Analyse prix gaz - Le Figaro · 2009. 11. 24. · Evolution du prix des énergies de chauffage 0 2...

Conférence de presse du 24 novembre 2009

ANALYSE DE L’UFC-QUE CHOISIR

SUR LE PRIX DU GAZ

1

Le marché français du gaz

1. Le gaz est la principale source de chauffage Environ 9 500 communes sont raccordées au réseau de gaz naturel. Cela représente moins d’un tiers des communes mais donne accès au gaz à près de 80% de la population française car les zones les plus densément peuplées sont presque toutes desservies. En France, au 30 juin 2009, 11,5 millions de sites sont raccordés au gaz pour une consommation de 484 TWh. Le marché résidentiel représente 94% des sites (10,8 millions) mais seulement 28% du volume (135 TWh)1. La consommation moyenne du segment résidentiel est de 12 500 kWh/an. Quand les ménages sont chauffés au gaz, la consommation moyenne est de 17 000 kWh et la facture moyenne est de 900 €/an2. En 2006, le montant total des dépenses en gaz naturel des ménages a été de 8,4 milliards d’euros. En expansion continue depuis 1960, le gaz naturel est devenu en 2000 la principale source d’énergie pour le chauffage. En 2006, 44% des ménages utilisaient le gaz pour le chauffage de leur résidence principale, 30% l’électricité et 19% le fioul3. En termes de dépenses, le gaz représente 33% des dépenses de chauffage en valeur, devant l’électricité (30 %) et le fioul domestique (25 %)4. Le prix des énergies fossiles a fortement augmenté ces dernières années mais elles restent compétitives par rapport à l’électricité :

Evolution du prix des énergies de chauffage

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Fioul DomestiqueGaz Réseau (B1 - moy : 23 260 kWh/an)Electricité (HC/HP - moy : 13 000 kWh/an)

Source : Pégase

1 Source : CRE 2 Source : Site DGEC. 890 € si distribution par GrDF / 1 080 € si distribution par une ELD (Entreprise Locale de Distribution). 3 Source : Maîtrise d’énergie - Chiffres Clefs 2007 – ADEME

2

La France importe la quasi-totalité de ses besoins en gaz naturel (plus de 97%), principalement par gazoduc (75%), mais le transport de gaz liquéfié (GNL) par méthanier se développe fortement (25%). L’approvisionnement se fait à près de 90% par le biais de contrats de long terme indexés sur le prix du pétrole5. L’approvisionnement sur les marchés de gros (gré à gré et marché organisé) est limité mais est en cours de développement.

2. L’ouverture du marché du gaz a) Le marché est ouvert à la concurrence pour les p articuliers depuis le 1 er juillet 2007 L’ouverture du marché du gaz s’est faite progressivement. Elle a eu lieu pour les particuliers au 1er juillet 2007. Depuis cette date, les consommateurs peuvent choisir de rester au tarif réglementé (proposé uniquement par Gaz de France puis par GDF-Suez depuis la fusion en juillet 2008), fixé par l’Etat, ou exercer leur éligibilité et passer au tarif de marché auprès de GDF-Suez ou d’opérateurs alternatifs. Une fois passé au tarif de marché, il est impossible de revenir en arrière (non réversibilité). Depuis janvier 2008, la règle a été assouplie : lors d’un emménagement, il est possible d’avoir accès au tarif réglementé pour un premier raccordement ou pour un logement précédemment occupé, quel que soit le choix qu’avait fait le précédent occupant. En revanche, la réversibilité est maintenant possible pour l’électricité (après une durée de 6 mois). L’existence de deux modes de fonctionnement très proches sans être identiques ne se justifie pas par des considérations techniques et crée une grande confusion pour les consommateurs. Au 30 juin 2009, les concurrents nationaux de GDF-Suez pour la fourniture de gaz en France sont au nombre de 12. Ils ne sont que 4 à proposer du gaz à destination des particuliers sur l’ensemble du territoire : EDF, Altergaz, Poweo et Direct Energie (source : CRE). A cette date, sur le marché résidentiel français, GDF-Suez possède 95% du marché, en nombre de sites. Le développement de la concurrence se poursuit avec une progression de plus de 1 point depuis décembre 2008. Sa suprématie est moins importante sur le marché industriel, ouvert depuis plus longtemps, puisqu’il détient 85% du marché, mais sa progression stagne. GDF-Suez reste le principal fournisseur de gaz en France. L’Etat détient 35% de son capital (il avait 80% de Gaz de France) et conserve une minorité de blocage. b) Une concurrence pas assez développée aux yeux de la commission européenne La France a été mise en demeure plusieurs fois par la commission européenne pour entrave à l’ouverture du marché de l’énergie. Cependant, la France n’est pas seule, loin s’en faut, à être pointée du doigt par la commission. En effet, le 25 juin 2009, elle a mis en demeure 25 des 27 pays de l’UE (Malte et Chypre excepté) pour ne pas avoir respecté les dispositions des règlements applicables dans le domaine du gaz et de l’électricité. Elle leur reproche de ne pas garantir une concurrence équitable dans l’intérêt des consommateurs.

4 Enquête budget INSEE 2006 5 En 2008, les principaux pays fournisseurs ont été la Norvège (33%), les Pays-Bas (18%), l’Algérie (17%) et la Russie (15%).

3

c) Un manque d’information sur l’ouverture du march é Tous les sondages réalisés depuis l’ouverture du marché aux particuliers permettent d’affirmer que la connaissance de l’ouverture des marchés de l’électricité et du gaz est très partielle. A titre d’exemple, le sondage réalisé en septembre 2009 par LH2 pour Energie-Info nous informe qu’un an et demi après l’ouverture du marché : - Seulement 36% des particuliers savent qu’ils peuven t changer de fournisseur de gaz et

d’électricité (ils étaient 31% fin 2007). Pourtant, ils se sentent globalement plutôt bien informés sur le sujet (62%).

- De plus, les modalités de changement sont mal connues. Une personne sur 5 déclare connaître la

marche à suivre.

3. Le prix du gaz à destination des particuliers

Aujourd’hui, en France, il existe des tarifs réglementés fixés par l’Etat et des prix de marché, fixés librement par les fournisseurs. La majorité des pays de l’UE27 appliquent des tarif s réglementés , que ce soit pour le gaz ou l’électricité et que ce soit à destination des particuliers ou des entreprises. Par exemple, l’Espagne et l’Italie détiennent, eux aussi, des tarifs réglementés pour le gaz à destination des particuliers6. En France, seul GDF-Suez peut (et doit) proposer les tarifs réglementés, fixés par l’Etat. Au 30 juin 2009, 89,6% des sites résidentiels sont encore au tarif r églementé (67% sur le marché industriel). Sur les 10,4% de sites résidentiels passés au prix de marché, la moitié est passée chez un fournisseur alternatif (5,4%), l’autre moitié est restée chez GDF-Suez (5%). On appelle "site" un poste terminal de distribution (en gros, un compteur) de particulier ou d'entreprise.

Le nombre de sites chez un fournisseur alternatif est en augmentation : +1,5 point depuis 6 mois (3,9% le 31 décembre 2008), +3,5 points depuis un an (1,9% le 30 juin 2008).

On constate que l’ensemble des fournisseurs alternatifs fixent leurs prix par rapport au prix réglementé, qui constitue ainsi un aiguillon de la concurrence. Il existe également, depuis le 15 août 2008, un tarif social pour les clients particuliers disposant de faibles ressources : le tarif spécial de solidarité (TSS). Il a été décidé après les trois augmentations successives du tarif réglementé de 2008. Environ 1,1 million de foyers sont éligibles au TSS, mais environ la moitié des ayants droit n’y ont pas encore accès, principalement en raison de problèmes d’identification, en particulier pour les personnes ayant un chauffage au gaz collectif.

6 Rapport de mars 2009 sur l’Etat d’avancement de la création du marché intérieur du gaz et de l’électricité de la commission des communautés européennes

4

Pour finir, il est à noter que le prix du gaz hors taxe à destination des ménages se chauffant au gaz en France est dans la moyenne européenne :

Prix Gaz - consommateurs domestiques - en €/GJ(Consommation comprise entre 20 GJ et 200 GJ)

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Hors Taxe TTC

Source : Eurostat (2ème semestre 2008) En revanche, il est plus élevé pour les ménages n’utilisant le gaz que pour la cuisson et l’eau chaude (tarifs base et B0) :

Prix gaz - consommateurs domestiques - en €/GJ (Con sommation < 20GJ)

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Hors Taxe TTC

Source : Eurostat (2ème semestre 2008) Pour réaliser notre étude sur le prix du gaz, nous nous sommes appuyés sur une expertise indépendante confiée à Microeconomix. Le rapport de cette étude est disponible sur http://www.microeconomix.fr/.

