DESIGNATION	TICKER	ENCOURS  (en nombre de contrats)
PALO VERDE COB CINERGY  ENTERGY PJM	QV QW NQ  QT JQ	4.763 4.470 1.655 1.129 531

 
 
 
 
 

3. - Histoire de la déréglementation de l'électricité aux Etats-Unis

Selon certains observateurs, l'actuelle déréglementation de l'électricité était déjà préfigurée par la déréglementation du transport aérien. En effet, les turbines développées pour l'aviation sous la pression d'une concurrence effrénée ont atteint des niveaux de performance jadis inimaginables. C'est ainsi que des centrales électriques ont pu les adapter à la production d'électricité destinée le plus souvent à satisfaire des crêtes de la demande, surtout en cas de phénomènes imprévus (intempéries, pannes, etc.). L'essor de la technologie dite ´ combined-cycle generating ª a été propulsée aussi par les cours favorables du gaz naturel qui sert de matière combustible aux turbines. Le progrès technologique a ainsi remis en question une des raisons d'être du monopole des producteurs d'électricité.

Mais en fait, dans la production d'électricité, les économies d'échelle atteignent leurs limites à des seuils suffisamment bas pour que foisonnement aux Etats-Unis plusieurs milliers de centre de génération. Le monopole doit donc son aspect ´ naturel ª davantage au processus de transmmission qu'à celui de la génération. L'argument en faveur du monopole du couple production/transmission évoque les synergies techniques inhérentes à leur regroupement au sein d'une même entité administrative. La désagrégation (´ unbundling ª) de la production et de la transmission a ouvert le passage du paradigme centré sur le monopole régulé à celui fondé sur la liberté de concurrence.

Un catalyseur plus direct des transformations actuelles sur le marché américain de l'électricité fut l'entrée en vigueur en 1978 de la Public Utility Regulatory Policy Act (PURPA). Cette loi a obligé les centrales électriques à acheter l'électricité produite par les co-générateurs lorsqu'elle était compétitive et aussi à assurer à ces mêmes producteurs des approvisionnements de rechange à des prix "justes et raisonnables". Ainsi a été créé un nouveau type de concurrent sur le marché de la production (les ´ independent power producers ª). Au cours de la décennies 1980, les centrales municipales et d'autres opérateurs secondaires ont pu gagner une certaine indépendance par rapport aux grands groupes producteurs.

En 1992, la Energy Policy Act a exigé que la FERC impose le libre accès (´ free wheeling ª) aux réseaux de distribution d'électricité à des prix ´ raisonnables ª. Par conséquent, les producteurs ont pu vendre leur électricité sur des territoires plus vastes, attisant encore la concurrence. Les avantages obtenus par la dérégulation se font sentir notamment au niveau des prix au détail qui sont censés chuter de 20 à 30 % au cours des prochaines années. L'importance de telles réductions doit être mesurée en fonction des réductions de coûts pour les industriels qui représentent 60% de la demande totale pour l'électricité aux Etats-Unis pour qui les achats d'électricité correspondent à 15 % de leurs frais de fonctionnement.

Mais l'instauration de la concurrence pleinement libre sur le marché de gros, et a fortiori sur celui du détail, se heurte au problème des "fonds perdus" ("stranded costs") engloutis dans les centrales désormais non-compétitives, ou en voie de le devenir avec la propagation de la concurrence. En cause sont surtout les centrales nucléaires dont les coûts de génération sont au moins le double, voire le triple, des offres provenant des centrales non-nucléaires. Pour autant que les marchés sont ouverts à la concurrence de producteurs moins chers en dehors de leur zone de leur monopole, les centrales non-compétitives seront laminées, entraînant des pertes susceptibles d'atteindre le niveau alarmant de $ 200 milliards. Si certains commentateurs sont néanmoins tentés tout simplement de passer ces centrales, leurs actionnaires, créanciers et salariés par le compte des pertes et profits, restera le problème de savoir comment continuer à attirer des investisseurs vers un secteur aussi hasardeux. Ceci explique pourquoi les autorités régulatrices, essentiellement au niveau étatique, ont trouvé des solutions de compromis permettant aux centrales de recouvrer l'essentiel de leurs ´ stranded costs ª. Mais au passage, le modèle de régulation en place depuis la Grande Dépression a tout de même pris un coup, les régulateurs délaissant le modèle de la fixation des cours en fonction des coûts moyennant une rentabilité adéquate à la faveur de critères de tarification privilégiant la performance industrielle.

