Observatoire des marchés

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1 Observatoire des marchés Observatoire des marchés de l électricité et du gaz 4 ème trimestre 2008

2 Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

3 SOMMAIRE Introduction... 4 Le marché de l électricité... 5 Le marché de détail de l électricité Introduction Les segments de clientèle et leur poids respectif Etat des lieux au 31 décembre Analyse en dynamique : 4 ème trimestre Le marché de gros de l électricité Introduction Activité sur le marché de gros français Prix sur le marché de gros français et comparaison européenne Volumes d imports/exports Concentration du marché français de l électricité Le marché du gaz Le marché de détail du gaz Introduction Les segments de clientèle et leur poids respectif Etat des lieux au 31 décembre Analyse en dynamique : 4 ème trimestre Le marché de gros du gaz La formation des prix du gaz et les marchés du gaz en Europe Activité sur le marché de gros français Prix day-ahead sur le marché de gros français et comparaison européenne Concentration du marché français du gaz Glossaire commun de l observatoire des marchés de l électricité et du gaz Glossaire propre à l observatoire du marché de l électricité Glossaire propre à l observatoire du marché du gaz Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

4 Introduction L observatoire des marchés a pour objectif de présenter à un large public des indicateurs de suivi de l ouverture des marchés. Il porte sur les marchés de gros et de détail de l électricité et du gaz en France métropolitaine. Cet observatoire, actualisé tous les trimestres, est publié sur le site internet de la CRE ( Une version anglaise est également disponible. Depuis le 1 er juillet 2007, tous les consommateurs ont la possibilité de choisir leur fournisseur d électricité ou de gaz. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

5 Le marché de l électricité Le marché de détail de l électricité 1. Introduction L ouverture du marché français de l électricité a connu plusieurs étapes : - à partir de juin 2000, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle d électricité supérieure à 16 GWh. - à partir de février 2003, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle d électricité supérieure à 7 GWh. - à partir de juillet 2004, éligibilité de toutes les entreprises et collectivités locales - à partir de juillet 2007, éligibilité de tous les consommateurs, y compris les clients résidentiels. Au 31 décembre 2008, 34,5 millions de sites sont éligibles 1, ce qui représente environ TWh de consommation annuelle d électricité. Les clients peuvent disposer de 3 types de contrats : - les contrats aux tarifs réglementés (proposés uniquement par des fournisseurs historiques) - les contrats en offre de marché (proposés par les fournisseurs historiques et par les fournisseurs alternatifs). - Les contrats au TaRTAM. L accès à ce type de contrat suppose d avoir préalablement souscrit un contrat en offre de marché. Répartition des contrats d électricité -schéma illustratif- Contrats aux tarifs réglementés Sites au TaRTAM Contrats aux prix de marché Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs 1 Hors zones non interconnectées (voir le glossaire électricité pour la définition des zones non interconnectées). 2 Dans la suite du document, le périmètre d étude est limité à la consommation des clients raccordés aux principaux gestionnaires de réseaux, qui représente 432 TWh. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

6 Les principales sources de l observatoire sont les fournisseurs historiques, RTE et les sept plus grands gestionnaires de réseaux de distribution : Electricité Réseau Distribution France (ex EDF Réseau de Distribution), Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de Grenoble, URM (ex Usine d Electricité de Metz), SICAE de l Oise, Géredis Deux-Sèvres (ex Sorégies Deux-Sèvres) et Sorégies. Ces gestionnaires de réseaux couvrent plus de 98% des sites français et de la consommation nationale d électricité. 2. Les segments de clientèle et leur poids respectif Typologie des sites 0,1% 1% 13% 42% 15% Grands sites non résidentiels Sites moyens non résidentiels Petits sites non résidentiels Sites résidentiels 86% 11% 32% Nombre de sites Consommation Source : données 2008 GRD,RTE, fournisseurs Analyse : CRE Le marché se divise en quatre segments : Grands sites non résidentiels : sites dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 250 kw. Ces sites sont des grands sites industriels, des hôpitaux, des hypermarchés, de grands immeubles (consommation annuelle supérieure à 1 GWh en général) Sites moyens non résidentiels : sites dont la puissance souscrite est comprise entre 36 et 250 kw. Ces sites correspondent à des locaux de PME par exemple (consommation annuelle comprise en général entre 0,15 GWh et 1 GWh). Petits sites non résidentiels : sites dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kva. Ces sites correspondent au marché de masse des non résidentiels (les professions libérales, les artisans, ). Leur consommation annuelle est en général inférieure à 0,15 GWh. Sites résidentiels : sites résidentiels dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kva. Leur consommation annuelle est en général inférieure à 10 MWh. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

7 3. Etat des lieux au 31 décembre 2008 A. Tableaux de synthèse du trimestre écoulé Synthèse en nombre de sites Résidentiels Non résidentiels Situation (en nombre de sites) Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Nombre total de sites sites en offre de marché dont sites au TaRTAM sites alimentés par les fournisseurs alternatifs Parts de marché des fournisseurs alternatifs 2,3% 1,7% 7,4% 7,2% Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Synthèse en consommation annualisée Résidentiels Non résidentiels Situation (en consommation annualisée) Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Consommation totale des sites 140 TWh 139 TWh 292 TWh 295 TWh consommation des sites en offre de marché dont consommation des sites au TaRTAM 4,0 TWh 2,4 TWh 134 TWh 137 TWh TWh 85 TWh consommation des sites alimentés par les fournisseurs alternatifs 3,3 TWh 2,4 TWh 34 TWh 36 TWh Parts de marché des fournisseurs alternatifs 2,3% 1,7 % 11,6% 12,4% Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Note technique : Les données en nombre de sites et consommation annualisée sont arrondies, en revanche les parts de marché des fournisseurs alternatifs sont calculées à partir des données réelles. 3 Dans le nombre total de sites non résidentiels en offre de marché, le nombre de sites chez EDF est celui de novembre 2008 en raison d un dysfonctionnement du système d information d EDF. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

8 B. Evolution du nombre de sites en offre de marché Nombre de sites en offre de marché - Sites NON RÉSIDENTIELS Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs janv.-08 févr.-08 mars-08 avr.-08 mai-08 juin-08 juil.-08 août-08 sept.-08 oct.-08 nov.-08 déc.-08 Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE NB : Les sites au TaRTAM sont comptabilisés avec les sites en offre de marché. Nombre de sites en offre de marché - sites RÉSIDENTIELS Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs janv-08 févr-08 mars-08 avr-08 mai-08 juin-08 juil-08 août-08 sept-08 oct-08 nov-08 déc-08 Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Au 31 décembre 2008, environ sites non résidentiels et sites résidentiels sont en offre de marché. 4 Dans le nombre total de sites non résidentiels en offre de marché chez les fournisseurs historiques, le nombre de sites chez EDF est celui de novembre 2008 en raison d un dysfonctionnement du système d information d EDF. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

9 C. Parts de marché en nombre de sites au 31 décembre 2008 Répartition des sites par type d offre au 31 décembre % 82% 96% 94% 98% Offres aux tarifs réglementés Offres de marché fournisseurs historiques Offres de marché fournisseurs alternatifs 15% 1% 3% 3% Tous sites (34,5 M sites) Grands sites non résidentiels ( sites) 5% 1% Sites moyens non résidentiels ( sites) 10% 8% Petits sites non résidentiels (4,4 M sites) ~ 0% 2% Résidentiels (29,7 M sites) Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE NB : Les sites au TaRTAM sont comptabilisés avec les sites en offre de marché. Au 31 décembre 2008, environ 4% des sites sont en offre de marché. Parmi eux, 3% ont fait le choix d un fournisseur alternatif. D. Parts de marché en consommation au 31 décembre 2008 Répartition des consommations par type d offre au 31 décembre % 68% 23% 9% Tous sites (432 TWh) 51% 18% Grands sites non résidentiels (182 TWh) 95% 5% 0% Sites moyens non résidentiels (65 TWh) 81% 12% 7% Petits sites non résidentiels (45 TWh) 98% ~ 0% 2% Résidentiels (140 TWh) Offres aux tarifs réglementés Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Offres de marché fournisseurs historiques Offres de marché fournisseurs alternatifs NB : Les sites au TaRTAM sont comptabilisés avec les sites en offre de marché. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

10 E. Données sur le TaRTAM La loi du 7 décembre 2006 a instauré un Tarif Réglementé et Transitoire d Ajustement au Marché (TaRTAM) qui donnait le droit aux clients d en bénéficier jusqu à 2009 à condition d avoir fait la demande avant le 1 er juillet Cette loi a été modifiée par la loi du 4 août 2008 qui donne le droit à un client en offre de marché de bénéficier du TaRTAM pour un site à condition d en avoir fait la demande à son fournisseur avant le 30 juin Le TaRTAM est égal au tarif réglementé de vente hors taxes applicable à un site de consommation présentant les mêmes caractéristiques, majoré de 23% pour les tarifs verts, 20% pour les tarifs jaunes et 10% pour les tarifs bleus. Au 31 décembre 2008, sites environ (soit 0,4% des sites non résidentiels en offre de marché) sont au TaRTAM. Ils représentent une consommation annuelle de 82 TWh, soit 61% de la consommation des sites non résidentiels en offre de marché. Les grands sites représentent 89% des sites au TaRTAM et près de 100% des consommations au TaRTAM. Moins de 1% des petits et moyens sites non résidentiels en offre de marché ont choisi de quitter leurs offres de marché pour ce tarif réglementé. 31 fournisseurs alimentent des clients au TaRTAM. Les fournisseurs alternatifs alimentent 37% des sites et 35% de la consommation au TaRTAM. Part des sites au TaRTAM rapportée à l ensemble des sites non résidentiels en offre de marché au 31 décembre % ~ 100% 99% ~ 100% Sites en offre de marché n ayant pas opté pour le TaRTAM Sites au TaRTAM 50% 1% ~ 0% ~ 0% Tous sites en offre de marché ( sites) Grands sites en offre de marché (6 000 sites) Moyens sites en offre de marché ( sites) Petits sites en offre de marché ( sites) Sources : Fournisseurs Analyse : CRE Exemple de lecture : au 31 décembre 2008, sur les sites moyens en offre de marché, 1% ont choisi le TaRTAM. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

11 Part de la consommation des sites au TaRTAM rapportée à la consommation de l ensemble des sites non résidentiels en offre de marché au 31 décembre % 33% 97% ~ 100% Sites en offre de marché n ayant pas opté pour le TaRTAM 61% 67% Sites au TaRTAM 3% ~ 0% Tous sites en offre de marché (135 TWh) Grands sites en offre de marché (123 TWh) Moyens sites en offre de marché (3 TWh) Petits sites en offre de marché (9 TWh) Sources : GRD, Fournisseurs Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

12 F. Fournisseurs d électricité actifs au 31 décembre 2008 Liste des fournisseurs nationaux déclarés auprès de la CRE 5 et actifs 6 au 31 décembre 2008 Fournisseur, Marques commerciales Fournisseurs alternatifs 7 d électricité Grands sites non résidentiels Sites moyens non résidentiels Atel Energie Petits sites non résidentiels Sites Résidentiels Direct Energie E.ON Energie Enercoop EGL Endesa Energia Enel France GDF Suez HEW Energies Iberdrola Kalibraxe 5 Nom et marque(s) commerciale(s) des fournisseurs actualisés au 10 février 2009 à partir du moteur de recherche des fournisseurs par code postal. 6 Un fournisseur est dit actif sur un segment donné s il remplit l une de ces conditions : il a au moins un site en contrat unique ; il est responsable d équilibre d au moins un site en CARD/CART il est responsable d équilibre et à livré une partie de la consommation d un site au cours du trimestre précédent. 7 Voir le glossaire pour la définition d un fournisseur alternatif. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

13 Planète UI Poweo SNET Fournisseurs historiques 8 d électricité Alterna EDF GEG Source d Energies Sources : GRD, RTE, CRE Analyse : CRE La table recense les fournisseurs qui, au dernier jour du trimestre de l observatoire et pour chaque segment de clientèle: sont inscrits dans le moteur de recherche des fournisseurs par code postal, en ligne sur le site 9 ; sont nationaux, c'est-à-dire qu ils ont déclaré proposer des offres dans au moins 90 % des communes de France métropolitaine raccordées au réseau de l électricité (hors Corse) ; sont actifs, c'est-à-dire qu ils remplissent l une de ces conditions :. avoir au moins un site en contrat unique être responsable d équilibre d au moins un site en CARD/CART être responsable d équilibre et avoir livré une partie de la consommation d un site au cours du trimestre précédent Les fournisseurs qui n ont pas souhaité s inscrire sur le moteur de recherche des fournisseurs par code postal ou qui n ont pas déclaré desservir plus de 90% des communes ne sont pas cités. Au 31 décembre 2008, environ 160 fournisseurs non nationaux d électricité sont actifs sur le territoire, dont les fournisseurs historiques (entreprises locales de distribution 10 ). Ces fournisseurs présents localement ou régionalement sur le territoire proposent des offres à un ou plusieurs segments de clientèle. 8 Voir le glossaire pour la définition d un fournisseur historique. 9 Mis en ligne en septembre 2008, le moteur de recherche est construit à partir des renseignements donnés volontairement par les fournisseurs. Le site internet est développé par la CRE et le médiateur national de l énergie, en collaboration avec la DGCCRF et la DGEC. 10 Voir le glossaire pour la définition d une entreprise locale de distribution. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

