problèmes d’approvisionnement en gaz naturel russe s’étaient

déjà posés en 2007-2008, ce qui avait incité les dirigeants européens de l’époque à faire part de leur volonté de réduire systématiquement la dépendance de l’Europe vis-à-vis du gaz russe. Toutefois, cette intention a été oubliée après quelques années et l’Union européenne a continué à accroître sa dépendance à l’égard du gaz russe au cours de la dernière décennie. L’intervenant poursuit en examinant plus en détail les observations de M. Schittekatte.

Il a compris de la présentation de ce dernier que le système actuel de formation des prix de l’électricité est le système le plus efficace, tous les systèmes alternatifs pouvant se révéler plus coûteux. Le défi consiste à optimiser le fonctionnement du marché sans créer d’effets secondaires indésirables. L’intervenant note également que le prix de l’électricité n’est pas seulement influencé par le prix du gaz mais aussi par le prix actuellement élevé du CO2.

Le gouvernement devrait-il aussi agir sur ce facteur, pour s’assurer que le prix de l’électricité ne connaisse pas un double pic provoqué à la fois par le prix du gaz et par le prix du CO2? Dans le cadre des efforts additionnels consentis pour faire face à la flambée des prix de l’énergie, M. Schittekatte souligne aussi l’importance de soutenir certains secteurs. L’intervenant souhaiterait savoir à quels secteurs M. Schittekatte songe.

M. Schittekatte ne craint-il d’ailleurs pas le scénario d’une pénurie éventuelle à l’automne, qui obligerait les entreprises à cesser leurs activités? À quoi pourrait et devrait ressembler un tel processus? S’agissant des profits excessifs, M. Schittekatte a souligné que la lutte contre les profits excessifs n’affecterait pas l’évolution du prix du gaz. Il n’empêche que ces profits excessifs sont souvent injustifiables, mais il convient surtout d’examiner correctement quels profits excessifs perçus par les différents acteurs de l’énergie pourraient être imposés et comment il serait possible de le faire, ce qui permettrait de financer une partie des moyens mobilisés pour atténuer la facture énergétique élevée des ménages.

S’agissant de la transition verte, l’intervenant a compris de l’exposé de M. Schittekatte que les entreprises et les ménages qui ont investi dans cette transition sont les mieux protégés contre les prix élevés observés durant cette crise énergétique. Toutefois, il ne croit pas que la transition énergétique ne soit pas une question de manque d’investissement. Il estime que ce sont précisément les entreprises consommant beaucoup d’énergie qui sont actuellement confrontées à des coûts

énergétiques élevés et qui voient dès lors s’amenuiser les moyens qu’elles pourraient consacrer à la réalisation d’investissements dans le cadre de la transition énergétique verte. En outre, l’intervenant observe que le problème se situe non pas au niveau de la mise en œuvre de la transition énergétique verte dans le cadre de la politique d’octroi de licences, mais plutôt au niveau de la capacité existante, par exemple solaire, souvent trop restreinte pour répondre à la demande fortement accrue.

Par conséquent, le secteur de l’énergie solaire ne peut pas assumer suffisamment son rôle dans cette transition. Quelles mesures devraient-elles être prises pour remédier à ce problème de capacité? Ensuite, l’intervenant répond au plaidoyer de M. Schittekatte en faveur d’un plafonnement des prix. L’intervenant estime cependant qu’il s’agit d’une question à deux facettes. Il souligne surtout le risque que le gaz puisse simplement s’écouler, sur les marchés internationaux, vers d’autres régions, par exemple l’Asie du Sud-Est, qui peuvent payer des prix plus élevés.

De plus, la Russie ayant orienté ses infrastructures gazières davantage vers l’Asie, aucun obstacle pratique ne se dresse face à l’approvisionnement rapide et aisé de l’Asie en gaz naturel russe. L’intervenant demande par conséquent comment M. Schittekatte entend se servir de l’arme qu’est le plafonnement des prix pour créer des prix et des approvisionnements plus stables. Enfin, l’intervenant aborde la question de la formation dynamique des prix de l’électricité.

Ce système présente de nombreux avantages pour les ménages et les entreprises qui sont en mesure d’adapter leur consommation d’électricité presque entièrement aux variations de prix au cours de la journée. Cependant, certains ménages et entreprises ne disposent pas de cette flexibilité et risquent donc d’en payer le prix au travers d’une hausse des prix de l’électricité. Comment s’assurer que les spécialistes de l’énergie ne soient pas les seuls à en bénéficier et que la majorité des ménages et des entreprises puissent profiter des avantages de la formation dynamique des prix qui, dans le contexte de la transition énergétique verte, continuera à se développer fortement dans les années à venir? Mme Kim Buyst (Ecolo-Groen) indique d’abord que la formation des prix sur le marché de l’énergie est particulièrement complexe.

Elle fait également observer que lors de chaque crise de l’énergie, des questions sont soulevées à propos du système de formation des prix en vigueur. Par conséquent, il est important que les décideurs réfléchissent en permanence à l’amélioration de la performance de ce système. Certains experts imputent les prix élevés de l’électricité à une série de facteurs temporaires tels que la

reprise de l’économie après la pandémie de coronavirus, l’arrêt des centrales nucléaires françaises et la guerre en Ukraine. Au cours de la dernière audition, la CREG a indiqué que les prix élevés de l’énergie n’étaient toutefois pas temporaires et qu’ils se maintiendraient même jusqu’en 2027. L’intervenante se demande dès lors si les mesures temporaires actuelles suffiront et s’il ne conviendrait pas d’élaborer un cadre structurel afin de pouvoir réagir durablement aux futurs chocs énergétiques.

Le législateur peut-il élaborer un système qui permettrait de réagir beaucoup plus rapidement aux situations urgentes sur le marché de l’énergie? L’intervenante souligne ensuite qu’investir dans les énergies renouvelables est une solution importante pour faire baisser durablement le prix de l’électricité. La structure actuelle du marché soutient-elle suffisamment les énergies renouvelables et leur accorde-t-elle assez de place? Dans la négative, comment le système actuel devrait-il être réformé pour mieux soutenir le développement des énergies renouvelables afin de réduire la dépendance à l’égard des combustibles fossiles? Quelles sont les mesures du rapport ACER qui peuvent contribuer à atteindre cet objectif et quelles mesures M. Schittekatte suggère-t-il pour verdir durablement le marché de l’énergie? M. Malik Ben Achour (PS) considère l’intervention de M. Schittekatte comme un plaidoyer pour un fonctionnement normal du marché comme celui que nous connaissons aujourd’hui.

Ce fonctionnement normal, qui est la moins mauvaise solution, aurait permis aux consommateurs d’économiser beaucoup d’argent ces dernières années. L’intervenant constate toutefois aujourd’hui que ces consommateurs sont rattrapés par la réalité et que les économies qu’ils ont réalisées ces dernières années s’évaporent rapidement et que leurs coûts augmentent. Le système de marché actuel est-il donc encore tenable en période de grave crise énergétique? Par ailleurs, l’intervenant pense avoir relevé une contradiction dans l’exposé de M. Schittekatte.

Il indique en effet que les investissements seraient mis sous pression si les règles fondamentales du fonctionnement normal du marché étaient modifiées. Il estime que la propension à investir était aussi suffisamment importante ces dernières années lorsque les prix étaient relativement bas. En outre, l’intervenant s’interroge sur la pertinence d’un plaidoyer pour un fonctionnement classique du marché dans le cadre duquel les autorités publiques doivent intervenir en temps de crise en prenant des mesures temporaires et ciblées pour absorber le choc des prix pour les plus vulnérables.

L’intervenant compare ce modèle à la stratégie observée lors de la crise

bancaire et financière de 2007-2008 de mutualisation des coûts et de privatisation des bénéfices. L’intervenant demande ensuite davantage de précisions sur le système mis en place par l’Espagne et le Portugal et approuvé par la Commission européenne, dans le cadre duquel un plafond est fixé pour le gaz pour une durée de douze mois. Ce système pourrait-il également être appliqué dans d’autres États membres de l’Union européenne ou l’échelle la plus adéquate est-elle celle de la coopération entre États au niveau de l’Union européenne? La Commission européenne a récemment développé une plateforme afin de permettre à l’Union européenne d’organiser des achats groupés de gaz naturel liquéfié provenant essentiellement des États-Unis.

Ces achats groupés peuvent offrir et garantir une stabilité des prix comparable à celle résultant de la fixation d’un plafond. L’intervenant demande comment les fournisseurs d’énergie européens pourront s’approvisionner par l’intermédiaire de cette plateforme. Ce système permettra-t-il également de réaliser des contrôles complémentaires des prix pour éviter les abus? Quels pourraient être les avantages de ce système pour la facture de gaz des consommateurs? Ce système peut-il compléter le système de plafonnement des prix? Pour conclure, l’intervenant revient sur la question de l’imposition des bénéfices excessifs.

Il s’agit d’une matière complexe compte tenu, notamment, des accords historiques déjà conclus à ce sujet entre le gouvernement précédent et Engie dans le cadre de la contribution de répartition pour les centrales nucléaires de Doel et Tihange. La CREG, la BNB et les services de la ministre examinent actuellement la possibilité de taxer les bénéfices excessifs actuels. Quelle est la position de M. Schittekatte en ce qui concerne l’imposition des bénéfices excessifs? M. Reccino Van Lommel (VB) a déjà retenu de l’audition précédente consacrée à cette question que c’est la technologie la plus onéreuse qui détermine les prix sur le marché de l’énergie.

Il s’agit aujourd’hui du gaz naturel, et cela explique pourquoi la marge inframarginale sur, par exemple, l’énergie verte, est nettement plus élevée. Des modèles alternatifs sont proposés pour résoudre ce problème, mais ils renvoient souvent à l’asymétrie des informations. Comment pourrait-on surmonter ce problème lors de la création de modèles alternatifs? L’intervenant demande ensuite quels secteurs M. Schittekatte range dans la catégorie des secteurs stratégiques qui devraient selon lui, comme les ménages, pouvoir bénéficier d’aides supplémentaires au cours

de cette crise de l’énergie. Comment opère-t-on la distinction entre les secteurs stratégiques et les secteurs non stratégiques? En ce qui concerne l’imposition des bénéfices excessifs, l’intervenant demande quelle est la méthode la plus adéquate pour les autorités publiques à cet égard. Si l’objectif est de ne plus dépendre des combustibles fossiles le plus tôt possible et d’accélérer la transition énergétique, le principal défi à relever sera de garantir une offre d’électricité aussi stable que possible.

Quelles sont, selon M. Schittekatte, les technologies appropriées pour relever les défis à venir? Pense-t-il que l’énergie nucléaire ou l’hydrogène, dont les coûts de production et de conversion sont actuellement encore très élevés peuvent constituer des solutions? Pour conclure, l’intervenant revient sur le tarif capacitaire, qui pénalise les consommateurs qui ne sont pas en mesure d’étaler leur consommation d’électricité sur toute la journée.

