Brexit et marché de l’énergie

Chaque jour, les analystes des marchés de l’énergie commentent, systématiquement et apparemment sans règles particulières, les mouvements et les perspectives des marchés (haussiers, baissiers ou stables) en relation avec les anticipations des modalités du BREXIT (mou, dur, semi-mou etc…). Ainsi, par exemple, tout développement négatif sur la perspective d’arriver à une sortie avec accord expliquera l’évolution haussière (respectivement baissière ou stable) du jour. Il en sera de même pour tout manque d’information ou de perspective nouvelle à ce sujet : l’incertitude autour du Brexit justifiera la tendance bearish (respectivement bullish ou stable) du jour !

Alors que nous écrivons ces lignes, la date fatidique du 29 mars est passée sans que le (mauvais) feuilleton ne soit arrivé à sa conclusion et tout porte à croire que de nombreuses « saisons » sont déjà en préparation. Faut-il pour autant différer davantage l’analyse de l’impact du Brexit sur les marchés de l’énergie ? Nous nous permettons sans plus attendre de partager avec vous quelques réflexions :

Tout d’abord regardons ce qui ne change pas ou peu :

  • Les tarifs douaniers :

En quittant l’Union Européenne, le Royaume-Uni quittera aussi son marché unique. Ce basculement ne devrait avoir que peu de conséquences pour l’énergie car l’électricité, le pétrole et le gaz naturel ne sont pas taxés dans le cadre des accords de l’OMC. L’essentiel est préservé !

  • Les interconnections :

RTE et la CRE ont pris les devants : à compter du 30 mars, toutes les allocations de capacités sont explicites. Ce changement en pratique ne concernera que les allocations journalières (les autres allocations se faisant déjà d’une façon explicite). Un changement qui ne devrait donc générer qu’une légère (imperceptible) désoptimisation et qui permettra de rémunérer une activité de trading additionnelle.

L’ETS (système Européen d’échange de quotas d’émissions de carbone), quant à lui, requiert comme toujours une attention particulière :

  • Curieusement, le projet d’accord de sortie prévoyait le maintien de la Grande Bretagne dans l’ETS. Ce ne serait donc plus le cas en absence d’accord. Cette incertitude est donc génératrice d’une forte volatilité car le système permet le « banking » (mise en réserve des allocations) et le « borrowing » (utilisation des allocations futures) ; Cette dernière option ayant été interdite aux émetteurs britanniques avec le gel des allocation 2019. La date des restitutions des quotas pour les émissions 2018 est le 30 avril 2019. En cas de sortie de l’ETS, l’effet banking aura un effet baissier, alors que l’impossibilité du borrowing aura un effet haussier (et inversement dans le cas du maintien de la Grande Bretagne dans l’ETS. Ou peut-être pas !)
  • Apparemment, alors que la date du 30 avril se trouve à priori au-delà de la date fatidique, les acteurs de marché ne semblent pas envisager le scénario radical où les industriels décideraient de ne pas restituer les quotas de 2018. Ce serait certes en contravention aux accords existants mais… (le cadre existant permettait le borrowing aussi).

Considérons maintenant les effets pour les politiques de l’Union Européenne :

Finalement c’est à ce niveau que les conséquences risquent d’être plus importantes. Après sa sortie de l’Union européenne, le Royaume-Uni ne pèsera plus dans les négociations pour la construction du marché intérieur de l’énergie, et l’Europe y perdra certainement une approche concrète et réaliste (non idéologique) de la libéralisation des marchés comme l’illustre ce bref rappel historique :

  • Si la Grande Bretagne avait été pionnière du mécanisme du Pool obligatoire (début des années 1990), elle n’a pas hésité à l’abolir en 2001 pour l’avoir jugé trop manipulable.
  • Jugeant que l’ETS ne permettait pas de favoriser la génération électrique par gaz naturel moins polluant (et souvent domestique) que par le charbon (toujours importé), un prix plancher du CO2 est instauré en 2013.
  • Généralisation des contrats pour différence pour la génération électrique bas carbone.
  • Engagement dans le nucléaire : Hinkley Point négocié en 2014-2015 avec contrat pour différence.
  • Politique pragmatique (et controversée) en faveur du gaz de schiste.
  • Lancement du marché de capacité en 2014.

Justement, la question du marché de capacité permettra à l’Union Européenne de se rappeler au bon souvenir des britanniques : alors que la mise en place de ce marché au Royaume Uni n’avait fait l’objet d’aucune objection de la part de la Commission Européenne le 23 juillet 2014, le tribunal de l’Union Européenne, par un arrêt le 15 novembre 2018 (et un sens aigu du timing), annule la décision de la Commission de ne pas s’opposer au régime d’aides instaurant un marché de capacité au Royaume.

Affaire à suivre (la Commission a ouvert une enquête approfondie sur le régime du marché de capacité britannique le 21 février 2019), mais entre-temps, la Commission Européenne continue de qualifier les mécanismes de capacités de subventions, le marché de capacité britannique est arrêté et, partant, la sécurité d’approvisionnement du Royaume-Uni compromise…

Philippe Boulanger

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