14 4. Analyse en dynamique : 4 ème trimestre 2008 A. Tableau de synthèse du trimestre écoulé Les ventes brutes mensuelles d un fournisseur correspondent au nombre de sites ayant conclu un contrat au cours du mois considéré à l occasion d une mise en service ou d un changement de fournisseur. Les ventes brutes, en offre de marché ou au tarif réglementé, mesurent l efficacité commerciale du fournisseur en termes d acquisition de nouveaux sites. Résidentiels Non résidentiels AU COURS DU TRIMESTRE (en nombre de sites) T T T T Ventes brutes totales Dont ventes brutes des fournisseurs alternatifs Parts de marché des fournisseurs alternatifs sur les ventes brutes du segment 19,0% 18,1% 10,6% 12,7% Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Note technique : Les données de ventes brutes sont arrondies, en revanche les parts de marché des fournisseurs alternatifs sont calculées à partir des données réelles. B. Ventes brutes des trimestres écoulés Ventes brutes totales mensuelles Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs juil-08 août-08 sept-08 oct-08 nov-08 déc-08 Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

15 Répartition des ventes brutes par type de fournisseur au cours du 4 ème trimestre % 94% 95% Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs 6% Mises en service ( au total) Changements de fournisseur ( au total) Sources : GRD, RTE, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Exemple de lecture : au cours du 4 ème trimestre 2008, les fournisseurs alternatifs ont réalisé 6% des mises en service effectuées. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

16 Le marché de gros de l électricité 1. Introduction A. Les principales dates concernant le marché de gros français - Novembre 2000 : la CRE valide la première version du contrat de responsable d équilibre (RE) - Début 2001 : premiers achats de pertes sur le marché par RTE - Mai 2001 : premières cotations OTC publiées concernant le marché français - Septembre 2001 : premières mises aux enchères de capacités de production par EDF (VPP) - Novembre 2001 : lancement du marché Powernext Day-Ahead - Juin 2004 : lancement du marché Powernext Futures - Juillet 2004 : premiers achats de pertes sur le marché par ERDF - Janvier 2006 : mise en place d enchères de capacités explicites aux frontières (à l exception de la Suisse) - Novembre 2006 : démarrage du market coupling entre la France, la Belgique et les Pays-Bas. B. Bilan du marché de gros français Le graphique ci-dessous présente les flux d énergie entre les différents segments amont et aval du marché de gros français en Il fait apparaître les volumes nets physiques livrés sur le marché de gros, ainsi que les cessions internes d électricité entre les activités de production et de commercialisation des opérateurs intégrés. Injections physiques sur le réseau (584 TWh) Soutirages physiques sur les réseaux (584 TWh) Volume hors marché : 411 TWh Production Hors VPP 506 TWh Production VPP 43 TWh 95 TWh 58 TWh Marché de gros 173 TWh, soit 30 % des injections / soutirages Consommation clients finals 469 TWh y-compris : clients aux tarifs réglementés clients aux prix de marché autoconsommation pompage Pertes des réseaux approvisionnées sur les marchés 33 TWh Importations 35 TWh Exportations 82 TWh Source : RTE données Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

17 2. Activité sur le marché de gros français A. Activité sur le marché de gré à gré L essentiel du commerce de gros de l électricité s effectue sur le mode du gré à gré (OTC), au travers de transactions directes ou via des intermédiaires (sociétés de courtage et plates-formes de trading). Le volume des transactions sur l OTC n est pas public. Le graphique suivant montre les nominations journalières des acteurs auprès de RTE. Il ne s agit pas du volume des transactions observées sur la période, mais des livraisons nettes physiques entres acteurs résultant de transactions de gré à gré. Volume des livraisons nettes résultant de transactions de gré à gré janv-02 avr-02 juil-02 oct-02 janv-03 avr-03 juil-03 oct-03 janv-04 avr-04 juil-04 oct-04 janv-05 avr-05 juil-05 oct-05 janv-06 avr-06 juil-06 oct-06 janv-07 avr-07 juil-07 oct-07 janv-08 avr-08 TWh juil-08 oct-08 Source : RTE Analyse : CRE Le volume des livraisons sur le marché de gré à gré est reparti à la hausse s élevant à 60,4 TWh au quatrième trimestre Il a augmenté de 4,9% par rapport au trimestre précédent et a baissé de 13,8% par rapport à la même période l année précédente. Il a représenté 45% de la consommation nationale au quatrième trimestre 2008, contre 55% au troisième trimestre Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

18 B. Activité sur les marchés organisés et comparaison internationale Le volume échangé sur Powernext au quatrième trimestre 2008 a augmenté de 19,7% sur le marché day-ahead et augmenté de 18,4% sur le marché futures par rapport au trimestre précédent. Il a augmenté de 17,7% sur le marché day-ahead et diminiué de 25,7% sur le marché futures par rapport à la même période l année précédente. Aucun produit futures n a été traité sur EEX France au cours du trimestre. Volumes moyens mensuels des transactions sur les marchés organisés français - toutes échéances confondues - 12 Powernext Day-ahead Powernext Futures EEX France 10 8 TWh T T T T T Source : Powernext, EEX Volumes moyens mensuels des transactions sur les principaux marchés organisés européens (hors marchés obligatoires ou quasi-obligatoires) quatrième trimestre 2008 TWh France Powernext Allemagne EEX Belgique Belpex/Endex Pays-Bas APX/Endex Royaume-Uni APX UK Futures 7,2 15,6 0,4 2,2 0,0 Day-ahead 4,6 12,7 0,7 2,1 0,8 Source : Powernext, EEX, Belpex, Endex, APX Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

19 3. Prix sur le marché de gros français et comparaison européenne Les prix des transactions bilatérales sur l OTC n étant pas publics, cette section porte sur les bourses de l électricité uniquement. A. Prix day-ahead Les prix day-ahead en base cotés sur Powernext ont affiché une moyenne de 74,3 /MWh au quatrième trimestre Ils ont augmenté de 2,8% par rapport au trimestre précédent et augmenté de 2,2% par rapport à la même période de l année Les prix day-ahead en pointe cotés sur Powernext ont affiché une moyenne de 98,4 /MWh au quatrième trimestre Ils ont augmenté de 0,7% par rapport au trimestre précédent, et diminué de 9,3% par rapport à la même période de l année Prix day-ahead sur Powernext - moyennes hebdomadaires - /MWh Base Pointe 264,63 221, Euro/MWh janv-04 mars-04 mai-04 juil-04 sept-04 nov-04 janv-05 mars-05 mai-05 juil-05 sept-05 nov-05 janv-06 mars-06 mai-06 juil-06 sept-06 nov-06 janv-07 mars-07 mai-07 juil-07 sept-07 nov-07 janv-08 mars-08 mai-08 juil-08 sept-08 nov-08 Sources : PWX, EEX Analyse : CRE Les prix day-ahead français en base du quatrième trimestre 2008 étaient supérieurs en moyenne trimestrielle aux prix des principales bourses européennes, à l exception des bourses britannique, italienne et suisse. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

20 Prix day-ahead Base sur les principaux marchés européens - moyennes hebdomadaires - Sources : Powernext, EEX, Belpex, Omel, NordPool, Ipex Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

21 B. Prix futures Au 31 décembre 2008, le prix futures annuel (Y+1) en base sur Powernext a diminué de 30,9% par rapport au 1 er octobre 2008, passant de 86,9 /MWh à 60 /MWh. Comme au trimestre précédent, les prix en France étaient plus élevés qu en Allemagne. Le différentiel de prix moyen trimestriel entre les deux pays s est élevé à 5,5 /MWh en base comme en pointe Allemagne Base Allemagne Pointe France Base France Pointe Prix futures Y+1 en France et en Allemagne - prix journaliers Euro/MWh janv-04 mars-04 Prix pour 2005 Prix pour 2006 Prix pour 2007 Prix pour 2008 Prix pour 2009 mai-04 juil-04 sept-04 nov-04 janv-05 mars-05 mai-05 juil-05 sept-05 nov-05 janv-06 mars-06 mai-06 juil-06 sept-06 nov-06 janv-07 mars-07 mai-07 juil-07 sept-07 nov-07 janv-08 mars-08 mai-08 juil-08 sept-08 nov-08 Sources : Powernext, EEX Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

22 4. Volumes d imports/exports Les importations ont augmenté de 28% au quatrième trimestre 2008 par rapport au trimestre précédent, et diminué de 16% par rapport au même trimestre l année précédente. Somme des importations par trimestre TWh Imports court terme Imports long terme 1 0 T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T Source : RTE Analyse : CRE Les exportations ont diminué de 19% au quatrième trimestre 2008 par rapport au trimestre précédent. Elles ont diminué de 2% par rapport à celles observées pendant la même période l année précédente. Somme des exportations par trimestre TWh Exports court terme Exports long terme 2 0 T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T Source : RTE Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

23 5. Concentration du marché français de l électricité A la fin du quatrième trimestre 2008, 150 responsables d équilibre sont présents sur le marché de gros français, soit 10 de plus qu au trimestre précédent. 70 responsables d équilibre étaient présents sur Powernext Day-Ahead Auction, 48 sur Powernext Day-Ahead Continuous et Intraday et 42 sur Powernext Futures. Powernext a accueilli 2 nouveaux membres sur son marché Day-Ahead Auction, 4 nouveaux membres sur ses marchés Day-Ahead Continuous et Intraday, et 1 nouveau membre sur son marché Futures.au cours du quatrième trimestre A. Concentration des différents segments du marché de gros français Le graphique suivant donne l indice de Herfindahl-Hirschman (HHI) 11 pour les différents segments du marché de gros français. L indice est calculé sur les livraisons nominées auprès de RTE, et non sur les transactions conclues sur le marché pendant la période. Au quatrième trimestre 2008, les achats sur les marchés OTC et Powernext ainsi que les ventes sur l OTC sont restés des segments de marché peu concentrés hors groupe EDF. Les ventes sur Powernext hors groupe EDF affichent en revanche un segment de marché concentré. En incluant le groupe EDF, les ventes sur Powernext et, de moindre façon sur l OTC, représentent également un segment de marché concentré. Enfin les achats sur Powernext en incluant le groupe EDF affichent un niveau de concentration peu élevé au quatrième trimestre Indice de concentration HHI livraisons sur le marché de gros - quatrième trimestre Marché très concentré Marché concentré Sans compter EDF En comptant EDF OTC - achats de blocs OTC - ventes de blocs Powernext - achats Powernext - ventes Source : RTE Analyse : CRE 11 L indice HHI est égal à la somme des carrés des parts de marché des intervenants, et mesure la concentration du marché (il est d autant plus élevé que le marché est concentré). On considère généralement qu un marché est peu concentré si son HHI est inférieur à 1 000, et très concentré s il est supérieur à Étant données les spécificités des marchés de l électricité, cet indice ne doit être utilisé comme un indicateur du degré de concurrence qu avec précaution. En effet, dans le cas de l électricité, concentration et concurrence ne sont pas liées de façon aussi directe que sur la plupart des marchés. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

24 B. Concentration des différents segments en amont et en aval du marché de gros français Les graphiques suivants montrent la concentration des marchés amont (injections) et aval (soutirages). Parmi les injections, la production est particulièrement concentrée, que le groupe EDF soit pris en compte ou non. Ceci reflète le faible nombre de grands producteurs français. Les autres segments (VPP, importations) apparaissent comme des segments de marché peu concentrés, que le groupe EDF soit pris en compte ou non. Indice de concentration HHI injections - quatrième trimestre Marché très concentré Marché concentré Sans compter EDF En comptant EDF Sans objet Production VPP Importations Source : RTE Analyse : CRE La vente aux clients finals et les exportations sont quant à elles particulièrement concentrées lorsque le groupe EDF est pris en compte, mais apparaissent comme des segments de marché beaucoup moins concentrés lorsque le groupe EDF n est pas pris en compte. Le marché des pertes est concentré que le groupe EDF soit pris en compte ou non. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

25 Indice de concentration HHI soutirages - quatrième trimestre Marché très concentré Marché concentré Sans compter EDF En comptant EDF Consommation clients finals Pertes Exportations Source : RTE Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