Quelle est la position de M. Schittekatte concernant ce tarif dans le cadre de la discussion globale sur la fixation du prix de l’électricité? Mme Marie-Christine Marghem (MR) pose une question à propos de l’accord donné par la Commission européenne à l’Espagne et au Portugal pour le plafonnement temporaire (durant douze mois) des prix du gaz et du charbon utilisés dans les centrales électriques. Quelle est la position de M. Schittekatte à l’égard de cette exception accordée par rapport au fonctionnement normal du marché? Cette décision a-t-elle été mûrement réfléchie et quelles pourraient en être les conséquences? Cette mesure sera-t-elle également appliquée dans d’autres États membres de l’Union européenne? M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) n’est pas d’accord avec l’argument de M. Schittekatte selon lequel le système actuel de fixation du prix de l’électricité ne pose pas de problème.

À cet égard, il renvoie notamment aux bénéfices excessifs qu’engrangent actuellement les producteurs d’énergie dès lors que les coûts de production de l’électricité à partir d’une énergie verte ou de l’énergie nucléaire n’ont pas augmenté, contrairement au prix de vente de l’électricité. Cela a donc pour conséquence que la structure actuelle du marché est à l’origine, d’une part, de prix inabordables pour les ménages et les entreprises et, d’autre part, de bénéfices plantureux pour les producteurs et d’autres acteurs du secteur de l’énergie.

M. Schittekatte estime qu’il convient en l’occurrence de nuancer les choses, car une partie de l’électricité a

déjà été vendue à l’avance, mais selon l’intervenant, les producteurs belges enregistrent malgré tout d’énormes surprofits. Il se réfère à l’exemple des centrales nucléaires belges. L’intervenant s’étonne donc que M. Schittekatte estime qu’aucune adaptation ne doit être apportée au marché de l’électricité. Comment éviter les surprofits au détriment des ménages et des entreprises? En outre, l’intervenant souligne que ni l’Afrique, ni l’Asie, ni de grandes parties des États-Unis n’utilisent le système du marginal pricing pour déterminer le prix de l’électricité.

Dans ce cas, comment le prix est-il fixé dans ces continents et dans certaines parties des États-Unis? L’intervenant estime que la crise du gaz est avant tout une crise européenne et que la cause réside dans la libéralisation du marché de l’électricité, le marché du gaz étant passé d’une gas-on-gas competition, la loi de l’offre et de la demande sur les bourses du gaz, à un système de marginal pricing.

L’Asie est également dépendante des fournisseurs étrangers pour son approvisionnement en gaz naturel, mais on s’y est tenu à des contrats à long terme avec des prix indexés, de sorte que le prix du gaz naturel n’a pas augmenté autant qu’en Europe. Alors comment se fait-il que la crise du gaz ne soit qu’une crise européenne? Quelles sont les raisons pour lesquelles cette crise est avant tout une crise européenne? En ce qui concerne les inconvénients que M. Schittekatte a énumérés à propos du modèle costplus, l’intervenant estime que ces inconvénients ne sont pas insurmontables.

Il est en effet nécessaire d’avoir un régulateur fort qui contrôle correctement les coûts, mais cet organe de contrôle peut parfaitement fonctionner à condition de recevoir les ressources financières nécessaires. Il estime que la CREG a un rôle à jouer à cet égard. Dans le cadre de la contribution de répartition, la CREG a déjà des compétences très étendues et les autorités peuvent donc demander à tous les producteurs la clarté nécessaire concernant leurs coûts de production réels.

En outre, l’intervenant estime que l’innovation est principalement stimulée par les fonds publics plutôt que par les investissements privés, qui ne suivent trop souvent que plus tard. Il fait notamment référence au Fonds de transition énergétique qui a été mis en place en Belgique. En ce qui concerne la taxe sur les bénéfices excédentaires, M. Schittekatte a fait remarquer qu’il est difficile de savoir comment les producteurs d’électricité couvrent leur électricité, mais, dans le système REMIT européen,

toutes les transactions européennes sont enregistrées. En principe, selon l’intervenant, il devrait donc être parfaitement possible d’utiliser la base de données REMIT. En ce qui concerne le marché de l’électricité au Texas, l’intervenant estime qu’un système pur de scarcity pricing y est appliqué. L’intervenant s’étonne que M. Schittekatte fasse référence à cet État comme un exemple positif, car lors de la crise énergétique texane, ce système a tout de même conduit à une catastrophe sociale.

Il se souvient que, pendant la crise énergétique texane, des familles texanes ont reçu des factures de 8 000 dollars parce qu’elles avaient justement consommé de l’électricité au moment des pics de prix. Par conséquent, l’intervenant n’est pas d’accord avec l’idée selon laquelle les consommateurs doivent s’adapter aux pics de prix du marché, parce que l’énergie est un besoin fondamental qui, souvent, ne permet pas aux consommateurs de décider eux-mêmes quand la consommer.

En résumé, le mécanisme de scarcity pricing est une politique de marché antisociale qui repose sur l’illusion néolibérale selon laquelle le consommateur doit se comporter comme un individu parfaitement rationnel sur le plan économique, qui a tout le choix et qui peut réaliser la transition énergétique verte grâce aux signaux de prix donnés par le marché. L’intervenant souligne d’ailleurs que la CREG a déjà averti que le système de scarcity pricing menace d’augmenter le prix de l’électricité.

Ce mécanisme de scarcity pricing, malgré les objections soulevées, est-il malgré tout une option souhaitable pour M. Schittekatte? À long terme, il est exact que l’achèvement de la transition énergétique verte est le seul moyen de sortir de cette crise énergétique. M. Schittekatte a indiqué que les voitures électriques joueront un rôle important dans ce cadre. L’intervenant ose en douter, d’autant plus que seule une partie de l’électricité utilisée par ces voitures est réellement verte.

Le bilan CO2 actuel d’une voiture électrique n’est donc pas si formidable. À cela s’ajoute l’aspect beaucoup plus important de la pollution de l’environnement liée à l’extraction des métaux rares nécessaires à la construction des voitures électriques, et plus particulièrement de leur batterie. Par conséquent, son groupe n’est pas très enthousiaste à l’égard de la voiture électrique en raison de son bilan environnemental global.

Selon l’intervenant, il convient de consacrer beaucoup plus d’efforts aux transports publics et à la mobilité douce. M. Christian Leysen (Open Vld) souligne qu’il est clair qu’il convient de faire une distinction entre la crise du gaz et le marché de l’électricité. En ce qui concerne le marché de l’électricité, l’intervenant souhaite plus de précisions sur la relation entre le marché à court terme

et le marché à long terme. Environ 12 % des transactions sont des transactions à court terme et 88 % sont des transactions à long terme. Par conséquent, l’intervenant se demande s’il est possible de modifier le cadre actuel, selon lequel le marché à court terme détermine le prix final, afin de parvenir à une fixation des prix plus complète et plus correcte. Ensuite, l’intervenant note que le système pay-as-bid est actuellement opérationnel en Écosse.

L’intervenant demande à M. Schittekatte quelle est l’efficacité de ce système par rapport au modèle de marché en vigueur En ce qui concerne les options de stabilité ou affordability options, l’intervenant se demande si ce système devrait être utilisé à l’avenir. Quelle est la position de M. Schittekatte à ce sujet? Enfin, l’intervenant remet en question les choix géopolitiques actuels de l’Union européenne, qui sont principalement guidés par l’émotion plutôt que par la raison et qui ont des effets secondaires involontaires tels qu’une forte volatilité du prix du gaz et l’importation croissante de gaz de schiste américain, dont l’empreinte négative est bien plus importante que celle du gaz naturel russe.

M. Kris Verduyckt (Vooruit) se demande où se situe l’erreur systémique dans le marginal pricing. Ce système devrait permettre aux producteurs d’énergie de récupérer leurs coûts d’investissement, mais l’intervenant constate au contraire qu’un grand producteur d’énergie transfère ses bénéfices à sa société mère française et que le gouvernement doit mettre au point toutes sortes de mécanismes de subvention pour encourager l’investissement dans des capacités supplémentaires.

En outre, il y a aussi les nombreux fournisseurs d’énergie qui opèrent sur le marché complexe de l’énergie d’aujourd’hui où, en tant que consommateur, on peut être sûr de deux choses, à savoir que l’on ne comprend rien au contenu des factures et que l’on paie trop cher son énergie, de sorte que ce marché complexe de l’énergie est en fait devenu un modèle de profit pour les fournisseurs d’énergie. Ensuite, l’intervenant souhaite obtenir davantage de précisions sur l’effet des investissements dans la capacité énergétique basée sur l’énergie verte sur l’évolution du marginal pricing.

L’intervenant estime que doubler la part de l’énergie solaire et éolienne dans la production d’électricité n’aura aucun effet sur le prix de l’électricité. Il restera probablement aussi élevé. Par conséquent, le système n’incite pas à investir dans la transition énergétique verte.

Enfin, l’intervenant évoque le modèle du prix de revient majoré, qui préconise une planification et un fonctionnement plus centralisés du marché de l’électricité. Selon M. Schittekatte, ce modèle se traduirait par un recul de l’innovation et de l’efficacité. L’intervenant fait part de sa perplexité. M. Schittekatte pourrait-il préciser les facteurs et les dynamiques spécifiques qui seraient à l’origine de cette tendance à réduire l’innovation et l’efficacité? M. Dieter Vanbesien (Ecolo-Groen) revient brièvement sur le sujet des voitures électriques.

M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB), son collègue, a souligné, à juste titre, qu’une voiture électrique n’est pleinement respectueuse du climat que si l’électricité qu’elle consomme provient à 100 % de sources renouvelables. Il en a conclu que tant que ce ne sera pas le cas, il serait préférable de ne pas profiter de l’offre actuelle de voitures électriques. L’intervenant estime que cette conclusion est erronée et qu’il convient d’adopter une approche double: investir davantage dans l’augmentation de la capacité de production d’énergie renouvelable tout en accélérant l’électrification du parc automobile.

Il ne serait donc guère judicieux de ralentir la promotion des voitures électriques. L’intervenant aborde ensuite le système du raccordement des véhicules au réseau (vehicle-to-grid), dans le cadre duquel la voiture électrique est chargée durant la journée et utilisée durant la nuit pour apporter un approvisionnement supplémentaire au moment du pic habituel de consommation des ménages. Cette technique permettrait de lisser les pics et d’équilibrer davantage l’offre et la demande, ce qui réduirait le prix global de l’électricité et renforcerait sa stabilité.

Où cette technologie en est-elle et quand ce système pourrait-il être opérationnel? M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) précise qu’il n’a pas dit qu’il remettait en cause l’électrification du parc automobile. Il est évident que les services publics, les ambulanciers, les infirmiers à domicile, doivent avoir des voitures individuelles et qu’il est préférable que celles-ci soient électriques. L’intervenant tient toutefois à souligner que le modèle actuel d’une, voire de deux voitures par famille doit être abandonné et ne peut pas être poursuivi avec les voitures électriques.

En outre, la fabrication et le traitement des batteries risquent de poser un problème environnemental considérable. 3. Réponses de M. Schittekatte M. Tim Schittekatte, chercheur postdoctoral rattaché à la Florence School of Regulation et au MIT Energy Initiative, observe d’abord que l’impact du commerce

de CO2 au travers du système d’échange de quotas d’émission (ETS) et la hausse du coût du CO2 ne sont responsables que de 15 % de la hausse actuelle des prix de l’énergie. La grande différence est que les recettes provenant de la hausse du prix du CO2 seront reversées aux autorités publiques. Ces revenus devraient alors idéalement être investis dans des sources d’énergie renouvelable tournées vers l’avenir, mais pourraient également servir à amortir les éventuels chocs de prix pour les consommateurs, comme d’autres États membres de l’Union européenne le prévoient ou l’ont déjà fait, par exemple l’Allemagne.