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Analyse du coût d’approvisionnement Le coût d’approvisionnement en gaz naturel représente 50% du prix total du gaz. Il intègre le coût de la matière mais également son transport jusqu’à l’entrée en France. Il se fait principalement par gazoduc mais le transport par bateau de gaz naturel liquéfié (GNL) se développe et atteint aujourd’hui près de 25%. Les coûts de transport, hors frontière, ne sont pas publics mais on estime qu’ils représentent environ 25% du coût d’approvisionnement par gazoduc et 30% par méthanier. Il ne nous a pas été possible de réaliser une analyse plus fine sur ce point. L’objectif de notre analyse est de comparer dans le temps l’évolution du niveau du tar if réglementé à celui du coût d’approvisionnement pour déterminer s’il y a eu une hausse ou une baisse de la rentabilité liée au coût d’approvisionnement. Avant cela, faisons un point sur les raisons de l’indexation du prix du gaz naturel sur celui du pétrole car cette indexation rend le coût d’approvisionnement en gaz très volatile.

1. L’indexation du coût d’approvisionnement gaz sur celui du pétrole est-elle vraiment justifiée ?

En France, l’approvisionnement en gaz est à près de 90% réalisé par des contrats de long terme indexés sur le prix des produits pétroliers. Le prix d’approvisionnement en gaz est donc très lié au prix du baril de pétrole. Le graphique suivant montre que le prix d’approvisionnement en gaz suit le cours du Brent, avec une amplitude moindre et un décalage temporel (tant à la hausse qu’à la baisse).

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Norvège [€/MWh] Algerie [€/MWh] Russie [€/MWh] Pétrole Brent [€/baril]

Sources : CRE – Insee (indice 100 en décembre 2002)

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L’indexation du prix du gaz sur celui du pétrole a d’abord une raison historique. Au moment du développement de l’énergie gaz en Europe, dans les années 60-70, le gaz était en concurrence directe avec les produits pétroliers, principalement le mazout. De plus, les pays exportateurs de gaz étaient (et sont toujours) aussi exportateurs de pétrole et n’avaient pas intérêt à encourager la compétition entre les deux combustibles. Les contrats d’approvisionnement gaz conclus à long terme ont donc été indexés sur le pétrole. Mais aujourd’hui cette indexation n’est plus tout à fait justifiée. Jusque dans les années 90, le gaz naturel était surtout utilisé pour le chauffage et la production de chaleur industrielle. Depuis, la part du gaz dans la production d’électricité a fortement augmenté avec le développement des centrales combinées gaz. Dans ce domaine, le gaz se substitue davantage à l’électricité nucléaire et au charbon. De plus, les réserves de gaz sont supérieures à celles de pétrole (20 ans de plus). Malgré cela, les marchés de long terme sont toujours indexés sur les produits pétroliers avec un décalage de quelques mois (3 en général). Le développement du GNL et des marchés spot devrait permettre, à terme, de créer un véritable prix de marché, moins corrélé de celui du pétrole. Actuellement, aux Etats-Unis, après la forte baisse de fin 2008, le prix du baril de pétrole a augmenté et a retrouvé son cours autour de 75-80 $. En revanche, le prix du gaz a continué de chuter et reste relativement bas :

Cela est dû à la récession économique mais également à l’augmentation de la production de gaz aux Etats-Unis due à l’exploitation récente du gaz de roche grâce au développement de nouvelles technologies. Même en Europe, sur le marché de gros en Grande Bretagne (NBP) -le plus développé -, le prix du gaz reste bas, malgré la remontée relative du prix des produits pétroliers. Il est donc plus faible que celui des contrats de long terme, indexés sur les produits pétroliers :

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L’Agence Internationale de l’Energie a déclaré que la menace de surproduction et la variabilité des prix spot du GNL va inciter les pays européens et d’Asie-Pacifique « à abandonner ou à réajuster le lien établi entre le prix du gaz et du pétrole dans les contrats de long terme ». Tous ces éléments montrent que l’indexation des contrats de long terme sur les produits pétroliers n’est plus tout à fait légitime. Elle est, de plus, pénalisante pour les consommateurs car l’augmentation du prix du pétrole est inévitable (appauvrissement des ressources plus rapide que pour le gaz) et il est, de plus, très volatile (rôle de l’Opep pour limiter la production et jouer sur les prix, influence politique, spéculation, …). Aux Etats-Unis et au Royaume-Uni, les contrats de long terme gaz sont indexés sur le prix spot du gaz et non plus sur les produits pétroliers. Par conséquent, il nous semble que les contrats de long terme devraient évoluer pour ne plus être uniquement indexés sur le prix des produits pétroliers. Cette évolution nécessaire est du ressort des négociations entre les producteurs de gaz et les fournisseurs importateurs, en particulier GDF-Suez, dont l’Etat est le principal actionnaire. Aujourd’hui, en France, 90% de l’approvisionnement en gaz se fait par le biais de long terme indexés sur les produits pétroliers. Cette indexation historique n’est plus entièrement justifiée et elle pénalise les consommateurs car les produits pétroliers sont dans une tendance haussière importante et ils sont très volatiles. Le mode d’indexation des contrats de long terme doit évoluer pour ne plus prendre en compte uniquement le prix des produits pétroliers. Ils pourraient intégrer également le prix spot du gaz.

2. GDF-Suez déclare des pertes dues au niveau des t arifs réglementés GDF-Suez, dans chacun de ses rapports annuels, affirme que le niveau des tarifs réglementés génère des pertes presque chaque année car l’ajustement du coût d’approvisionnement est insuffisant. Il estime le montant des pertes cumulées depuis 2004 à 1,6 milliard :

Année Pertes ou gains estimés par GDF-Suez

en raison de l'évolution des tarifs administrés au regard de l'évolution des coûts d'approvisionnement

2004 - 130 M€ 2005 - 370 M€ 2006 - 511 M€ 2007 + 84 M€ 2008 - 679 M€ Total - 1 606 M€

Ces chiffres sont issus d’une décomposition opérée par GDF-Suez suivant une comptabilité analytique qu’il n’est pas possible de vérifier à partir des comptes publics et qui n’est pas auditée par les commissaires aux comptes. GDF-Suez a également présenté des estimations de ses pertes présumées au conseil de la concurrence (suite à une saisine du conseil d’Etat à propos des tarifs de vente du gaz naturel en distribution publique). Elles sont du même ordre de grandeur même si elles sont plus limitées (118 M€ en 2004 et 323 M€ en 2005). Elles ont été validées par ce dernier. GDF-Suez annonce 363 M€ de perte pour le 1er trimestre 2009 et déclare « avoir pu couvrir ses coûts au deuxième trimestre, la baisse des coûts d'approvisionnement ayant plus que compensé la baisse des tarifs du gaz de 11,3% au 1er avril ». Mais le groupe estime que seulement 50% à 65% de « ses pertes » du 1er trimestre seront récupérées d’ici la fin de l’année.

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En réalité, le « rattrapage », commencé au second trimestre, va se poursuivre aux troisième et quatrième trimestres. En effet, en juillet dernier, l’application de la formule d’indexation du coût d’approvisionnement aurait dû conduire à une baisse du tarif d’environ 10% qui n’a pas eu lieu. Elle n’a pas non plus eu lieu au 1er octobre même si l’application de la formule aurait, à cette date, conduit à une baisse de 4%.

3. Le coût d’approvisionnement de GDF-Suez GDF-Suez établit des contrats avec les producteurs de gaz étrangers pour assurer les approvisionnements en gaz naturel de ses clients en France. Les contrats sont signés à long terme pour garantir la sécurité d'approvisionnement. Dans ces contrats de long terme, le prix du gaz acheté est indexé sur le prix des produits pétroliers et sur la parité euro/dollar afin de tenir compte des effets de change. Dans la détermination des tarifs réglementés, pour estimer les coûts d’approvisionnement de GDF-Suez, une formule de lissage dite « 6-1-3 » est appliquée :

- « 6 » car le calcul de l’évolution des coûts d’approvisionnement est réalisé à partir de la moyenne des cours des produits pétroliers de référence et du taux de change €/$ sur une période de six mois.

- « 1 » car la période de référence de 6 mois pour le lissage se termine un mois avant la date du mouvement tarifaire.