26 Le marché du gaz Le marché de détail du gaz 1. Introduction L ouverture du marché français du gaz 12 a connu plusieurs étapes : à partir d août 2000, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle de gaz supérieure à 237 GWh et de tous les producteurs d électricité ou producteurs simultanés d électricité et de chaleur quel que soit leur niveau de consommation annuelle, à partir d août 2003, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle de gaz supérieure à 83 GWh, à partir de juillet 2004, éligibilité de toutes les entreprises et collectivités locales, à partir de juillet 2007, éligibilité de tous les consommateurs, y compris les résidentiels. L ensemble du marché représente, au 31 décembre 2008, 11,5 millions de sites et une consommation annuelle d environ 524TWh 13. Les clients peuvent disposer de deux types de contrats : les contrats aux tarifs réglementés (proposés uniquement par des fournisseurs historiques) les contrats en offre de marché (proposés par les fournisseurs historiques et par les fournisseurs alternatifs). Répartition des contrats de gaz - schéma illustratif - Les principales sources d information de l observatoire sont les gestionnaires de réseaux de transport (GRTgaz et TIGF), les 4 principaux gestionnaires de réseaux de distribution (GrDF, Régaz, Réseau gds et Gaz Electricité de Grenoble) et les principaux fournisseurs historiques (GDF Suez, Tegaz, Enerest et Gaz de Bordeaux). 12 Gaz naturel, hors grisous, gaz industriels et réseaux de GPL. 13 Dans la suite du document, le périmètre d étude est limité aux clients raccordés aux principaux réseaux qui représentent 523 TWh de consommation annualisée. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

27 2. Les segments de clientèle et leur poids respectif 0,01% 6% Typologie des sites 33% 94% 39% Sites non résidentiels raccordés au réseau de Transport Sites non résidentiels raccordés au réseau de Distribution Sites Résidentiels 28% Nombre de sites Consommation Sources : données 2008, GRT, GRD Analyse : CRE Le marché se divise en trois segments : Sites non résidentiels transport : grands sites industriels raccordés au réseau de transport. Sites non résidentiels distribution : marché de masse des sites non résidentiels et grands sites industriels raccordés au réseau de distribution. Sites résidentiels : sites de consommation des clients particuliers. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

28 3. Etat des lieux au 31 décembre 2008 Synthèse en nombre de sites A. Tableaux de synthèse du trimestre écoulé Résidentiels Non résidentiels Situation (en nombre de sites) Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Nombre total de sites sites en offre de marché sites alimentés par les fournisseurs alternatifs Parts de marché des fournisseurs alternatifs ,9 % 2,9 % 14 % 13,2 % Sources : GRT, GRD, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Synthèse en consommation annualisée Résidentiels Non résidentiels Situation (en consommation annualisée) Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Au 31 décembre 2008 Au 30 septembre 2008 Consommation totale des sites 143 TWh 144 TWh 380 TWh TWh sites en offre de marché 10,4 TWh 10,2 TWh 230 TWh 222 TWh sites alimentés par les fournisseurs alternatifs Parts de marché des fournisseurs alternatifs 3,6 TWh 2,7 TWh 68 TWh 69 TWh 2,5 % 1,9 % 18 % 19 % Sources : GRT, GRD, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Note technique : Les données en nombre de sites et consommation annualisée sont arrondies, en revanche les parts de marché des fournisseurs alternatifs sont calculées à partir des données réelles. Au 31 décembre 2008, le nombre de sites en offre de marché sur l ensemble du marché français s élève à , dont sites résidentiels. Sur le segment non résidentiel, la part de marché des fournisseurs alternatifs progresse en nombre de sites mais diminue en volume. 14 La consommation des sites non résidentiels augmente en volume avec la mise en services de deux nouvelles centrales à cycle combiné gaz au quatrième trimestre. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

29 B. Evolution du nombre de sites en offre de marché Nombre de sites en offre de marché -Sites NON RÉSIDENTIELS Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs janv.- 08 févr.- 08 mars- 08 avr.- 08 mai- 08 juin- 08 juil.- 08 août- 08 sept.- 08 oct.- 08 nov.- 08 déc.- 08 Sources : GRT, GRD, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Nombre de sites en offre de marché -Sites RÉSIDENTIELS Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs janv.- 08 févr.- 08 mars- 08 avr.- 08 mai- 08 juin- 08 juil.- 08 août- 08 sept.- 08 oct.- 08 nov.- 08 déc.- 08 Sources : GRT, GRD, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Au 31 décembre 2008, sites ont choisi une offre de marché, dont auprès d un fournisseur alternatif. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

30 C. Parts de marché en nombre de sites au 31 décembre 2008 Répartition des sites par type d offre au 31 décembre % 70% 91% 92% 45% Offres aux tarifs réglementés Offres de marché fournisseurs historiques Offres de marché fournisseurs alternatifs 16% 5% 19% 14% 4% 4% 4% Tous sites (11,5 M sites) Sites non résidentiels transport (1 000 sites) Sites non résidentiels distribution ( sites) Sites résidentiels (10,8 M sites) Sources : GRT, GRD, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Au 31 décembre 2008, environ 9 % des sites sont en offre de marché. Parmi eux, presque la moitié ont fait le choix d un fournisseur alternatif. D. Parts de marché en consommation annualisée au 31 décembre 2008 Répartition des consommations annualisées par type d offre au 31 décembre % 54% 60% 59% 93% Offres aux tarifs réglementés 32% 29% Offres de marché fournisseurs historiques Offres de marché fournisseurs alternatifs 14% Tous sites (523 TWh) 26% Sites non résidentiels transport (175 TWh) 11% Sites non résidentiels distribution (205 TWh) 5% 2% Sites résidentiels (143 TWh) Sources : GRT, GRD, Fournisseurs historiques Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

31 E. Analyse par zone géographique Parts de marché des fournisseurs alternatifs par zone d équilibrage 15 au 31 décembre en nombre de sites - - en consommation annualisée- 5,1% 5,0% 4,2% 4,4% 8,3% 11% 18% 28% 4,5% 9,2% 3,8% 4,1% Part de marché < 1,5% Prix Part day-ahead de marché comprise sur Powernext entre 1,5 et 5% Part de marché > 5% - moyennes hebdomadaires - Part de marché < 5% Part de marché comprise entre 5 et 10% Part de marché > 10% Sources : GRT, GRD Analyse : CRE Exemple de lecture : au 31 décembre 2008, dans la zone Sud Ouest, 3,8 % des sites et 4,1% de la consommation sont chez un fournisseur alternatif. 15 Voir glossaire en fin de document pour la définition des zones d équilibrage. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

32 F. Fournisseurs de gaz naturel actifs au 31 décembre 2008 Liste des fournisseurs nationaux déclarés auprès de la CRE 16 et actifs au 31 décembre 2008 Fournisseur, Marque(s) commerciale(s) 16 Sites non résidentiels transport Sites non résidentiels distribution Sites résidentiels Fournisseurs alternatifs 17 de gaz naturel Altergaz EDF ENI S.p.A succursale France E.ON Energie Gas Natural Gaz de Paris Gazprom Marketing & Trading Ltd Iberdrola Poweo Soteg 16 Nom et marque(s) commerciale(s) des fournisseurs actualisés au 19 février 2009 à partir du moteur de recherche des fournisseurs par code postal. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

33 Wingas GmbH & Co. KG Fournisseurs historiques 17 de gaz naturel GDF Suez Tégaz Sources : GRT, GRD, énergie-info, CRE Analyse : CRE La table recense les fournisseurs qui, au dernier du trimestre de l observatoire et pour chaque segment de clientèle : sont inscrits dans le moteur de recherche des fournisseurs par code postal, en ligne sur le site 18 ; sont nationaux, c'est-à-dire qu ils ont déclaré proposer des offres dans au moins 90 % des communes Françaises raccordées au réseau de gaz naturel 19 ; sont actifs, c'est-à-dire qu ils sont expéditeurs et fournissent au moins un client du segment considéré. Les fournisseurs qui n ont pas souhaité s inscrire sur le moteur de recherche des fournisseurs par code postal ou qui n ont pas déclaré desservir plus de 90% des communes ne sont pas cités. Au 31 décembre 2008, environ 30 fournisseurs non nationaux sont actifs sur le territoire : 22 fournisseurs historiques (entreprises locales de distribution 20 ) et plusieurs fournisseurs alternatifs. Ces fournisseurs présents localement ou régionalement sur le territoire proposent des offres à un ou plusieurs segments de clientèle. 17 Voir le glossaire pour la définition d un fournisseur alternatif et d un fournisseur historique. 18 Mis en ligne en septembre 2008, le moteur de recherche est construit à partir des renseignements donnés volontairement par les fournisseurs. Le site internet energie-info.fr est développé par la CRE et le médiateur national de l énergie, en collaboration avec la DGCCRF et la DGEC. 19 Lors de l inscription d un fournisseur dans le moteur de recherche, le fournisseur doit indiquer pour chaque segment de clientèle les communes pour lesquelles il propose ses offres. Cette condition de déploiement géographique n est pas appliquée pour les fournisseurs de sites non résidentiels transport. 20 Voir le glossaire pour la définition d une entreprise locale de distribution. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

34 4. Analyse en dynamique : 4 ème trimestre 2008 A. Tableau de synthèse du trimestre écoulé Les ventes brutes mensuelles d un fournisseur correspondent au nombre de sites ayant conclu un contrat au cours du mois considéré à l occasion d une mise en service ou d un changement de fournisseur. Les ventes brutes, en offre de marché ou au tarif réglementé, mesurent l efficacité commerciale du fournisseur en termes d acquisition de nouveaux sites. Résidentiels Non résidentiels AU COURS DU TRIMESTRE (en nombre de sites) T T T T Ventes brutes totales ventes brutes des fournisseurs alternatifs Parts de marché des fournisseurs alternatifs sur les ventes brutes du segment 35 % 29 % 41 % 30 % Sources : GRT, GRD Analyse : CRE Note technique : Les données de ventes brutes sont arrondies, en revanche les parts de marché des fournisseurs alternatifs sont calculées à partir des données réelles. B. Ventes brutes des trimestres écoulés Ventes brutes totales mensuelles Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs juil.-08 août-08 sept.-08 oct.-08 nov.-08 déc.-08 Sources : GRT, GRD Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

35 Répartition des ventes brutes par type de fournisseur au cours du 4 ème trimestre % 72% 98% Fournisseurs historiques Fournisseurs alternatifs 28% Mises en service ( au total) Changements de fournisseur (41000 au total) Sources : GRT, GRD Analyse : CRE Exemple de lecture : au cours du 4 ème trimestre 2008, les fournisseurs alternatifs ont réalisé 28% des mises en service effectuées. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

36 Le marché de gros du gaz 1. La formation des prix du gaz et les marchés du gaz en Europe Les approvisionnements en gaz de l Europe restent largement dominés par les contrats de long terme (15 à 25 ans) avec indexation sur les prix pétroliers conclus entre les opérateurs historiques, principaux importateurs, et les compagnies de production des pays exportateurs extérieurs à l Union européenne (Gazprom pour la Russie, Sonatrach pour l Algérie et Statoil pour la Norvège) ou non (Gas Terra au Pays-Bas). Les importations depuis d autres pays, dont le Nigeria, l Egypte et le Qatar, essentiellement sous forme de GNL, sont également en fort développement. En 2007, les importations nettes de la France ont été de 480 TWh. Ses principaux fournisseurs étaient la Norvège (32%), les Pays-Bas (19%), l Algérie (18%) et la Russie (14%) 21. Les marchés de gros sont en fort développement, le NBP (Grande-Bretagne) étant toutefois le seul sur lequel les volumes échangés soient significatifs. De par sa liquidité et les deux gazoducs reliant le marché britannique au continent (Interconnector et BBL), le NBP influence très fortement les hubs continentaux, les deux principaux étant Zeebrugge (Belgique) et le TTF (Pays-Bas). D autres places de marché sont en cours de développement en Europe, mais leur montée en puissance est freinée par les obstacles qui subsistent au transit de gaz au sein de l Union. A la fin du 4 ème trimestre 2008, les prix des contrats d importation de long terme se situaient au dessus des prix day ahead alors qu ils étaient au même niveau à la fin du 3 ème trimestre. A. Comparaison des prix des contrats à long terme et des prix day ahead et forward UK NBP Stables depuis avril 2006, les prix des contrats à long terme de gaz augmentent progressivement depuis le second trimestre Au 4 ème trimestre 2008, ces prix ont continué leur progression (+ 4,5%) pour se stabiliser à un niveau jamais observé auparavant. Fin décembre 2008, les prix de trois contrats à long terme pertinents pour l approvisionnement français en gaz s élevaient respectivement à : 29,22 /MWh pour le gaz russe entrée Allemagne (Waidhaus), 30,79 /MWh pour le GNL algérien entrée Montoir, 31,63 /MWh pour le gaz norvégien entrée Allemagne (Emden). 21 Source : Observatoire de l Energie, Ministère de l Ecologie, de l Energie, du Développement Durable et de l Aménagement du Territoire (MEEDDAT). Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