Selon l’orateur, la détermination des secteurs stratégiques de l’économie constitue un choix politique. Dans une perspective économico-technique, l’orateur recommande de ne pas facturer des prix plus bas à ces entreprises, mais de prévoir par exemple un système de bons de valeur qui répondrait aux besoins spécifiques de ces entreprises importantes, sans influencer directement les prix. À cet égard, il importe de savoir que le prix du gaz naturel est trois à quatre fois plus élevé en Europe qu’aux États-Unis, où le prix du gaz naturel a du reste également beaucoup augmenté, si bien que, dans un marché globalisé, les secteurs à forte intensité énergétique en Europe sont confrontés à un énorme handicap en termes de coûts.

En ce qui concerne les investissements dans les énergies vertes, l’orateur constate qu’en Espagne et aux Pays-Bas, des projets particulièrement importants attendent d’être connectés au réseau. Le problème n’est pas tant le nombre d’investissements que la difficulté d’étendre le réseau pour réaliser leur connexion. À cet égard, les protestations locales, qui découlent souvent du réflexe “pas près de chez moi” (NIMBY ou Not In My Backyard), jouent souvent un rôle majeur.

Dans ce domaine, il importe de trouver des compromis avec les sensibilités locales afin de pouvoir étendre les réseaux beaucoup plus rapidement. L’orateur insiste à ce sujet sur l’importance de l’interconnectivité entre les différents réseaux électriques, l’interconnectivité avec les réseaux connectés aux parcs éoliens offshore étant particulièrement cruciale pour la transition énergétique. La crise énergétique actuelle offre désormais une conjoncture favorable pour accélérer considérablement l’interconnectivité.

En ce qui concerne le plafonnement du prix du gaz naturel, l’orateur explique qu’il n’est favorable à cette idée que si la Russie rompt complètement et unilatéralement l’approvisionnement en gaz de l’Europe. Si les prix du gaz naturel sont relativement élevés aujourd’hui, c’est parce que les marchés tiennent compte de ce scénario en arrière-plan et l’intègrent déjà dans le prix. L’annonce d’un plafonnement des prix dans l’éventualité de cet

événement majeur calmera les marchés de l’énergie. Indépendamment de la hauteur ou de la faiblesse du prix du gaz naturel, dans l’éventualité d’une telle intervention, l’Europe sera confrontée à une pénurie et à un manque d’approvisionnement en gaz naturel. Le rationnement sera nécessaire de toute façon, malgré les livraisons supplémentaires de GNL en provenance des États-Unis ou du Qatar, pour combler les lacunes de l’approvisionnement en gaz naturel.

Il sera crucial, à cet égard, de déterminer à l’avance les secteurs qui seront éventuellement déconnectés du réseau de gaz naturel. En ce qui concerne la fluctuation des prix journaliers de l’électricité, l’orateur convient que le consommateur moyen ne devrait pas être à la merci de la volatilité du marché. Cependant, la possibilité de s’en remettre à ces fluctuations devrait exister. Le consommateur qui choisira cette option fera des économies pour lui-même mais aussi pour le système dans son ensemble.

Tous les consommateurs seront sourds et aveugles si l’on décide de ne pas autoriser cette formule. Il est donc important de maintenir cette possibilité qui, avec la numérisation croissante, permettra de répondre aux besoins d’un consommateur attentif. Cela rendra le système global moins coûteux car les coûts d’exploitation et d’investissement diminueront dans le sillage de l’optimisation de la demande.

L’orateur indique ensuite que ces vingt dernières années, le système de marché basé sur le marginal pricing a été plus avantageux que le modèle du prix de revient majoré. Cette différence n’est cependant pas particulièrement importante, comme l’ont souligné des études comparatives menées aux États-Unis sur la base d’un vaste ensemble de données et sur une période de vingt ans. Il s’agit d’une analyse très complexe car de très nombreux facteurs influencent le prix.

Il importe de noter que le commerce entre les différents États des États-Unis s’est traduit par une réduction des coûts pour les États qui ont introduit le système de marché. Aux États-Unis, le rapport entre le modèle du marché et le modèle du prix de revient majoré est à peu près égal entre les États, mais le modèle du prix de revient majoré s’applique dans les États moins peuplés et à prédominance républicaine tandis que le modèle du marché s’applique principalement dans les États où les démocrates sont dominants sur le plan politique.

Le maintien du modèle du prix de revient majoré dans certains États est dû au fait que ces États sont souvent dominés par un grand fournisseur d’énergie qui ne veut pas passer à un modèle de marché ouvert car il craint de perdre sa position confortable sur le marché. Dans le cadre du fonctionnement du marché de l’électricité actuel, l’orateur estime que le marché à court terme fonctionne de manière suffisamment adéquate

mais que des améliorations peuvent être apportées au niveau du marché à long terme que l’on pourrait utiliser pour souscrire pour ainsi dire une assurance au moyen d’affordability options afin d’obtenir un prix stable. L’orateur fait observer à cet égard que les contrats à long terme ne sont toutefois pas suffisamment longs et performants. Ce problème spécifique se situe toutefois au niveau européen.

Il peut être intéressant à cet égard de jeter un œil sur le marché de l’électricité en Amérique latine qui est principalement articulé autour de l’énergie hydraulique. Cette source d’énergie implique un prix de l’énergie beaucoup plus bas durant certaines années et un prix de l’énergie beaucoup plus élevé au cours d’autres années en raison d’une longue période de sécheresse, par exemple. Les systèmes intégrés dans ce marché de l’électricité sont destinés à gérer les fluctuations de l’offre.

En d’autres termes, le défi consiste donc à rendre le marché à long terme plus performant au moyen de certaines interventions. Le market design du futur combinera dès lors un développement du réseau et un renforcement de la capacité de production verte, en vue d’optimiser le fonctionnement du marché à long terme, et ce en parallèle avec le marché à court terme qui complètera le fonctionnement du marché à long terme.

S’agissant des fondamentaux du marché de l’électricité actuel, l’orateur est convaincu que ceux-ci fonctionnent de manière adéquate. Même dans un système de prix de revient majoré, les prix élevés seraient actuellement également présents, mais ils seraient mieux masqués et moins transparents. L’orateur estime que l’intervention de l’Espagne et du Portugal sur le marché de l’énergie n’est certainement pas la meilleure solution.

Le problème est en effet que de l’électricité subsidiée en provenance d’Espagne sera importée en France dès à présent si bien que la consommation de gaz naturel en Espagne augmentera précisément pour générer de l’électricité vu que le gaz naturel et, par conséquent, la production d’électricité au moyen de ce combustible y sont moins chères que dans les pays voisins. Un autre problème se situe au niveau de la composition de la production d’électricité qui est en partie hydraulique en Espagne au moyen de bassins d’eau.

Ces producteurs risquent d’arrêter provisoirement leur production et de ne la relancer qu’à l’expiration du délai prévu pour le plafonnement des prix. C’est la raison pour laquelle l’utilisation d’énergie hydraulique diminuera à présent si bien que la consommation de gaz naturel augmentera pour combler cette lacune, ce qui aura pour effet d’augmenter la demande de gaz naturel et les subsides pour plafonner le prix.

L’effet pervers est

qu’une consommation accrue de gaz naturel résultera d’une telle distorsion du prix ce qui augmentera encore plus la demande et provoquera une flambée encore plus prononcée du prix du gaz naturel. L’orateur estime qu’une taxe sur les surprofits est plus salutaire que l’initiative de l’Espagne et du Portugal de subsidier le prix de l’électricité. S’agissant de la joint buyer solution dans le cadre de laquelle du GNL est acheminé des États-Unis afin de compenser d’éventuelles pénuries d’approvisionnement en gaz naturel, l’orateur fait observer qu’il s’agit d’un mécanisme complémentaire à l’idée du plafonnement du prix du gaz naturel.

En d’autres termes, les États- Unis devraient faire preuve de bonne volonté en vue de conclure des contrats avantageux d’approvisionnement en gaz naturel avec l’Union européenne. L’allocation entre les différents États membres de l’UE devra à son tour faire l’objet d’une décision conjointe du Conseil européen par exemple. L’orateur estime qu’il faudra intervenir si des surprofits réalisés par Engie Electrabel sont transférés à la société-mère.

Il n’a toutefois pas accès aux livres de cette société et ne peut donc pas formuler de jugements définitifs à cet égard. Une taxe sur les surprofits peut être concrètement mise en place, d’une part, en examinant les livres de manière à obtenir une idée claire des prix qui étaient proposés tant par le biais du marché à court terme que par le biais du marché à long terme et, d’autre part, en prélevant une taxe sur les résultats financiers du producteur d’électricité.

S’agissant de cette dernière option, le producteur peut cependant influencer ces résultats si bien que l’assiette de la taxe sur les surprofits est plus incertaine. Dans le cadre du mix énergétique du futur, l’orateur met surtout l’accent sur l’interconnexion, la flexibilité de la demande, les batteries des voitures électriques ou des plus grandes unités de batterie, l’énergie solaire et l’énergie éolienne en mer.

Le rôle de l’hydrogène sera vraiment visible au plus tôt en 2040-2050 et beaucoup plus réduit que le laissent entendre actuellement certains universitaires et/ou entreprises. Le coût de la nouvelle technologie nucléaire est énorme et il est justifié d’opter pour le maintien en activité des anciennes centrales nucléaires compte tenu de la crise qui sévit aujourd’hui sur le marché de l’énergie et moyennant de bonnes conditions.

En matière de tarif basé sur la capacité, l’orateur fait observer qu’il s’agit d’un instrument visant à réduire au maximum les coûts du réseau. On ne peut donc pas considérer cette mesure comme une punition infligée

au consommateur. Le seul aspect négatif du tarif actuel basé sur la capacité est que le tarif n’est pas lié à la durée de la consommation tandis que cela fait bel et bien une différence si le consommateur génère une consommation d’électricité élevée. L’évolution du tarif basé sur le volume vers le tarif basé sur la capacité est néanmoins un pas dans la bonne direction. Il sera possible à l’avenir d’empêcher de fortes hausses du prix du gaz naturel en souscrivant une assurance par le biais des affordability options de manière à optimiser les contrats à long terme.

On peut en effet constater a posteriori que certains des choix opérés lors de la conception du marché européen de l’énergie se révèlent aujourd’hui préjudiciables dans le cadre de la formation du prix. Les marchés gaziers dans une série de pays asiatiques, comme le Japon par exemple, ont fait d’autres choix à cet égard au cours des dernières décennies, en liant les prix du gaz naturel à un autre type d’indice.

L’orateur fait ensuite observer que ce sont tout de même surtout des acteurs privés qui entrent en concurrence les uns avec les autres afin de saisir l’opportunité que présentent les différents types de systèmes de subvention que les autorités prévoient dans le cadre du développement et du renforcement de la capacité de l’énergie verte. Il renvoie notamment à cet égard aux offres pour la concession de parcs éoliens dans la partie belge de la Mer du Nord.

