​Les TRV gaz fixés jusqu’à fin juin 2019

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Le prix des quotas carbone (EUA) est au centre de toutes les attentions. Dépassant les 48 euros/tonne, il impacte financièrement les acteurs industriels obligés au titre d’ EU-ETS mais aussi l'ensemble des consommateurs d’énergie. En effet, le prix des EUA a une forte corrélation avec le prix du gaz naturel mais surtout avec le prix de l'électricité, les centrales thermiques fossiles étant les principaux obligés.

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Afin de comprendre un peu mieux la dynamique de ce marché et ses perspectives, nous avons interrogé Nicolas Girod du cabinet de conseil spécialisé ClearBlue Markets. 

 

Historiquement, oui en effet, il y a eu une forte corrélation entre les prix de l'EUA et le complexe énergétique. Au fur et à mesure que les producteurs d’électricité continuent de passer aux énergies renouvelables et que les allocations gratuites sont révisées à la baisse pour les industriels, cela changera. L'impact des producteurs d’électricité sur les EUA diminuera au fil du temps, car d'autres types d'acteurs - les industriels - devront adopter une position plus agressive afin d'éviter des coûts trop importants, ce qui signifie que les corrélations évolueront lentement.

 

La MSR et l’entrée en phase 4 sont souvent avancées afin d'expliquer la tendance haussière des prix des EUA. Cependant, ces mesures ne sont plus vraiment nouvelles et auraient déjà dû être intégrées dans l’équilibre du marché, quelles sont pour vous les principales raisons qui expliquent la hausse de plus de 10 euros du prix des EUA depuis le début de l’année?

 

Il y a plusieurs raisons différentes. Si l'on regarde les fondamentaux actuels du marché, l'hiver a été long et froid, ce qui a mis la pression sur les compagnies d'électricité. RWE, par exemple, a noté que sa production issue de combustibles fossiles avait augmenté de 34% au premier trimestre, en raison d'une augmentation de la production d'électricité issue du gaz, du lignite et de la houille.

 

Cependant, l’histoire ne s’arrête pas là. Si la MSR et l’entrée de la phase IV ne sont pas nouveaux, la révision des règles de la phase IV l’est en grande partie - cela n’a pas encore eu lieu et les attentes sont élevées. Afin d'obtenir une réduction nette de 55%, le marché s'attend à des objectifs de réduction plus stricts pour les entités de conformité, d'autant plus que l'ESR n'a pas été aussi efficace que l'EU-ETS. Tout ceci, auquel s’ajoute la rumeur entourant la mise en place du CBAM (« Cross-Border Allocation Mecanism », qui refléterait l'ETS pour les importations), a provoqué une augmentation significative des anticipations de prix futurs.

 

 En conséquence, nous avons vu des sociétés de négoce et d’investissement, devenues plus sensibles aux anticipations de prix futures, augmenter considérablement leurs encours. À titre d'exemple: les positions des compagnies de négoce, bien qu'actuellement en baisse par rapport à leur sommet de 253 millions d'EUA (19/03/2021), sont toujours à 210 millions de positions acheteuses nettes, soit près de 150% de plus que leur position au 31 décembre 2020 ( 85m EUA). Une partie de cela est la couverture, et une partie de cela est spéculative, ces acteurs pariant sur la hausse et la baisse des prix.

 

Enfin, il y a l'amélioration du sentiment économique - avec les vaccinations au coin de la rue, l'été / l'automne semble apporter un retour progressif à la vie normale, avec l'espoir que les émissions se rétabliront (ce qui exercera plus de pression sur le marché) avec la reprise de l'activité économique.

 

En 2020, les émissions de carbone européennes ont été impactées par les restrictions sanitaires. Le surplus d’EUA engendré aura-t-il un impact sur le prix à moyen terme ou sera-t-il résorbé rapidement?

 

À notre avis, le surplus sera rapidement absorbé. Nous l'avons vu avec la manière dont les enchères ont été reçues au cours du dernier trimestre; même si nous avons eu un volume plus élevé que les retards auparavant, l'effet de ceux-ci sur les prix - comme on l'a vu au premier trimestre - a été minime. À notre avis, la demande d'UCE est plus que capable de compenser l'excédent de quotas.