37 Prix des contrats à long terme et des day ahead et forward Y+1 au NBP /MWh nov 07 janv 08 mars 08 mai 08 juil 08 sept 08 nov 08 Day-ahead NBP (monthly average) Russian gas entry Germany Norvegian gas entry Germany Algerian gas entry Montoir NBP Y+1 (monthly average) Sources : Icis Heren pour les prix des contrats à long terme et Argus pour les prix day ahead et forward Cette stabilisation à des niveaux très élevés intervient dans un contexte de baisse des prix pétroliers après une très forte hausse le Brent était passé de plus de 90 $/bbl en décembre 2007 à 140 $/bbl fin juin, avant de retomber à 60 $/bbl fin septembre Les formules d indexation sur les prix des produits pétroliers, qui prévoient des délais d adaptation compris entre 3 et 6 mois et une adaptation des prix à certains intervalles expliquent que les prix des contrats à long terme aient commencé à augmenter au second trimestre 2008 uniquement et qu ils n aient pas encore diminué. En moyenne mensuelle, les prix day ahead sur le NBP ont fortement diminué et finissent au même niveau que début 2008, autour de 22 /MWh. Les prix à terme à un an (forward Y+1) ont continué à fortement diminuer, passant 37,5 /MWh en septembre 2008 à 22,2 /MWh en décembre B. Prix sur les trois principaux marchés day ahead européens Les fortes fluctuations des prix day-ahead du 3 ème trimestre 2008 se sont atténuées à la fin du 4 ème semestre. Ainsi, après avoir très fortement fluctué, entre 30 et 16 /MWh, entre début octobre et minovembre 2008, les prix day-ahead sur les trois principaux marchés européens se sont relativement stabilisés entre 20 et 25 /MWh à la fin du 4 ème trimestre Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

38 Prix day ahead sur les trois principaux marchés de gros européens /MWh nov 07 janv 08 mars 08 mai 08 juil 08 sept 08 nov 08 NBP Zeebrugge TTF Source : Argus Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

39 2. Activité sur le marché de gros français A. Activité sur le marché de gré à gré Malgré la mis en place d un marché organisé en France, l essentiel du commerce de gros du gaz s effectue sur le mode du gré à gré (OTC), au travers de transactions directes ou via des intermédiaires (sociétés de courtage et plates-formes de trading). Le volume des transactions sur l OTC n est pas public. Les livraisons résultant de ces transactions se réalisent aux Points d Echange de Gaz (PEG), points virtuels permettant l échange de gaz au niveau de chaque zone tarifaire. Les livraisons observées sur les PEG résultent : des transactions OTC conclues entre fournisseurs ; des transactions boursières conclues entre fournisseurs ; des livraisons correspondant aux programmes de cession temporaire de gaz (Gas Release) ; de l approvisionnement en gaz des opérateurs de réseau pour leurs besoins propres. Le graphique suivant montre les nominations journalières des acteurs auprès des GRT. Il ne s agit pas du volume des transactions observées sur la période, mais des livraisons nettes physiques entres acteurs Volume des livraisons nettes de gaz sur le marché de gros français TWh avr-05 juin-05 août-05 oct-05 déc-05 févr-06 avr-06 juin-06 août-06 oct-06 déc-06 Source : GRT Analyse : CRE NB : sur ce graphique figurent tous les échanges de gaz entre fournisseurs, y compris les livraisons correspondant au programme de cession temporaire de gaz (gas release) et l approvisionnement en gaz des opérateurs de réseau. Au quatrième trimestre 2008, le volume des livraisons nettes de gaz résultant de transactions sur le marché de gré à gré ou organisé a fortement augmenté : + 79% par rapport au trimestre précédent. Il s inscrit en hausse de 79% par rapport à la même période de l année précédente. Au cours du dernier trimestre, 65,8 TWh de gaz ont ainsi été livrés aux PEG. févr-07 avr-07 juin-07 août-07 oct-07 déc-07 févr-08 avr-08 juin-08 août-08 oct-08 déc-08 Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

40 B. Activité sur les marchés organisés et comparaison internationale Le nombre de transactions conclues sur le marché organisé Powernext Gas Spot en France au quatrième trimestre 2008 s élève à 790 transactions, représentant GWh. Volume mensuels des transactions sur les marchés organisés français depuis leur création - toutes échéances confondues- GWh Powernext Gas Futures PEG Nord Powernext Gas Spot PEG Sud Powernext Gas Spot PEG Nord Powernext Gas Spot PEG Sud Ouest nov-08 déc-08 Source : Powernext Analyse : CRE Activité sur les principaux marchés organisés européens Volume mensuel moyen au quatrième trimestre ,0 11,56 1,8 1,6 1,4 1,2 TWh 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 France Powernext Royaume Uni APX UK Belgique APX ZEE Pays Bas APX NL Allemagne EEX Day ahead 0,91 11,56 0,01 0,05 0,13 Sources : Powernext, APX, EEX Analyse : CRE Note: Pour la France les données sont calculées sur le mois de décembre uniquement. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

41 3. Prix day-ahead sur le marché de gros français et comparaison européenne Les prix des transactions bilatérales sur l OTC n étant pas publics, les prix utilisés dans cette section sont les prix de référence publiés dans la presse spécialisée ou les références de prix déterminées sur les bourses du gaz. Entre le lancement la plateforme en novembre 2008 et le 31 décembre 2008, les prix day-ahead cotés sur Powernext ont affiché une moyenne de 23,5 /MWh sur le PEG Nord, 23,8 /MWh sur le PEG Sud et 22,8 /MWh (un jour de cotations uniquement) sur le PEG Sud Ouest. Les prix day-ahead français du quatrième trimestre 2008 étaient supérieurs en moyenne trimestrielle aux prix des principaux hubs européens. 32 Royaume Uni NBP Prix day-ahead sur les principaux hubs européens - moyenne hebdomadaire - Belgique Zeebrugge Pays Bas TTF France PEG Nord janv.-07 févr.-07 mars-07 avr.-07 mai-07 juin-07 juil.-07 août-07 sept.-07 oct.-07 nov.-07 déc.-07 janv.-08 févr.-08 mars-08 avr.-08 mai-08 juin-08 juil.-08 août-08 /MWh sept.-08 oct.-08 nov.-08 déc.-08 Sources : Argus, Powernext Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

42 4. Concentration du marché français du gaz A la fin du quatrième trimestre 2008, 39 acteurs sont présents sur le marché de gros français, soit 4 de plus qu au trimestre précédent. 8 acteurs étaient présents sur Powernext Gas Spot et sur Powernext Gas Futures. A. Concentration aux PEGs Le graphique suivant donne l indice de Herfindahl-Hirschman (HHI) 22 pour les différents segments du marché de gros français. L indice est calculé sur les enlèvements et livraisons nominés auprès de GRTGaz ou TIGF, et non sur les transactions conclues sur le marché pendant la période. Au quatrième trimestre 2008, il existe de fortes disparités sur le segment des achats/ventes aux PEGs. Indice de concentration HHI Ventes aux PEG - quatrième trimestre Sources : GRTgaz, TIGF Analyse : CRE 22 L indice HHI est égal à la somme des carrés des parts de marché des intervenants, et mesure la concentration du marché (il est d autant plus élevé que le marché est concentré). On considère généralement qu un marché est peu concentré si son HHI est inférieur à 1 000, et très concentré s il est supérieur à Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

43 Indice de concentration HHI Achats aux PEG - quatrième trimestre Sources : GRTgaz, TIGF Analyse : CRE Note : les achats ventes aux PEGs correspondent aux enlèvements et livraisons physiques résultant des transactions réalisées aux Points d Echange de Gaz (PEG). Les données PEG Sud Ouest de décembre 2008 ne sont pas inclues. B. Concentration aux interconnexions Les graphiques suivants montrent la concentration des importations (livraisons sur le réseau de transport aux points d interconnexion) et des exportations (enlèvement depuis le réseau français aux points d interconnexion). Les importations sont peu concentrées lorsque les fournisseurs historiques ne sont pas pris en compte. A l inverse, les exportations sont très concentrées que les fournisseurs historiques soient pris en compte ou non. Indice de concentration HHI importations/exportations - quatrième trimestre Sources: GRTGaz, TIGF Analyse : CRE Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

44 Glossaire commun de l observatoire des marchés de l électricité et du gaz Entreprise Locale de Distribution (ELD) : distributeur non nationalisé qui assure la distribution de gaz ou d électricité sur un territoire déterminé. Livraison sur le marché de gros : déclaration journalière d un acteur, auprès d un Gestionnaire de Réseau de Transport, des échanges de gaz ou d électricité devant avoir lieu le lendemain avec chacune de ses contreparties. Chaque livraison peut résulter d une ou plusieurs transactions préalablement conclues sur le marché de gros. Mise en service : cas d un client s installant sur un site. Deux cas sont possibles : Mise en service sur un nouveau site : le client arrive sur un site nouvellement construit, auquel cas une pose du compteur puis une mise en service de l installation doivent être opérées. Par exemple, un mécanicien s installe dans un garage nouvellement construit. Mise en service sur un site existant : le client arrive sur un site suite au départ d un autre client, auquel cas la pose du compteur a déjà été effectuée. La mise en service doit être ensuite opérée afin que le client nouvellement arrivé puisse être alimenté en énergie. Nombre de sites : par convention, les données pour un mois M (ou un trimestre T) incluent : les mises en service réalisées au cours du mois M (du trimestre T) les changements de fournisseurs réalisés au cours du mois M (du trimestre T). Les données en nombre de sites sont arrondies, en revanche les parts de marché des fournisseurs alternatifs sont calculées à partir des données réelles. Produit forward : contrat standard passé pour livraison d une quantité donnée à un prix donné sur une échéance donnée (marché de gré à gré). Produit future : contrat standard passé pour livraison d une quantité donnée à un prix donné sur une échéance donnée (marchés organisés). Les échéances proposées varient selon les marchés organisés (semaine, semestre, trimestre, mois, année). L échéance Y+1 correspond à l année calendaire suivant l année en cours. Produit day ahead : contrat passé la veille pour livraison le lendemain. Site : lieu de consommation de gaz ou d électricité d un même client. Un site peut comprendre plusieurs points de livraison (compteurs). Plusieurs sites peuvent dépendre d un même client. Site en offre de marché : site ayant signé un contrat hors tarifs réglementés avec son fournisseur historique ou un fournisseur alternatif. Transaction sur le marché de gros : conclusion d un contrat entre deux acteurs du marché de gros portant sur la livraison de gaz ou d électricité sur une période déterminée à un prix donné. Le nombre de transactions sur un marché de gros traduit son niveau d activité, ou liquidité. Ventes brutes mensuelles : Les ventes brutes d un fournisseur sont égales à la somme : du nombre de sites mis en service (en offre de marché ou au tarif réglementé) du nombre de sites ayant choisi ce fournisseur à l occasion d un changement de fournisseur Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

45 Glossaire propre à l observatoire du marché de l électricité Fournisseur historique : les fournisseurs historiques regroupent EDF et les Entreprises Locales de Distribution (ELD) ainsi que les filiales qu ils contrôlent. Un fournisseur historique n est pas considéré comme un fournisseur alternatif en dehors de sa zone de desserte historique. Fournisseur alternatif : les fournisseurs alternatifs regroupent les fournisseurs qui ne sont pas des fournisseurs historiques. Les entreprises dont l activité est suivie à travers l observatoire sont : - des responsables d équilibre si les sites alimentés sont en contrat d accès au réseau, - des fournisseurs si les sites alimentés sont en contrat unique. Nombre de sites : pour le dénombrement des sites, les sites ayant plusieurs fournisseurs sont affectés au portefeuille de leur fournisseur principal (Responsable d Equilibre pour les clients en CARD et CART). Principales bourses électriques en Europe (électricité) : PWX : bourse française Powernext, non obligatoire ( EEX : bourse allemande European Energy Exchange, non obligatoire ( APX : bourse néerlandaise Amsterdam Power Exchange, obligatoire pour les imports et les exports aux Pays-Bas ( Omel : pool espagnol, quasi obligatoire ( NordPool : bourse scandinave, non obligatoire (une des bourses électriques les plus anciennes d Europe, Produits de gros : Day ahead : contrat passé la veille pour livraison le lendemain Future : contrat standard passé pour livraison d une quantité donnée à un prix donné sur une échéance donnée, nécessitant le versement d une prime et d un dépôt de garantie. Les échéances proposées varient selon les marchés organisés (semaine, semestre, trimestre, mois, année). L échéance Y+1 correspond à l année calendaire suivant l année en cours. Base : 24 heures sur 24, 7 jours sur 7 (c est pourquoi les moyennes mensuelles glissantes pour les produits Base sont calculées sur 28 jours i.e. sur les jours ouvrés ainsi que les weekends). Pointe (Europe continentale) : de 8 heures à 20 heures, du lundi au vendredi (c est pourquoi les moyennes mensuelles glissantes pour les produits Pointe sont calculées sur 20 jours i.e. sur les jours ouvrés uniquement). Segments du marché de détail : le marché de détail est divisé en quatre segments : Grands sites non résidentiels : sites dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 250 kw. Leur consommation annuelle est supérieure à 1 GWh en général. Sites moyens non résidentiels : sites dont la puissance souscrite est comprise entre 36kVA et 250 kw. Leur consommation annuelle est comprise en général entre 0,15 GWh et 1 GWh. Petits sites non résidentiels: sites non résidentiels dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 36 kva. Leur consommation annuelle est en général inférieure à 0,15 GWh. Sites résidentiels : la puissance souscrite des sites résidentiels est inférieure ou égale à 36 kva. La segmentation non résidentiel/résidentiel est établie par les GRD sur la base des données historiques ou sur déclaration des fournisseurs. Segments du marché de gros : Production Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