Concrètement, il existe un système hybride dans lequel les autorités définissent un certain nombre de règles mais où les différents acteurs peuvent faire valoir au maximum leurs atouts concurrentiels. En ce qui concerne la crise énergétique texane, l’orateur souligne qu’il n’y aurait pas eu de différence entre le modèle basé sur le système de prix de revient majoré et le modèle de marché car un problème d’approvisionnement et d’offre se posait en raison d’un hiver très rigoureux au Texas qui perturbait considérablement l’exploitation de gaz naturel.

La seule critique, qui a même conduit à des procédures judiciaires, est qu’aucun plafond de prix provisoire n’a été intégré dans le système de marché au cours de cette crise car il s’agissait d’une simple crise d’approvisionnement qui empêchait de trouver des producteurs supplémentaires sur le marché car aucune exploitation ne pouvait avoir lieu. L’incitant du prix avait ainsi été neutralisé et n’avait plus d’importance.

Enfin, l’orateur souhaite souligner que le modèle de marché présentant de fortes fluctuations des prix en fonction de l’offre d’électricité est bel et bien social car il est avant tout choisi sur base volontaire et parce que le prix global sera inférieur pour tout le monde en raison de la participation d’une partie des consommateurs à

ce modèle de marché aux prix très volatils, prix qui sont déterminés par l’offre d’électricité. Le consommateur peut choisir ce modèle sur base volontaire afin de ne pas être exposé à ces fortes fluctuations de prix en signant des contrats à long terme. L’orateur souligne en outre que la voiture électrique ne disparaîtra pas. Il peut en outre soutenir le plaidoyer visant à accroître et à améliorer les transports en commun.

Le système de la voiture au réseau (vehicle-to-grid) est en voie de s’imposer. Ce système n’est pas la panacée mais il constitue une importante pièce du puzzle dans le cadre du développement du réseau électrique du futur. B. Audition de MM. Koen Schoors (UGent), Koen Locquet et Andreas Tirez (membres du comité de direction de la CREG) 1. Exposés des orateurs a) Exposé du prof. dr. Koen Schoors, UGent Le prof. dr.

Koen Schoors, UGent, souligne que M. Schittekatte a déjà expliqué que l’organisation de notre marché du gaz (la conception du marché) entraîne une forte hausse des prix du gaz qui entraîne à son tour une hausse des prix de l’électricité supérieure à son prix de revient, ce qui constitue une source de bénéfices supplémentaires pour les producteurs de gaz et d’électricité. Le marché actuel de l’énergie est confronté à deux problèmes.

Le premier réside dans la forte augmentation des prix du gaz. On ne peut pas faire grand-chose pour y remédier. Cette augmentation n’est pas due à la pénurie de molécules de gaz, mais aux prévisions, en particulier aux estimations des acteurs du marché qui sont déjà intégrées dans le prix. Il s’agit d’un prix de guerre qui, par définition, n’est pas un prix de marché efficace et qui est principalement déterminé par des prévisions et non par des pénuries réelles.

La deuxième difficulté réside dans l’organisation de notre marché du gaz, qui a pour effet d’amplifier le problème des prix. La conception de notre marché crée un levier par lequel l’augmentation du prix du gaz entraîne une hausse démultipliée du prix de l’électricité. Le prix de l’électricité augmente plus vite que son coût ne le justifie. Cela crée une situation de pauvreté énergétique et d’inflation.

L’inflation augmente plus vite en Belgique que dans les autres pays parce que les prix de l’électricité pratiqués chez nous augmentent plus vite. Ce taux d’inflation plus élevé crée une spirale des salaires qui entraîne une baisse de la compétitivité des

entreprises belges. La Belgique est donc contrainte de prendre des mesures qui ne doivent pas être prises Il convient dès lors de se demander comment le problème de la forte hausse des prix de l’énergie pourra être résolu. L’orateur estime que le modèle du marché n’est pas mauvais en soi. Des études montrent qu’aux États-Unis, le modèle du marché a généralement donné de meilleurs résultats que le modèle du prix de revient majoré par le passé.

Ainsi, dans une situation ordinaire, le modèle du marché tend à être plus performant que le modèle du prix de revient majoré. Ce n’est toutefois pas vrai dans les situations de guerre telles que celle à laquelle l’Europe est actuellement confrontée. Lorsque les prix du gaz sont très élevés en temps de guerre, principalement en raison de prévisions et de spéculations, ces prix entraînent une augmentation des prix de l’électricité qui a, à son tour, des effets secondaires sur toute notre économie.

M. Schoors préconise dès lors d’adopter un modèle temporaire de prix de revient majoré qui pourrait par exemple être conditionné par les prix élevés du gaz en raison de la guerre en Ukraine. Grâce au modèle du prix de revient majoré, l’effet de levier afférent aux prix du gaz, qui entraîne une hausse des prix de l’électricité, disparaîtrait. Le problème de la hausse des prix de l’électricité pourrait donc être partiellement résolu en modifiant l’organisation de notre marché.

L’orateur répète que l’augmentation des prix du gaz est due à la guerre et qu’il ne pourra pas y être remédié immédiatement. L’orateur est convaincu que l’instauration d’un modèle temporaire de prix de revient majoré est préférable à la taxation des bénéfices excédentaires des producteurs d’électricité. La taxe sur les bénéfices excédentaires est peut-être plus facile à mettre en place sur le plan politique, mais elle ne résout pas le problème de l’inflation croissante, de la spirale des salaires et de la perte de compétitivité.

Cette taxe apporte certes une solution face au problème de la pauvreté énergétique, car les recettes qui en découleraient pourraient être redistribuées aux citoyens les plus touchés par ce phénomène, mais elle serait perçue dans le cadre de l’impôt des sociétés, ce qui signifie que ses recettes ne parviendraient que plus tard aux pouvoirs publics. La redistribution se ferait donc de toute façon tardivement.

M. Schoors estime en tout cas que la réduction de la TVA sur l’électricité et le gaz est préférable à l’instauration d’une taxe sur les bénéfices excédentaires, car elle règle un problème essentiel: elle fait baisser les prix de l’électricité, ce qui permet de ralentir l’inflation et la spirale des salaires. La réduction de la TVA n’est

toutefois pas non plus une solution idéale, car elle élimine partiellement le signal prix. La meilleure solution, pour faire face à la hausse des prix de l’énergie, est donc de modifier l’organisation du marché en instaurant un modèle temporaire de prix de revient majoré. Grâce à ce modèle, les prix de l’énergie seront moins sensibles aux fluctuations quotidiennes. Les prix élevés de l’énergie affectent tout particulièrement les personnes qui ont peu de revenus, car le coût de la mobilité et du logement représente une part relativement élevée de leurs revenus.

Les personnes qui ont peu de revenus conduisent souvent de vieilles voitures qui consomment beaucoup et nombreuses sont celles qui vivent dans des maisons anciennes et mal isolées. Des mesures structurelles telles que le développement d’une politique de logement décent et la garantie d’une meilleure accessibilité grâce à des investissements plus importants dans les transports publics pourraient contribuer à réduire le montant que ces personnes doivent dépenser pour l’énergie.

M. Schoors préconise ensuite l’instauration d’une taxe à l’importation sur le pétrole et le gaz russes. Eu égard au prix du marché mondial et à la substituabilité du pétrole et du gaz russes et compte tenu des investissements supplémentaires réalisés dans le domaine de l’énergie, le prix du pétrole et du gaz n’augmentera pas. Grâce aux recettes de la taxe à l’importation, une partie des fonds aujourd’hui transférés à la Russie pourront être utilisés pour compenser les pertes subies par les personnes à faibles revenus en raison des prix élevés de l’énergie.

Cette taxe à l’importation pourrait assécher à terme le trésor de guerre russe, et la guerre en Ukraine pourrait s’achever plus tôt. Enfin, l’orateur estime que cette situation de crise illustre la nécessité d’investir davantage dans les projets offshore. Les pouvoirs publics feraient bien d’assouplir les procédures relatives à ces projets afin d’accélérer les investissements. Si l’organisation du marché reste inchangée, la solution consistera à ne pas faire dépendre le prix marginal de l’électricité du prix du gaz.

La centrale marginale ne pourra donc plus être la centrale au gaz, qui a un coût élevé. Si l’on augmente fortement le nombre d’éoliennes, on produira encore plus d’électricité éolienne et il faudra encore moins de centrales au gaz, ce qui réduira également l’effet de levier sur le prix de l’électricité. M. Schoors préconise, pour le long terme, un système dans lequel les énergies renouvelables devront être surproportionnées.

Cela signifie que la production d’énergie éolienne et solaire sera alors excédentaire

au cours d’une journée normale. Il ne faudra dès lors disposer que d’une capacité de réserve (centrales au gaz ou systèmes de batteries) très limitée. Le coût nécessaire pour les investissements massifs dans les énergies renouvelables s’amortira à terme. b) Exposé de M. Koen Locquet, président faisant fonction du comité de direction, et M. Andreas Tirez, l’électricité et du marché de la CREG (sur le rapport ACER “Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design”).

M. Koen Locquet, président faisant fonction du comité de direction de la CREG, et M. Andreas Tirez, directeur Fonctionnement technique du marché de l’électricité et du marché du gaz de la CREG, présentent leur exposé en s’appuyant sur un diaporama PowerPoint joint au présent rapport. M. Bert Wollants (N-VA) déduit des exposés des orateurs qu’il n’existe pas de solution rapide pour ce problème. Les prix élevés de l’énergie sont dus, dans une large mesure, au prix élevé du gaz et également, dans une moindre mesure, au prix élevé du CO2.

Contrairement à M. Schoors, l’intervenant estime que les pouvoirs publics ne récupèrent qu’une part très limitée du prix plus élevé du CO2, car la part du fossile dans notre production d’électricité ne fluctue qu’entre 5 % et 20 %, et les pouvoirs publics ne mettent que cette part aux enchères. L’intervenant s’intéresse ensuite au plaidoyer du professeur Schoors selon lequel un surdimensionnement du système en matière d’énergie renouvelable pourrait résoudre le problème des prix élevés de l’énergie.

M. Wollants doute que ce système résoudra le problème. L’énergie renouvelable éolienne ou solaire n’étant pas toujours disponible et étant très volatile, il faudra toujours une centrale au gaz servant de centrale marginale qui fixera également le prix de marché. On peut éventuellement envisager d’autres sources d’énergie renouvelable que l’énergie éolienne ou solaire. L’idée de réaliser des investissements supplémentaires dans l’énergie éolienne offshore semble intéressante, mais l’intervenant estime qu’elle est peu réaliste.

L’obtention de l’autorisation pour la ligne haute tension Ventilus, qui devra connecter les éoliennes en mer avec le réseau terrestre, risque de devenir un travail de longue haleine. En ce qui concerne la taxe sur les importations de pétrole et de gaz russes, l’intervenant fait observer qu’il s’agit également d’une idée intéressante. M. Wollants s’interroge toutefois à propos du calendrier et de la mise

en œuvre pratique de cette idée. L’intervenant n’est pas non plus convaincu que cette taxe sur les importations induira une baisse du prix. En ce qui concerne la formation des prix sur le marché, l’intervenant constate qu’il existe un écart entre les grands fournisseurs d’électricité et les consommateurs et les PME. Les grands fournisseurs achètent de l’électricité à long terme au travers de contrats de couverture de risque, leur permettant de se couvrir contre les hausses de prix.