- « 3 » car l’évolution tarifaire, si elle a lieu, est appliquée pour le trimestre suivant. A titre d’exemple, un mouvement au 1er avril répercute le cours moyen des produits pétroliers de référence des mois de septembre à février, comme illustré par le tableau suivant :

Les évolutions tarifaires liées au coût d’approvisionnement tiennent compte de la moyenne des produits pétroliers 7 à 2 mois auparavant. L’application de l’évolution tarifaire due à l’évolution des coûts d’approvisionnement n’est pas systématique et est soumise à la décision de l’Etat. Chaque mouvement tarifaire génère un grand nombre de litiges liés aux estimations de consommation réalisées par GDF-Suez avant et après le mouvement tarifaire. GDF-Suez élabore une formule permettant d’estimer ses coûts d’approvisionnement à partir de ses différents contrats de long terme. Elle fournit à la CRE cette formule ainsi que les éléments concernant ses contrats pour la valider. En 2008, GDF-Suez a modifié sa formule d’indexation pour intégrer la valeur du baril de pétrole Brent (auparavant seuls les cours du fioul domestique et lourd étaient pris en compte). L’audit de la CRE a conclu que la formule reflète bien les variations de coûts d’approvisionnement de GDF-Suez de 2006 à septembre 2008 mais qu’elle surévalue légèrement le coût d’approvisionnement. La publication d’informations concernant le coût d’approvisionnement en gaz naturel de GDF-Suez par le biais de ses contrats de long terme indexés sur le cours des produits pétroliers est très récente. Elle date d’avril 2009 et elle concerne l’évolution du coût d’approvisionnement et non son niveau en absolu pour ne pas donner d’indications aux concurrents de GDF-Suez car ces données sont couvertes par le secret en matière industrielle et commerciale (selon un avis de la CRE du 15 janvier 2009).

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La formule utilisée jusqu’en 2008 n’a jamais été publiée. Les associations de consommateurs et un certain nombre d’experts ont demandé avec insistance la publication de cette formule mais c’est la forte augmentation du prix d’approvisionnement du gaz en 2008 qui l’a rendue inéluctable. C’est la nouvelle formule élaborée en 2008 qui a finalement été publiée en avril 2009. La nouvelle formule a été appliquée à partir de janvier 2009 et rendue publique en avril :

Evolution du coût d’approvisionnement (en € / MWh) = 1,3107 x Evolution du cours du dollar (en € / $)

+ 0,01988 x Evolution du cours du fioul domestique (en € / t) + 0,02652 x Evolution du cours du fioul lourd (en € / t)

+ 0,06206 x Evolution du cours du Brent (en € / baril)

4. Sur la durée, les variations des tarifs réglemen tés suivent celles du coût d’approvisionnement

L’objectif de notre analyse est de déterminer s’il y a eu, au fil du temps, une hausse ou une baisse de la marge des tarifs réglementés liée au coût d’approvisionnement. L’analyse est réalisée sur les évolutions dues à l’approvisionnement uniquement, toutes choses égales par ailleurs, c'est-à-dire sans tenir compte des évolutions liées à l’acheminement. Afin d’estimer les évolutions des coûts d’approvisionnement de GDF-Suez, nous utilisons la formule d’indexation publiée par la CRE. Nous n’avons pas d’éléments nous permettant de valider ou non cette formule mais c’est le meilleur indicateur que nous ayons. Il nous parait plus fiable que la simple comparaison au cours Brent. La formule a été validée par la CRE sur la période 2006-2008 uniquement. Pour les années précédentes, nous ne savons pas si elle reflète bien les coûts d’approvisionnement. L’analyse commence en janvier 2003. Les écarts sont donc réalisés en comparaison à cette date, considérée ici comme le point 0. Les gains ou les pertes sont en fait des augmentations ou des baisses de marge par rapport à cette date. Le tableau suivant récapitule les évolutions des tarifs réglementés dues aux évolutions du prix de la matière depuis 2003 :

Période Variation de tarif appliqué en c€/kWh (matière uniquement)

Mai 2003 0,1220 Novembre 2003 -0,2790 Novembre 2004 0,1500

Juillet 2005 0,12417 Septembre 2005 0,09008 Novembre 2005 0,4450

Mai 2006 0,2200 Janvier 2008 0,1730

Avril 2008 0,2640 Août 2008 0,2370 Avril 2009 -0,7730

Sources : CRE Précision technique : seules les évolutions du tarif réglementé dues au prix de la matière sont prises en compte. Les hausses dues à l’acheminement ne sont pas considérées car on ne s’intéresse ici qu’au poste « approvisionnement », toutes choses égales par ailleurs.

7 Hausse de 0,02 c€/kWh, correspondant au rattrapage en niveau. 8 Hausse de 0,09 c€/kWh, correspondant au rattrapage en niveau.

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Le graphique suivant présente les variations mensuelles du tarif réglementé (dues à l’évolution du coût de la matière première uniquement) et les variations qui auraient eu lieu avec une application stricte de la formule d’indexation de la CRE :

Source : Microeconomix

Les variations cumulées depuis 2003 sont présentées ci-après :


Les ventes de gaz aux consommateurs résidentiels so nt variables au long de l’année. Un prix élevé en hiver est plus pénalisant pour le client qu’un p rix élevé en été car les volumes de consommation sont plus élevés. Par conséquent, pour déterminer l es marges, nous avons tenu compte de la saisonnalité des volumes. Ainsi, les variations des marges sont calculées comme la différence entre l’évolution des tarifs réglementés (part matière) et l’évolution du coût unitaire d’approvisionnement (donné par la formule), multipliée par le volume de gaz consommé.

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Le graphique suivant présente les variations mensuelles de l'impact global sur la marge de GDF-Suez des écarts entre l'évolution des tarifs réglementés (due aux évolutions de l’approvisionnement) et celle des coûts d'approvisionnement réels :


GDF-Suez subit une diminution de marge importante entre 2004 et 2007 (en moyenne 25 M€ par mois mais avec des pics de 40 M€ à 80 M€ par mois en hiver). GDF-Suez est en revanche gagnant tout au long de l’année 2007 (en moyenne 16 M€ / mois). Pendant la première partie de l’année 2008, GDF-Suez est faiblement gagnant mais devient fortement déficitaire au cours du quatrième trimestre, pour un montant évalué à 88 M€/mois. En 2009, la baisse des coûts d'approvisionnement et l'absence d'évolution des tarifs réglementés conduisent à une diminution de l'écart, qui reste cependant négatif jusqu'en mars 2009. A partir d’avril 2009, GDF-Suez est gagnant. L'étape suivante consiste à regarder si les décalages mensuels se compensent sur l’ensemble de la période étudiée. Le graphique suivant présente les écarts cumulés entre les variations des tarifs réglementés effectivement appliquées (part « matière ») et les variations des tarifs qui auraient résulté d'une application stricte des formules d'indexation :


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En prenant comme « point 0 » janvier 2003, la marge a fortement baissé en 2004 et en 2005. La marge a continué à baisser dans le courant de l’année 2006 pour ré-augmenter en 2007. Les pertes cumulées sur l'année 2006 sont ainsi compensées par les gains sur l'année 2007. La marge est stable au début de l’année 2008 (les augmentations de tarif ont compensé l’augmentation du coût d’approvisionnement) puis des pertes importantes sont observées durant le dernier trimestre. Au mois d'avril 2009, la perte cumulée est maximum. Depuis, la non application de la formule d’indexation en juillet et en octobre, va permettre à GDF-Suez de compenser ses pertes de 2008. Si l’on considère que le système tarifaire était à l’équilibre en 2003, entre 2003 et 2008, on constate une baisse de marge liée au coût d’approvisionnement de 948 M€, en particulier entre 2003 et 2005 mais plus limitée qu’annoncée par GDF-Suez. De plus, il s’agit pour nous d’une baisse de marge et pas nécessairement de « pertes » :

Année Estimation de la variation de marge liée aux coûts d’approvisionnement

par rapport à 2003

Gains / Pertes avancés par GDF-Suez

2004 - 271 M€ - 130 M€ 2005 - 302 M€ - 370 M€ 2006 - 304 M€ - 511 M€ 2007 + 196 M€ + 84 M€ 2008 - 267 M€ - 679 M€ Total - 948 M€ - 1 606 M€

Source : Microeconomix Il faut cependant analyser ces chiffres avec précaution. En effet :

- La formule d’estimation du coût d’approvisionnement à partir du prix des produits pétroliers n’a été validée par la CRE que sur la période 2006-2008. Avant, il n’est pas certain qu’elle reflète bien le coût d’approvisionnement.

- Les « pertes » estimées sont en réalité des baisses de marge par rapport à 2003, le point 0 de notre analyse.