46 VPP : «Virtual Power Plant» ou enchères de capacités organisées par EDF suite à une décision de la Commission Européenne ( Achats et ventes en gros (OTC) 23 : notifications d échanges de blocs c est à dire quantités nominées à RTE la veille pour le lendemain, hors les transactions sur Powernext Importations et exportations : Achats et ventes sur Powernext, la bourse française de l électricité : Consommation finale : ventes à des sites en tant que responsable d équilibre ou sous forme de blocs Ventes aux gestionnaires de réseaux pour la compensation de leurs pertes : TaRTAM : Tarif Réglementé Transitoire d Ajustement au Marché. Sauf mention contraire, les sites au TaRTAM sont toujours comptabilisés avec les sites en offres de marché. VPP - Produits vendus aux enchères par EDF : Les VPP base : il s agit de produits reflétant une centrale fonctionnant en base. Le principe est que les enchérisseurs paient une prime fixe (en Euro/MW) chaque mois pour réserver une puissance disponible, et qu ils envoient régulièrement à EDF un planning d utilisation de ces capacités. Ils paient alors un prix d exercice par MWh soutiré, proche du coût marginal des centrales nucléaires d EDF. On a ainsi une structure de prix de la forme "coût fixe + coût variable". Les VPP pointe : il s agit de produits reflétant une centrale fonctionnant en pointe. Le principe est le même que pour les VPP base, mais le prix payé pour chaque MWh soutiré est une approximation du coût marginal des centrales de pointe d EDF. Compte tenu de ce coût variable élevé, la prime fixe payée par les enchérisseurs est plus faible que pour les VPP base. Zones non interconnectées (ZNI) : zones du territoire national qui ne sont pas reliées (par des lignes électriques) au réseau métropolitain continental (Corse, Martinique, Guadeloupe, Réunion, Guyane, Saint-Pierre et Miquelon, îles de Molène et d Ouessant). 23 «Over the Counter» ou de gré à gré Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

47 Glossaire propre à l observatoire du marché du gaz Fournisseur historique : les fournisseurs historiques regroupent GDF Suez, Tegaz, les Entreprises Locales de Distribution (ELD) et les filiales qu ils contrôlent. Un fournisseur historique n est pas considéré comme un fournisseur alternatif en dehors de sa zone de desserte historique. Fournisseur alternatif : les fournisseurs alternatifs regroupent les fournisseurs qui ne sont pas des fournisseurs historiques. Les entreprises dont l activité est suivie à travers l observatoire sont : - les expéditeurs livrant du gaz aux sites de consommation raccordés au réseau de transport - les fournisseurs livrant du gaz aux sites de consommation raccordés au réseau de distribution (résidentiels et non résidentiels). Consommation : la consommation annualisée pour les sites transport est calculée à partir de la consommation relevée en 2007 et, pour les sites multifournisseurs, la part de la consommation affectée à chaque fournisseur s effectue au prorata des capacités de transport souscrites. La consommation annualisée des sites distribution est la consommation annuelle de référence (CAR) de chaque site mise à jour au 1 er avril Nombre de sites : un site multifournisseur est affecté au fournisseur dont la capacité de transport souscrite est la plus élevée. Segments de marché : le marché est divisé en 3 segments : les clients non résidentiels raccordés au réseau de transport les clients non résidentiels raccordés au réseau de distribution les clients résidentiels raccordés au réseau de distribution La distinction non résidentiel/résidentiel est établie par les GRD sur la base des données historiques ou sur déclaration des fournisseurs. Zone d équilibrage : zone géographique du réseau de transport de gaz sur laquelle l équilibre doit être assuré entre les entrées et les sorties de gaz. Zone Nord-B/Nord-H : la zone d équilibrage Nord-B est alimentée en gaz-b, qui provient essentiellement des Pays-Bas et qui se distingue par sa teneur plus élevée en azote (B pour Bas pouvoir calorifique ). La zone d équilibrage Nord-H est alimentée en gaz-h, qui est identique au gaz distribué sur le reste du territoire et qualifié de gaz-h pour Haut pouvoir calorifique. Nord-B Nord-H Ouest Sud Sud-ouest Est Gas release : pour introduire de la concurrence dans le sud de la France, un programme de cession temporaire de gaz ou gas release a été mis en place en 2005 pour une durée de trois ans. Gaz de France remet sur le marché 15 TWh par an au point d échange «sud», soit au total, sur toute la durée du programme, 45 TWh à travers des appels d offres et des négociations de gré à gré. Pour sa part, Total remet sur le marché, au point d échange de gaz «sud-ouest», 1,1 TWh par an, pour une durée de trois ans ce qui représente sur toute la durée du programme 3,3 TWh. Point d échange de gaz PEG : point virtuel, rattaché à une zone d équilibrage, où un expéditeur peut céder du gaz à un autre expéditeur. Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

48 Observatoire des marchés de l électricité et du gaz T / 48

49 Market Observatory Electricity and gas market observatory 4 th Quarter 2008

50 Electricity and gas market observatory Q / 48

51 SUMMARY The electricity market...5 The retail electricity market Introduction... 5 Customer segments and their respective weight Status on December 31 st Dynamic analysis: 4th Quarter The wholesale electricity market Introduction Wholesale market activity in France Prices on the French wholesale market and European comparison Import and export volumes Concentration of the French electricity market The gas market...26 The retail gas market Introduction Customer segments and their respective weight Status on December 31 st Dynamic analysis: 4 th Quarter The wholesale gas market Gas pricing and gas markets in Europe The wholesale market in France Prices on the French wholesale market and European comparison Concentration of the French gas market Electricity and gas market observatories combined glossary...44 Specific electricity market observatory glossary...45 Specific gas market observatory glossary...47 Electricity and gas market observatory Q / 48

52 Introduction The purpose of the observatory is to provide the general public with indicators for monitoring market deregulation. It both covers the wholesale and retail electricity and gas markets in Metropolitan France. This observatory is updated every three months and data are available on CRE website ( Since the 1 st of July 2007, all customers can choose their gas and electricity suppliers. Electricity and gas market observatory Q / 48

53 The electricity market The retail electricity market 1. Introduction The deregulation of the French electricity market took place in several stages: - In June 2000, all sites with annual electricity consumption over 16 GWh became eligible. - In February 2003, all sites with annual electricity consumption over 7 GWh became eligible. - In July 2004, all companies and local government agencies became eligible. - In July 2007, all customers became eligible, including residential customers. On the 31 st of December, the French retail market represents 34.5 million sites 1, which accounts for TWh annual electricity consumption. Each client has the choice between three types of contracts: - Contracts under regulated tariffs (offered by incumbent suppliers only) - Contracts at market prices (offered by incumbent suppliers and alternative suppliers) - TaRTAM Contracts. A client has access to this kind of contract provided he has previously subscribed a contract at market price. Distribution of electricity contracts -illustrative diagram - Contracts under regulated tariffs TaRTAM sites Contracts at market prices Incumbent suppliers Alternative suppliers 1 Excluding non-interconnected territories (see electricity glossary for definition) 2 In the rest of the document, the study boundaries are shortened to the customers linked to the main distribution system operators, which represents 432 TWh. Electricity and gas market observatory Q / 48

54 The data sources of the observatory originate from the incumbent suppliers, RTE and from the seven largest distribution system operators : Electricité Réseau Distribution France (ex EDF Réseau de Distribution), Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de Grenoble, URM (ex Usine d Electricité de Metz), SICAE de l Oise, Sorégies Deux-Sèvres (ex Régie du Sieds) and Sorégies. These networks operators cover over 98% of French sites and national electricity consumption. 2. Customer segments and their respective weight Typology of sites 0,1% 1% 13% 86% 42% 15% 11% Large non residential sites Medium non residential sites Small non residential sites Residential sites 32% Number of sites Electricity consumption The market consists of four segments: Sources: 2008 DSO, RTE, suppliers Analysis: CRE Large non residential sites: sites whose subscribed power level is at least 250 kw. These sites include large industrial sites, hospitals, hypermarkets, large buildings, etc. (with an annual consumption generally over 1 GWh). Medium-sized non residential sites: sites whose subscribed power level is between 36 kva and 250 kw. These sites correspond to SME premises, for example (with an annual consumption generally between 0.15 GWh and 1 GWh). Small non residential sites: sites whose subscribed power level is below 36 kva. These sites correspond to the professional mass market (private professionals, trades, etc.). Their annual consumption is generally under 0.15 GWh. Residential sites: Residential sites whose subscribed power level is below 36 kva. Their annual consumption is generally under 10 MWh. Electricity and gas market observatory Q / 48

55 3. Status on December 31 st 2008 A. Summary tables Synthesis in number of sites Residential sites Non residential sites Situation (number of sites) December 31 st 2008 September 30 th 2008 December 31 st 2008 September 30 th All sites 29,700,000 29,600,000 4,800,000 4,800,000 - Sites with contract at market prices 699, , , ,000 TaRTAM sites - - 3,370 3,360 - Sites gained by alternative suppliers 692, , , ,000 - Alternative suppliers market share within all sites 2.3% 1.7% 7.4% 7.2% Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE Synthesis in annualized consumption Residential sites Non residential sites Situation (annualized consumption) December 31 st 2008 September 30 th 2008 December 31 st 2008 September 30 th All sites 140 TWh 139 TWh 292 TWh 295 TWh - Sites at market prices 4.0 TWh 2.4 TWh 134 TWh 137 TWh TaRTAM sites TWh 85 TWh - Sites gained by alternative suppliers 3.3 TWh 2.4 TWh 34 TWh 36 TWh - Alternative suppliers market share within all sites 2.3 % 1.7 % 11.6% 12.4% Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE Technical information: numbers of sites and annualized consumption are rounded, but alternative supplier s market shares are calculated from real figures. 3 In the total number of non-residential sites at market price, the number of sites of EDF is that of November 2008 due to a malfunction of the information system of EDF. Electricity and gas market observatory Q / 48

56 B. Evolution of the number of sites with contract at market prices Number of sites with contract at market prices -NON RESIDENTIAL sites- 800, , , , , 000 Incumbent suppliers Alternative suppliers 300, , , Nov-07 Dec-07 Jan-08 Feb-08 Mar-08 Apr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Aug-08 Sep-08 Dec-08 NB: TaRTAM sites are included with sites at market prices Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE Number of sites with contract at market prices -RESIDENTIAL sites , , , , , Incumbent suppliers Alternative suppliers , Nov-07 Dec-07 Jan-08 Feb-08 Mar-08 Apr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Aug-08 Sep-08 Dec-08 Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE On December 31 st 2008, approximately 796,000 4 non residential sites and 699,000 residential sites have contracts at market prices. 4 In the total number of non-residential sites at market price, the number of sites of EDF is that of November 2008 due to a malfunction of the information system of EDF. Electricity and gas market observatory Q / 48

57 C. Market shares on December 31 st 2008, in number of sites Share of sites for each type of contract on December 31 st % 82% 94% 82% 98% Contracts under regulated tariffs Contracts at market prices incumbent suppliers Contracts at market prices alternative suppliers 1% 3% All sites (34,5 M sites) 15% 3% Large non residential sites (34,000 sites) 5% 1% Medium non residential sites (400,000 sites) NB: TaRTAM sites are included with sites at market prices 10% 8% Small non residential sites (4.4 M sites) ~ 0% 2% Residential sites (29.7 M sites) Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE On December 31 st 2008, around 4% of sites have contract at market prices, amongst which 3% have chosen an alternative supplier. D. Market shares on December 31 st 2008, in electricity consumption Share of consumption for each type of contract on December 31 st % 68% 23% 9% All sites (432 TWh) 51% 18% Large non residential sites (182 TWh) 95% 5% 0% Medium non residential sites (65 TWh) NB: TaRTAM sites are included with sites at market prices 81% 12% 7% Small non residential sites (45 TWh) 98% ~ 0% 2% Résidential sites (140 TWh) Contracts under regulated tariffs Contracts at market prices incumbent suppliers Contracts at market prices alternative suppliers Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

