(F)110203-CDC-1036 du

Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz
Rue de l’Industrie 26-38
1040 Bruxelles
Tél.: [phone]
Fax: [phone]
COMMISSION DE RÉGULATION
DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ
ETUDE
(F)110203-CDC-1036
relative à
« l’analyse du concept des spreads»
réalisée en application des articles 23, §2, deuxième
alinéa, 2° de la loi du 29 avril 1999 relative à
l’organisation du marché de l’électricité
3 février 2011

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TABLE DES MATIERES
I INTRODUCTION ......................................................................................................... 3
II COUT MARGINAL ....................................................................................................... 4
III PRIX SUR LES BOURSES ET COÛT MARGINAL ...................................................... 6
IV CONSTRUCTION DES SPREADS .............................................................................. 7
IV.1. Considérations générales ................................................................................... 7
IV.2. Dark Spread (charbon) ....................................................................................... 8
IV.3. Spark Spread (gaz) ........................................................................................... 11
V ANALYSE DES SPREADS ........................................................................................ 13
V.1. Commentaires sur les formules......................................................................... 13
V.2. Day ahead versus Year Ahead ......................................................................... 16
V.3. Clean Spark Spread versus Clean Dark Spread ............................................... 17
V.4. Clean Spark Spread versus Spark Spread ........................................................ 20
V.5. Comparaison internationale de day ahead clean spark spreads ....................... 21
V.6. Valeur des spreads ........................................................................................... 23
VI APPLICATIONS DES SPREADS ............................................................................... 25
VI.1. Spreads et politiques environnementales .......................................................... 25
VI.2. Spreads et balancing ........................................................................................ 27
VI.3. Spreads et produits dérivés .............................................................................. 27
VI.4. Spreads et valeur d’une centrale....................................................................... 28
VII CONCLUSION ........................................................................................................... 30
VIII BIBLIOGRAPHIE ....................................................................................................... 32

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I INTRODUCTION
1. Par cette étude, la CREG a pour objectif de présenter une brève synthèse sur les
écarts (spreads) entre le prix de l’électricité et son coût estimé de production. Avant de se
lancer dans le vif du sujet, la première section discutera du coût marginal de production de
l’électricité et de ses composantes. Ensuite, la deuxième section exposera le lien entre le
prix de l’électricité sur les marchés et ce coût marginal. La troisième section reprendra les
formules utilisées pour calculer ces spreads dans différentes publications. La quatrième
section consistera en l’analyse de ces spreads, et finalement, une cinquième section
reprendra quelques applications des spreads.

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II COÛT MARGINAL
2. Le coût marginal (Cm) de production1 de l’électricité est défini comme l’évolution du
coût total (CT) suite à un changement de la quantité produite (Q)2. Les coûts totaux
comprennent les coûts fixes (CF) et les coûts variables (CV), soit CT = CV+CF.
Le coût marginal s’écrit donc :
Vu que seuls les coûts variables dépendent de la quantité, l’équation peut se reformuler :
3. Le coût marginal dépend de la période considérée afin d’évaluer le changement de la
quantité produite. Dans le très court terme, le coût marginal correspond aux coûts variables
de court terme3, c’est-à-dire aux coûts:
- du combustible pour produire une unité d’électricité4;
- d’achat de quotas de CO2, si applicable;
- d’acheminement du combustible du lieu de stockage jusqu’au brûleur;
- de certains frais pour l’opérationnel et l’entretien (lubrifiants,…).
1 L’étude se concentre sur la production, et ne tiendra pas compte du coût marginal de la distribution,
du transport ou de la fourniture d’électricité.
2 CER and NERA, Marginal Cost of Electricity Service Study, 1st of July 2004, p. 1.
3 Par exemple, pour l’Australie, nous pouvons lire que les “Variable costs include :
- Plant operations and maintenance;
- Fuel; and
- Fuel transport.”.
Voyez IES (Intelligent Energy Systems), The long run marginal cost of electricity generation in New
South Wales, a report to the independent pricing and regulatory tribunal, February 2004, p. 3-17.
Nous avons rajouté le prix du CO2 à cette liste, car celui-ci n’est pas considéré comme un coût en
Australie, mais bien en Europe.
4 Par exemple, pour du gaz naturel, le prix du combustible pour produire de l’électricité dépend du
rendement de l’installation électrique, du contenu énergétique du gaz par unité de volume et du prix
du gaz par unité de volume. Voyez Dr. Péter KADERJÁK (Director REKK), Economics of electricity
generation, NARUC Training on Tariff Development and Utility Regulation, 2007.

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4. A court terme, l’augmentation du coût de production suite à la production d’une unité
supplémentaire s’évalue en considérant le niveau de production de tous les autres services
comme constant5.
5. Au fur et à mesure que la durée considérée pour cette augmentation de la production
s’allonge, des coûts considérés comme fixes dans le très court terme seront dorénavant
perçus comme variables. L’on obtient dès lors le coût marginal de long terme qui comprend
davantage de postes tels que les frais de personnel. Dans le très long terme, tous les coûts
sont considérés comme variables6. A cette échelle temporelle, la capacité de production
n’est donc plus considérée comme fixe.
6. Il est généralement accepté que le coût marginal de long terme correspond au coût
qu’il faut encourir pour rencontrer une augmentation de la demande d’électricité sur une
période étendue7. En ce qui concerne le calcul de ce coût, celui-ci peut s’effectuer en
comparant les valeurs actualisées nettes (VAN) de deux programmes de développement de
la capacité de production sur une période étendue.
7. Pour le calcul de ces VAN, l’on estime que chacun des deux programmes utilise des
technologies similaires. La différence se situe au niveau de la demande d’électricité. Le
premier plan de développement est calculé en utilisant les prévisions actuelles de
consommation, tandis que le second plan de développement prend en compte une
augmentation déterminée de la demande en électricité. Le coût marginal de long terme est
donc la différence des VAN des deux programmes divisée par la différence de la demande
en électricité entre les deux programmes.
5 Marsden Jacob Associates, Estimation of long run marginal cost (LRMC), November 2004, p. 3.
6 Comme l’explique TURVEY, dans les livres académiques d’économie, nous retrouvons: “[…] long-
run signifies that all inputs can be varied. A textbook long-run cost function relates to a brand-new,
built from scratch system”. R. TURVEY, What are marginal costs and how to estimate them?,
University of Bath, 2000, p. 6. Ou encore “from a theoretical perspective the long run should be
understood as the time horizon where all costs are variable”. Marsden Jacob Associates, Estimation
of long run marginal cost (LRMC), November 2004, p. 9.
7 IES (Intelligent Energy Systems), The long run marginal cost of electricity generation in New South
Wales, a report to the independent pricing and regulatory tribunal, February 2004, p. 2-5.