L’intervenant se demande pourquoi cette possibilité n’est pas prévue dans les contrats d’électricité proposés aux ménages et aux PME. Les experts estiment-ils que ce soit faisable? M. Wollants conclut qu’il n’existe pas de panacée pour résoudre le problème actuel des prix élevés de l’énergie. Il semblerait que les prix de l’énergie demeureront élevés pendant plusieurs années. Il se demande dès lors si la bonne solution ne réside pas à plus long terme dans l’instauration d’un modèle temporaire du prix de revient majoré.

Il souhaite savoir si les experts ont d’autres conseils pour s’attaquer au problème des prix. Mme Kim Buyst (Ecolo-Groen) exprime son intérêt pour le modèle temporaire du prix de revient majoré présenté par le professeur Schoors. Est-ce un modèle que la Belgique peut instaurer à son niveau ou cette décision doit-elle être prise à l’échelle européenne? En ce qui concerne le plaidoyer du professeur Schoors en faveur du surdimensionnement de l’énergie renouvelable, l’intervenante se demande si notre pays dispose encore de suffisamment de place pour installer des éoliennes supplémentaires tant en mer que sur terre.

Elle souligne que la réalisation d’investissements supplémentaires dans l’énergie éolienne est subordonnée à la possibilité d’obtenir les autorisations nécessaires pour les lignes à haute tension. Il ressort du rapport de l’ACER que le modèle du prix de revient majoré n’est pas idéal, car il a une très grande incidence sur le fonctionnement du marché. Les experts de la CREG estiment-ils que le modèle temporaire du prix de revient majoré constitue une meilleure option? L’intervenante estime que les mesures prises par le gouvernement en vue de réduire la facture énergétique sont un remède nécessaire, mais qu’elles ne suppriment pas la cause du problème.

À cet effet, il convient de réduire notre dépendance à l’égard d’une énergie fossile onéreuse. Comment la formation des prix peut-elle encourager à prendre des mesures plus structurelles? Tout comme le rapport de l’ACER, Mme Buyst souligne l’importance de la protection du consommateur.

Un tarif d’électricité dynamique n’est à conseiller que si le consommateur dispose de suffisamment de connaissances et de temps pour étudier les tarifs. Est-il exact que l’ACER plaide par conséquent pour un tarif fixe pouvant être modifié à certains moments de l’année? Sur quels points ce système diffère-t-il des plans tarifaires actuels? M. Malik Ben Achour (PS) estime que le modèle temporaire du prix de revient majoré présenté par M. Schoors est une idée intéressante.

M. Schoors a-t-il simulé l’incidence de ce modèle sur les prix de l’énergie et surtout l’incidence pour les ménages? Ce modèle permettra-t-il effectivement d’entraîner une baisse des prix? En ce qui concerne le rapport de l’ACER, l’intervenant fait observer que ce rapport défend le modèle de marché tout en plaidant en faveur de la protection des ménages. L’ACER part du principe que cette protection doit être à charge de l’État, et donc du contribuable, alors que les entreprises du secteur énergétique peuvent conserver leurs bénéfices.

Il s’agit donc d’une socialisation des coûts et d’une privatisation des bénéfices. M. Ben Achour estime que cette vision de l’ACER pose tout de même problème. En ce qui concerne le mécanisme de la couverture de risque, qui permet de plafonner les prix, il convient néanmoins de rémunérer les fournisseurs d’énergie pour les risques qu’ils prennent. Qui paiera ce risque? Quel est le rôle des pouvoirs publics dans un mécanisme de ce type? En ce qui concerne le programme d’achat commun européen (Joint Buyer), l’intervenant se demande quelle sera la répartition entre les différents États membres.

Quels seront les accords conclus entre les différents États membres? Enfin, M. Ben Achour évoque la taxe sur les importations de gaz et de pétrole russes. Cette taxe aura-t-elle une incidence sur l’organisation du marché de l’énergie et sur la formation des prix ou ne doit-elle être considérée que comme un instrument géopolitique? Cette taxe sur les importations peut-elle être intégrée dans le mécanisme d’ajustement carbone aux frontières adopté au début de cette année au niveau européen? M. Christophe Bombled (MR) fait observer que dans son rapport, ACER souligne qu’il s’agit de voir si la manière dont le marché fonctionne permettra la transition verte qu’ambitionne l’Union européenne.

L’agence estime qu’il n’est pas nécessaire d’entièrement revoir sa copie: la crise actuelle n’est pas due à un dysfonctionnement du marché de gros de l’électricité, ce dernier a même dans une certaine mesure aidé à mitiger la crise. Le rapport

concède toutefois que le cadre du marché actuel n’est “pas conçu pour la situation ”d’urgence” dans laquelle se trouve l’Union européenne”. Mais il souligne surtout que de tels efforts doivent rester temporaires, ciblés et encadrés, et appelle l’Union à s’attaquer prioritairement aux racines du problème – le gaz russe – en cherchant d’autres sources d’approvisionnement. L’année dernière, la Commission européenne avait proposé de porter l’objectif de l’Union Européenne en matière d’énergies renouvelables à 40 % d’ici 2030, contre 32 % précédemment.

Il apparait que la Commission européenne cherche à relever l’objectif de l’Union en matière d’énergie renouvelable pour 2030 dans le cadre de propositions attendues la semaine prochaine, l’idée de porter l’objectif en matière d’énergies renouvelables à 45 % d’ici à 2030. Quels pourraient être les obstacles à cet objectif? Comme déjà souligné lors du premier tour de question. On apprend ce mardi que l’Espagne et le Portugal sont parvenus à un accord avec la Commission européenne pour faire baisser le prix de l’électricité dans la péninsule ibérique, en vertu d’un régime dérogatoire leur permettant de le dissocier de celui du gaz.

Comme le souligne l’intervenant précédent M. Tim Schittekatte, cela va à l’encontre des règlements européens et introduit une distorsion dans le marché. Quels sont les risques sur le marché

ACER

se montre très sceptique et souligne que cela irait à l’encontre les efforts en cours pour convaincre les producteurs de gaz naturel liquéfié de renforcer leurs livraisons en Europe. L’orateur souhaiterait plus de précisions sur cet aspect. En France, l’électricité est vendue aux particuliers à un prix nettement inférieur à la moyenne européenne grâce à ses propres particularités, avec une limitation de la hausse des prix de l’électricité à 4 %.

Est-ce que cette politique de limitation est viable? Les prix des produits énergétiques ont connu une envolée générale en Europe depuis plusieurs mois, mais ils ont progressé en moyenne plus rapidement en Belgique que dans les pays voisins. C’est à Bruxelles que les ménages ont connu la plus importante augmentation de leur facture d’électricité parmi les 27 États membres de l’Union européenne. Il y a plusieurs causes: réduction du nombre de fournisseurs, augmentation des contrats variables, … Y a-t-il d’autres éléments qui expliquent cet impact? M. Koen Schoors a plaidé pour une augmentation structurelle du renouvelable éolien et solaire afin de ne

plus être dépendant du gaz russe. Cependant, le 100 % renouvelable est difficile vu deux obstacles: le caractère intermittent et la difficulté technique et économique du stockage. Dès lors, quelles sont les pistes sur le court terme? Est-ce qu’il ne faut pas miser sur un mix-énergétique se basant plus sur le nucléaire? M. Malik Ben Achour (PS) fait observer que, contrairement à ce qu’affirme M. Schittekatte, le plafonnement du prix de l’électricité en Espagne et au Portugal n’est pas contraire à la réglementation européenne.

Il souligne que l’article 122 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne dispose que les États membres peuvent prendre des mesures d’urgence en matière d’énergie lorsque les conditions le requièrent. Les experts peuvent-ils expliquer si les mesures prises par l’Espagne et le Portugal sont conformes à l’article 122? Dans l’affirmative, pourquoi la Belgique ne pourrait-elle pas recourir à ce même article 122? M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) souhaite d’abord poser une série de questions au professeur Schoors.

L’intervenant indique qu’il partage l’analyse du professeur Schoors. La crise du marché du gaz a enflammé les marchés de l’électricité en raison de la libéralisation du marché de l’énergie. Le groupe PVDA-PTB est également favorable à l’introduction d’un système de prix de revient majoré. Toutefois, l’orateur ne comprend pas pourquoi M. Schoors soutient qu’une taxe sur les profits excessifs n’est pas une bonne solution.

Selon son groupe, ces deux formules se complètent: il faut commencer par prélever les profits excessifs déjà réalisés. Ensuite, il faudra empêcher que des profits excessifs soient réalisés à l’avenir en supprimant le mécanisme du marginal pricing. L’intervenant se demande dès lors pourquoi M. Schoors estime que les deux mesures s’excluent mutuellement. Pourquoi, selon M. Schoors, ces deux mesures sont-elles incompatibles? M. Schittekatte a évoqué des études basées sur des données recueillies pendant vingt ans qui ont conclu que la libéralisation a réduit les coûts pour l’économie, et qu’elle a permis d’épargner de l’argent.

Le professeur Schoors y a également fait référence. L’intervenant se demande si ces études tiennent déjà compte de la crise actuelle. Il doute en effet fortement que ces conclusions soient encore vraies aujourd’hui, après la prise en compte de la crise énergétique actuelle dans cette analyse. Le service d’étude du groupe PVDA-PTB a récemment répété ce calcul sur la base d’une analyse antérieure de l’Agence internationale de l’énergie.

Il en ressort que tous les gains systémiques découlant de la baisse des prix du gaz au cours des 10 à 20 dernières années ont été anéantis en un seul coup par la crise énergétique

actuelle. Si nous n’étions pas passés aux bourses du gaz et si nous avions continué de fonctionner sur la base de prix du gaz indexés, nous paierions aujourd’hui notre gaz naturel deux à trois fois moins cher. Ainsi, l’Italie importe toujours du gaz naturel bon marché de Libye grâce à de tels contrats à long terme. Quant au plaidoyer de M. Schoors en faveur d’une politique de logement convenable, M. Warmoes demande ce que M. Schoors entend exactement par là.

M. Schoors préconise-t-il un préfinancement (par un système de tiers payant) par les autorités publiques dans le cadre duquel les pouvoirs publics avanceraient les coûts de rénovation et d’isolation, après quoi les citoyens rembourseraient ce prêt sans intérêt avec ce qu’ils économiseraient sur leur facture énergétique? Enfin, l’intervenant demande si M. Schoors peut clarifier sa proposition de taxe à l’importation sur le gaz et le pétrole russes.

Pourquoi ne ferait-elle pas augmenter les prix? M. Schoors part-il du principe que la Russie réduira son prix de vente d’un montant correspondant à la taxe à l’importation, afin que le prix total (prix russe + taxe à l’importation) soit égal au prix du marché mondial? Pourquoi la Russie ne maintiendrait-elle pas son prix? Si tel était le cas, le prix appliqué en Belgique n’augmenterait-il pas des 40 % de taxe à l’importation si la part de marché de la Russie restait inchangée? L’intervenant pose ensuite quelques questions aux représentants de la CREG.