- Dans ces estimations, seules les variations de marge dues au coût d’approvisionnement sont prises en compte. La marge des autres postes est supposée constante.

GDF-Suez ne publie pas de comptes concernant la vente de gaz au tarif réglementé. Il annonce des pertes sans possibilité de vérifier les chiffres avancés. Notre analyse montre effectivement une baisse de marge liée au coût d’approvisionnemen t depuis 2003, en particulier entre 2003 et 2005 mais plus limitée qu’annoncée par GDF-Suez. Depuis juillet 2005, date d’application de la formule de lissage « 6-3-1 », l’état n’applique pas la formule d’indexation systématiquement : c’est parfois à l’avantage du consommateur, parfois à l’avantage de GDF-Suez, mais globalement, l’ajustement a lieu sur la durée. Nous constatons également un manque de pédagogie pour expliquer l’effet retard dû au lissage du prix du pétrole sur 6 mois ainsi que sur la décision ou non de réviser le tarif. Pour une meilleure transparence et information, nous demandons à la CRE de publier : - un suivi trimestriel de l’écart entre le niveau du tarif réglementé et le niveau qu’il aurait avec la stricte application de la formule d’indexation du coût d’approvisionnement, - un bilan annuel des écarts, prenant en compte les volumes de consommation mensuels. Dans ce chapitre, nous avons isolé le coût d’approvisionnement. Analysons maintenant les autres éléments constituant le prix total du gaz.

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Analyse du coût du gaz hors approvisionnement

Il y a un fort manque de transparence et de pédagogie sur l’ajustement du tarif réglementé au coût d’approvisionnement mais finalement, il nous parait correct, voire à l’avantage du consommateur. Nous allons maintenant analyser les autres postes de coûts car ils ne sont pas négligeables. En effet, le prix du gaz se décompose de la façon suivante :

Le coût d’approvisionnement en gaz naturel est très volatile ; en revanche, le coût hors matière 1ère a une évolution lente. L’analyse des coûts hors approvisionnement est difficile car il existe une forte opacité et un manque de données publiques. Cette analyse nous a conduits à un certain nombre de critiques et surtout des demandes d’éclaircissements à formuler auprès de la CRE. Le transport et la distribution sont des activités régulées. Les conditions d’accès au réseau doivent être non discriminatoires et les tarifs sont fixés par les pouvoirs publics sur proposition de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE). En revanche, le stockage et la commercialisation ne sont pas régulés. Le stockage est une activité à accès négocié. Le prix est fixé librement par les opérateurs mais il ne doit pas y avoir de discrimination d’accès pour les tiers. La branche Infrastructure de GDF-Suez est en charge de l’acheminement (transport, stockage et distribution). Cette branche génère en 2007 et 2008 un ratio Excédent Brut d’Exploitation sur Chiffre d’Affaires de plus de 50%9. Même si des investissements sont nécessaires et importants pour ce type de prestation, cela laisse présager une profitabilité conséquente. Par ailleurs, il est important d’avoir à l’esprit que Jean-Louis Borloo, dans sa feuille de route issue du Grenelle de l’Environnement pour les infrastructures énergétiques de la France a déclaré : « Dans le domaine du gaz naturel, les enjeux de sécurité d’approvisionnement rendent nécessaire l’accélération des investissements dans le domaine du transport, du stockage, et des terminaux méthaniers. »

9 EBE : 2,9 Mds € en 2008, 2,8 Mds € en 2007 / CA : 5,5 Mds € en 2008, 5,1 Mds € en 2007

Source : MEEDAT - DGEC, 22/05/2009

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1. Le coût de transport (10% du coût total) Il s’agit du transport du gaz sur le territoire français uniquement. L’acheminement depuis les pays producteurs par gazoduc ou par méthanier est inclus dans le prix d’approvisionnement. Le transport du gaz est réalisé par GRTGaz (filiale de GDF-Suez créée en 2008) et TIGF (filiale de Total). Chacun des deux opérateurs dispose d'infrastructures qui le placent en position de "monopole naturel " sur son périmètre géographique : le sud-ouest pour TIGF (6000 km de réseau) et l’ensemble du reste de la France pour GRTGaz (32 000 km de réseau). En France, la loi du 9 août 2004 régit le transport de gaz naturel. Cette loi prévoit des obligations de service public pour le transporteur mais exige également la neutralité et la transparence nécessaires pour favoriser la concurrence entre opérateurs gaziers : • Le transporteur doit garantir que son réseau peut faire face à une augmentation des capacités

transportées, lors de pointes de froid inhabituelles. Cette obligation de service public conditionne en partie les investissements à effectuer sur le réseau.

• Le transporteur doit agir de manière non discriminatoire vis-à-vis de ses clients afin de favoriser la concurrence.

Au niveau européen, dans le troisième paquet Energie signé en avril 2009 pour achever la libéralisation de ce secteur, il était au départ envisagé une « séparation de propriété » complète entre les activités de réseau (tels le transport et la distribution) et les activités de fourniture. Mais les pays ayant des opérateurs verticalement intégrés, comme la France et l’Allemagne, ont fait pression pour assouplir cette règle. La possibilité a finalement été laissée de transformer les gestionnaires de réseaux en société anonyme au sein desquelles sont créés une gestion et un conseil d’administration séparés afin de limiter l’influence de la société mère. C’est le choix qui a été retenu en France avec la création de filiale GRTGaz pour le transport (et GRDF pour la distribution). Aucune information n’a été trouvée concernant les comptes de TIGF. Dans les comptes de Gaz de France, le transport est regroupé avec le stockage. Ils montrent une augmentation du chiffre d’affaires de près de 30% entre 2003 et 2007 alors que les quantités transportées stagnent :

2003 2004 2005 2006 2007

Transport et stockage (millions d’€) 1 937 2 200 2 124 2 227 2 494

Quantités transportées (TWh) 655 695 711 687 667

Source : Gaz de France

GRTGaz, la filiale de GDF-Suez chargée du transport, a obtenu un taux de résultat net de 10% en 2007 et 9% en 2008 (le ratio EBE/CA était respectivement de 53% et 50%)10. C’est un taux habituel dans la vie économique. Cependant, pour ce type d’activité où il n’y a pas de risque commercial (situation de monopole sur le territoire géré), c’est un taux que l’on considère comme assez élevé. Les tarifs d'accès au réseau de transport sont régu lés et fixés par l'Etat sur proposition de la CRE. Le tarif réglementé dépend de l’évolution des coûts supportés par le gestionnaire de réseau qui déterminent la rémunération autorisée. La rémunération autorisée correspond au revenu nécessaire au transporteur pour couvrir les charges d’exploitation et les charges de capital.

10 CA : 1 464 M€ en 2008 et 1 380 M€ en 2007 / EBE : 733 M€ en 2008, 730 M€ en 2007 / Résultat net : 135 M€ en 2008 et 145 M€ en 2007. Données présentées dans le rapport annuel 2008. Elles concernent l’activité transport uniquement même si GRTGaz était également en charge de l’activité stockage jusqu’à fin 2008.

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Le tableau suivant synthétise l’évolution du revenu autorisé pour GRTGaz de 2005 à 2012 :

ATRT2 ATRT3 ATRT411 M€ 2005/2006 2007/2008 2009 2010 2011 2012

Charges de capital (a) 691 694 756 801 862 890

Charges d'exploitation (b) 526 557 602 Année précédente * (IPC + 1,1%)

CRCP (Compte de régularisation des Charges et des Produits) (c)

- -16 -23 -23 -23 -23

Revenu autorisé = (a)+(b)+(c) 1 217 1 236 1 335 1 4 03 1 464 1 492

Source : CRE

Le calcul des charges de capital suppose la délimitation et l’estimation de la Base d’Actifs Régulés (BAR).