58 E. Focus on TaRTAM The 7 th of December 2006 law established the transitory regulated tariff for market adjustment (TaRTAM). Clients who have chosen contracts at market prices can benefit until 2009 from the TaRTAM provided they asked their provider for it before the 1 st of July This law has been changed with the new law on TaRTAM established on the 4 th of August 2008 giving the possibility to clients who have chosen contracts at market prices to benefit from the TaRTAM if they ask their provider before 30 th of June The TaRTAM is equal to the regulated retail tariff exclusive of tax, increased by 23% for green tariffs, 20% for yellow tariffs, and 10% for blue tariffs. On the 31 st of December, around 3,370 sites (0.4% of non residential sites with contracts at market prices) benefit from the TaRTAM. They represent an annual consumption of 82 TWh, i.e. 61% of the consumption of non residential sites with contracts at market prices. Large non residential sites account for 89% of TaRTAM sites, and almost 100% of TaRTAM consumptions. Less than 1% of small and medium non residential sites with contracts at market prices have chosen to benefit from the TaRTAM. 31 suppliers provide TaRTAM sites. 37% of TaRTAM sites representing 35% of TaRTAM consumption have chosen to benefit from the TaRTAM with an alternative supplier. Share of TaRTAM sites within non residential sites with contracts at market prices on December 31 st % Other sites with contracts at market price ~ 100% 99% ~ 100% TaRTAM sites 50% ~ 0% 1% All sites with contracts at market price ( sites) Large non residential sites with contracts at market price (6 000 sites) Medium non residential sites with contracts at market price ( sites) ~ 0% Small non residential sites with contracts at market price ( sites) Sources: suppliers Analysis: CRE Note: on December 31 st 2008, among 22,000 medium non residential sites with contracts at market prices, 1% has chosen to benefit from the TaRTAM. Electricity and gas market observatory Q / 48

59 Share of TaRTAM consumption within non residential sites with contracts at market prices on December 31 st % 33% 61% 67% 97% ~ 100% Other sites with contracts at market price TaRTAM sites 3% ~ 0% All sites with contracts at market price (135 TWh) Large non residential sites with contracts at market price (123 TWh) Medium non residential sites with contracts at market price (3 TWh) Small non residential sites with contracts at market price (9 TWh) Source: Suppliers Analyses: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

60 F. Active suppliers on December 31 st 2008 List of national active suppliers declared at CRE 5 on December 31 st 2008 Alternative suppliers 6 Suppliers, trademark(s) Large non residential sites Medium non residential sites Atel Energie Small non residential sites Residential sites Direct Energie E.ON Energie Enercoop EGL Enel France GDF Suez HEW Energies Kalibraxe Planète UI Poweo SNET 5 The list of suppliers and trademarks is an extract from CRE s suppliers list updated on February 10 th See electricity glossary for alternative supplier definition. Electricity and gas market observatory Q / 48

61 Incumbent suppliers 7 Alterna EDF GEG Source d Energies Sources: DSO, RTE Analysis: CRE The table lists suppliers who, in the last day of the quarter of the observatory and for each segment of customers: are registered in the search engine of suppliers by zip code, online on the website 8 are national i.e. they did declare offering contracts in at least 90% of the French cities connected to the electricity network (excluding Corsica); are actives if they fulfil at least one of these conditions: they supply at least one site with integrated contract, they are a balancing responsible entity of at least one site with a transmission contract/distribution contract, they are a balancing responsible entity and they delivered part of a site consumption during the last quarter. Suppliers who did not wish to appear in the suppliers lists or did not declare offering contracts in more than 90% of the French cities for at least a segment of customers are not quoted. On December 31 st 2008, about 160 local suppliers are active within the territory including the incumbent suppliers (local distribution companies 9 ). These suppliers operate locally or regionally and offer contracts to one or more segments of customers. 7 See electricity glossary for incumbent supplier definition. 8 Online since September 2008, the search engine is built from the information volontarily provided by suppliers. 9 See electricity glossary for local distribution company. Electricity and gas market observatory Q / 48

62 4. Dynamic analysis: 4th Quarter 2008 A. Summary table for the last quarters The gross adds per month are equal to the number of sites which have signed a contract within the given month (sites which have been connected or sites which have switched to another supplier). The gross adds at market prices or regulated tariffs are a relevant indicator for measuring the commercial competitiveness of the different suppliers, in terms of acquisition of new sites. Residential sites Non residential sites During quarter (number of sites) 4 th 2008 Quarter 3 rd 2008 Quarter 4 th 2008 Quarter 3 rd 2008 Quarter Total gross adds 1,122,000 1,370, , ,000 Gross adds for alternative suppliers 213, ,000 13,000 15,000 Alternative suppliers market shares within all gross adds 19.0% 18.1% 10.6% 12.7% Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE Technical information: gross adds data are rounded, but alternative supplier s market are calculated from real figures. B. Gross adds for the last quarters Decomposition of monthly gross adds Incumbent suppliers Alternative suppliers may-08 june-08 july-08 aug-08 sept.-08 déc Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

63 Decomposition of gross adds by provider type during the 4 th 2008 quarter 2% 94% 95% Incumbent suppliers Alternative suppliers 6% Connections (total 1,074,000) Suppliers switch (total 171,000) Sources: DSO, RTE, Incumbent suppliers Analysis: CRE Note: During the 4 th 2008 quarter, alternative suppliers were at the origin of 6% of 1,074,000 connections. Electricity and gas market observatory Q / 48

64 The wholesale electricity market 1. Introduction A. Main steps in the French wholesale electricity market - November 2000: CRE validated the initial version of the Balancing Responsible Entity (BR) contract - Early 2001: first purchases of losses on the market by RTE - May 2001: first OTC quotations published regarding the French electricity market - September 2001: first virtual power plant auctions set up by EDF (VPP) - November 2001: launch of the Powernext Day-ahead market - June 2004: launch of the Powernext Futures market - July 2004: first purchases of losses on the market by the distribution system operator (ERDF) - January 2006: implementation of explicit capacity auctions on interconnections (except for Switzerland) - November 2006: launch of the market coupling between France, Belgium and the Netherlands B. Balance of the French wholesale market The graph below shows energy flows between the different upstream and downstream segments of the French wholesale market in It shows net physical flows delivered on the wholesale market as well as internal electricity transfers from the generation branch to the end customer branch of integrated companies. Physical injections into grids (584 TWh) Physical withdrawals from grids (584 TWh) Volume outside wholesale market : 411 TWh Generation excluding VPP 506 TWh VPP generation 43 TWh 95 TWh 58 TWh Wholesale market 173 TWh, i.e. 30 % of injections / withdrawals End-user consumption 469 TWh including: customers at regulated tariffs customers at market prices self consumption pumping Grid losses purchased on markets 33 TWh Imports 35 TWh Exports 82 TWh Source: RTE 2008 data analysis CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

65 2. Wholesale market activity in France A. Activity in the over-the-counter market (OTC) Most of the wholesale activity in the electricity market takes place over-the-counter, through direct transactions or through intermediaries (brokers and trading platforms). The volume of OTC transactions is not public. The following graph shows daily nominations of companies to RTE. These numbers do not represent the volume of transactions during the period, but net physical deliveries between companies resulting from transactions in the OTC market. Volume of net deliveries resulting from OTC transactions TWh Jan-02 Apr-02 Jul-02 Oct-02 Jan-03 Apr-03 Jul-03 Oct-03 Jan-04 Apr-04 Jul-04 Oct-04 Jan-05 Apr-05 Jul-05 Oct-05 Jan-06 Apr-06 Jul-06 Oct-06 Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Sources: RTE Analysis: CRE Delivery volumes resulting from OTC transactions increased in the fourth quarter 2008 with 60.4 TWh. Volumes increased by 4.9% compared to last quarter, and reduced by 13.8% compared to the same quarter last year. Volumes represented about 45% of national consumption in the fourth quarter 2008, against 55% in the third quarter Electricity and gas market observatory Q / 48

66 B. Activity on organised markets and international comparison Volumes exchanged on Powernext in the fourth quarter 2008 increased on the day-ahead and futures markets. They increased by 19.7% on the day-ahead market and by 18.4% on the futures market compared to last quarter. Volumes increased by 17.7% on the day-ahead market and diminished by 25.7% on the futures market compared to the same quarter last year. No futures product was exchanged on EEX France during the quarter. 12 Average monthly volumes of transactions on organised markets in France (all maturities combined) Powernext Day-ahead Powernext Futures EEX France 10 8 TWh Q Q Q Q Q Source : Powernext, EEX Average monthly volumes of transactions on main European power exchanges (excluding obligatory or quasi-obligatory markets) fourth quarter 2008 TWh France Powernext Germany EEX Belgium Belpex/Endex Netherlands APX/Endex UK APX UK Futures 7,2 15,6 0,4 2,2 0,0 Day-ahead 4,6 12,7 0,7 2,1 0,8 Sources: Powernext, EEX, Belpex, Endex, APX Electricity and gas market observatory Q / 48

67 3. Prices on the French wholesale market and European comparison As prices of bilateral trading are not public, this section covers power exchange trading only. A. Day-ahead prices Baseload day-ahead prices on Powernext reached 74.3 /MWh on average in the fourth quarter They have increased by 2.8% compared to the previous quarter and increased by 2.2% compared to the same quarter last year. Peakload day-ahead prices on Powernext reached 98.4 /MWh on average in the fourth quarter They have increased by 0.7% compared to the previous quarter and decreased by 9.3% compared to the same quarter last year. /MWh Baseload Peakload Day-ahead prices on Powernext weekly averages 264,63 221, /01/04 01/03/04 01/05/04 01/07/04 01/09/04 01/11/04 01/01/05 01/03/05 01/05/05 01/07/05 01/09/05 01/11/05 01/01/06 01/03/06 01/05/06 01/07/06 01/09/06 01/11/06 01/01/07 01/03/07 01/05/07 01/07/07 01/09/07 01/11/07 01/01/08 01/03/08 01/05/08 01/07/08 01/09/08 01/11/08 Euro/MWh Sources: PWX, EEX Analysis: CRE French baseload day-ahead prices in the fourth quarter 2008 were higher on average than prices on the main European power exchanges, except for the British, Italian and Swiss exchanges. Electricity and gas market observatory Q / 48

68 Baseload day-ahead prices on main European exchanges - weekly averages - Sources: Powernext, EEX, Belpex, Omel, NordPool, Ipex Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

69 B. Futures prices On December, , the Baseload annual futures price for Y+1 on Powernext have decreased by 30.9% compared to October, , passing from 86.9 /MWh to 60 /MWh. Like in the previous quarter, prices were higher in France than in Germany. The average price differential between the two countries reached 5.5 /MWh for both baseload and peakload Germany Baseload Germany Peakload France Baseload France Peakload Futures prices Y+1 in France and Germany - daily prices Euro/MWh /01/04 01/03/04 Prices for 2005 Prices for 2006 Prices for 2007 Prices for 2008 Price for /05/04 01/07/04 01/09/04 01/11/04 01/01/05 01/03/05 01/05/05 01/07/05 01/09/05 01/11/05 01/01/06 01/03/06 01/05/06 01/07/06 01/09/06 01/11/06 01/01/07 01/03/07 01/05/07 01/07/07 01/09/07 01/11/07 01/01/08 01/03/08 01/05/08 01/07/08 01/09/08 01/11/08 Sources: Powernext, EEX Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

70 4. Import and export volumes Imports increased by 28% in the fourth quarter 2008 compared to last quarter, and diminished by 16% compared to the same quarter last year. Total imports per quarter TWh Short term imports Long term imports 1 0 Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Source: RTE Analysis: CRE Exports have decreased by 19% in the fourth quarter 2008 compared to last quarter. They have decreased by 2% compared to the same quarter last year. TWh Q Q Q Q Q Q Q Q Q Total exports per quarter Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Short term exports Long term exports Source: RTE Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

71 5. Concentration of the French electricity market At the end of the fourth quarter 2008, 150 balancing responsible entities were active on the French wholesale electricity market: 10 more compared to last quarter. Among them, 70 were active on Powernext Day-Ahead Auction, 48 on Powernext Day-Ahead Continuous and Intraday and 42 on Powernext Futures. 2 new members joined Powernext Day-Ahead Auction,4 new members on the Day-Ahead Continuous and Intraday market segments and 1 member on Powernext Futures. A. Concentration of the different French wholesale market segments The graph below shows the Herfindahl-Hirschman Index (HHI) 10 which is used for the different French wholesale market segments. During the fourth quarter 2008, purchases on the OTC market and Powernext as well as sales on the OTC appear to be moderately concentrated market segments without including EDF group. Conversely, sales on Powernext, excluding EDF group, show a concentrated market segment. If EDF group is taken into account, sales on Powernext, and in a more relative way on the OTC, show a concentrated market segment. Finally, purchases on Powernext, including the EDF group, indicate a moderate level of concentration. HHI concentration index wholesale electricity market - fourth quarter Very concentrated market Concentrated market 1472 Not including EDF Including EDF OTC - block purchases OTC - block sales Powernext - purchases Powernext - sales Source: RTE Analysis: CRE 10 The HHI equals the sum of the actors market shares squared, and measures market concentration (the higher the index, the more concentrated the market). Generally, a market is considered to be weakly concentrated if its HHI is below 1,000, and highly concentrated if it is over 1,800. Given the specificities of the electricity market, this index should only be used cautiously as an indicator of the competition level. Indeed, regarding the electricity market, concentration and competition are not as directly linked as in most markets. Electricity and gas market observatory Q / 48