En ce qui concerne l’importance des interconnexions, l’ACER affirme que l’intégration du marché entraîne une baisse des coûts et une meilleure sécurité d’approvisionnement. Mais ces avantages sont-ils dus à l’intégration et à l’approche du marché ou aux interconnexions physiques? En d’autres termes, est-ce le marché ou l’intégration qui change la donne? Ce sont en effet deux choses différentes. L’intervenant est favorable à davantage d’interconnexions et à un système énergétique mieux intégré.

Mais cela n’a rien à voir avec la libéralisation des marchés de l’énergie. Que signifie exactement l’expression “churn factor”? Comment la liquidité des marchés à long terme est-elle déterminée? Pourquoi est-elle si basse en Belgique? L’ACER affirme qu’il faut s’attaquer aux causes principales du problème (root causes). Mais quelles sont ces causes? Notre dépendance à l’égard des importations en est une, mais ce n’est pas la seule.

L’intervenant répète que la crise énergétique n’est pas mondiale mais européenne. Sur les marchés asiatiques du gaz, les prix ont certes augmenté, mais il n’y a pas de crise. Selon M. Warmoes, le problème réside précisément

dans la libéralisation du marché de l’énergie, qui a entraîné l’abandon de tous les contrats à long terme prévoyant des prix stables et indexés et un passage massif aux bourses du gaz, où la spéculation est reine. Or, la réponse à la crise énergétique que l’intervenant a surtout entendu proposer durant cette audition consiste précisément à intensifier la libéralisation et le fonctionnement du marché.

M. Warmoes a récemment lu une étude selon laquelle le gaz naturel serait échangé en moyenne 25 fois en Europe avant d’arriver chez le consommateur final. Qu’en pensent l’ACER et la CREG? Quelles sont les causes principales de l’augmentation des prix, abstraction faite de notre dépendance aux importations? Même le premier ministre De Croo et la ministre Van der Straeten, tous deux partisans de la libéralisation, ont qualifié les bourses de produits énergétiques d’hystériques et d’irrationnelles.

Cependant, les experts invités affirment que les marchés fonctionnent comme ils le devraient. Il y a donc quelque chose qui ne va pas. Les augmentations de prix sont spéculatives. Si l’on entend s’attaquer à toutes les causes, il faudra aussi limiter la spéculation. L’intervenant souhaite que les orateurs lui expliquent comment ils comptent s’attaquer aux causes principales de cette crise. Enfin, l’intervenant demande pourquoi la perturbation du marché est problématique.

Pourquoi faut-il l’éviter à tout prix? Plusieurs orateurs ont parlé de prix de guerre et d’économie de guerre. Ce qui est important, c’est que les factures d’énergie des citoyens diminuent. M. Christian Leysen (Open Vld) demande laquelle des treize mesures proposées par l’ACER dans son rapport est la plus intéressante selon les experts. 3. Réponses des orateurs Le professeur Koen Schoors, UGent, répond qu’il est favorable à une tarification du CO2 basée sur le principe du pollueur-payeur.

Le prix du CO2 est responsable de 10 à 15 % des augmentations de prix. Concernant son plaidoyer pour le surdimensionnement des énergies renouvelables, l’orateur reconnaît qu’il y aura également des pénuries en cas de surdimensionnement. Ces pénuries devront être limitées le plus possible. Elles pourront alors être compensées par la formation des prix (gestion du réseau) et le stockage en batteries (exemples: atolls énergétiques, batteries à hydrogène et vehicles to grid).

L’objectif de ces mesures est d’éliminer les pics de consommation afin que la centrale marginale, la centrale à gaz coûteuse, ne doive pas être mise en marche, ou le soit beaucoup moins. L’orateur croit fermement au soleil et au vent comme sources d’énergie renouvelables. La Belgique a encore

beaucoup de potentiel à cet égard: de nombreux toits de maisons privées et d’entreprises ne sont pas encore couverts de panneaux solaires. La récente décision de rendre les panneaux solaires obligatoires sur les toits des bâtiments des entreprises exprime donc un choix judicieux et rationnel. Pour accroître les investissements dans l’énergie éolienne, il faudra inévitablement aussi construire de nouvelles lignes à haute tension en dépit des protestations de certains riverains.

Quant à la taxe à l’importation sur le gaz et le pétrole russes, M. Schoors souligne qu’il s’agirait surtout d’un instrument géopolitique. Cette taxe présenterait en outre deux avantages importants. Premièrement, elle assécherait le flux de financement de la machine de guerre russe, ce qui accélérerait la fin de la guerre en Ukraine et réduirait les prix du gaz. Deuxièmement, le produit de cette taxe irait aux États membres de l’Union européenne, qui pourraient ainsi financer des mesures d’accompagnement (comme l’élargissement du tarif social en Belgique).

M. Schoors est d’avis que tout producteur d’énergie devrait être obligé de proposer des contrats à long terme en plus des contrats à court terme. Ces contrats à long terme doivent reposer sur une sécurité mutuelle. Le producteur doit promettre un prix sur un certain nombre d’années et le consommateur doit promettre de ne pas changer de producteur pendant toute la durée du contrat, à moins qu’il ne paie une indemnité de remploi.

Si les producteurs d’énergie concluent des contrats à long terme, ils factureront également un prix fixe, ce qui crée automatiquement une forme de modèle du prix de revient majoré. L’orateur souligne que l’introduction d’un modèle temporaire du prix de revient majoré n’est pas si inhabituelle. Le système est en fait déjà utilisé pour les parcs éoliens offshore pour lesquels un double contract of difference est appliqué.

Avec ce type de contrat, les producteurs reçoivent un prix fixe pour l’énergie fournie, ce qui revient en fait à un modèle du prix de revient majoré. Il est inexact de dire que l’innovation constitue un frein à ce modèle. Ce dernier élimine une partie du risque pour le producteur, qui est dès lors plus disposé à investir dans l’innovation. Un modèle du prix de revient majoré ne peut être introduit avec succès que si tous les acteurs sont impliqués.

La Belgique peut faire un certain nombre de choses ellemême, comme c’est déjà le cas pour les parcs éoliens offshore. Il sera plus difficile de façonner l’ensemble du marché selon le modèle du prix de revient majoré, car une grande partie de l’énergie est exportée et importée

entre les différents États membres de l’Union européenne. Des accords devront donc de toute façon être conclus au niveau européen. L’orateur est convaincu que l’avenir réside dans une combinaison d’énergies renouvelables surproportionnées et d’une politique de logement et de mobilité bien développée. Il attend beaucoup des parcs offshore flottants, qui sont beaucoup plus efficaces et plus faciles à entretenir.

M. Schoors attire l’attention sur les implications macroéconomiques plus larges du modèle du prix de revient majoré. En éliminant les pics de prix, le modèle du prix de revient majoré a un impact positif sur l’inflation, la spirale des salaires et des prix ainsi que sur la compétitivité de nos entreprises. Si l’on ne considère que le marché de l’électricité, la valeur ajoutée d’un modèle du prix de revient majoré est assez faible, mais si on l’envisage dans une perspective macroéconomique plus large, sa valeur ajoutée est très grande.

L’orateur préconise donc l’introduction d’un modèle temporaire du prix de revient majoré. À long terme, un modèle de marché dans des circonstances normales offre plus d’avantages. Le fait que les prix de l’électricité sont moins élevés en France est dû au fait qu’il existe un acteur dominant dans lequel l’État français détient une participation importante. En France, on applique en réalité le modèle du prix de revient majoré, selon lequel le fournisseur d’électricité répercute uniquement son coût moyen sur les clients, ce qui entraîne une baisse des prix, de l’inflation et de la spirale des salaires et des prix.

Ce système présente également des inconvénients car les actionnaires, en l’occurrence l’État français, reçoivent moins de bénéfices. En Belgique, un modèle du prix de revient majoré n’est possible que par le biais de négociations en raison de l’absence d’un acteur dominant. Selon M. Schoors, le modèle du prix de revient majoré n’est pas compatible avec une taxe sur les surprofits. En effet, dans un modèle du prix de revient majoré qui fonctionne bien, il n’y a pas de surprofits.

L’orateur trouve bonne l’idée de payer la rénovation des maisons des personnes démunies par le biais du système du tiers payant. Les autorités pourraient également émettre des obligations vertes, les investisseurs étant remboursés en fonction de la réduction des émissions de CO2 obtenue. De cette façon, les autorités peuvent réduire le CO2 de manière ciblée et axée sur les résultats. M. Koen Locquet, président f.f. du Comité de direction de la CREG, répond qu’une des mesures proposées par l’ACER est de conclure des contrats à long terme.

Ces contrats offrent une sécurité d’approvisionnement à court

terme et une sécurité d’investissement à long terme. En outre, l’ACER préconise également de compléter les réserves stratégiques (stockage gaz). Dans certains États membres, le stockage du gaz est réglementé, dans d’autres pays pas, ce qui fait que les réserves étaient presque vides. L’ACER appelle également la Commission européenne à entamer un dialogue avec les pays producteurs de gaz et de pétrole afin de parvenir à des accords sur les prix.

Dans son rapport, l’ACER suggère d’utiliser un moyen terme entre les contrats fixes et variables pour répondre aux préoccupations tant des fournisseurs que des consommateurs. L’ACER propose un contrat fixe sur une base annuelle qui peut être ajusté, par exemple, trois fois par an. Il ne s’agit donc pas de contrats dynamiques, dont les paramètres sont liés à l’évolution des prix sur le marché de gros, et qui fluctuent à beaucoup plus court terme que les contrats variables.

En ce qui concerne le hedging, l’ACER préconise que les pouvoirs publics ou une autre autorité de régulation endosserait un rôle là-dedans. En ce qui concerne la limitation du prix de l’électricité en Espagne et au Portugal, l’orateur répond que l’article 122 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne prévoit effectivement que les États membres peuvent prendre les mesures nécessaires pour assurer l’approvisionnement en énergie.

Dans sa communication du 23 mars, la Commission a déjà indiqué qu’elle procéderait à une évaluation souple des règles européennes en matière d’aides d’État et a même proposé un certain nombre de mesures telles que le plafonnement des prix de l’énergie et l’imposition des surprofits. M. Locquet indique que, la cause profonde du problème de l’augmentation des prix de l’électricité est clairement l’augmentation des prix du gaz.

Cette augmentation des prix du gaz n’est pas causée par une pénurie d’approvisionnement, mais uniquement par les incertitudes liées à la guerre. Concernant le plafonnement des prix du gaz, l’orateur souligne que le GNL a un prix mondial. Si la Commission européenne décide de plafonner le prix du GNL et ne conclut pas de bons accords avec les pays producteurs de GNL, l’Europe risque de ne plus recevoir de GNL et les navires transportant du GNL seront détournés vers les pays asiatiques qui sont encore disposés à payer le prix mondial du GNL.