Au plan de la régulation régionale, il importe de remarquer que cinq états (Floride, Maine, Michigan, Névada et New York) autorisent l'exercice d'une certaine liberté des consommateurs dans le choix de leurs fournisseurs d'électricité. Deux autres états (New Hampshire et Illinois) ont des projets de libéralisation du marché de la consommation et, en tout, 30 états étudient l'opportunité de telles politiques.

Dans ces conditions, un nouveau type d'opérateur a fait son apparition sur le marché de l'électricité américain, le ´ power marketer ª). Les ´ power marketers ª. A l'heure actuelle, quelque 300 intervenants non-industriels achètent l'électricité en gros et la revendent en cherchant à profiter des variations des cours des contrats à terme et des options sur l'électricité. Ils ne produisent et ne distribuent aucune électricité. Les ´ power marketers ª, tout en agissant sur le fondement de leurs propres anticipations de l'évolution du marché, fournissent des contreparties aux opérateurs de centrales et gros consommateurs industriels en quête de couverture. Dès 1997, la valeur de l'électricité échangée par les ´ power marketers ª a correspondu à $ 50 milliards. En plus des filiales spécialisées des firmes traditionnellement engagées sur les marchés des denrées (par exemple, Louis Dreyfus, Phibro), on trouve les groupes intégrés tels que Enron, les opérateurs de centrales électriques (PacifiCorp.) et enfin des développeurs de gros projets (AES Corp.). Mais ce qui est particulièrement éloquent quant à l'essence financière des opérations des ´ power marketers ª, c'est que l'on observe en leur nombre certains des plus grosses banques d'affaires américaines. Actuellement les ´ power marketers ª assument quelque 75% des contrats à terme sur le NYMEX.

consommation ne sont pas les mêmes (hiver au nord, été au sud), des échanges se réalisent aux frontières de zones en contre-cycle saisonnier. Ce phénomène explique en grande partie la formidable montée en puissance du marché de gros basé sur l'interconnexion à la frontière de la Californie et de l'Orégon.

En résumé, les autorités de tutelle américaines ont encouragé la vente d'électricité co-générée engendrant ainsi une certaine concurrence au niveau de la production. Lorsqu'à cette liberté s'est ajoutée la garantie d'un droit de passage sur les réseaux de transmission, un marché de gros concurrentiel est né. Les cours ont été déboulonnés. En 1995, la volatilité annualisée des cours à la frontière Californie-Orégon a dépassé 130% alors qu'à Palo Verde, elle a correspondu à 100%.

Bref, le marché de l'électricité aux Etats-Unis s'est libéralisé à un tel rythme que l'observateur français en reste quelque peu pantois.

Mais encore, pourquoi créer un marché de l'électricité?

4. - L'intérêt du marché boursier de l'électricité

D'abord, ce besoin se fait sentir à cause de la volatilité retrouvée des cours. Pendant des décennies la réglementation avait abouti à une stabilisation des cours. Les taux étaient fixés en tenant compte de l'intérêt du public consommateur et du besoin de garantir des taux de rentabilité suffisamment élevés pour attirer les investisseurs à s'engager dans la production et la transmission de l'électricité. Mais la valeur de l'électricité sur le marché libre s'avère exceptionnellement volatile puisque les cours peuvent varier de $ 20 à $ 130 en quelques instants. Dans ces conditions, une possibilité de couverture de risque par rapport aux cours attire les opérateurs.