72 B. Concentration of the different upstream and downstream segments on the French wholesale electricity market The following graphs show the concentration of the upstream (injections) and downstream (withdrawals) markets. In terms of injections, generation is particularly concentrated, whether EDF group is included or not. This reflects the low number of generators in France. The other segments (VPP, imports) have a relatively weak concentration whether EDF is included or not. HHI concentration index injections - fourth quarter Very concentrated market Concentrated market Not including EDF Including EDF N/A Generation VPP Imports Source: RTE Analysis: CRE Sales to end customers and exports are highly concentrated when taking EDF group into account, but are moderately concentrated when EDF group is not included. Finally, the grid losses market is concentrated whether EDF group is taken into account or not. Electricity and gas market observatory Q / 48

73 HHI concentration index off-takes - fourth quarter Very concentrated market Not including EDF Including EDF Concentrated market End-customer consumption Grid losses Exports Source: RTE Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

74 The gas market The retail gas market 1. Introduction The deregulation of the French gas market 11 took place in several stages: - from August 2000, all sites with an annual gas consumption over 237 GWh and all electricity generators or simultaneous electricity and heat generators whatever their annual consumption level became eligible - from August 2003, all sites with an annual gas consumption over 83 GWh became eligible - from July 2004, all companies and local government agencies became eligible - from July 2007, all customers became eligible, including residential customers. The French retail market represents 11.5 million sites, which accounts for 524 TWh 12 annual gas consumption. Each customer has the choice between two different types of contract: - Contracts under regulated tariffs (offered by incumbent suppliers only) - Contracts at market prices (offered by incumbent suppliers and alternative suppliers) Distribution - of gas contracts illustrative diagram Contracts under regulated tariffs Incumbent suppliers Contracts at market at market prices prices * Alternative suppliers The data sources of the observatory originate from transmission system operators (GRTGaz, TIGF); distribution system operators (GrDF, Regaz, Réseau gds, and Gaz Electricité de Grenoble); and the incumbent suppliers (GDF Suez, Tegaz, Gaz de Bordeaux, Enerest and Gaz Electricité de Grenoble). 11 Natural gas, excluding firedamp and LPG. 12 In the rest of the document, the study boundaries are shortened to the customers linked to the main distribution system operators, which represent 523 TWh. Electricity and gas market observatory Q / 48

75 2. Customer segments and their respective weight 0,01% 6% Typology of sites 33% 94% 39% Non residential sites connected to the transmission network Non residential sites connected to the distribution network Residential sites 28% number of sites gas consumption Sources: data 2007 TSOs, DSOs Analysis: CRE The retail gas market is divided into three segments: The non residential sites connected to the Transmission network which are using gas for big industries The non residential sites connected to the Distribution network: any individual or legal entity purchasing gas, which is not for his own household use The residential sites: customer purchasing energy for his own household consumption, excluding commercial or professional activities. Electricity and gas market observatory Q / 48

76 3. Status on December 31 st 2008 A. Summary tables Synthesis in number of sites Residential sites Non residential sites Situation (number of sites) December 31 st 2008 September 30 th 2008 December 31 st 2008 September 30 th 2008 All sites sites with contract at market prices sites gained by alternative suppliers Alternative suppliers market share within all sites 10,800,000 10,800, , , , , , , , ,000 96,000 90,000 3,9 % 2.9 % 14 % 13.2 % Sources: TSOs, DSOs, incumbent suppliers Analysis: CRE Synthesis in annualized consumption Residential sites Non residential sites Situation (annualized consumption) December 31 st 2008 September 30 th 2008 December 31 st 2008 September 30 th all sites 143 TWh 144 TWh 380 TWh TWh - sites with contract at market prices 10.4 TWh 10.2 TWh 230 TWh 222 TWh - sites gained by alternative suppliers 3.6 TWh 2.7 TWh 68 TWh 69 TWh - alternative suppliers market share within all sites 2.5 % 1.9 % 18 % 19 % Sources: TSOs, DSOs, incumbent suppliers Analysis: CRE Technical information: numbers of sites and annualized consumption are rounded, but alternative supplier s market shares are calculated from real figures. On the 31 st of December, 1,066,000 sites have contract at market price, and 512,000 with alternative suppliers. 13 Consumption for non residential sites increase because of two combined cycle gas turbine connected to the transmission network during the fourth quarter Electricity and gas market observatory Q / 48

77 B. Evolution of the number of sites with contract at market prices Total number of sites with contract at market prices - Non residential sites , Alternative suppliers Incumbent suppliers , Jan- 08 Feb- 08 Mar- 08 Apr- 08 May- 08 Jun- 08 Jul-08 Aug- 08 Sep- 08 Oct- 08 Nov- 08 Dec- 08 Sources: TSOs, DSOs, incumbent suppliers Analysis: CRE Total number of sites with contract at market prices - Residential sites , Incumbent suppliers Alternative suppliers , Jan- 08 Feb- 08 Mar- 08 Apr- 08 May- 08 Jun- 08 Jul-08 Aug- 08 Sep- 08 Oct- 08 Nov- 08 Dec- 08 Sources: TSOs, DSOs, incumbent suppliers Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

78 C. Market shares on December 31 st 2008, in number of sites Share of sites for each type of contract on December 31 st % 70% 91% 92% Contracts under regulated tariff 45% 16% Contracts at market price incumbent suppliers Contracts at market price alternative suppliers 5% 19% 14% 4% 4% 4% All sites (11.5 M sites) Non residential sites connected to transmission network (1,000 sites) Non residential sites connected to distribution network (680,000 sites) Residential sites (10.8 M sites) Sources: TSOs, DSOs, incumbent suppliers Analysis: CRE On December 31 st 2008, about 9% of all sites have contract at market prices; half of them have chosen an alternative supplier. D. Market shares on December 31 st 2008, in annualized consumption Share of annualized consumption for each type of contract on December 31 st % 54% 60% 59% 93% Contracts under regulated tariff 32% 29% Contracts at market price incumbent suppliers Contracts at market price alternative suppliers 14% All sites (523 TWh) 26% Non residential sites connected to transmission network (175 TWh) 11% Non residential sites connected to distribution network (205 TWh) 5% 2% Residential sites (143 TWh) Sources: TSOs, DSOs, incumbent suppliers Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

79 E. Geographic analysis on December 31 st 2008 Market shares of alternative suppliers in each Balancing zone 14 on December 31 st number of sites - - annualized consumption - 5.0% 11% 4.2% 18% 5.1% 4.4% 8.3% 28% 4.5% 9.2% 3.8% 4.1% Market share < 1.5% Market share between 1.5 and 5% Market share > 5% Market share < 5% Market share between 5 and 10% Market share > 10% Sources: TSOs, DSOs, incumbent suppliers Analysis: CRE Note: On December 31 st 2008, in the South-west balancing zone, 3.8% of sites and 4.1% of consumption are held by alternative suppliers. 14 See the glossary for Balancing zone definition Electricity and gas market observatory Q / 48

80 F. Active suppliers on December 31 st 2008 List of national suppliers declared at CRE 15 and active on December 31 st Supplier, trademark(s) 15 Non residential sites transmission network Non residential sites distribution network Residential sites Alternative suppliers 16 of natural gas Altergaz EDF ENI S.p.A succursale France E.ON Energie Gas Natural Gaz de Paris Gazprom Marketing & Trading Ltd Poweo Soteg Wingas GmbH & Co. KG 15 Suppliers name, and trademarks are extracts from CRE s suppliers lists on February 19 th Electricity and gas market observatory Q / 48

81 Incumbent suppliers 16 natural gas GDF Suez Tegaz Sources: TSOs, DSOs, energie-info Analysis: CRE The table lists suppliers who, in the last day of the quarter of the observatory and for each segment of customers: are registered in the search engine of suppliers by zip code, online on the website 17 ; are national i.e. they did declare offering contracts in at least 90% of the French cities connected to the gas network 18 ; are actives if they are shipper and supplier of at least one customer in the segment. Suppliers who did not wish to appear in the suppliers lists or did not declare offering contracts in more than 90% of the French cities for at least a segment of customers are not quoted. On December 31 st, about 30 local suppliers are active within the territory: 22 incumbent suppliers (LDCs 19 ).and several alternative suppliers. Theses suppliers operate locally or regionally and offer contracts to one or more customer segments. 16 See gas glossary for alternative and incumbent supplier definition 17 Online since September 2008, the search engine is built from the information volontarily provided by suppliers. Le web site energie-info.fr has been developed by CRE, the «Mediateur national de l énergie», and with the collaboration of DGCCRF and DGEC. 18 When a supplier signs up in the search engine, he has to declare all the cities in which he offers contracts. This condition is not available for suppliers of non residential sites connected to transmission network. 19 See glossary for Local Distribution company definition Electricity and gas market observatory Q / 48

82 4. Dynamic analysis: 4 th Quarter 2008 A. Summary table for the last quarters The gross adds per month are equal to the number of sites which have signed a contract within the given month (sites which have been connected or sites which have switched to another supplier). The gross adds at market prices or regulated tariffs are a relevant indicator for measuring the commercial competitiveness of the different suppliers, in terms of acquisition of new sites. Residential sites Non residential sites During quarter (number of sites) 4 th 2008 Quarter 3 rd 2008 Quarter 4 th 2008 Quarter 3 rd 2008 Quarter Total gross adds 378, ,000 27,000 29,000 Gross adds for alternative suppliers 132, ,000 11,000 9,000 Alternative suppliers market shares within all gross adds 35 % 29 % 41 % 30 % Sources: TSOs, DSOs Analysis: CRE Technical information: gross adds data are rounded, but alternative supplier s market shares are calculated from real figures. B. Gross adds for the last quarters Decomposition of monthly gross adds , Incumbent suppliers Alternative suppliers ,000 0 Jul-08 Aug-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dec-08 Sources: TSOs, DSOs Analysis: CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

83 Decomposition of gross adds by provider type during the 4 th 2008 quarter 2% 72% 98% Incumbent suppliers Alternative suppliers 28% Connetions ( in total) Supplier switches (41000 in total) Sources: TSOs, DSOs Analysis: CRE Note: During the 4 th 2008 quarter, alternative suppliers were at the origin of 28% of 364,000 connections. Electricity and gas market observatory Q / 48

84 The wholesale gas market 1. Gas pricing and gas markets in Europe Gas supplies to Europe remain dominated by long term contracts (15 to 25 years) between incumbents, which are the main importers, and producing companies from exporting countries external to the European Union (Gazprom in Russia, Sonatrach in Algeria and Statoil in Norway) or not (Gas Terra in the Netherlands). These contracts include price indexation clauses on crude oil and oil products. LNG imports from other countries, including Nigeria, Egypt and Qatar are also rapidly increasing. In 2007, net imports of France amounted to 480 TWh. France s main suppliers were Norway (32%), the Netherlands (19%), Algeria (18%) and Russia (14%) 20. Wholesale markets are developing in Europe, the NBP (Great Britain) being the only market place considered mature. Thanks to its liquidity and to the two gas lines connecting the British market to continental Europe (Interconnector and BBL), the NBP highly influences the continental hubs. Zeebrugge (Belgium) and the TTF (Netherlands) are the two dominant market places on the continent. Other places are emerging, but their development is hindered by obstacles to cross border gas transit within the EU. During the fourth quarter 2008, long term contracts gas prices were above day ahead prices, well they were at the same level at the end of the third quarter. A. Comparison between long-term contracts prices and NBP day ahead and forward prices Stable since April 2006, long term contract gas prices have progressively increased since the second quarter During the fourth quarter 2008, this progression continued (+ 4,5%) and prices stabilized at an historic level. At the end of September 2008, the prices of three long term contracts relevant for the French supplies were: 29,22 /MWh for Russian gas entry Germany (Waidhaus) ; 30,79 /MWh for Algerian LNG entry France (Montoir) ; 31,63 /MWh for Norwegian gas entry Germany (Emden). 20 Source : Observatoire de l Energie, DGEMP Electricity and gas market observatory Q / 48

85 Long term contracts prices and NBP day ahead and forward Y+1 /MWh Nov 07 Jan 08 Mar 08 May 08 Jul 08 Sep 08 Nov 08 Day-ahead NBP (monthly average) Russian gas entry Germany Norvegian gas entry Germany Algerian gas entry Montoir NBP Y+1 (monthly average) Sources: Isic Heren for the prices of the long term contracts and Argus for the day ahead and forward prices This stabilization at a very high level occurs within the context of oil prices fall after a period of soaring prices Brent price increased from more than 90 $/bbl in December 2007 to more than 140 $/bbl at the end of June 2008, and fell at a 60$/bbl level at the end of September Indexation formulas upon oil prices, which include adaptation delays of 3 and 6 months as well as an adaptation at several intervals, explain that the increase in long term contracts prices occurred only during the second quarter 2008 and that these prices have not entered a decreasing phase yet. On a monthly average, day ahead prices on NBP sharply decreased and reached their level of the beginning of 2008, around 22 /MWh. Forward prices Y+1 kept sharply decreasing from 37,5 /MWh in September 2008 to 22,2 /MWH in December B. Day ahead prices on the three main European markets The strong fluctuations of day ahead prices observed during the third quarter 2008 softened during the fourth quarter After sharp swings, between 30 and 16 /MWh, from beginning October to mid- November 2008, the day-ahead prices of the 3 main European markets relatively stabilised between 20 and 25 /MWh at the end of the fourth quarter Electricity and gas market observatory Q / 48