M. Andreas Tirez, directeur Fonctionnement technique du marché de l’électricité et du marché de la CREG, répond que l’introduction du modèle du prix

de revient majoré, même si elle n’est que temporaire, prendra plusieurs années car elle implique un changement majeur dans le fonctionnement du marché et tous les coûts doivent être identifiés. En plus des coûts marginaux, les coûts fixes et les coûts d’investissement doivent être calculés par les régulateurs, et ce, à tout moment de la journée. Il faudra également examiner ce que l’on fera avec les réserves et le mécanisme CRM existant.

Le modèle du prix de revient majoré qui existe en France est assez simple car il implique une seule entreprise (publique) et une seule technologie. La situation est différente lorsque le modèle du prix de revient majoré doit être appliqué à tous les acteurs et à toutes les technologies. Les contrats à long terme qui existent aujourd’hui sont proposés au prix du marché et non à un prix basé sur le modèle du prix de revient majoré.

Le fait que peu de contrats de 2 à 3 ans soient proposés pourrait être dû à la faible liquidité des marchés à long terme. En ce qui concerne la protection des consommateurs face aux fortes augmentations des prix, l’orateur cite l’exemple de l’état américain du Texas, où des hausses de prix vertigineuses, allant jusqu’à des milliers de dollars par mégawattheure, ont été observées pour le gaz durant une semaine.

Il a ensuite été décidé de plafonner le prix après quelques heures à un prix fixé auparavant. La CREG préconise d’intégrer certaines limites dans les contrats dynamiques afin d’éviter que le risque de prix soit totalement supporté par le consommateur. L’orateur indique que l’augmentation des investissements dans les énergies renouvelables a bien un impact sur le prix dans le modèle de la tarification au coût marginal.

Plus la quantité d’énergie solaire et éolienne provenant de sources d’énergie bon marché sera importante, moins le prix moyen de l’électricité sera élevé sur l’ensemble d’une année. Outre l’effet sur les prix, on peut également mentionner un effet sur la prospérité: moins la Belgique devra acheter de gaz cher à l’étranger, moins elle dépensera au profit de l’étranger et plus elle pourra investir en Belgique, ce qui permettra de réduire le subventionnement des énergies renouvelables.

L’orateur est également favorable à une taxe à l’importation sur le gaz russe. En effet, le gaz russe est transporté au moyen de gazoducs qui ne peuvent pas être simplement déplacés. Il y a donc peu d’alternatives, ce qui n’est pas le cas pour le gaz naturel liquéfié. Tous les produits forward peuvent être indexés à un, deux ou trois ans. Les marchés à court terme sont plus liquides de toute manière.

Pour stimuler les investissements en énergie renouvelable, l’ACER propose de rendre les contrats PPA (Power Purchase Agreements) plus accessibles en indexant les risques sur des marchés au comptant, ce qui diminuerait le risque pour l’investisseur. Le taux d’attrition (churn factor) indique le nombre de fois qu’un produit a été négocié. Il s’agit donc d’une mesure de la liquidité du marché. La CREG propose d’obliger Engie, lors de la prolongation de la capacité nucléaire, à offrir deux mégawatts de capacité supplémentaire sur le marché forward pour en augmenter la liquidité.

Enfin, M. Tirez explique que la théorie économique part du principe que c’est en l’absence de distorsions du marché qu’un marché est le plus efficace. En l’absence de distorsions, un service peut être offert au moindre coût et donc aussi au prix le plus bas. Cela signifie que ce service peut être offert au moindre coût. M. Tim Schittekatte, Florence School of Regulation en MIT Energy Initiative, répond que l’instauration d’un modèle temporaire de prix de revient majoré est tout à fait envisageable.

Actuellement, des contrats à long terme de cinq ans à prix fixe sont déjà conclus avec des investisseurs en énergie éolienne. Le rapporteur, Les présidents, Malik BEN ACHOUR Christian LEYSEN Marie-Christine MARGHEM ANNEXES: 1. Présentations de l’audition du 15 mars 2022: – CREG – FEBEG – M. Dieter Jong. 2. Présentations de l’audition du 10 mai 2022: – M. Tim Schittekatte – CREG/ACER.

LA TARIFICATION SU L'ÉNERGIE 15 mars 2022 AUDITION DE LA COMFIN ET DE LA C RÈGLE DU PRIX MAR

COMME INTRODUCTION

Les lois du marché: Thé invisible d’Adam Smith • c’est la théorie selon laquelle l'ensemble d actions individuelles des acteu économiques, guidées (par définitio uniquement l'intérêt personnel d chacun, contribuent à la richesse et au bie commun. • mais cette théorie ne fonctionne pas dans des défaillances du marché, où les ac naturellement à une allocation efficace extérieure. • le marché de l’électricité est caractérisé p comme par exemple le problème que pose physique -les « loop-flows ») ou le problè les différents acteurs du marché. • c’est notamment pour ces 2 raisons que le d’un couplage des marchés qui applique la

RÈGLE DU PRIX MARGIN

Prix de l’électricité d « Marginal pricing » • dans un marché concurrentiel, chaqu variable sur la bourse • dans un marché concurrentiel, le prix du la dernière unité nécessaire pour répond • ce « marginal price » est le prix du m sélectionnées, indépendamment de ce q • cela semble inefficace : pourquoi paye offert ? →on sait que les acteurs du marché variables: cependant, il existe égale d'investissement →la différence entre le prix du marché e inframarginale de cette unité et doit fixes et les coûts d'investissement de c →si la rente inframarginale est trop faibl

« Missing money » • la règle du prix marginal signifie que c’ plus chère, l’unité marginale, qui fixe le • quand la demande est faible, ce co quand la demande augmente et que plus élevés doivent fonctionner • cette rémunération est sensée couvri coûts fixes • cette rémunération permet, via la rent le coût variable d’une unité et le coût couts variables faibles • mais comment fait l’unité à la marg précédent, son coût moyen sera toujo ne pourra donc pas recouvrir ses coûts • c’est le problème du « missing money • Le marginal pricing permet de relative Îdans une période où le marché est sorte que vous ne devez pas, en tant coût variable du marché pourrait demander un m doit contrôler que les coûts variab pouvoir de marché (et la disponibili contrôler Îsi les acteurs du marché ne devaien « marginal price »), ils ne reçoiv devraient alors pouvoir offrir le investissements) : le contrôle des co problème des informations asymétr

Contexte actuel • en raison de la forte hausse des p centrales à gaz ont également beaucou • ces centrales à gaz restent nécessai électricité et sont aussi souvent la de si bien que le « marginal price » de augmenté • (il n’existe donc pas de règle de l’électricité doit être couplé à celui détermine fortement le prix de l’é s’explique par la structure du merit ord • cela entraîne des rentes inframarg capacités de production qui n’ont p charbon, nucléaire), ce qui peut eng contraire du « missing money ») • étude de la CREG sur les bénéfices excé des centrales à gaz et de l'éolien offsho Îpour l'instant, seules les centra exceptionnels qui ne sont pas é stratégie de couverture sur les marc Îde gros bénéfices vont aux pays e Norvège, Qatar, Algérie, États-U mécanisme ne permet d'écrémer ce

Plus d’informations La CREG a publié une explication factu sur sa page LinkedIn : https://www.lin day-ahead-markets-creg-belgium?trk= article EVOLUTION DES PRIX SUR LES MARCHÉS D

Evolution des prix sur les ma Alors que le marché estimait fin 2021 que la considère actuellement que les prix: ¾ ne devraient pas baisser par rapport au ni deuxième trimestre de 2023 devraient rester au-dessus du niveau de prix Evolution des prix du gaz en Europe (TTF) pour les produits année +1 - Source : Base de données CREG TTF (Eur/MWh) Q2 2022 Q3 202 14/03/2022 110,4 Principaux éléments qui explique gaz sur les marchés à terme Demande d Hausse du prix du CO2 Augmentation charbon devenu Mi 2020 Æ Q2 2021 Avec l’augmentation continue des pri compétitif que le gaz naturel pour la pro A l’inverse, les indisponibilités des c tendance à accroitre le besoin en gaz pou Q3 2021 Æ … Conclusions : L’évolution de la demande en gaz en Europ prix du gaz L'Agence internationale de l'énergie (AIE) gazière en Europe pour 2022, du fait d d'électricité

Pression de la consommation en Asie moins forte Offre GNL pour l’Europe Offre de ga Incertitude sur pi Dans un conte diminution de gaz e Regazéification de GNL en Europe - Source : GLE - GAS LNG EUROPE Rebond de l’offre en GNL pour l’Europe Depuis début décembre 2021 Prix du gaz plus élevé en Europe qu’en Asie Flux russes niveaux pre- Tensions géo Nord S Guerre Flux norvég compenser Evolution des flux russes de gaz ver REPOWEREU

JOINT

FOR MORE AFFORD SUSTAINABLE

REPowerEU : Joint Europe affordable, secure and sus • éliminer la dépendance europée promouvant et réalisant les investi • des infrastructures gazières : dé pour le gaz et l’hydrogène, interco du stockage : nouveau cadre l’hydrogène, … des RES : PV, éoliennes onshore et de l’efficacité énergétique : rénov systèmes de chauffage, isolation, • diversifier l’approvisionnement e importations GNL et par gazoducs REPowerEU : Joint European A secure and sustainable (2) • Atténuer les répercussions de la crise su consommateurs et entreprises lourdement - la CE examinera toutes les possibilités de l’effet de contagion des prix du gaz sur les prix temporaires.

Art. 122.1 du TFUE « Sans préjudice des autres procédu

Commission, peut décider, dans un esprit de solidarité ent économique, en particulier si de graves difficultés su notamment dans le domaine de l'énergie » - mise en place de prix réglementés (a détaillées à l’Annexe I - règles de l’UE en matière d’aides d’Etat : ƒ soutien à court terme via aides octroyées sur base aides d’Etat dans le contexte du système ETS : sou aux risques de fuite de carbone • Financement de ces mesures d’urgence ? M les bénéfices exceptionnels – Annexe 2

REPowerEU : Joint European affordable, secure and susta - consultation à venir avec les EM p temporaire indépendant pour les crise entreprises touchées par la crise et (art. 107.3.b TFUE) ; - consultation avec les EM concernant directrices relatives aux aides d’Etat da - rapport final d’ACER en avril ; - proposition législative d’ici avril visant adéquat + mécanisme visant à garantir à la sécurité d’approvisionnement ; - proposition législative d’ici mai : reco de permis pour les projets RES

ÉTUDE SUR

L'IMPACT DE PRIX ÉLEVÉS SUR GROS DU GAZ ET DE

Table des matières 1. Fournisseurs et risque de faillite 1.1. Difficultés pour les fournis 1.2. Suivi de la situation par le 1.3. Conseils sur les mesures q éviter les faillites 2. Bénéfices extraordinaires ou excé 2.1. Producteurs d'énergie éol 2.2. Centrales nucléaires 2.3. Centrales à gaz 2.4. Autres acteurs du marché 3. Questions complémentaires du l’Energie FOURNISSEURS ET R DIFFICULTÉS POUR LES FOUR SUIVI DE LA SITUATION PAR L CONSEILS SUR LES MESURES POUR ÉVITER LA FAILLITE

1.1. Difficultés pour les En raison de l'augmentation des prix sur fournisseurs sont confrontés à une série de sur leur situation financière : possible augmentation du risque de factu risques liés aux contrats à prix fixe, augmentation des coûts d'équilibrage. 1.2. Monitoring de la situ Monitoring du marché de détail (1/2) sur le marché de détail de l'énergie, le co les régulateurs régionaux de l'énergie contrôle des autorisations de fourniture à la demande de la CREG, depuis le 4 hebdomadaire au sein de Forbeg sur le s o à partir du deuxième trimestre 20 trésorerie avec une éventuelle pénur Monitoring du marché de détail (2/2) Situation spécifique des acteurs spécifiqu Vlaamse Energieleverancier faillite prononcée le 07.12.2021 - et en gaz naturel Watz en procédure de réorganisation j sur 23 000 EANs en électricité et Octa+ n'est plus actif à Bruxelles depuis en électricité et 11 000 en gaz na Aeco (Energie 2030) n'est plus actif dans les 3 régions EAN en électricité et 1 200 en gaz Autres acteurs du marché - suivi stric GRD’s, vigilance accrue et augmentat

Monitoring de l'impact sur les consommateu Lors des concertations hebdomadaires, les sur les consommateurs d'un fournisse consommateurs sont transférés vers les actuelles du marché, cela conduit automat Monitoring des responsables d'équilibrage (B Suite à la faillite de BRP Anode (2018), la C du suivi des paiements de ses clients et de plus récent ne fait pas état de problèm garanties financières constituent un point d 1.3.