D'autre part, le marché américain de l'électricité, qui pèse plus de $210 milliards par an, et qui correspond donc à un des secteurs les plus importants de l'économie américaine, crée des enjeux justifiant l'effort d'une gestion financière exploitant tout instrument permettant d'optimiser le rapport retour/risque.

Enfin l'électricité étant susceptible d'être vendue en unités standardisées et selon des programmes de livraison prédéterminés; se prête à la négociation financière. Par contre, un aspect de l'électricité la distingue d'autres denrées négociées en bourse: sa durée de vie nulle, l'électricité non consommée à tout instant étant perdue à jamais.

4.1. - La négociabilité et la divulgation d'informations

A la fois condition du fonctionnement optimal de tout marché, et objectif visé par l'instauration de tout marché, la divulgation d'informations afférentes aux cours contractuels de vente d'électricité ne pourra qu'être améliorée par la création d'un marché boursier sur lequel les cours seront affichés et négociés.

La publication par Dow Jones d'un indice des cours de l'électricité sur le marché de gros en Californie avait largement contribué à convaincre les opérateurs des possibilités pratiques de développer des instruments financiers dérivés des cours de l'électricité.

La possibilité de compiler l'évolution historique des cours sur le marché boursier fournira un guide utile et rassurant pour les négociateurs de contrats sur le marché spot.

Aussi l'inclusion dans les conditions contractuelles d'une exécution réelle du contrat assure la convergence des cours des contrats à terme vers le cours spot à l'approche de l'échéance du contrat à terme. Ainsi la fiabilité des cours des contrats à terme en tant qu'instrument de couverture de risque réel est maximisée.

Au NYMEX, tous les prix sont établis à la criée et sont instantanément affichés.

La présence de courtiers (´ brokers ª) permet aux opérateurs de garder leur identité confidentielle.

4.2. - Amélioration de la liquidité du marché de l'électricité

Selon l'association professionnelle des ´ power marketers ª, leur marché est amené à atteindre sous peu d'années le score annuel très impressionnant de $ 2.000 milliards. Mais le potentiel est vraisemblablement plus important encore puisque cette estimation suppose un marché financier environ 10 fois plus important que le marché physique alors que d'autres instruments financiers dérivés de l'énergie engendrent des marchés financiers correspondant à 20 fois leur volume physique.

Ultérieurement, l'instauration de la concurrence sur le marché de vente au détail de l'électricité projettera au niveau des consommateurs le même contexte que celui actuellement en vigueur au niveau de gros (volatilité des cours, particularité des besoins) et, par la même occasion, augmentera le nombre des opérateurs économiques susceptibles d'être attirés vers le marché boursier.

4.3. - Moyen de couverture de l'exposition aux variations des cours

La volatilité des cours de produits énergétiques est notoire, et celle de l'électricité américaine déréglementée, avec des scores anticipés de 40% par an, ne fait pas pâle figure. Dans de telles conditions, les opérateurs peuvent à tout moment souhaiter se décharger de tout ou partie de leur risque survenant en relation avec la variation des cours de l'électricité.

Même après avoir souscrit une couverture sur le marché à terme, un risque persistant concerne l'évolution de l'écart entre le cours à terme et le cours spot à tout moment. Ce risque, dit "de base" ("basis risk"), doit disparaître dans le temps. Autrement dit, tout contrat à terme doit en se rapprochant de son terme se transformer en contrat spot; il vaudra plus ou moins par rapport à sa valeur nominale, il sera vendu à prime ou décote, mais le cours net sera celui du cours spot ce jour-là. Entre le moment de l'acquisition d'un contrat à terme et la date de son échéance, des événements aléatoires peuvent pousser la trajectoire de la convergence. S'agissant du marché de l'électricité, des intempéries, ou encore des clémences, imprévisibles dérangent fréquemment la demande écartant sa courbe de la trajectoire normale, si ce n'est que momentanément. Le marché boursier, mieux que d'autres alternatives, fournit aux opérateurs le moyen de lisser au moins partiellement ces oscillations fortes et souvent courtes.