Plus le capital engagé (la BAR) pour fournir les services de transport est important, plus les charges du capital sont élevées, toutes choses égales par ailleurs. La BAR augmente avec les investissements et diminue avec les amortissements :

ATRT2 ATRT3 ATRT412 M€ 2005/2006 2007/2008 2009 2010 2011 2012

Base d’actifs Régulés au 1er janvier (1) - 5 426 5 934 6 346 6 933 7 045 Investissements (2) - 705 560 734 275 573 Amortissements (3) - -259 -273 -282 -301 -310

Réévaluation (4) (inflation estimée à 2% par an) - 0 124 136 138 146

BAR au 31 décembre = (1)+(2)+(3)+(4) - - 6 346 6 933 7 045 7 454

Source : CRE

Les investissements sur les réseaux de transport sont de deux types : d'une part, les investissements de remplacement des infrastructures lorsqu'elles deviennent obsolètes, d'autre part, les investissements nécessaires pour augmenter les capacités du système de transport (ou diminuer certains coûts d’exploitation). Un taux de rémunération des capitaux engagés s’applique sur la base d’actifs régulés pour déterminer les charges de capital. Pour inciter les gestionnaires de réseau de transport à réaliser les investissements stratégiques, des taux de rémunérations majorés sont appliqués sur certains types d’investissements (création de nouveaux points d’entrée sur le réseau national ou investissements permettant de diminuer la congestion du réseau) dont le coût n’est pas totalement compensé par les souscriptions supplémentaires de capacités :

ATRT2 ATRT3 ATRT413 M€ 2005/2006 2007/2008 2009 2010 2011 2012

Coût Moyen Pondéré du Capital 7,75% 7,25% 7,25% Rémunération des actifs avant 2004 7,75% 7,25% 7,25% Rémunération des actifs après 2004 9% 8,5% 7,25%

Rémunération majorée des nouveaux investissements 12% 11,5% 11,5%

Source : CRE

11Un nouveau cadre tarifaire est entré en application au 1er janvier 2009 : l’ATRT 4 (Tarif d'Accès des Tiers aux Réseaux de Transports) pour une période de 4 ans afin de donner de la visibilité aux différents acteurs du marché. 12Un nouveau cadre tarifaire est entré en application au 1er janvier 2009 : l’ATRT 4 (Tarif d'Accès des Tiers aux Réseaux de Transports) pour une période de 4 ans afin de donner de la visibilité aux différents acteurs du marché. 13Un nouveau cadre tarifaire est entré en application au 1er janvier 2009 : l’ATRT 4 (Tarif d'Accès des Tiers aux Réseaux de Transports) pour une période de 4 ans afin de donner de la visibilité aux différents acteurs du marché.

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Le montant des charges d’exploitation inclut :

- les dépenses nécessaires à la gestion et à la maintenance du réseau, y compris les dépenses de consommation de gaz pour le fonctionnement des installations ;

- les frais de gestion et les dépenses de recherche et de développement.

Les charges d’exploitation sont estimées sur la base des budgets prévisionnels présentés par les gestionnaires de réseau à l’occasion des révisions tarifaires. Les augmentations du revenu autorisé pour GRTGaz dans le nouveau cadre tarifaire (ATRT4) sont importantes : +8% en 2009, +5% en 2010, +4% en 2011 et +2% en 2012. Les hausses sont principalement liées à trois facteurs :

• un important programme d’investissements mené par les transporteurs ; • les effets d'une nouvelle réglementation en matière de sécurité sur les coûts d’exploitation et de

maintenance des réseaux ; • la hausse des coûts de l’énergie nécessaire au fonctionnement des réseaux.

Les investissements ont pour objectif une augmentation des capacités de transport (en particulier pour la connexion de nouvelles centrales à cycle combiné et de nouveaux terminaux GNL) et une amélioration de la fluidité du réseau entre les zones. Après analyse du revenu autorisé pour GRTGaz, nous avons plusieurs critiques ou questionnements. Tout d’abord, le taux de rémunération des actifs es t passé en 2007 de 7,75% à 7,25%. Malgré cette baisse, c’est un taux élevé comparé aux autres pays d’après une étude commandée par la CRE à un consultant externe . En effet, il est au-dessus de la valeur médiane de 6,3% (la fourchette observée dans 8 pays est comprise entre 4,7% et 8,2%). Dans une étude interne de la CRE, ce taux médian est même estimé à 5,7%. Une baisse du taux de rémunération des actifs nous parait souhaitable. Un alignement sur celui des autres pays entrainerait une baisse de revenu autorisé de 50 millions d’euros, soit une baisse de 4%. L’augmentation du revenu autorisé liée à la réalisation d’investissements est justifiée, en revanche, l’augmentation des coûts d’exploitation de 6% en 2007, 8% en 2009 et de l’inflation, +1,1% pour les années suivantes, est davantage sujette à discussion :

- Un facteur important de l’augmentation des coûts d’exploitation est l’augmentation du coût de l’énergie nécessaire pour le fonctionnement du réseau de transport. Le montant de ce poste pour GRTGaz a été estimé pour les années 2005, 2007 et 2009 respectivement à 73 M€, 93 M€ et 131 M€. Ces montants en forte hausse (27% entre 2005 et 2007, 41% entre 2007 et 2009) représentent une partie non négligeable des charges totales d’exploitation (respectivement 14%, 17% et 22%). Cette hausse est globalement conforme entre 2005 et 2007 mais surévaluée entre 2007 et 200914.

- De plus, pour contenir les coûts d’exploitation, il est également nécessaire de réaliser des gains de

productivité. Pour inciter GRTGaz à réaliser des gains de productivité sur les charges d’exploitation maitrisables, la CRE a décidé que GRTGaz conserverait 50% des gains. C’est une incitation légère. Pour la distribution du gaz, un effort de productivité annuel de 2,7% a été demandé par la CRE sur les charges d’exploitation maîtrisables par la CRE. Les gains ne sont conservés par le gestionnaire qu’au-delà de ce seuil. Une mesure semblable pourrait être envisagée pour l’activité Transport.

Pour finir, la CRE a souligné dans son rapport d’activité que les groupes intégrés interviennent trop dans la gestion du réseau. Les terminaux méthaniers assurent la réception et la transformation du Gaz Naturel Liquéfié importé. Cette activité est réalisée par Solengy, une filiale de GDF-Suez qui détient les 2 terminaux en activité. Elle est également régulée. Nous n’avons pas fait d’analyse spécifique sur cette activité.

14 Nous ne savons pas si ce poste est bien actualisé dans le Compte de régularisation des Charges et des Produits.

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Conclusion sur le coût de transport :

- Concernant les charges d’exploitation : on peut souhaiter un meilleur contrôle des charges d’exploitation maitrisables, avec un effort de productivité sur cette activité, comparable à celui demandé pour la distribution.

- Concernant les investissements :

- Baisser le taux de rémunération des actifs à 6,3% (au lieu de 7,25% actuellement) pour être en ligne avec la moyenne des autres pays européens.

- Pour réaliser les investissements stratégiques, donner plus de poids au PIP Gaz (Plan Indicatif Pluriannuel des Investissements) qui aurait un rôle contraignant et non plus uniquement indicatif.

- Concernant le manque de transparence : les comptes analytiques fournis par les gestionnaires sur

cette activité régulée (donc non soumise à concurrence) à la CRE ne sont pas publics.

2. Le coût de stockage (7% du coût total) Le stockage joue un rôle stratégique majeur en assurant un niveau de fourniture qui représente aujourd’hui en France près de 30% de la consommation annuelle de gaz. Il a un rôle majeur en cas de crise d’approvisionnement comme cela a été le cas avec la Russie en janvier dernier. En dehors de ces périodes critiques, il joue un rôle de modulation saisonnière en permettant de répondre aux fortes consommations de pointe. Et au niveau purement commercial, il permet d’exploiter les différentiels de prix en fonction de la période, avec un déstockage au moment où le gaz est cher et un stockage au moment où les prix baissent. La loi n°2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marc hés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie confère aux fournisseurs autorisés un droit d'accès aux capacités de stockage et définit les conditions dans lesquelles cet accès ne peut être refusé (article 6). La directive européenne du 26 juin 2003 a laissé le choix aux Etats membres entre un accès régulé et un accès négocié aux stockages souterrains. En Europe, la Belgique, l’Espagne et l’Italie ont fait le choix d’un accès régulé. Avec la loi du 9 août 2004, le législateur français a choisi l’accès négocié. Une capacité de stockage de base est réservée aux fournisseurs détenteurs d'un portefeuille effectif de clients finals. Etant donné qu’il s’agit d’un accès négocié et non régulé, les tarifs et les conditions générales d’utilisation des stockages sont librement fixés pa r les opérateurs. De même, les investissements en infrastructure de stockage sont du ressort des opér ateurs gaziers bien qu’il s’agisse d’un élément crucial pour garantir la sécurité d’approvisionneme nt . La capacité de stockage actuelle est de 133 TWh. Elle est partagée par Storengy (79%) et TIGF (21%).