Conseils sur les mesu La CREG fait référence à la lettre envoyé quatre ministres compétents en matière d nombre de mesures concernant les délais de paiement pour les différentes composan Anticipant des factures de décompte plus clients pour augmenter les avances facturé Un certain nombre de fournisseurs ne prop BÉNÉFICES EXTRAOR EXCÉDENTS DE BÉNÉ PRODUCTEURS D'ÉNERGIE ÉO AUTRES ACTEURS DU MARCH Veuillez noter que les résultats présentés basées sur les données du marché de janvie

2.1. Producteurs d’éne Parcs éoliens offshore à soutien variable Aucun avantage de la récente augmentation leur revenu total par MWh (aide + prix d pour la société, le prix de référence plu une baisse du coût du soutien à l'énergie →cotations du prix de l'électricité plus éle marché plus élevé en 2022 pour le calcu Parc Ep Facteur de correction Facteur de pert Rentel 40.7077 21.34% 1.27 Norther 19.56% 2.07 Mermaid 32.59% 1.15 Seastar 31.11% NW2 24.70% 1.48 Valeur CV dé 86.6261 Valeur CV j Parcs éoliens offshore à soutien fixe Pas de bénéfices exceptionnels à ce jour (01/ risque de prix par rapport aux parcs à indépendant du niveau des prix du marc ces dernières années : prix de vente fa marché étaient bas le prix de vente net 2021-2023 (45 - 7 normales du marché Coûts des subventions aux parcs éoliens offs Prix de référence de l'électricité : 2142 Prix de référence de l'électricité : 112,64 €/M 28/ Etud Prix de revient total EUR

28/01/2021 31/01/2022 Etude 2142/2 Update 713 279 940

475 046 594

2.2. Centrales nucléaire Bénéfices des centrales électriques soumises Centrales de deuxième génération ((= G2) Doel 3, Doel 4, Tihange 2 • dans le cadre du système actuel "Cap & Flo trois ans (2016-2018), les contribution de r montant minimum fixé. Marge bénéficiaire estimée 2021 (contributio • en 2019, le montant minimum (72 M€ différence entre le montant minimum et réglée sur la période 2019-2020-2021.

La c réduite de 42,3 millions d'euros. Marge bénéficiaire estimée en 2022 (contribu • la marge bénéficiaire est fortement influe 30 septembre 2022 et que la pleine prod belge. sur la base de la production et des pr nettement supérieures à celles des an distribution augmentera. si les autorités fédérales estiment que peuvent décider d'une contribution exce possible, comme c'est le cas en France pa Estimation pour G2 : sur la base des dispositions Au fil des ans (montants en M€) Contribution de répartition cumulée comparée à la marge bénéficiaire cumulée

Bénéfices des centrales électriques qui ont ét accords existent [première génération (= G1 ) Doel 1 et Doe 1. Tihange 1 : La marge (= base de distribut de rémunération et reste négative en rais (+ intérêts) selon le calcul basé sur la conv Doel 1 et Doel 2 : la CREG ne dispose p prolongation et coûts opérationnels) et ne 20M€ sont payés chaque année à l’Eta pourcentage moyen de disponibilité prolongation ont un impact significat (et donc sur la récupération de l'inves Disponibilité moyenne en % Doel 1 10% 77% 88% Doel 2 76% 78% Total 43% 2.3.

Centrales électriqu L'évolution de la rentabilité opérationnelle d depuis 2017. L'étude (F)1628 de la CREG (pu tenir compte de la rentabilité opérationnelle La rentabilité opérationnelle des CCGTs a fort une CCGT est utilisée comme moyen d ceux du gaz (et du CO2) : les capacités d peuvent être soit couvertes physiquem rachetées commercialement sur les mar du coût de production de l'électricité se ce qui rend l'achat d'électricité et la vent il en résulte un bénéfice opérationnel m pour 2021, auquel s'ajoute une marge n services d'équilibrage.

Il s'agit du bénéfi (2007-2021). la CREG prévoit que les centrales au similaires en 2022.

Calcul avec les paramètres des centrales exis 2.4. Autres acteurs du Fournisseurs Suite à ses contrôles mensuels, la CREG conc de détail ne peuvent actuellement réaliser marché de détail sont directement liés aux p Acheteurs d’un PPA d'un parc éolien offshore Ne génèrent pas de bénéfices exceptionnels lié à la gestion de l'équilibrage de leur portef Production de gaz naturel Les principaux bénéficiaires de la forte ha enregistrent des bénéfices records en vend exceptionnellement élevés.

Ce sont toutes d Trader en gaz et électricité Ces acteurs peuvent avoir pris des positions l'augmentation des prix du gaz et de l'élec négativement.

CO2 Aucune manipulation du marché n'a été id pourraient profiter de l'augmentation des pr Responsable d'équilibre (BRP/shipper) Ils subissent la volatilité des coûts de dé situation actuelle. Fournisseurs de services de flexibilité (FSP) Grâce à la volatilité des prix de déséquilib revenus importants sur le marché d'équilibra limité en volume. Gestionnaire de réseau de transport d'électr Les loyers de congestion, qui sont actuelleme la fixation des tarifs de transport dans les an QUESTIONS COMPLÉ FÉVRIER 2022 DE LA

3. Questions complém février 2022 de la Mini 1. Quelles mesures sont envisageables puissent encore maintenir ou dé contrats fixes ? 2. Investiguer les sorties du marché intéressante pour certains fournisseu 3. Rentabilité des usines à gaz sur toute 4. Affiner la définition de "bénéfices ex 5. Mesures pour garantir que les puissent revenir aux consommateurs 6. Aperçu des initiatives prises à cet éga 7. Avis si l'Etat belge peut exiger un élevée pour le nucléaire

REGEL VAN DE MARG

Wat zien we vandaag in Europa? Regulieren maatregelen - uitbreiding sociaal tarief - reduceren (energie-)belastingen PRIJSVORMING NIET-G European single gas buyer + forward supplier au Stability options: Public buyer(s) of Asian option Fixed storage obligations for gas suppliers

Elektricite en de energie Tim Sch schtim@ Postdoctora Part-time MIT Electric Power S Navigating the Complex Transition T COMFIN-COME Hoorzitt Eerst en vooral Dit is een gascrisis https://globallnghub.com/short-term-trend-of-natural-gas-and-lng

Een blik in de toekomst: Spanje en een zomer we Credit: Francisco Beirão

ACE Pres throu Asse Elec Thursda 09:00 – European Commission’s ‘Toolbox’ Communication of 13 October tasks ACER with: studying the benefits and drawbacks of the existing electricity market design & proposing recommendations for assessment by the European Commission by April 2022; undertaking a preliminary assessment of the situation in the electricity market & reporting by mid-November.

The Pr Source

ACER

based on ICIS Heren’s price data The current price surge can be split into three distinct ph driven by physical shortages and more Overview of events and market fundamentals driving EU gas price

Price volat Diverging views on how to tackle price volatility Source

ACER

based on NEMOs simulations What are the tools to tackle price volatility in ACER’s vie Preserve price signals: today’s volatility triggers tomo flexibility (technologies) Strengthened market integration (see figure) Improved forward markets (see next slides) Consumer protection remains key (see session 2) ‘Volatility needs to be avoided’ market design, new pricing ru vs ‘Volatility needs to be manag ‘Electricity markets do not work’ ‘Prices behave as expected given the current context’ Benefits of electricity ma Note: The benefits displayed represent the overall value of cross-border trade compared to isolated national coupling enables the efficient use of interconnectors and renders more than one billion Euros of benefits per In 2021, electricity cross-border trade delivered an estim finds that the current electricity market de On the contrary, the market rules in place have t Estimated monthly welfare benefits (Billion EU

Se Source

ACER

based on the ENTSO-E Transparency Platform. The EU electricity market design enhances sec For example, it enabled Belgium (and Franc via increased electricity imports. This is ‘ Belgium import electricity to meet the s Ma Evolution of EU wholesale electricity Speed up electricity market integration Source

ACER

Long-term m Today’s forward electricity markets exhibit limited liqu hedging of, and thus the development of, Source: ACER-CEER Market Monitoring Report 2020. Long-term markets can further improve in order to support t Improving the efficiency of renewable investment support and improving access to PPAs

The power system will need significant and diverse flexib flexibility a key challenge). Price volatility sends In the absence of such signals, innovat Driving suffic Flexibility services provide Not forgetting: Irrespective of the market design, tackling non-market barrie Also, enhanced coordination between Member States c with the exploitation of vast offsho

Source: ACER. (The further a measure is depicted to the right, the deeper the level of intervention and/or As a rule of thumb, ACER considers that the more struct distort the market, especially The need for interventions in market functioning shoul should seek to tackle ‘the root ca Extreme pri Spectrum of possible structural-interventionist Possible ‘Temporary relief valve’: mechanism to temporarily limit prices under predefined conditions (e.g. unusually high price rises in a short period of time), pausing before return to full prices + Predefined framework for temporary relief Mitigates sustained high prices (and perceived excessive profits) - Risks market exit or requests for financial compensation Challenging to design Risk endangering security of supply or dampening signals for demand-side response

Uncertainty arou Source

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based on GIE and ICIS Heren Comparison of EU and Asian gas prices and year-on-year changes in EU LNG and Russian pipeline imports - (May 2021 - April 2022) Note: The relative year-on-year changes for Phase I are referenced against the May-September period of t The imports across the May-September period of 2020 were non-typical, due to Covid-19 impacts on dema Strong EU hub price signals are but they do not offset the effects on pri Gas prices have drive Electricity price development in Germany and breakdown of the costs of producing electricity from gas (May 2021 - April 2022) - (EUR/MWh) Source

ACER

based on ICIS Heren Some of the factors mentioned are likely to put up compared to ‘normal’ year

Lessons Household energy prices h Member States have several measures available to However, they all involve trade-o 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 c€/kWh example Hour of day Electricity consumer price plan options Fixed but flexible Fixed Cost to deliver

Thank you for y