 

Pour les entités de conformité, même si elles n'avaient pas besoin d'autant d'EUA pour leurs positions l'année dernière, nous avons constaté une concentration plus forte sur une stratégie carbone solide à plus long terme, d'autant plus qu'à ces prix, le carbone peut très facilement causer des difficultés financières et que les EUA allouées gratuites diminuent. L'excédent offre également aux spéculateurs la possibilité d'acheter des volumes d'EUA, soutenant ainsi davantage le marché.

 

Enfin, il y a aussi la MSR. Même s'il peut y avoir actuellement un excédent, étant donné le fonctionnement des calculs du TNAC (sans inclure les spéculateurs dans le mix), 24% de l'ensemble du TNAC sera retiré, ce qui sera optimiste pour les marchés à l'avenir.

 

La part du charbon va baisser rapidement en Europe d’ici 2025. D’une part à cause de la fermeture de centrales un peu partout en Europe (plus de 30 GW de fermetures planifiées, surtout en Allemagne) et de l’éviction du charbon dans le merit -order (poussé par un prix élevé des EUA). Comment cette tendance va-t-elle affecter le prix des EUA? Cela risque-t-il d’affecter la corrélation EUA/ prix de l'électricité à moyen terme?

 

 

Comme indiqué ci-dessus, il s’agit d’une partie normale de l’évolution du prix du carbone - c’est le but! De manière générale, nous pensons que nous verrons le charbon rester dans le mix pendant un certain temps, étant donné qu'il ne s'agit pas seulement de prix, mais aussi de capacités de couverture - la plupart des producteurs couvrent leur exposition au carbone, en particulier pour le charbon et le lignite, à l'avance pour atténuer bouleversements de prix.

 

Cela étant dit, il est en effet possible que les fermetures de centrales charbon entraînent une offre excédentaire plus importante, du moins au début, même si, selon notre évaluation, cela n'aura pas beaucoup d'importance à long terme. À notre avis, dans les 3 à 6 prochaines années, nous prévoyons que le marché deviendra net - et une fois que cela se produira, étant donné que la demande de conformité serait plus élevée que l'offre, les fermetures viendront naturellement parce que d'autres industries en ont besoin. En conséquence, cependant, nous pourrions assister à un découplage supplémentaire de l'EUA et des prix de l'électricité.

 

On parle de plus en plus du rôle des acteurs financiers, et notamment les hedge-funds, dans le marché des EUA. Pour vous, quel est l'impact réel de ces acteurs sur les évolutions de prix et que se passerait-il si ceux-ci désertaient soudain le marché?

 

Comme indiqué précédemment, ces entités ont eu un fort impact sur les prix des EUA au cours du dernier trimestre, avec l'espoir que cela se poursuivra. Du point de vue du fonctionnement du marché, le rôle principal de ces entités est d'aider à faire grimper les prix à court terme, en particulier compte tenu de l'offre limitée d'EUA.

 

COVID-19 nous a également montré ce qui se passerait si ces fonds spéculatifs quittaient soudainement les marchés; c'est ce qu'ils ont fait au T1 / T2 2020, en réduisant leurs positions nettes à une position courte. Ce que nous avons vu alors, c'est que les prix ont fortement chuté, passant de 24 à 15,3, en une semaine. Par la suite, le marché a commencé à se redresser rapidement, car les entités de conformité - réalisant que l'achat d'EUA à ces prix ne se reproduirait probablement plus jamais - sont devenue longues et ont soutenu le marché, ce qui a incité les hedge funds à revenir.

 

On a entendu des prévisions de prix assez ambitieuses (100 euros/t et plus). Quels sont pour vous les perspectives d’évolution des prix sur l’EU-ETS sur  l’année 2021? Et à plus long-terme?

 

À notre avis, les prix pourraient subir une légère correction après le relâchement de la pression due à la date limite de conformité. Par la suite, nous prévoyons qu’ils rebondiront bientôt, compte tenu de la proposition de juin de la Commission européenne. Pour 2021, nous voyons des prix en moyenne de ~ 46,8 au cours du S2-2021, augmentant potentiellement jusqu'à 48,65 au 31 décembre 2021.

 

Par la suite, en fonction du mix de politiques, nous voyons les prix augmenter entre 53,5 et 67,2 d'ici 2023, 57,9-74,1 d'ici 2025 et, enfin, entre 70,4 et 91,3 en 2030, selon le scénario.