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La capacité de stockage en France est élevée comparée à d’autres pays européens non producteurs :

Le volume de stockage représente près de 30% du total de volume annuel de consommation. Mais le volume de stockage offert est au même niveau depuis plus de 15 ans. Il n’y a pas de nouveaux sites de stockage depuis 1993. En revanche, les prix libres pratiqués par les opérateurs ont fortement augmenté entre 2006 et 2008 (+24% pour TIGF et +19% pour Storengy). Malgré ces augmentations, toutes les capacités de stockage ont été allouées. De plus, le mode de calcul de ces prix reste opaque et leur évolution future difficilement prévisible. Cela montre que le maintien de capacités de stockage au même niveau permet une augmentation de la marge. C’est avantageux pour les opérateurs. En revanche, c’est très dommageable pour la sécurité d’approvisionnement. Des augmentations de la capacité de stockage sont prévues dans les années à venir mais la durée de développement de nouveaux projets est longue (15 à 20 ans). Nous n’avons trouvé aucune information sur la rentabilité de l’activité stockage dans les documents publiés par GDF-Suez et TIGF. En effet, les informations concernant cette activité sont regroupées avec le transport. Cependant, si nous mettons en regard les résultats transport/stockage de GDF-Suez et les résultats transport de sa filiale GRTGaz, cela laisse présumer une rentabilité encore plus élevée pour le stockage que pour le transport. En effet, les chiffres de GDF-Suez concernant le transport/stockage font apparaître un ratio Excédent brut d’exploitation sur Chiffre d’affaires de l’ordre de 60% :

En millions d’€ 2005 2006 2007

CA Transport et Stockage 2 124 2 227 2 494

EBE Transport et Stockage 1 271 1 295 1 534

Ratio EBE /CA 60% 58% 62%

Sources : GDF-SUEZ

Source : Ministère de l'Économie, des Finances et de l'Industrie, DGEMP, 2006

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Et les chiffres concernant uniquement le transport de sa filiale GRTGaz, laissent apparaître un taux de résultat net de l’ordre de 10% et un ratio EBE/CA de 50%15 :

En millions d’€ 2007 2008

CA Transport (GRTGaz) 1 380 1 464

EBE Transport (GRTGaz) 730 733

Ratio EBE /CA 53% 50%

Résultat Net 145 135

Ratio Résultat Net / CA 11% 9%

Sources : GRTGaz La mise en parallèle des deux tableaux précédents laisse apparaître un ratio EBE/CA pour l’activité Stockage supérieur à 60% et une rentabilité encore plus élevée que pour le transport. En 2006, Altergaz avait fait état à la CRE d’un différend avec GDF-Suez sur les volumes d’accès au stockage. Celui-ci n’a pas été jugé recevable par la CRE. Elle est cependant le signe d’une difficulté d’accès aux capacités ou, au moins, d’une nécessité d’une plus grande capacité de stockage. Conclusions sur le stockage :

- Il n’y a pas publication de comptes spécifiques pour la partie stockage, ni pour GDF-Suez, ni pour Total. Cet état de fait limite notre capacité d’investigation.

- Le stockage est un élément clef de la sécurité d’approvisionnement en termes de volume mais également en termes de niveau de prix ; dans cette perspective, il est nécessaire d’augmenter ses capacités.

- L’entretien d’une capacité de stockage limitée permet aux opérateurs de fixer des coûts d’accès élevés (en forte augmentation). C’est une aubaine pour rentabiliser les infrastructures existantes des opérateurs de stockage. En revanche, elle représente un risque en cas de crise d’approvisionnement.

- Nous demandons la mise en place d’un accès régulé et non plus négocié pour le stockage. La régulation par l’Etat aura un double rôle : maîtriser le niveau de prix du stockage et mettre en place une régulation incitative à la réalisation d’investissements pour augmenter les capacités de stockage.

3. Le coût de distribution (25% du coût total) L’activité de distribution constitue le prolongement du transport. Elle consiste à acheminer le gaz naturel depuis le réseau de transport régional vers les sites de consommation finale. Les réseaux de distribution sont de plus petites sections que les réseaux de transport principal et régional et couvrent en France plus de 185 000 km (soit plus de cinq fois la longueur du réseau de transport). En France, les réseaux de distribution appartiennent de droit aux collectivités locales, qui en concèdent l’exploitation à des distributeurs chargés d’assurer le service public de distribution de gaz naturel. Il existe aujourd’hui trois types de distributeurs : • GDF-Suez, via sa filiale GrDF, le distributeur historique, à qui est concédée 96% des réseaux de

distribution en France ; • 17 distributeurs non nationalisés historiques et 5 nouveaux distributeurs alternatifs.

15 Données présentées dans le rapport annuel 2008. Elles concernent l’activité transport uniquement même si GRTGaz était également en charge de l’activité stockage jusqu’à fin 2008.

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La distribution du gaz naturel en France est assurée par des monopoles locaux (un par zone territoriale). Les chiffres de GDF-Suez présentés dans le tableau ci-dessous font apparaître un ratio Excédent Brut d’Exploitation sur Chiffre d’Affaires (EBE / CA) de 42% :

En millions d’€ 2003 2004 2005 2006 2007

CA Distribution 3 305 3 193 2 951 3 289 3 076

EBE Distribution n.d. n.d. 1 352 1 412 1 291

Quantités distribuées (TWh)

321 335 337 327 310

Source : GDF-SUEZ A l'instar du transport, la distribution de gaz en France est régulée. Le niveau et l’évolution du tarif réglementé de la distribution dépendent de l’évolution des coûts supportés par le gestionnaire de réseau, qui déterminent la rémunération autorisée. Cette dernière doit couvrir pour chaque gestionnaire de réseau l’ensemble des coûts engagés dans le but d'assurer le service (charges d’exploitation et charges du capital). Le tableau suivant synthétise l’évolution du revenu autorisé pour l’activité de distribution de GrDF de 2006 à 2012 :

M€ 2006/2007 2008 2009 2010 2011 2012

Charges de capital 1 521 1 502 1 548 1 587 1 622 1 644 Charges d'exploitation 1 168 1 334 1 334 1 334 1 334 1 334

Revenu autorisé 2 689 2 836 2 882 2 921 2 956 2 97 8 Prévision de volume distribué 339 339 349 367 392 439

Source : CRE Le revenu autorisé a augmenté de 5,6 % en euros courants entre 2006/2007 et 2008, puis il augmente plus faiblement entre 2009 et 2012. Les facteurs principaux de l’évolution du revenu autorisé sont :

- Pour 2008, l'importante augmentation des charges d’exploitation, - Pour les années suivantes, l’augmentation de charges de capital liées à la réalisation de nouveaux

investissements. Un nouveau cadre tarifaire est entré en vigueur le 1er juillet 2008 pour 4 ans. Les évolutions au 1er juillet de chaque année de la rémunération autorisée prennent en compte l’inflation, ainsi qu’un effort de productivité annuel de 1,3%. Cet objectif de productivité de 1,3% est équivalent à un objectif de productivité de 2,7% sur les charges d’exploitation maîtrisables de l’opérateur. Les gains de productivité supplémentaires que GrDF pourrait réaliser au-delà de l’objectif de 2,7% seront déterminés sur les trois années calendaires 2009, 2010 et 2011. En fin de période tarifaire, GrDF conservera 40% des gains réalisés, les 60% restants venant en déduction de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. Le calcul des charges de capital suppose la délimitation et l’estimation de la Base d’Actifs Régulés (BAR).

Plus le capital engagé (la BAR) pour fournir les services de distribution est important, plus les charges du capital sont élevées, toutes choses égales par ailleurs. La BAR augmente avec les investissements et diminue avec les amortissements :

M€ 2006/2007 2008 2009 2010 2011 2012 BAR au 1er janvier (1) 12 980 13 174 13 453 13 694 13 894 14 061 Investissements (2) 786 636 621 613 600 597 Amortissements (3) -592 -592 -619 -643 -664 -676

Réévaluation (4) (inflation estimée à 2% par an) - 235 239 229 232 235

BAR au 31 décembre = (1)+(2)+(3)+(4) 13 174 13 453 13 694 13 894 14 061 14 217

Source : CRE

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Pour la révision tarifaire correspondant à la période 2008/2012, le régulateur a baissé le coût pondéré du capital appliqué sur la BAR (de 7,25 % à 6,75 %) car il a estimé que les risques de l’activité de distribution avaient diminué. Cela produit mécaniquement un effet de diminution des charges de capital, toutes choses égales par ailleurs. Mais ce taux reste plus élevé que ceux pratiqués par d’autres pays, d’après une étude commandée par la CRE à un consultant externe. Il est au-dessus de la valeur médiane de 6,1% (la fourchette observée dans 8 pays est comprise entre 5% et 7,25%). Une étude interne de la CRE parvient aux mêmes ordres de grandeur. Une baisse du taux de rémunération des actifs nous parait souhaitable. Un alignement sur celui des autres pays entrainerait une baisse de revenu autorisé de près de 90 millions d’euros, soit une baisse de 3%. Conclusion sur le coût de distribution :

- Nous ne comprenons pas à quoi est due la forte augmentation des charges d’exploitation en 2008. Nous demandons des éclaircissements à la CRE sur ce point.