Certes, lorsque se pratique le règlement quotidien (´ mark to market ª) comme au NYMEX, les variations anormales peuvent toujours donner lieu à des crises pour les opérateurs les plus téméraires qui tiennent à la fermeture de la bourse des positions exposées aux sursauts des cours pendant les heures de fermeture de la bourse ("gap").

5 - Conclusion

Le marché des dérivés financiers de l'électricité, après un démarrage hésitant, atteint désormais des performances impressionnantes. Les perspectives à plus long terme, avec la propagation de la déréglementation à travers la filière nationale de l'électricité, sont très attrayantes. En tout cas, ces instruments financiers offrent aux opérateurs une opportunité d'améliorer leur compétitivité par la réduction du risque de variation des cours de l'électricité. Enfin, le lien entre l'évolution des cours des dérivés de l'électricité et les changements météologiques fascinera la communauté des chercheurs appliquant la théorie du chaos pour interpréter et prévoir des évolutions des marchés financiers!
 
 
 

PALO VERDE ET CALIFORNIA/OREGON BORDER (COB)

Unité d'échange:

Contrats à terme: 736 heures mégawatt (mwh) livrées sur un mois (à partir du contrat d'octobre 1999, la quantité sera portée à 864 mwh.

Options: Un contrat à terme sur l'électricité Palo Verde ou COB du NYMEX

Heures d'activité:

Contrats à terme et options: 9:40 - 14:55 heures (séance à la criée)

Les échanges pourront être réalisés après les heures normales par le système d'échanges électronique NYMEX ACCESS du lundi au jeudi entre 16:15 et 19:15 heures.

Durée limite des contrats:

Contrats à terme: 18 mois consécutifs

Options: 12 mois consécutifs

Monnaie de la cotation:

Contrats à terme et options: $0,01 par mwh ($7,36 par contrat; $8,64 à partir des contrats d'octobre 1999)

Limite maximale des variations quotidiennes des cours:

Contrats à terme: $15,00 par mwh ($11.040 par contrat; $12.960 à partir des contrats d'octobre 1999) pour les deux premiers mois. La limite du mois écoulé de $3,00 par mwh passe à $6,00 si le taux de règlement de la veille par rapport au mois écoulé atteint la limite des $3,00. En cas de variation de $7,50 au cours des deux premiers mois, les limites des mois écoulés sont élargies de $7,50 par mwh à partir de la limite applicable dans la direction de la variation.

Dernier jour du mois d'échanges:

contrats à terme: Les échanges se terminent le quatrième jour ouvrable avant le premier jour du mois de livraison

Options: l'expiration a lieu la veille de l'expiration du contrat à terme afférent

Exercice des options:

par l'intemédiaire d'un membre de la chambre de compensation vis-à-vis du NYMEX au plus tard à 17:30 ou 45 minutes après l'affichage du cours de règlement du contrat à terme, lequel des deux aura lieu le plus tard et ceci pour tout jour y compris le jour de l'expiration des options.
 
 

Prix d'exercice des options:

20 différentiels de $0,50 par mwh de chaque bord du prix du marché, plus 10 différentiels de $2,50 par mwh au dela des 20 permiers différentiels. Le prix du marché est celui qui est le plus proche du cours de clôture du contrat à terme lors de la séance de la veille. Les limites de prix d'exercice sont déteminés en fonction des variations des cours des contrats à terme.

Lieu de livraison

Contrat Palo Verde: le parc d'échange à haut voltage de l'interconnexion à Palo Verde

COB: la frontière Californie/Orégon de l'AC Intertie du Pacific Northwest Pacific Southwest.