86 Day ahead prices on the three main European markets /MWh Nov 07 Jan 08 Mar 08 May 08 Jul 08 Sep 08 Nov 08 NBP Zeebrugge TTF Source: Argus Electricity and gas market observatory Q / 48

87 2. The wholesale market in France A. Activity in the over-the-counter market (OTC) Even with the beginning of an organized gas market in France, most of the wholesale activity in the gas market takes place over-the-counter, through direct transactions or through intermediaries (brokers and trading platforms). The volume of OTC transactions is not public. The deliveries resulting from these transactions take place at Gas Exchange Points (PEGs), which are virtual points allowing the exchange of gas within each balancing zone. The deliveries observed on the PEGs result from: transactions OTC concluded between suppliers; transactions concluded in the organized market; the deliveries corresponding to gas release programs; gas supplies to network operators for their own needs. The following graph shows the day ahead nominations of the actors at the TSOs. So, it does not represent the volume of the transactions observed over the period, but the volume of net deliveries resulting from transactions OTC and organized market Volume of net deliveries on French wholesale gas market Apr-05 Jun-05 Aug-05 Oct-05 Dec-05 Feb-06 Apr-06 TWh Jun-06 Aug-06 Oct-06 Dec-06 Feb-07 Apr-07 Jun-07 Aug-07 Oct-07 Dec-07 Feb-08 Apr-08 Jun-08 Aug-08 Oct-08 Dec-08 Source: TSO Analysis: CRE Gas supplies to network operators are not included in this chart. During the fourth quarter 2008, the volume of net deliveries resulting from transactions OTC increased by 79% in comparison with the previous quarter. Compared to the levels observed last year, the volumes exchanged have risen by 75%. During the quarter, 65.8 TWh were exchanged. Electricity and gas market observatory Q / 48

88 B. Activity on organised markets and international comparison Volumes exchanged on Powernext Gas Spot in the fourth quarter 2008 represent GWh for 790 transactions/ Average monthly volumes of transactions on organised markets in France (all maturities combined) GWh Powernext Gas Futures PEG Nord Powernext Gas Spot PEG Sud Powernext Gas Spot PEG Nord Powernext Gas Spot PEG Sud Ouest nov-08 déc-08 Source : Powernext Analyse : CRE Average monthly volumes of transactions on main European power exchanges (excluding obligatory or quasi-obligatory markets) fourth quarter ,0 1,8 1,6 1,4 1,2 11,56 TWh 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 France Powernext Day ahead 0,91 11,56 0,01 0,05 0,13 Note: December activity only for French data. Royaume Uni APX UK Belgique APX ZEE Pays Bas APX NL Allemagne EEX Sources : Powernext, APX, EEX Analyse : CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

89 3. Prices on the French wholesale market and European comparison Between November 26 th and December 31 st day-ahead prices on Powernext reached 23, 5 /MWh in North PEG, 23,8 /MWh in South PEG and 22,8 /MWh (only one day with transactions) in South West PEG. Day-ahead prices on Powernext weekly averages 32 Royaume Uni NBP Belgique Zeebrugge Pays Bas TTF France PEG Nord janv.-07 févr.-07 mars-07 avr.-07 mai-07 juin-07 juil.-07 août-07 sept.-07 oct.-07 nov.-07 déc.-07 janv.-08 févr.-08 mars-08 avr.-08 mai-08 juin-08 juil.-08 août-08 /MWh sept.-08 oct.-08 nov.-08 déc.-08 Sources : Argus, Powernext Analyse : CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

90 4. Concentration of the French gas market At the end of the fourth quarter 2008, 39 actors were active on the French wholesale gas market: 4 more compared to last quarter. Among them, 8 were active on Powernext Gas Spot, an on Powernext Gas Futures. A. Concentration of the French PEGs The graph below shows the Herfindahl-Hirschman Index (HHI) 21 which is used for the different French wholesale market segments. During the fourth quarter 2008, purchases on the OTC market and Powernext as well as sales on the OTC appear to be moderately concentrated market segments without including incumbent suppliers. Conversely, sales on Powernext, excluding incumbent suppliers, show a concentrated market segment. If incumbents are taken into account, sales on Powernext, and in a more relative way on the OTC, show a concentrated market segment. Finally, purchases on Powernext, including the incumbents, indicate a moderate level of concentration. HHI concentration index Sales on PEGs - fourth quarter Sources : GRTgaz, TIGF Analyse : CRE 21 The HHI equals the sum of the actors market shares squared, and measures market concentration (the higher the index, the more concentrated the market). Generally, a market is considered to be weakly concentrated if its HHI is below 1,000, and highly concentrated if it is over 1,800. Given the specificities of the gas market, this index should only be used cautiously as an indicator of the competition level. Indeed, regarding the gas market, concentration and competition are not as directly linked as in most markets. Electricity and gas market observatory Q / 48

91 HHI concentration index Purchases to PEGs - fourth quarter Sources : GRTgaz, TIGF Analyse : CRE B. Concentration of the French interconnections The following graphs show the concentration of the imports and exports. Exports are particularly concentrated, whether incumbent suppliers are included or not Indice de concentration HHI importations/exportations - quatrième trimestre Marché très concentré Sans compter les fournisseurs historiques En comptant les fournisseurs historiques Marché concentré Marché peu concentré - Importations brutes Exportations brutes Sources: GRTGaz, TIGF Analyse : CRE Electricity and gas market observatory Q / 48

92 Electricity and gas market observatories combined glossary Delivery on the wholesale market: Daily declaration of a market player to a system operator, of the gas or electricity exchanges taking place the following day with each of its counterparties. Each delivery can result from one or several transactions concluded beforehand on the wholesale market. Gross adds: Gross adds are equal to the sum of: the number of sites which have been connected (contract under regulated tariffs or at market prices) the number of sites which have switched to another supplier Local Distribution Company (LDC): a non-nationalized distributor which distributes electricity and/or gas within a delimited territory. Number of sites: By agreement, the data regarding the number of sites for month M (or quarter Q) will include: site connections carried out during month M (of quarter Q). supplier changes carried out during month M (quarter Q) Numbers of sites are rounded, but alternative supplier s market shares are calculated from real figures. Site: a gas or electricity consumption point for a given customer. One site may include several delivery points (meters). A given customer may have several sites. Site connection: a customer which connects on a new site. There are two possible situations: Connection on a new site: a customer moves into a newly-built site, which involves that a meter must be installed and that premises should be connected. E.g. a mechanic which will move into a newly-built garage. Connection on a current site: a customer moves into a site, after that another customer has left it, which involves that the meter has already been installed. The connection must be made to allow the new customer to be supplied with energy. Site with contracts at market prices: a site which signed a contract at market prices with the incumbent supplier or with an alternative supplier. Transaction on the wholesale market: Conclusion of a contract between two wholesale market players, relative to the delivery of gas or electricity for a determined period of time, at a given price. The number of transactions in a market represents its level of activity, or its liquidity. Wholesale products: Day-ahead: a contract agreement signed for delivery the day after. Forward: a standard contract agreement for delivery of a given quantity at a given price, for a given maturity (OTC markets). Future: a standard contract agreement for delivery of a given quantity at a given price, for a given maturity (organized exchanges). The maturities may differ across power exchanges (weekly, half-yearly, quarterly, monthly, annually). Maturity Y+1 corresponds to the calendar year after the current year. Electricity and gas market observatory Q / 48

93 Specific electricity market observatory glossary Alternative supplier: alternative suppliers encompass non-incumbent suppliers. The companies which activity is followed through the observatory are: balancing responsible entities if the supplied sites have a transmission or a distribution contract suppliers if the supplied sites have an integrated supply contract Incumbent supplier: incumbent suppliers encompass EDF, Local Distribution Companies (LDC) and their subsidiaries. An incumbent supplier is not considered as an alternative supplier out of its historical distribution area. Main electricity power exchanges in Europe (electricity): PWX: French Powernext power exchanges, non mandatory ( EEX: German European Energy Exchange power exchanges, non mandatory ( APX: Dutch Amsterdam Power Exchange power exchanges, mandatory for imports and exports to the Netherlands ( Omel: Spanish pool, almost mandatory ( NordPool: Scandinavian power exchanges, non mandatory (one of the power exchanges in Europe, Non-interconnected territories: areas of the national territory which are not connected (by electrical lines) to the mainland continental system (Corsica, Martinique, Guadeloupe, Reunion, Guyana, Saint- Pierre and Miquelon and the islands of Molène and Ushant). Number of sites: In order to count the sites, sites with different suppliers are affected to their main supplier (transmission or distribution contract sites are affected to their balancing responsible entity). Retail market segments: the non-residential customer market is divided into four segments: Large non residential sites: sites whose subscribed power level is at least 250 kw. These sites include large industrial sites, hospitals, hypermarkets, large buildings, etc. (with an annual consumption generally over 1 GWh) Medium-sized non residential sites: sites whose subscribed power level is between 36 kva and 250 kw. These sites correspond to SME premises, for example (with an annual consumption generally between 0.15 GWh and 1 GWh). Small non residential sites: sites whose subscribed power level is below 36 kva. These sites correspond to the professional mass market (private professionals, trades, etc.). Their annual consumption is generally under 0.15 GWh. Residential sites: Residential sites whose subscribed power level is below 36 kva. Their annual consumption is generally under 10 MWh. Residential/non residential segmentation is established by DSO on the basis of historical data, or on suppliers declarations. TaRTAM: transitory regulated tariff for market adjustment. Unless specifically specified, TaRTAM sites are included with sites at market prices. VPP Products auctioned off by EDF: VPPs baseload: these are products which reflect a generator running in base mode. It runs on the principle that bidders pay a fixed premium (in Euros/MW) each month in order to reserve available capacity, and that they regularly send EDF a schedule for using these capacities. Then they pay an operating fee per MWh taken off, which is similar to the marginal cost of EDF s nuclear generators. The price structure is therefore "fixed cost + variable cost". VPPs peak: these are products which reflect a generator running in peak mode. The principle is the same as for the VPPs baseload, but the price paid for each MWh taken off is an Electricity and gas market observatory Q / 48

94 estimate of the marginal cost of EDF s peak generators. Given this high variable cost, the fixed premium paid by bidders is lower than for VPPs baseload. Wholesale market segments: Generation VPP: Virtual Power Plant or capacity auction sales set up by EDF as a result of a decision made by the European Commission ( Wholesale purchases and sales (OTC) 22 : block trading notifications, i.e. quantities selected by RTE the previous day for the day after, excluding trading via Powernext Imports and exports: Purchases and sales via Powernext, the French electricity power exchange: Final consumption: sales to sites as a balancing responsible entity or under block trading Sales to network operators to compensate for their losses: Wholesale products: Baseload : 24 hours a day, 7 days a week. Peak (continental Europe): from 8 a.m. to 8 p.m., Monday to Friday. 22 Over the Counter or private transactions Electricity and gas market observatory Q / 48

95 Specific gas market observatory glossary Alternative supplier: alternative suppliers encompass non-incumbent suppliers. The observatory deals with: - Shippers delivering gas to consumption sites connected to the transmission system - Suppliers delivering gas to consumption sites connected to the distribution system Incumbent supplier: the incumbent suppliers include Gaz de France, Tegaz, the local distribution companies and their subsidiaries. Market segments: the retail gas market is divided into three segments: Non- residential customers connected to the transmission network. Non-residential customers connected to the distribution network. Residential customers. Number of sites: for sites supplied by several suppliers, we only take into account the most important supplier which subscribed the largest capacity. Consumptions: in transmission, the yearly consumptions considered correspond to consumptions of sites measured in For sites supplied by several suppliers, the consumption delivered by each supplier is proportional with the capacity subscribed. In distribution, the yearly consumptions considered are estimated on the basis of yearly reference consumptions updated on 1 st January Balancing zone: geographic gas transmission system zone within which gas injections and offtakes must be balanced. France account with 6 balancing zones with 2 specific areas in the north: North-B with B Gas (natural gas with a low calorific value) and North-H with H Gas (natural gas with a high calorific value). West North-B North-H East Gas exchange point PEG: a virtual point, linked to a balancing zone, where a shipper can deliver gas to another shipper. South Gas release: to introduce competition in the South of France, a gas release program was set up in 2005 for a three-year period. Gaz de France put 15 TWh per year on the market at the South gas exchange point through calls for tenders and bilateral negotiations. Total Infrastructures Gaz France put 1.1 TWh per year on the market. South-west Electricity and gas market observatory Q / 48

96 Electricity and gas market observatory Q / 48