- Nous demandons, comme pour le transport, une baisse du taux de rémunération des actifs pour être en ligne avec la moyenne des autres pays européens (de 6,75% à 6,1%).

- Comme pour le transport, les comptes analytiques fournis par les gestionnaires à la CRE ne sont pas publics bien qu’il s’agisse d’activités régulées.

4. Le coût de commercialisation L'évolution des coûts de gestion de la relation avec les clients est fonction de l'inflation et prend en compte les gains de productivité annuels et l'évolution de la consommation de gaz naturel. L’évolution du coût de commercialisation ne peut donc pas dépasser l’inflation. Nous n’avons réussi à trouver d’éléments plus précis pour analyser ce poste de coût.

5. Conclusion : le débat concernant le prix du gaz doit porter sur l’approvisionnement mais également sur l’acheminement

Après une analyse approfondie des différentes composantes des tarifs réglementés du gaz, de notre point de vue, le débat ne se situe sans doute pas où il devrait être. Certes, il existe un décalage entre les fluctuations du prix du gaz pour les particuliers et le coût d’approvisionnement de la matière première ; et il existe un décalage encore plus grand avec le prix du pétrole. Cependant, depuis 2005, un ajustement a globalement bien lieu à la hausse comme à la baisse mais avec une amplitude limitée : c’est d’ailleurs le décalage dans le temps qui permet une amplitude limitée par un effet de lissage pour les consommateurs. On constate même une baisse de marge sur ce poste depuis 2004. La critique concernant le niveau du tarif réglementé du gaz et son évolution basée sur le coût d’approvisionnement n’est donc pas fondée. C’est la pertinence de l’indexation du prix du gaz sur celui des produits pétroliers qui doit être questionnée. De plus, le coût d’approvisionnement ne représente que 50% du coût du tarif réglementé. Les autres postes ne sont pas négligeables. Le coût de transport (par gazoduc et méthanier), du stockage et de la distribution sont très peu mis sous les feux des projecteurs et encore moins critiqués, tout du moins dans le débat public. Pourtant, même s’ils sont régulés (à l’exception du prix du stockage) et contrôlés par la CRE, il y a une forte opacité sur leur fixation et leur évolution. Notre analyse nous a conduits à émettre un doute sur le niveau de certains postes entrant dans l’estimation du revenu autorisé pour ces activités.

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Soulignons que si les tarifs des activités régulées (transport, terminaux méthaniers et distribution) sont fixés à un niveau trop élevé, cela constitue un risque de subventions croisées pour GDF-Suez, les activités régulées permettant de financer les activités en concurrence. Par ailleurs, la Commission de Régulation de l’Energie a pour rôle de veiller au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz en France. En plus de son rôle d’expertise et de régulation, elle doit aussi permettre une meilleure transparence. Sur l’amont, la publication de la formule d’estimation de la variation du coût d’approvisionnement est une bonne chose ; elle nous a permis de réaliser une analyse approfondie sur ce poste (mais avec la formule actuelle uniquement !). En revanche sur l’aval, le manque d’informations publiques demeure. Il serait souhaitable que la CRE publie les comptes analytiques fournis par les gestionnaires sur le transport et la distribution qui sont des activités régulées et non soumise à concurrence sur leur zone géographique.

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Les propositions de l’UFC-Que Choisir

1- Vers une déconnexion du prix du gaz et du prix d u pétrole L’UFC-Que Choisir s’interroge sur la pertinence de l’indexation des contrats de long ter me uniquement sur le cours des produits pétroliers . Celle-ci, en dehors des raisons historiques, n’est ni justifiée ni pertinente. Nous incitons donc GDF-Suez et l’Etat actionnaire à entamer une réflexion sur ce sujet.

2- Mieux encadrer la rentabilité du transport et de la distribution L’UFC-Que Choisir a demandé à la Commission de Régu lation de l’Energie un meilleur encadrement de la rentabilité des activités régulées liées à la gestion des réseaux. Nous demandons :

- Un alignement des taux de rémunération de l’ensembl e des capitaux engagés sur celui des autres pays européens . Ils sont aujourd’hui en France supérieurs de 1 point pour le transport et 0,5 point pour la distribution.

- La répercussion des gains de productivité réalisés sur les charges d’exploitation sur les tarifs de

détail.

3- Assurer la transparence sur l’ensemble de la fil ière

L’UFC-Que Choisir a également demandé à la Commissi on de Régulation de l’Energie plus de transparence sur l’ensemble de la filière , avec la publication :

- Pour le coût d’approvisionnement des tarifs réglementés : un suivi trimestriel du niveau du tarif réglementé réel par rapport au niveau qu’il aurait eu avec la stricte application de la formule d’indexation.

- Pour le transport et la distribution : les comptes analytiques fournis par les gestionnaires sur ces

activités, en particulier ceux concernant les charges d’exploitation.

4- Réguler le stockage pour éviter la surchauffe de s prix

Concernant la gestion des infrastructures, l’UFC-Qu e Choisir a demandé au ministre d’Etat Jean-Louis Borloo d’étendre la régulation à l’activité s tockage. L’activité de stockage est aujourd’hui en France une activité négociée, c'est-à-dire que l’accès doit être non discriminatoire mais, au contraire d’une activité régulée, le prix est fixé librement par les opérateurs. Pour maîtriser les coûts et mettre en place une rémunération incitative à la réalisation d’investissements pour augmenter les capacités de stockage, il est nécessaire que le stockage devienne une activité régulée comme le transport et la distribution.

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Annexe :

Estimation de la rentabilité de la vente de gaz nat urel aux particuliers

Les comptes de GDF-Suez sont présentés globalement. Il n’existe pas de documents publiés concernant les comptes de fourniture du gaz naturel aux particuliers en France (segment résidentiel) et encore moins au tarif réglementé. Dans ces comptes, les résultats sont présentés au niveau international par branches d’activité. Le niveau de profit global n’est pas une information suffisante. Nous avons donc réalisé, à partir des comptes de GDF-Suez et d’hypothèses, une estimation des comptes spécifiques concernant la vente de gaz au segment résidentiel en France (chiffre d’affaires, coûts, rentabilité). En d’autres termes, nous avons pris les comptes de GDF-Suez et « isolé » ce qui concerne les particuliers. L’analyse a donc consisté à recouper les informations et, en l’absence d’informations publiques, à faire des hypothèses pour élaborer une estimation de la rentabilité de la vente de gaz aux clients résidentiels. Celle-ci se fait en plusieurs étapes :

- estimation du chiffre d’affaire du segment résidentiel, - estimation des coûts alloués au segment résidentiel, - estimation de la rentabilité du segment résidentiel.

Il s’agit uniquement d’un retraitement des données publiées par GDF-Suez. Les clés analytiques que nous avons utilisées peuvent toujours être discutées et GDF-Suez devrait publier un compte détaillé sur la fourniture du gaz au segment résidentiel en France.

1. Estimation du chiffre d’affaire du segment résid entiel Pour estimer le chiffre d'affaires réalisé par GDF-SUEZ sur le segment résidentiel, nous avons besoin des volumes de vente au segment résidentiel et du prix de vente hors taxe. Les ventes totales de gaz, ainsi que les ventes aux clients résidentiels sont publiées :

TWh 2003 2004 2005 2006 2007

Ventes totales de gaz du groupe GDF-SUEZ 590 623 644 636 609

Ventes de gaz au segment résidentiel en France n.d.16 138 139 133 125

Source : GDF-Suez

16 Donnée non disponible, estimée à 131 TWh (hypothèse : part identique du segment résidentiel en 2003 et 2004).

25

Nous avons estimé le prix moyen hors taxe d’un mégawatt pour les clients résidentiels à partir des informations disponibles17 :

Source : Microeconomix Nous avons estimé le chiffre d'affaires réalisé par GDF-SUEZ sur le segment résidentiel en multipliant les volumes de gaz naturel consommés par le prix moyen hors taxe payé par un client résidentiel. Nous incluons également le chiffre d'affaires résultant de l'abonnement payé par chaque client résidentiel.