Taux de livraison:

2 mw pendant toute heure de la période de livraison sous réserve d'accord des parties

Unité de livraison:

L'unité de livraison est fixée en fonction du nombre de jours au cours du mois de livraison:

27 jours de pointe = 864 mwh heures de livraison (27 jours x 16 heures x 2 mw = 864)

26 jours de pointe = 832 mwh heures de livraison (26 jours x 16 heures x 2 mw = 832)

25 jours de pointe = 800 mwh heures de livraison (25 jours x 16 heures x 2 mw = 800)

24 jours de pointe = 768 mwh heures de livraison (24 jours x 16 heures x 2 mw = 768)

L'unité de livraison devra être égale ou inférieure à l'unité contractuelle.

Période de livraison:

Seize heures de pointe: l'heure s'achevant à 07:00 heures du lieu jusqu'à l'heure se terminant à 22:00 heures - heure Côte Pacifique. Ceci peut êtr modifié par accord des parties au moment de la livraison.

Échange des contrats à terme:

Pour le bien physique ou équivalent (EFP)

L'acheteur commercial ou le vendeur commercial a la faculté d'échanger une position à terme contre une position réelle de même quantité moyennant préavis au NYMEX. Les EFP sont utilisées pour initier ou liquider des positions en contrats à terme.

Planning

L'acheteur et le vendeur doivent appliquer les pratiques de la Western Systems Coordinating Council.

Achat à découvert:

Le paiement d'un acompte est exigé pour toute position en contrat en terme ainsi que pour toute position ´ short ª sur les options. L'acompte sur les options ne peut pas dépasser la prime.

Limites des positions:

5,000 contrats pour l'ensemble des mois, maximum de 350 pour le mois de livraison en cours ou 3.500 par rapport à tout mois

Symbole:

Contrats à terme:

Palo Verde: KV COB: MW

Options

Palo Verde: VO COB: Wo
 
 

EXEMPLE D'UN LONG HEDGE

Un consommateur "grand compte" souhaitant couvrir le risque de l'augmentation des cours a souscrit sur le marché réel un contrat de fourniture à long terme à coût fixe. Il redoute alors toute baisse des cours sur le marché réel susceptible de le rendre moins compétitif que ses concurrents achetant sur le marché spot. Le consommateur souscrit un contrat à terme qu'il maintient en portefeuille jusqu'à son terme. Selon que le cours spot en fin de période soit supérieur, égal ou inférieur au cours contractuel, le résultat de l'opération boursière pour le consommateur sera positif, nul ou négatif. Le résultat boursier compense le résultat sur le marché réel. Dans les exemples suivants, abstraction est faite du taux d'intérêt.Nous supposons également qu'il n'y a ni frais de stockage ni rémunération des positions.
 
 

Compte des opérations si les cours baissent:

sur marché boursier: crédit / (débit)

Jour J Achète 1 contrat à terme ($16.00)

Echéance Vend 1 contrat $ 12.00

PERTE SUR LE MARCHE BOURSIER ($ 4.00)

sur le marché réel:

Prix prévu au Jour J comme devant prévaloir

au jour de l'échéance du contrat à terme $16.00

Echéance Achète 736 mwh $12.00

GAIN (OU PERTE) D'OPPORTUNITE $ 4.00

RESULTAT DU HEDGE 0

COUT D'ACHAT EFFECTIF $16.00
 
 

Exemple d'un short hedge

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L'opérateur vendeur d'électricité est exposé au risque d'une chute des cours. Il s'agira par exemple d'une centrale électrique dont les recettes baisseront si les cours de son produit s'affaissent. En vendant sa production sur le marché réel à terme, ce risque peut être couvert mais alors se pose le risque économique de l'augmentation des cours sur le marché spot qui permettraient à des concurrents de vendre à des prix plus élevés.

Si le cours spot est $10,00/mwh, et le taux d'intérêt correspond à 10% par an, le cours du contrat à terme d'un an est $11,00. L'opérateur est donc indifférent quant à acheter un contrat sur l'électricité sur le marché à terme d'un an ou acheter un contrat spot moyennant un financement à 10% et le tenir jusqu'à l'expiration du terme.