Millions d’€ 2003 2004 2005 2006 2007

CA résidentiel : vente de gaz 3 610 3 638 4 092 4 612 4 489

CA résidentiel : abonnement 931 947 965 958 992

CA résidentiel : total 18 4 542 4 586 5 057 5 569 5 481


2. Estimation des coûts alloués au segment résident iel Le choix de l'allocation des coûts (achat d'énergie, coûts de transport, stockage, distribution et autres charges) constitue des hypothèses clefs. Nos hypothèses ont été les suivantes : - les coûts concernant l’achat de la matière sont alloués au prorata des volumes de ventes au segment

résidentiel dans l’ensemble du volume total de gaz naturel acheté par GDF-Suez pour être vendu ou utilisé pour produire de l’électricité :

2003 2004 2005 2006 2007

Ventes totales de gaz naturel (TWh) 590 623 644 636 609

Volume total (vendu ou utilisé pour produire de l’électricité (TWh)19

590 623 651 643 616

Ventes au segment résidentiel (TWh) n.d. 138 139 133 125

Part du segment résidentiel dans le volume total 22 %20 22 % 21% 21 % 20 %

� clé d'allocation pour les charges d'achat d'énergie

Source : GDF-Suez (calculs Microeconomix)

17 L’estimation a été faite à partir des tarifs publiés dans la base de données Pégase (pondérés par les volumes mensuels pour tenir compte des augmentations en cours d’année) avec la répartition suivante : 3% de tarifs B0, 83% de tarif B1 et 13% de tarif B2I. 18 Les résultats estimés sont cohérents avec les données avancées par GDF-Suez pour 2004 et 2005. GDF-Suez indique en effet avoir réalisé un chiffre d'affaires de 4,6 milliards d'euros (resp. 4,8) en 2004 (resp. 2005) résultant de la vente de gaz naturel aux clients résidentiels. 19 La centrale de Dunkerque consomme environ 7 TWh / an depuis 2005 (site GDF-Suez). 20 Estimation : part identique du segment résidentiel en 2003 et 2004.

26

- Les coûts concernant le transport/stockage sont alloués au prorata des volumes de ventes au segment

résidentiel dans le volume total transporté par GRTGaz :

2003 2004 2005 2006 2007

Volumes totaux transportés (TWh) 655 695 711 687 667

Ventes au segment résidentiel (TWh)

131 138 139 133 125

Part du segment résidentiel dans le volume total transporté

20 % 20 % 20 % 19 % 19 %

� clé d'allocation pour les coûts de transport et de stockage


- Les coûts concernant la distribution sont alloués au prorata des volumes de ventes au segment

résidentiel dans le volume total distribué par GrDF :

2003 2004 2005 2006 2007

Volumes totaux distribués (TWh) 321 335 337 327 310

Ventes au segment résidentiel (TWh)

131 138 139 133 125

Part du segment résidentiel dans le volume total distribué

41 % 41 % 41 % 41 % 40 %

� clé d'allocation pour les coûts de distribution


- Les coûts concernant les autres charges sont alloués au prorata du chiffre d’affaires réalisé :

2003 2004 2005 2006 2007

CA Achat/Vente d'énergie (M€) 14 274 15 126 17 704 20 934 20 991

CA résidentiel (M€) hors transport, stockage et

distribution 2 800 2 834 3 425 3 800 3 773

Part du segment résidentiel dans le CA gaz 20 % 19 % 19 % 18 % 18 %

� clé d'allocation pour les autres charges


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A partir de ces clés d’allocation, nous déduisons une estimation des différents postes de coûts (achat, transport, stockage, distribution et autres charges) pour la vente de gaz naturel au segment résidentiel :

En millions d’€ 2003 2004 2005 2006 2007

Achat matière 7 890 8 975 11 517 14 175 13 610

Clé d'allocation 22 % 22 % 21% 21 % 20 %

=> Coûts d'achat d'énergie alloués à la vente de gaz naturel au segment résidentiel

1 752 1 988 2 459 2 932 2 762

Transport et stockage 1 937 2 200 2 124 2 227 2 494

Clé d'allocation 20 % 20 % 20 % 19 % 19 %

=> Coûts du transport et du stockage alloués à la vente de gaz au segment résidentiel

387 437 415 431 467

Distribution 3 305 3 193 2 951 3 289 3 076

Clé d'allocation 41 % 41 % 41 % 41 % 40 %

=> Coûts de la distribution alloués à la vente de gaz au segment résidentiel 1 349 1 315 1 217 1 338 1 240

Autres charges 3 609 3 755 4 471 4 790 4 825

Clé d'allocation 20 % 19 % 19 % 18 % 18 %

=> Autres charges allouées à la vente de gaz au segment résidentiel 708 704 865 869 867


3. Estimation de la rentabilité du segment résident iel Au final, cela permet d’estimer l’Excédent Brut d’Exploitation de la fourniture de gaz naturel aux clients résidentiels :

En millions d’€ 2003 2004 2005 2006 2007

Chiffre d'affaires 4 542 4 586 5 057 5 569 5 481

Achat matière pour fourniture gaz

1 752 1 988 2 459 2 932 2 762

Marge sur matière 2 790 2 598 2 598 2 637 2 719

Marge sur matière (% du CA) 61 % 57 % 51 % 47 % 50 %

Coûts du transport et du stockage

387 437 415 431 467

Coûts de la distribution 1 349 1 315 1 217 1 338 1 240

Autres charges 708 704 865 869 867

Excédent brut d'exploitation 346 142 101 -1 144

EBE (% du CA) 8 % 3 % 2 % 0 % 3 %


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Pour l’année 2008, il n’a pas été possible de réaliser une allocation des coûts comparable car, suite à la fusion avec GDF-Suez, la présentation des comptes a été profondément remaniée. Pour extrapoler les résultats pour l’année 2008, nous fondons notre estimation sur un coût moyen d’achat de la matière à 26,6 €/MWh21 et supposons que les autres charges évoluent dans la lignée de l’évolution constatée entre 2006 et 2007. Les résultats sont présentés au niveau unitaire :

€ / MWh 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Chiffre d'affaires 34,6 33,2 36,4 41,9 43,8 46,8

Achat matière 13,4 14,4 17,7 22,0 22,1 26,6

Marge sur matière 21,3 18,8 18,7 19,8 21,8 20,2

Marge sur matière (% du CA) 61 % 57 % 51 % 47 % 49 % 43 %

Coûts du transport et du stockage

3,0 3,2 3,0 3,2 3,7 4

Coûts de la distribution 10,3 9,5 8,8 10,1 9,9 10

Autres charges 5,4 5,1 6,2 6,5 6,9 7

Excédent brut d'exploitation 2,64 1,03 0,72 -0,01 1,15 - 0,80

EBE (% du CA) 8 % 3 % 2 % 0 % 3 % - 1,7 %


Ce tableau montre que l’estimation de la rentabilité de GDF-Suez sur ce segment est faible. Elle a baissé en 2004 par rapport à 2003. Entre 2004 et 2007, on ne constate pas d’érosion due à l’augmentation du prix d’approvisionnement en gaz. 2008 a été marquée par une très forte augmentation du baril de pétrole (jusqu’à plus de 140$) et donc du coût d’approvisionnement en gaz (avec le décalage que l’on connaît). Elle s’est traduite également par une augmentation importante du tarif réglementé (+15,2% au total) mais relativement plus limitée. D’où un Excédent Brut d’Exploitation négatif. Pour réaliser ces estimations de rentabilité sur le segment des particuliers en France, nous avons « isolé » les éléments concernant ce segment dans les comptes publiés par GDF-Suez. Il s’agit uniquement d’un retraitement. Ce retraitement ne signifie pas que les coûts déclarés par GDF-Suez nous paraissent justifiés. Conclusions :

- Les coûts d’approvisionnement ont fortement augmenté depuis 2003. A part en 2008 où

l’augmentation des tarifs n’a pas compensé l’augmentation du prix de la molécule, la marge d’exploitation de GDF-Suez sur la fourniture gaz à destination des particuliers reste cependant positive mais modérée d’après notre analyse.

- Nous observons une relative stabilité des coûts de distribution. En revanche, les coûts de transport,

de stockage et les autres charges (dont commercialisation) ont également augmenté de plus de 20% depuis 2003.

21 Estimation à partir des informations et hypothèses suivantes : prix Norvège : 27,1 € / MWh (61%), Algérie : 26,5 € / MWh (22%), Russie : 25,0 € / MWh (17%) ; le prix du gaz des Pays-Bas est similaire à celui de la Norvège ; tout le gaz naturel importé provient de ses 4 pays ou est importé à un prix similaire. Pour 2007, avec les mêmes hypothèses, le prix estimé est de 21,4 € / kWh, soit du même niveau qu’avec notre hypothèse d’allocation des coûts d’approvisionnement.

Analyse prix gaz - Le Figaro · 2009. 11. 24. · Evolution du prix des énergies de chauffage 0 2...

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